[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 10 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Thursday, December 23rd, 2010 | |
| 3:10 pm | Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей Свыше 250 миллионов лет назад в Пермский период Палеозойской эры практически над всей территорией современной Евразии располагалось огромное Пермское море. Однако поднятие обширных платформенных областей разобщило гигантское море на полузаметные бассейны - лагуны. Под воздействием солнца концентрация солей в лагунах резко возрастала, а затем натриевые, калиевые, магниевые соли стали выпадать в осадок. Так постепенно на протяжении многих тысячелетий формировалось одно из крупнейших в мире Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей (ВМКМС). Месторождение находится на Западном Урале, в Пермской области и представляет собой гигантскую линзообразную залежь, имеющую площадь 6,5 тыс. км2, вытянутую с севера на юг на 200 км и шириной до 50 км.  Рис.1. Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей (ВМКМС) Соляные формации относятся к филипповскому (ангидриты, карбонаты) и иренскому (ангидриты, соли) горизонтам кунгурского яруса нижней перми и нижней части соликамского горизонта (глины, мергели, соли) уфимского яруса верхней перми. На большей части Соликамской депрессии распространен карбонатно-сульфатный тип разреза филипповского горизонта (известняки, доломиты, ангидриты). Иренский горизонт (березниковская свита) включает глинисто-ангидритовую, соленосную и переходную толщи. Соленосная толща делится на подстилающую каменную соль (140—400 м), сильвинитовую (20 м), сильвинито-карналлитовую (60—70 м) зоны и покровную каменную соль (0—55 м).  ( 1132×3190 ) Рис. 2. Схема месторождения в разрезе После саскачеванского месторождения (Канада, 37% мировых запасов калийных солей) прикамское является крупнейшим в мире. Запасы только калийных солей на Верхнекамском месторождении по категориям А + В + С1 + С2 составляют более 120 млрд тонн. Это 31,4% мировых запасов хлористого калия. http://www.silvinit.ru/about/deposi |
| Sunday, December 5th, 2010 | |
| 12:33 pm | Half a Century of Oil in Libya 2008 marked the 50th anniversary of the very first commercial oil discovery in the Sirt Basin, Libya, in 1958. In the years since then, 22 giant and more than 25 large fields have been discovered, making the basin one of the world's premier petroleum provinces. Petroleum exploration in Libya started in late 1953 with a regional reconnaissance of surface geology that was carried out under special exploration permits. In June 1955 the Libyan Petroleum Law (Law no 25/1955), which governs Petroleum Exploration and Exploitation, came into effect, and by the end of that year 47 concessions covering 519,816 km2 (the equivalent of almost 90 North Sea quadrants) distributed throughout the country's sedimentary basins, had been granted to a number of different companies.  Major tectonic elements of the Sirt Basin Bahi - good The first Libyan petroleum exploration well (A1-18) was spudded on April 19, 1956, on a large surface structure in the Jabal Akhadar Cyrenaica Platform in the north-east part of the country, but this was a dry hole. The first Libyan hydrocarbon discovery was Atshan 1 B2-1 in the western Murzak Basin (compare map), which tested non-commercial oil from Devonian Sandstones on December 27, 1957. The first commercial discovery was made in the Sirt Basin in 1958 with well A1-32 (Bahi Field), which tested 704 bpd of 40° API oil from basal Upper Cretaceous Sandstones overlying a major pre-Cretaceous unconformity (Hercynian Unconformity). Excitement at the first hydrocarbon discovery was expressed by the drilling crew shouting the word "Bahi", meaning good in Arabic, giving us both the formation name Bahi Sandstones and the Bahi Field. The first giant discovery, the Zelten Field, was made with well C1-6, testing 17,500 bopd from Upper Paleocene limestone.  Oil and gas fields in the Sirt Basin A significant petroleum province In the same year (1958), another well, B1-32, was drilled about 40 km south-east of A1-32. This resulted in a giant hydrocarbon discovery, the Dahra Field, in Paleocene carbonates, and the huge potential of Waha Oil Company's Concession 32 was confirmed. Today the total estimated hydrocarbon reserves in-place for Concession 32 adds up to approximately 7 billion barrels of oil (Bbo) and about 2 trillion cubic feet of gas (Tcfg). Following these discoveries, systematic exploration drilling along the major structural features was carried out. To date 22 giant fields, more than 25 large fields, and many small accumulations, with total known recoverable reserves of 42 Bbo and 33 Tcfg, have been discovered in the Sirt Basin, ranking the basin 15th among the world's premier petroleum provinces. The Upper Cretaceous Sirte Shale, which is thickly developed in the deep trough areas (compare structural cross-section), is the major source of hydrocarbons. At least seven stratigraphic pay zones, varying in depth from 600 - 4700 m (15,500 - 2,000 ft) and ranging in age from Precambrian fractured basement to Oligocene, are known to be present in the Sirt Basin.  Generalized correlation chart of the western part of Sirt Basin where A1-32 was discovered Huge potential Exploration activities in the Sirt basin have until very recently concentrated mainly on the relatively shallow and easy targets found on the structural highs, within structural and stratigraphic plays around the basement highs, and on a few structures in the relatively shallow troughs, while the deep troughs remain virtually unexplored. When we consider the petroleum source rocks available in the Sirt Basin, the quantity of hydrocarbons generated and the volume found so far, supported by the lack of surface oil seepages in the basin, it is reasonable to believe that the basin has enormous potential reserves still waiting to be discovered. The deep trough areas, the basement rims and the barely explored stratigraphic traps are all thought to have a significant unexplored potential. This should be released by recent advances in seismic technology, modern improvements in data interpretation, and developments in deep drilling technology.  Structural cross section over the Dahra Platform. http://www.geoexpro.com/history/oil_in_ |
