Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс»

Акватория Калиниградской площади Российского сектора в тектоническом отношений принадлежит Куршской впадине Балтийской синеклизы Восточно-Европейской платформы. Нефтепоисковые работы были начаты в 1976 г. СП "Петробалтика". V. Desyatkov, A. Otmas, V. Chegesov и V. Shmakov отметили в докладе на конференции, что в районе выделяются 3 перспективных комплекса - среднекембрийский, ордовикский и верхнесилурийский. В результате проведенных сейсморазведочных работ 2006-2008 гг. выявлен ряд перспективных структур с извлекаемыми запасами от 1,5 млн. т до 8 млн. т. Разработка этих объектов будет экономически эффективной при комплексных поисково-разведочных работах и строительстве подводной системы транспортирования углеводородов [Desyatkov V., Otmas A., Chegesov V., Shmakov V. Геология и перспективы нефтегазоносности Российского сектора Балтийского моря. Geology, oil-and-gas content and prospects of Russian Sector of the Baltic Sea development. //The Baltic Sea Geology - 10. 10 International Marine Geological Conference, St. Petersburg, 24-28 Aug., 2010: Abstracts VolumeVSEGEI. -St. Petersburg. -2010.].

Доминирующим становится признание возможности полигенного образования нефтяных систем. Имеющиеся к настоящему времени подходы к объяснению образования абиогенной составляющей не проясняет причин появления в нефтях гетероатомов (S, V, Ni и др.) и устойчивых корреляций между их количеством и другими показателями нефтей. М.А. Лурье и Ф.К. Шмидт предполагают, что взаимодействие эндогенных СН₄ (его ближайших гомологов) и S с участием в качестве катализаторов V и Ni, входящих в состав мантийных потоков, обеспечивает формирование абиогенной нефти и обуславливает указанные корреляции [Лурье М.А., Шмидт Ф.К. Серосодержание и металлоносность нефтей как генетические характеристики. //Изв. вузов. Нефть и газ. -2011. -№ 3.].

Согласно общепринятой в настоящее время осадочно-миграционной концепции происхождения нефти главным фактором нефтеобразования является термическая деструкция созревшего керогена при достижении породами в процессе погружения главной фазы нефтеобразования. Отсюда, казалось бы, должен следовать логический вывод: чем больше керогена или органического вещества (ОВ) в породе, тем больше образующейся нефти. Однако на практике эта закономерность не наблюдается [Лифшиц С.Х. Нанопроцессы в генезисе нефти. //Минералогическая интервенция в микро- и наномир. Материалы Международного минералогического семинара, Сыктывкар, 9-11 июня, 2009. ИГ Коми НЦ УрО РАН. -Сыктывкар. -2009.].

В статье А.В. Ступаковой (МГУ им. М.В.Ломоносова) сделана попытка посмотреть на нефтегазоносные бассейны северных окраин Восточно-Европейской платформы как на единую мегапровинцию и сопоставить региональный структурный план с особенностями распределения крупных зон нефте- и газонакопления. Сравнительный анализ большого региона помогает найти аналогии в истории развития и формировании нефтегазоносности крупных территорий и проследить их в акватории Баренцева и Карского морей, где еще предстоит сделать много новых открытий. Сверхглубокие депрессии как области длительного и устойчивого погружения представляют собой зоны, высокоперспективные для аккумуляции преимущественно газовых месторождений. Они формируют региональные пояса газонакопления, протягивающиеся на тысячи километров, где наиболее крупные месторождения следует ожидать в зонах их пересечения с крупными тектоническими элементами другого простирания. На бортах сверхглубоких депрессий, в зонах тектонических ступеней и моноклинальных склонах разрез осадочного чехла не содержит полного набора нефтегазоносных комплексов, выделяемых в сверхглубоких депрессиях. Образование залежей в их пределах возможно главным образом за счет латеральной миграции флюидов из сопредельных очагов генерации или из доминирующих собственных нефтегазоматеринских толщ. Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются платформенные массивы и зоны древних поднятий [Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий. //Геология нефти и газа. -2012. -№ 6. с. 99-115.].

Доминирующим тектоническим элементом является Шенталинско-Черемшанское радиально-концентрическое образование. В.А. Трофимов, Ю.А. Романов и В.Т. Хромов провели анализ магнитных и гравитационных полей, который указывает на радиально-кольцевое распределение аномалий потенциальных полей; кольцевое образование хорошо обособляется по аэрокосмическим данным. Чрезвычайно важным является выявленный по данным сейсморазведки факт существенного отличия внутреннего строения фундамента в центральной части Шенталинско-Черемшанского радиально-кольцевого образования и за ее пределами. Здесь четко видны погружающиеся к его центру сильные отражающие границы [Трофимов В.А., Романов Ю.А., Хромов В.Т. Крупные радиально-кольцевые образования Волго-Уральской НГП как фактор, контролирующий формирование и размещение скоплений углеводородов. //Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. Материалы Всероссийской конференции, Москва, 22-25 апр., 2008. Геос. -М. -2008.].

Темп седиментации, в конечном счете (сделал вывод в своем докладе В.С. Конищев), определяет глубину захоронения потенциально нефтегазоматеринских отложений, режим их прогрева, время вступления сначала в главную зону нефтеобразования, а затем в главную зону газообразования. К тому же высокий темп накопления нефтегазоматеринских осадков является необходимым условием быстрой изоляции рассеянного органического вещества от окислителей, растворенных в придонных водах, и его сохранения в осадках, а, следовательно, условием формирования потенциально нефтегазопроизводящих отложений [Конищев В.С. Геодинамика седиментогенеза, энергетика нафтидогенеза и нефтегазоносность осадочных бассейнов. //Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Материалы 41 Тектонического совещания, Москва, 2008. -М. -2008.].

