Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

В соответствии с параметрами энергетическойтегии в Российской Федерации до 2020 г. нефтедобыча в известных нефтегазоносных провинциях, расположенных в материковой частины, даже с учетом развития и освоения ресурсной базы Восточной Сибири, в 2013;2015 г. г., перейдет в падающий режим и к 2020 году сократится на 4% (до 470 млн.т.). Расчетный рост добычи природного газа на суше не обеспечивает прогнозируемый объем спроса на него с учетом увеличения потребностей внутреннего рынка и необходимости выполнения международных обязательств по поставкам российского газа на внешние рынки.

Освоение топливно-энергетического потенциала шельфа России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровней добычи по континентальным месторождениям в период 2015;2030 годов. Западно-арктический шельф (объект исследований) входят в число приоритетов в развитии и расширенном воспроизводстве минерально-сырьевой базы страны и обладает реальной перспективой формирования в его пределах крупных добывающих центров.

По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа — порядка 76 трлн. куб. м.

По оценкам специалистов около 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов приходится на моря Западной Арктики — Баренцево, Печорское и Карское, которым принадлежит ведущее место по нефтегазовому потенциалу арктического шельфа.

В диссертации проведен детальный анализ состояния ресурсной базы региона. Баренцево-Карский регион как единый объект исследований несмотря на имеющиеся различия в геологическом строении, рассмотрен с позиции общего подхода к оценке его ресурсной базы и единства задач на всех этапах поисково-разведочных работ.

Геолого-геофизическая изученность арктического шельфа слабая и, в основном, геологоразведочные работы велись здесь в 80−90-е годы прошлого столетия. Тогда были открыты крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения: в Баренцевом море (уникальное Штокмановское, Ледовое, Лудловское) — в Карском море на Западно-Ямальском шельфе (гиганты Руса-новское и Ленинградское газоконденсатные), в Обской губе (крупные газовые Северо-Каменномысское, Каменномысское — море) — нефтяные в Печорском море (Приразломное, Долганское, Варандей-море, Медынское-море).

Значительное число открытых на суше месторождений имеют экваториальное продолжение, в силу этого изучены сейсмической разведкой частично, а бурением в акватории практически не изучены вовсе. К их числу относятся месторождения Крузенштернское и Харасавэйское на ЯмалеСема-ковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское в Тазовской губеГеофизическое, Утреннее, Преображенское в Обской губе.

По оценке ВНИГРИ, площадь транзитного мелководья арктических морей составляет 526 тыс. км, при этом наиболее изучены и одновременно перспективны для поисков нефти и газа мелководные районы Печорского, Карского морей и моря Лаптевых. Начальные суммарные ресурсы углеводородов только Южно-Карского шельфа оцениваются в 49,7 млрд.т.н.э. Значительная часть ресурсов углеводородов (37%) Южно-Карского шельфа сконцентрирована в пределах его мелководья, а около 47% их сосредоточено во внутренних водах, главным образом в акватории Обской и Тазовской губ, а также морском продолжении Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Изучение транзитной зоны (суша — море), где глубина воды 0−20 м, требует специальных технологий и транспортных средств, значительных затрат. Однако наличие существенного углеводородного потенциала в транзитном мелководье ставит задачу по постановке здесь работ, и прежде всего сейсморазведки ЗД. Такие работы, в том числе по инициативе автора в 1999 г., проводило ООО «Газфлот» на месторождениях Варандей-море в Печорском море, а на месторождении Каменномысское-море в Обской губе работы ЗД идут уже 2 полевых сезона (2007;2008 г.) и будут продолжены.

Поиск и разведка морских месторождений нефти и газа в условиях Арктики требуют значительных инвестиций, поэтому существует проблема минимизации затрат на ГГР на каждой стадии их проведения, в том числе при поиске ловушек и залежей, бурении глубоких скважин, обработке и интерпретации полученных данных. Решение этой важной проблемы определяет актуальность работы.

Цель работы состоит в том, чтобы дать научное обоснование путей и возможностей наращивания ресурсной базы углеводородного сырья на шельфе Баренцево-Карского региона на основе геолого-геофизических и ли-тофизических исследований их природных резервуаров. Поэтому основные задачи исследований были следующие:

1. Дать сравнительную характеристику геологического строения, развития и нефтегазоносности региона;

2. Выполнить обобщение и анализ результатов изучения литофизических особенностей и коллекторского потенциала продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.

