Валерий Карпов

Методические проблемы шельфа

Recommended Posts

Как утверждает лидер Союза нефтегазопромышленников Г.И.Шмаль: «Россия сегодня не готова к освоению арктического шельфа ни технологически, ни технически, ни экономически». Но есть ли серьезное основание считать, что при полной готовности по всем этим параметрам, она готова  методически?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

 Цена геологической ошибки на суше, как правило, велика, но на шельфе она неизбежно возрастет многократно по понятным причинам. А  все ли ошибки суши учтены при разработке программы действий на шельфе?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

 Цена геологической ошибки на суше, как правило, велика, но на шельфе она неизбежно возрастет многократно по понятным причинам. А  все ли ошибки суши учтены при разработке программы действий на шельфе?

Можно попытаться оценить это хотя бы на примере Западной Сибири, благодаря которой    Россия    находится  в    первой  десятке  стран с крупнейшими    запасами    углеводородов.

Как известно, коэффициент успешности ГРР на нефть и газ в разных регионах варьирует в пределах 0,15-0,5. В Западной Сибири он составляет порядка 0,4, что отражает не самое плохое положение  с результативностью, если не учитывать, что в целом эти цифры достаточно ярко иллюстрируют кризисное состояние геологоразведки, начавшееся не сегодня. Кто-нибудь посчитал, какой коэффициент успешности должен быть на шельфе, что бы ГРР признать эффективными? Уж точно он должен быть больше 0,5, но насколько больше?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
http://neftegaz.ru/ Новости // Бурение на шельфе К. Молодцов. Они бурили и будут бурить до 10 октября 2014 г. На Сахалине об ExxonMobil

23 сентября 2014 г замминистра энергетики К.Молдцов на 18й конференции  Нефть и газ Сахалина 2014  сделал сенсационное заявление. 

 

Роснефть и ExxonMobil продолжат бурение в Карском море и планируют прекратить работу лишь 10 октября 2014 г. 

Это удивительно, потому что правительство США, введя новые санкции против России, строго указало компании закончить бурение до 26 сентября 2014 г.

 

Самая северная скважина России Университетская-1 должна была буриться с августа по конец октября 2014 г.

Можно только представить, какая мощная мотивация появилась у партнеров, чтобы закончить бурение на 20 дней раньше срока.

Вероятно, именно эта цель сейчас поставлена перед бурильщиками.

 

Стоимость эксплуатации ППБУ West Alpha составляет более 0,5 млн долл США/сутки.

Работа была начата 9 августа 2014 , когда В. Путин в режиме видеоконференции дал старт разведочному бурению на ППБУ West Alpha на скважине Университетская-1 в Карском море.

До 26 августа 2014 г даже ударник соцтруда Стаханов  не успел бы закончить бурение.

Убытки могли составить 25 млн долл США.

Однако к 10 октября шанс закончить бурение есть.

 

19 сентября 2014 г Exxon Mobil поведала об вынужденной остановке 26 сентября 2014 г работы полупогружной буровой установки (ППБУ) West Alpha в российском Карском море в условиях американских санкций.

К.Молодцов много чего еще сказал на конференции.

Сенсационным выглядело выступление и начупра координации восточных проектов Газпрома В. Тимошилова.

 

Проблема, влияющая на методику...

 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Роснефть открыла новое месторождение в Карском море

printer.gif

clock.gif29/09/2014 07:13

  Москва. ОАО «НК «Роснефть» успешно завершила бурение самой северной в мире арктической скважины «Университетская-1».  По его итогам  обнаружена нефть на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море. 

Бурение было проведено в рекордные сроки – за полтора месяца, с абсолютным соблюдением всех технологических и экологических требований, сообщает пресс-служба компании. 

Глубина моря в точке бурения составляет 81 метр, глубина вертикальной скважины – 2113 метров. Скважина бурилась в условиях открытой воды – на 74 параллели, в 250 километрах от материковой части Российской Федерации. 

По итогам поискового бурения получены образцы породы, пробурен пилотный ствол (диаметром 8,5 дюймов до глубины 600 метров), взят горизонтальный керн. Получен значительный объем принципиально новой геологической информации, после обработки которой можно будет окончательно оценить ресурсную базу открытого месторождения. В настоящее время проводится интерпретация геологических данных, разрабатывается модель освоения месторождения. Безопасность и безаварийность работ дальнейшего бурения обеспечена спуском 5-ти колонн. 

 

На торжественной церемонии, посвященной завершению бурения, глава ОАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин заявил: «Могу проинформировать вас об открытии первого нефтегазоконденсатного месторождения в новой Карской морской провинции. Получена первая нефть. Эта прекрасная легкая нефть даже по первичным результатам анализа сопоставима с сортом Siberian Light. Предварительная оценка ресурсной базы только по этой первой открытой нами ловушке 338 млрд кубометров газа и более 100 млн тонн нефти, а это лишь одна из структур на данном месторождении. Это уникальный результат при первом поисковом бурении на шельфе на абсолютно новом месторождении. Это наша общая победа, в ее достижении участвовали наши друзья и партнеры из ExxonMobil, Nord Atlantic Drilling, специалисты Schlumberger, Halliburton, Weatherford, Baker, Trendsetter, FMC. И мы хотим назвать это месторождение «Победа». 