На данной стадии изученности Большехетской зоны (Западная Сибирь) Т.Д. Куликов делает вывод, что источники нефти, газа и конденсата Большехетской впадины и обрамляющих ее мегавалов приурочены в основном к юрским и доюрским отложениям. Несмотря на относительную обедненность данного комплекса органическим веществом, его нефтегазогенерационный потенциал очень высок под воздействием высоких температур и давлений - наиболее важных факторов образования и миграции углеводородов, здесь находится многокилометровая толща потенциально нефте- и газоматеринских пород [Куликов Т.Д. Перспективы нефтегазоносности осадочных отложений Большехетской зоны (Западная Сибирь) в свете основных генетических признаков. //Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы Международной академической конференции, Тюмень, 20-22 нояб., 2007. -Тюмень. -2008.].

В недрах шельфа Берингова моря создавались рифтовые бассейны (потенциально нефтегазоносные Нортонский, Анадырский, Наваринский, Св. Георгия, Бристольский и др.), а на сопредельной суше межгорные молассовые впадины и прогибы (нефтегазоносные Нижнеанадырская, Хатырская, Кук-Инлет, Сент-Элиас и др.). И.Д. Полякова сделала вывод, что эти два типа бассейнов развивались в результате действия синхронных процессов растяжения и сжатия коры на северо-западе Тихоокеанской окраины. [Полякова И.Д. Влияние геодинамических факторов на образование и накопление углеводородов в северо-западной части Тихоокеанской окраины. //Тектоника земной коры и мантии. Тектонические закономерности размещения полезных ископаемых. Материалы 38 Тектонического совещания, Москва, 2005. -М. -2005.].

А.Г. Родников и М.В. Родкин провели изучение глубинного строения осадочных впадин Охотского моря. Исследование выполнено по материалам международного проекта «Геотраверс» с использованием глубинных разрезов литосферы и астеносферы, построенных на основе комплексной интерпретации геолого-геофизических данных. Рассмотрены модели глубинного строения Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна и осадочных впадин Дерюгина, Татарского пролива и Курильской котловины. На основе проведенного анализа высказывается предположение о перспективности ряда структур земной коры, сформировавшихся в условиях задуговых бассейнов и в настоящее время являющихся фундаментом кайнозойских осадочных впадин, для поисково-разведочных работ на нефть и газ [Родников А.Г., Родкин М.В. Роль глубинных процессов в формировании осадочных бассейнов Охотского моря. //Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ. Перспективы нефтегазоносности фундамента и оценка его роли в формировании и переформировании нефтяных и газовых месторождений: Материалы Международной научной конференции, Казань, 6-8 сент., 2006. -Казань. -2006.].

Проведенный анализ (в ФГУП «ВНИГРИ» и Техническом университете) и переобработка материалов ГИС и бурения в биогенно-карбонатном верхневизеиско-нижнепермском комплексе Тимано-Печорской провинции позволили выявить перспективные объекты. Проведенные эксперименты позволили разработать концептуальную модель вторичного осернения природных УВ и формирования высокоемких карстовых карбонатных резервуаров в зонах нефтегазонакопления. Формирование высокоемких резервуаров в комплексе связано не только с выщелачиванием в приповерхностных условиях, но и с процессами образования Н₂S и осернения природных УВ, приводящих к образованию палеокарстовых пустот [Макаревич В.Н., Крыкова Т.Н., Петухов А.В. Новые нефтегазоносные объекты в визейско-нижнепермском комплексе Тимано-Печорской провинции. //Разведка и охрана недр. -2011. № 4, с .17-22.].

На примере Кравцовского нефтяного месторождения, расположенного на шельфе Балтийского моря, А.А. Отмас анализирует условия формирования локальных нефтеперспективных объектов в Калининградском регионе. При изучении истории тектонического развития локальных структур в основу исследований положен метод анализа толщины, который является одним из важнейших методов палеотектонических исследований, позволяющих дать не только качественную, но и количественную оценку тектонических движений. Результаты проведенных палеотектонических исследований подтверждают длительную историю формирования ловушек нефти доминирующего комплекса, связанную с тектоническим развитием всего Калининградского региона. Основной этап формирования потенциально нефтеперспективных структур приходится на заключительную стадию каледонского тектогенеза [Отмас А.А. Комплексный палеотектонический анализ условий формирования локальных нефтеперспективных объектов на примере Кравцовского месторождения. //Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2010. -№ 1.].

Газогидраты (ГГ) - это кристаллические нестеохиметрические соединения молекул воды и газа клатратного типа. В одном кубическом метре ГГ содержится 160 кубических метров метана, доложил А.В. Егоров на конференции по морской геологии. ГГ устойчивы в довольно жестких термобарических условиях низких температур и высоких давлений. Благоприятные условия существуют на 90 площади дна Мирового океана. Однако потенциально гидратоносными являются лишь 10, в основном, связанные с континентальным склоном и его подножием [Егоров А.В. Основные закономерности формирования газогидратных скоплений в акваториях. //Геология морей и океанов. Материалы 17 Международной научной конференции (Школы) по морской геологии, Москва, 12-16 нояб., 2007. -М. -2007.].

Большинство нефтегазоносных бассейнов современности находятся в составе одного из пяти поясов нефтегазонакопления, приуроченных к зонам перехода от континентов к океанам, которые существовали в мезозое и кайнозое. Лавразийский пояс включает окраины континентов в северной части Атлантического и Северного Ледовитого океанов, где расположены несколько крупных нефтегазоносных бассейнов. А.И. Конюхов рассмотрел геологическую историю, строение осадочного чехла и состав основных нефтегазоносных комплексов в осадочных бассейнах Лавразийского, или бореального, пояса нефтегазонакопления [Конюхов А.И. Окраины континентов глобальные пояса нефтегазонакопления, Лавразийский пояс. //Литол. и полез. ископаемые. -2010. -№ 2.].