3. Разработать геологические и литофизические модели коллекторов природных резервуаров месторождений арктического шельфа.

4. Дать научное обоснование современной комплексной технологии поиска, разведки и освоения месторождения УВ на арктическом шельфе.

5. Оценить существующие методы петрофизических исследований керна из продуктивных горизонтов изучаемого региона и дать рекомендации по их рациональному комплексу.

6. Заложить основы информационной базы данных (БД) геолого-геофизической информации по месторождениям арктического шельфа. Выполненная работа является первым комплексным исследованием природных резервуаров арктического шельфа, в котором проанализирован и обобщен широкий круг вопросов геологии, геофизики, бурения и испытания 4 скважин, петрофизики сложных коллекторов, выполнен ряд специальных петрофизических исследований, рассмотрены вопросы оптимизации и повышения эффективности геолого-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили получить следующие научные результаты:

1. В диссертации впервые выполнены многоуровневые региональные геолого-геофизические, петрофизические и геохимические исследования процессов формирования природных резервуаров Баренцево-Карского региона, их коллекторского потенциала и модельных представлений.

2. Разработаны и апробированы рациональные комплексы петрофизических исследований продуктивных толщ региона, включающие современные методы изучения их вещественной и литофизических характеристик.

3. Составлена и внедрена схема современных технологий поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.

4. Разработаны научные основы комплексных исследований зоны транзитного мелководья шельфа арктических морей.

5. Создана и постоянно обновляется база данных и программное обеспечение геолого-геофизических и промысловых данных для месторождений арктического шельфа. В основу БД положен программный комплекс Geo-View, адаптированный к российской геологической шкале и поставленной задаче.

Результаты исследований автора и сделанные рекомендации использованы в производственной деятельности дочернего предприятия ОАО «Газпром» ООО «Газфлот», которое ведет геологоразведочные работы на арктическом шельфе России с 1994 г. С участием автора ОАО «Газпром» разрабатывалась «Программа геологоразведочных работ на 2002;2008г.г. на объектах Обской и Тазовской губ и Приямальского шельфа».

В период с 1996 г. по настоящее время автор принимает непосредственное участие в организации геологоразведочных работ в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Ряд выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, использованы в практической деятельности, что способствовало открытию трех нефтяных месторождений в Печорском море, четырех газовых месторождений в Обской и Тазовской губах. Некоторые методические подходы и технологические решения автора применялись при доразведке уникального Штокмановского ГКМ.

Основные положения, выводы и практические рекомендации докладывались автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе: на Всесоюзных конференциях «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах» (Москва, 1978,1980) и «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986) — научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва 1999, 2001, 2003) — «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 1999) — Всероссийской конференции: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2000) — на Международных конференциях «Освоение шельфа Арктических морей Рос-сии-RAO» (С-Пб, 1997, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007) — «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, МГУ, 2000) — «Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов» (С-Пб, 2002) — «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России» (С-Пб, 2004) — «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006) — «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region» (London, 2006) — «Second Conference of Geology of Indochina» (Hanoi, 1991) — International Symposium/Workshop of Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions (Hanoi, Vietnam, 1994) и др.

Основные результаты исследований автора по теме диссертации опуб-ликованны более чем в 50 научных работах в журналах: «Известия ВУЗов», серия «Геология и разведка" — «Газовая промышленность" — «Геология нефти и газа" — «Геофизика" — «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений" — «Нефть, Газ и Бизнес" — «Нефтяное хозяйство" — монографии, а также в трудах конференций.

За годы работы над диссертацией автор пользовался консультациями, советами и помощью многих ученых: д.г.-м.н. Поспелова В. В, д.г.-м.н. Холо-дилова В.А., д.г.-м.н. Гаврилова В. П., д.г.-м.н. Захарова Е. В., д.г.-м.н. Шнипа O.A., д.э.н. Андреева А. Ф., к.г.-м.н. Зонн М. С., к.г.-м.н. Кирюхиной Т. А., д.г.-м.н. Драцова В. Г., д.г.-м.н. Топоркова В. Г., д.г.-м.н. Журавлева Е. Г., к.г.-м.н. Тимонина А. Н., д.ф.-м.н. Ампилова Ю. П., к.т.н. Сидорова В. В., к.г.-м.н. Огнева А. Ф., к.г.-м.н. Туренкова H.A., которым выражает свою глубокую благодарность и признательность.

