2. Нгп Бразилии

БРАЗИЛИЯ (Brasil), Федеративная Республика Бразилия (Republica Federative do Brasil), — государство в Южной Америке, занимающее восточную и центральную части материка.

Запасы нефти и природного газа в Бразилии невелики. Открыто 130 месторождений нефти и 16 газа (в т.ч. 114 месторождений на северо-востоке). Наиболее крупные месторождения нефти — Дон-Жуан (начальные запасы 38 млн. т), Агуа-Гранди (57 млн. т) и Аракас (40 млн. т) в штатах Баия (бассейны Реконкаву), Кармополис (159 млн. т) и Сиризинью (33 млн. т) в штатах Сержипи и Алагоас, Намораду (55 млн. т) на шельфе штата Эспириту-Санту в Восточно-Бразильском нефтегазоносном бассейне. Основные запасы газа связаны с попутным газом нефтяных месторождений, собственно газовые месторождения — мелкие, наиболее крупное открыто в Среднеамазонском бассейне (месторождение Журуа, штат Амазонас).

3 Астраханское месторождение

АСТРАХАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ газоконденсатное — расположено в Астраханской области РСФСР, в 60 км на северо-восток от г. Астрахань, входит в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию.

Открыто в 1976. Приурочено к одноимённому своду размером (по изогипсе 4200 м) 100 х 45 км, с амплитудой свыше 350 м. Промышленная газоносность выявлена в подсолевых карбонатных отложениях среднего карбона. По плоскостигазоводяного контакта (-4073 м) размеры залежи 100 х 40 км, этаж газоносности 220 м. Коллекторы — известняки без заметных признаков доломитизации и сульфатизации; макротрещиноватости и кавернозности не установлено, характерны низкие фильтрационно-ёмкостные характеристики: пористость 8-11%, проницаемость 0,4-1 мД. Начальноепластовое давление 6,3 МПа. Состав газа (%): CH₄ — 50-55, Н₂S — 22-24, CO₂ — 20-22, N₂ — до 3. Содержаниеконденсата от 240 до 560 с м³/м³. На базе месторождения формируется мощный промышленный комплекс по добыче и переработке газа и конденсата, производству серы.

БИЛЕТ № 19

1 Баренцевоморско-Северо-Карская нгп

В строении БСК бассейна принимают участие три разновозрастных комплекса пород: (1) PZ_1-2 терригенно-карбонатный, (2) Р₂-Т преимущественно терригенный и (3) J-К – терригенный. Их суммарная мощность 20–22 км. Осадочный чехол Южно-Карского бассейна Н ~ 11 км, близок по составу к Западно-Сибирской НГП (терригенные породы К, J, Т).

Юго-восточная (Печорская) часть БСК шельфа служит продолжением Тимао-Печорской НГП, где вплоть до Северо-Печорской моноклинали протягиваются все тектонические элементы суши. Северо-Печорская моноклиналь выделяется как субширотно ориентированная зона крутого погружения фундамента, до 12 км рассматривается в качестве северного ограничения Печорской плиты.

На остальной территории БСК шельфа доминирующие положение занимает Восточно-Баренцевоморский мегапрогиб, протягивающийся параллельно Новоземельской гряде на расстоянии 2000 км при ширине от 200 до 600 км. Он характеризуется значительным увеличением (за счет Р2 – Т отложений) мощности осадочного чехла и состоит из ряда погруженных (Южно-Баренцевская, Северо-Баренцевская впадины и дрю) и приподнятых структурных зон (Штокмановско-Лунинский порог и др.). Самая погруженная часть мегапрогиба – Южно-Баренцевская впадина опущена до 20–22 км.

К востоку расположена примыкающая к Новой Земле сложно построенная Адмиралтейско-Приновоземельская структурная область, состоящая из крупных валообразных поднятий и прогибов.

От Новоземельского кряжа она отделена взбросами и взбросо-надвигами, амплитудой до 1,5 км, а от Восточно-Баренцевско мегапрогиба – системой крупных взбросов. На большей части отсутствуют юрские и меловые отложения. Толщина чехла изменяется от 5 км на сводах поднятий до 14–15 км в прогибах.