Открытие Табынского месторождения ознаменовало собой открытие новой нефтеносной зоны на стыке складчатого Урала с Предуральским прогибом, протяженность которой составляет более 2000 км. Р.А. Исмагилов и А.Р. Гумерова отмечают, что передовые складки Урала это не цепочка единичных антиклиналей, как иногда представляют, а целый каскад структур, образующих сложный складчато-чешуйчатый комплекс вдоль границы с Предуральским прогибом [Исмагилов Р.А., Гумерова А.Р. К вопросу о поисках новых месторождений нефти и газа в зоне передовых складок Урала. //Изв. отд-ния наук о Земле и экол. АН Респ. Башкортостан. Геол. -2008. -№ 12.].

На территории Западно-Сибирского региона выявлен ряд территорий распространения карбонатных отложений кембрийско-раннекарбонового возраста, которые подвержены процессам доломитизации и в которых установлены месторождения нефти и газа. Это территория Красноленинского структурно-фациального района (СФР), Новопортовского и Нюрольского СФР. Такой широкий диапазон распространения доломитизированных известняков на территории Западно-Сибирского региона как по площади их распространения, так и в диапазоне их возраста позволяет говорить о перспективе обнаружения в данных отложениях новых месторождений нефти и газа [Ковешников А.Е. Силурийско-раннекарбоновые отложения палеозойского фундамента Западно-Сибирского региона перспективный объект для открытия месторождений нефти и газа на территории Западной Сибири. //Актуальные вопросы литологии. Материалы 8 Уральского литологического совещания, Екатеринбург, 2010. ИГГ УрО РАН. -Екатеринбург. -2010.].

Статья Л.С. Маргулиса посвящена секвенс-стратиграфии в изучении нефтегазоносных бассейнов акваторий, которая базируется на фундаментальных положениях стратиграфии, седиментологии и учения о фациях. Главный толчок возникновению этого нового научного направления дала сейсмостратиграфия. Возникла и родилась из недр сейсмостратиграфии и полностью вобрала ее положения и методические разработки [Маргулис Л.С. Секвенс-стратиграфия в изучении нефтегазоносных бассейнов акваторий. //Теория и практика нефтегеологического прогноза. Сборник статей ВНИГРИ. -СПб. -2008.].

Б.Р. Кусов приводит критический анализ существующих представлений о геологическом строении нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. На конкретных примерах отмечено несоответствие этих представлений фактическому геологическому строению месторождений. Показано, что многие месторождения разбиты разломами и имеют блочное строение, где в каждом блоке пластовые залежи имеют свой водонефтяной контакт. Объединение таких залежей в одну без учета разломов и пластового типа залежей приводит к ложному представлению о наклонных водонефтяных контактах. Не подтверждается и исключительно трещинный тип карбонатных коллекторов. Все это приводит к ошибкам в подсчете запасов и оставлению в недрах значительных запасов извлекаемой нефти в процессе разработки месторождений [Кусов Б.Р. Некоторые особенности геологического строения нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. //Геол. нефти и газа. -2010. -№ 1.].

В. И. Попков, В.А. Соловьев и Л.П. Соловьева предлагают тектонический принцип районирования нефтегазоносных территорий в соответствии с которым провинции определяются как плиты платформ, а области как структурные элементы плит антеклиз, синеклиз и краевых прогибов. Составлены схемы тектонического районирования и перспективных нефтегазоносных областей России [Попков В.И., Соловьев В.А., Соловьева Л.П. Систематика структур земной коры как основа районирования нефтегазоносности. //Геол., геогр. и глоб. энергия. -2009. -№ 3.].

На шельфе Чукотского моря в пределах российского сектора расположен Северо-Чукотский прогиб (крупный осадочный бассейн). Интенсивное погружение этого прогиба и накопление большого объема осадков, в свою очередь, способствовало появлению Врангелевско-Геральдской зоны инверсионных компенсационных поднятий, образовавшихся в депоцентрах накопления отложений более раннего возраста. Ю.К. Бурлин в своем докладе сделал заключение, что перспективы нефтегазоносности этого осадочного бассейна могут быть очень велики, здесь имеются благоприятные факторы для открытия месторождений нефти и газа [Бурлин Ю.К. Перспективы открытия крупных нефтегазовых месторождений на шельфе Чукотского моря (Российский сектор). //Материалы Международной научно-технической конференции "Нефть, газ Арктики", Москва, 27-29 июня, 2006. Интерконтакт Наука. -М. -2007.].

В ОАО «Газпром» и ООО «Газпром научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (Вовк В.С., Карнаухов С.М. и Скоробогашов В.Л.) проанализированы геологические и генетические условия формирования и размещения скоплений УВ разного типа и фазового состояния в недрах осадочных бассейнов российской части Арктики (шельф), Охотского и Берингова морей.

В породах триаса, нижней-средней юры и нижнего мела Баренцева и Карского морей, а также в неогене Охотского моря 0В присутствует в рассеянной и концентрированной формах существенно гумусового и сапропелево-гумусового типов, что в генерационном отношении предопределило формирование (и сохранность) преимущественно газосодержащих залежей и месторождений (типа газовых, газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных). Сделаны выводы:

1. Общемировые закономерности (тенденции), установленные на примере хорошо изученных материково-шельфовых регионов (бассейнов, провинций и областей, разделенных береговыми линиями), и уже накопленные факты (материалы) по российским шельфовым бассейнам свидетельствуют о том, что с высокой вероятностью недра последних (прежде всего, в Арктике и на Дальнем Востоке) будут преимущественно газоносны, а нефтяные скопления (и запасы) будут иметь подчиненное значение.