Результаты исследования образцов пород из отложений пермо-карбона СКВ.1 Северо-Долгинская методом ртутной порометрии п/п № обр Глубина отбора, м Кп,% Кп, эф% ?"op5″ !, мкм Кп, эф% dno^O.l, мкм пределы из-ни dnop, MKM преоблодающий dnop сред. Медиан dnop, мкм объем. Плот. г/смЗ минер. Плот. г/смЗ Удель поверх., м2/г Мах dnop, мкм Мах поверх., относит, к dnop примечание мкм % от Кп.

1 437 2990,24 2,93 2 2,67 2,96 0,0102 0,7 250,0102 3,65 4,08 2,67 2,75 0,1545 300- 88,1 0,0272 закр. Поры d< 0,0169 мкм.

2 438 2990,97 1,94 0,76 1,36 300 0,0063 300 88,1 16,9 0,48 2,73 2,78 0,3836 235 0,013 закр. Поры d< 0,01 мкм.

3 443 2999,15 11,6 7,7 10,7 300 0,0063 4,66 -0,514 35,5 2,97 2,4 2,71 0,72 0,839 0,013.

4 444 2999,82 10,6 9,1 9,29 300 0,0063 61−20,3 10,52 35,94 2,1 2,35 2,32 61- 33,1 0,008.

5 446 3000,85 7 5,2 6,5 300 0,0102 300 0,839 75,4 4,25 2,51 2,7 0,315 0,839 0,013.

6 449 3007 3,92 2,97 3,31 300 0,0049 300 113 9,49 17,52 2,86 2,98 0,609 300 0,0049.

7 452 3010,33 2,05 1,2 184 0,093 1,37 -0,657 7,34 2,66 2,69 0,008 1,37 1,37 три групы пор

8 455 3011,22 7,8 6Д 7,1 300 0,008 113 20,3 38,8 28,67 2,38 2,58 0,47 33,1 0,013.

9 459 3016,31 3 1,5 1,85 300 0,0049 0,91 2,68 2,77 1,03 0,0272 0,013 пять групп пор

10 476 3029,6 9,25 6,8 9,2 300 0,151 7,72 -5,96 44 7,52 2,85 3,14 0,08 9,72 0,67- 0,4 две группы пор

11 491 3050,74 0,21 300 0,0049 11,69 2,65 2,65 0,016 300 0,0049 две группы пор

12 500 3077,54 5,7 0,9 4,8 300 0,0167 0,402 -0,0926 57 0,25 2,52 2,67 0,54 0,247 0,118.

13 501 3077,64 4,4 1,16 3,43 300 0,0167 1,07 -0,057 79,5 0,42 2,64 2,76 0,39 0,637 0,0725 две группы пор

14 503 3082,2 3,53 0,76 2,48 9,72 0,0102 0,247 -0,0725 55,9 0,21 3,18 3,3 0,39 0,093 0,027.

15 504 3084,23 3,31 0,6 2,26 0,84 0,0167 0,118 -0,073 38,5 0,14 2,83 2,93 0,405 0,118 0,118- 0,072.

Реализованная БД содержит информацию по следующим основным блокам: блок информации, содержащий общие сведения о скважине, конструкции и инклинометрии ствола скважины. К общим сведениям о скважине относятся идентификаторы скважины, привязка по координатам к геологическому объекту, даты начала и конца бурения, проектная и фактическая глубина, геологический возраст забоя, состояние скважины и др.

Информация о стратиграфическом расчленении разреза и отметок залегания пласта (блок БД) разделена на подразделы: литостратиграфическую, хроностратиграфическую и биостратиграфическую классификационные системы. «Хроностратиграфическими единицами» служат обычные иерархические единицы, принятые в геологии — от энотемы и эротемы до ярусов и подъярусов. Биостратиграфическая классификация включает биостратиграфическую зону (интервал) — скопление ископаемых органических остатков, характерных для данной стратиграфической единицы, и биостратиграфическую зону фаунистической ассоциации.

