Деятельность

Экология

При проведении работ по изучению и освоению ресурсов континентального шельфа Баренцева моря АО "Севернефтегаз" с момента своего возникновения уделяет должное внимание вопросам охраны окружающей среды и экологической безопасности. В условиях Арктики, характеризующейся повышенной чувствительностью к любым загрязнениям из-за крайне замедленного самоочищения среды, данное обстоятельство приобретает особую значимость.

   
     


На лицензионных участках АО "Севернефтегаз" силами ФГУП "ВНИИОкеангеология" проведены  морские экологические и геохимические исследования с целью  мониторинга природной среды.

Их основной задачей являлось выявление фоновых и аномальных характеристик комплексов загрязнителей в поверхностных донных осадках и водной толще в контурах перспективных структур и в проектных точках заложения первых глубоких поисково-разведочных скважин до производства глубокого поисково-разведочного бурения на нефть и газ.

Полученные результаты позволяют оценить современное экологическое состояние отдельных компонентов морской среды и экосистемы в целом и, в первую очередь, естественный уровень загрязнения морской среды,  и будут являться исходной основой природоохранного мониторинга в процессе геологоразведочных и добычных работ на нефть и газ.


Геологоразведка

Компания "Севернефтегаз" имеет лицензии на право поисков и разведки углеводородного сырья на 3-х участках шельфа Баренцева моря: Кольский-1 (1150 кв.км), Кольский-2 (1100 кв.км) и Кольский-3 (2300 кв.км).
Лицензионные участки расположены вблизи Кольского полуострова, на расстоянии 30-70 км к северу от побережья, и примерно в 100-150 км от г. Мурманска - крупного морского порта, связанного с центральными районами Европы железнодорожным и авиационным транспортом.  Глубина моря в пределах лицензионных участков колеблется от 105 до 255 м. Благодаря теплому течению Гольфстрим, поступающему из Атлантики, район является судоходным в течение всего года.

  Общая информация  
 
 

Лицензионные участки расположены на Кольско-Канинской моноклинали (ККМ) в Баренцевоморском бассейне - в южной части Баренцевоморской нефтегазоносной провинции. На востоке ККМ примыкает к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции с многочисленными проявлениями УВ на море и на суше в палеозойских отложениях. На северо-западе ККМ граничит с платформой Финнмарк (Норвежский шельф) чей УВ потенциал связан с отложениями перми и триаса. Перспективный УВ потенциал ККМ также связан с палеозойскими отложениями. В конце 90-х годов прошлого века в районе Кольско-Канинской моноклинали проводились сейсморазведочные работы МОВ ОГТ разной степени детальности и различного масштаба. В рамках выполнения лицензионных обязательств в 2005 г. на участках Кольский-1 и Кольский-2 выполнены сейсморазведочные работы 3D объемом по 200 кв.км. На участке Кольский-3 в этом же году проведена детальная сейсморазведка 2D в объеме 2000 пог. км. и цифровая обработка сейсмических данных по технологиям псевдо-3D – 1150 кв. км


  Сейсмическая изученность и ближайшие скважины  
  Сейсмическая изученность блоков  
     

До 2005 г. на Кольской моноклинали было выполнено более 8500 км сейсмики МОВ ОГТ 2D различной детальности. Бурение непосредственно на участках (и в целом на моноклинали) не проводилось; ближайшие скважины, вскрывшие триас: Северо-Кильдинская (газ), Мурманская; Песчаноозёрская (нефть); Ижимка-Тарская (нефть); скважины норвежской части акватории. Ближайшие скважины, вскрывшие палеозой, в том числе продуктивный, расположенный на морском продолжении Тимано-Печорской провинции и в норвежской части акватории. По результатам сейсморазведки на Кольско-Канинской моноклинали выявлены многочисленные аномалии типа "риф" в палеозое и аномалии типа "яркое пятно" в мезозое.


Геологическое строение

В тектоническом отношении участки расположены в центральной части Кольско-Канинской моноклинали, входящей в состав Баренцевской платформы. На западе Кольско-Канинская моноклиналь продолжается в норвежский сектор Баренцева моря, где носит название платформы Финнмарк. а на северо-востоке переходит в Южно-Баренцевскую впадину. На юго-востоке моноклиналь граничит со структурами Печорской плиты.

 

Тектоническая карта

 
   

Сейсмический разрез

 


Участки относятся к Кольско-Канинской моноклинали, ограниченной с юго-запада Кольской глыбой Балтийского щита, с юго-востока - поднятием п-ова Канин. Осадочный чехол представлен отложениями от рифея-венда - в глубоких межблоковых прогибах - до перекрывающих их карбонатных и терригенных толщ, имеющих возраст от кембрия до юры-мела. При этом непосредственно на лицензионном участке на дно моря или под маломощные четвертичные осадки выходят моноклинальные пласты пород девон-каменноугольного, пермского и мезозойского возраста.