Проведению работ по геологоразведке предшествовала серия детальных исследований окружающей среды: погоды, состояния льдов, их движения, особенностей животного мира. «Роснефть» на протяжении ряда лет проводит такие исследования в Карском море, море Лаптевых, в Чукотском море. Все данные учитываются для планирования разведки, для проектирования будущих платформ, для определения всей логистики обеспечения шельфовых проектов. 

«Роснефть» уже организовала в Арктике десять научно-исследовательских экспедиций. В результате этой работы была полностью восстановлена система метеонаблюдений в Карском море. Особое внимание уделяется биологическим исследованиям, в том числе, мониторингу ареала обитания морских млекопитающих и птиц.

http://www.angi.ru/

 

Как можно понять, получен промышленный приток УВ. Открытие будет фиксироваться в ГКЗ.

Получается, что методически скважина была заложена верно?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

По ту сторону Арктики: северный шельф Канады

Канада — пионер бурения на шельфе за полярным кругом. Первые разведочные скважины появились в 1960-х годах, первое месторождение открыто в 1969 году. Всего на арктическом шельфе страны пробурено 142 скважины, в основном в 1970– 1980-х годах. В 1990-х годах новых скважин не было, последняя скважина была пробурена в 2005 году. В настоящее время на северных шельфах действует 117 лицензий, но бурение не ведется. В лучшем случае первая разведочная скважина может появиться в конце десятилетия. Возобновление сейсмических работ ожидается в 2015 году. 

В арктических водах страны открыто 74 месторождения, которые, по последним оценкам, содержат 200 млн тонн извлекаемых запасов нефти и более 0,5 трлн м 3 газа. Но, за исключением одного газового месторождения, они не разрабатываются. Неоткрытые извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 1,3 млрд тонн, газа — в 2,5 трлн м 3 .

Большая часть ресурсов нефти находится на шельфе моря Бофорта/дельты Маккензи, газа — на Арктических островах. Критическое значение для активного освоения ресурсов арктического шельфа Канады имеет реализация проекта газопровода MGP от побережья моря Бофорта до соединения с ГТС провинции Альберта.

ОЛЬГА ВИНОГРАДОВА, «Нефтегазовая Вертикаль»,19/14.

 

Цитата: "В настоящее время на северных шельфах действует 117 лицензий, но бурение не ведется. В лучшем случае первая разведочная скважина может появиться в конце десятилетия. Возобновление сейсмических работ ожидается в 2015 году. "

А почему так? Им не надо?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
 
Новости oilru.com

 
Месторождения
Российские эксперты скептически воспринимают "Победу" «Роснефти» в Карском море
Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России»01.10.14, Москва, 16:56    Эксперты нефтегазового сектора скептически оценивают открытие «Роснефтью» нового месторождения в Карском море, которое получило название Победа. Такие комментарии они дали изданию «Нефтянка».
27 сентября «Роснефть» объявила о том, что разведочная скважина, пробуренная компанией ExxonMobil на принадлежащем российской госкомпании лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море, вскрыла ловушку с ресурсами 100 млн т нефти и 338 млрд м3 газа. Обнаруженное месторождение получило название Победа. По официальным данным, всего на трех Восточно-Приновоземельских участках Карского моря обнаружено более 30 структур, а экспертная оценка ресурсной базы трех участков составляет 87 млрд барр., или 13 млрд т н.э.
По словам эксперта информационно-аналитического портала «Нефть, газ и фондовый рынок» Дениса Захарова, по результатам бурения одной разведочной скважины невозможно провести оценку ресурсов месторождения.
Кроме того, на упомянутой скважине не проводился комплекс испытаний по причине нехватки времени – западные подрядчики сворачивали работы из-за введения санкций против России, им нужно было успеть до ухода провести качественную консервацию скважины.
«С уверенностью говорить о перспективах месторождения «Победа» можно только после того, как на нем будет пробурено и испытано несколько скважин. Вспоминается история со структурой Курмангазы (Казахстан) – тогда тоже было немало громких слов, ресурсы лицензионной площади оценивались в несколько миллиардов тонн нефти, даже были подсчитаны доходы от разработки участка. Но после того, как «Роснефть» пробурила две скважины, выяснилось, что коммерчески привлекательные запасы Курмангазы равны нулю. Работы пришлось свернуть, а затраты – списать», – отметил Д. Захаров.
Партнер консалтингового агентства RusEnergy Михаил Крутихин считает, что «Роснефть» сделала столь громкое и многообещающее заявление, опираясь на результаты бурения всего одной разведочной скважины, лишь чтобы продемонстрировать какое-то достижение на фоне международных санкций.
«Трудно судить о чьей-либо мотивации, но думаю, в нынешней неспокойной обстановке, связанной с международными санкциями, «Роснефти» надо предъявить новые достижения, обозначить, что все хорошо, работа идет ударными темпами. С одной стороны, эта демонстрация рассчитана на российскую публику, с другой – на высшее руководство страны», – сказал он.
Эксперт отметил, что если на Восточно-Приновоземельских участках действительно будут обнаружены коммерчески привлекательные запасы нефти, добыча на них начнется нескоро.
«С технической точки зрения чтобы начать коммерческую добычу требуется лет 7. Не надо забывать, что бурение в условиях Арктики возможно только два месяца в году. Но есть еще один момент: даже по самым простым прикидкам понятно, что себестоимость нефти Карского моря будет очень высокой. Проект будет коммерчески привлекательным только при цене на нефть порядка $150-200/барр.», – считает М. Крутихин.
Отметим, что долей 33,3% в СП с «Роснефтью» по разработке трех Восточно-Приновоземельских участков в Карском море владеет американская ExxonMobil. Однако накануне эта компания объявила о сворачивании почти всех проектов в России из-за очередного этапа санкций, введенных США 12 сентября. Согласно им, американские нефтекомпании должны были свернуть работу в РФ до 26 сентября.