Блок БД, отвечающий за хранение материалов геофизических исследований скважин, включает в себя две категории информации:

— собственно исходные каротажные кривые;

— результаты интерпретации каротажных кривых.

В качестве исходных материалов для ввода каротажных кривых используются LAS формат. Перед вводом в БД каждый LAS — файл проходит процедуру визуального контроля на предмет правильности заполнения параметров заголовка и соответствие заявленных методов каротажных кривых реально записанным значением кривой. В БД вводится вся информация, содержащаяся в LAS-файле, включая имя LAS-файла.Это позволяет, при необходимости, осуществить полное восстановление исходного LAS-файла из БД. Поиск и выборка записанных в БД каротажных кривых может осуществляться по любым параметрам, входящим в заголовок LAS-файла.

Результаты интерпретации каротажных кривых представляют собой или таблицы с поинтервальной обработкой, или файлы с поточечной обработкой. С целью удобства визуализации и дальнейшего использования в обрабатывающих программах поинтервальное представление геолого-геофизических параметров преобразуется в поточечный вид с любым шагом, оформляется как ЬА8-файл, и записывается в БД. На рисунке 4.11 приведен пример совместной визуализации исходных каротажных кривых и результатов обработки, переведенных в поточечный вид.

Блок БД по хранению результатов испытаний скважин предусматривает возможность записи всей совокупности информации, хранящейся в актах испытания. Однако, как показала практика, трудозатраты на подготовку данных, их ввод в БД, составление запросов на выборку данных и конечного оформления результатов обработки являются весьма значительными.

Условные обозначения:

Коэффициент пористо-Неколлектор

Рис. 4.11 — Пример выборки из БД каротажных кривых.

Поэтому ввод информации об испытаниях скважин реализован двумя способами:

— полные результаты исследования скважин заносятся в БД в виде актов испытаний или таблиц, подготовленных в формате программных продуктов Excel, Word или в виде скан-образов;

— информация справочного характера заносится в цифровом формате и содержит набор обязательных параметров, таких как интервалы перфорации, данные по одному из штуцеров по дебитам и давлениям.

Введенная информация позволяет получить краткую сводку об исследовании скважин в форме, пригодной для размещения на подсчетом плане или на планшете с каротажными кривыми.

Блок информации по хранению результатов лабораторных исследований керна представляет возможность ввода данных в двух вариантах:

— результаты лабораторных определений фильтрационно-емкостных свойств коэффициенты пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности) и ряда других свойств (плотность, карбонатность, гранулометрический состав и др.) заносятся в реляционные таблицы БД согласно модели хранения;

— документы с данными лабораторных анализов керна, поступающие в виде электронных файлов Excel, Word или в виде скан-образов, заносятся в виде документов со всеми требуемыми поисковыми образами.

В первом случае обязательными для ввода данными являются:

— интервал проходки с отбором керна;

— инвентарный номер образца керна;

— глубина и место отбора образца керна;

— вид анализа;

— фильтрационно-емкостные свойства керна.

Ввод в БД фильтрационно-емкостных свойств в цифровой форме позволяет получить любые сочетания свойств керна из БД с последующей обработкой их в специализированных программах, например, построение пет-рофизических зависимостей.

Во втором случае обязательными параметрами поисковых образов служат:

— интервал проходки с отбором кена;

— вид анализа.

Если в электронном файле имеются данные по нескольким интервалам отбора керна, то обязательному вводу в качестве поисковых образов подлежат все эти интервалы.

Лабораторные анализы газа, конденсата, нефти и воды представляются для ввода в БД в виде электронных документов. Обязательными параметрами поиска служат интервал испытания и вид анализа. Если в документе имелось несколько анализов или они относились к разным интервалам испытания, то обязательному вводу в качестве поисковых образов подлежат все эти интервалы и анализы.