2. В 2011-2030 гг. в результате активизации поисково-разведочных работ в Баренцево-Карском регионе общий прирост разведанных запасов газа реален в объеме до 9,0 трлн. м³ газа и 1,5 млрд. т жидких УВ (конденсата и нефти, всеми компаниями-операторами).

3. Целенаправленные поиски преимущественно нефтесодержащих месторождений не приведут к крупным открытиям в недрах арктических морей России.

4. Освоение открытых и разведанных в будущем преимущественно средних и небольших по запасам скоплений нефти в шельфовых областях (в районах открытого шельфа) будет сталкиваться с большими трудностями, обусловленными рядом природных и геолого-технологических причин и, прежде всего, наличием свободного газа в смешанных скоплениях, а также выше и ниже интервалов установленной и прогнозируемой нефтеносности [Вовк В.С., Карнаухов С.М., Скоробогашов В.Л. Соотношение газа и нефти в недрах арктических и дальневосточных морей России. //Геология нефти и газа. -2011. -№ 6, с. 13-19.].

И.В. Кислухин рассмотрел геологическое строение юрских и нижнемеловых отложений полуострова Ямал. В юрско-неокомской части разреза осадочного чехла происходит стратиграфическое выклинивание или литологическое замещение 38 песчано-алевритовых пластов. На полуострове имеется огромный резерв не опоискованных зон развития перспективных ловушек экранированного типа. Изучение этих объектов позволит обеспечить стабильную добычу газообразных углеводородов на полуострове на длительный период [Кислухин И.В. Экранированные ловушки основной объект поисков залежей углеводородного сырья на полуострове Ямал. //Изв. вузов. Нефть и газ. -2009. -№ 6.].

Во ВНИГНИ (Лившиц В.Р. и Шарнин А.А.) разработана имитационная стохастическая модель латеральной миграции первичных скоплений УВ в прикровельной зоне коллектора. С помощью серии выполненных на ней вычислительных экспериментов показано, что степенное распределение скоплений УВ по массе может быть следствием процесса латеральной миграции, а также, что оно возникает как результат действия двух разнонаправленных процессов: слияния скоплений и потери их массы на путях миграции. Формирование степенного распределения возможно лишь при превышении средней массы первичных скоплений некоторого критического значения, при котором вероятность объединения оказывается достаточной для возникновения степенного распределения, в противном случае объединение первичных скоплений происходит слишком редко и основная их масса рассеивается на путях миграции [Лившиц В.Р., Шарнин А.А. Об одном возможном механизме формирования распределения скоплений углеводородов по крупности. //Геология нефти и газа. -2011. -№ 5, с. 11-17.].

УВ потенциал осадочных бассейнов арктических морей составляет около 80% начальных суммарных ресурсов нефти и газа всего российского шельфа. В ряду проблем, сдерживающих его освоение, остается слабая геолого-геофизическая изученность акваторий. Наибольшая плотность сейсмических наблюдений сосредоточена в Печорском море и на юге Баренцева моря. Северные районы Баренцева и Карского морей до недавнего времени были изучены отдельными рекогносцировочными профилями. С 2004 г. ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (ОАО «МАГЭ») выполняет сейсморазведочные работы в комплексе с гравимагнитными наблюдениями на перспективных площадях в морях Арктики. Общий объем съемок превысил 60 тыс. км. В результате проведенных региональных геофизических работ выявлены десятки локальных поднятий, а также зоны возможного развития неантиклинальных ловушек УВ. Крупные структуры площадью более 1000 км² обнаружены в северной части Баренцева моря. Локализованные прогнозные ресурсы в пределах выявленных поднятий в Баренцевом, Карском, Лаптевых морях составили около 2500 млн. т н.э. [Казанин Г. С., Заяц И. В., Шкарубо С. И. и др. Региональные сейсморазведочные работы в арктических морях - основные результаты нового этапа и дальнейшие перспективы. //Геология нефти и газа. -2009. -№6, с. 90-98.].

В 1964 г. академик А.А. Трофимук впервые поставил вопрос о необходимости крупномасштабных поисков залежей нефти и газа в палеозойском комплексе Западно-Сибирского осадочного бассейна. Он называл этот комплекс «золотой подложкой» мезозоя. Эта проблема остается актуальной и теперь, в начале ХХI века. Во ВНИГНИ на базе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и данных глубокого бурения построена геологическая модель палеозойских отложений Останинской площади. Предложены методические приемы выделения зон, перспективных для формирования коллекторов в отложениях девона и карбона. В качестве объектов исследований рассмотрены Останинское и Северо-Останинское месторождения, расположенные в восточной части Чузикско-Чижапской зоны [Канакова К.И., Губин И.А. Модель геологического строения и прогноз нефтегазоносности палеозойских отложений Останинской, Северо-Останинской площадей (Юго-Восток Западной Сибири, Томская область). //Геология нефти и газа. -2011. -№ 5, с. 26-37.].