В позднепалеозойское время, начиная с позднего девона, Кольско-Канинская моноклиналь являлась частью обширной карбонатной платформы, простирающейся от платформы ФиннМарк вдоль северной окраины континента вплоть до Новой Земли. Кольско-Канинская моноклиналь испытывала, таким образом, единое развитие с платформой Финнмарк и структурами Печорской плиты, что определило аналогичный литолого-фациальный состав отложений верхнего палеозоя, генетический тип структур и, в конечном итоге, перспективы нефтегазоносности.

  Корреляция разрезов палеозойских отложений  
     

Платформа Финмарк и Кольско-Канинская моноклиналь относятся к разным нефтегазовым системам. Первая принадлежит к Бьярмсланд-Нордкапской системе, с верхнепермскими, триасовыми и юрскими нефтегазоматеринскими породами, миграцией УВ из прогибов Хаммерфест и Нордкап вверх по разрезу в стороны Финмарка и Бьярмеланда. Вторая относится к Южно-Баренцевской нефтегазовой системе с девонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми псфтсгазоматсрипскими отложениями, миграцией УВ из подсклоновых зон Южно-Баренцевской впадины. По компонентному составу нефтегазовых систем, т.с. по стратиграфическому диапазону, литолого-фациальному составу и условиям образования псфтсматсринских пород устанавливается сходство между Кольско-Канинской моноклиналью и отдельных районов Тимано-Печорской плиты, что позволяет привлекать УВ месторождения в качестве геологических аналогов для определения оценочных параметров перспективных ловушек Кольско-Канинской моноклинали.



  Геологический разрез  
     


Из разреза видно, что платформенный чехол, залегающий на докембрийском фундаменте, включает толщи нерасчленённого палеозоя (предположительно – от кембрия или ордовика до нижнего-среднего девона), залегающие выше нефтегазоперспективные отложения верхнего девона-перми и всего мезозоя. Красным прямоугольником показано положение района лицензионных участков.

  Фрагмент сейсмического разреза  
     



На разрезе, наряду с особенностями строения триасовых отложений, видно наличие локального прогиба, заполненного отложениями девона и карбона. Этот прогиб может содержать нефтегазоматеринские доманиковые фации и служит наряду с общим бассейном Южно-Баренцевской впадины, местным нефтегазогенерационным бассейном (локальной "кухней" УВ), поставляющим миграционные УВ в ловушки



  Корреляция разрезов скважин и стратиграфическая привязка опорных горизонтов  
   Корреляция разрезов палеозойских и мезозойских отложений  


Стратификация сейсмических разрезов, прогноз формационно-литологичекого состава разреза и условий его образования опирается на данные анализа скважин российской части Баренцева моря и Тимано-Печорской провинции. Корреляция разрезов палеозойских и мезозойских, в том числе – продуктивных отложений юго-восточной части Баренцева моря на транзитной (суша-море) линии скважин Варандей-Адзьвинской зоны Тимано-Печорской плиты


  Хроностратиграфическая и формационная модель разреза  
     



Совокупность сейсмических и буровых данных позволила разработать хроностратиграфическую и формационную модель разреза юга Баренцева моря. Эта модель демонстрирует разделение разреза на преимущественно карбонатный дотриасовый разрез и преимущественно терригенный мезозой. Видны так же различия в низах разреза между восточной и западной частями разреза в его стратиграфической полноте. Отмечается насыщение органикой разного типа пограничных комплексов D-C и P-T и существенное увеличение скорости седиментации в бассейнах акватории в триасовый период.



  Нефтегазовая система  
   Месторождения-аналоги Кольско-Канинской моноклинали  



Основным источником миграционных углеводородов для заполнения палеозойских ловушек Кольско-Канинской моноклинали является, скорее всего, сопряжённая с ней Южно-Баренцевская впадина, а в её структуре – непосредственно примыкающая к моноклинали Мурманско-Северо-Кильдинская ступень. В пределах последней кровля главного нефтематеринского комплекса региона – толщи верхнего девона, содержащей доманиковую свиту и её аналоги – залегает на глубинах от 3 до 7-8 км.