Геолого-геофизические отчеты, дела скважин или отдельные документы (карты, диаграммы, фотоснимки), хранящиеся в базе данных, представляются в виде набора файлов Word, Excel, ASCII, копий проектов различных программных комплексов, сканированных образов бумажных документов, однако это могут быть и собственно бумажные документы, хранящиеся в геологических фондах. Для хранения документов в БД стандартами POSC используется схема информационного каталога документов, предложенная POSC (Е&Р Cataloguing Standards v.0.5).

Согласно Е&Р Cataloguing Standards v.0.5 любой документ связан с техническими (скважина, трубопровод, корабль и др.), геологическими (месторождение, пласт, залежь и др.) или экономическими (лицензионный участок и др.) объектами.

Любая документированная информация, помещаемая в БД, характеризуется обязательными параметрами (идентификаторами хранения) такими как: наименование документа, дата его создания, автор (создатель документа). При занесении в БД геологических отчетов указываются: наименование отчета, договор (номер и дата), заказчик, исполнитель работ и ответственный исполнитель. Эти параметры позволяют осуществлять быстрый поиск документа по запросу.

Документ привязывается к нескольким классификаторам, объединяемым в контекстный каталог. Контекстный каталог представляет собой систему классификации документов по признакам их содержательного наполнения. Атрибутами контекстного каталога является документ с характеристикой его формы и зафиксированное в нем действие (отчет, карта, дела скважин и т. п.).

— вид документа — характеризует документ по его содержанию (отчет о выполнении научно-исследовательских работ, геологические карты, разрезы, структурные карты и планы, сведения о результате анализов керна и т. п.) — -стандартное наименование;

— производящие процессы — действия, в результате которых создается документ.

Например: действие по испытанию скважины влечет создание акта испытания или сводной таблицы по результатам испытания.

Наиболее важным является классификация по виду документа. Основная масса документов, введенных в настоящее время в БД, классифицированы по следующим видам:

— отчеты о выполнении научно-исследовательских работ;

— геологические журналы;

— результаты интерпретации ГИС.

— описание керна, грунтов, шлама;

— результаты лабораторных анализов образцов керна— акты исследования продуктивного горизонта в скважине;

— результаты лабораторных анализов газа, конденсата, нефти и пластовых вод.

Для всех отчетов и дел скважин при занесении составляются оглавления с гиперссылками на соответствующие разделы отчетов и приложения или документы дел скважин. Это позволяет быстро и удобно находить необходимую информацию.

Блок по хранению сейсморазведочной информации предусматривает передачу на хранение следующих видов сейсмических данных:

— общая информация о методики, аппаратуре и программном обеспечении, применявшихся при проведении полевых работ и обработки данных;

— описание геометрии наблюдений, альтитуды рельефа на пунктах сейсмических наблюдений;

— данные полевой сейсморазведки 2Д и ЗД;

— сейсмограммы до суммирования (ОТВ или ОГТ).

— данные сейсморазведки после суммирования (окончательные временные разрезы или, если это предусмотрено ТЗ — промежуточные результаты);

— априорные статические поправки;

— статические поправки и скорости суммирования и миграции, применявшиеся на заключительном этапе оброботки;

— вертикальное сейсмическое профилирование и сейсмокаротаж;

— данные сейсморазведки после интерпретации;

— отчеты по обработке и интерпретации;

— материалы опытных работ;

— дополнительная информация, по мнению специалистов, необходимая для обеспечения эффективности обработки и интерпретации данных сейсморазведки.

Структура хранения сейсморазведочной информации в БД GeoView во многом совпадает со структурой хранения в PetroBank (Halliburton DCS). Это связанно с тем, что обе разработки используют международные стандарты на хранение данных POSC Epicentre. Более того, сейсмическая информацияэто файлы больших размеров, хранение которых ограничено как хранение документов. Исключение составляет ряд параметров справочного характера, которые записываются в индексную БД Oracle с целью получения быстрого к ним доступа. Для создания интерфейса пользователя в рамках комплекса GeoView используется географическая информационная система (ГИС).

Преимущество ГИС перед другими информационными системами заключается в технологии, позволяющей объединить стандартную работу с базами данных с возможностями, представляемыми картой: визуализацией и географическим (пространственным) анализом. Это обеспечивает возможности применения геоинформационных систем для полноценного решения широкого спектра задач. Создание карт и географический анализ не являются чем-то абсолютно новым. Однако, автоматизируя процедуру анализа и прогноза, технология геоинформационных систем представляет соответствующий современности, более эффективный, удобный и быстрый подход к анализу проблем и решению задач.