Нефтегазоносными районами мира являются преимущественно осадочные бассейны. Месторождения нефти и газа располагаются в локальных структурах осадочного чехла этих бассейнов, что и объясняет методику оценки перспектив поисков этих месторождений путем изучения геологических особенностей именно осадочного чехла. На первых порах для таких целей использовался комплекс геофизических методов, состоящий из гравиразведки, магниторазведки и электро- и сейсморазведки. С течением времени во всем мире стали отдавать предпочтение наиболее дорогому, но и более надежному методу - сейсморазведке в сочетании с использованием геологических данных, полученных с помощью глубокого бурения. Недавно был предложен новый подход к выяснению пространственных закономерностей расположения нефтегазоносных структур в осадочном чехле путем использования систем разломов фундамента. Образно говоря, предпринята попытка "заглянуть в осадочный чехол через кристаллический фундамент". По мнению К.Ф. Тяпкина, В.П. Солдатенко, М.М. Довбнича и Я.В. Мендрия основной особенностью новой методики прогнозирования является использование взаимосвязи образования локальных структур в чехле с разломами фундамента. Дело в том, что нет таких реальных сил, которые бы действовали в чехле, минуя фундамент. Поэтому образование локальных структур в осадочном чехле - это результат движения блоков проявляется на их границах (разломах), то формирование локальных структур в чехле должно неизбежно происходить в пределах зон влияния разломов фундамента. Использование этой закономерности в значительной мере сужает площадь поисковых работ. Кроме того, в новой методике прогнозирования может быть использована взаимосвязь между эпохами активизации систем разломов фундамента и возрастом деформируемых толщ чехла. Это обстоятельство открывает дополнительные возможности восстановления геологической истории развития региона и, соответственно, прогнозирования нефтегазоносных структур. Второй отличительной особенностью рассматриваемой методики прогнозирования является ее инвариантность по отношению к до сих пор не решенной проблеме органического или неорганического происхождения нефти и природного газа. В Украине имеются три нефтегазоносных осадочных бассейна, известные под названиями Днепрово-Донецкой, Азово-Черноморской и Карпатской впадин. В предлагаемой статье приведены результаты опробования новой методики прогнозной оценки нефтегазоносности Днепрово-Донецкой впадины (ДДВ) [Тяпкин К.Ф., Солдатенко В.П., Довбнич М.М., Мендрий Я.В. Результаты использования систем разломов фундамента для оценки перспектив нефтегазоносности Днепрово-Донецкой впадины. //Геоiнформатика. -2007. -№ 1.].

Сибирская платформа на протяжении рифей-фанерозойского времени пережила ряд тектонических активизаций растяжения и сжатия с активным проявлением обстановок сдвига, а также подвергалась интенсивному воздействию магматизма. Это оставило следы на осадочном чехле в виде дизъюнктивных, пликативных и инъективных (в основном магматогенных) дислокаций. Известно, что различным геодинамическим режимам (сжатия, растяжения, сдвига и инъективному) присущи свои парагенезы структурных форм. Их исследование в историческом аспекте способствует пониманию закономерностей развития осадочных толщ, что весьма важно для нефтегазоносных регионов [Мигурский А. В. Структурно-парагенетический метод поиска ловушек углеводородов в осадочном чехле Сибирской платформы. //Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). Материалы Научно-практической конференции, Новосибирск, 21-23 апр., 2008. -Новосибирск. -2009.].

Использование различных гидрогеологических данных при проведении региональных поисковых и оценочных работ повышает их достоверность и точность. По гидрогеологическим критериям определяются условия нефтегазонакопления в додевонско-среднедевонских отложениях на территории Саратовской области. Н.В. Клычев и В.В. Гонтарев приводят зональную оценку перспектив накопления УВ в верхнедевонских и нижне-среднекаменноугольных (доверейских) отложениях [Клычев Н.В., Гонтарев В.В. Зональность условий нефтегазонакопления в верхнедевонско-среднекаменноугольных отложениях на территории Саратовской области по гидрогеологическим данным. //Недра Поволжья и Прикаспия. -2008. -№ 54.].

Северо-Кавказский регион включает старейшую нефтегазоносную провинцию, степень изученности которой достигла максимума. Промышленная нефтегазоносность осадочного чехла установлена практически для всего стратиграфического диапазона - от терригенных горизонтов плиоцена - миоцена до палеозойских образований. Направленность современных регионально-зональных геологоразведочных работ определяется значительной выработанностью запасов УВ и ограниченностью рентабельной ресурсной базы. Использованные в последнее время оценки нефтегазоносности в старых разрабатываемых провинциях себя не оправдали. В статье Г.И. Лебедько (ФГНУ Северо-Кавказский научный центр ЮФУ) обоснована необходимость использования новейших подходов к анализу глубинного строения и перспективности старых нефтегазоносных провинций. На современном этапе изучения важную роль играет знание геологических условий и геодинамической направленности развития глубинных структур для оценки перспектив нефтегазоносного региона. Они в первую очередь связаны с зонами флюидизации поднадвиговых зон бортовых уступов передовых прогибов, а также с подсолевым карбонатным комплексом верхней юры [Лебедько Г.И. Перспектива нефтегазоносности предкавказской системы передовых прогибов. //Разведка и охрана недр. -2011. -№3, с. 32-41.].

На основе технологии, разработанной в ФГУНПП «Севморгео» совместно с ООО «Специальное бюро независимых экспертиз-2» (СБРЭ-2), были проведены комплексные региональные геохимические работы в Юрацкой и Гыданской губах. Данная инновационная технология (прошла апробацию на геотраверсах в Карском, Баренцевом и Охотском морях) включала в себя следующие методы исследований: газогеохимию, битуминологию, ртутометрию, гидрохимию, литологию, дешифрирование космоснимков, высокочастотную геоакустику. Было выполнено более 400 комплексных станций. Анализ и интерпретация геохимических данных позволили выявить прямые признаки нефтегазоносности недр в донных отложениях, дать зональный прогноз нефтегазоносности, выявить районы и зоны нефтегазонакопления, оконтурить наиболее крупные объекты, благоприятные для поиска нефти и газа на акватории Юрацкой и Гыданской губ и территории прилегающей суши. Кроме того, была проведена дефференцированная оценка перспектив нефтегазоносности акваториальных структур второго порядка [Иванов Г.И., Гончаров А.В., Гаврилов А.Е. и др. Оценка перспектив нефтегазоносносности Гыданской губы по результатам комплексной геохимической съемки. //Разведка и охрана недр. -2011. -№ 10, с. 39-43.].

Восполнение запасов УВ в старых нефтегазодобывающих районах России с развитой инфраструктурой - задача весьма актуальная. Один из путей ее реализации - это геологоразведочные работы на территориях с невыясненными перспективами нефтегазоносности. Большая часть территории Республики Марий Эл расположена в западной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и, в силу ее слабой изученности глубоким бурением и другими нефтепоисковыми работами, относится именно к таким территориям. Новые геолого-геофизические данные вместе с накопленной к настоящему времени информацией позволили В.А. Трофимову, А.И. Волгиной, Ч.Г. Саттарову и др. авторам статьи произвести переоценку перспектив нефтегазоносности территории Республики Марий Эл, указав на первоочередные участки в пределах Казанско-Кажимского прогиба и его обрамления [Трофимов В.А., Волгина А.И., Саттаров Ч.Г. и др. Перспективы нефтеносности Республики Марий Эл в свете новых данных. //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 15-20.].

Научно-исследовательский институт космоаэрогеологических методов провел работы, которые в результате космогеологического изучения площадей размещения месторождений нефти, в Калининградской области выявлены характерные региональные и локальные аномалии спектральной яркости. Конкретизирована приуроченность нефтяных месторождений к субширотным и субмеридиональным зонам разломов, узлам их пересечения, а также к кольцевым и дуговым структурам определенных размеров. На этой основе сформулированы прогнозные космоструктурные и космоспектральные критерии нефтеперспективности. В центральной части Калининградской области выделены участки, рекомендованные для первоочередного проведения поисковых работ [Антипов В.С., Журавлев Е.А., Гальперов Г.В., Волин К.А. Нефтеперспективность центральной части Калининградской области по данным анализа многоспектральных космических снимков //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 26-36.].

Построена геологическая модель 3D нефтегазоносного бассейна. На основе изучения условий миграции и аккумуляции нефти и газа, равновесных в различных геологических обстановках, метод расчета параметров предшествующих элементов в сочетании закона Дарси и алгоритмы искусственного интеллекта применены для расчета скорости миграции. Liu Zhifeng, Wei Zhenhua, Wu Chonglong и др. авторами статьи предложена идея «лабиринтной» миграции и аккумуляции УВ и программирования прогоночного модуля. Последний испытан на реальной разведочной площади с получением удовлетворительных результатов. Результаты исследований дают хороший аналитический инструмент для снижения рисков поисков нефти [Liu Zhifeng, Wei Zhenhua, Wu Chonglong и др. Исследование «лабиринтной» миграции УВ и имитация аккумуляции на основе точечно-сеточной модели Корнера. //Shiyou shiyan dizhi = Petrol. Geol. and Exp. -2010. 32. -№ 6.].

Месторождения нераспределенного фонда недр открывались в течение 75 лет, а их запасы оценивались по неоднократно изменявшимся методическим правилам. В результате перевода устаревших исходных материалов оценки в цифровой формат, их ревизии и актуализации, первоначальные объемы суммарных запасов большинства месторождений были уточнены. В результате пересчета уточненных запасов на единой методической основе в соответствии с международными стандартами, категорийная структура запасов всех месторождений изменилась в сторону уменьшения доли разведанных запасов. Эти изменения первоначальных запасов объективно обусловлены необходимостью их соответствия единым современным стандартам - как отечественным, так и международным.

Опыт работ, выполненных в рамках проекта «Переоценка», показал, что запасы большей части месторождений НФН требуют уточнения и пересчета по причинам, не связанным с переходом на новую классификационную основу. Апробация новой классификации, утвержденной в 2005 г., и методических рекомендаций по ее применению (2007 г.), проведенная ведущими предприятиями страны во всех ее регионах на основе сотен месторождений НФН, позволила выявить недостатки обоих документов, устранение которых может сделать их вполне работоспособными. Несмотря на это, главный результат их применения уже достигнут - отечественные разведанные запасы по степени их геологической обоснованности приведены в соответствие с международными стандартами. И этот результат вряд ли подлежит пересмотру. Он подлежит государственной экспертизе и официальному утверждению.

Ввод в действие новой классификации, строго регламентирующей правила выделения участков подсчета разведанных запасов, отложен до 01.01.2012 г. Сегодня запасы месторождений НФН уже пересчитаны по новым правилам. Запасы месторождений распределенного фонда недр находятся в прежнем состоянии, которое, вероятно, также далеко от безупречного. Недропользователи при оценке запасов новых месторождений вынуждены придерживаться сложившейся отечественной традиции, допускающей ее неоднозначность. Безусловно, проблема сопоставления отечественных запасов нефти и газа, как между собой, так и с оцениваемыми за рубежом, требует скорейшего разрешения.

В настоящее время рассматриваются различные варианты новой отечественной классификации запасов нефти и газа. Все их объединяет то, что они обсуждаются, а не апробируются. Наш опыт показывает, что новую работоспособную классификацию невозможно сконструировать или собрать из фрагментов, уже существующих. Чтобы быть работоспособной, любая классификация должна пройти апробацию на примерах десятков и сотен месторождений. Сегодня существует единственный вариант новой классификации с таким опытом апробации, и может быть именно в этом случае полезно будет вспомнить не стареющее житейское правило: «За одного битого — двух небитых дают» [Новиков Ю.Н. (ФГУП «ВНИГРИ») Процедура и результаты уточнения и пересчета геологических запасов нефти и газа месторождений нераспределенного фонда недр. //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 11-17.].