  Пути миграции УВ  
     


Непосредственно в Баренцевом море в 1995-2001 гг. двумя группами исследователей – ВНИГРИ под руководством В.К. Шиманского и ИГиРГИ под руководством Л.И. Лебедева были исследованы геохимические характеристики месторождений в триасовом разрезе о-ва Колгуев (Песчаноозёрское и Таркское), расположенных на обращённой к Южно-Баренцевской впадине морской окраине Тимано-Печорской плиты, и рассеянного ОВ из осадочных отложений Южно-Баренцевской впадины. Результаты исследований показали, что очаг генерации нефти для указанных месторождений мог располагаться в прилегающей зоне Южно-Баренцевской впадины, в частности – в районе Куренцовской ступени, относящейся к верхней части юго-восточного склона этой впадины. Основным источником миграционных углеводородов для заполнения палеозойских ловушек Кольско-Канинской моноклинали является, скорее всего, сопряжённая с ней Южно-Баренцевская впадина, а в её структуре – непосредственно примыкающая к моноклинали Мурманско-Северо-Кильдинская ступень. В пределах последней кровля главного нефтематеринского комплекса региона – толщи верхнего девона, содержащей доманиковую свиту и её аналоги – залегает на глубинах от 3 до 7-8 км.




Перспективы нефтегазоносности


По результатам геолого-геофизических исследований ККМ относится к Восточно-Баренцевской провинции, а в её составе – к Южно-Баренцевской нефтегазоносной области или выделяется в отдельную область. По аналогии с соседними районами этой провинции и соседними с запада и востока провинциями (Западно-Баренцевской и Тимано-Печорской) в качестве основных нефтегазоперспективных комплексов здесь рассматриваются триасовые, пермско-каменноугольные и девонские отложения.


  Перспективы нефтегазоносности  
     


Основные месторождения нефти и газа Тимано-Печорской НГП связаны с палеозойскими отложениями, преимущественно верхне-нижне каменноугольные и верхнепермские карбонатные комплексы

  Модель формирования нефтегазоносности  
     


Модель формирования нефтегазоносности Кольско-Канинской моноклинали, юго-западный борт Южно-Баренцевской впадины


  Характер отображения на сейсмическом временном разрезе верхнепермских рифовых построек  
   Антиклинальные структуры в палеозойских  отложениях на сейсмических разрезах  
  Антиклинальные структуры в палеозойских отложениях на сейсмических разрезах и структурных картах  


Характер отображения на сейсмическом временном разрезе верхнепермских рифовых построек на отдельных лицензионных участках и их 3D-морфология, а также антиклинальные структуры Владимирская и Восточная, расположенные, соответственно, на участках Кольский-1 и Кольский-3.


Оценка ресурсов


Основной потенциал Кольско-Канинской моноклинали связан с органогенными постройками (аномалии типа "риф") в отложениях карбона - перми. В акваториальной части Тимано-Печорской провинции к аналогичным постройкам в каменноугольно-нижнепермской части разреза приурочены основные запасы всех месторождений. В Норвежском секторе Баренцева моря в верхнепермских органогенных постройках на ряде площадей открыты залежи нефти. В пределах лицензионных участков расположены 15 крупных органогенных построек общей площадью более 500 кв.км.

   
   

Второй по значимости перспективный интервал - терригенный триас. В отложениях триаса открыты промышленные месторождения углеводородов на ближайших площадях Российского сектора Баренцева моря, на платформе Финнмарк и в Печорском море.

   
     

 

Оценка ресурсов нефти выполнена детерминистическим объемным методом. Для определения площади и объема продуктивности использовались структурные карты по отражающим горизонтам III3 (D3), I-II (C2+3), IIv (C1v), Ia (P1a+s) и карты изопахит рифогенных карбонатных отложений верхней перми и верхнепермских спикулитов. 



Стратегия и планы

В соответствии с лицензионными обязательствами АО «Севернефтегаз» выполнило на участках Кольский-1, Кольский-2 и Кольский-3 широкомасштабный комплекс морских геолого-геофизических, геохимических, инженерно-геологических, геоэкологических и научно-исследовательских работ, в том числе:

 

  • переобработку ретроспективных сейсмических данных 2D в объеме 9 600 пог. км в пределах Кольско-Канинской моноклинали;
  • сейсморазведочные работы 2D в объеме 5 300 пог. км;
  • сейсморазведочные работы 3D, на площади 400 кв. км;
  • обработку и интерпретацию полученных сейсмических данных 2D и 3D в пределах лицензионных участков; 
  • цифровую обработку и интерпретацию данных 2D в объеме 4525 пог. км по технологии квази-3D на площади 1150 кв. км;
  • создание куба 3D сейсморазведки на площади 654,4 кв. км в формате «SEGY» на основе сети 2D профилей на лицензионном участке Кольский-3;
  • обработку региональных профилей по Баренцеву морю в объеме 24 589 пог. км;
  • инженерные работы на 3-х площадках под поисково-оценочное бурение;
  • инженерно-экологические изыскания с целью мониторинга природной среды и геохимические исследования в районе работ;
  • зональный рабочий проект по бурению 3-x  поисковых скважин.

 


   
     

 

 

 

Все права защищены. © 2021 AO "СЕВЕРНЕФТЕГАЗ"
Вебмастер: admin@severneftegaz.ru