Arctic Shelf Oil & Gas Conference 2004

Growing prospects of the Anadyr oil and gas basin in its offshore area are well
substantiated on the basis of 2D geological modeling. The geothermal and geodynamic
conditions have been proved favorable for oil generation within sedimentary cover, beginning
with the Early Miocene. Close proximity of generation kitchens, migration pathways and
growing dimensions of the structures in the basin offshore area have been proved by the latest
structural mapping. Availability of several formations with good reservoir properties has been
identified with drilling of the first wildcat in the Russian Sector of the Bering Sea. Search for
semi-regional seals is the main target of the further exploration works in the offshore Anadyr
oil and gas basin, in particular, in the Central-Anadyr sub-basin.

In 2003 of JSC MAGE carred out geophysical researches (gravity, magnetic,
seismoacoustic, seismic-2D) on the White Sea. The section is investigated by seismoacoustic
up to 500 ms (fig. 1).

Если уподобить довольно приблизительно оцененный, но несомненно
громадный углеводородный потенциал Арктического шельфа России гигантскому
пирогу, то основные подходы к возможности его употребления в самом общем виде
можно сформулировать следующим образом: 1) пирог большой, но сырой и в
ближайшее время практически несъедобный; 2) пирог большой и лакомый и уже сейчас
можно обкусывать его по краям; 3) это хлеб наш насущный и его необходимо
планомерно потреблять, предварительно нарезав.

Фанерозойская история формирования Баренцевоморского региона сложна и в
ней насчитывается не менее пяти кардинальных перестроек тектонического устройства
региона. На современном уровне знаний могут быть выделены: нижнепалеозойский
(досредне-позднедевонский), среднепалеозойский (средне-верхнедевонский-
нижнепермский), палеозой-раннемезозойский (нижнепермский-триасовый),
мезозойский (юрско-меловой) и кайнозойский структурные ярусы и соответствующие
им этапы истории Баренцевоморского региона. Наиболее слабо изучена
нижнепалеозойская (досреднедевонская) история развития региона и о ней существуют
многочисленные противоречивые представления /1,4,6/. Однако, очевидно, что силуру-
раннему девону Баренцевоморский регион являлся частью обширной пассивной
окраины Евроамериканского континента, на которой формировался терригенно-
карбонатный плитный комплекс, мощность последнего увеличивается к
перикратонному погружению на восток и северо-восток до 1-2 км. В силуре-среднем
девоне произошла аккреция, складчатость и орогенез скандинавской активной
окраины. Зона сочленения байкальского и каледонского геоблоков прослеживается под
осадочным чехлом от п-ва Варангер к северной оконечности Новой Земли. К среднему
– началу позднего девона Баренцевоморский регион уже представляет собой часть
новообразованного материала. Дальнейшее его развитие до триасового времени
определяется эволюцией Уральского океана и возникновением одноименного орогена.

Приводятся результаты изучения основных этапов тектоно-геодинамических
преобразований Арктической окраины в сопоставлении с главными событиями
определявшими, с одной стороны, эволюционное становление Северной Евразии, а с
другой – переход к процессам деструкции и развития молодого океанообразования.
В позднем палеозое - раннем мезозое в развитии арктической периферии
Северной Евразии устанавливается синхронное и смежное проявление противоположно
направленных тектоно-геодинамических режимов. Конструктивный (аккреционный)
режим связан с коллизией в Уральском поясе и фазой завершающего структурирования
земной коры Южно-Таймырской зоны. Деструктивный режим заключался в
широкомасштабном рифтинге, обусловленном действием Северо-Азиатского
суперплюма, а в пределах Баренцевского региона, кроме того, не исключено, и
влиянием одного из возможных ответвлений Палеопацифики.

На основании результатов проведённого двухмерного геомоделирования
Анадырского нефтегазоносного бассейна обосновывается возрастание перспектив
нефтегазоносности в его акваториальной части. Доказаны благоприятные
геотермические и геодинамические условия для генерации нефти в разрезе осадочных
отложений, начиная с раннемиоценового возраста. Близость генерационных
депоцентров, путей миграции и возрастание крупности структур в акваториальной
части бассейна подтверждены новейшими структурными построениями. Наличие
нескольких толщ с благоприятными коллекторскими свойствами установлено при
бурении единственной морской скважины в российском секторе Берингова моря.
Поиск семирегиональных флюидоупоров является основным направлением
дальнейших поисковых работ в акваториальной части Анадырского НГБ, в частности в
Центрально-Анадырском суббассейне.

Варангер-Тиманский разрывно-складчатый пояс (ВТП) является элементом
глобальной системы долгоживущих глубинных разрывных структур. Эта система,
которую можно именовать Урало-Африканской, замечательна тем, что к ней тяготеют
месторождения различных полезных ископаемых, в том числе и углеводородных,
составляющих существенную часть мирового ресурса запасов природного сырья.
ВТП, протяженностью более 1700 км (рисунок), имеет северо-западное
простирание. На северо-западе, в Норвегии, он срезается скандинавскими
каледонидами, а на юго-востоке причленяется к Уралу, срезаясь герцинскими
структурами последнего. Эта ситуация соответствует представлению о байкальском
возрасте первоосновы ВТП, которая подвергалась воздействию и более поздних этапов
тектогенеза. Исходная структура ВТП – крупный рифтовый прогиб (Митрофанов и др.,
1998, 2004), ограничивающий с северо-востока Восточно-Европейскую платформу.

Северо-Карский шельф остается наименее изученной частью Западно-Арктической
континентальной окраины как в общегеологическом, так и в нефтегазоносном отношении.
В общем структурном плане он представляет собой две крупные субширотные зоны.
Южная выражена в строении осадочного чехла обширными отрицательными структурами
1 порядка с глубинами погружения складчатого фундамента до 12-13 км в Северо-
Новоземельской и до 20-22 км в Северо-Карской впадинах (Аплонов, 1995), разделенных
узким контрастным перегибом фундамента меридионального направления,
соответствующим седловине Уединения. На севере отмечается активизированное краевое
шельфовое поднятие, расчлененное зонами новейших погружений на ряд отдельных
блоков. Для этой структурной зоны характерно общее сокращение объемов осадочных
отложений, достигающих 8-9 км лишь в отдельных блоках и преобладающими глубинами
залегания фундамента от 2 до 6 км. Отмеченная особенность, по-видимому, может
обуславливать определенную фазовую зональность в распределении основных объемов
УВ. Во впадинах южной зоны, характеризующихся максимальными мощностями
осадочных образований и, соответственно, наиболее значительными объемами УВ-
продуцирующих отложений, охваченных интенсивными процессами нефте- и, в большей
мере, газогенерации, с учетом того, что большая часть продуктивных толщ находилась на
глубинах свыше 4-6 км (главная зона газообразования), очевидно, будут преобладать
скопления газа и газоконденсата. Генерация колоссальных объемов УВ-газов в
центральных частях впадин и их вытесняющее воздействие способствовали
перераспределению ранее образованных скоплений жидких УВ. Постоянные подтоки
газов, усилившиеся в кайнозойский этап тектонической активизации, привели к массовой
эмиграции нефти из материнских пород, а также вытеснению ее совместно с нефтями
ранее сформированных скоплений в сторону приподнятых структур южной зоны, но с
генеральным направлением миграционного потока УВ к краевым частям бассейна - в
северную зону поднятий. Причем, распределение фазовой составляющей УВ для
различных зон будет пропорционально мощности развитых в их пределах осадочных толщ
- в сторону возрастания удельного веса жидких УВ в зонах с максимально сокращенным
разрезом отложений чехольного комплекса.

В обычной практике разработки морских месторождений применяются
комплексные платформы, рассчитанные на одновременное бурение и эксплуатацию
скважин и в этой связи, оснащенные комплексом бурового и эксплуатационного
оборудования. Повышение эффективности освоения месторождений может быть
достигнуто за счет использования функциональных унифицированных платформ,
которые рассчитаны на раздельное выполнение технологических функций бурения и
добычи продукции. При этом, одна платформа, которая несет буровое оборудование
(ледостойкая буровая платформа – ЛБП), только бурит, оставляя после бурения нижнее
подводное основание (ПО) на точке с подготовленным временно законсервированным
до ввода в эксплуатацию устьями скважин. Другая ледостойкая добычная платформа
(ЛДП) с эксплуатационным оборудованием, устанавливается на существующее ПО с
подключением к подготовленным устьям скважин при их расконсервировании и
переводе в режим эксплуатации, осваивает месторождение.