Исследованиями, проведенными ОАО «Союзморгео», явились методы и результаты изучения нефтегазоносности российских и зарубежных районов акваторий Баренцева моря, геологические результаты новейших нефтегазопоисковых исследований на акваториях России; правовые отношения, возникающие в сфере геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых на континентальном шельфе Российской Федерации и в зарубежных государствах, а также практика применения законодательных норм, устанавливающих особый режим пользования участками недр федерального значения.

Целью работы было необходимым проведение корреляционного анализа нефтегазовых систем российской и зарубежной зон Баренцева моря и обеспечение подготовки материалов, обосновывающих проведение государственной политики в области недропользования на континентальном шельфе Российской Федерации в рамках установленной сферы деятельности Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации.

В процессе работы выполнен корреляционный анализ нефтегазовых систем российской и зарубежной зон Баренцева моря, составлен окончательный вариант обновлённой карты нефтегазоносности акваторий России масштаба 1:10 000 000 и на её основе дана характеристика перспектив нефтегазоносности акваторий; подготовлены предложения по направлениям недропользования в Баренцевом море и по содержанию геологических разделов программ по изучению и освоению континентального шельфа, проанализирован широкий спектр научно-аналитической литературы, зарубежных и российских нормативных и законодательных актов, регулирующих отношения недропользования, подготовлены предложения по совершенствованию законодательства, регламентирующие порядок недропользования на континентальном шельфе.

Эффективность НТПр состоит в том, что её материалы будут способствовать интенсификации и повышению эффективности изучения, поиска и разведки ресурсов нефти и газа на акваториях, повышению инвестиционной привлекательности российского шельфа за счёт обеспечения, по итогам оперативной экспертной оценки с учетом новейших геолого-геофизических данных, прироста прогнозных извлекаемых ресурсов в объёме 2016 млн. т условного топлива, в том числе по категориям локализованных ресурсов 894 млн. т условного топлива, и на этой основе – уточнения известных и выявле-ния новых нефтегазоперспективных зон и комплексов перспективных ловушек углеводо-родов на акваториях Западной и Восточной Арктики, Дальнего Востока и Юга России

Новизна созданной НТПр заключается в выполнении оперативной экспертной оценки ресурсного потенциала акваторий по результатам новейших исследований, выработке предложений по направлениям недропользования в Баренцевом море, по содержанию геологических разделов программ изучения и освоения континентального шельфа и по совершенствованию законодательства, регулирующего порядок недропользо-вания на континентальном шельфе Российской Федерации [Сенин Б.В. Отчет о научно-исследовательской работе по базовому проекту 09-П1-05 «Провести корреляционный анализ нефтегазовых систем российской и зарубежной зон Баренцева моря, обеспечить подготовку материалов, обосновывающих проведение государственной политики в сфере недропользования на континентальном шельфе Российской Федерации» (заключ.). /ОАО «Союзморгео». ГР №643-м-09-93. Инв. №500907.-Геленджик, -2010.].

Целевым назначением работы В.И. Галкина и А.Н. Аношкина (ПГТУ) являлось выполнение прогноза нефтегазоносности рифей-вендских отложений на территории Пермского края. В связи с высоким уровнем освоения недр в Пермском крае дальнейшее развитие геологоразведочных работ многими исследователями связывается с поисками новых перспективных объектов в подстилающих палеозойские нефтегазоносные комплексы рифейско-вендских образованиях. Однако недостаточная степень изученности этих глубокопогруженных толщ является сдерживающим фактором, существенно ограничивающим перспективы развития данных комплексов. Для включения данного объекта в оценку прогнозных ресурсов углеводородов был проведен сбор и выполнена систематизация геолого-геофизической и литолого-геохимической информации по результатам бурения скважин, вскрывших докембрийские образования на территории Пермского края. Это позволило провести обобщение и дополнение представлений о геологическом, тектоническом строении и условиях формирования рифейских и вендских отложений. Основные тенденции и закономерности геологического строения рифей-вендского комплекса, выявленные в процессе исследования, отражают сложную и неоднозначную историю тектонического развития и создают основу для регионального и зонального прогноза нефтегазоносности. Выполненные исследования позволили определить роль тектонического строения фундамента в формировании не только рифейского, но отчасти и вендского комплекса отложений на территории Пермского края. Характеристика геологического строения верхнепротерозойского комплекса на исследуемой территории в пределах развития наиболее крупного рифейского Камско-Бельского прогиба подтвердила наличие и субдискретное распространение всех трех комплексов рифейского осадконакопления при наибольшем развитии нижнерифейских образований. Мощность и площадь формирования средне- и верхнерифейских пород в Пермском крае значительно меньше.

Проведенный анализ нефтегазоносности рифей-вендских отложений на территориях с различным геологическим строением в Волго-Уральской, Тимано-Печорской провинциях, на территории Восточной Сибири свидетельствует о высоком нефтегазовом потенциале рифей-вендских образований, подтвержденным открытиями крупных залежей в Восточной Сибири (Марковское, Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское, Ковыктинское и др.), многочисленными нефтегазопроявлениями во всех регионах и позволяет прогнозировать при проведении соответствующего цикла геологоразведочных работ открытие новых зон нефтегазонакопления. Установлено, что нефтегазопроявления и залежи УВ связаны как с рифейскими, так и с вендскими отложениями при преобладании последних за счет большей изученности и меньшей глубины залегания вендских образований.

