CC BY
20ISSN 2070-5379 Neftegasovaa geología. Teoría i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/ 1 УДК 553.98.04(265.51/.54)
Маргулис Л.С.
ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ВНИГРИ), Санкт-Петербург, Россия ins@vnigri.spb.su
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ
В статье рассматриваются принципы нефтегеологического районирования и проведено районирование территорий и акваторий Дальнего Востока на нефтегазоносные области, в пределах которых месторождения нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым нефтегазоносным комплексам. По углеводородному богатству выделяется 6 нефтегазоносных областей, где сосредоточено 75% ресурсов. Проведена оценка достоверности ресурсных прогнозов и определены главные риски нефтегазопоисков.
Ключевые слова: Дальний Восток России, нефть, газ, эффективность
геологоразведочных работ, риски нефтегазопоисков.
Существует две основные задачи нефтегазогеологического районирования [Прогноз месторождений..., 1981]. Первая заключается в выделении крупных объектов, в пределах которых процессы генерации и аккумуляции нефти и газа протекали автономно. Вторая задача направлена на выделение крупных объектов, в пределах которых месторождения нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым нефтегазоносным комплексам. Если первая задача имеет в значительной степени теоретический аспект, то вторая нацелена непосредственно на поиски месторождений нефти и газа. Обычно первая задача решается при осадочно-бассейновом районировании, вторая -при так называемом «провинциальном» районировании с выделением нефтегазоносных провинций (НГП), нефтегазоносных областей (НГО) и нефтегазоносных районов (НГР). Противопоставлять указанные задачи и способы нефтегеологического районирования нельзя. Понятно, что в процессе исследования они часто перемежаются, но, как правило, бассейновый анализ предшествует разделению нефтегазоперспективных земель на НГП, НГО и НГР. Выделение последних регламентируется методическими рекомендациями по прогнозу углеводородных ресурсов регионов [Методическое руководство., 2000].
Нефтегазогеологическое районирование Дальневосточного региона осуществлено нами, как и ранее [Топливно-энергетическая сырьевая..., 1999; Белонин, Маргулис, 2005], на «провинциальной» основе, так как основной целью являлось разделение перспективных земель по наблюдаемому и прогнозному распределению месторождений нефти и газа и определению методов нефтегазопоисковых работ.
Базовой для нефтегазогеологического районирования явилась составленная нами тектоническая карта дальневосточных акваторий и прилегающей суши (рис. 1). Не останавливаясь на ее характеристике, следует обратить внимание на следующие основные положения, непосредственно касающиеся перспектив нефтегазоносности региона.
1. Дальневосточные акватории относятся к активной островодужной окраине, которую Л.И. Красный удачно назвал транзиталью [Красный, 1977]. В дальневосточной транзитали отчетливо выделяется тыловая (пассивная) и внешняя (фронтальная) части. Наибольшими перспективами нефтегазоносности обладает тыловая (пассивная) часть.
2. Крупнейшими тектоническими элементами пассивной части транзитали являются: подводная окраина континента; внутритранзитальные кайнозойские плиты; глубоководные впадины; кайнозойские аккреционно-коллизионные области.
3. Подавляющая часть ресурсов УВ прогнозируется в краевых впадинах окраины Евразиатского континента и кайнозойских аккреционно-коллизионных систем. Эти впадины обычно имеют двухэтажное строение. Нижний (палеогеновый, обычно доолигоценовый) этаж - рифтовый, верхний (олигоцен-неогеновый) - впадинного заполнения. Наиболее четко рифтовый этаж выражен на окраине континента, в Западно-Сахалинском и Охотско-ЗападноКамчатском прогибах. Грабен-рифты выполнены граувакками, часто угленосными. Верхний (олигоцен-неогеновый) этаж развит практически повсеместно и представлен разнообразными терригенными и вулканогенно-осадочными отложениями, слагающими основной нефтегазоперспективный чехол дальневосточных акваторий. Общая мощность кайнозойских отложений достигает 12-13 км.