 

Опасения обоснованные?

 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
 
Новости oilru.com

 
Роснефть
"Роснефть" планирует начать добычу нефти на месторождении "Победа" через 5 - 7 лет
Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России»03.10.14, Москва, 15:37    "Роснефть" планирует начать добычу нефти на месторождении "Победа" через 5-7 лет. Об этом в интервью агентству Bloomberg заявил президент "Роснефти" Игорь Сечин.
 
"Производство нефти начнется здесь в среднем через семь лет. Но если рынок будет требовать от нас ускорения, мы можем ускориться", - сказал Сечин отвечая на вопрос о перспективах нового открытого месторождения "Победа".
 
"Я думаю, что мы будем ориентироваться на рынок в наших моделях. Минимальный срок - это пять лет, средний срок - это семь лет. Но подчеркиваю, что все будет зависеть от ситуации на рынке", - сказал Сечин.
 
"Нам, конечно, придется пройти путь оформления, дополнительных исследований, оценок, подтверждения этой ресурсной базы. И как только мы это сделаем, но это будет проведено в течение ближайших месяцев, мы поставим это месторождение на свой баланс. И, конечно, это уже будут коммерческие запасы, потому что капитализация компания вырастет. Представляете, мы поставим эту ресурсную базу на учет, на баланс компании - безусловно, акции компании вырастут", - заявил он.
 
Как ранее сообщал ТАСС, "Роснефть" открыла новое месторождение сверхлегкой нефти в Карском море, ресурсы первой ловушки /часть горной породы, в которой аккумулирована нефть/ составляют свыше 100 млн тонн.
 
Компания успешно завершила бурение вертикальной скважины глубиной 2113 метров "Университетская-1" в Карском море, в результате чего в новой нефтегазоносной Карской морской провинции обнаружена сверхлегкая нефть, сопоставимая по качествам с маркой Siberian Light. Глубина моря в точке бурения составляет 81 метр.

Источник: ПРАЙМ
Хотелось бы увидеть обоснование на заложение скважины, сравнительную характеристику проектной и фактической моделей, акт на испытание скважины (данные ГДИ).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
 
Новости oilru.com

 
Месторождения
Lundin Petroleum» объявила об открытии большого месторождения в Баренцевом море
Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России»15.10.14, Москва, 13:24    На исходе во многом не оправдавшего надежд нефтяных компаний сезона пробного бурения на севере «Lundin Petroleum» объявила об открытии большого месторождения как нефти, так и газа.
 
Норвежский нефтяной директорат относит открытие к «значительным», «Lundin Petroleum» сообщает в пресс-релизе, что запасы месторождения составляют от 85 до 310 миллионов баррелей нефти, то есть от 14 до 50 миллионов стандартных кубических метров. 
 
Для сравнения, извлекаемые запасы месторождения Голиаф, к добыче на котором приступит в следующем году ENI, оцениваются в 174 миллиона баррелей. Месторождение находится в 85 километрах к северо-западу от Хаммерфеста. 
 
Месторождение, об открытии которого во вторник сообщила «Lundin», находится на участке Альта ещё на 100 километров дальше на север в норвежском секторе Баренцева моря на 72-м градусе северной широты. Вместе с месторождением Юхан Кастберг «Статойла» это самое северное значимое месторождение нефти в Баренцевом море.
 
Кроме нефти, на месторождении имеется от 5 до 17 миллиардов стандартных кубометров извлекаемого природного газа. 
 
«Альта – значимое месторождение главным образом нефти на юге Баренцева моря. Альта находится по соседству с месторождением Гота, открытым “Lundin Petroleum” всего год назад. Это открытие – ещё один позитивный шаг в вопросе доказательства наличия ресурсов на поднятии Лоппа в Баренцевом море, достаточных для формирования нефтедобывающей инфраструктуры», – говорит президент и главный управляющий «Lundin Petroleum» Эшли Хеппенсталь.
 
При этом он особо подчеркивает, что месторождение находится к югу от границы ледового покрова юго-запада Баренцева моря.
 
«Район поднятия Лоппа находится под влиянием Гольфстрима и потому остаётся свободным ото льда круглый год, а южная кромка ледового покрова пролегает на большом удалении».
 
«Lundin Norway» принадлежит 40%-я доля в лицензии. Партнёрами являются «RWE Dea Norge AS» и «Idemitsu Petroleum Norge AS» с 30% каждая.
 
«Могут торжествовать сколько им угодно, но извлечь эту нефть мы всё равно не можем. Из-за климатических трудностей её придётся оставить там, где она находится. Любое другое решение будет крайне безответственным», – пишет глава норвежского отделения «Гринпис» Трулс Гюловсен в пресс-релизе, выпущенном сразу после сообщения «Lundin» об открытии.
 
Гюловсена беспокоит безопасность добычи нефти в таких высоких широтах.
 
«Баренцево море – средоточие проблем для арктической добычи, и чем дальше на север, тем их больше. Полярная ночь, холод, обледенение, климат в целом предъявляют к нефтяникам повышенные требования. Штормовые условия повышают опасность крупных разливов нефти. Так что лучше оставить нефть на месте», – заключает он, как передает http://barentsobserver.com.

 

Ключевое: "Так что лучше оставить нефть на месте».

И так будет дальше? И как долго?

 

 

 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Можно попытаться оценить это хотя бы на примере Западной Сибири, благодаря которой    Россия    находится  в    первой  десятке  стран с крупнейшими    запасами    углеводородов.

Как известно, коэффициент успешности ГРР на нефть и газ в разных регионах варьирует в пределах 0,15-0,5. В Западной Сибири он составляет порядка 0,4, что отражает не самое плохое положение  с результативностью, если не учитывать, что в целом эти цифры достаточно ярко иллюстрируют кризисное состояние геологоразведки, начавшееся не сегодня. Кто-нибудь посчитал, какой коэффициент успешности должен быть на шельфе, что бы ГРР признать эффективными? Уж точно он должен быть больше 0,5, но насколько больше?

Ведение поисковых работ в Западной Сибири  показало, что правило структурного (антиклинального)  размещения скважин состоятельно не везде и не всегда. Так, на юге региона очень часто положительные структуры оказываются непродуктивными. Это  указывает на необходимость смены стратегии и методических подходов в организации здесь нефтегазопоискового процесса (и не только здесь).

Эта смена должна заключаться, прежде всего, во внедрении в процесс ГРР принципа  оценки перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности.

Под объектом следует понимать не только антиклиналь, локальное поднятие или иную положительную структуру, но в первую очередь тектоническую единицу, способную контролировать скопление УВ. К таким объектам уже сейчас, отчасти, можно отнести  залежи в баженовской свите, в доюрских образованиях, в клиноформах  пластов группы АС и БС. Общим для них является приуроченность к динамически активным зонам в прошлом и в настоящем, к трансформным разломам, к узлам их пересечения с разломами иного направления и времени их заложения и развития. Косвенным подтверждением этого является пространственный контроль этих залежей температурными положительными аномалиями, пониженными значениями гравитационного поля (индикаторы зон разуплотнения) и повышенной магнитной напряженностью. Эти зоны должны являться предметом особо пристального внимания  как тектонические объекты с особой историей тектонического развития, создавшей условия для образования и сохранения залежей нефти и газа вне головных частей положительных структур, до сих пор ускользавших от целенаправленного изучения геологами. Если сегодня центром пристального внимания и всестороннего анализа является антиклиналь (локальное поднятие), то завтра (если не вчера) таким центром должен стать разлом, контролирующий как конседиментационные условия образования первичных пород-коллекторов, так и постседиментационные процессы формирования вторичной емкости и нефтескопления и образующий совершенно иной по природе и морфологии локальный объект - тектонический блок.      

В большинстве случаев стратегия и тактика геологического производства недропользователей не отличаются оригинальностью, и в общем случае происходит следующее: после приобретения очередного лицензионного участка и  проведения минимального объема геофизических работ (в основном сейсмических-2Д или 3Д), иногда – дистанционных и геохимических (в соответствие с требованиями лицензионных соглашений) осуществляется бурение глубоких скважин по сугубо структурному (антиклинальному) принципу. Таким образом, судьба этого участка изначально предопределена: он стал заложником устоявшегося подхода, исключающего в принципе развитие «неструктурных» ловушек УВ.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Под объектом следует понимать не только антиклиналь, локальное поднятие или иную положительную структуру, но в первую очередь тектоническую единицу, способную контролировать скопление УВ. К таким объектам уже сейчас, отчасти, можно отнести  залежи в баженовской свите, в доюрских образованиях, в клиноформах  пластов группы АС и БС. Общим для них является приуроченность к динамически активным зонам в прошлом и в настоящем, к трансформным разломам, к узлам их пересечения с разломами иного направления и времени их заложения и развития.

А какая связь клиноформ с разломами?

Вот если наложить клиноформы на антиклинальные структуры постседиментационного типа станет ясно, где искать ловушки. Насколько знаю, они формировались при региональном сносе обломочного материала с востока (ЮВ?) на запад. Если пласт развит в пределах всей ловушки - ее можно свободно отнести к структурной, если он развит на восточном склоне структуры и выклинивается к ее своду - структурно-литологической или ловушкой литологического экранирования. А вот если за пределами региональной глинизации какого-то пласта (более глубоководная обстановка осадконакопления) вдруг встечается линза песчаников, то тогда ее можно отнести к чисто неантиклинальной ловушке (литологически замкнутой).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А какая связь клиноформ с разломами?