В рамках комплекса GeoView геоинформационная система решает задачи по отображению информации о расположении месторождений, перспективных площадей, лицензионных участков, скважин, сейсмических профилей и других объектов на карте, позволяет осуществлять выбор геологических и технических объектов и получать из БД информацию по этим объектам (рис4.12).

Комплекс GeoView поддерживает работу с двумя географическими информационными системами — ArcView (KOMnaHHH ESR1) и Mappl (российская разработка ОЭГ «Петросервис»).

Система защиты информации при доступе к БД имеет многоуровневую структуру. В ней предусматриваются как способы физической защиты при доступе к компьютерам и серверам БД, так и программно-аппаратные комплексы для ограничения доступа к данным.

На уровне серверов защита информации обеспечивается средствами, входящими в состав СУБД Oracle. Ограничение доступа к программному комплексу GeoView обеспечивает путем введения понятия «рабочий проект».

Рнс.4.12 — Географическая информационная система, как средство пользовательского интрефейса.

Под рабочим проектом понимается группа связанной между собой информации, хранимой в БД, и с ко торой предполагается работа отдельного человека или группы специалистов. Для входа в рабочий проект через программы СеоУ1еу требуется иметь права к различным программам комплекса СеоУ1еу.

Четырехлетний опыт работы с данным комплексом подтвердил эффективность его применения. Для дальнейшего расширения сферы использования данной разработки, в первую очередь ускоренного ввода информации по существующим скважинам, а также повышения качества подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового профиля, в 2007 году в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина был создан центр первичной обработки геолого-геофизической информации. В настоящее время проводится активная работа по систематизации имеющейся информации, включая данные по поисково-разведочными скважинами и другим объектам Арктического шельфа.

Глава 5.

Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей.

5.1. Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона.

Поисково-разведочными работами на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности.

Характеристика ресурсной базы исследуемых морей России представлена в таблице 5.1.

По нефтегазовому потенциалу ведущее место принадлежит недрам арктических морей — Баренцева, Печорского, Карского (см. таблицу 5.1.). По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85% потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата. В недрах Баренцева и Карского морей основная доля ресурсов УВ представлена газом, в недрах Печорского моря преобладают нефтяные УВ.

Заключение

.

Диссертация представляет собой комплексное научное исследование, направленное на совершенствование методик и технологий изучения природных резервуаров арктического шельфа. В работе, на основе анализа обширного фактического геолого-геофизического, петрофизического и геохимического материала по арктическому шельфу: показаны черты сходства и различия в строении и нефтегазоносности одновозрастных отложений Баренцево-Карского региона Российского шельфа и Северных морей Европыобобщены результаты изучения коллекторского потенциала осадочных комплексов региона в широком временном диапазоне и установлена их региональная перспективностьусовершенствованны и адаптированы к условиям арктического шельфа геолого-геофизические и петрофизические модели продуктивных отложений, использованные диссертантом для повышения эффективности ГРР на арктическом шельфена основе анализа существующих технологий освоения газонефтяных месторождений Баренцево-Карского региона предложена и реализована схема комплексных технологий при поиске и разведке УВ на арктическом шельфе, в том числе в мелководных транзитных зонахразработана и реализуется интегрированная база геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфаэкономическая оценка показала, что применение в процессе поисков и разведки месторождений нефти и газа достижений научно-технического прогресса позволило повысить эффективность проведенных ГРР: снизить затраты на прирост единицы запасов на 1 м проходкиуменьшить время на поисково-разведочные работысократить количество непродуктивных скважин.

Защищаемые положения.

1. Геолого-геофизические модели и коллекторский потенциал природных резервуаров арктического шельфа на основе изучения геофизических полей.

2. Рациональный комплекс геофизических и петрофизических исследований терригенных и карбонатных пород, включающий специальные методы изучения вещественного состава пород и их структурных характеристик.

3. Научное обоснование технологии поисково-разведочных работ на шельфе арктических морей и специфика их применения в зонах транзитного мелководья.

4. Модель первичной геолого-геофизической информации для нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей.