ROGTEC Magazine Issue 32

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Бассейногенез и Нефтегазоносность ТюменНИИгипрогаз и ВНИИГАЗBasin Creation & Hydrocarbon Formation TNNG & VNIIGAZ

Сланцевый пузырь или сланцевая революция? Дэвид Бэмфорд и TNK-BPShale: False Revelation or Possible Revolution? David Bamford & TNK-BP

Круг оффшорных недропользователей следует расширить Offshore Subsoil Licenses: The Need for More Participants

Интервью ROGTEC: Прем Баллабх Пандей, главный управляющий

директор Imperial Energy ROGTEC Interview:

Prem Ballabh Pandey, CEO of Imperial Energy

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Oil & Gas Covered!

www.rogtecmagazine.com

Power Covered!

ROGTEC www.rogtecmagazine.com6

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001 Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial DirectorNick [email protected]

Редактор материалов по России Russian EditorBoris [email protected]

Bryan [email protected]

Отдел рекламы Sales:Директор по продажам Sales DirectorDoug Robson [email protected]

Верстка и дизайн Production / DesignКреативный дизайн Creative DirectorSaul Haslam

Условия подписки:Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на [email protected].

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

Subscriptions:ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact [email protected] for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: [email protected].

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

100% без трещин и ремонтопригодные

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденнаянадежность• Отличнаязащитаобсадкиизамковыхсоединений• Нетребуетснятияранеенаплавленнойармировки• Стоимостьповторногонанесенияна75%ниже, чемуконкурентныхтрескающихсяармирующих продуктов• ПозволяетсократитьНПВициклобслуживания• СертифицированныйFearnleyProcter NS-1™продуктдляновогоиповторногонанесения поверхсуществующейконкурентнойармировки

Duraband®NCHardbanding

Дляпервичногоиповторного

использованияназамковыхсоединениях

идеальны для любых условий сильно отклоненные скважины

скважины высокосернистого газагеотермальные скважины

внвт скважины

поставляются большинством производителей труб и арендных

компаний

Лидерство через инновации -

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NCПоддержка обеспечена сетью в 200 компаний по нанесению во всем мире, на каждом континенте.

[email protected]Тел.+447747468345

www.hardbandingsolutions.com

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

Глубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения Deepsea Atlantic, спроектирован-ная GVA Consultants для Odfjell Drilling, которая является её владельцем и оператором, идеально подходит для эксплуатации в районах с высокими требованиями к экологической безопасности. Поми-мо своей конструкции, обеспечивающей высокую эксплуатационную эффективность, на платформе используются самые современные и совершенные электротехничес кие решения, обеспечивающие без-опасность эксплуатации и высокую надежность.

www.siemens.com/oilandgas

Решения для нефтегазовой отрасли

Все электрические системы платформы – от электро-станции до электрических приводов – были разрабо-таны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяже-лых климатических условиях, поэтому эксплуатаци-онная надежность является ключевым фактором. Решения SIEMENS зарекомендовали здесь себя самым лучшим образом, подтверждая надежность, которую гарантирует компания SIEMENS для своих систем и компонентов – где угодно и когда угодно.

Надежность – ключ к успеху на мореВысоконадежное и высокопроизводительное оборудование для морского применения

E50

00

1-E

44

0-F

15

6-V

1-5

60

0

4432_DrillShip_205x275_rus.indd 1 18.10.2011 15:50:25 Uhr

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Строение и стратификация триас-юрских образований севера западной сибири

- Часть 2

Современные тенденции в решении фундаментальных проблем бассейногенеза и

нефтегазоносности

Разведка сланцевых “лакомых кусков”

Нетрадиционные источники углеводородов: сланцевый пузырь или сланцевая революция?

Интервью ROGTEC: Прем Баллабх Пандей, главный

управляющий директор Imperial Energy

Круг оффшорных недропользователей следует расширить

Содержание Contents

12

22

Stratification of Triassic-Jurassic Formations

in the North of Western Siberia - Part 2

The Fundamental Problems of Basin and Oil and Gas Formation Creation

Exploring for Shale ‘Sweet Spots’

Unconventional Sources of Hydrocarbons: Shale Bubble or Shale Revolution?

ROGTEC Talks to: Prem Ballabh Pandey, CEO of Imperial Energy

Offshore Subsoil Licenses: The need for more Participants

60 64

42

50

60

64

СДЕЛАТЬ ОДИН РАЗ. СДЕЛАТЬ ПРАВИЛЬНО.

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

www.packersplus.com

“Если вы думаете, что нанять профессионала это дорого… попробуйте нанять любителя”Мы установили свыше 9,800 систем StackFRAC® для необсаженных скважин, обеспечив свыше 112,000 стадий ГРП. Свяжитесь с нами сегодня и позвольте помочь увеличить ваши активы.

10 ROGTEC

Рад снова приветствовать вас на страницах первого выпуска ROGTEC в 2013 году.

Зима по всему региону выдалась напряженная. Роснефть усердно трудилась над финансированием сделки по выкупу TNK-BP, а также получала переданные компании лицензии на новые морские блоки, освоением которых займется совместное с ExxonMobil предприятие. На Штокмане началась подготовка предпроектной документации по второму и третьему этапам, но мало надежды, что первый этап получит зеленый свет в ближайшие годы. И еще, совсем недавно, Газпром принял окончательное решение об инвестициях в СПГ в районе Владивостока.

Мы тоже занимали себя делами. Mobius Group с гордостью объявляет о проведении первого Круглого Стола российских буровых подрядчиков. Цель мероприятия – свести вместе ведущих поставщиков буровых установок и оборудования и российских буровых подрядчиков для обсуждения планов обновления и развития бурового парка. Это уникальное событие разработано специально для узкоспециализированного сегмента нефтегазовой отрасли. Обеспечивая платформу для взаимодействия небольшой целевой аудитории, мы можем предложить реальную выгоду для спонсорских компаний и аудитории мероприятия. К моменту выхода журнала, золотыми спонсорами мероприятия стали EDC Group и Drillmec, серебряными спонсорами – компании Cameron и Postle Industries. О своем участии сообщили многие другие компании. Со стороны подрядчиков, о свое участие в мероприятии подтвердили делегации компаний BKE и SGK, BSK Rinako, Weatherford, KCA Deutag, PNG, Ru Energy, Burgaz, Integra Drilling, Nabors Drilling и SSC. RDCR станет ведущим отраслевым мероприятием буровых подрядчиков и производителей бурового оборудования в России. Где будете вы 11 апреля? Надеюсь, ваш ответ – “в Москве, в гостинице Swissotel на первом круглом столе российских буровых подрядчиков”.

Также вы можете ожидать наше следующее мероприятие грядущей осенью/зимой. Мероприятие будет посвящено теме, горячей для операторов, буровых подрядчиков и сервисных компаний. Технология, о которой идет речь, рассматривалась в журнале ROGTEC ранее, но пока это все подсказки, которые я готов дать сейчас.

В текущем номере вы найдете замечательное интервью с господином Пандеем, недавно назначенным главным управляющим директором Imperial Energy, рассказывающее о целях и перспективах компании. TNK BP предоставило материал о нетрадиционных месторождениях, и Дэвид Бэмфорд затронул тему разведки сланцевой нефти. Компания RPI рассматривает перспективы морской добычи в России и влияние закона о “месторождениях стратегической важности”. Также в номере вторая часть статьи от ТюменНИИгипрогаз, и очень интересный материал от ВНИИГАЗа. Я надеюсь, вам понравится первый в 2013 году выпуск журнала и с нетерпением жду встречи с вами на первом Круглом Столе российских буровых подрядчиков в гостинице Swissotel 11 апреля. www.rdcr.net

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


Колонка шеф-редактора

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

tmk_chrome13_205_275.pdf 1 17.07.2012 10:17:42

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Dear Readers,Welcome back to the first issue of ROGTEC in 2013. It has been a busy winter across the region. Rosneft have been working hard on financing packages for the TNK-BP buyout. As well as being awarded further offshore license blocks which have been transferred to the ExxonMobil joint venture. Shtokman has commenced some FEED work on phases 2 and 3 but there seems little hope of phase one being given the green light in the next few years. More recently Gazprom has adopted the final investment decision for the Vladivostok LNG. We have also been busy here. The Mobius Group is proud to announce the First Russian Drilling Contractors Roundtable. The purpose of the show is to bring together the leading rig and equipment vendors to meet with Russia’s drilling contractors to discuss their fleet upgrade and development plans. This is a unique event specifically geared towards a niche sector of the oil and gas industry. By providing the platform for a small, targeted audience we belive we can provide real benefit for the sponsoring companies and the audience. To date we have EDC Group and Drillmec as Gold Sponsors, Cameron and Postle Industries as Silver sponsors with a host of other participating companies. On the contractor front BKE and SGK, BSK Rinako, Weatherford, KCA Deutag, PNG, Ru Energy, Burgaz, Integra Drilling, Nabors Drilling and SSC have all confirmed delegations to attend. The RDCR will become the leading show for the drilling contractors and rig equipment providers in Russia. Where will you be on the 11th of April? At the Swissotel Moscow for the 1st RDCR show, I hope is your answer. Also look out for our second show in the autumn/winter time. It’s a hot topic for operators, drilling contractors and service companies. We have covered the technology in ROGTEC before but this as much of a clue as I am willing to give at this time.

EDITORSNOTESEDITORSEditors Notes

Coming to this issue we have a great interview with Mr Pandey the recently appointed CEO of Imperial Energy discussing the companies outlooks and objectives. TNK BP also write about unconventional oil plays with David Bamford also covering shale oil exploration. RPI discuss Russia’s offshore industry and the effects of the “strategic importance” law. As well as the second part of our TNGG article and a great piece from VNIIGAZ. I hope you enjoy the first issue of 2013 and I look forward to meeting everyone at the 1st RDCR at the Swissotel on the 11th of April. www.rdcr.net

Nick LucanEditorial Director

[email protected]


EDITORSОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ДОСТАВКА

ЗАБОЙНЫЙ ТРАКТОР В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

эКОНОМия ВРЕМЕНи, ВЫСОКОЕ КАчЕСТВО КАРОТАжА

ТРАКТОР пО СРАВНЕНию С дОСТАВКОЙ НА ТРуБАхИспользуя Забойный Трактор для доставки геофи-

зических приборов в открытом стволе, Заказчик

не только экономит время, но и получает более

качественные данные каротажа. Передача дан-

ных через кабель, по сравнению с методами на

бурильных трубах, обеспечивает максимально

быстрый обмен информацией, позволяя в режи-

ме реального времени проводить мониторинг, и

улучшает качество данных каротажа, получаемых

от геофизических приборов.

ШиРОКиЙ ВЗгЛядWelltec предлагает самую широкую линейку

Забойных Тракторов, работающих как на геофи-

зическом кабеле, так и на колтюбинге и включа-

ющую в себя следющие размеры 2 1/8" (54 мм),

2 ½" (63.5 мм), 3 1/8" (79.4 мм) и 4 ½" (114.3

мм); все из которых могут быть использованы для

работ в открытом стволе. Забойный Трактор так-

же доступен в конфигурации тандема, которая

позволяет двум тракторам работать совместно, но

независимо друг от друга для быстрого прохожде-

ния интервалов с кавернами.

иСТОРия уСпЕхАБлагодаря широкой линейке Забойных Тракторов,

возможности их настройки под конкретные сква-

жинные условия и качественного планирования

работ, Welltec успешно осуществил большое ко-

личество работ в открытом стволе по всему миру,

включая Россию, Европу, Северную Америку,

Южную Америку, Австралию и Ближний Восток.

Успешные работы также были проведены в мало-

прочных породах со значением прочности 10 МПа.

Contact information: BDM Kirill Kirsanov • Welltec Oilfield Services Russia LLC • Nordstar Business Centre, 31st floor• 3/1 Begovaya street • 125284 Moscow • phone +7 495 287 6630 • www.welltec.com

WOR

LD RECORD

Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации)Continental clastics (undi�erentiated)

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

Внутренняя дельта/береговая прибрежная равнина, распределение реки на мелкие рукава до мелководно-морской зоны

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

Литоральная зона до мелководно-морской зоныLittoral to shallow marine

Морской шельфMarine shelf

Глубоководная морская зона Deep marine

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition

Озерные фации Lacustrine facies

Мелководно-морская зонаShallow marine

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003

Источник: В.Б. Белозеров и И.А. Иванов, 2003 год

Geological Services Ltd

B lackbourn

Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

Taz

Nadym

Ob

Taz

Pur

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yenesei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irtysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSK LAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN

0 500

Kilometres

100 200 300 400

14 ROGTEC

РАЗВЕДКА


he transition from the well data to the seismic data requires obtaining the information about the seismic

wave’s distribution speed in the deep horizons of the mantle. Due to the anomalously high formation pressure that increases down the section of the sedimentary mantle and the pre-Jurassic foundation of the northern and arctic regions of Western Siberia, the interval velocities for the reflected seismic waves in the lower part of this section are anomalously low. Thus, based on the vertical seismic profiling (VSP) conducted for well SG-6, the lower-Jurassic part of the section (depth interval 3950-6010 m), the interval velocity (Vint.) is 3850 m, in terrigenous Triassic rock (6010-6560 m) – below 3300 m/s, in the Triassic basalts (int. 6560-7430 m) these are somewhat higher – 4462 m/s [7]. Based on the VSP data from the Enyakhinskaya ultradeep well SG-7, Vint. are similar. Based on the one-dimensional seismic geological modeling for the Tota-Yakhinskaya well 25, Vint. for the mid-Jurassic – Toarcian interval is below 3700 m/s. Considering this data, the “time thickness” of the Pliensbach-Hettangium near the Tota-Yakhinskaya well 25 is about 760 m/s (Figure 4).

ля перехода от скважинных данных к сейсмическим необходимы данные о скоростях

распространения сейсмических волн в глубоких горизонтах чехла. В связи с развитием аномально высоких пластовых давлений, возрастающих вниз по разрезу осадочного чехла и доюрского основания северных и арктических районов Западной Сибири, интервальные скорости отраженных сейсмических волн в нижней части разреза на этой территории являются аномально низкими. Так, по данным вертикального сейсмопрофилирования (ВСП), выполненного в скв. СГ-6, в нижне-среднеюрской части разреза (инт. глубин 3950-6010 м) интервальные скорости (Vинт.) составляет 3850 м, в терригенном триасе (6010-6560 м) – менее 3300 м/с, в толще триасовых базальтов (инт. 6560-7430 м) они несколько выше – 4462 м/с [7]. По материалам ВСП, выполненного в Енъяхинской сверхглубокой скважине СГ-7, Vинт. аналогичны. По результатам одномерного сейсмогеологического моделирования по скв. 25 Тота-Яхинской в интервале средняя юра-тоар Vинт.

СТРОЕНИЕ И СТРАТИФИКАЦИЯ ТРИАС-ЮРСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

STRUCTURES AND STRATIFICATION OF THE TRIASSIC-JURASSIC FORMATIONS IN THE NORTHERN PART OF WESTERN SIBERIA

А. А. Нежданов, В. В. Огибенин, М. В. Мельникова,

А. С. Смирнов ООО «ТюменНИИгипрогаз»

A.A. Nezhdanov, V.V. Ogibenin, M.V. Melnikova, A.S. Smirnov

LLC “TyumenNIIgiprogaz”

TД

Часть 2 - Part 2

15ROGTEC

составляют менее 3700 м/с. С учетом этих данных «временные толщины» плинсбаха-геттанга в районе скв. 25 Тота-Яхинской составляет около 760 мс (рис. 4).

Граница триас-юра индексируется нами как ОГ Iв, в отличие от Л. Ш. Гиршгорна и др. [1], В. С. Бочкарева и др. [2], проводивших эту границу, как минимум, на 500 м выше и относящих к этой границе ОГ Iа. К сожалению, имеющиеся временные разрезы через Тота-Яхинскую площадь, по скв. 25 которой проведен расчет мощностей, имеют время регистрации отраженных волн 4 с, в то время как даже ОГ Iв в подошве юры фиксируется на времени около 4 с (см. рис. 4). Поэтому для иллюстрации строения более глубоких горизонтов и использован как приведенный на рис. 4 композитный временной разрез, так и временной разрез по региональному сейсмическому профилю 41, пересекающему п-ов Гыдан (рис. 5). Исходя из расчетной толщины триаса в районе скв. 25, превышающей 4 км и интервальных скоростей сейсмических волн в интервале триаса по сверхглубоким скважинам, лежащих в диапазоне 4-4,5 км/с, можно заключить, что «временные толщины» триаса может превышать 2 с. На рис. 4 триас заполняет весь объем между ОГ Iв и акустическим фундаментом (ОГ А).

По системе региональных профилей МОГТ и материалам площадных работ с высокой глубинностью исследований была выполнена корреляция подошвы триаса. Эти данные послужили основанием для вывода о триасовом (пермо-триасовом) возрасте образований, заполняющих глубокие прогибы на северо-востоке ЗС (рис.5). На рисунке 5, в юго-западной и северо-восточной частях разреза по региональному профилю (РП) 41 временной интервал в 2 с. от ОГ Iв также охватывает весь осадочный чехол, вплоть до ОГ А. В прогибах, расположенных ближе к центру разреза, происходит резкое увеличение толщин осадочного чехла, причем однозначно проследить ОГ А в этих прогибах невозможно. Вниз по разрезу в прогибах резко возрастают углы падения и дислоцированность пород, проявляются дизъюнктивные дислокации. В то же время можно заключить, что весь разрез осадочного чехла на рассматриваемом разрезе ниже ОГ Iв относится

We index the Triassic-Jurassic boundary as MH Iв, unlike L.S. Girshgorn et all [1], V.S. Bochkarev et all [2], who marked this boundary at least 500 m higher and confined MH Iа to that boundary. Unfortunately, the available time section for Tota-Yakhinskaya area where the thicknesses were calculated for well 25 show the reflection recording time of 4 s, whereas even on MH Iв in Jurassic bottom is fixed at about 4 s time (see figure 4). Therefore to illustrate the structure of deeper horizons, the composite time section is shown in Figure 4 along with the time section for the regional seismic profile 41 intersecting the Gydan peninsula (figure 5). Based on the estimated Triassic thickness near well 25 which exceeds 4 km and the seismic waves’ interval velocities in the Triassic interval for the ultradeep wells ranging from 4-4,5 km/s, it may be concluded that the “time thickness” of the Triassic may exceed 2 s. In figure 4, Triassic fills the entire volume between MH Iв and the acoustic foundation (MH A).

ROGTEC

EXPLORATION


A.A. Nezhdanov, V.V. Ogibenin, M.V. Melnikova, A.S. Smirnov

LLC “TyumenNIIgiprogaz”

W E W E NW SE

25 Tota-Yakhinskaya

Jurassic bottom

Jurassic bottom

No data No data

Рис. 4. Композитный временной сейсмический разрез через скв. 25 Тота-Яхинского месторождения и южную часть п-ова Гыдан

Figure 4 The composite seismic time section across the Tota-Yakhinskaya well 25 and the southern part of the Gydan peninsula.

16 ROGTEC

РАЗВЕДКА


The correlation of the Triassic bottom was conducted using a system of regional CMP profiles and the data from the ultradeep areal works. This data substantiated the conclusion about the Triassic (Permian-Triassic) age of the formations that fill the deep troughs in the north-east of WS (figure 5). The Two second time interval starting at MH Iв also covers the entire sedimentary mantle through to MH A, which is shown in Figure 5 in south-west and north-east parts of the section along the regional profile (RP) 41. The troughs located closer towards the center of the section feature a drastic increase in the thickness of the sedimentary mantle, but it is also impossible to trace the MH A unambiguously in these troughs. Down the section dipping angles and rock dislocations increase in the troughs, and the disjunctive dislocations are manifested. At the same time, it may be concluded that the entire section of sedimentary mantle for the section in question below MH Iв pertains to the Triassic, the thickness of which drastically increases in the troughs. Why does this occur?

к триасу, толщины которого в прогибах резко увеличивается. С чем связано это явление?

Западно-Сибирский седиментационный бассейн сформировался вследствие триасовых процессов рифтогенеза, имевших глобальное распространение как в северном, так и южном полушариях Земли. Вследствие разогрева мантии Земли и образования мантийных плюмов в триасе произошел раскол земной коры по трещинам-рифтам и излияние на поверхность Земли базальтовой лавы. Этот выброс глубинного вещества на поверхность Земли привел к остыванию мантии, а увеличение массы коры послужило толчком к интенсивному погружению связанных с этими процессами блоков земной коры (бассейны Северного, Норвежского, Карского, Баренцевого морей, Персидский, Западно-Сибирский бассейны, Северная Америка, Западная Африка др.). Фаза быстрого опускания пострифтовых осадочных бассейнов является типичной для их развития [8]. Е. В. Артюшковым

W EGeophysical

Jurassic bottom

Рис. 5. Фрагмент временного разреза по линии РП 41 (Гыданская ГНО).

Figure 5 Fragment of the time section along line RP 41 (Gydan petroleum region).

17ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Быстро и безупречно.Технология Dopeless® в Cибирской Арктике.Соединения с покрытием Dopeless® поставляются готовыми к работе

и не требуют очистки и нанесения резьбоуплотнительной смазки.

Технология Dopeless® успешно применяется на одном из крупнейших

месторождений Сибирской Арктики. В результате использования

технологии Dopeless® затраты времени на спуск обсадных колонн

сократились более чем на 25%.

Технология, создающая разницу.

Опыт10 лет истории

Эффективность25% экономия

времени

ЭкологичностьОтсутствие сброса

Более подробная информация о преимуществах технологии Dopeless®:

www.tenaris.com/dopeless

ten102_ROGTECarctic_ad0904.indd 1 9/6/12 3:24 PM

18 ROGTEC

РАЗВЕДКА


The West-Siberian sedimentary basin was formed as a result of the Triassic rifting processes that were widely distributed both in the Northern and Southern hemispheres. The resulting heating of the Earth’s mantle and the formation of the mantle plumes during the Triassic, the Earth’s crust cloved along rift cracks and basalt lava overflew the Earth’s surface. This emission of abyssal matter to the Earth’s surface resulted in cooling of the mantle and the increase in the crust’s mass served as an impact to intensive the sinking of crustal blocks related to these processes (basins of North, Norwegian, Kara, Barents seas, Persian and West-Siberian basins, North America, West Africa and others). The quick subsidence phase of the post-rifting sedimentary basins is a typical phase of their development [8]. Based on the historical analysis on the development for a large number of sedimentary basins, Y. V. Artyushkov [8] distinguished two types of subsidence – the first one being slow subsidence

[8] на основании анализа истории развития большого числа осадочных бассейнов выделено два типа погружения земной коры – первый, с медленным, компенсированным осадками погружением со скоростями менее 100 м/млн лет и второй, со скоростями погружения до тысяч метров за миллион лет. Для первых бассейнов обычно отсутствие крупных и гигантских месторождений УВ, для вторых характерна высокая продуктивность (Персидский залив, Северное море, Западная Сибирь и др.). Во многих случаях фаза быстрого погружения связана со спредингом литосферных плит и формированием океанической земной коры. В таких случаях фаза погружения продолжалась около 80 млн лет, затухая во времени. На рассматриваемой территории мы сталкиваемся, очевидно, с таким явлением – быстрым погружением бассейна в поздней перми - триасе (около 80 млн лет), затухающим, но продолжавшимся на протяжении всего мезозоя-кайнозоя под весом накапливающихся осадков и в связи с периодической активизацией тектонических процессов в рифтах в течение их жизни (поздняя юра, неоком, палеоген и др.). Это прогибание в рифтах в перми и триасе компенсировалось излияниями преимущественно основной магмы, затем – терригенным осадконакоплением.

Вероятно, следует согласиться с мнением С. В. Аплонова [3] о существовании на рассматриваемой территории Обского палеоокеана с океанической земной корой. При движении на юг, в зону более толстой, континентальной коры, узкие трещины-рифты не могли провоцировать таких высоких темпов прогибания, как в пределах ТГБ. Поэтому и Уренгойско-Колтогорский грабен-рифт, трансрегиональная тектоническая структура, выглядит на сейсмических разрезах не так масштабно, как заполненные многокилометровыми толщами отложений рифты ТГБ (рис. 6).

Енисей-Хатангский региональный прогиб, рассматриваемый С. В. Аплоновым как апофиз Обского палеоокеана, [3] имеет более высокую степень изученности глубокими скважинами, чем ТГБ.

NW SE

Jurassic bottom

Рис. 6. Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю «Западная Сибирь» через Тюменскую сверхглубокую скважину СГ-6(Уренгойско-Колтогорский грабен-рифт)

Figure 6 Fragment of the time seismic section along the “Western

Siberia” profile through Tyumenskaya ultradeep well SG-6 (Urengoy-Koltogor graben-rift)

�7ROGTECROGTEC

DRILLING


PBL®:

�7ROGTECROGTEC

DRILLING


PBL®:

20 ROGTEC

РАЗВЕДКА


compensated with the precipitation and speeds of less than 100 m/mln years and second one with subsidence speeds of up to thousands of meters per million years. The first type of basins normally features an absence of large and gigantic hydrocarbon deposits and a second type which normally features high productivity (Persian gulf, North Sea, Western Siberia etc). In many cases, the quick subsidence phase is related to spreading of lithospheric plates and the formation of oceanic crusts. In such cases, the subsidence phase lasted about 80 million years, fading out with time. Apparently this is the occurrence observed in this territory: the fast subsidence of the basin in the late Permian-Triassic (about 80 million years) faded out gradually but lasted during the Mesozoic-Cenozoic under the weight of the accumulating precipitation and due to the periodic tectonic activation of the rifts during their lifetime (late Jurassic, Neocomian, Palaeogene etc). This downwarping of the rifts during the Permian and Triassic was compensated by the extrusion of the primarily basic magma and later with the terrigenous sedimentation.

One should probably agree with the opinion of S.V. Aplonov [3] about existence of the Ob paleo-ocean with oceanic crust in this territory. Moving south towards

ЕХРП по фундаменту представляет собой широкую (до 300 км) депрессию северо-восточного простирания с амплитудой прогибания до 7 км. Максимальная глубина залегания фундамента в осевой части Енисей-Хатангского прогиба достигает 17 км, на бортах 5-6 км. Триас вскрыт скважинами на Малохетской, Семеновской, Волочанской, Тундровой, Гольчихинской, Хабейской, Балахнинской, Владимирской и Логатской площадях. Максимальные толщины триасовых эффузивных и туфогенных пород вскрыта в скв. 1 Гольчихинской площади – 1576 м. Средне-верхнетриасовые отложения представлены алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Толщины терригенного триаса изменяется от 544 м (Балахнинская площадь) до 1380 м (Владимирская площадь). Отложения триаса отсутствуют на Суходудинской, Долганской, Нижнехетской, Точинской площадях, где скважинами вскрыты осадочные палеозойские отложения (P, D, S, O). Морфология прогибов (увеличение их амплитуд вниз по разрезу) дает основание говорить об увеличении скорости прогибания и заполнения прогибов осадками в триасе. Временные толщины триаса в прогибах на сейсмических разрезах превышает 3 с (рис. 7), хотя нижняя граница триаса может залегать в

N S

Jurassic bottom

Вскрытые толщины триаса: 1576м -скв. №1 Гольчихинская

240 м – скв. №2 Хабейская

Penetrated Triassic thickness: 1576 m – well#1 Golchikhinskaya;

240 m – well #2 Khabeyskaya

Гольчихинская 1 Хабейская 2 / Golchikhinskaya 1 Khabeyskaya 2

Рис. 7. Фрагмент временного разреза по линии профиля М-30 (Енисей-Хатангская НГО).

Figure 7 Fragment of the time section along profile line M-30 (Yenisei-Khatanga petroleum region).

22 ROGTEC

РАЗВЕДКА


thicker continental crusts, narrow cracks-rifts could not cause such high rate of downwarping as we see in TGB (Taz-Gydan basin). This is also why the transregional tectonic structure of the Urengoy-Koltogor graben-rift does not appear as large in the seismic sections as do the TGB rifts filled with many kilometers of thick deposits (figure 6).

The Yenisei-Khatanga regional trough, which S.V. Aplonov regards as an apophyse of the Ob paleo-ocean [3], is studied with ultradeep wells to a greater extent than TGB.

рифтогенных прогибах как угодно глубоко, вплоть до поверхности Мохо.

Характерной чертой ЕХРП является высокая степень дислоцированности пород не только палеозоя, но и триаса на бортах прогиба. Это связано, по нашему мнению, с тем, что севернее расположена [3] позднеюрская зона коллизии литосферных плит, связанная с раскрытием Канадского бассейна, развитие которой привело к тектоническим подвижкам в ЕХРП (киммерийская фаза складчатости в Южно-Таймырской зоне), что фиксируется и размывом юры в сводах антиклинальных структур на Малохетском валу. Прослеживание подошвы юры и отложений триаса в ЕХРП также свидетельствует о формировании этого прогиба в пермотриасе. Более того, возможно, что палеозойские отложения, которые предполагаются в сводах многих антиклинальных структур на выступах фундамента ЕХРП и ТГБ, могут оказаться триасовыми (Западно- и Восточно-Мессояхская, Гыданская и др.).

Таким образом, анализ материалов глубокого и сверхглубокого бурения и регионального сейсмопрофилирования МОГТ позволяет говорить о триасовом (пермотриасовом) времени заложения и формирования Тазовско-Гыданского бассейна и сопредельных территорий Западной Сибири и ЕХРП. Общность тектонического строения и развития этих регионов с основной частью Западной Сибири (триасовый рифтогенез) позволяет рассчитывать на обнаружение здесь месторождений УВ типичного для этого нефтегазоносного бассейна строения, с уникальными запасами УВ в традиционных нефтегазоносных комплексах. Более того, наличие центра прогибания бассейна на рассматриваемой территорий с любых позиций в генезисе УВ повышает ее перспективность в плане нефтегазоносности и позволяет рассчитывать на обнаружение здесь новых гигантских месторождений УВ, аналогичных Уренгойскому, Ямбургскому и др.

YKRT in its foundation represents a wide (up to 300 km) north-east striking depression with warping amplitudes of up to 7 km. Maximum depth of the foundation in Yenisei-Khatanga regional trough’s axial region reaches 17 km, 5-6 km along the edges. The Triassic is uncapped with wells in the Malokhetskaya, Semenovskaya, Volochanskaya, Tundrovaya, Golchikhinskaya, Khabeyskaya, Balakhninskaya, Vladimirskaya and Logatskaya areas. Maximum thickness of the Triassic effusive and tuffaceous rock is uncapped in well 1 of the Golchikhinskaya area: 1576 m. The mid-upper Triassic deposits are represented by siltstones with interlayers of sandstones and argillites. The thickness of the terrigenous Triassic varies from 544 m (Balakhninskaya area) to 1380 m (Vladimirskaya area). Triassic deposits are absent in Sukhodudinskaya, Dolganskaya, Nizhnekhetskaya and the Tochinskaya areas, where the sedimentary Paleozoic deposits (P, D, S, O) are uncapped with wells. The morphology of the troughs (their amplitudes increasing down the section) suggests an increasing speed of downwarping and filling the troughs with precipitation during the Triassic. Triassic time thickness in the troughs exceeds 3 s (figure 7) on the seismic sections, although the lower boundary of Triassic may lie in rifting troughs arbitrarily deep, including as deep down as the Moho surface.

One of the peculiar attributes of YKRT is the high degree of rock dislocation along the trough edges not only for the Paleozoic, but also the Triassic. In our opinion, this is related to the fact that to the north of the area [3], the late Jurassic lithosphere plate collision zone is located and related to unfolding of the Canadian basin; the development of this zone lead to tectonic movement in YKRT (Cimmerian phase of folding in South-Taymyr zone), which is confirmed also by the scouring of the Jurassic in domes of anticlinal structures at the Malokhet arch. Tracing the Jurassic bottom and the Triassic deposits in YKRT, this also confirms the formation of this trough during the Permian-Triassic age. Moreover, it is possible that the Paleozoic deposits which are anticipated in the arches of many of the anticlinal structures on the basement highs of the YKRT and TGB may pertain to the Triassic time (West and East Messoyakh, Gydan and others).

Thus, the analysis of data for deep and ultradeep drilling and regional seismic profiling by the CMP method indicates the Triassic (Permian-Triassic) age of the deposition and the formation of the Taz-Gydan basin and the adjacent territories of Western Siberia and the YKRT. The commonality of the tectonic patterns and the development of these regions with the major part of Western Siberia (Triassic rifting) makes it possible to expect the discovery of typical, for this petroleum basin, HC deposits with unique HC reserves in traditional oil and gas bearing complexes. Moreover, the presence of the basin downwarping centered in this territory with any position on HC genesis increases the petroleum bearing prospects and allows an expectation for the discovery of new gigantic HC deposits in this area that would be similar to Urengoyskoye, Yamburgskoye and etc.

23ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Literature1. Girshgorn L.S., Kabalyk V.G. Sosedkov V.S. Upper Paleozoic deposits in the north-east of Western Siberia. // Bulletin of Moscow association of nature investigators, geology dpt. 1987. V. 62. Issue. 6. P. 56-63.2. Aleynikov Y.V., Bochkarev V.S., Brekhuntsov A.M. Developing current system of geotectonic zoning for Ural-Siberia region based on precision U-Pb dating of absolute rock age and CDP seismic // Mining news. 2012. # 2. P. 6-21.3. Aplonov S.V. Geodynamics of deep sedimentary basins. St.Petersburg: Science, 2000. 210 p.4. Triassic in Western Siberia (materials for stratigraphic meeting on Mesozoic of West-Siberian plate): collection of scientific works / Edited by A.M. Kazakov. Novosibirsk: SRIGGMR, 2001. 226 p.5. Keller M.B., Lipatova V.V. et all. Stratigraphics of pre-Jurassic unit in ultradeep Tyumenskaya well SG-6 // Triassic in Western Siberia (materials for stratigraphic meeting on Mesozoic of West-Siberian plate): collection of scientific works. Novosibirsk: SRIGGMR, 2001. P. 16-21.6. J. G. Ogg, G. Ogg and F. M. Gradstein. The Concise Geologic Time Scale. Cambridge University Press, New York. 2008 г. 177 p.

Список литературы1. Гиршгорн Л. Ш., Кабалык В. Г., Соседков В. С. Верхнепалеозойские отложения северо-востока Западной Сибири // Бюл. Моск. о-ва испытателей природы. Отд. геол. 1987. Т. 62. Вып. 6. С. 56-63.2. Алейников Е. В., Бочкарев В. С., Брехунцов А. М. Разработка актуализированной схемы геотектонического районирования Урало-Сибирского региона на основе прецизионных U-Pb датировок абсолютного возраста пород и сейсморазведочных работ ОГТ // Горные ведомости. 2012. № 2. С. 6-21.3. Аплонов С. В. Геодинамика глубоких осадочных бассейнов. СПб.: Наука, 2000. 210 с.4. Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты): сб. науч. тр. / Под ред. А. М. Казакова. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. 226 с.5. Келлер М. Б., Липатова В. В. и др. Стратиграфическое расчленение доюрского комплекса в сверхглубокой Тюменской скважине СГ-6 // Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты): сб. науч. тр. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. С. 16-21.6. J. G. Ogg, G. Ogg and F. M. Gradstein. The Concise Geologic Time Scale. Cambridge University Press, New York. 2008 г. 177 p.

Ощутите прогресс.Краны для буровых платформ�� Технология и инновации�� Опыт�� Компетенция�� Качество�� Сервис

Liebherr-Werk Nenzing GmbH Dr. Hans Liebherr Str. 16710 Nenzing/Austria Tel.: +43 50809 41-481 [email protected]

Группа компаний

Late JurassicПозднеюрский

Middle JurassicСреднеюрский

Early JurassicРаннеюрский

Late TriassicПозднетриасовый

Early TriassicРаннетриасовый

Middle Carboniferous & PermianСреднекаменноугольный и Пермский

Middle CarboniferousСреднекаменноугольный

Early CarboniferousРаннекаменноугольныйLate DevonianПозднедевонский

Middle DevonianСреднедевонский

Early DevonianРаннедевонский

SilurianСилурийский

OrdovicianОрдовикский

CambrianКембрийский

VolcanicsВулканический

SandstoneПесчаник

SiltstoneАлевролит

LimestoneИзвестняк

MarlГлинистый известняк

Bazhenov SuiteБаженовская свита

After Kirda, N. P. (2005) По материалам Кирда Н.П. (2005)

Line of section shown on Enclosure II.1 Линия разреза из Приложения II.1

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

2600

2700

2800

2900

3300

3700

4100

4500

4900

5300

5700

6100

6500

6900

2000

2100

2200

2300

2400

1800

1900

PeriodПериод Ep

och

Эпох

а

Stag

e

Silurian

DevonianДевонский

Силурийский

Camb.Кембрийский


Mid

dle

Jura

ssic

Сред

нею

рски

й

LateJur.

Позднеюрский

Bajo

cian

Bath

Ярус

Байо

сски

йБа

тски

й

Carboniferous

JurassicЮрский

Каменноугольный

2500 005200520052 00520052

Greater Samotlor

Samotlor-59 Samotlor-104 Sorominsk-283 Ershov-170Самотлор-599 Самотлор-1047 Сороминск-283 Ершов-170

Kolyk-Egansk-23Колык-Еганск - 23

Enitorsk-152 Enitorsk-871 Khokhryakovsk-7 Khokhryakovsk-58Хохряковское-7 Хохряковское-58

Enitorsk-154Ениторск-152 Ениторск-871Ениторск-154

SURGUT ARCHСУРГУТСКОЕ ПОДНЯТИЕ

KRASNOSOL’KUP HOMOCLINEКРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

OB’-VASYUGANОБЬ-ВАСЮГАН


PRE’ YENISEI HOMOCLINEПРЕДЕНИСЕЙСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

Южный АганскSouth Agansk

ErshovЕршов

СтавропольскStavropol’skSorominsk

СороминскEnitorsk

Ениторск

ХохряковскоеKhokhryakov

Cv

Ct

D3

D2

D1

O

S

C

24

he growing demand for hydrocarbon fuels in many of the world’s developed and developing countries

as well as the gradual depletion of hydrocarbon reserves in the relatively accessible and developed regions is forcing oil and gas companies to diversify their petroleum exploration efforts in a number of ways. On one hand, there are more exploration activities in the Arctic regions and on continental shelves, slopes and pediments [5, 8, 26] where alternative trends are practiced with the development of shale oil and gas, gas-hydrate accumulations [15, 17], deposits in transitional complex’s and basement rock [14, 23], deep and ultradeep accumulations deposited in Earth’s crust at 7,0-10,0 km and deeper intervals [26]. On the other hand, every time larger-scale fundamental research is intensifying on the issues of sedimentary basins’ formation, their evolution and the possibilities for advanced forecasting of large, possibly even non-conventional petroleum accumulation zones [10]. With their success fully dependant on the resolution of issues related to the Earth’s deep structure, tectonics and global geodynamics on the whole. Among those listed,

озрастающие потребности в углеводородных энергоносителях во многих развитых

и развивающихся странах Мира, а также постепенное исчерпание их запасов в относительно доступных и освоенных регионах вынуждают нефтегазодобывающие компании диверсифицировать нефтегазопоисковые работы по целому ряду направлений. С одной стороны усиливаются поисково-разведочные работы в полярных регионах и на континентальных шельфах, склонах и подножьях[5, 8, 26], практикуются альтернативные направления, связанные с освоением сланцевого газа и нефти, газогидратных скоплений [15, 17], залежей в породах переходного комплекса и фундамента [14, 23], глубоких и сверхглубоких, залегающих на 7,0-10,0 и более км интервалах земной коры [26]. С другой стороны интенсифицируются всё более масштабные фундаментальные исследования проблем зарождения осадочных бассейнов, их эволюции и возможностей опережающего прогноза наличия крупных, возможно и нетрадиционных, зон

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Современные тенденции в решении фундаментальных проблем бассейногенеза и нефтегазоносности The Fundamental Problems of Basin and Oil and Gas Formation Creation

Д.А.Астафьев ООО «Газпром ВНИИГАЗ» D. A. Astafiev LLC «Gazprom VNIIGAZ»

B T

Late JurassicПозднеюрский

Middle JurassicСреднеюрский

Early JurassicРаннеюрский

Late TriassicПозднетриасовый

Early TriassicРаннетриасовый

Middle Carboniferous & PermianСреднекаменноугольный и Пермский

Middle CarboniferousСреднекаменноугольный

Early CarboniferousРаннекаменноугольныйLate DevonianПозднедевонский

Middle DevonianСреднедевонский

Early DevonianРаннедевонский

SilurianСилурийский


CambrianКембрийский

VolcanicsВулканический

SandstoneПесчаник

SiltstoneАлевролит

LimestoneИзвестняк

MarlГлинистый известняк

Bazhenov SuiteБаженовская свита

After Kirda, N. P. (2005) По материалам Кирда Н.П. (2005)

Line of section shown on Enclosure II.1 Линия разреза из Приложения II.1

2500

2400

2300

2200

2100

2000

1900

1800

2600

2700

2800

2900

3300

3700

4100

4500

4900

5300

5700

6100

6500

6900

2000

2100

2200

2300

2400

1800

1900

PeriodПериод Ep

och

Эпох

а

Stag

e

Silurian

DevonianДевонский

Силурийский

Camb.Кембрийский


Mid

dle

Jura

ssic

Сред

нею

рски

й

LateJur.

Позднеюрский

Bajo

cian

Bath

Ярус

Байо

сски

йБа

тски

й

Carboniferous

JurassicЮрский

Каменноугольный

2500 005200520052 00520052

Greater Samotlor

Samotlor-59 Samotlor-104 Sorominsk-283 Ershov-170Самотлор-599 Самотлор-1047 Сороминск-283 Ершов-170

Kolyk-Egansk-23Колык-Еганск - 23

Enitorsk-152 Enitorsk-871 Khokhryakovsk-7 Khokhryakovsk-58Хохряковское-7 Хохряковское-58

Enitorsk-154Ениторск-152 Ениторск-871Ениторск-154

SURGUT ARCHСУРГУТСКОЕ ПОДНЯТИЕ


OB’-VASYUGANОБЬ-ВАСЮГАН


PRE’ YENISEI HOMOCLINEПРЕДЕНИСЕЙСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

Южный АганскSouth Agansk

ErshovЕршов

СтавропольскStavropol’skSorominsk

СороминскEnitorsk

Ениторск

ХохряковскоеKhokhryakov

Cv

Ct

D3

D2

D1

O

S

C

25ROGTEC

нефтегазонакопления [10], успешность которых всецело зависит от прогресса в решении проблем глубинного строения, тектоники и глобальной геодинамики Земли в целом. Среди последних нерешенными пока проблемами являются следующие:» глобальный и планетарный механизмы геодинамической эволюции Земли;» роль внутреннего твёрдого ядра и его внешней жидкой оболочки в геодинамическом процессе;» особенности конвекции коромантийного вещества с преобладанием твердофазной составляющей;» причины и глубинные процессы формирования и распада суперконтинентов;» зарождение и механизм функционирования субдукционных поясов и зон;» роль планетарной магмофлюидодинамической системы в геодинамике коромантийной оболочки Земли;» причины зарождения, развития осадочных и нефтегазоносных бассейнов, орогенов, платформ и тектонически активных поясов Земли, в целом континентальных и океанических сегментов.

Эти и многие другие конкретные проблемы общей, глобальной и региональной геодинамики обсуждаются на ежегодных совещаниях Межведомственного тектонического комитета [3, 4, 7, 9, 18, 21], а с 2013 г. Научного совета по проблемам тектоники и геодинамики при отделении наук о Земле РАН [11].

В связи с многочисленными накопившимися фактами открытия на сверхбольших глубинах уникальных по величине запасов залежей УВ [26], например, в палеоценовых отложениях бассейна Мексиканского залива на 18 месторождениях, в том числе на площадях Тибер на глубине 10,5 км – запасы по предварительным оценкам 400-550 млн.т и Каскида на глубине 9,75 км – запасы 410 млн.т, на Бразильском шельфе Атлантического океана на месторождении Кариока Сугар Лоаф в отложениях мелового возраста на глубине 5,5 км – геологические запасы 11 млрд.т, в Южно-Каспийской впадине на месторождении Шах-Дениз, где открыты 5 залежей газоконденсата с возможной нефтяной оторочкой в нижнеплиоценовой толще на глубинах 6,3-7,0 км с извлекаемыми запасами 1440 млн. т.ут, вновь обострилась проблема генезиса нефти и углеводородов в целом [8]. В этой связи с 22 по 25 октября 2012 года в ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» (Москва) прошли 1-е Кудрявцевские Чтения - Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти и газа, посвященная памяти профессора Н.А.Кудрявцева – основоположника современной

the following problems remain unsolved so far:» global and planetary mechanisms of Earth’s geodynamic evolution; » role of inner solid core and its outer liquid cover in geodynamical process; » unique features of the crust-mantle matter’s convection with the predominating solid-phase constituent;» causes and the deep processes in formation and disintegration of supercontinents;» origin and the mechanism of functioning subduction belts and zones; » role of planetary magma-fluid-dynamical system in geodynamics of the Earth’s crust-mantle cover;» causes for the origin and development of sedimentary and petroleum basins, orogenes, platforms and the Earth’s tectonically active belts, continental and oceanic segments in general.

This and many other specific issues of general, global and regional geodynamics are discussed at annual meetings of the Interdepartmental Tectonic Committee [3, 4, 7, 9, 18, 21], and since 2013, also at the Scientific Council on Problems of Tectonics and Geodynamics for Geosciences Division of RAS [11].

Due to numerous discoveries of unique magnitude HC reserves at extreme depths [26], such as those discovered in Paleocene formations of Gulf of Mexico basin in 18 fields, including the Tiber field at 10,5 km depth, with preliminary estimated reserves of 400-550 MT and the Kaskida field at 9,75 km depth with 410 MT of reserves; in the Atlantic Ocean’s Brazilian shelf at the Carioca/Sugar Loaf field in cretaceous deposits at 5,5 km depth with geological reserves of 11 bln. T. Also in the South-Caspian Depression at the Shah-Deniz field, where 5 accumulations of gas condensate with a possible oil fringe were discovered in Lower Pliocene stratum at 6,3-7,0 km depths with recoverable reserves of 1440 mln t.f.e.. The issue of hydrocarbon formation, on the whole, is once again escalated [8]. In this regard, on October 22-25, 2012, OJSC “Central Geophysical Expedition” (Moscow) held 1st “ “Kudryavtsev’s Readings” - All-Russian Conference On: The Formation of Deep Oil And Gas Deposits, dedicated to the memory of professor N.A. Kudryavtsev, founder of the modern theory of non-organic genesis of oil. The resolution to this conference (http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-1-2013/2_Resolution_1-KR.pdf) confirms that the development of this area requires continuation of research of the Earth’s deep subsoil, their structures, geodynamics, evolution of material constitution, properties of abyssal matter, mechanisms of mobilization, vertical migration, differentiation of chemical elements and other issues. This problem had previously been discussed at many conferences on

ROGTEC

EXPLORATION


D. A. Astafiev LLC «Gazprom VNIIGAZ»

26

genesis of oil and Earth’s degassing in 1967, 1976, 1985, 1991, 2002, 2003, 2006, 2008, 2010 as well as in many monographs and topical publications [6, 12, 13, 14, 15].

The premise for continued research of hydrocarbon genesis and in particular, possible genesis of hydrocarbons in depth intervals below the basement surface, are the listed examples of oil and gas fields with very large reserves in lower horizons of sedimentary cover, which were preserved at high stages of katagenesis (AK1-AK3), have temperatures over 150°C, have the presence of AHPP, as well as fields in basement rock, with best known of them being White Tiger, Dragon etc. in the Sunda shelf of Vietnam, the Hugoton Panhandle in the USA’s Midcontinental basin, La Paz in the Maracaibo basin of Venezuela etc. Examples of fields with hydrocarbon deposits in basement rock and transitional complexes are presently known in many petroleum basins on all continents excluding, for now, Antarctic and Greenland [16].

Also, there are many questions about fields with accumulations in ancient strata of Riphean-Vendian-Cambrian age (100-500 mln. years) in ancient platforms, in many cases also with uniquely large reserves of oil and gas, such as Kovykta, Yurubcheno-Tokhomskoye, Chayanda, Talakan, Verkhnechonskoye and other deposits of Lena-Tunguska PB on Siberian and other ancient platforms. Such cases require the explanation of the reasons as to why such long preservations of the accumulations has occurred, especially the gas accumulations, or their possibly younger, even modern age, but it is also necessary to explain the source of hydrocarbons, not excluding the possibility of accumulations’ replenishment.

These questions are quite reasonable, since another thing to consider is the disjunctive tectonics in lower horizons of sedimentary cover and the basement which are more intensive than on the surface which opens up the possibility of vertical or subvertical hydrocarbon migration, the presence of through vertical and subvertical zones of gas saturation, detected by seismic (“gas shadows”) in sedimentary cover above and below, penetrating deep into the basement rock. However skeptical some supporters of biogenic HC genesis may feel about the possibility of deep HC entering sedimentary strata, but considering the newest data about Earth’s deep structure, peculiar features of magmatism and subsoil degassing, studying the possibility of deep (lithosphere-mantle) HC genesis, including qualitative and quantitative aspects, must be continued on a modern scientific basis, encompassing knowledge of deep structure and geodynamic development of sedimentary basins, continents, oceans and the Earth on the whole.

ROGTEC

РАЗВЕДКА


теории неорганического происхождения нефти. В резолюции этой конференции (http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-1-2013/2_Resolution_1-KR.pdf) подтверждается, что для развития этого направления необходимо продолжить изучение глубинных недр Земли, их структуры, геодинамики, эволюции вещественного состава, свойств глубинного вещества, механизмов мобилизации, вертикальной миграции, дифференциации химических элементов и других вопросов. В предшествующие годы данная проблема обсуждалась на многих конференциях по генезису нефти и дегазации Земли – 1967, 1976, 1985, 1991, 2002, 2003, 2006, 2008, 2010 годов, во многих монографиях и тематических сборниках [6, 12, 13, 14, 15].

Предпосылками продолжения исследования проблемы генезиса углеводородов, в частности, возможного их генезиса в интервале глубин ниже поверхности фундамента, являются приведенные примеры месторождений нефти и газа с очень большими запасами в нижних горизонтах осадочного чехла, сохранившихся при высоких стадиях катагенеза (АК1 – АК3), температурах более 150 0С, наличии АВПД, а также месторождений в породах фундамента, наиболее известные из которых Белый тигр, Дракон и др. на Зондском шельфе Вьетнама, Хьюгтон-Панхендл в Бассейне Мидконтинента США, Ла-Паз в Маракаибском Бассейне Венесуэлы, и др. Примеры месторождений с залежами углеводородов в породах фундамента и переходных комплексов в настоящее время известны во многих нефтегазоносных бассейнах на всех континентах, за исключением пока Антарктиды и Гренландии [16].

Кроме того, вызывают много вопросов месторождения с залежами в древних толщах рифей-венд-кембрийского возраста (1000-500 млн. лет) на древних платформах, зачастую также с уникальными по величине запасами нефти и газа, например, Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Чаяндинское, Талаканское, Верхнечонское и др. месторождения Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна на Сибирской и других древних платформах. В таких случаях требуется объяснение причин столь длительной сохранности залежей, особенно газовых, или возраста их формирования, возможно, более молодого, вплоть до современного, но при этом необходимо объяснить и источник углеводородов, не исключая возможности пополнения залежей.

Такие вопросы вполне оправданы, так как следует еще учесть более интенсивную чем на поверхности дизъюнктивную тектонику в нижних

Searching to resolve the problem of deep HC creation, although it isn’t the only one possible, will contribute to accelerate the knowledge of deep structures, geodynamic mechanisms of the origin and evolution of sedimentary basins, orogenes, continents, oceans and the Earth on the whole. It is especially important to change from traditional research of geodynamical processes within the limits of lithosphere and upper mantle to researching these processes and derived formations within the entire volume of crust-mantle cover, which without a doubt is influenced by Earth’s global and planetary geodynamics.

What may be fruitful in this regard are the studies of issues of basin creation and petroleum-bearing capacity with their interrelation with the Earth’s deep structure and its geodynamics on the whole. The first results of these studies being apparently progressive both for problems at hand and for all of geosciences [9, 10, 11], including their applied aspects, such as studying seismicity and forecasting catastrophic earthquakes, tectonophysical modeling, improving the methodology of palinspatic reconstructions, creating regional models for tectonic, petrogeological, metallogenic zoning, quantitative estimation of HC and other useful mineral resources, creating the new

EXPLORATION

горизонтах осадочного чехла и фундамента, открывающую возможность вертикальной или субвертикальной миграции углеводородов, наличие сквозных вертикальных и субвертикальных зон газонасыщенности, фиксируемых сейсморазведкой (газовые тени) в осадочном чехле выше и ниже залежей, продолжающиеся глубоко в породы фундамента. Как бы не вызывала скептицизм у отдельных сторонников биогенного генезиса УВ возможность поступления в осадочную толщу глубинных УВ, но с учетом новых данных о глубинном строении Земли, особенностей магматизма и дегазации недр, изучение возможности глубинного (литосферно-мантийного) генезиса УВ, включая качественный и количественный аспекты, должно быть продолжено на современной научной основе, учитывающей знания глубинного строения и геодинамикого развития осадочных бассейнов, континентов, океанов и Земли в целом.

Таким образом, поиски решений проблемы хотя бы и не единственно возможного глубинного генезиса УВ будет способствовать ускорению познания глубинного строения, геодинамических механизмов зарождения и эволюции осадочных

г. Геленджик, Россия, 9–12 сентября 2013 г.

15-я международная научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа

Окончание приёма тезисов докладов 20 МАЯ 2013 Г.

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: [email protected], website: www.eage.ru

ЮБИЛЕЙНА

Я

КОН

ФЕРЕНЦИ

Я

15577-GM13 A5 Advert.indd 1 14-12-12 17:00

28 ROGTEC

РАЗВЕДКА


generation of maps, profile sections and corresponding graphic geological materials.

This is becoming possible thanks to all the latest accumulated data on seismic tomography, materials on the deep gravimetric and magnetic surveys, ultradeep drilling in sedimentary basins, including those located on continental margins, ultradeep marine basins as well as in metallogenic provinces and orogenes of various continents; GPS and GLONASS survey data, large generalizations on deep structure and petroleum-bearing capacity as for individual sedimentary basins, and for regions on the whole. All this data requires a deep systematic consolidation, because correct understanding of geological space (geoenvironment) where the processes of HC creation may be taking place, will accelerate the resolution of this fundamental petroleum geology problem.

All of this data calls for further elaboration of the presently ruling concepts of lithosphere plate tectonics and the search for such explanations for the mechanisms of spreading in the ocean rifts, plunging of lithosphere plates in subduction belts and zones, convection and all other above listed problems, which would be more logical and more adequate to surface and depth observations.

An intensive search of solutions for the accumulated problems encompassing the newest data on the Earth’s deep structure, its geodynamics and that of its large regions, is evidenced by one of many, relatively new monographs: “Beyond lithosphere plate tectonics” [27], as well as a large number of foreign publications generalizing seismic tomography data [24, 25].

Understanding the accumulated geological and geophysical data allowed for proposing a new model of the Earth’s geodynamics, which envisages geodynamical and magma-fluid-dynamical processes spreading across the entire thickness of Earth’s crust-mantle cover. Essentially, there is a trend of transition from the concept of lithosphere plate tectonics to a more advanced concept of crust-mantle plate (sectors) geodynamics [9, 10]. The premises for development of such model are: » detection of the Earth’s crust-mantle cover based on HD seismic tomography studies and the DSS of radial and subradial columnar structures [9, 13] which are a consequence of active geodynamical processes in the core-mantle divide, particularly in the outer layers of the liquid core and the D// layer in conditions of the planetary lateral layering of the lithosphere and the mantle; » columnar structures of the upper part of oceanic crust is examined in the monograph “Wide-angle seismic profiling of aquatic beds” [20];

бассейнов, орогенов, континентов, океанов и Земли в целом. Особенно важно при этом перейти от традиционного изучения геодинамических механизмов в границах литосферы и верхней мантии к изучению этих процессов и производных образований в объёме всей коромантийной оболочки, которая несомненно находится под влиянием глобальной и планетарной геодинамики Земли.

Весьма плодотворными в этом плане могут оказаться исследования проблемы бассейногенеза и нефтегазоносности во взоимосвязи с глубинным строением и геодинамикой Земли в целом, первые результаты которых оказались явно прогрессивными как для рассматриваемых проблем, так и для всей совокупности наук о Земле [9, 10, 11], включая их прикладные аспекты, такие как изучение сейсмичности и прогноз катастрофических землетрясений, тектонофизическое моделирование, совершенствование методологии палинспастических реконструкций, создание моделей регионов для тектонического, нефтегазогеологического, металлогенического районирования, количественной оценки ресурсов УВ и других полезных ископаемых, составления нового поколения карт, профильных разрезов и сопутствующих графических материалов геологического содержания.

Это становится возможным в связи с накоплением к настоящему времени новейших данных сейсмотомографии, материалов глубинной грави- и магниторазведки, сверхглубокого бурения в осадочных бассейнах, включая окраинноконтинентальные, морские глубоководные, а также в металлогенических провинциях и орогенах различных континентов, материалов GPS и ГЛОНАСС съемок, крупных обобщений по глубинному строению и нефтегазоносности как отдельных осадочных бассейнов, так и регионов в целом. Эти данные требуют системного глубокого обобщения, так как правильные представления о геологическом пространстве (геосреде), в котором могут протекать процессы синтеза УВ, позволяют ускорить решение этой фундаментальной проблемы нефтегазовой геологии.

Все эти материалы заставляют задуматься о дальнейшем совершенствовании ныне господствующей концепции тектоники литосферных плит, искать более логичные и адекватные поверхностным и глубинным наблюдениям объяснения механизмов спрединга в океанических рифтах, поглощения литосферных плит в поясах и зонах субдукции, конвекции и

29ROGTECROGTEC

EXPLORATION


» earlier, based on interpretation data of short-period waves from nuclear explosions, ultra low velocity zones (ULVZ) interpreted as layers of elevated melting and sources of plumes were found at the core- mantle border in a few of Earth’s regions, including 300 points below the Siberian territory on the Craton and Batholit profiles [20];» discovery of crust-mantle sector groupings [3], surrounded by belts of upwelling-spreading, are united by a common subduction-diving belt or zone, which in the aggregate represent real terrestrial Benard convection g-type cells (Figure 1);» seismic tomography mapping of the increased thickness zones (2-3 times, up to 300 km and more) of the D// layer at the base of the Earth’s crust- mantle cover under sedimentary basins and in particular under the SB of the Siberian craton; » determination of the layering in the D// layer and the outer sphere of the liquid core below the core-mantle divide, which is related to the active geodynamical processes (phase transitions and lateral displacement of the D// layer matter, as well as the Earth’s outer core matter) at the core-mantle divide; » grounds for the existence of a planetary magmo- fluid-dynamical system with discrete quasi-liquid phase in the crust-mantle cover [6,9], stimulating

всем другим вышеперечисленным проблемам. Об интенсивном поиске решений накопившихся проблем с учетом новых данных о глубинном строении, геодинамике Земли и отдельных её крупных регионов свидетельствует одна из многих сравнительно новая монография «За пределами тектоники литосферных плит» [27], а также большое количество опубликованных работ зарубежных специалистов по обобщению материалов сейсмотомографии [24, 25].

Осмысление накопленных геолого-геофизических материалов позволило предложить новую модель геодинамики Земли, согласно которой геодинамические и магмофлюидодинамические процессы распространяются на всю толщину коромантийной оболочки Земли. По существу, наметился переход от концепции тектоники литосферных плит к более совершенной концепции геодинамики коромантийных плит (секторов) [9, 10]. Предпосылками разработки такой модели явились:» установление по результатам сейсмотомографических исследований высокого разрешения и ГСЗ радиальной и субрадиальной столбчатой структуры коромантийной оболочки Земли [9. 13], являющейся следствием активных

30 ROGTEC

РАЗВЕДКА


the geodynamical processes at the planetary, global and regional levels, particularly with continental rifting-, basin- and orogenesis (Figure 2);» the same planetary magma-fluid-dynamical system provides an efficient escape of endogenous heat energy, emitted at the core-mantle divide as well as the cyclic process of formation and Pangaea breakup[4];» sustained high levels of endogenous energy is probably conditioned on eccentric movement of the solid core inside the liquid core, because the Earth- Moon system has a common barycenter and the solid core undergoes a significant (5-15 km relative to the geocenter) shift towards a geographical point with coordinates long. 25° W, lat. 75° N, i.e. approximately in direction towards the shift of the liquid core center of the mass (Barkin Y. V. To the dynamics of Earth’s solid core); » interrelation of all the intra-lithospheric and large surface tectonic formations (rifts, sedimentary basins, orogenes, volcanic and seismic belts with the deep columnar structure and geodynamics of crust-mantle cover [9, 10, 11].

The essence of the crust-mantle plate (sector) geodynamics is as follows. Resulting the combination of world’s tectonic map with the map of lithosphere plates’ absolute movement trajectories (according to Minster-Jordan model), a conclusion could be made that these plates apparently form groupings (distinctive “assembly’s”), which have their specific crust-mantle structure and an actual strict mutually ordered motion from the belts of the oceans spreading towards areas of Alpine orogenesis and subduction. Two groupings of the crust-mantle plates are distinguished at the present stage of the Earth’s geodynamical development. The first larger grouping includes African, Arabian, Eurasian, Indo-Australian and West-Pacific crust-mantle plates which are drawn (accreted) to the Alpine-Hymalayan fold-and-thrust orogenic belt, adjoined with Eurasian and Oceanic subduction belts. The second grouping is American-Greenland including South and North American, Greenland, Cocos, Nazca and Juan de Fuca crust-mantle plates which are coverged by Cordillera-Andes belt and Caribean subduction zone.

The Antarctic plate is an independent and distinct one with its adjacent segments of the Atlantic, Indian and Pacific oceans. The mentioned crust-mantle plate groupings and the individual Antarctic plate are confined along the axis lines of oceanic upwelling-spreading belts. In this sense and delimitation, the mentioned groupings and the individual Antarctic plate represent well-defined Benard convection g-type cells, where upwelling streams form the perimeter and the diving streams are attracted to inner zones of the cell.

Рис. 1: Группировки коромантийных плит – планетарные конвективные ячейки Бенараg-типа в коромантийной оболочке Земли: Африкано-Евразиатско-Австрало-Западно-Тихоокеанская, Американско-Гренландская и Антарктическая (Д.А.Астафьев, 2005). Обоснованы на основе генерализованной карты напряжений в литосфере, составленной по международной программе “Литосфера” (М.Л.Зобак, 1992).

1-растяжение, образование сбросов; 2-сжатие с образованием взбросов и надвигов; 3-сжатие с образованием диагональных сдвигов; 4-траектории абсолютного движения литосферных плит согласно модели Минстера-Джордана; 5-пояса интенсивного дайвинга; 6-пояса интенсивного апвеллинга (направления указаны стрелками); 7-направления движения вещества в слое D// и в верхних слоях жидкого ядра.

Figure 1: Groupings of crust-mantle plates – planetary convective g-type Benard cells in Earth’s crust-mantle cover: African-Eurasian-Australian-West-Pacific, American-Greenland and Antarctic (D.A. Astafiev, 2005). Based on generalized stress map in lithosphere made under international “Lithosphere” program (M.L.Zobak, 1992).

1-stretching, faulting formation; 2-compression with formation of uplifts and overthrusts; 3-compression with formation of diagonal shifts; 4-trajectories of absolute movement of lithosphere plates according to Minster-Jordan model; 5-belts of intensive diving; 6-belts of intensive upwelling (directions marked with arrows); 7-direction of substance movement in D// layer and upper layers of liquid core.

31ROGTECROGTEC

EXPLORATION


ITE ADVERT

32 ROGTEC

РАЗВЕДКА


The zones and belts of the crust-mantle matter diving, which initiate counter-flowing uprising magmatism, transit D// layer at the core-mantle divide and belts of upwelling-spreading form (include) a planetary magma-fluid-dynamical system which ensures functioning of terrestrial convection cells (Figure 2), and hence, the entire planetary tectogenesis and, to a great extent (due to deep hydrogen entering into sedimentary strata), naftidogenesis. The principal elements of Earth’s magma-fluid-dynamical system are: 1) belts and areas of diving inside convection cells under subduction zones formed with orogenes, continental rifts and sedimentary basins; 2) transit D// layer at the core-mantle divide or outer layers of liquid core, where mantle matter, in form of magmatic melt, is redistributed to constantly feed the upwelling; 3) upwelling belts under oceanic rifts, where forced expansion of crust-mantle plates takes place along with discrete elevation of magmatic melt and buildup (rejuvenation) of Earth’s crust-mantle cover for its entire thickness; 4) discrete quasi-liquid phase in solid-phase segments of crust-mantle plates, concentrating primarily in diving zones under the continental rifts, sedimentary basins and orogenes due to destruction and accretion of crust-mantle matter under them through to the D// layer.

The movement of mantle matter melts from the diving belts to the upwelling belts is apparently discrete in volume and by lateral of D// layer (possibly in inner layers of liquid core as well) as well as in time, the same way as movement of solid-phase parts of crust-mantle cover within the boundaries of terrestrial convection cells, with the only difference that movement of solid-phase parts goes from spreading belts to diving belts and areas. Also, the motion speed of the solid-phase parts of the oceanic crust-mantle plates significantly (2-5-fold and more) exceeds the motion speed of the crust-mantle sectors, i.e. they undergo more intensive destruction, which explains the complete change of crust-mantle sectors over 140-150 mln. years.

The same magma-fluid-dynamical system provides an efficient escape for the endogenic heat energy, emitted at the core-mantle divide as well as the cyclic process of formation and disintegration of the Pangaeas, which now has the most logical explanation [4].

By the present time, due to active exploration for oil and gas, there accumulated a lot of geological and geophysical data for regional and deep structure practically for all, (over 550) presently existing Earth’s sedimentary and petroleum-bearing basins. Of special interest are the sedimentary basins with large thickness of sedimentary cover 7-22 km and possibly, more on the continental type lighosphere. These are the sedimentary basins, that at their base, feature a “window” of suboceanic or anomaly thin consolidated crusts and these basins are always petroleum-bearing [11].

геодинамических процессов на разделе ядро- мантия, а именно во внешних слоях жидкого ядра и слое D// на фоне планетарной латеральной расслоенности литосферы и мантии;» столбчатая структура верхней части океанической земной коры рассмотрена в монографии «Широкоугольное сейсмическое профилирование дна акваторий» [20];» ранее, по данным интерпретации короткопериодных волн ядерных взрывов, зоны очень низких скоростей (ULVZ) на границе ядро- мантия, интерпретируемые как слои повышенного плавления и источники плюмов, обнаружены в нескольких районах Земли, в том числе в 300 точках под территорией Сибири на профилях Кратон и Батолит [20];» открытие группировок коромантийных секторов[3], окруженных поясами апвеллинга- спрединга, объединенных общим поясом или зоной субдукции-дайвинга, представляющих в совокупности реальные земные конвективные ячейки Бенара g-типа (рисунок 1);» картирование методами сейсмической томографии зон увеличенной (в 2-3 раза – до 300 км и более) толщины слоя D// в основании коромантийной оболочки Земли под осадочными бассейнами, в частности, под Оосадочным бассейном Сибирского кратона;» установление расслоенности слоя D// и внешней сферы жидкого ядра ниже раздела ядро-мантия, что связано с активными геодинамическими процессами (фазовыми переходами и латеральными перемещениями вещества слоя D//, а также вещества внешнего ядра Земли) на разделе ядро-мантия;» обоснование наличия планетарной магмофлюидодинамической системы с дискретной квазижидкой фазой в коромантийной оболочке [6,9], стимулирующей геодинамические процессы на планетарном, глобальном и региональном уровнях, в частности континентального рифто-, бассейно- и орогенеза (рисунок 2);» эта же планетарная магмофлюидодинамическая система обеспечивает эффективный отвод эндогенной тепловой энергии, выделяющейся на разделе ядро-мантия, а также циклический процесс формирования и распада Пангей [4];» поддержание высокого уровня эндогенной энергии, вероятно обусловлено эксцентричным движением твердого ядра в жидком ядре, так как система Земля-Луна имеет общий барицентр, а твёрдое ядро испытывает значительное смещение на расстояние 5 -15 км относительно геоцентра в направлении географической точки с координатами 25о з.д., 75о с.ш., т.е. примерно в направлении смещения центра масс жидкого

33ROGTECROGTEC

EXPLORATION


The resulting study of the deep structure and the geodynamical evolution of the sedimentary basins, practically on all continents, in relation with Earth’s regional, global and planetary geodynamics, the understanding of basin creation was expanded as reflected in the following conclusion statements:

1. Sedimentary and petroleum-bearing basins are in their nature a consequence of general planetary, global and regional crust-mantle geodynamics within boundaries of the crust-mantle plate (sector) groupings that form Benard convection g-type cells[3].

2. Sedimentary basins are formed in the process of non-uniform gravitational diving of the crust-mantle matter’s in vertical and subvertical columnar bodies, caused by the melting and redistribution of lower mantle matter at the Earth’s outer core-mantle divide, due to necessity and possibility of Earth’s convection endogenic energy release (Figure 3).

3. Non-uniform discrete diving of the vertical and subvertical columnar bodies causes the changing stress fields in the mantle cover, generations of bifurcation in micro- and macro-zones at the conditional boundaries of the columnar bodies, melting of mantle matter, uprising magmatism, leading to non-uniform destruction of crust-mantle cover are in the contours of the forming sedimentary basins and above all, destruction and

ядра (Баркин Ю.В. К динамике твёрдого ядра Земли) [12];» взаимосвязь всех внутрилитосферных и поверхностных крупных тектонических образований (рифтов, осадочных бассейнов, орогенов, вулканических и сейсмических поясов) с глубинной столбчатой структурой и геодинамикой коромантийной оболочки [9, 10, 11].

Суть концепции геодинамики коромантийных плит (секторов) заключается в следующем. В результате совмещения тектонической карты Мира с картой траекторий абсолютного движения литосферных плит (согласно модели Минстера-Джордана) появилась возможность сделать вывод, что эти плиты явно образуют группировки (своеобразные «ансамбли»), имеющие свою конкретную коромантийную структуру и фактически строгое взаимоупорядоченное движение от поясов океанского спрединга к поясам и областям альпийского орогенеза и субдукции. На данном этапе геодинамического развития Земли выделяется две группировки коромантийных плит. Первая и наиболее крупная группировка включает Африканскую, Аравийскую, Евразийскую, Индо-Австралийскую и Западно-Тихоокеанскую коромантийные плиты, которые стягиваются (аккретируют) к Альпийско-Гималайскому складчато-надвиговому орогенному поясу,

22–26 апреля 2013 г. Геленджик, Россия

В рамках конференции состоятся

• Выступления с научными докладами • Курсы лекций по актуальным вопросам • Коммерческие презентации • Выставка • Экскурсия • Книжная ярмарка • Полевая демонстрация аппаратуры

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА!www.eage.ru

Девятая научно-практическая конференция и выставка

Инженерная геофизика 2013

15620-EngGeo13 GeoInzhiniring.indd 1 21-01-13 14:56

34 ROGTEC

РАЗВЕДКА


non-uniform gravitational diving of the Earth’s crust blocks (rifting) and subsequent formation of the over-rift depression [11].

4. Zones with more powerful rifting feature thinning up to the entire replacement of the initial consolidated crust’s strata of any formation type. In some cases it is non-accreted, single or multistage accreted crusts of modern and relict hollows with rudimentary oceanic crusts (Amerasian, Mediterranean, Black Sea, South Caspian, Caribean sedimentary basins, possibly Caspian, East-Barents and Gulf of Mexico petroleum basins). In essence, these are modern and ancient geosynclinal regions or their fragments. In other cases

сочленяющемуся с Евразийским и Океанийским поясами субдукции. Второй группировкой является Американо-Гренландская, включающая Южно- и Северо-Американские, Гренландскую, Кокос, Наска и Хуан-де-Фука коромантийные плиты, которые стягиваются Кордильеро-Андийским поясом и Карибской зоной субдукции.

Самостоятельной и обособленной является Антарктическая плита с примыкающими сегментами Атлантического, Индийского и Тихого океанов. Указанные группировки коромантийных плит и обособленная Антарктическая плита сопряжены между собой по осевым линиям океанических

Осадочные бассейны нефтегазоносные (НГБ) и

возможно нефтегазоносные (ВНГБ): 1-Охотоморский

НГБ, 2-Лено-Тунгусский НГБ, 3-Зайсанский НГБ,

4-Чу-Сарысуйский НГБ, 5-Амударьинский НГБ,

6-Тирпульский ВНГБ, 7-Персидского залива НГБ,

8-Красноморский НГБ, 9-Верхненильский НГБ,

10-Танганьикский ВНГБ, 11-Окаванго ВНГБ,

12-Намибийский НГБ, 13-Пелотас ВНГБ, 14-Рио-

Саладо ВНГБ, 15-Мендоса НГБ, 16-Лебу-Арауко НГБ.

Petroleum basins (PB) and prospected petroleum basins

(PPB): 1- Sea of Okhotsk PB, 2-Lena-Tunguska PB,

3-Zaysan PB, Chu-Sarysuy PB, 5-Amu-Darya PB, 6-Tirpul

PPB, 7-Persian Gulf PB, 8-Red sea PB, 9-Upper Nile PB,

10-Tanganyika PPB, 11-Okavango PPB, 12-Namibian

PB, 13-Pelotas PPB, 14-Rio Salado PPB, 15-Mendoza

PB, 16-Lebu-Arauko PB.

GEODYNAMIC SECTION LINE

Atlantic ocean

Africa

Arabia

Eurasia

Paci

fic O

cean

Haw

aii

Baykal

Kuril

Islands

South

Am

erica

OUTER CORE

INNER CORE

3.0 thousand km

Рис. 2: Глубинное строение и геодинамика Земли 1-земная кора океанического типа; 2-земная кора континентального типа с осадочными бассейнами; 3-островные вулканические дуги над зонами субдукции океанической коры; 4-субвертикальные возрастные границы в коре и мантии; 5-8-направления движения мантийного вещества: 5-в зонах активного апвеллинга и спрединга, 6-в зонах активного дайвинга, 7-в слое D//, 8-под осадочными бассейнами на континентах; 9- зоны активного поступления вещества во внешнее ядро в процессе химико-плотностной дифференциации; 10-двежение вещества в верхних слоях жидного ядра;11-зоны активной отдачи вещества в мантию из внешнего ядра; 12-16-элементы глобальной дегазационной системы Земли: 12-внешнее (жидкое) ядро; 13-квазижидкий слой D// и потоки восходящей магмы в зонах апвеллинга; 14-астеносферный дискретный слой; 15-дискретный, восходящий к поверхности магматизм под осадочными бассейнами; 16-магматические очаги и каналы под зонами вулканизма.

Figure 2: Earth’s deep structure and geodynamics 1-oceanic crust; 2-continental crust with sedimentary basins; 3-insular volcanic arcs over oceanic crust subduction zones; 4-sub-vertical age boundaries in crust and mantle; 5-8-direction of mantle substance movement: 5-in zones of active upwelling and spreading, 6-in zones of active diving, 7-in layer D//, 8-under the sedimentary basins on continents; 9- zones of active entrance of matter into the inner core through chemical-density differentiation; 10-movement of matter in upper layers of liquid core;11-zones of active matter emission into the mantle from the outer core; 12-16-elements of Earth’s global degassing system: 12-outer (liquid) core; 13-quasi-liquid layer D// and streams of ascending magma in upwelling zones; 14-asthenosphere discrete layer; 15-discrete magmatism rising to surface under the sedimentary basins; 16-magma chambers and channels under volcanic zones.

35ROGTECROGTEC

EXPLORATION


it is the curst of ancient and young platforms, passive, transforming or active continental margins (Lena-Vilyuy, Michigan PB, Baikal depression) or even margin parts of young upwelling rifts (Red Sea, Californian, Juan de Foca).

5. During the process of diving-rifting destruction of crust-mantle cover areas for the forming sedimentary basins, two volumes of consolidated crust rock is returned into the mantle per one volume of sedimentary matter with compensated filling of over-rift depression (Figure 4).

6. As for the sedimentary basins at the stage of the over-rift depression formations, the main pattern for the location of the petroleum accumulation zones in the sedimentary cover, both in shallow and deep areas, are HC accumulation confinedness to hypsometrically elevated inter-rift, in-rift, inter-fault and fault-line blocks: in the sedimentary cover these are arches, megaswells, swells, terraces, structural capes [1], whereas for the sedimentary basins at the early stages of “aging”, additional petroleum accumulation zones are inversion and overthrust structures.

7. Further evolution of the sedimentary basins is related to their gradual destruction, which is explained by the continued diving of crust-mantle columnar bodies. This process is completed with accretion of the destructed crust-mantle cover areas and formation of not only the inversion and over-thrust structures, but also the shariages, in-thrusts, i.e. structures of lateral and vertical squeezing-out of the sedimentary cover, peculiar for the orogenes (Figure 5). Then the denudation and the almost entire (to the base) destruction of sedimentary basins takes place.

With such geodynamical mechanisms, the source of sedimentary and petroleum basin formation are phase transitions and the formation of thermal plumes at the core-mantle divide which cause diving-rifting destruction of the crust-mantle cover areas. In this context, any petroleum basin can be perceived as a subradial destruction channel from the core-mantle divide to surface. Such a channel is seen as an area of through columnar destruction of the crust-mantle cover, which procures counter-flowing (in relation to non-uniform discrete diving) uprising magmatism with export of released deep fluids, including hydrogen. Upper parts of this channel are completed with a rift system with an over-rift depression on any type of earth’s crust, including oceanic, suboceanic and subcontinental types with intrusive and effusive basalt rock of sinrift magmatism. Later during the aging process of the sedimentary basin, this area coverts to orogene or is consolidated, and the sub-crust (mantle) part of the columnar destruction area is decreased in size and

поясов апвеллинга-спрединга. В таком понимании и разграничении указанные группировки и обособленная Антарктическая плита представляют собой отчетливо выраженные конвективные ячейки Бенара g-типа, в которых восходящие потоки (апвеллинг) образуют периметр, а нисходящие (дайвинг) тяготеют к внутренним зонам ячейки.

Области и пояса дайвинга коромантийного вещества, инициирующие встречный восходящий магматизм, транзитный слой D// на разделе ядро-мантия и пояса апвеллинга-спрединга образуют (включают в себя) планетарную магмофлюидодинамическую систему, которая обеспечивает функционирование конвективных земных ячей (рисунок 2), а следовательно, весь планетарный тектогенез и в значительной степени (за счет поступления в осадочную толщу глубинного водорода) нафтидогенез. Основными элементами магмофлюидодинамической системы Земли являются: 1) пояса и области дайвинга внутри конвективных ячеек под зонами субдукции, формирующимися орогенами, континентальными рифтами и осадочными бассейнами; 2) транзитный слой D// на разделе ядро-мантия или внешние слои жидкого ядра, по которым осуществляется перераспределение мантийного вещества в виде магматических расплавов на постоянно действующую подпитку апвеллинга; 3) пояса апвеллинга под океаническими рифтами, где происходит вынужденное раздвигание коромантийных плит, дискретный подъем магматических расплавов и наращивание (омоложение) коромантийной оболочки Земли на всю ее толщину; 4) дискретная квазижидкая фаза в твердофазных сегментах коромантийных плит, концентрирующаяся преимущественно в областях дайвинга под континентальными рифтами, осадочными бассейнами и орогенами в связи с деструкцией и аккрецией под ними коромантийного вещества до слоя D//.

Движение расплавов мантийного вещества от поясов дайвинга к поясам апвеллинга очевидно дискретно как в объеме и по латерали слоя D// (вероятно и во внешних слоях жидкого ядра), так и во времени, точно так же, как и движение твердофазных частей коромантийной оболочки в границах земных конвективных ячей, с той лишь разницей, что движение твердофазных частей происходит от поясов спрединга к поясам и областям дайвинга. Кроме того, скорость движения твердофазных частей океанических коромантийных плит существенно (в 2-5 раз и более) превышает скорость движения континентальных коромантийных секторов, то есть они более интенсивно подвергаются деструкции, что и обуславливает полную смену океанических

36 ROGTEC

РАЗВЕДКА


restores the petrophysical and seismic characteristics to values close to inter-basin areas of the platforms. This is how continent genesis takes place with a slow return of core matter into the mantle, the absorption of lower mantle matter into the D// layer and the outer core with synchronous consumption of matter from the D// layer and the outer core to feed the constant upwelling under the oceanic rifts.

However, the main volume of feed is due to prompt diving-destruction process in subduction belts and areas for the margin areas of oceanic crust-mantle sectors at their junction with the active continental margins. Following these stipulations, two important methodology principles emerge [2]: principle of genetic unity (in tectonic-physical regard) for all sedimentary

коромантийных секторов за 140-150 млн. лет.Эта же планетарная магмофлюидодинамическая система обеспечивает эффективный отвод эндогенной тепловой энергии, выделяющейся на разделе ядро-мантия, а также циклический процесс формирования и распада Пангей, механизм которого получил наиболее логичное объяснение [4].

К настоящему времени в связи с активными поисково-разведочными работами на нефть и газ накопилось достаточно много геолого-геофизических материалов по региональному и глубинному строению практически всех (более 550) существующих в настоящее время осадочных и нефтегазоносных бассейнов Земли. На литосфере континентального типа особенно интересны

ОсадочныеSpreading

СубдукцияSubduction

СубдукцияSubduction

ОсадочныеSpreading

Подводное вулканическое

поднятиеSubmarine volcanic

upheaval

Подводное вулканическое

поднятиеSubmarine volcanic

upheaval

Островная вулканическая

дугаInsular volcanic

arc

Островная вулканическая

дугаInsular volcanic

arcЗадуговый осадочный бассейнBackarc sedimentary

basin

Задуговый осадочный бассейнBackarc sedimentary

basin

Океаническое плато срединный

массивOceanic plateau

median mass

Upper mantle

Middle mantle

Lower mantle

Liquid core

Условные обозначения / Legend

1 гидросфера;2 вулканогенно-осадочные породы;3 преддуговые аккреационные призмы;4 дизъюнктивные нарушения;5 океаническая кора;6 деструктированная твердофазная кора и мантия в поясах и зонах дайвинга;7 наслоение столбчатых тел в поясах и зонах апвеллинга;8 островные и подводные вулканические дуги; 9 верхняя мантия;10 средняя мантия;11 нижняя мантия;12 термо-магмоплюм;13 зоны плавления в слое “D//”;14 жидкое ядро;15 линзы разуплотненного магматического вещества;16 граница Мохоровичича; 17 астеносферный слой; 18 раздел верхней и средней мантии; Направления движения мантийного вещества:20 дайвинга под поясами субдукции;21 дайвинга под осадочными бассейнами;22 встречный восходящий магматизм под осадочными бассейнами и островными дугами;23 транзит в слое “D//”;24 апвеллинга под поясами спрединга;25 твердофазных частей коромантийной оболочки от поясов апвеплинга к поясам дайвинга.

Legend: 1 hydrosphere; 2 igneous-sedimentary rock; 3 forearc accretion prisms; 4 disjunctive faults; 5 oceanic crust; 6 destructured solid-phase crust and mantle in diving belts and zones; 7 stratification of columnar bodies in upwelling belts and zones; 8 insular and submarine volcanic arcs; 9 upper mantle; 10 middle mantle; 11 lower mantle; 12 thermal magmoplume; 13 melting zones in layer “D//”; 14 liquid core; 15 lenses of decompacted magmatic matter; 16 Moho boundary; 17 asthenospheric layer; 18 separation of upper and middle mantle;

Directions of mantle matter movement: 20 diving under subduction belts; 21 diving under sedimentary basins; 22 counter-flowing uprising magmatism under sedimentary basins and insular arcs; 23 transit in layer “D//”;24 upwelling under spreading belts; 25 solid-phase parts of crust-mantle cover from upwelling belts to diving belts

Рис. 3: Модель конвективной ячейки в коромантийной оболочке Земли и формирование осадочных бассейнов в геосинклинальных зонах начального этапа развития

Figure 3: Convection cell model in Earth’s crust-mantle cover and formation of sedimentary basins in geosynclinal belts of an early development stage

37ROGTECROGTEC

EXPLORATION


basins, including petroleum-bearing ones, even regardless of their individual parameters; and the principle of individuality, reflecting any individual characteristics of sedimentary basins, such as age, tectonic geodynamical confinedness, stratigraphic

осадочные бассейны с большой мощностью осадочного чехла – 7-22 км, а возможно, и больше. Именно такие осадочные бассейны имеют в основании «окна» субокеанической или аномально тонкой консолидированной коры и всегда являются нефтегазоносными [11].

В результате изучения глубинного строения и геодинамической эволюции осадочных бассейнов практически всех континентов и во взаимосвязи с региональной, глобальной и планетарной геодинамикой Земли появилась возможность существенно расширить представления о бассейногенезе, которые отражены в следующих итоговых положениях:

1. Осадочные и нефтегазоносные бассейны являются по своей природе следствием общепланетарной, глобальной и региональной коромантийной геодинамики в границах группировок коромантийных плит (секторов), образующих конвективные ячейки Бенара g-типа [3].

2. Осадочные бассейны формируются в процессе гравитационного неравномерного погружения (дайвинга) вертикальных и субвертикальных столбчатых тел коромантийного вещества, вызванного подплавлением и перераспределением нижнемантийного вещества на разделе внешнее ядро Земли – мантия, в связи с необходимостью и возможностью реализации для планеты Земля конвективного отвода эндогенной энергии (рисунок 3).

3. Неравномерный дискретный дайвинг вертикальных и субвертикальных столбчатых тел вызывает изменения полей напряжений в мантийной оболочке, декомпрессию и генерацию в микро- и макрозонах бифуркаций на условных границах столбчатых тел, плавление мантийного вещества, восходящий магматизм, приводящий к неравномерной деструкции области коромантийной оболочки в контурах формирующихся осадочных бассейнов, а главное, деструкцию и неравномерное гравитационное погружение блоков земной коры (рифтогенез), а затем формирование надрифтовой депрессии [11].

4. В зонах наиболее мощного рифтогенеза происходит утонение вплоть до полного замещения толщи первичной консолидированной коры любого механизма формирования. В одних случаях это неаккретированная, одно- или могоэтапно аккретированная кора современных и реликтовых котловин с остаточной корой океанического типа – Амеразийский, Средиземноморский, Черноморский, Южно-Каспийский, Карибский осадочные бассейны, возможно, Прикаспийский, Восточно- Баренцевский

Sedimentary COVER

CRUST CRUSTMANTLE DIAPIR

CRUST MATTER RETURNED INTO MANTLE

Co

un

ter-flow

ing

up

rising

ma

gm

atism

Dow

nwe

llin

g o

f m

an

tle m

atte

r

Direction of pressure for adjacent crust-mantle sectors

layer D layer D

MELTING ZONE

OUTER CORE

Figure 4: Geodynamic model of crust matter returning into the mantle in narrow diving zones during formation of sedimentary basins. Rock unit types: 1- sedimentary cover; 2- igneous-sedimentary of synrift complex; 3- dyke complex; 4- consolidated earth’s crust; boundaries: 5- stratigraphic in sedimentary cover; 6- foundation surface; Moho boundaries: 7- present; 8- before the beginning of rifting; 9- after the formation of sedimentary basin, if it was not for the processes of destruction and partial return of crust matter into the mantle; 10- direction of subsidence of crust-mantle columnar bodies under the sedimentary basin into the melting zone of layer D// and/or into upper layers of outer (liquid) Earth’s core; 11- directions of counter-flowing uprising magmatism on the borders between columnar bodies near the area of diving-rifting destruction of crust-mantle cover (in form of veins, dykes and other magmatic rock bodies); 12- directions of redistribution of lower-mantle matter in layer D// and/or in upper layers of outer core to upwelling belts and zones under oceanic rifts; 13- directions of pressure of adjacent crust-mantle sectors.

MA

NT

LE

38 ROGTEC

РАЗВЕДКА


entirety of sedimentary cover, size and geometry in plane view, geothermal regimen, hydrogeology and fluid dynamics, on to genesis of naftids etc.

Осадочный ЧЕХОЛ

КОРА КОРАМАНТИЙНЫЙ ДИАПИР

ВОЗВРАЩЕННОЕ В МАНТИЮ ВЕЩЕСТВО ЗЕМНОЙ КОРЫ

МА

НТ

ИЯ

Встр

ечн

ый

во

сходя

щи

й м

агм

атизм

Дау

нв

ел

ли

нг

ма

нти

йн

ого

ве

ще

ств

а

Направление давления смежных коромантийных секторов

слой Dслой D

ЗОНА ПЛАВЛЕНИЯ

ВНЕШНЕЕ ЯДРО

Рис. 4: Геодинамическая модель возврата корового вещества в мантию в узких зонах дайвинга при формировании осадочных бассейнов Комплексы горных пород: 1- осадочного чехла; 2- вулканогенно-осадочные синрифтового комплекса; 3- дайкового комплекса; 4- консолидированной земной коры; границы: 5- стратиграфические в осадочном чехле; 6- поверхности фундамента; границы Мохоровичича: 7- современная; 8- перед началом рифтогенеза; 9- после формирования осадочного бассейна, если бы не действовали процессы деструкции и частичного возврата корового вещества в мантию; 10- направление погружения коромантийных столбчатых тел под осадочным бассейном в зону плавления слоя D// и/или в верхние слои внешнего (жидкого) ядра Земли; 11- направления встречного восходящего магматизма на границах между столбчатыми телами в области дайвинг-рифтогенной деструкции коромантийной оболочки (в виде жил, даек и др. магматических тел); 12- направления перераспределения нижнемантийного вещества в слое D// и/или в верхних слоях внешнего ядра к поясам и зонам апвеллинга под океаническими рифтами; 13- направления давления смежных коромантийных секторов.

H, thousand km

Рic. 5: Stages of geodynamic evolution of Earth’s sedimentary basins 1- earth’s crust, 2 – continental rifts, 3 – over-rift depressions, 4 –accretion structures, orogenes, 5 – destroyed and partially destroyed orogenes, 6 – lenses of decompacted magmatic matter, 7 – zones of diving-rifting destruction, 8 – asthenosphere layer, 9 – separation of upper and middle mantle, 10 – separation of middle and lower mantle, 11- thermal-magmoplume, 12 – melting zones in layer D//, 13 – magmatic channels rising to surface, 14 – directions of shifting of crust-mantle sectors due to accretion, 15 – direction of gravitational subsidence (diving) of crust-mantle cover matter, 16 – direction of mantle matter movement.Stages of basin genesis: А –deposit of continental rifts, Б – deposit of over-rift depressions , В – formed sedimentary basin, Г – early transformation of sedimentary basin’s edges, Д – mature orogene, Е – partial or full denudation and peneplanation.

39ROGTECROGTEC

EXPLORATION


Presently, given the accumulated geological and geophysical data and the achieved high levels of hydrocarbon resources development in the Earth’s richest petroleum basins, large HC fields may be discovered in quickly forming sedimentary basins of paleogene-neogene age. Such basins are located in active and passive continental margins, in belts of modern orogenesis. Prime examples of such discoveries at great depths in underexplored sedimentary basin of collision belts in young and ancient platforms are the Shah-Deniz field in South Caspian depression, Tiber, Kaskida and other deposits in Gulf of Mexico basin; Tupi, Carioca Sugar Loaf fields in Santos basin of the Brazilian shelf; Kashagan, Tengiz, Karachaganak, Astrakhanskoye deposits in the Caspian depression; Lunskoye, Chayvo, Piltun-Astokhskoye, Kirinskoye, South Kirinskoye and Mynginskoye fields at Sakhalin shelf in Sea of Okhotsk basin; Rusanovskoye, Leningradskoye in Kara sea, Kamennomysskoye and North-Kamennomysskoye in Ob Bay as well as some in the Barents sea aquatories – Shtockman, Ludlovskoye, Ledovoye; in northern part of the Caspian sea – Rakushechnoye, Yuri Korchagin, Khvalynskoye, Tsentralnoye fields. Such discoveries are expected in Eastern Arctic seas [10], they are also not excluded in the Russian sector of the Black sea.

Conclusions Resolving the fundamental problems of basin genesis and petroleum bearing capacity shows a tendency of its closer connection to the problems of Earth’s deep, global and planetary geodynamics. Presently prevalent concepts of lithosphere plate tectonics may be converted into a more complete concept of crust-mantle plates (sectors) geodynamics. There are presently all grounds to believe that sedimentary basins and petroleum basins are not lithosphere or even lithosphere-upper mantle formation, but crust-mantle type. They are a consequence of phase transitions and formation of thermal plumes, at core-mantle divide, diving-rifting destruction of crust-mantle cover areas over thermal plumes and synchronous action of magma-fluid-dynamical system in the mantle consolidated in basement and sedimentary cover rock.

Any petroleum basin can be perceived as a sub-radial destructive channel from the core-mantle separation to the surface. Such a channel is seen as an area of possible through columnar destruction of crust-mantle cover, which procures counter-flowing (in relation to non-uniform discrete diving) uprising magmatism with export of released deep fluids, including hydrogen, due to decompression at the boundaries of columnar bodies.

The upper part of this channel features a rifting system with over-rift depression in earth’s crust. This area is

и Мексиканского залива нефтегазоносные бассейны. По сушеству, это современные и древние геосинклинальные области или их фрагменты. В других случаях это кора древних и молодых платформ, пассивных, трансформных и активных окраин континентов (Лено-Вилюйский, Мичиганский нефтегазоносные бассейны, Байкальская впадина), или даже краевые части молодых апвеллинговых рифтов (Красноморского, Калифорнийского, Хуан де Фука).

5. В процессе дайвинг-рифтогенной деструкции области коромантийной оболочки для формирующихся осадочных бассейнов на один объём осадочного вещества при компенсированном заполнении надрифтовой депрессии в мантию возвращается за счет ассимиляции два объёма пород консолидированной коры (рисунок 4).

6. Для осадочных бассейнов, находящихся на этапе формирования надрифтовых депрессий, главной закономерностью размещения зон нефтегазонакопления в осадочном чехле как на малых, так и на больших глубинах является приуроченность месторождений УВ к гипсометрически приподнятым межрифтовым, внутририфтовым, межразломным и приразломным блокам – в осадочном чехле это своды, мегавалы, валы, террасы, структурные мысы [1], а для осадочных бассейнов, находящихся на начальных этапах «старения», добавляются в качестве зон нефтегазонакопления инверсионные и надвиговые структуры.

7. Дальнейшая эволюция осадочных бассейнов связана с их постепенным разрушением, которое обусловлено продолжающимся дайвингом столбчатых коромантийных тел. Этот процесс завершается аккрецией деструктированной области коромантийной оболочки и формированием не только инверсионных и надвиговых структур, но и шарьяжей, вдвигов – то есть структур латерального и вертикального выжимания осадочного чехла, свойственных орогенам (рисунок 5). Далее происходит денудация и почти полное (до основания) разрушение осадочных бассейнов.

При таком геодинамическом механизме первопричиной формирования осадочных и нефтегазоносные бассейны Земли являются фазовые переходы и формирование термоплюмов на разделе ядро-мантия, вызывающие дайвинг-рифтогенную деструкцию областей коромантийной оболочки.

В этой связи любой нефтегазоносный бассейн можно рассматривать в виде субрадиального деструктивного канала от раздела ядро-мантия до поверхности. Такой канал представляется в виде области сквозной столбчатой деструкции

40 ROGTEC

РАЗВЕДКА


then converted to orogene or is consolidated, and sub-crust (mantle) part of the columnar destruction area is decreased in size and restores its petrophysical and seismic characteristics to values close to inter-basin areas of platforms.

Literature1. Astafiev D.A. Role of rifting in location of petroleum accumulation zones (by the example of Russia’s sedimentary basins)/Geodynamics, stratigraphy and petroleum-bearing capacity of Russia’s sedimentary basins// M: Tr. VNIGNI. SPb., 2001, P. 37-58.

2. Astafiev D.A. Genetic unity and individual differences in structures of sedimentary basins//Geology of oil and gas – 2002, #2.P. 47-51.

3. Astafiev D.A. Groupings of crust-mantle plates in modern geodynamics of Earth. Fundamental problems of geotectonics. Materials of XL Tectonic conference of Interdepartmental tectonic committee of RAS. M.: GEOS, 2007. P. 31-35.

4. Astafiev D.A. Extream states of Earth’s geodynamics // Materials of XL Tectonic conference. Volume 1. – M.: GEOS, 2007. P. 36-39

5. Astafiev D.A. Forecasting new zones of oil and gas accumulations and exploration trends in shelves of Okhotsk and Bering seas of Russia. Developing offshore petroleum deposits: status, problems and prospects. Collection of scientific works. VNIIGAZ, Moscow 2008. p. 231-248.

6. Astafiev D.A. Role of Earth’s planetary magma-fluid-dynamical system in tectogenesis, basin genesis and naftidogenesis. Earth’s degassing: Geotectonics, geodynamics, geofluids, oil and gas, hydrocarbons and life. Materials of All-Russian conference with international participation, dedicated to 100th anniversary of birth of P. N. Kropotkin. Moscow. GEOS. 2010. P. 39-43.

7. Astafiev D.A. Reasons for formation and disintegration of Pangaeas. /Tectonics and geodynamics of fold belts and Phanerozoic platforms. Volume 1. Materials of XLIII tectonic conference of Interdepartmental tectonic committee of RAS. M.: GEOS, 2010. P.25-29.

8. Astafiev D.A., Medvedev N.F. Akhiyarov A.V. et all. Tectonic-dynamical and lithologic and facies premises for petroleum-bearing capacity of South-Caspian depression. Problems of resource procurement for gas mining regions of Russia through 2030. Collection of scientific articles. LLC «Gazprom VNIIGAZ», Moscow, 2010. P. 84-93.

9. Astafiev D.A. Planetary geodynamic process (main crust-mantle structures and mechanism of tectogenesis). Modern stage of geosciences. International conference dedicated to the memory of Victor Efimovich Khain. [email protected]

H, thousand km

Рис. 5: Этапы геодинамической эволюции осадочных бассейнов Земли 1- земная кора, 2 – континентальные рифты, 3 – надрифтовые депрессии, 4 – аккреционные структуры, орогены, 5 – разрушенные и частично разрушенные орогены, 6 – линзы разуплотненного магматического вещества, 7 – зоны дайвинг-рифтогенной деструкции, 8 – астеносферный слой, 9 – раздел верхней и средней мантии, 10 – раздел средней и нижней мантии, 11- термо-магмоплюм, 12 – зоны плавления в слое D//, 13 – восходящие к поверхности магматические каналы, 14 – направления смещения коромантийных секторов в результате аккреции, 15 – направление гравитационного погружения (дайвинга) вещества коромантийной оболочки, 16 – направление движения мантийного вещества.Этапы бассейногенеза: А – заложение континентальных рифтов, Б – заложение надрифтовых депрессий , В – сформировавшегося осадочного бассейна, Г – начальной трансформации окраин осадочного бассейна, Д – зрелого орогена, Е – частичной или полной денудации и пенепленизации.

41ROGTECROGTEC

EXPLORATION


10. Astafiev D.A. Continental and continental margin’s rifts, sedimentary basins and orogenes as interconnected consequences of Earth’s deep crust-mantle geodynamics/ Sedimentary basins and geological premises for forecasting new prospective petroleum assets. Materials of XLIV Tectonic conference of Interdepartmental tectonic committee of RAS. M.: GEOS, 2012. P. 31-35.

11. Astafiev D.A. Structure, geodynamic reasons and peculiarities of formation for sedimentary basins with suboceanic and anomaly thin foundation. Materials of XLV Tectonic conference. M.: GEOS, 2013. P.13-18.

12. Barkin Y.V. Secular drift of Earth’s center of mass, substantiated by plate movement. Bulletin of Moscow State University. Ser. 3. Physics, astronomy.1996, v.37, # 2, p. 79-85.

13. Earth degassing: geotectonics, geodynamics, geofluids, oil and gas – Materials in international conference dedicated to the memory of academician P.N. Kropotkin, May, 20-24, 2002 – M.: GEOS. 2002. – 472 p.

14. Earth degassing: geotectonics, geodynamics, geofluids, oil and gas and their paragenesis – Materials of All-Russian conference on April 23-25, 2008. – M.: GEOS. 2008 – 622 p.

15. Earth degassing and genesis of petroleum deposits (to the 100 year anniversary since the birth of academician P.N. Kropotkin) – M.: GEOS, 2011 - 504 p.

16. Leonov M.G. Granite protrusions and their corresponding clastites as real and potential containers of hydrocarbons. Report topics at the All-Russia conference on deep genesis of oil. 1st Kudryavtsev’s readings.

17. Non-conventional oil and gas resources. Gas industry. Special issue. 676/20012. – 104 p.

18. General and regional problems of tectonics and geodynamics. Materials of XLI tectonic conference. M.:GEOS, 2008. Volume 1. – 560 p. Volume 2 – 538 p.

19. Polozkov A., Astafiev D., Istomin V., Polozkov K. Detecting gas hydrate rock in well construction. – Oil&Gas Journal. Russia. 2012, # 11. P. 50-56.

20. Andrew Ross, Tibo Nans, Yegorkin A.V. Variations of thin structure at the core-mantle boundary under Siberia. 4th geophycial V.V. Fedynskiy readings, 2002, Moscow, GEON, p. 28.

21.Tectono-physics and vital questions of geosciences: Report topics of All-Russian conference – 2 volumes. V. 1. M.: IFZ. 2012. – 456 p.; V 2. – 488 p.

22. Wide-angle seismic profiling of aquatory bottoms. In 2 parts. Part II. Internal structure of oceanic crust based on multichannel deep seismic sounding. Y.A. Byakov, I.F. Glumov, L.I. Kogan et all. – M.: Science, 2001. –293 p.

23. Shuster V.L. Petroleum bearing capacity of

коромантийной оболочки, обеспечивающей встречный, по отношению к неравномерному дискретному дайвингу, восходящий к поверхности Земли магматизм, с выносом выделившихся глубинных флюидов, в том числе водорода. Верхняя часть этого канала завершается рифтовой системой с надрифтовой депрессией на земной коре любого типа, в том числе океанической, субокеанической, субконтинентальной с интрузивными и эффузивными базальтовыми породами синрифтового магматизма. В дальнейшем в процессе старения осадочного бассейна эта область преобразуется в ороген или консолидируется, а подкоровая (мантийная) часть области столбчатой деструкции сокращается в размерах и восстанавливает петрофизические и сейсмологические характеристики до значений, близких к межбассейновым областям платформ. Так происходит континентогенез с медленным возвратом корового вещества в мантию, поглощением нижнемантийного вещества в слой D// и внешнее ядро с синхронным расходованием вещества из слоя D// и внешнего ядра на подпитку постоянно действующего апвеллинга под океаническими рифтами. Однако, основной объём подпитки обеспечивается за счет быстрого дайвинг-деструктивного процесса в поясах и областях субдукции краевых частей океанических коромантийных секторов на стыке с активными окраинами континентов.

Из этих положений вытекают два важных методологических принципа [2]: принцип генетического единства (в тектонофизическом смысле) всех осадочных бассейнов, включая и нефтегазоносные, даже независимо от их индивидуальных параметров, и принцип индивидуальности, отражающий любые индивидуальные характеристики осадочных бассейнов, такие как возраст, тектоногеодинамическая приуроченность, стратиграфическая полнота осадочного чехла, размеры и геометрия в плане, геотермический режим, гидрогеология и флюидодинамика, онтогенез нафтидов и т.д.

В настоящее время, накопленный геолого-геофизический материал и достигнутый высокий уровень освоения углеводородных ресурсов богатейших нефтегазоносных бассейнов Земли, крупные месторождения УВ могут быть открыты в быстро формирующихся осадочных бассейнах палеоген-неогенового возраста. Такие бассейны расположены в пределах активных и пассивных окраин континентов, в поясах современного орогенеза. Яркими примерами таких открытий на больших глубинах в недоизученных осадочных

42 ROGTEC

РАЗВЕДКА


crystalline basement // Geology of oil and gas, 1997, # 8, p. 17-19.

24. David C. Rubie, Rob D. van der Hilst. Processes and consequences of deep subduction: introduction. Physics of the Earth and Planetary Interiors 127 (2001) 1–7.

25. Chang Li and Robert D. van der Hilst, E. Robert Engdahl, Scott Burdick. A new global model for P wave speed variations in Earth’s mantle. Geochemistry, Geophysics, Geosystems. Volume 9, Number 5, 22 May 2008, Q05018, doi:10.1029/2007GC001806, ISSN: 1525-2027,An Electronic Journal of the Earth Sciences, 1-21

26. Operators report string of Gulf of Mexico discoveries Oil & Gas Journal / Feb. 16.2009 p.35.

27. Superplumes: Beyond Plate Tectonics/ Eds. D.A. Yuen, Sh. Maruyama, Sh-i. Karato, B.F. Windley. The Netherland: Springer. 2007/569 p.

В дальнейшем эта область преобразуется в ороген или консолидируется, а подкоровая (мантийная) часть области столбчатой деструкции сокращается в размерах и восстанавливает петрофизические и сейсмологические характеристики до значений, близких к межбассейновым областям платформ.

Литература1. Астафьев Д.А. Роль рифтогенеза в размещении зон нефтегазонакопления (на примере осадочных бассейнов России)/ Геодинамика, стратиграфия и нефтегазоносность осадочных бассейнов России// М:Тр. ВНИГНИ. СПб., 2001. С.37-58.

2. Астафьев Д.А. Генетическое единство и индивидуальные различия в строении осадочных бассейнов // Геология нефти и газа – 2002, №2.С.47-51.

3. Астафьев Д.А. Группировки коромантийных плит в современной геодинамике Земли. Фундаментальные проблемы геотектоники. Материалы XL Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. М.: ГЕОС, 2007. С.31-35.

4. Астафьев Д.А. Экстремальные состояния геодинамики Земли // Материалы XL Тектонического совещания. Том 1. – М.: ГЕОС, 2007. С. 36-39

5. Астафьев Д.А. Прогноз новых зон нефтегазонакопления и направления поисково-разведочных работ на шельфах Охотского и Берингова морей России. Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние, проблемы и перспективы. Сборник научных трудов. ВНИИГАЗ, Москва 2008. с.231-248.

6. Астафьев Д.А. Роль планетарной магмофлюидодинамической системы Земли в

бассейнах коллизионных поясов, на молодых и древних платформах могут быть месторождения Шах-Дениз в Южнокаспийской впадине; Тибер, Каскида и другие месторождения в бассейне Мексиканского залива; Тьюпи, Кариока Сугар Лоаф на бразильском шельфе в бассейне Сантос; Кашаган, Тенгиз, Карачаганак, Астраханское в Прикаспийской впадине; месторождения Лунское, Чайво, Пильтун- Астохское, Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское на шельфе о-ва Сахалин в Охотоморском бассейне; Русановское, Ленинградское в Карском море, Каменномысское и Северо-Каменномысское в Обской Губе, а также в акваториях Баренцева моря – Штокмановское, Лудловское, Ледовое; в северной части Каспийского моря – Ракушечное, Имени Ю. Корчагина, Хвалынское, Центральное. Подобные открытия ожидаются в морях Восточной Арктики [10], не исключены они и в Российском секторе Чёрного моря.

Выводы В решении фундаментальных проблем бассейногенеза и нефтегазоносности проявляется тенденция всё болеетесной их увязки с проблемой глубинной, глобальной и планетарной геодинамики Земли. Ныне господствующая концепция тектоники литосферных плит может быть преобразована в более совершенную концепцию геодинамики коромантийных плит (секторов). В настоящее время имеются все основания считать, что осадочные и нефтегазоносные бассейны являются не только литосферными или даже литосферно-верхнемантийными образованиями, а коромантийными. Они являются следствием фазовых переходов и формирования термоплюмов на разделе ядро-мантия, дайвинг-рифтогенной деструкции областей коромантийной оболочки над термоплюмами и синхронного действия магмофлюидодинамической системы в мантии, консолидированных породах фундамента и осадочного чехла.

Любой нефтегазоносный бассейн можно рассматривать в виде субрадиального деструктивного канала от раздела ядро-мантия до поверхности. Такой канал представляется в виде области, вероятно, сквозной столбчатой деструкции коромантийного вещества, обеспечивающей встречный по отношению к неравномерному дискретному дайвингу восходящий к поверхности магматизм с выносом выделившихся глубинных флюидов, в том числе водорода, за счет декомпрессии на границах столбчатых тел.

Верхняя часть этого канала завершается рифтовой системой с надрифтовой депрессией в земной коре.

43ROGTECROGTEC

EXPLORATION


тектогенезе, бассейно- и нафтидогенезе. Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь. Материалы Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня рождения П.Н.Кропоткина. Москва. ГЕОС. 2010. С. 39-43.

7. Астафьев Д.А Причины формирования и распада Пангей./Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. Том 1. Материалы XLIII Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. М.: ГЕОС, 2010. С.25-29.

8. Астафьев Д.А., Медведев Н.Ф., Ахияров А.В. и др. Тектоно-динамические и литолого-фациальные предпосылки нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 года. Сборник научных статей. ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва 2010. С. 84-93.

9. Астафьев Д.А. Планетарный геодинамический процесс (основные коромантийные структуры и механизм тектогенеза). Современное состояние наук о Земле. Международная конференция, посвященная памяти Виктора Ефимовича Хаина. [email protected]

10. Астафьев Д.А. Континентальные и окраинно-континентальные рифты, осадочные бассейны и орогены – взаимосвязанные результаты (следствия) глубинной коромантийной геодинамики Земли/ Осадочные бассейны и геологические предпосылки прогноза новых объектов, перспективных на нефть и газ. Материалы XLIV Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. М.: ГЕОС, 2012. С.31-35.

11. Астафьев Д.А. Строение, геодинамические причины и особенности формирования осадочных бассейнов с субокеаническим и аномально тонким фундаментом. Материалы XLV Тектонического совещания. М.: ГЕОС, 2013. С.13-18.

12. Баркин Ю.В. Вековой дрейф центра масс Земли, обусловленный движением плит. Вестник Моск. Гос. университета. Сер. 3. Физика, астрономия.1996, т.37, N 2, с.79-85.

13. Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ – Материалы Международной конференции памяти академика П.Н.Кропоткина, 20-24 мая 2002 г. – М.: ГЕОС. 2002 г. – 472 с.

14. Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ и их парагенезы – Материалы Всероссийской конференции 23-25 апреля 2008 г. – М.: ГЕОС. 2008 – 622 с.

15. Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина) – М.:ГЕОС, 2011 - 504 с.

16. Леонов М.Г. Гранитные протрузии и сопутствующие им кластиты как реальные и потенциальные вместилища углеводородов. Тезисы докладов на Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти. 1-е Кудрявцевские чтения.

17. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. Газовая промышленность. Спецвыпуск. 676/20012. – 104 с.18. Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Материалы XLI Тектонического совещания. М.:ГЕОС, 2008. Том 1. – 560 с. Том 2 – 538 с.

19. Полозков А., Астафьев Д., Истомин В., Полозков К. Выявление газогидратных пород при строительстве скважин. – Oil&Gas Journal. Russia. 2012, № 11. С. 50-56.

20. Росс Эндрю, Тибо Нанс, Егоркин А.В. Вариации тонкой структуры границы ядро-мантия под Сибирью. 4-е геофизические чтения им. В.В.Федынского, 2002 г., Москва, ГЕОН, с. 28.

21. Тектонофизика и актуальные вопросы

наук о Земле: Тезисы докладов Всероссийской конференции – в 2-х томах. Т. 1. М.: ИФЗ.2012. – 456 с.; Т 2. – 488 с.

22. Широкоугольное сейсмическое профилирование дна акваторий». В 2 ч. Ч. II. Внутренняя структура океанской земной коры по данным многоканального глубинного сейсмического профилирования. Ю.А.Бяков, И.Ф.Глумов, Л.И.Коган, и др. – М.: Наука, 2001. –293 с.

23. Шустер В.Л. Нефтегазоносность кристаллического фундамента // Геология нефти и газа, 1997, № 8, с. 17-19.

24. David C. Rubie, Rob D. van der Hilst. Processes and consequences of deep subduction: introduction. Physics of the Earth and Planetary Interiors 127 (2001) 1–7.

25. Chang Li and Robert D. van der Hilst, E. Robert Engdahl, Scott Burdick. A new global model for P wave speed variations in Earth’s mantle. Geochemistry, Geophysics, Geosystems. Volume 9, Number 5, 22 May 2008, Q05018, doi:10.1029/2007GC001806, ISSN: 1525-2027,An Electronic Journal of the Earth Sciences, 1-21

26. Operators report string of Gulf of Mexico discoveries Oil & Gas Journal / Feb. 16.2009 p.35.

27. Superplumes: Beyond Plate Tectonics/ Eds. D.A. Yuen, Sh. Maruyama, Sh-i. Karato, B.F. Windley. The Netherland: Springer. 2007/569 p.

200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

4600

40

06

00

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

eseiTo

bol’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN


Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTHKAR A

BASI N

Y E NES EI- K H ATAN G ATR OUG H

NORT HS IB ER I AN

SILL

TURGAITROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

44

ot a week seems to go by nowadays without an international ‘deal’ for the exploration for

unconventional resources being announced in the ‘trade press’. So, for example, Exxon and Rosneft are about to start exploring the Bazhenov shale in Russia, Ukraine and Shell have just announced a $10bn agreement for the exploitation of shale resources in that country(1), and China has just announced that it has awarded the exploration rights of 19 shale gas blocks, through an auction process which started in September last year, to 16 companies(2). Equally, big numbers abound – consider for example the most recent announcements concerning the Arckaringa Basin in Australia(3).

Equally, the popular media continues to focus on the supposed downsides of ‘fracking’ – alleged aquifer contamination and potential micro-earthquakes, for example. And some politicians then respond to ‘popular’ reservations.

Of course, this interest is all triggered by the energy revolution that is taking place in North America, especially in the USA. And the large amount of froth generated by

егодня и недели не проходит, как в «отраслевой прессе» объявляют об очередной международной

«сделке» по разведке нестандартных запасов. Так, например, Exxon и Роснефть собираются начать разведку сланцев Баженовской свиты в России, Украина и Shell только что сообщили о соглашении на сумму 10 миллиардов долларов о разведке сланцевых запасов в этой стране(1), а Китай только что заявил о присуждении шестнадцати компаниям прав на разведку по 19 блокам сланцевого газа, через аукцион, начавшийся в сентябре прошлого года(2); Такое же изобилие больших чисел везде – взять, к примеру самые недавние заявления о мероприятиях по бассейну Аркаринга в Австралии (3).

Равным образом, популярные СМИ продолжают подчеркивать мнимые недостатки гидроразрыва, ссылаясь, например, на загрязнение водоносных горизонтов и потенциальные мини-землетрясения. И некоторые политики отвечают на эти «популярные» сомнения.

Разумеется, причиной такого обостренного интереса является революция в энергетике, имеющая место

ROGTEC

СЛАНЕЦ


Разведка сланцевых “лакомых кусков” Exploring for Shale

‘Sweet Spots’Дэвид Бэмфорд, [email protected] David Bamford, [email protected]

C N

200400

200

400

60

0

80

0

800600

400

6008001000

1000

1200

10

0012

00

1200

14001600

18002000

22002400260028003000320 0340 036 00

38

004000

14

00

16

00

180020

00

22

00

24

00

26

00

28

00

30

00

3000

3200

14001600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

320 0

10

00

800

600

400

400

12

00

14

00

1400

120010 00

800

10

60

18

00

22

00

2000 24

00

26

00

28

00

3000

32

00

34

00

34

0036

00

3400

3200

3400

34003600

3800

4000

4200

4400

46

00

48

00

50

00

3600

38

00

38

00

36 00

4400

42 00

4000

4000

3800

4200

4400

4600

4800

46004

00

60

0

80

0

100

0

600 400

200

800

10

00

1200

1200

12 00

10

00

800

600

400

200

140 0

1400

14

00

4000

36

00

16

00

1400

1600

1800

2000

18

00

1800

16

00

2000

2200

16

00

1600

16 00

18

00

180 0

20

00

20 00

22

00

2200

02

00

2200

240 0

24

00

240 0 24 00

24

00

260 0

26 00

2400

26 00

2600

26

00

28

00

30

00

3200

34

00

2600

2600

2600

2600

3000

2800

3000

2800

28

00

300

0

32

00

34

00

36 00

38 0040 00

42 00

3800

480 0

440 0

4200

26

00 2800

30

00

28

00

28 00

14

00

2400

3000

26 00

18

0020002200

200 0

Taz

Na dym

Ob

Taz

Pu

r

Ob

Ob

Ob

Ob

Irtys

h

Yen

esei

Yen

esei

Tobo

l’

Ishim

Irt ysh

o75 N

o75 N

o70 N

o70 N

o65 N

o65 N

o60 N

o60 N

o55 N

o55 N

o50 N

o50 N

o70 E

o70 E

o80 E

o80 E

o60 E

o60 E

o90 E

o90 E

o100 E

o100 E

NADYM

UST’-TYM

NOV.VASYUGAN

OMSK

SURGUT

NEFTEYUGANSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK

TOMSK

NOVOSIBIRSK

TOBOL’SK

TYUMEN

KHANTY-MANSIISK

TARKO-SALE

IGARKA

PODKAMMENAYA

NORIL’SK

YAMBURG

IGRIM

NAKHODKA

YENESEISK

LESOSIBIRSK

SALEKHARD

VORKUTA

ISHIM

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSKKURGAN


Blackbourn

0 500

Kilometres

100 200 300 400

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Fault

Граница юрского осаждения

Граница Западно-Сибирской платформы

Depth in Metres

Глубина в метрах

Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001

S OUTHKAR A

BASI N

Y E NES EI- K H ATAN G ATR OUG H

NORT HS IB ER I AN

SILL

TURGAITROUGH

Разрыв

Boundary of Jurassic deposition

Boundary of West Siberian Platform

45ROGTEC

в Северной Америке, особенно в США. И вся эта шумиха, наведенная обсуждениями в СМИ, по моему скромному мнению, затмевает тот факт, что революция на самом деле подкреплена достаточным количеством «старомодных» геолого-геофизических факторов. Существует огромное количество данных, особенно скважинных данных – буровых журналов, проб, керна – доступных почти для каждого плея, а также корреляция литологии с «присыпкой» из нефтяной геохимии и обширных знаний о традиционной исторической добыче.

media coverage is, in my humble opinion, obscuring the fact that the revolution is in fact underpinned by some good ‘old fashioned’ geoscience. This is driven by the huge amount of data, especially well data – logs, cuttings, cores - available in almost every play, then lithology correlation with a sprinkling of petroleum geochemistry, and extensive knowledge of conventional, historical, production.

This poses two interesting and related questions, I believe. Will this approach actually translate into the international arena, especially in plays where there is relatively less

data, and if Yes, do most companies have the geoscientists who would be capable of carrying out.

But first we have to pose a simpler question.

Why Does This Work at All?Most geoscientists will be aware that the key idea behind shale gas and shale oil exploration is that not all the hydrocarbons generated by a source rock are expelled from that source rock and find their way into conventional traps or to the earth’s surface. However, understanding how much hydrocarbon a source rock might generate and then what proportion has migrated away compared with what proportion has stayed in, or very close to, the source rock itself demands significant insights in petroleum geochemistry – a much neglected science in seismic-dominated oil & gas companies.

Kimmeridge Energy has researched this topic extensively, taking a ‘mass balance’ approach. Their conclusions are summarized in the sketch on the left: Using their global dataset of petroleum system mass balance calculations, they estimate that typically

ROGTEC

SHALE


Отношение между традиционной и нетрадиционной разведкой

Малая часть (обычно 0.5-10%) попадает в

ловушки

Традиционная Вероятность

геологического успеха невелика… “игра в

кости”

Около 50% выходит на

поверхность

НетрадиционнаяВероятность

геологического успеха высока, если в бассейне велась

добыча традиционными методами

… но до 50% нефти и газа, сформировавшихся в

материнской породе, остается внутри или рядом с интервалом

материнских пород

Основной риск нетрадиционной разведки не в том, будут ли обнаружены нефть и газ, но в том, можно ли их будет добывать в промышленных масштабах

46 ROGTEC

СЛАНЕЦ


around 50% of hydrocarbons generated remain within the source rock, and that:» A significant amount is often trapped in closely associated lithofacies» Combined, the source rock and adjacent strata typically present the largest continuous accumulation of

hydrocarbons in a given basin» Basins that have seen significant production of oil & gas from conventional fields are often the best places to look for new unconventional plays, as we can be 100% sure that at least one prolific source rock exists» Their estimates for recoverable unconventional resources in the largest global onshore basins show a potentially enormous prize that could equate to or exceed the amount of oil and gas discovered in onshore conventional fields

What is the Opportunity?Again, I am grateful to Kimmeridge Energy for the map.

What follows from this is that it is possible to rank shale plays around the world, and here I have been able to draw on extensive work from Kimmeridge Energy themselves, Alliance Bernstein (who have access to large amounts of data and offer insightful analyses) and also a recent paper by Rystad Energy. All of these companies presented at a recent Finding Petroleum Forum(4).

Well over 250 shale formations, worldwide outside North America, have been evaluated and reported on, with some

countries having more than 10 candidates, others only one.To highlight just two regions:

In the FSU, Russia, Kazakhstan, Turkmenistan and Ukraine

Отсюда, я считаю, вытекают два интересных и взаимосвязанных вопроса. Перейдет ли этот подход на международный уровень, особенно для плеев, по которым имеется сравнительно немного данных и если да, то найдутся ли в большинстве компаний геологи и геофизики, способные решить возникающие задачи.

Но сначала стоит задать более простой вопрос.

Почему оно вообще работает?Большинство специалистов в области геологии и

Определение глобальных возможностей

Наши исследования показывают, что предварительно оцененные запасы в недрах континентальных бассейнов могут превышать 20 триллионов бнэ

Перспективные бассейны сланцевых плеев Разрабатываемые бассейны сланцевой нефти и газа

48 ROGTEC

СЛАНЕЦ


offer large (Bboe) potential, figuring in the ‘top 20’ countries outside North America, with key basins being West Siberia (Bazhenov shale; Jurassic & Cretaceous shales; Lower Toarcian shales); Volga-Urals (Domanik shale); Timon-Pechora (Domanik shale); Amu-Drayu (Jurassic shales).

Incidentally, Russia, Ukraine and Kazakhstan also figure in the ‘top 12’ countries by size of Coal Bed Methane reserves.

In the Asia-Pacific region, China, Indonesia, India and Australia offer large (Bboe) potential, figuring in the ‘top 20’ countries outside North America, with key basins being Tarim (Cambrian, Ordovician, Carboniferous, Jurassic shales); Junggar (Permian lacustrine shales); Sichaun (Cambrian, Silurian, Permo-Triassic, Jurassic shales); Ordos (Paleozoic –> Mesozoic shales); Songliao (Cretaceous lacustrine shales); Cooper (Permian shales); Canning (Ordovician); KG (Permian shales); Cambay (Upper Cretaceous –> Tertiary shales).

These same four countries also figure in the ‘top 12’ countries by size of Coal Bed Methane reserves.

So far so good – but how do we explore these plays?

Finding the “Sweet Spot”Kimmeridge Energy’s analyses(4) show that the economics of a US shale play can vary considerably depending whether you are in the ‘core’ or ‘non-core’ of that play. Post-drill of course definition of what is ‘core’ or ‘non-core’ is relatively straightforward, especially when there is a huge data base with which to work – of well logs, cuttings, core, flow rates etc; the whole lends itself to statistical analysis. In a data-rich basin, this analysis may even be possible pre-drill; as Kimmeridge Energy put it “defining the core relies on mapping optimal convergence of various technical attributes”, for example mineralogy, depth, thickness, porosity, permeability, fracturing, TOC/R0, S1 for the ‘target’ shale.

I find that I question how many North American players will be able to successfully translate their US and Canada experiences to the international scene? Costs are likely to be higher almost anywhere on the planet outside North America and so defining the ‘core’ – the ‘sweet spot’ - of a shale play pre-drill will be absolutely critical; to do this, companies promising to succeed internationally will need access to key skills, perhaps especially in petroleum geochemistry, that have been neglected in the pursuit of offshore, especially deepwater, provinces.

Also, the amount of data, and perhaps especially its quality, will be significantly less than that typically found in the USA.

And if we believe in historical analogues, we can point to the relative failure 20-25 years ago of many companies,

геофизики в курсе, что ключевая идея в разведке шельфового газа и нефти заключается в том, что не все углеводороды, сформировавшиеся в материнской породе, выталкиваются из этой породы и находят свой путь в обычные ловушки или на земную поверхность. Однако, для понимания того, сколько углеводородов сформировалось в материнской породе, а затем какая часть их мигрировала по сравнению с тем, сколько осталось в самой материнской породе или же очень близко к ней, требуются значительные знания в области нефтяной геохимии – науки, в значительной степени пренебрегаемой в нефтегазовой отрасли, где доминируют сейсмические методы.

Компания Kimmeridge Energy провела подробное исследование этой темы, используя подход, основанный на массовом балансе. Их выводы приведены в схеме ниже:

Используя глобальный набор данных подсчетов массового баланса нефтеносных систем, компания оценила, что обычно около 50% сформировавшихся углеводородов остаются в материнских породах, а также:» Значительный объем зачастую оседает в тесно связанных литофациях» В совокупности, материнская и прилежащие породы, обычно составляют крупнейшее скопление углеводородов в отдельно взятом бассейне» Бассейны, где нефть и газ уже добывались из месторождений традиционного типа зачастую являются лучшими местами для разведки нетрадиционных плеев, поскольку есть 100% уверенность в существовании, по крайней мере, одной плодородной материнской породы » Компания оценила, что извлекаемые запасы нетрадиционных месторождений крупнейших бассейнов на суше потенциально огромны и могут сравниться или превышать запасы нефти и газа, обнаруженные на традиционных месторождениях на суше

В чем же возможность?Вновь приношу благодарность Kimmeridge Energy за приведенную ниже карту.

Из этого следует, что мировые сланцевые плеи можно классифицировать, и здесь мне очень пригодились исследования самой Kimmeridge Energy, компании Alliance Bernstein (имеющей доступ к большому объему данных и предлагающей глубокий анализ), а также недавний отчет Rystad Energy. Все эти компании присутствовали на недавнем Форуме Finding Petroleum(4).

Итак, во всем мире, не включая Северную Америку, существует свыше 250 сланцевых образований, оцененных и заявленных, причем в

49ROGTECROGTEC

EXPLORATION


ITE ADVERT

The Mobius Group is proud to announce the 1st Russian Drilling Contractor Roundtable (RDCR), to be held in Moscow on the 11th April 2013 at the Swissotel Krasnye Holmy.

MBringing the Industry Together

The RDCR will bring together professionals from the leading

Russian drilling contractors with Russian and international

suppliers of rig and drillwing equipment, under one

roof, to exchange information and best practices on the

development and upgrading of Russia’s drilling fleet.

Roundtable presentations, coupled with interactive

feedback, will allow technology providers across multiple

areas to meet and interact with regional drilling contractors,

enabling increased business relationships, understanding of

best practices and increased operational and field performance.

For Further information contact:

Doug Robson, Group Sales Director

[email protected]

+34 952 904 230

A unique event addressing the key challenges facing Russian drilling contractors in 2013 and beyond.

11th April 2013 Swissotel Krasnye Holmy, Moscow

www.rdcr.net

Gold Sponsors

50 ROGTEC

СЛАНЕЦ


with skills honed in the even then extremely, and relatively, data-rich USA and Canada, to succeed in international settings.

So whilst there has been a logical focus on exploitation issues in thinking about exporting the US ‘shale gale’ to the Rest of the World – whether the necessary drilling & completions equipment exist in the required numbers elsewhere, whether public and political opinion will support exploitation, whether the necessary supporting workforce and infrastructure exists – my focus is on whether we actually know how to explore for these so-called ‘resource plays’ in an international setting?

Can geophysics help, specifically seismic technology? The immediate answer seems to be Yes; there have been several studies of the geophysical properties of shales with several recent examples prompted by the ‘shale gale’(5). It’s somewhat different from say mapping channel geometries in deep water clastic systems, and then predicting fluid fill and porosities from acoustic impedance or AVO, but it can be done.

Historical data also show that well productivity is a function of the induced fracture extent and how well the formation can maintain those fractures. ‘Frackability’, the propensity of the formation to fracture and maintain the fracture, is directly correlated with brittleness and thus an important additional requirement of predicting shale ‘sweet spots’ is to forecast brittleness, identifying the reservoirs tendency to fail under stress and then to maintain a fracture.

This takes us into a novel area. The generation of oil or gas in a source rock generates micro-fractures and these fractures will then evolve under the action of natural differential stress in the earth, typically acquiring a preferred orientation over geological time. These micro-fractures then control first of all the likely movement of hydrocarbons within and through the source rock and also the innate brittleness of the rock. These aspects of geomechanics must then be linked to our ability to interpret seismic data; the simple summary is that three component (3C) seismic data brings an ability to use shear waves (and sometimes P wave velocity) to map fractures, an ability which cannot be achieved with conventional seismic data(6).

So, in principle seismic could be used to find ‘sweet spots’…………if it were not for the prices charged by cable-using seismic contractors!

Thus, at least in my humble opinion, two key questions are – can we use non-seismic techniques to focus our efforts in a play into a relatively small area, and then use cable-less seismic technology to acquire (3C) 3D at a “not losing your shirt” cost?

некоторых странах таких образований-кандидатов свыше 10, а в других – только одно.

Выделим лишь два региона: В бывшем СССР, России, Казахстане, Туркменистане и Украине отмечается очень высокий потенциал (миллиарды бнэ); все эти страны фигурируют в «двадцатке крупнейших» стран по запасам за пределами Северной Америки. Ключевые бассейны региона – Западно-Сибирский (баженовские сланцы, юрские и меловые сланцы, сланцы нижнего тоара); Волго-Уральский (доманикские сланцы); Тимоно-Печорский (доманикские сланцы); Амударьинский (юрские сланцы).

Примечательно, что Россия, Украина и Казахстан также фигурируют в списке «крупнейших 12» стран по объемам запасов угольного метана.

В азиатско-тихоокеанском регионе, Китай, Индонезия, Индия и Австралия отличаются высоким потенциалом (миллиарды бнэ) и фигурируют в «двадцатке крупнейших» за пределами Северной Америки. Ключевые бассейны этого региона – Таримский (сланцы кембрия, ордовика, каменноугольного и юрского периода); Джунгарский (озерные сланцы пермского периода); Сычуаньский (сланцы кембрия, силура, перми-триасса, юры); Ордоский (сланцы палеозоя –> мезозоя); бассейн Сонглиао (озерные сланцы мела); бассейн Купер (пермские сланцы); бассейн Каннинг (ордовик); бассейн KG (пермские сланцы); Камбайский (сланцы верхнего мела –> третичного периода).

Эти же четыре страны также фигурируют в списке «крупнейших 12» стран по объемам запасов угольного метана.

Что ж, до сих пор неплохо – но как разведывать эти плеи?

В поисках «лакомого куска»Анализы Kimmeridge Energy(4) показывают, что экономические показатели сланцевых плеев в США могут сильно варьироваться в зависимости от того, находитесь ли вы «в сердцевине» или «не в сердцевине» этого плея. Определение «сердцевины» или «не сердцевины» после бурения довольно понятно, особенно в тех случаях, когда для бассейна существует огромная база данных – буровые журналы, пробы, керн, дебит и т.д.; все это подвергается статистическому анализу. Для богатого данными бассейна такой анализ может проводиться даже до буровых работ; как сформулировала это Kimmeridge Energy “определение сердцевины зависит от картирования оптимальной сходимости различных технических показателей”, например, минералогии, глубины, мощности, пористости, проницаемости, трещинноватости, TOC/R0, S1 «целевых» сланцев.Я задаюсь вопросом, сколькие из североамериканских игроков нефтегазового рынка смогут успешно перевести

51ROGTECROGTEC

SHALE


свой опыт работы в США и Канаде на международную арену? Стоимость работ, вероятнее всего, будет выше почти везде на планете за пределами Северной Америки, поэтому определение «сердцевины» – «лакомого куска» сланцевого плея еще до проведения бурения будет абсолютно необходимо; и, чтобы достичь этого, компаниям, нацеленным на международный успех, потребуется доступ к ключевым навыкам, вероятно, особенно в области геохимии нефти и газа, игнорируемой в погоне за морскими, особенно глубоководными, нефтяными месторождениями.

Кроме того, объемы данных, а возможно, и их качество, будет значительно ниже, чем обычно в США.

И, если верить в исторические аналогии, стоит указать на сравнительную неудачу многих компаний 20-25 лет назад преуспеть на международной арене, не смотря на отточенные навыки работы в уже тогда сравнительно и даже весьма богатых данными США и Канаде.

Поэтому в то время, пока в попытках экспорта «сланцевого бума» из США в другие страны мира, в центре внимания вполне логично были вопросы эксплуатации – наличие в этих странах достаточных объемов оборудования для бурения и заканчивания скважин, поддержит ли общество и политики такую эксплуатацию, существуют ли необходимые трудовые ресурсы и инфраструктура – мой вопрос заключается в том, знаем ли мы в действительности как вести разведку этих так называемых «богатых ресурсами плеев» на международной арене?

Поможет ли здесь геофизика, в частности, технологии сейсморазведки? Похоже, что моментальный ответ будет «да»; недавно было проведено несколько исследований геофизических свойств сланцев, что было вызвано «сланцевым бумом»(5). Эта задача несколько отличается от, скажем, картирования геометрии русел в кластических глубоководных системах с последующим прогнозом наполненности флюидами и пористости на основе акустического сопротивления или AVO, но все же, она выполнима.

Исторические данные также демонстрируют, что продуктивность скважины зависит от степени вызванной трещинноватости и насколько хорошо пласт может сохранять эту трещинноватость. «Разрываемость», предрасположенность пласта к образованию и сохранению трещинноватости, напрямую связана с хрупкостью и поэтому важным требованием для прогнозирования сланцевых «лакомых кусков» является прогнозирование хрупкости, определяющей склонность пласта к разрушению под давлением и последующим сохранением трещинноватости.

Здесь мы вступаем в новую область. Образование

нефти или газа в материнской породе создает микротрещины, которые затем эволюционируют под действием естественного дифференциального давления в земле, с течением геологического времени приобретая предпочитаемую пространственную ориентацию. Такие микротрещины затем контролируют, в первую очередь, вероятное передвижение углеводородов в материнских породах и сквозь эти породы, а также естественную хрупкость пород. Эти аспекты геомеханики необходимо сочетать с нашими возможностями интерпретации сейсморазведочных данных; проще резюмируя – трехкомпонентные (3К) сейсморазведочные данные дают возможность использования поперечных сейсмоволн (и иногда скорости продольной волны) для картирования трещин, т.е. того, чего невозможно достичь при использовании традиционных сейсморазведочных данных(6).

Поэтому, в принципе сейсморазведку можно использовать для поиска «лакомых кусков»…………. если бы не заоблачные цены, выставляемые вооруженными кабелем сейсморазведочными подрядными компаниями!

Таким образом, по крайней мере, как мне кажется, ключевых вопросов два: можем ли мы использовать несейсмические методы для сосредоточения наших усилий в сравнительно небольшой зоне плея, а затем уже использовать некабельные сейсморазведочные методы для получения (3К) трехмерных данных, которые не стоили бы нам «последней рубашки»?

Ссылки1. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/123778/Ukraine_Shell_to_Sign_10_Billion_Shale_Gas_Deal2. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/123607/China_Awards_Shale_Exploration_Rights_of_19_Blocks_to_16_Companies3. http://www.oilvoice.com/n/Linc_Energy_confirms_shale_oil_potential_in_the_Arckaringa_Basin/a1e5f880978b.aspx4. http://www.findingpetroleum.com/event/Developments_with_unconventionals/260f5.aspx5. http://tle.geoscienceworld.org/content/30/3/332.abstract6. http://www.geoexpro.com/article/Reservoir_Dynamics_and_the_New_Geophysics/61d1026e.aspx

References1. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/123778/Ukraine_Shell_to_Sign_10_Billion_Shale_Gas_Deal2. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/123607/China_Awards_Shale_Exploration_Rights_of_19_Blocks_to_16_Companies3. http://www.oilvoice.com/n/Linc_Energy_confirms_shale_oil_potential_in_the_Arckaringa_Basin/a1e5f880978b.aspx4. http://www.findingpetroleum.com/event/Developments_with_unconventionals/260f5.aspx5. http://tle.geoscienceworld.org/content/30/3/332.abstract6. http://www.geoexpro.com/article/Reservoir_Dynamics_and_the_New_Geophysics/61d1026e.aspx

52 ROGTEC

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

www.rogtecmagazine.com52

Unconventional resources are hydrocarbon resources that cannot be extracted using conventional means, that is, drilling conventional wells and stimulating the target formation using conventional techniques. That has to do with permeability of the reservoir rock which has a direct influence on production well flow rates. In conventional fields, oil companies normally deal with producing formation permeabilities in excess of 1 mD. At a permeability of 1 mD, well flow rates can range from 5 to 50 cu. m per day depending on the formation thickness and selection of lift type. Permeability of unconventional reservoirs can be 100-1000 times lower, and consequently, the initial flow rate of a “standard” well will be lower by the same order of magnitude.

Нетрадиционные ресурсы – это ресурсы углеводородов, извлечение которых невозможно традиционными методами, то есть за счет бурения обычных скважин с применением стандартных методов интенсификации добычи. Связано это с проницаемостью вмещающих пород, которая прямо пропорциональна дебиту добывающей скважины. На стандартных месторождениях нефтяные компании, как правило, работают с проницаемостью не менее 1 мД. При проницаемости 1 мД дебит жидкости скважины, в зависимости от мощности пласта и способа эксплуатации, составляет от 5 до 50 м3 в сутки. Проницаемость нетрадиционных коллекторов может быть в 100-1000 раз меньше – соответственно,

ROGTEC



Нетрадиционные источники углеводородов: сланцевый пузырь или сланцевая революция?Unconventional Sources of Hydrocarbons: Shale Bubble or Shale Revolution?

В последние несколько лет во всем мире постоянно растет внимание к проблеме освоения нетрадиционных ресурсов углеводородов. Высказываются диаметральные точки зрения: от эйфории по поводу «сланцевой революции» до крайне скептических мнений различных экспертов, характеризующих данное явление как «сланцевый пузырь». Чтобы для отдельно взятой компании возможная революция не стала пузырем, необходимо подготовиться и вооружиться – прежде всего, технологиями.

For the last several years, the topic of unconventional hydrocarbon resources development has become increasingly popular across the globe. It is also a controversial topic, with opinions ranging from euphoric announcements of a “shale revolution” to highly sceptical expert reviews characterizing that phenomenon as a “shale bubble”. If a company wants to avoid falling victim to a potential breakthrough turning into a bubble, it needs to be prepared and arm itself, above all, with technology.

Степан Асауловстарший менеджер, Департамент новых проектов, Управление ГРР, БН «Разведка и Добыча»

Stepan Asaulov Senior Manager, New Ventures Department, Exploration Division, Upstream

53ROGTEC

во столько же раз меньше будет и начальный дебит «стандартной» скважины.