Вот если наложить клиноформы на антиклинальные структуры постседиментационного типа станет ясно, где искать ловушки. Насколько знаю, они формировались при региональном сносе обломочного материала с востока (ЮВ?) на запад. Если пласт развит в пределах всей ловушки - ее можно свободно отнести к структурной, если он развит на восточном склоне структуры и выклинивается к ее своду - структурно-литологической или ловушкой литологического экранирования. А вот если за пределами региональной глинизации какого-то пласта (более глубоководная обстановка осадконакопления) вдруг встечается линза песчаников, то тогда ее можно отнести к чисто неантиклинальной ловушке (литологически замкнутой).

Представляется, что связь двоякая. Первичная: разлом определяет положение клиноформы, как конседиментационный тектонический барьер. Вторичная: разлом определяет постседиментационную (вторичную) трещиноватость, наличие или отсутствие залежи в клиноформе за счет поздних (новейших) активизаций этого разлома.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Первичная: разлом определяет положение клиноформы, как конседиментационный тектонический барьер. 

А вот это сомнительно. Формирование клиноформ везде происходит одинаково и зависит, в первую очередь, от особенностей бассейна осадконакопления и характера выноса терригенного материала с суши. Влияние тектоники только одно - колебание глубины и режима бассейна (чередование трансгрессий - регрессий).  

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А вот это сомнительно. Формирование клиноформ везде происходит одинаково и зависит, в первую очередь, от особенностей бассейна осадконакопления и характера выноса терригенного материала с суши. Влияние тектоники только одно - колебание глубины и режима бассейна (чередование трансгрессий - регрессий).  

А разве границы бассейнов в большинстве случаев не контролируются разломами?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А разве границы бассейнов в большинстве случаев не контролируются разломами?

Валерий Александрович! Продемонстрируйте это на современных морских бассейнах.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Валерий Александрович! Продемонстрируйте это на современных морских бассейнах.

Попробую, но это будет позже.

Для начала: разломная зона сочленения УКЩ и Припятского прогиба в течение долгого времени (девон, карбон,пермотриас) контролировала берега соответствующих бассейнов.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Попробую, но это будет позже.

Для начала: разломная зона сочленения УКЩ и Припятского прогиба в течение долгого времени (девон, карбон,пермотриас) контролировала берега соответствующих бассейнов.

У меня другой пример - особенности позднедевонско-турнейского палеошельфа в Волго-Урале, когда формировалась Камско-Кинельская система впадин. Развитие барьерных рифов происходило на кромке глубоководного и мелководного шельфа. Возможно на отдельных участках там и были ниже по разрезу тектонически активные зоны. Были отдельные публикации по "гидровулканизму" (не помню автора) - поступление горячих растворов снизу в придонную часть стимулировало активизацию жизнедеятельности рифостроящих организмов. Однако совпадения границ ККСВ и разломов не отмечается. 

А граница морского бассейна (область суши) была далеко на западе и никакого совпадения с тектоническими разломами там не отмечалось.

Да и, судя по публикациям, в формировании неокомского клиноформенного комплекса Западно-Сибирского бассейна связь с разломами никто не отмечал. Там уж в большей степени применимо понятие "лавинной седиментации" за счет поступления обломочного материала с палеосуши, как это отмечено в современных бассейнах Лисициным.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Из №5/14 "Недропользование - ХХ1 век"

Г.И. Шмаль
Перспективы освоения месторождений
углеводородов на российском шельфе

 

Геннадий Иосифович, как Вы относитесь
к сегодняшней ситуации, когда привилегией
по освоению арктического шельфа обладают
лишь госкомпании, а частные компании не могут
получить лицензии на добычу углеводородов?
 
Я считаю, что решение Правительства РФ
о недопущении к освоению арктического шельфа частных компаний является ошибочным
и несправедливым. Что касается допуска иностранных компаний, то они могут привлекаться как технологические партнеры, в том числе
на условиях разделения рисков, но не как
владельцы лицензии. К примеру, компания
ЛУКОЙЛ не получила доступ к участию в аукционах на приобретение лицензий, хотя она
имеет большой опыт работы на шельфе, гораздо больший, чем у Газпрома и Роснефти
вместе взятых. Такие частные компании как
ExxonMobil и Schell зарекомендовали себя в качестве надежных и квалифицированных парт-
неров в совместной работе с российскими компаниями на Сахалинском шельфе. Поэтому
вызывает удивление, что такого рода частные
компании искусственно выводятся из конкурентной борьбы за освоение шельфа, что, конечно, негативно сказывается на сроках геологического изучения и подготовки к освоению месторождений.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

На разведку нефтяных месторождений в Арктике необходимо порядка триллиона долларов

printer.gif

clock.gif23/10/2014 16:07

Архангельск. В разведку нефтяных месторождений на арктическом шельфе за 40 лет нужно инвестировать около триллиона долларов. Об этом заявили ученые на международном форуме "Арктические проекты - сегодня и завтра" в Архангельске. 

"Если это выполнить только за счет госбюджета - мы разоримся. Без нашего бизнеса и международного сотрудничества сделать этого нельзя", - сказал научный руководитель Института арктических нефтегазовых технологий РГУ нефти и газа имени Губкина Анатолий Золотухин. 