4. Фазы дислокаций осадочного чехла отмечаются на рубежах мела и кайнозоя, нижнего и среднего миоцена, а также в плиоцене-квартере. В большинстве случаев весь осадочный чехол позднекайнозойскими событиями деформирован совместно.
5. Основной отличительной особенностью олигоцен-неогенового чехла мощностью до 9-10 км является сопряжение наиболее значительных его прогибов с глубоководными впадинами с образованием единых седиментационных систем. Это обусловливает не только структурные, но, что очень важно подчеркнуть, и седиментационные асимметрии осадочных бассейнов и их резкую дифференциацию по факторам нефтегазонакопления.
Кайнозойский чехол практически полностью покрывает акваториальное пространство и подчас трудно провести границу осадочных бассейнов. Их выделение показано на примере наиболее богатого углеводородами Охотоморского региона (рис. 2).
Условные обозначения:
Евразийский континент: l - мезозойские аккреционноколлизионные системы (мезозоиды), 2 - восточноазиатский вулканический пояс, З - межгорные впадины. Зона перехода от континента к Тихому океану (транзиталь).
Тыловая (пассивная) часть транзитали 4-5 подводная окраина континента: 4 - поднятия, 5 -рифтогенные прогибы и кайнозойские плиты; б-в внутритранзитальные кайнозойские плиты: б - выход на дно моря докайнозойского основания, 7 - поднятия, в
- рифтогенные прогибы; 9 - глубоководные впадины
транзитали; 10-1З кайнозойские аккреционноколлизионные области: 10 - выход на дневную
поверхность и дно моря докайнозойских образований, 11
- межбассейновые поднятия и борта впадин, 12 -кайнозойские межгорные впадины и прогибы; 1З -кайнозойские краевые бассейны.
Внешняя (фронтальная) часть транзитали. Восточно-Камчатско-Олюторская поздне-кайнозойская
акреционно-коллизионная область: 14 - выход на
поверхность докайнозойских образований и пород восточных полуостровов Камчатки, 15 -
межвпадинные поднятия, 1б - грабен-рифты и впадины, 17 - краевые бассейны.
Фронтальная транзитальная триада: 1в -
глубоководные впадины, 19 - вулканические
(надсубдукционные) пояса островных дуг, 20 -
островные дуги, 21 - борта и подводные
возвышенности глубоководных впадин Берингова моря, притихоокеанский склон островных дуг и
островодужный борт Курило-Камчатского
глубоководного жёлоба, 22 - глубоководный жёлоб 2З - границы структурных элементов: а) крупнейших, б) крупных, в) средних; 24 - а) шовные зоны и крупные разломы, б) прочие разломы; 25- изогипсы; 2б - изобаты Наименование прогибов и впадин
Межгорные впадины материка (цифры без кружков): 1
- Верхнезейская, 2 - Удская, З - Восточно-Тугурская, 4 -Удыльская, 5 - Ушумунская, б - Зее-Буреинская, 7 -Верхнебуреинская, в - Среднеамурская, 9 - Ханкайская, 10 - Суйфунская, 11 - Сучанская, 12 - Кавиноко-Тауйская
Осадочные бассейны транзитали (цифры в кружках). 14 окраинно-континентальные бассейны: 1 -
Гижигинская впадина, 2 - Северо-Охотский бассейн, З -Кухтуйско-Лисянский бассейн, 4 - Шантарский бассейн; 5 - Хоккайдо-Сахалинская кайнозойская аккреционноколлизионная область; б - Северо-Корякская кайнозойская аккреционно-коллизионная область; 7 -Западно-Камчатская кайнозойская аккреционноколлизионная система; в - Восточно-Камчатско-Олюторская позднекайнозойская аккреционноколлизионная система.
Рис. 1. Тектоническая карта дальневосточных акваторий и прилегающей суши
Условные обозначения:
1 - докайнозойские аккреционноколлизионные области: мезозойские Верхоянско-Колымская (I), МонголоОхотская (II), Сихотэ-Алинъская (III) и мел-раннепалеогеновая Корякская (IV); 2
- срединные массивы (микроконтиненты): Омл - Омолонский, Тг - Тайгоносский, Ом - Омулевский, Ох -Охотский; 3-4 - вулканические пояса: 3 -меловые Охотско-Чукотский (а) и Сихотэ-Алиньский (б), палеогеновый Корякско-Западно-Камчатский (в); 4 -олигоцен-четвертичный КурилоКамчатский вулканический пояс; 5 -докайнозойские образования кайнозойских аккреционно-коллизионных областей: а - палеозой-мезозойские (в Срединно-Камчатском выступе и докембрийские) метаморфические и вулканогенно-кремнистые образования; б
- верхнемеловые терригенные образования; 6 - глубины подошвы кайнозойского чехла менее 2 км (а), выходы на дно моря акустического фундамента (б); 7 - глубины подошвы чехла 2-6 км; 8 - глубины подошвы чехла более б км; 9 - изогипсы подошвы кайнозойского чехла (в км); 10 - зона отсутствия сейсмического материала (зона флюидопереноса на склоне впадины Дерюгина); 11 - граница Охотской провинции; 12 - границы основных кайнозойских осадочных бассейнов и прогибов; 13 - мелкие кайнозойские постколлизионные впадины обрамления Охотской провинции; 14 -разломы; 15 -глубоководные желоба.
Основные осадочные бассейны и прогибы (цифры в кружках):
1. Охотско-Западно-Камчатский бассейн
1.1. Западно-Камчатский прогиб
1.2. Воямполъский прогиб
1.3. Шелиховский прогиб
1.4. Поворотный прогиб
2. Пьягинский прогиб
3. Пусторецкий (Кинкилъский) прогиб
4. бассейн Тинро
5. Северо-Охотский бассейн
5.1. Завьяловский прогиб
5.2. Мотыклейский прогиб
6. Гижигинский прогиб
7. Лисянско-Кухтуйский бассейн
7.1. Лисянский прогиб
7.2. Кухтуйский прогиб
8. грабены Шантарского шельфа
9. Северо-Сахалинский прогиб
9.1. Северо-Сахалинский бассейн
9.2. Северный прогиб
9.3. Пограничный прогиб
10. Дерюгинский бассейн
10.1. восточно-Сахалинский прогиб
10.2. впадина Дерюгина
11. Южно-Сахалинский бассейн
11.1. прогиб Анива
11.2. Макаровский прогиб
11.3. Владимировский прогиб
12. Южно-Охотский бассейн;
13. Голыгинский прогиб
14. Западно-Сахалинский бассейн
Рис. 2. Осадочные бассейны Охотоморского региона
(составили Л.С. Маргулис и Т.А. Андиева)
Условные обозначения:
1-8 - плотность геологических НСР УВ (тыс.т/км2): 1 ->100, 2 - 75-100, 3 - 50-75, 4 - 30-50, 5 - 10-30, 6 - 5-10,
7 - 3-5, 8 - <3: 9 - осадочные чехлы глубоководных акваторий; 10 - бесперспективные земли: а) выходы комплекса основания на дневную поверхность и морское дно, б) с маломощным осадочным чехлом; 11 -Охотско-Чукотский меловой вулканический пояс; 12 -неоген-современный Курило-Камчатский вулканический пояс; 13-14 месторождения УВ: 13 - газовые и газоконденсатные, 14 - нефтегазоконденсатные; 15 -границы нефтегазоносных провинций (римские цифры); 16 - границы нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных областей (цифры в кружках); 17-19 границы структур: 17 - крупнейших, 18 - крупных, 19 -средних; 20 - разломы; 21 - изобаты
I Охотская НГП: 1 - Гижигинская ПНГО, 2 - ЗападноКамчатская НГО, 3 - Северо-Охотская НГО, 4 -Тинровская ПНГО (впадина Тинро), 5 - Кухтуйская ПНГО, 6 - Шантарская ПНГО, 7 - Северо-Сахалинская НГО, 8 - Южно-Сахалинская НГО, 9 - ЗападноСахалинская НГО, 10 - Центрально-Охотская ПНГО,
II - Южно-Охотская ПНГО;
II Притихоокеанская НГП: 12 - Хатырская НГО (Хатырский прогиб), 13 - Олюторская ПНГО, 14 -Восточно-Камчатская ПНГО, 15 -
Срединнокурильский ПНГР (Срединнокурильский прогиб)
16-18 НГО вне провинций: 16 - Анадырско-
Наваринская НГО, 17 - Пенжинская ПНГО
(Пенжинский прогиб), 18 - Центрально-Камчатская ПНГО.
1-12 впадины материка: 1 - Верхнезейская, 2 - Удская, 3 - Восточнотугурская, 4 - Удыльская, 5 -
Ушумунская, 6 - Зее-Буреинская, 7 - Верхнебуреинская,
8 - Среднеамурская, 9 - Ханкайская, 10 - Суйфунская, 11 - Сучанская, 12 - Кавинско-Тауйская
Рис. 3. Карта начальных суммарных ресурсов УВ российского сектора Дальнего Востока
Обрамление этого региона представлено практически сплошным депрессионным кольцом. Системой разломов и выступов оно разделяется на отдельные бассейны, которые по строению земной коры и характеру кайнозойского выполнения образуют тектонический ряд от прогибов окраины континента и приорогенных депрессий кайнозойских коллизионных областей до задуговых глубоководных впадин. Границы приорогенных прогибов с глубоководными впадинами обычно совпадают с серией разломов и часто сопровождаются широкими зонами флюидопереноса. Геотермический режим недр резко дифференцирован [Объяснительная записка., 2000; Тектоническое районирование..., 2006]. Особенно высокими значениями теплового потока (112 мВт/м2) характеризуются разрывы, разделяющие сахалинскую и дерюгинскую системы прогибов.
Важной чертой Охотоморского региона является формирование в олигоцен-неогене островодужной окраины с единым конечным водоемом стока. Это обстоятельство, несмотря на различия в структурно-морфологическом облике обрамляющей суши и дифференциации тектонических движений, определило следующие важные особенности осадочного чехла:
• концентрацию осадочного материала по периферии охотоморского ареала погружения;
• значительную общность и непрерывность осадочного чехла в смежных, подчас разнородных по геологической природе прогибах, что делает в значительной мере условными границы выделенных бассейнов;
• проградационный тип заполнения водоема серией продвигающихся секвенсов с дифференциацией внешних (обломочных) и внутренних (глинистых и кремнисто-глинистых) формаций.
На рис. 3 представлен макет карты перспектив нефтегазоносности Дальнего Востока, в основном, по состоянию изученности на 01.01.2007 г. Исходным элементом нефтегеологического районирования является НГО - часть нефтегазоперспективных земель, приуроченная к одному или нескольким смежным геоструктурным элементам с общими региональными нефтегазоносными комплексами.
Размеры НГО Дальнего Востока колеблются от 27 тыс. км2 (Хатырская НГО) до 118 тыс. км2 (Северо-Сахалинская НГО). Всего на дальневосточных акваториях выделено 18 НГО. Значительная часть НГО по тектоническому признаку объединено в НГП, но некоторые из них (Анадырско-Наваринская, Пенжинская, Центрально-Камчатская) выделяются как самостоятельные области. Традиционно на Дальнем Востоке выделяются Охотская и Притихоокеанская НГП. Выделение провинций достаточно дискуссионно, так
как помимо геолого-исторических условий при этом учитываются и критерии рациональности и удобства. Как правило, регионы, по геологическим критериям отвечающие НГП, но не обладающие значительными ресурсами (более 2 млрд. т н.э.) не рекомендуется выделять в самостоятельные НГП [Прогноз месторождений..., 1981].
Углеводородная ресурсная база дальневосточного шельфа оценивается (до изобаты 500 м) в 18,9 млрд. т н.э.* Это оценка ВНИГРИ, официальная оценка примерно на 1,5 млрд. т ниже [Белонин, Маргулис, 2005]. Но расхождение незначительно и находится в пределах точности прогноза.
По углеводородному богатству выделяются шесть НГО: Северо-Сахалинская, ЗападноКамчатская, Северо-Охотская, Анадырско-Наваринская и Хатырская. В них сосредоточено 75% ресурсов, в том числе 35% всех ресурсов сконцентрировано в Северо-Сахалинской НГО (рис. 4).
Сахалинская НГО
Рис. 4. Ресурсы УВ дальневосточных акваторий (распределение НСР УВ по НГО)
Северо-Сахалинская НГО является эталоном и одновременно предельно высоким ресурсным показателем для других областей Дальнего Востока. Поэтому достоверность определения ресурсов этой области в значительной степени определяет точность ресурсных прогнозов в других НГО Дальнего Востока. Плотность ресурсов в Северо-Сахалинской НГО составляет около 70 тыс. т/км2. Это очень высокая плотность, если учесть что плотность ресурсов богатых НГБ западного сектора Тихоокеанского пояса, таких как Саравак,
* Здесь и далее геологические ресурсы и запасы
Таранаки, Сиамский, не превышают 50 т/км2. Всего в Северо-Сахалинской НГО прогнозируется 7,8 млрд. т н.э., в том числе львиная доля (84%) на акватории (рис. 5).
Всего НСР УВ - 6,8 млрд т н.э.
Суша
1,2 млрд т н.э. ---
(16%)
50 тыс.т/км2
Шельф 6,6 млрд т н.э.
(84%)
70 тыс.т/км2
Рис. 5. Начальные ресурсы УВ Северо-Сахалинской НГО
В настоящее время изученность Северо-Сахалинской НГО такова, что позволяет провести оценку достоверности ресурсных прогнозов. Как известно, максимальная эффективность нефтегазопоисков большинства бассейнов Мира достигается примерно при 20% разведанности ресурсов.
Максимальная эффективность геологоразведочных работ на северо-сахалинском шельфе (6,3 тыс. т/м) была достигнута в период 1977-1992 гг., когда были открыты крупнейшие месторождения (Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво-море, Аркутун-Дагинское, Лунское). После 1992 г. наблюдается резкое снижение эффективности ГРР («сухие скважины»: Астрахановская, Медведь, Тойская, Савицкая; открытие лишь мелких месторождений: Пела-Лейч, Удачное, Южно-Васюканское). Разведанные геологические запасы по состоянию на 01.01.2000 г. составляли 1,3 млрд. т н.э. (на 01.01.2007 г. разведанные запасы этих месторождений 1,8 млрд. т н.э.). Если принять, что эти запасы составляли 20% от ресурсов, то суммарные ресурсы шельфа Северного Сахалина можно оценить по этому показателю примерно в 6,5-7 млрд. т н.э.
Сходный объем ресурсов УВ прогнозируется и по величине самого крупного в НГО месторождения, где концентрируется обычно порядка 10% ресурсов всего НГО. В СевероСахалинской НГО крупнейшее Чайвинское месторождение (рис. 6) содержит около 700 млн.
т н.э. Начальные ресурсы Северо-Сахалинской НГО по этому показателю примерно соответствует 7 млрд. т н.э.
Рис. 6. Структурная карта (А) и геологический разрез (Б) месторождения Чайво
Таким образом, как показывают результаты ГРР, начальные суммарные ресурсы УВ шельфа Северного Сахалина в объеме 6,6 млрд. т н.э. были определены достаточно достоверно. По состоянию на 01.01.2007 г. разведанность ресурсов (1,8 млрд. т) шельфа составляет 27%, освоенность ресурсов (3 млрд. т) - 45%, а неосвоенная часть (Д+С3) прогнозируется в объеме 3,6 млрд. т н.э. (рис. 7).
Всего НСР УВ - 6,6 млрд. т н.э
3,6 млрд. т н.э. 1,2 млрд. т н.э.
Разведанность ресурсов 30,3%
Освоенность ресурсов 45,8%
Рис. 7. Структура НСР УВ шельфа Северо-Сахалинской НГО (на 01.01.2008)
Между тем, ресурсы Северо-Сахалинской НГО нуждаются в уточнении и прежде всего в их дифференциации по площади и по фазовому составу. Согласно принятой официальной оценке в составе ресурсов шельфа преобладает свободный газ (52%), а нефть составляет всего порядка 38%. Судя по фазовому составу месторождений как суши, так и акватории (рис. 8) эти показатели следует поменять местами. Скорее всего, в ресурсах шельфа хотя и незначительно, преобладает нефть (52%).
Таким образом объём и плотность ресурсов УВ северо-сахалинского эталона подтверждаются результатами ГРР. Ресурсные показатели этой области являются отправными при оценке ресурсов других НГО. Подавляющее большинство земель акваторий обладает плотностью ресурсов менее 30 тыс. т/км2. Большими плотностями характеризуются впадины Северо-Сахалинской, Западно-Камчатской, Северо-Охотской и Хатырской НГО. Причем район с плотностями ресурсов более 50 тыс.т/км2 выделяются только в Северо-
Сахалинской и Западно-Камчатской НГО. В этих областях и сосредоточены основные объемы нефтегазопоисков.
Рис. 8. Фазовый состав ресурсов УВ Северо-Сахалинской НГО
В заключение остановимся на основных проблемах нефтегазоносности дальневосточных акваторий. В качестве главных можно выделить две проблемы: нефтегазоносность палеогена и прогноз резервуаров в главном нефтегазоносном олигоцен-неогеновом этаже.
Чрезвычайно актуальной является решение второй проблемы. В связи с резкой фациальной изменчивостью отложений прогноз положения и качества пород-коллекторов стал решающим фактором успешности поисков. Для большинства дальневосточных НГО уместен тезис «есть высокоёмкий резервуар - есть крупное месторождение». При современном уровне изученности региона и технологии сейсморазведки риск нефтегазопоисков перемещается со структурного фактора к литологическому. Важное значение приобретают любые методы прогноза литолого-фациальной изменчивости отложений и зональности резервуаров.
Резкую фациальную изменчивость нефтегазоносных отложений можно проиллюстрировать палеогеографической схемой позднего миоцена северо-сахалинского
шельфа, где одна из насущных задач - это поиски месторождений уже в глубоководных турбидитовых и силицитовых отложениях (рис. 9).
Рис. 9. Схема палеогеографии позднего миоцена (нижненутовское время)
Северо-Сахалинской НГО
Условные обозначения к рис. 9:
1-область сноса; 2-подводные возвышенности; З-Заболоченная дельтовая равнина. Накопление песчаноглинистых отложений с торфом; 4-Лагуны, супролитораль. Накопление песчано-глинистых отложений с редкими торфяниками; 5-Верхняя сублитораль с накоплением песков и песчано-алевритовых осадков; 6-средняя и нижняя сублитораль. Накопление глинисто-алевритовых отложений; 7-переходная зона и батиаль. Накопление алеврито-глинистых осадков и турбидитовых песков и алевритов; 8-батиаль с накоплением илов (современная впадина Дерюгина); 9-бровка позднемиоценового шельфа, предполагаемые участки подводных конусов выноса; 10-возможные участки конусов выноса; 11-зона современного глубинного; 12-главные русловые выноса обломочного материала; 13-направление сноса обломочного материала; 14-морские месторождения нефти и газа; 15-нефтеперспективные структуры на море.
Отчетливая литологическая асимметрия, связанная с однонаправленностью седиментационных потоков, свойственна и Западно-Камчатской НГО. Она выражается в резкой фациальной смене и глинизации толщ по направлению к глубоководной части акватории (рис. 10). Для Анадырского бассейна, наряду с проблемой коллекторов, актуальным является и прогноз флюидоупорных свойств миоценовых отложений.
Основные коллекторские горизонты Дальнего Востока приурочены к отложениям низкого стояния уровня моря [Маргулис, 2003] и во многом связаны с обилием сносимого обломочного материала. Поэтому важным критерием прогноза развития пород-коллекторов является нахождение транспортных седиментационных систем. Дельтовые образования и конусы выноса, помимо Сахалина, обнаружены на западно-камчатском шельфе и предполагаются на Конинском участке северо-охотского обрамления (рис. 11). Можно ожидать, что крупная дельтовая система приурочена и к Шелиховскому прогибу.