| Tuesday, October 19th, 2010 | |
| 12:30 pm | Республика Коми и Ненецкий АО: USGS assessment Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Timan-Pechora Basin Province, Russia, 2008 Introduction The U.S. Geological Survey (USGS) recently assessed the undiscovered oil and gas potential of the Timan-Pechora Basin Province in Russia as part of the USGS Circum-Arctic Oil and Gas Resource Appraisal program. Geologically, the Timan-Pechora Basin Province is a triangular-shaped cratonic block bounded by the northeast-southwest trending Ural Mountains and the northwest-southeast trending Timan Ridge. The northern boundary is shared with the South Barents Sea Province (fig. 1). The Timan-Pechora Basin Province has a long history of oil and gas exploration and production. The first field was discovered in 1930 and, after 75 years of exploration, more than 230 fields have been discovered and more than 5,400 wells have been drilled. This has resulted in the discovery of more than 16 billion barrels of oil and 40 trillion cubic feet of gas.  Geologic Definition of Assessment Units The USGS defined the Domanik-Paleozoic Total Petroleum System in the Timan-Pechora Basin Province. Several petroleum source rocks are postulated to be present, including source rocks in Ordovician, Silurian, Devonian, Carboniferous, and Permian strata; of these, the Middle Devonian Domanik Formation is the most important petroleum source rock. Three assessment units (AU) were defined geologically and encompass the foredeep and platform areas of the province (fig. 2). The Northwest Izhma Depression AU (fig. 1) is defined to include potential reservoirs within the northwestern part of the province, where reservoir rocks and source rocks mainly range from thin to absent on the platform; this AU was not quantitatively assessed. The Main Basin Platform AU (fig. 1) encompasses all traps and reservoirs in the central part of the province, an area that is characterized by a complex tectonic and structural history. The Foredeep Basins AU (fig. 1) is defined to include reservoirs and traps within the foredeep basins of the Ural orogenic belt in the eastern part of the province. Each of the latter two AUs was evaluated in its entirety for undiscovered, technically recoverable oil and gas resources, but the assessment results reported here (table 1) are only for those portions of each AU that are north of the Arctic Circle.  Resource Summary The estimated means for conventional resources in portions of the Main Basin Platform AU and Foredep Basins AU north of the Arctic Circle are 1,668 million barrels of oil (MMBO), 9,062 billion cubic feet of natural gas (BCFG), and 204 million barrels of natural-gas liquids (MMBNGL) (table 1). Nearly all of the undiscovered conventional oil resources are estimated to be in the Main Basin Platform AU, and 60 percent of the nonassociated gas is estimated to be in the Foredeep Basins AU. Volumes of gas potentially in a basin-centered gas accumulation in the Foredeep Basins AU were not assessed.  http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3051/ http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3051/pdf/F |
| Wednesday, October 13th, 2010 | |
| 10:23 am | Штокмановское газоконденсатное месторождение Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным.  Рис. 1. Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции Штокмановско-Лунинская седловина представляет собой сложнопостроенную структуру, размеры которой в поперечном сечении составляют 250–300 км. Вертикальная амплитуда вала относительно юрско-меловых отложений, выполняющих дно бассейна, составляет около 500–800 м. В строении мегаседловины выделяется ряд субширотных положительных и отрицательных морфоструктур – Штокмановско-Ледовое, Лудловское и Лунинское поднятия и Северо-Штокмановский и Южно-Лунинский прогибы (рис. 2).  Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе. Бурением вскрыт и описан разрез глубиной лишь 4 км. Он представлен песчано-глинистыми отложениями мезозоя (триас-юра-мел) и кайнозоя. Верхнетриасовые-среднеюрские породы представляют собой мощную (до 1200 м) толщу песчаников, которые являются хорошими коллекторами. Высокие коллекторские свойства пород и площадная выдержанность регионального резервуара создают благоприятные условия как для вертикальной, так и для латеральной миграции углеводородов. В верхнеюрской части разреза отмечаются довольно протяженные региональные прослои черных битуминозных глинистых отложений, являющихся ловушками газа, который аккумулируется в среднеюрских песчаниках. Такой тип газовых залежей характерен для Штокмановского и Ледового месторождений. Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи. Тем не менее в меловой части разреза все же наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего коллекторского комплекса в верхний. Штокмановское месторождение было открыто при поисковом бурении в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман». Расстояние от месторождения до Мурманска составляет около 650 км. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380 м. По разведанным запасам газа Штокмановское – самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км². Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. м3. Запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения. В настоящее время на месторождении пробурено небольшое количество скважин, из которых лишь часть вскрыла отложения триаса, остальные же находятся в пределах юры. По результатам бурения в среднеюрских породах установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рис. 3). Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно. Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса Южно-Баренцевоморской впадины служат глинистые образования позднеюрского возраста. Строение Штокмановского месторождения осложнено рядом незначительных разрывных нарушений.  Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения. Условные знаки: 1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы. Газовые залежи Штокмановского месторождения характеризуются как метановые, бессернистые, низкоуглекислые, низкогелееносные, низкоазотные. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины, смолы и асфальтены. Содержание стабильного конденсата в газе месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной до 14,1 г/м3. Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов. Источники: - Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3. С. 39–48 - Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3. С. 1–15 - Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. №7. 1995. - Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001. - Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001. С. 13–23. http://www.trubagaz.ru/gkm/shtokmanovsk Сведения о месторождении География расположено на шельфе Баренцева моря площадь месторождения - 1400 кв. км глубина моря - 350 м расстояние от берега - 600 км перепады глубин по площади месторождения - 50 м Геология Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. геологические запасы газа C1+C2 - 3,2 трлн.куб.м геологические запасы конденсата C1+C2 - 31 млн.т. глубина залегания - 1900-2300 м   Природные условия Максимальная высота волн - 28 м масса айсбергов - до 1 млн.т скорость дрейфа айсбергов- 0,25 м/с толщина дрейфующего льда - 1,2 м скорость дрейфа льда - 1 м/с торосы с глубиной киля - до 20 м   Хронология 1988 - открытие месторождения 1990-1995 - детальная сейсморазведка; бурение 6 разведочных скважин 1993 - лицензия выдана АО «Росшельф» 2000 - включено в перечень СРП 2002 - лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз», выполнен проект разработки 2010 - начало промышленной добычи газа (с сайта 2005 г.) http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Концепция освоения Штокмановского месторождения  http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Экономика Штокмановского проекта Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости. Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения. Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения. Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей. Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа - 1 нитка морского газопровода - 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод). С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта.   http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Морской газовый промысел По объему капитальных вложений морской промысел занимает доминирующее положение — на его долю приходится 49% от общих вложений в освоение Штокмановского месторождения. Массогабаритные и другие характеристики этой системы оказывают большое влияние на уровни проектной добычи газа из месторождения. В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического обородования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п. Проектный уровень добычи достигается с помощью установки трех платформ в разных частях месторождения. К каждой платформе подсоединяются по три системы с кустами скважин подводного заканчивания, что позволяет более равномерно расположить скважины по площади месторождения. Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом. Кроме того, для обеспечения надежности и отказоусточивости всей системы в целом все платформы связаны между собой соединительными газопроводами. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения  В настоящее время ведутся исследования по выбору оптимальной конструкции платформы. В начале 2003 года на стенде ЦНИИ им. академика Крылова были проведены модельные испытания корпуса и системы удержания платформы типа TLP, разработанной в ЦКБ МТ «Рубин». Также как и в случае Приразломного проекта, строительство платформ будет осуществляться преимущественно на отечественных предприятиях с использованием наиболее передового мирового опыта. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Фонд скважин  Основные параметры Фонд скважин - 156 в т.ч. добывающих - 144 контрольных - 3 резервных - 9 Количество скважин с подводным заканчиванием - 40 Суточный дебит скважины - 2,62 млн.куб.м http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Подводные магистральные трубопроводы  http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Штокмановский проект http://www.gazprom.ru/production/projec Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,3 млн тонн газового конденсата. Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд куб. м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу — Норвегии. Добыча на месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических судов. Добытое сырье будет транспортироваться по морским трубопроводам на берег Териберской бухты, где будут расположены: завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов». Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд куб. м. природного газа в год. Окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, решение о производстве СПГ — на втором этапе — до конца 2011 года. Данный подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СПГ в 2017 году. ( Read more... ) |