На юго-западе с мегапрогибом граничит Кольская моноклиналь (северо-восточный склон Балтийской антеклизы) – пологое залегание пород мощностью от 0 до 7 км.

Свальбардская антеклиза занимет северо-западную часть шельфа Баренцева моря (неглубокое залегание PZ). Фундамент антеклизы выходит на поверхность на севере архипелага Шпицберген. Юго-восточная часть российской части шельфа – Медвежинско-Надежнинская региональная ступень. К югу прослеживается восточное замыкание Нордкапского прогиба, где в породах РZ и МZ сейсморазведкой открыто четыре соляных штока.

К западу от Восточно-Баренцевского мегапрогиба располагается Финмаркенская (Центральная) приподнятая зона, в которой выделяется свод Федынского. На склонах его происходит выклинивание РZ, а в приподнятой части – сокращение мощности МZ. В целом мощности изменяются от 7 до 12 км.

Южно-Карская синеклиза – пологая впадина в J – К отложениях, осложненная рядом терасс и сводов. От Северо-Карской впадины отделена приподнятой областью (Северо-Сибирский порог) шириной 150–200 км.

За период 1982–1994 г.г. БСК бассейне открыто 10 месторождений УВ, в Южно-Карском – два.

1) В акватории Печорской плиты в карбонатах Р – С открыты газоконденсатные и нефтяные залежи, в песчаниках Р₂ – нефтяные, в терригенных отложениях Т – нефтяные, газовые и газоконденсатные.

Месторождения: Песчано-Озерское (н), Приразломное (н), Поморское (гк), Таркское (гк), Северо-Гуляевское (гк).

2) В Восточно-Баренцевском мегапрогибе – в J и Т – газовые и газоконденсатные залежи.

Месторождения: Штокмановское (гк), Ледовое (гк), Лудловское (нг), Северо-Кильдинское (нг).

3) В Южно-Карской впадине газовые и газоконденсатные залежи установлены в К отложениях.

Месторождения: Русановское (гк), Ленинградское (гк).

Четыре месторождения относятся к уникальным, гигантским (Q более 0,5 трлн. м³). Наибольшие залежи в J Восточно-Баренцевского мегапрогиба (m = 17–24%), в К Южно-Карской впадины (m = 20–21%), в Р-С отложениях Печорской плиты (m = 10–23%). Высокие фильтрационные свойствав отложениях К и J. Дебиты газа до 2 млн. м³/сут, нефти из карбонатных пород 650 м³/сут.

В настоящее время на этой базе планируется создание 2 газодобывающих (Штокмановско-Ледового и Русановско-Ленинградского) и 1 нефтедобывающего районов (Приразломного) с добычей газа > 300 млрд. м³/год и 2–3 млн. т нефти в год.

Изученность шельфа остается низкой. Разведка законсервирована, нет средств.

Наиболее глубокая скважина в Баренцевом море – 4524 м, в Печорском – 4500 м, в Карском – 2550 м.

Доля разведанных запасов – 8% (по нефти – 1,1%, по газу – 9,6%). Существует возможность наращивания запасов. Выявлено >130 структур.

Перспективы развития ГРР

1) освоение меловых отложений Южно-Карской впадины (40% начальных извлекаемых ресурсов шельфа Западной Арктики);

2) освоение юрских отложений Восточно-Баренцевского прогиба (11% начальных извлекаемых ресурсов);

3) освоение пермско-каменноугольных отложений акватории Печорской плиты (8% начальных извлекаемых ресурсов);

4) далекая перспектива – юрские отложения Южно-Карской впадины, меловые отложения Восточно-Баренцевского прогиба, силур-девон акватории Печорской плиты.

На шельфе западной Арктики открыта новая НГП России.

Указ президента о передаче права на разработку Штокмановского и Приразломного месторождений АО «Росшельф». Нужны деньги. Инвесторы.

Нефтегазогеологическое районирование

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ	РНГК
1. Южно-Баренцевская	Южно-Баренцевская впадина
2. Центрально-Баренцевская		Северо-Кальдинское
3. Северо-Баренцевская	Северо-Баренцевская впадина
4. Адмиралтейская
5. Северо-Карская	Северо-Карская впадина
6. Штокмановско-Лунинская	Штокмановско-Лунинский структурный порог	Штокмановское (гк) Лудловкое (г)

Баренцевоморско-Северо-Карская НГП расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России. В геотектоническом отношении приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью 1,3 млн. км². С севера она обрамляется протяженной линейновытянутой системой геоантиклинальных и срединных массивов Гренладско-Карской зоны на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На Юго-западе НГП ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты.

В 1982 году были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. В 1988 году в центральной части Баренцева моря было открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение (запасы 3 трлн. м³ газа) в отложениях J₂ – J₃. Они имеют более высокие по сравнению с триасовыми породами емкостные свойства.

В этих же отложениях было открыто в 1990 г крупнейшее газовое месторождение Лудловское.

Штокмановско-Лунинская НГО

Максимальная мощность осадочного чехла в этой газонефтяной области оценивается сейсморазведкой в 14–15 км. Бурением разрез изучен до 4070 м. Скважинами вскрыт разрез, сложенный песчано-глинистыми породами кайнозоя, мела, юры и поздне-среднего триаса. Газовые и газоконденсатные месторождения выявлены в отложениях средней юры. Интенсивные газовые проявления и выбросы газа наблюдаются из скважин отложений нижнего мела. Залежи УВ находятся в интервалах глубин 1380–2625 м. Выявлены залежи пластово-сводовые и пластовые, тектонически экранированные, коллекторами являются песчаники и открытой пористостью от 16 до 20%, газопроницаемость пластов достигает 2 мкм². Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяется от 8 до 45 м. Общая мощность достигает 85 м. По величине запасов месторождения Штокмановское и Ледовое относятся к уникальным, а месторождение Лудловское относится к крупным. Газы всех месторождений метановые (93– 97%), бессернистые, низкоуглеводородные (до 1,2%), низкогелиеносные (0,021–0,027%). Содержание кондесата низкое 5–12,5 г/м³. Конденсат малосмолистый (0,14–0,19%), малосернисты (0,013–0,015%), плотность 798– 820 кг/м³.

Изученность области бурением низкая. В поисковое бурение были введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинская) первая бурящаяся скважина законсервирована на глубине 1405 м. Начато бурением 12 скважин, закончено 11 скважин. Из них в 8 получены промышленные притоки газа. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему числу скважин) равен 0,9, плотность бурения – одна скважина/79000 км². Плотность сейсмический исследований 0,16–2,55 км\км² (Штокмановское месторождение). В среднем плотность сейсмики 0,05 км².

Концентрация в среднеюрских отложений Штокмановско-Луненской НГО наиболее крупная, обусловлена благоприятным сочетанием, в первую очередь, структурного и литологического фактора.

По литологическим особенностями разрез НГО делиться на два обусловленных комплекса: апт-верхнемеловой и неоком-верхнетриасовый. Верхнюю часть комплекса образуют глинистые породы, а нижнюю – алевритово-песчаные. Наиболее продуктивными являются пласты J_о (келовей), J₁ (аален-байос), J_2-3 – нижняя юра.

Северо-Карская часть провинции находиться в северной части Карского моря, приуроченого к Северо-Карской краевой плите. Изучена крайне слабо. Сейсморазведка практически не произведена. По аэромагнитным данным выделено: впадина Уединение, Северо-Карский и Шмидтовский прогибы, Ушаковское поднятие и обрамляющий их Северо-Земельский выступ и Северо-Таймырская моноклиналь. Впадина Уединения и Шмидтовский прогиб рассматриваются как продолжения системы впадин шельфа Баренцева моря. Мощность осадочного чехла в их пределах достигает 10–12 км на севере Таймырской моноклинали и 6 км на Северо-Земельском выступе.