В свое время учеными ВНИГРИ в системе прогноза нефтегазоносности был предложен принцип наислабейшего звена [Лазарев, Наливкин, Сверчков, 1979]. Он заключается в том, что богатство нефтегазовой системы определяется самым слабым из показателей нефтегазоносности. Отсутствие даже одного из требуемых показателей может свести на нет все другие самые благоприятные условия нефтегазоносности.
Надёжным звеном цепи в большинстве нефтегазовых систем дальневосточных акваторий является присутствие или отсутствие пород-коллекторов. Прогноз резервуаров в значительной степени определяет проведение границ элементов нефтегазогеологического районирования, достоверность оценки ресурсного потенциала региона и эффективность рекомендуемых направлений геологоразведочных работ.
На современном этапе освоения нефтегазовых ресурсов дальневосточных акваторий прогноз распространения пород-коллекторов является первейшей задачей разработки новых технологий нефтегазопоиска и приоритетнейшей темой исследовательских работ.
Рис. 10. Схема строения кайнозойских отложений Охотско-Западно-Камчатского НГБ
1 - докайнозойские образования; 2 - палеоцен-эоценовые отложения (тигильская и ковачинская серии); 3-6 - осадочно-породные (ландшафт-ные) ассоциации (все породы содержат пирокластический материал): 3 -континентальные и паралические угленосные; 4 - верхней сублиторали (пески, песчаники, алевролиты, глины, аргиллиты); 5 - нижней сублиторали и переходной зоны (алевролиты, глины, аргиллиты); 6 - переходной зоны и батиали (кремнистые алевролиты и аргиллиты, силициты); 7 - современный водный слой; 8 - границы стратиграфических горизонтов; 9 - границы секвенсов. Стратиграфические горизонты: 1 - аманинско-гакхинский (Р31); 2-3 - утхолокско-вивентекский и кулувенский (2 - утхолокская (Р32), 3 - вивентекская и кулувенская (Р32 - Ы11) свиты); 4 - ильинский и какертский (М2); 5 - этолонский (М2); 6 - эрмановский (Ы13); 7 - энемтенский и тинровский (М2 - О)
Рис. 11. Модель эрмановского дельтового резервуара (по временному разрезу 87312 /53/) Западно-Камчатского шельфа
Коллекторская (эрмановская) толща, поверхностные слои дельты (дельтовая платформа): 1 - существенно континентальные (паралические) отложения; 2 - русловые врезы (аллювий); 3 - мелководно-морские существенно песчаные отложения; 4 - промоины; 5 - песчаные бары; 6 - передовые слои дельты (склон дельты), морские существенно алевритовые отложения; 7 - донные слои дельты, глинистый покров; 8 - свалы осадков, конусы выноса у основания склона дельты; 9 - Главный (нижнеэнемтенский) флюидоупор; 10 - фундамент; 11 - секвенсы эрмановской структуры
Литература
Белонин М. Д., Маргулис Л.С. Нефтегазоносность и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2005. - №6. - С. 16-26.
Красный Л.И. Проблемы тектонической систематики. - М.: Недра, 1977. - 175 с.
Лазарев В.С., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Распределение и прогноз районов нефтегазонакопления //Критерии поисков зон нефтегазонакопления.- М.: Наука, 1979.- С.50-53.
Маргулис Л.С. Секвенс-стратиграфия и региональные нефтегазоносные комплексы Дальневосточных бассейнов //Геодинамика, магматизм и минералогения континентальных окраин Севера Пацифики.- Материалы Всероссийского совещания (XII годичное собрание Северо-Восточного отделения ВМО). - Магадан: СВКНИИ ДВО РАН.- 2003.- Т.2.- С.14-15.
Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. - М.: ВНИГНИ, 2000. - 189 с.
Объяснительная записка к тектонической карте Охотоморского региона масштаба 1:2500000/ Г.П. Авдейко, Ю.М. Берлин, Н.А. Богданов и др.- М.: ИЛОВМ РАН, 2000.- 193 с.