| Thursday, September 16th, 2010 | |
| 12:40 pm | Geology and Total Petroleum Systems of the Gulf of Guinea Province of West Africa ( Read more... ) Cretaceous - Меловой период  Figure 1. Gulf of Guinea Province (7183) in west-central Africa and locations of oil and gas field centerpoints  Figure 3. Major features of the Gulf of Guinea Province, west Africa: Benin, Central, Ivory Coast, Keta, Saltpond, Tano, and Volta Basins, Cape Three Points, major fracture zones, and approximate locations of exploration wells and of the oil and gas discoveries and fields mentioned in the text. Mid-Atlantic Ridge and fracture zones shown in index map   Figure 5. Paleogeographic stages in the separation of Africa and South America during the Cretaceous. Modified from Tissot and others (1980).    ( геологические колонки )  ( геологические колонки и разрезы )   http://pubs.usgs.gov/bul/2207/C/ http://pubs.usgs.gov/bul/2207/C/pdf/b22 |
| Sunday, September 12th, 2010 | |
| 12:10 pm | Перспективы разведки нефти в России «Эксперт» №19 (657)/18 мая 2009 Интервью заведующего отделом геологии и геодинамики нефтегазоносных территорий Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ) Василия Шеина. ( Read more... ) Конечно, строящийся нефтепровод Восточная Сибирь-Тихий Океан будет способствовать освоению региона. Он проходит относительно недалеко от месторождений Прибайкальского бассейна. И объемы ассигнований на геологоразведочные работы в последние годы здесь резко выросли. Более чем в полтора раза. В 2008 году в сумме они составили свыше 36 миллиардов рублей. Но все равно этого очень мало. В советское время мы бурили десятки миллионов метров в год. И это приносило результаты. Сейчас в России за счет бюджетных и внебюджетных средств в общей сложности бурится около одного миллиона метров в год. — Первая очередь нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан уже почти готова. Трубопровод рассчитан в значительной мере на нефть Восточной Сибири. Но некоторые специалисты утверждают, что запасы нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке не подготовлены и не разведаны и не видно перспектив заполнения трубы. Так ли это на самом деле? — Сейчас это самый больной вопрос. Мы в нашем институте думаем, что пока будет очень трудно нарастить добычу до планируемых 80 миллионов тонн нефти в год, чтобы загрузить этот нефтепровод. Промышленные запасы нефти Талаканского, Верхнечонского, Чаяндинского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений в Восточной Сибири даже по совокупности на уровень добычи в 80 миллионов тонн нефти ежегодно все же не тянут. Пока что запасов для закачки в трубу набирается лишь на 30 миллионов тонн в год, да и то главным образом за счет Ванкорского месторождения, которое фактически находится в Западной Сибири, хоть и относится к Красноярскому краю. Восточная Сибирь действительно пока мало освоена и, самое главное, мало разведана. Разведанность начальных суммарных ресурсов здесь составляет всего 8 процентов, в то время как в Западной Сибири — около 50 процентов. В любом случае, сравнивать Восточную Сибирь с Западной и ожидать там гигантских месторождений, сопоставимых с западносибирскими, нельзя. - Почему? — В первую очередь потому, что в этих регионах разные резервуары для нефти и газа. Геологически Восточная Сибирь очень не похожа на Западную. У них разная история развития. Восточно-Сибирская платформа — один из древнейших блоков континентальной коры Земли. Ее фундамент образовался в архейскую эру, то есть около 3,5 миллиарда лет назад, впоследствии он неоднократно покрывался морями, в которых сформировался мощный осадочный чехол. Плюс ко всему значительную часть Восточной Сибири занимают траппы, магматические породы, излившиеся на поверхность и застывшие на глубине. Возникли они в процессе раскола континентальной земной коры древней Восточно-Сибирской платформы в результате ее растяжения где-то 230–240 миллионов лет назад. Эти самые траппы доставляют много хлопот при картировании ловушек, то есть резервуаров нефти и газа, потому что затрудняют проведение сейсморазведки, да и на формирование самих залежей углеводородов они оказывают деструктивное воздействие. А Западная Сибирь была в триасовом периоде, первом этапе мезозоя, примерно 200 миллионов лет назад, заливом Южно-Анюйского океана, на дне которого и сформировались осадочные породы. Вот почему в Восточной Сибири наиболее перспективны в основном древние толщи — рифейские, вендские, палеозойские, значительно более сложные по своему строению. А в Западной Сибири, наоборот, особенно перспективны в части нефтедобычи более молодые и более простые юрско-меловые отложения. Кроме того, в Западной Сибири существуют дополнительные, пока практически не используемые возможности добычи нефти, залегающей ниже осадочного чехла на глубинах от двух до пяти-семи километров. — Разве нефть не является продуктом органического происхождения и обязательно должна быть где-то в осадочных породах? — По моему убеждению, нефть — продукт органического происхождения. Хотя неорганическая теория никогда не умирала, но сколько-нибудь серьезных фактов, подтверждающих ее, нет. А что касается нефти Западной Сибири, залегающей ниже осадочного чехла, то ее происхождение объясняется особенностями формирования и историей развития бассейна. В палеозое здесь существовали палеомикроконтиненты, на которых тоже накапливался осадочный чехол, и были сформированы месторождения, в том числе и крупные. В конце палеозоя микроконтиненты, дрейфуя в океане, сталкивались с островными дугами и между собой, что привело к смятию пород палеозойского осадочного чехла, превращению его в складчатое основание (нижний этаж). В результате часть залежей разрушилась, но определенная часть скоплений углеводородов могла сохраниться. В мезозое и кайнозое процессы нефтегазонакопления продолжились, пополняя эти нетрадиционные резервуары нижнего — доюрского — этажа нефтегазоносности. Изучение углеводородного потенциала комплексов, залегающих ниже осадочного чехла, в настоящее время проводится во многих странах мира. Уже открыто более 500 таких месторождений, запасы которых составляют около 15 процентов доказанных запасов мира. Кстати, крупнейшее в мире месторождение в нижнем этаже — Белый Тигр — открыто нашими геологами во Вьетнаме. В пределах нижнего этажа нефтегазоносности Западной Сибири выявлено более 80 месторождений и нефтегазопроявлений. Мы думаем, что на нижнем этаже нефтегазоносности в Западной Сибири следует рассчитывать на обнаружение средних и мелких месторождений. Меньше вероятность открытия крупных скоплений. Но для того чтобы приступить к промышленному освоению этих месторождений, надо научиться картировать месторождения в нетрадиционных типах ловушек, которые здесь как раз преобладают. Надо понимать, что месторождения осадочного чехла Западной Сибири, которые сейчас эксплуатируются, не вечны, добыча начинает падать, пик пройден, поэтому задача освоения нижнего этажа является актуальной. — Вы упомянули о гигантском месторождении Белый Тигр, которое открыто во Вьетнаме. Это, наверное, обещает какие-то перспективы нефтедобычи на российском Дальнем Востоке и на побережье Китая — рядом же? — Залежи на Белом Тигре выявлены как в верхнем (осадочном чехле), так и в нижнем (фундаменте) нефтегазоносных комплексах. Самая крупная залежь связана с гранитами нижнего этажа. Это уникальный случай. Если мы найдем на Дальнем Востоке похожую ловушку, то есть крупный выступ фундамента с трещиноватым коллектором среди осадочных пород, обладающий хорошими нефтематеринскими свойствами, то можем рассчитывать на крупные открытия. Что касается возможностей открытия залежей в верхнем этаже нефтегазоносности Дальнего Востока, они скромнее из-за сложного строения бассейнов этого типа и небольших объемов резервуаров. В Китае, близко к нашим границам, в бассейне Сунляо, открыт ряд месторождений, в том числе очень крупное — Дацин. Территории нашей страны, прилегающие к Китаю, образуют бассейны, по геологическому строению похожие на китайские. Но они более интенсивно раздроблены, осадочный чехол в них небольшого объема, ловушки сложного строения. Поэтому здесь мы можем лишь надеяться на открытие мелких и, в меньшей мере, средних по запасам месторождений. Самым перспективным местом для нефте— и газодобычи на Дальнем Востоке, безусловно, является северо-восточная часть Сахалина. Благоприятные условия возникли здесь благодаря реке Пра-Амур, которая образовала дельту с большим объемом осадочных пород еще в период неогена, то есть порядка 20 миллионов лет назад. В других районах Дальнего Востока пра-реки не были столь же могучими, как Пра-Амур. Они образовывали дельты, но с меньшим объемом осадочных пород, поэтому возможности открытия крупных месторождений там намного скромнее, чем на северо-востоке Сахалина. — Вы автор несколько монографий, посвященных геодинамической теории и ее применению для анализа нефтегазоносности российских регионов. Что это за теория? Чем она отличается от традиционной геологической теории? — Глобальная геодинамика является развитием сформировавшейся еще в начале семидесятых годов теории, согласно которой материки вместе с океанами образуют серию литосферных плит, которые перемещаются по поверхности Земли. Сперва было выделено восемь плит. В последующем было добавлено еще шесть. Применяя «классическую» теорию литосферных плит для решения проблем прогноза и поисков нефти и газа, мы убедились, что плит на самом деле еще больше, а механизм их возникновения и перемещения разный. Выяснилось, что с уменьшением размеров плит увеличивается их раздробленность как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении. Если раньше считалось, что при формировании нефтегазового бассейна решающую роль играли вертикальные тектонические движения, то теперь мы полагаем, что не меньшая роль принадлежит горизонтальным движениям, которые существенно увеличивают площадь нефтегазового бассейна. Такая модель нефтегазового бассейна получила название «Модель многоярусной тектоники плит». Следовательно, структура нефтегазовых бассейнов имеет значительно более сложную структуру, чем предполагалось ранее. На этом рисунке (показывает на верхнюю часть рисунка 1) видно, как представлялось многие десятилетия строение одного из старейших нефтегазоносных бассейнов: достаточно просто. В соответствии с этой моделью велись поиски и разведка. Геодинамический анализ показал, что бассейн устроен значительно сложнее, как видно на нижней части этого рисунка. Во-первых, усложнилась структура. Выяснилось, что она носит ячеистый характер. Во-вторых, площадь распространения осадочных пород бассейна оказалась значительно больше, нежели предполагалось ранее. Иное распространение имеют нефтематеринские толщи, другие типы резервуаров для нефти и газа, направления миграции углеводородов, иногда противоположные предполагаемым ранее. Здесь же показан нижний этаж нефтегазоносности. Геодинамическая модель бассейна подтвердилась бурением, сейсморазведкой, и в результате были открыты новые месторождения. Новая теория требует и новых подходов к разведке. До сих пор залежи углеводородов искали лишь в пределах платформенной — центральной — части нефтегазоносного бассейна, где распространены резервуары простого строения. Например, в Западной Сибири. Их мы давно научились находить, это происходило без больших усилий, что и способствовало развитию теоретического «консерватизма». Но время простых решений кончилось. Большая часть месторождений простого строения разведана, большинство бассейнов находятся в зрелой стадии освоения, требуются новые решения, и геодинамическая теория, на наш взгляд, дает их. С сожалением замечу, что, хотя геодинамическая теория тектоники плит подтверждена многочисленными западными исследованиями и уже давно и широко применяется западными компаниями, с которыми мы активно сотрудничаем, ни Российская академия наук, ни наши производственные организации пока не горят желанием использовать ее достижения.  — Какие-то конкретные примеры практического результата от применения геодинамической теории вы могли бы привести? — Да, пожалуйста. На основе «Модели многоярусной тектоники плит» мы можем выделить участки залежей углеводородов, которые являются малопродуктивными, пустыми в пределах контура нефтегазоносности, и, наоборот, те участки, которые являются высокопродуктивными. Это все существенно влияет на оценку запасов, сокращает затраты на освоение месторождений. Так, в Астраханской залежи в отдельных скважинах наблюдаются супергигантские дебиты газа. А рядом есть почти «сухие» скважины. Дело в том, что при бурении не принималась во внимание ячеистость структуры месторождения. А все из-за того, что геологи не учитывали влияние современной геодинамики. Теперь придется это делать. Несколько лет назад нашему институту довелось участвовать в совещаниях по выбору направлений геологоразведочных работ в юго-восточной части Западной Сибири, где одним из авторитетных коллективов сибирских ученых была выделена «Приенисейская нефтегазоносная субпровинция». Они предполагали, что древняя Восточно-Сибирская платформа с ее рифейско-палеозойским чехлом продолжается под молодым юрско-кайнозойским чехлом Западной Сибири и что есть смысл искать здесь нефть в разрезе более древнего рифея-палеозоя. Но согласно геодинамической интерпретации геологического строения Западной Сибири, мы полагали, что под чехлом Западной Сибири есть лишь отдельные осколки — микроконтиненты Сибирской платформы. На этих микроконтинентах осадко— и нефтегазонакопление значительно отличалось от нефтегазонакопления Восточно-Сибирского палеоконтинента. Поэтому мы считали, что не стоит бурить сразу несколько глубоких скважин для разведки нефти в этом районе, как предполагалось. Достаточно пробурить одну-две параметрические скважины, а по результатам планировать дальнейшие геологоразведочные работы. Нас не послушали. Более того, обвиняли ни много ни мало в незнании геологии. В результате пробурено пять глубоких (пять и более тысяч метров) скважин и не получено ни одного притока нефти или газа. Впустую потрачены бюджетные средства. — Где же в России, в соответствии с вашей теорией, сконцентрированы наиболее значимые ресурсы углеводородов? — Лидирующая роль по количеству начальных суммарных ресурсов углеводородов в России принадлежит Западно-Сибирскому и Баренцевоморскому бассейнам. В их пределах сконцентрировано 60 процентов ресурсов нефти России. Если точнее, в Западно-Сибирском — 54 процента, в Баренцевоморском — 6 процентов. Еще здесь 68 процентов газа страны: Западно-Сибирский бассейн — 41 процент, Баренцевоморский — 27 процентов. На бассейны пассивных континентальных палеоокраин, которые охватывают европейскую часть России, Восточную Сибирь, восточную часть Арктики, приходится 31 процент ресурсов нефти и 24 процента газа. На всякий случай поясню: пассивные и активные окраины — это окраины древних континентов. Активные окраины — это места, где происходит схождение плит, погружение океанической части плиты под континентальную. А пассивные — где происходит расхождение этих плит. На шельфе, склоне и подножье континента накапливаются мощные осадочные толщи. На активные континентальные палеоокраины — они занимают восточную часть территории акватории России — приходится в общей сложности 9 процентов начальных суммарных ресурсов нефти и 8 процентов газа. — А насколько разнится оценка ресурсов в зависимости от выбора теории? — Опираясь на геодинамический анализ, мы можем пока отметить существенное расширение площадей потенциально нефтегазоносных бассейнов. Оценка запасов потребует очень большой геологоразведочной деятельности. А на первом этапе необходимо пересмотреть карты нефтегазогеологического районирования на основе геодинамических критериев. Наш институт предложил макет новой карты нефтегазогеологического районирования, который в перспективе послужит основой последующих переоценок нефтегазовых ресурсов России. В соответствии с этим макетом площадь нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов России по сравнению с традиционным нефтегазогеологическим районированием увеличилась более чем на треть (показывает рисунок 2). На этом рисунке видно, что в качестве потенциально нефтегазоносных бассейнов можно рассматривать в том числе Московский и Мезенский бассейны, поиски в пределах которых хотя и проведены, но в недостаточных объемах. Московский бассейн охватывает Московскую, Тверскую, Вологодскую, Костромскую, Ивановскую и другие области, а Мезенский — Архангельскую и Ярославскую области и Республику Коми. Кроме того, к возможно нефтегазоносным отнесен Верхоянский бассейн, который расположен к северо-востоку от Якутска. Увеличение площади бассейнов произошло также за счет новых нефтегазоносных комплексов, залегающих ниже осадочного чехла, за счет глубоководных впадин, за счет горноскладчатых обрамлений вплоть до швов столкновения плит. В мире в глубоководных впадинах уже добывают нефть и газ, скажем, в Бразилии, на пассивной окраине при глубине моря более 2,5 километра. У нас похожие пассивные континентальные палеоокраины есть, например, в пределах арктических акваторий. На сегодняшний день в акваториях России открыто 45 месторождений. Семь из них — это подводное продолжение прибрежных, 19 располагаются на глубинах моря до 20 метров, 10 — на глубинах 20–50 метров и 9 — на глубинах более 50 метров. А разрабатывается лишь шесть из них, то есть по сравнению с сушей акватории России мало освоены. В то же время из 12 месторождений нефти и газа, обнаруженных в пределах Арктики, восемь находятся в пределах России. Видимо, будущее российской, а возможно, мировой нефтегазодобычи — арктическая акватория. ( Read more... ) — Для того чтобы освоить Арктику, какая-то разведка ведется? — В западной части Арктического бассейна уже открыты приличные запасы. Тот же Штокман с запасами 3,2 миллиарда кубометров газа и 31 миллион тонн конденсата в Баренцевом море. Крупные месторождения газа — Русановское и Ленинградское в Карском море. Очень перспективна и восточная часть Арктики. Там мы можем открыть гиганты вроде тех, что открыли американцы на Аляске. Геологические условия российской части Восточно-Арктического бассейна во многом похожи на Аляскинско-Чукотский бассейн США. Но в восточной части Арктики осуществлена пока только сейсморазведка, бурение практически не проводилось, за исключением отдельных скважин на островах. Проблема, я уже говорил, в том, что наше государство и наши нефтяные компании ведут геологоразведку очень слабо — на Западе выделяется на поисково-разведочные работы значительно больше средств, чем в России.  http://www.expert.ru/printissues/ex |
| Monday, June 7th, 2010 | |
| 3:00 pm | Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean The U.S. Geological Survey estimated a mean of 1.7 billion barrels of recoverable oil and a mean of 122 trillion cubic feet of recoverable gas in the Levant Basin Province using a geology based assessment methodology.  The Levant Basin Province encompasses approximately 83,000 square kilometers (km2)  Geologic cross section of the southern part of the Levant Basin Province illustrating the definition of the three assessment units (AU) in this study. The areas of the Levant Sub-Salt Reservoirs AU and the Plio-Pleistocene Reservoirs AU are coincident, and neither AU overlaps with the Levant Margin Reservoirs AU. Dashed line separates Cenozoic (above) from pre-Cenozoic rocks. Messinian-age salt (between the M and N seismic horizons) is shown in green. Location of schematic section (A-A’) shown in figure 1. A, Permian to Aalenian age; B, Bajocian to Turonian age; C, Senonian to Early Oligocene age; D, Oligocene to Late Miocene Age; E, Late Miocene (Messinian) age; F, Plio-Pleistocene age rocks. Modified from Gardosh and Druckman (2006) and Cartwright and Jackson (2008). For this assessment the Mesozoic-Cenozoic Composite Petroleum System was defined to include the possibility of viable petroleum source rocks of Triassic, Jurassic, Lower Cretaceous, Upper Cretaceous, Miocene, and Plio-Pleistocene ages, all of which have been suggested as potential source rocks within this province.  Levant Basin Province assessment results. [MMBO, million barrels of oil; BCFG, billion cubic feet of gas; MMBNGL, million barrels of natural gas liquids. Results shown are fully risked estimates. For gas accumulations, all liquids are included as NGL (natural gas liquids). Undiscovered gas resources are the sum of nonassociated and associated gas. Largest mean oil field in MMBO; largest mean gas field in BCFG. F95 represents a 95 percent chance of at least the amount tabulated. Other fractiles are defined similarly. TPS, total petroleum system; AU, assessment unit. Gray shading indicates not applicable] http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3014/pdf/F http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3014/ http://www.usgs.gov/newsroom/article.as |
| Wednesday, May 26th, 2010 | |
| 9:55 am | Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean The U.S. Geological Survey estimated means of 1.8 billion barrels of recoverable oil, 223 trillion cubic feet of recoverable gas, and 6 billion barrels of natural gas liquids in the Nile Delta Basin Province using a geology-based assessment methodology. ( Read more... ) The province encompasses approximately 250,000 square kilometers of the eastern Mediterranean area (fig. 1).  ( Read more... )  Schematic geologic cross section of the Nile Delta Basin Province illustrating the geologic definition of three of the four assessment units (AU) in this study (dotted red lines): Nile Margin Reservoir AU, Nile Cone AU, and Eratosthenes Seamount AU. The fourth AU, Mediterranean Ridge, is out of the plane of the cross section. Modified from Barber (1981) and Abdel Aal and others (2000). Location of projected section shown in figure 1. 1, Miocene (post-Messinian) and Pliocene-Quaternary; 2, Messinian Salt; 3, Miocene (pre-Messinian); 4, Paleogene-Cretaceous; 5, hypothesized pre-Cretaceous; 6, Eratosthenes Seamount. ( Read more... ) Petroleum charge is confirmed by more than 100 producing fields, numerous oil seeps, mud volcanoes, and gas chimneys imaged on seismic profiles (Loncke and others, 2004). Reservoirs are Mesozoic to Paleogene carbonate and clastic reservoirs and Neogene-Quaternary deltaic, nearshore marine, deep-water slope channel, and sheet and fan sandstones (Cross and others, 2009; Samuel and others, 2003) and Messinian-age (latest Miocene) incised-valley-fill deposits (Dolson and others, 2001a). Traps are structural and stratigraphic with numerous modifications because of inversion, salt removal, normal faults, growth faults, and mass transport (Loncke and others, 2006). Migration was enhanced by major intersecting fault systems. Lithologic and diagenetic seals were effective in creating pressure compartments (Nashaat, 1998). The Nile Margin Reservoirs AU is assumed to be sourced from deeper thermally mature source rocks, but currently only one oil field of minimum size is present in the AU. The Nile Cone AU is thought to be sourced mainly from thermally mature Neogene deltaic source rocks, but also there might be a significant biogenic gas component (Vandre and others, 2007). The Nile Cone AU contains two oil fields and 126 gas fields. Geologic Model - Nile Delta Basin The geologic model used in the assessment of the Nile Delta Basin was derived from comparison of geologic analogs, oil and gas production data, proved reserves, and potential oil and gas resources for the maturely explored Niger Delta Province (Brownfield and others, 2010). The USGS used a minimum undiscovered field size of 5 million barrels of oil equivalent (MMBOE). Assessment Results Estimates of volumes of undiscovered technically recoverable oil and gas resources are shown in table 1.  Table 1. Nile Delta Basin Province assessment results. [MMBO, million barrels of oil. BCFG, billion cubic feet of gas. MMBNGL, million barrels of natural gas liquids. Results shown are fully risked estimates. For gas accumulations, all liquids are included as NGL (natural gas liquids). Undiscovered gas resources are the sum of nonassociated and associated gas. F95 represents a 95 percent chance of at least the amount tabulated; other fractiles are defined similarly. Largest expected oil field in MMBO; largest expected gas field in BCFG. TPS, total petroleum system; AU, assessment unit. Gray shading indicates not applicable]. The mean of the distribution for undiscovered oil is about 1,763 million barrels of oil (MMBO), with a range from 491 MMBO to 4,266 MMBO. For undiscovered gas, the total mean volume is 223,242 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 92,614 to 425,935 BCFG. For natural gas liquids, the total mean volume is 5,974 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL), with a range of 2,451 to 11,464 MMBNGL. By far the largest resource is estimated to be in the Nile Cone AU, with a mean volume of 217,313 BCFG and 5,789 MMBNGL. These estimates represent technically recoverable oil and gas resources; no attempt was made to estimate economically recoverable resources. ( Read more... ) assessment - оценка gas chimney - аномалия типа "газопереток по негерметичной покрышке". Длинновато, конечно. Не удивлюсь, если в жаргоне сейсмиков уже есть калька "газовая труба" или просто "труба" (наряду с "улыбками", "колесами", "яркими пятнами" ridge - горная цепь, водораздел, подводная горная гряда seep - просачиваться, протекать Единицы измерения нефти и газа 1 млн.т. - 7.33 млн. баррелей 1 млн. баррелей - 0.14 млн. т 1 млрд. куб.м. - 35,29 млрд. куб.футов 1 млрд. куб.футов. - 0,03 млрд. куб.м http://www.nolik.ru/oil.htm |
| Monday, April 12th, 2010 | |
| 8:00 pm | Статья: Осадочные бассейны, Енисей-Хатангский прогиб Осадочные бассейны: закономерности образования и строения; теория нафтидогенеза; месторождения углеводородов и углей, закономерности их размещения; стратегические проблемы развития топливно-энергетического комплекса На базе комплексной интерпретации сейсмических и геологических данных построена модель геологического строения и выполнена оценка перспектив нефтегазоносности Енисей-Хатангского регионального прогиба. Проведен сравнительный анализ истории тектонического развития этого региона и Западно-Сибирской нефтегазононой провинции. http://www.ipgg.nsc.ru/Science/Main-sci |
| Tuesday, April 6th, 2010 | |
| 10:58 am | Группа «Синтез»: лицензия на поиск нефти на шельфе Намибии продлена Группа «Синтез» продлила лицензию на разведку блока в Намибии, разработка которого уже привела к претензиям подрядчиков на сумму до 40 млн долл. Компания может вложить в проект еще 70 млн долл. Столько же «Синтез» рассчитывает получить от партнеров по проекту. Лицензия на разведку на блоке 1711 шельфа Намибии истекала 31 марта, сейчас она продлена на два года, рассказал РБК daily исполнительный директор группы «Синтез» Андрей Королев. «Оснований для непродления не было, все обязательства перед правительством Намибии выполнены», — уточнил он. Работы «Синтеза» на шельфе Намибии обернулись недовольством подрядчиков: более десяти компаний, среди которых нефтесервисная Baker Hughes, считают, что им недоплатили за уже проведенные работы 30—40 млн долл. Проектом занимается консорциум акционеров, в который из крупных компаний помимо «Синтеза» входили намибийская Namcor, южноафриканская Petro SA и американская Energulf. В январе «Синтезнефтегаз Намибия Ltd.» передала права на блок аффилированной с ней Nakor Investments Limited. А «Синтез» начал процедуру банкротства «дочки». В течение двух лет «Синтез» планирует завершить разведку по «сквозной» лицензии, после чего сможет автоматически получить разрешение на добычу углеводородов на участке, рассказал г-н Королев. По данным «Синтеза», инвестиции в проект за четыре года составили 150 млн долл., в августе 2008 года на блоке была пробурена поисковая скважина глубиной более 5 км. На завершение работ группа «морально» готова потратить еще около 70 млн долл., говорит исполнительный директор компании. Этих денег точно хватит для завершения работ на первой скважине, но на завершение работ «реально потребуется в два раза больше». Но «Синтез» является не единственным участником проекта, вопрос о привлечении средств будет решаться на управляющем комитете, который должен пройти в Москве, говорит г-н Королев. http://www.rbcdaily.ru/2010/04/06/tek/4  http://3.bp.blogspot.com/_w0OEY2TK3HA/R http://spilpunt.blogspot.com/2007/04/na  http://forum.stocks.ch/forum/-t292559?p |