Другой участник форума - член комитета Госдумы по энергетике Андрей Крутов считает, что такой суммы хватит и на освоение запасов нефти в Арктике. По его словам, это создаст до миллиона рабочих мест в российских регионах, однако перед началом такого масштабного проекта "необходима огромная работа по импортозамещению". 

Представитель Госдумы отметил, что по некоторым направлениям зависимость от импортного оборудования в смежных для ТЭКа отраслях доходит до 100%, передает Тасс. "Наши крупнейшие компании дают оптимистические прогнозы, например, "Роснефть" утверждает, что ими уже достигнут 70-процентный уровень локализации, но сами компании не в силах решить эти проблемы, нужно участие государства", - подчеркнул Крутов. 

Депутат выдвинул предложение создать интегратор арктических проектов на базе комиссии по ТЭК при президенте. "Импортозамещение - сложная межведомственная задача, поэтому мы на первых порах предлагаем президентскую комиссию по ТЭКу сделать таким интегратором, чтобы привлечь средства из различных источников - федерального бюджета, наших резервных фондов и Фонда национального благосостояния", - сказал он. 

В форуме "Арктические проекты - сегодня и завтра" участвуют около 250 представителей ведущих российских и зарубежных нефтяных и газовых компаний, предприятий в сфере судостроения, машиностроения, транспорта, научных и образовательных учреждений, органов государственной власти и управления. http://www.angi.ru/

 
Разоримся, если не озадачимся методикой....

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Ведение поисковых работ в Западной Сибири  показало, что правило структурного (антиклинального)  размещения скважин состоятельно не везде и не всегда. Так, на юге региона очень часто положительные структуры оказываются непродуктивными. Это  указывает на необходимость смены стратегии и методических подходов в организации здесь нефтегазопоискового процесса (и не только здесь).

Эта смена должна заключаться, прежде всего, во внедрении в процесс ГРР принципа  оценки перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности.

Под объектом следует понимать не только антиклиналь, локальное поднятие или иную положительную структуру, но в первую очередь тектоническую единицу, способную контролировать скопление УВ. К таким объектам уже сейчас, отчасти, можно отнести  залежи в баженовской свите, в доюрских образованиях, в клиноформах  пластов группы АС и БС. Общим для них является приуроченность к динамически активным зонам в прошлом и в настоящем, к трансформным разломам, к узлам их пересечения с разломами иного направления и времени их заложения и развития. Косвенным подтверждением этого является пространственный контроль этих залежей температурными положительными аномалиями, пониженными значениями гравитационного поля (индикаторы зон разуплотнения) и повышенной магнитной напряженностью. Эти зоны должны являться предметом особо пристального внимания  как тектонические объекты с особой историей тектонического развития, создавшей условия для образования и сохранения залежей нефти и газа вне головных частей положительных структур, до сих пор ускользавших от целенаправленного изучения геологами. Если сегодня центром пристального внимания и всестороннего анализа является антиклиналь (локальное поднятие), то завтра (если не вчера) таким центром должен стать разлом, контролирующий как конседиментационные условия образования первичных пород-коллекторов, так и постседиментационные процессы формирования вторичной емкости и нефтескопления и образующий совершенно иной по природе и морфологии локальный объект - тектонический блок.      

В большинстве случаев стратегия и тактика геологического производства недропользователей не отличаются оригинальностью, и в общем случае происходит следующее: после приобретения очередного лицензионного участка и  проведения минимального объема геофизических работ (в основном сейсмических-2Д или 3Д), иногда – дистанционных и геохимических (в соответствие с требованиями лицензионных соглашений) осуществляется бурение глубоких скважин по сугубо структурному (антиклинальному) принципу. Таким образом, судьба этого участка изначально предопределена: он стал заложником устоявшегося подхода, исключающего в принципе развитие «неструктурных» ловушек УВ.

Принципиальное различие западного и восточного блоков российской Арктики заключается в их развитии на мезозойском этапе геологической истории. Западный, евразийский, блок, в большей степени развивавшийся синхронно с Восточно-Европейской платформой и ее арктическими окраинами, не претерпел повсеместной складчатости. При относительно небольших размерах растяжения формировались обширные рифтовые впадины (Центрально-Баренцевоморская и Южно-Карско-Ямальская зоны рифтогенеза, Печоро-Колвинский и Енисей-Хатангский рифты) с большими толщинами осадочного чехла – от 7 до 10-13 км и более. Их последующая инверсия не завершилась интенсивной складчатостью, а лишь послужила причиной формирования линейных валообразных поднятий, к которым относятся инверсионные валы центральной части Баренцева моря, Печорской синеклизы, Южно-Карской впадины и севера Западной Сибири, а также Енисей-Хатангского прогиба. Инверсией, приведшей к интенсивной складчатости, были затронуты лишь отдельные линейные зоны, такие как байкалиды в пределах Тимано-Печорского бассейна, каледониды Шпицбергена, герциниды Западной Сибири, киммериды Новой Земли, Земли Франца-Иосифа, Северной Земли и Таймыра (Ю.К.Бурлин, А.В.Ступакова. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана. Геология нефти и газа, 4-2008).

http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2014/5_rossiyskiy_shelf_problemy_i_perspektivy/

Следует подчеркнуть, как минимум, три отмеченные важнейшие вещи: разломная тектоника, признаки инверсионного тектонического развития  и принципиальное различие западного и восточного блоков российской Арктики в их развитии на мезозойском этапе геологической истории.

Последнее предполагает различные условия образования ловушек УВ. А все три  фактора вкупе, хоть и разно,  должны влиять на суть применяемых методик прогноза УВ. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Признаки инверсионного характера развития на определенном этапе могут объяснять наличие преимущественно газовых залежей в пределах новообразованных структур и месторождений тяжелых нефтей (особенно в районе Печорского моря), тяготеющих к древним поднятиям.

Такие общеизвестные месторождения Западной Сибири как Самотлорское, Федоровское, Западно - и Восточно-Сургутское, Лянторское, Красноленинское и др. контролируются положительными структурами древнего заложения и длительного унаследованного тектонического развития, и надо признать, что на шельфе это является и пока остается первоочередным направлением. Но, учитывая инверсионный характер тектонического развития, таких структур может быть ограниченное число. И здесь на ведущее  место выходят структуры, имеющие сложную историю развития, но содержащие преимущественно «неструктурные» ловушки УВ. При этом, надо подчеркнуть, что роль разломной тектоники здесь становится главенствующей, обеспечивающей, помимо всего прочего, значительные этажи нефтегазоносности. К примеру, на востоке Западной Сибири установлен субрегиональный сдвиг, проходящий по присводовой зоне Александро-Бахиловской гряды. Положение сдвига на локальных структурах, наличие поперечных нарушений контролируют этаж нефтегазоносности в комплексе с различными факторами (обстановками осадконакопления и т.д.). Присутствие сдвиговых дислокаций способствовало формированию этажа нефтегазоносности на Верхнеколикъеганском (64 пласта) и Бахиловском (25 пластов) месторождениях и объясняет наличие высокопродуктивных объектов(Нассонова Н.В., Романчев М.А. Геодинамический контроль нефтегазоносности сдвиговыми дислокациями на востоке Западной Сибири. "Геология нефти и газа" № 4/2011  ). С возрожденными активными тектоническими системами - рифтами связаны нефтегазоносные зоны и в других регионах: в  Припятско-Днепровском, Печоро-Колвинском, Варандей-Адзъвинском авлакогенах. Считается, что в формировании известных здесь зон нефтегазонакопления ведущая роль принадлежала вертикальной миграции углеводородов по активным (периодически возрождавшимся) разломам. Большинство месторождений являются многопластовыми и характеризуются большим этажом нефтегазоносности, например, Харьягинское (Тимано-Печорский бассейн) - 35 залежей в интервале от девона до триаса, Яблуновское (Днепрово-Донецкая впадина) - 8 залежей. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции такие крупнейшие месторождения, как Шкаповское и Арланское, а также большая группа более мелких месторождений Большекинельского и Байтуганского валов Большекинельской впадины содержат залежи в палеозойском чехле, однако располагаются над рифейскими погребенными авлакогенами - Серноводско-Абдуллинским и Камско-Бельским (Г.Е.Рябухин, Г.А.Байбакова .ФОРМИРОВАНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С РИФТОГЕНЕЗОМ. «Геология нефти и газа» №5/1994 )                                                                                        ).

И как пример, относящийся к шельфу, Мурманское газовое месторождение,  приуроченное к локальному структурному поднятию, сформировано над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-среднетриасового возраста (Хенриксен Э., Ступакова А.В. Российско-норвежское сотрудничество в изучении геологического строения и углеводородного потенциала Западной Арктики, Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 5-2006.).

Многопластовость месторождений и их приуроченность к разломам следует объяснять не столько вертикальной миграцией, а прежде всего катагенетическими процессами, связанными с дилатансией околоразломных пород  и релаксацией динамически активных приразломных зон в условиях вторичного минералообразования ( К вопросу оптимизации методики  нефтегазопоисковых работ.      Недропользование-ХХ1 век.№5/2011,72-75).

http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2014/5_rossiyskiy_shelf_problemy_i_perspektivy/

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
 
В.П. Гаврилов 
Концепция поэтапного освоения углеводородных ресурсов 
 
 
Автор предлагает концепцию поэтапной стратегии освоения углеводородных
ресурсов арктического шельфа России, на основе которой необходимо создать
единую Государственную программу освоения Арктики, учитывающую не только
ресурсный, но и государственный территориальный интерес к этому региону на основе
международного права

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Новости oilru.com

 
Роснефть

"Роснефть" в случае окончательного выхода Exxon из проекта Карского моря не будет искать партнера - Сечин
Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России»29.10.14, Москва, 23:06    Если американская Exxon не вернется в проект "Роснефти"ROSN +1,68% на Карском море, то российская компания продолжит его самостоятельно, без партнера. Об этом заявил в эфире телеканала "Россия 24" глава "Роснефти" Игорь Сечин.
 
"У нас есть возможность продолжить его самостоятельно, без поиска нового партнера", - сказал он.
 
Как ранее сообщалось, партнер "Роснефти" на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море Exxon заморозила свое участие в проекте из-за санкций со стороны властей США.
 
Тем не менее, на структуре участка "Университетская-1" были обнаружены запасы в 128 млн тонн нефти. В конце года "Роснефть" планирует поставить запасы структуры на баланс в Госкомиссии по запасам. Открытое месторождение названо "Победа".
 
"Роснефть" и ExxonMobil в начале августа в рамках совместного предприятия "Карморнефтегаз" начали бурение самой северной скважины в России - "Университетская" - с помощью платформы West Alpha. Платформу поставила норвежская компания North Atlantic Drilling, с которой"Роснефть" 30 июля 2014 года заключила долгосрочные соглашения по бурению на шельфе. West Alpha была транспортирована через Баренцево, Печорское и Карское моря и установлена на точке бурения на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море.

Источник: ПРАЙМ
 
Да будет так...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Высокое качество нефти месторождения Победа подтверждено лабораторными исследованиями

printer.gif

clock.gif30/10/2014 08:02

pobeda(1).jpg Москва. Специалисты корпоративного института ОАО «ТомскНИПИнефть» завершили исследования физико-химических свойств и состава нефти, полученной из скважины «Университетская-1», пробуренной на шельфе Карского моря и открывшей новое арктическое месторождение Победа. Результаты исследований были представлены Главе ОАО «НК «Роснефть» Игорю Сечину на совещании в ОАО «ТомскНИПИнефть». 

По результатам комплекса исследований проб пластовых флюидов, бурового шлама и образцов керна, выполненного ОАО «ТомскНИПИнефть», подтверждены прогнозные оценки качества нефти. Эта сверхлёгкая нефть по ключевым показателям (плотность и содержание серы) превосходит эталонную нефть марки Brent, а также марки Siberian Light и WTI, сопоставима по характеристикам с нефтью месторождения «Белый тигр» шельфа Вьетнама. Установлено, что плотность нефти из скважины «Университетская-1» составляет 808-814 кг/м3 против 834 кг/м3 у нефти Brent. При этом массовое содержание серы в нефти Победы составляет всего 0,02%, в то время как в Brent её 0,2-1%, а в Urals 1,2-1,3 %. Кроме того, нефть Победы характеризуется высоким выходом светлых фракций – 60-70% и низким содержанием смол – 1,5%. 

По результатам исследований керна специалистами ООО «Тюменский нефтяной научный центр» был произведен оперативный подсчет запасов нефти и газа по данным скважины «Университетская-1», который показал что только по первой открытой ловушке запасы составляют 391,9 млрд. кубометров газа и 128,7 млн. тонн нефти по категории С1+С2. 

Исследования проводились с использованием самого современного оборудования, включающего газовую хроматографию, изотопную и молекулярную масс-спектрометрию. 

В ходе визита в ОАО «ТомскНИПИнефть» Игорь Сечин посетил лабораторию геохимии и пластовых нефтей, кернохранилище, а также лабораторию сбора и обработки керна, сообщает пресс-служба Роснефти. 

ОАО «ТомскНИПИнефть» выступает генеральным проектировщиком по объектам ключевых дочерних обществ «Роснефти» блока «добыча» - ЗАО «Ванкорнефть», ОАО «Востсибнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ЗАО «РОСПАН-ИНТЕРНЕШНЛ», ОАО «Тюменнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», а также ОАО «Томскнефть». По итогам 2010 и 2012 годов институт занимал первое место по итогам рейтинга корпоративных НИПИ ОАО «НК «Роснефть». 

ОАО «НК «Роснефть» в сентябре успешно завершила бурение самой северной в мире арктической скважины «Университетская-1», по итогам которого обнаружена нефть на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 в Карском море. Бурение было проведено в рекордные сроки – за полтора месяца, с абсолютным соблюдением всех технологических и экологических требований. По результатам бурения открыто первое нефтегазоконденсатное месторождение в новой Карской морской провинции. 

Глубина моря в точке бурения составила 81 метр, глубина вертикальной скважины – 2113 метров. Скважина бурилась в условиях открытой воды – на 74 параллели, в 250 километрах от материковой части Российской Федерации. 

Карская морская нефтеносная провинция, по оценкам экспертов, по объему ресурсов превзойдет такие нефтегазоносные провинции как Мексиканский залив, бразильский шельф, арктический шельф Аляски и Канады и сравнима со всей текущей ресурсной базой Саудовской Аравии.http://www.angi.ru/

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
 
В.Н. Морозов, А.И. Каган 
К прогнозу локализации залежей углеводородов в центральных и шельфовых районах Камчатки 
 
Представлены результаты моделирования напряженно-деформированного состояния
блочных гетерогенных массивов горных пород, нарушенных тектоническими разломами
с целью прогнозирования возможных мест локализации промышленных запасов УВ
в современных полях тектонических напряжений. Методической основой выделения зон
скопления УВ являются два авторских программных комплекса, опробованных в рамках
ретроспективного прогнозирования зон локализации УВ на ряде месторождений нефти и
газа. По результатам моделирования выделены зоны наиболее вероятной локализации УВ
в центральных районах полуострова Камчатка. В случае подтверждения прогнозных
оценок нефтегазоносности территории Центральной Камчатки предлагаемая
методология могла бы быть перенесена на шельфовые зоны Восточной Камчатки и
акватории Охотского моря

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!

Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.

Войти сейчас