Прогноз месторождений нефти и газа /А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, В.И. Демин и др. - М.: Недра, 1981. - 350 с.
Тектоническое районирование и углеводородный потенциал Охотского моря /О.В.Веселов, Е.В.Грецкая, А.Я. Ильев и др. - М.: Наука, 2006.- 130 с.
Топливно-энергетическая сырьевая база Дальневосточного экономического района России. Перспективы и пути освоения /Т.А.Андиева, В.Б. Арчегов, М.Д. Белонин и др. -СПб.: ВНИГРИ, 1999. -Ч. 1. - 44 с., Ч. II: Атлас - 97 листов, Объяснительная записка - 93 с.,
Ч. III - 241 с.
Рецензент: Прищепа Олег Михайлович, доктор геолого-минералогических наук.
Margulis L.S.
All Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), St. Petersburg, Russia ins@vnigri.ru
PETROLEUM-GEOLOGICAL ZONING AND ESTIMATING THE OIL-GAS RESOURCES OF THE FAR EASTERN SEAS
The principles of petroleum-geological zoning are considered. The zonation of the Far Eastern onshore and offshore into oil-gas regions with the oil and gas fields characterizing by the similar conditions of formation and unified oil-gas complexes is conducted. Six oil-gas regions are most prolific; they contain 75% of total resources. The estimation of reliability of resource forecast is conducted; the major risks of searches for oil and gas are determined.
Key words: the Far East of Russia, oil, gas, exploration efficiency, risk of searches for oil and
gas.
References
Belonin M.D., Margulis L.S. Neftegazonosnost' i perspektivy osvoenia uglevodorodnyh resursov Vostoka Rossii //Mineral'nye resursy Rossii. Ekonomika i upravlenie. 2005. #6. - S. 16-26. Krasnyj L.I. Problemy tektoniceskoj sistematiki. - M.: Nedra, 1977. - 175 s.
Lazarev V.S., Nalivkin V.D., Sverckov G.P. Raspredelenie i prognoz rajonov neftegazonakoplenia //Kriterii poiskov zon neftegazonakoplenia.- M.: Nauka, 1979.- S.50-53.
Margulis L.S. Sekvens-stratigrafiâ i regional'nye neftegazonosnye kompleksy Dal'nevostocnyh bassejnov //Geodinamika, magmatizm i mineralogeniâ kontinental'nyh okrain Severa Pacifiki.- Materialy Vserossijskogo sovesaniâ (XII godicnoe sobranie Severo-Vostocnogo otdeleniâ VMO). - Magadan: SVKNIIDVO RAN.- 2003.- T.2.- S.14-15.
Metodiceskoe rUkovodstvo po kolicestvennoj i èkonomiceskoj ocenke resUrsov nefti, gaza i kondensata Rossii. - M.: VNIGNI, 2000. - 189 s.
Ob"âsnitel'naâ zapiska k tektoniceskoj karte Ohotomorskogo regiona masstaba 1:2500000/ G.P. Avdejko, Û.M. Berlin, N.A. Bogdanov i dr.- M.: ILOVM RAN, 2000.- 193 s.
Prognoz mestorozdenij nefti i gaza /A.È. Kontorovic, È.È. Fotiadi, V.I. Demin i dr. - M.: Nedra, 1981. - 350 s.
Tektoniceskoe rajonirovanie i Uglevodorodnyj potencial Ohotskogo morâ /O.V.Veselov, E.V.Greckaâ, A.Â. Il'ev i dr. - M.: NaUka, 2006.- 130 s.
Toplivno-ènergeticeskaâ syr'evaâ baza Dal'nevostocnogo èkonomiceskogo rajona Rossii. Perspektivy i pUti osvoeniâ /T.A.Andieva, V.B. Arcegov, M.D. Belonin i dr. - SPb.: VNIGRI, 1999. -С. 1. - 44 s., С. II: Atlas - 97 listov, Ob"âsnitel'naâ zapiska - 93 s., С. III - 241 s.