На основании анализа результатов вероятностно-статистической обработки геолого-геохимических параметров рифейских и вендских толщ установлено развитие нефтегазоматеринских пород в рифей-вендских отложениях на территории Пермского края, основная часть которых связана с калтасинской свитой нижнего рифея. Нефтематеринский потенциал этих пород в значительной степени исчерпан. По данным пиролитических исследований установлено относительно широкое развитие миграционно-аккумуляционных процессов углеводородов в рифейском и ограниченно в вендском комплексе, указывающих на возможность формирования залежей в этих отложениях на территории Пермского края.

Сбор и анализ геолого-геофизических данных по результатам бурения глубоких скважин позволил составить каталог скважин, вскрывших рифей-вендские отложения на территории Пермского края, в котором содержится наиболее полная информация по литолого-стратиграфическому расчленению разреза, результатам исследований керна, данным пластоиспытаний и др. Представленная в каталоге информация является необходимым элементом для создания геологической основы прогнозирования нефтегазоносности: построения схем поверхностей рифейских и вендских отложений и т.д. Анализ построенных карт основных маркирующих горизонтов верхнего протерозоя показывает более широкое распространение по площади вендских толщ, по сравнению с рифейскими. Однако вендский комплекс по мощности значительно уступает рифейскому, мощность которого в Пермском крае по геофизическим данным может достигать 7-9 км при общей мощности верхнепротерозойских образований 11-12 км.

Для районирования территории распространения рифейских и вендских отложений Пермского края по перспективам нефтегазоносности были построены геолого-математические модели, выполнен их анализ и корректировка. При построении моделей были использованы несколько групп характеристик: структурно-морфологические, химико-битуминологические и пиролитические, среди которых определены информативные критерии, которые были использованы при построении моделей нефтегазоносности. Модели построены как в целом по всем характеристикам, так и раздельно по группам показателей для рифейских и вендских толщ по отдельности с применением пошаговых дискриминантного и регрессионного анализов. Также, исходя из геологических условий, модели построены отдельно по рифейским и вендским отложениям. Кроме того, выполнена прогнозная оценка локальных структур, выявленных в рифейском перспективном комплексе отложений.

На основании анализа геолого-геофизических, геохимических и других материалов были подготовлены данные для качественного и количественного прогноза нефтегазоносности рифей-вендских отложений Пермского края. По этим данным был определен комплекс показателей, который включает как общие, характерные для более молодых отложений, так и специфические показатели для рифея-венда, которые определяются особенностями тектонического развития за длительный период геологической истории. К специфическим показателям относятся: степень распространения нефтегазоматеринских свит, степень катагенетической преобразованности ОВ пород, геологическое время и этапность проявления главной зоны нефтеобразования, характер распространения пород-коллекторов и др. Так, например, по результатам современных геолого-геохимических и геофизических исследований разрезов скважин в рифейском комплексе Пермского края выделены субрегиональные нефтегазоматеринские свиты с оцененным количественно промышленным потенциалом генерации УВ с плотностями содержания РОВ более 1 млн. т/км² в арланской и ашитской подсвитах калтасинской свиты нижнего рифея. Исследования показали, что территория распространения древних образований в Пермском крае, благоприятна для обнаружения не только жидких, но и газообразных УВ. Предложены конкретные способы учета комплекса специфических количественных критериев при оценке ресурсов УВ объемно-генетическим методом. На основе анализа комплекса общих и специфических показателей генерации, эмиграции, аккумуляции и сохранности углеводородов был выполнен качественный прогноз нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Пермского края, в результате которого составлены схемы прогноза нефтегазоносности отдельно рифейских и вендских отложений и выявлены зоны с различными перспективами. По степени перспектив нефтегазоносности в отложениях рифейского и вендского комплексов на изучаемой территории Пермского края выделяются высокоперспективные, перспективные и малоперспективные зоны на нефть, газ и газоконденсат, малоперспективные зоны только на газ и газоконденсат. В выделенных зонах выполнена предварительная количественная оценка ресурсов УВ объемно-генетическим методом. Результаты оценки суммарных ресурсов УВ позволили определить, что наиболее высокий потенциал генерации углеводородов связан для отложений нижнего рифея с южными и юго-западными районами Пермского края. Для отложений верхнего венда характерен более низкий потенциал. При благоприятных геологических факторах суммарное количество аккумулированной нефти (категория Д₁+Д₂) за счет отложений рифея-венда могло составить 619,9 млн. т, в котором вклад нижнерифейских нефтегазоматеринских пород составляет более 90%.

На основе качественного прогноза по комплексу специфических критериев и вероятностных оценок геологических и геохимических показателей исследуемых толщ построены совмещенные схемы перспектив нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Пермского края.

В результате был реализован комплексный подход к оценке перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных древних нефтегазоперспективных толщ рифейского и вендского возраста, который позволил выделить зоны и участки по степени перспективности отдельно рифейского и вендского комплексов; оценить в пределах участков прогнозные ресурсы категории Д₁ и Д₂; детализировать перспективы по вероятности разработанных комплексных параметров от низко- до высокоперспективных; выполнить локальную оценку перспектив нефтегазоносности выявленных структур в рифейском перспективном комплексе и отранжировать локальные структуры по степени вероятности нефтегазоносности [Галкин В.И., Аношкин А.Н. Отчет о научно-исследовательской работе «Оценка потенциала нефтегазоносности рифей-вендских отложений Пермского края, залегающих ниже промышленно освоенных глубин» (заключ.). Гос. контракт №322/2009/340. /Пермский Государственный Технический Университет. ГР №57-09-199. Инв. № 501303. Пермь. -2010.].