Теория происхожденияЕсли придерживаться органической теории происхождения углеводородов, нефть и газ образуются из органических остатков, которые сохранились в осадочных породах и достигли определенной температуры и давления (зрелости) в процессе геологического развития. Наибольший объем органических веществ содержится в глинистых породах (сланцах), которые отлагались в условиях глубокого моря, где из-за низкого содержания кислорода обеспечивается сохранность органики. Такие породы еще называют нефтематеринскими. Достигнув определенного уровня зрелости, органическое вещество начинает преобразовываться в углеводороды, вначале преимущественно в нефть, потом в газоконденсаты и затем в газ. При этом образовавшиеся углеводороды имеют больший объем, чем исходное органическое вещество. Это приводит к избыточному давлению, за счет которого углеводороды создают в глинах микротрещины и просачиваются за пределы нефтематеринской породы.

Если сланцы залегают по соседству с хорошо проницаемыми породами (коллекторами), то углеводороды начинают заполнять их и двигаться к земной поверхности, образовывая при наличии ловушек и покрышек традиционные месторождения углеводородов. Если же проницаемость коллекторов очень низкая, то заполняющие их углеводороды не могут мигрировать на большие расстояния. В результате в плотных коллекторах, даже в отсутствие ловушек, образуются нетрадиционные залежи углеводородов. Такие залежи по западной терминологии называются Tight Oil и Tight Gas.

При этом значительная часть сгенерированных углеводородов остается в микропорах и микротрещинах нефтематеринских пород, которые обладают достаточно большой общей пористостью (10-30%). В ситуации, когда нефтематеринские породы не контактируют с коллекторами и ограничены непроницаемыми породами, сгенерированные углеводороды формируют зоны аномально высокого пластового давления, которое образует дополнительную трещинную емкость, поэтому объем углеводородов в нефтематеринской породе может превышать величину начальной общей

Theory of OriginAccording to the organic theory of the origin of hydrocarbons, oil and gas are generated from organic matter preserved in sedimentary rocks and subjected to a certain temperature and pressure (maturity) in the process of geologic development. Most of the organic matter is contained in shaly rocks (shales) which were deposited in deep marine environments where low oxygen levels ensured preservation of the organic matter. Those rocks are also called source rocks. Having reached a certain maturity level, the organic matter starts transforming into hydrocarbons, initially into oil, and later, into gas condensate, and eventually, into gas. The volume of newly generated hydrocarbons is larger than the volume of the source organic matter. That creates excessive pressure which causes the shale to develop micro-fissures and allows the hydrocarbons to seep beyond the source rock.

If the shales are deposited next to good permeability rocks (reservoirs), the hydrocarbons start filling them up moving toward the earth surface, and if they encounter

traps with caprock on the way, they form conventional hydrocarbon fields. However, if the adjacent reservoir rock has very low permeability, the hydrocarbons that fill it up cannot migrate over a

long distance. As a result, even with no traps in place, hydrocarbon deposits are accumulated in tight reservoirs. In western terminology, those deposits are called tight oil and tight gas deposits. In that process, a considerable portion of the generated hydrocarbons remains in the micro pores and micro fractures of the source rocks which have quite good total porosity (10-30 percent). In cases where the source rock has no contact with the reservoir rock and is constrained by impermeable rocks, the generated hydrocarbons form zones of abnormally high formation pressure which creates additional fracture space volume, and therefore, the volume of hydrocarbons in a source rock can exceed the initial total pore volume. In western terms, such accumulations formed in source rock are called shale oil and shale gas deposits (Fig. 1).

In order to get an idea about the volume of unconventional hydrocarbon resources potentially contained in tight reservoirs and organic matter-rich shaly rocks, the volume of generated hydrocarbons may be compared with the volume of conventional resources in well-studied petroleum basins. Normally, only 1-3 percent of the total volume of generated hydrocarbons finds its way into conventional fields. The rest migrates to the surface, gets dispersed along the migration channels or is concentrated in

ROGTEC

PROMISING TECHNOLOGIES


Значительная часть сгенерированных углеводородов остается в микропорах и микротрещинах нефтематеринских породA considerable portion of the generated hydrocarbons remains in the micro pores and micro fractures of the source rocks

54 ROGTEC



source rocks and tight reservoirs. The share of generated hydrocarbons that is withheld in tight reservoirs depends on specific geologic conditions of each individual basin and can vary over a wide range, but it tends to remain small and usually does not exceed a singledigit figure. As for the source rocks, which are mainly made up of high porosity clays (10-30 percent), their pore space is full of hydrocarbons, i.e. they contain 10-30 percent of the total volume of hydrocarbons generated, which is almost an order of magnitude more than the aggregate volume of hydrocarbons in all conventional fields added together. Thus, there may be significant volumes of unconventional hydrocarbon resources in the subsurface, potentially larger than conventional resources by an order of magnitude.

ProducibilityWhile most experts have no doubt that there are large volumes of unconventional resources in the subsurface, their producibility is what gives rise to misgivings. It is true that the idea of producing from clays, which have large total porosity but almost zero effective porosity and permeability, runs somewhat counter to the seepage theory. The presence of abnormally high formation pressures, and the fracture porosity they cause, can produce some minor inflows into a vertical well but they will soon decline as the formation pressure drops and the fractures start to close.

Over many years, there have been numerous attempts in the United States to come up with a solution to the task of producing unconventional resources from shaly source rocks. Targeted efforts during the 1990s and 2000s gave rise to a cost-effective technology. The idea behind it is to create an artificial reservoir which would allow for draining a large zone in shaly rock by means of drilling a well with a 1-3 km long horizontal section and performing multi-stage (10-30) hydraulic fracturing jobs in the wellbore. In order for the fractures to propagate perpendicularly to the well’s

пористости. Такие скопления в нефтематеринских породах называют залежами сланцевой нефти и сланцевого газа, или по западной терминологии Shale Oil и Shale Gas (Рис. 1).

Для оценки потенциального объема нетрадиционных углеводородов, который может содержаться в плотных коллекторах и богатых органикой глинистых породах, можно сравнить объем сгенерированных углеводородов и величину традиционных запасов в хорошо изученных нефтегазоносных бассейнах. Как правило, лишь 1-3% от всего сгенерированного объема углеводородов попадает в традиционные месторождения. Остальной объем мигрирует на поверхность, рассеивается на путях миграции и концентрируется в нефтематеринских породах и плотных коллекторах. Доля сгенерированного объема углеводородов, которая остается в плотных коллекторах, зависит от конкретных геологических условий рассматриваемого бассейна и может варьироваться в широких пределах, но также остается незначительной и составляет первые проценты. Что касается нефтематеринских пород, которые, в основном, представлены глинами с высокой пористостью (10-30%), то их поры полностью заполнены углеводородами, то есть содержат 10-30% от сгенерированного объема, или почти на порядок больше, чем во всех традиционных месторождениях вместе взятых.

Таким образом, теоретически в недрах могут находиться значительные ресурсы нетрадиционных углеводородов, на порядок превышающие традиционные ресурсы.

Возможность добычиЭксперты, как правило, не оспаривают наличие значительных объемов нетрадиционных ресурсов

Традиционные месторождения УВConventional Oil and Gas

Залежи УВ в плотных Коллекторах

Tight Oil and Gas

Залежи УВ в нефтематеринских породах

Shale Oil and Gas

Рис. 1 Схема формирования залежей углеводородовFig. 1 Hydrocarbon deposit formation schematic

SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

55ROGTECROGTEC



56 ROGTEC



horizontal section axis, its direction shall be designed to be perpendicular to the axis of maximum stress in the rock to be drilled. The hydraulic fracturing technology in this case will be different from the conventional approach because the objective here is to not only create the main fracture of a certain length and height but also to destroy the integrity of the shaly rock as much as possible and create an additional network of small fractures. That objective is achieved by pumping large volumes of frac fluid which can be as large as 500-1000 cu. m per frac stage, i.e. by an order of magnitude more than during a conventional frac. As a result of the main frac and the pumping the large volumes of fluid, a network of inter-connected channels is created which is made of main fractures filled with proppant and accompanied by small fractures fishboning from the main ones. That network helps drain a considerable zone of the formation, thereby generating acceptable initial flow rates and cumulative production per well levels (Fig. 2).

That technology has laid the groundwork for a dramatic rise in the scope of drilling unconventional hydrocarbon deposits and has resulted in an upturn in the production of shale oil

and shale gas in the USA. For instance, shale gas production grew from 25 bcm in 2005 to 140 bcm in 2010 and is expected to reach 200 bcm in 2012. Volumes of shale oil production are also impressive: with only 5 mln t produced in

2005, its 2012 production is anticipated to be 50 mln t. Thus, for the last seven years, production of hydrocarbons from unconventional sources in the US has grown approximately by a factor of ten, and that does deserve to be called a revolution.

Success in ProductionThe success in production of unconventional resources has become a springboard for dramatically ramping up estimates of recoverable reserves. As compared with the 2005 levels, shale gas recoverable reserves estimates for well-studied basins in the USA have been increased by a factor of eight to reach 13.5 tcm, while similar estimates of oil reserves have grown by a factor of ten to reach 4.5 bln t. It should be noted that these estimates are quite conservative because they are underpinned by cumulative production from pilot areas and do not account for the possibility of infill drilling and further development of unconventional hydrocarbon extraction technology. But even with that conservative approach to resource estimation and the resultant production level predictions, the USA is expected by 2020 to have the potential to utilize its unconventional hydrocarbon resources to start exporting its natural gas and considerably reduce its crude oil imports from 450 to 350 mln t a year.

в недрах, наибольшие споры и скептику вызывает возможность их добычи. Действительно, добыча из глин, обладающих хоть и большой общей, но почти нулевой эффективной пористостью и проницаемостью, несколько противоречит теории фильтрации. Наличие аномально высокого пластового давления и связанной с ним трещиноватости может позволить получить незначительный приток в вертикальной скважине, но он быстро затухнет за счет смыкания трещин из-за снижения пластового давления.

В США в течение многих лет пытались подобрать ключ к решению проблемы добычи нетрадиционных углеводородов из глинистых нефтематеринских пород. В результате целенаправленной работы в 1990-2000-ные годы была разработана технология, которая позволяла обеспечить окупаемость затрат. Суть ее заключается в создании искусственного коллектора, позволяющего дренировать значительный объем глинистых пород, путем бурения скважины с горизонтальным участком до 1-3 км и проведения в ней многостадийных гидроразрывов пласта (10-30 стадий). Чтобы трещины располагались перпендикулярно оси горизонтального участка скважины, ее направление выбирается перпендикулярно оси максимального напряжения в разбуриваемом массиве горных пород. Технология гидроразрыва отличается от стандартной, поскольку стоит задача не только создать основную трещину определенной длины и высоты, но и максимально нарушить целостность глинистых пород путем создания сети дополнительных мелких трещин. Это достигается за счет очень большого объема закачки жидкости гидроразрыва, объем которой может составлять 500-1000 м3 на стадию – на порядок больше, чем при стандартном ГРП. В результате создается сеть связанных каналов из основных трещин гидроразрыва, заполненных проппантом, и мелких оперяющих трещин, образованных в процессе закачки большого объема жидкости. Эта сеть позволяет дренировать значительный объем пласта, обеспечивая приемлемые начальные дебиты и накопленную добычу на скважину (Рис. 2).

Полученная технология привела к резкому росту объемов буровых работ на нетрадиционные залежи углеводородов и, соответственно, увеличению добычи сланцевого газа и сланцевой нефти в США. Так, добыча сланцевого газа выросла с 25 млрд м3 в 2005

Лишь 1-3% от всего сгенерированного объема углеводородов попадает в традиционные месторожденияOnly 1-3 percent of the total volume of generated hydrocarbons finds its way into conventional fields

57ROGTECROGTEC



58 ROGTEC



Development Potential in Other CountriesThe advancement in unconventional development of resources in the USA should not promote the misperception that other countries do not have that potential. They have not demonstrated comparable achievements so far due to the limited scope of targeted studies in the area of hydrocarbon accumulations in tight reservoirs and source rocks. All petroleum basins of the world can potentially contain unconventional hydrocarbon deposits, whereas their producibility is contingent upon the geology of each individual basin.

The priority candidates for studies in that area are the formations in which, multiple shows of hydrocarbon presence were observed in low permeability (tight) reservoirs and source rocks during studies of conventional petroleum accumulations, or even other minerals. An example of hydrocarbon accumulations in tight reservoirs can be Middle Carboniferous deposits in the western part of the Donetsk coal basin in Ukraine. During coal fields exploration in that area, hundreds of illustrations of gas saturation in low porosity sandstones were observed, including high gas content discovered during drilling and even gas inflows into some of the coal exploration wells. The presence of such accumulations is associated with the history of geological development of the Donetsk coal basin: it underwent a considerable uplift, and therefore, the sandstones which were packed at large depth and filled with gas from transformation of organic matter are now located at depths accessible to shallow coal exploration wells. To date, the production potential data maturity for that formation have been poorly studied, and in order to improve the outlook, exploration activities and recovery

году до 140 млрд м3 в 2010 году; в 2012 году она ожидается на уровне 200 млрд м3. Данные добычи сланцевой нефти также впечатляют: если в 2005 году она составляла 5 млн т в год, то в 2012 году уже ожидается на уровне 50 млн т. Таким образом, за последние семь лет уровень добычи углеводородов из нетрадиционных источников в США увеличился приблизительно в десять раз – и это действительно можно назвать революцией.

Успехи в добыче нетрадиционных углеводородов привели к значительному увеличению оценок их извлекаемых ресурсов. По сравнению с 2005 годом, извлекаемые ресурсы сланцевого газа в изученных бассейнах США выросли в восемь раз до 13,5 трлн м3, нефти – в десять раз, до 4,5 млрд т. Следует отметить, что оценки извлекаемых ресурсов выполнены достаточно консервативно, поскольку они сделаны через накопленную добычу по эталонным участкам, без учета возможности уплотнения сетки скважин и дальнейшего развития технологий по извлечению нетрадиционных углеводородов. Но даже такой консервативный подход к оценке ресурсов и, соответственно, прогнозных уровней добычи показывает, что потенциал нетрадиционных углеводородов позволит США до 2020 года стать экспортером природного газа, а также заметно сократить импорт нефти – с 450 до 350 млн т в год.

Потенциал развития в других странахУспехи в освоении нетрадиционных ресурсов только на территории США не должны вводить в заблуждение, что в других странах мира этот

Рис. 2 Геометрия трещин при многостадийном ГРП в традиционных коллекторах и в нефтематеринских породахFig. 2 Fracture geometry during multi-stage fracing in conventional reservoirs vs. source rocks

SOURCE: TNK-BP / ИСТОЧНИК: ТНК-ВР

59ROGTECROGTEC



60 ROGTEC



technology selection studies will need to be undertaken. At the same time, that territory displays considerable potential, with the surface area of the prospect exceeding several thousand square kilometers.

One interesting illustration of hydrocarbon accumulations in source rock is the largely shaly Bazhenov sedimentation in West Siberia, where numerous cases of oil and gas shows were observed during drilling operations. The Bazhenov suite contains a lot of organic matter and the degree of its maturity is favorable for hydrocarbon generation. In the TNK-BP license areas, the most visible oil shows from the Bazhenov suite came to light during exploration of the Kamennaya ресурсов. area of the Krasnoleninskoye field developed by TNK-Nyagan. The Bazhenov sediments here are squeezed between an impermeable basement and a thick overlying impermeable clay bed, which made migration of hydrocarbons beyond the source rock difficult. It was probably the abnormally high formation pressure, developed as a result of the complicated migration and the formation of secondary fractures that made it possible to obtain oil inflows from conventional vertical wells even without hydraulic fracturing during testing of the Bazhenov suite. There are at least two wells – #550Р and #4001Р which produced oil from the Bazhenov suite for over a year, and the cumulative oil production from those wells totaled 8,000 t to and 3,000 t, respectively (Fig. 3). Given that the area of the Bazhenov suite surface area in West Siberia amounts to a few hundred thousand square kilometers, the presence of gargantuan shale oil and gas potential may reasonably assumed.

Thus, the effective technology developed in the USA for the recovery of unconventional hydrocarbon resources has led to a significant increase in the number of potential exploration targets in the majority of the world’s petroleum basins. But only the companies that possess the technology for rolling out unconventional resources will be able to reap all the rewards available by launching new-tech projects.

Expansion of International Business via New TechnologyIn recent years, there has been a global trend in the reduction of the number of conventional hydrocarbon exploration targets alongside fierce competition for prospects with low geological risks. The unconventional targets, on the other hand, have a significant resource potential but extremely high technical risks associated with their development, and therefore, the competition for unconventional resources in the near future will be lower for objective reasons, while the companies possessing proven proprietary technologies for the development of those resources will have a significant competitive advantage.

Needless to say, in order to stay competitive in the international unconventional resource market, companies need state-of-the-art technologies. Those technologies,

потенциал отсутствует. Дело в том, что до сих работы по целенаправленному изучению залежей углеводородов в плотных коллекторах и нефтематеринских породах в других странах проводились в очень ограниченных объемах. Наличие нетрадиционных залежей углеводородов потенциально возможно во всех нефтегазоносных бассейнах мира, однако возможность их извлечения зависит от геологического строения каждого конкретного бассейна.

Первоочередными кандидатами для изучения являются объекты, где в процессе изучения традиционных нефтегазовых залежей или даже других полезных ископаемых были получены многочисленные проявления нефтегазоносности в низкопроницаемых (плотных) коллекторах и нефтематеринских породах. Примером залежей углеводородов в плотных коллекторах могут служить отложения среднего карбона в западной части Донецкого угольного бассейна на Украине. В процессе разведки угольных месторождений здесь были получены сотни примеров газового насыщения низкопористых песчаников, повышенные газопоказания при бурении и даже притоки газа в отдельных углеразведочных скважинах. Наличие таких залежей связано с историей геологического развития Донецкого угольного бассейна – он испытал значительное поднятие, поэтому песчаники, уплотненные на больших глубинах и заполненные газом за счет преобразования органического вещества, в настоящее время расположены на доступной для небольших углеразведочных скважин глубине. В настоящее время потенциал этого объекта не изучен и требует проведения геологоразведочных работ и исследований по подбору технологии извлечения углеводородов. При этом потенциал данной территории довольно велик, поскольку перспективная площадь превышает несколько тысяч квадратных километров.

Интересным примером залежей углеводородов в нефтематеринской породе являются отложения преимущественно глинистой Баженовской свиты в Западной Сибири, где существуют многочисленные примеры нефтепроявлений и газопроявлений в процессе бурения. Баженовская свита содержит большое количество органического вещества, степень ее зрелости благоприятна для генерации углеводородов. На лицензионных участках ТНК-ВР наиболее яркие нефтепроявления из Баженовской свиты были получены при разведке Каменной площади Красноленинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань». Отложения Бажена здесь зажаты между непроницаемым фундаментом и мощной вышележащей непроницаемой глинистой толщей, что затрудняло миграцию углеводородов за

61ROGTECROGTEC



however, are not easily accessible and a company would need to take persistent and targeted efforts to develop them. For this reason, if unconventional hydrocarbon development is included in the list of the Company’s strategic interests, it will be required to engage financial and human resources to develop and test new technologies in the most promising areas. Areas for pilot operations can be found within the existing licenses, which would make it possible to launch those projects considerably earlier. It should be noted here that the existing Russian tax regime does not currently allow for an acceptable level of cost-effectiveness of such projects. Therefore, the main benefit from that work will be the development of proprietary technologies and the ability to outpace competitors in the international marketplace in the areas where tax regimes provide tax benefits for companies involved in the development of unconventional resources.

пределы нефтематеринской породы. Вероятно, сформированное из-за затрудненной миграции аномально высокое пластовое давление и развитие вторичной трещиноватости позволило получать притоки нефти при испытании Баженовской свиты из обычных вертикальных скважин даже без проведения ГРП. Известны, по крайней мере, две скважины – №550Р и №4001Р, – которые более года вели добычу нефти из Баженовских отложений и добыли 8 тыс. т и 3 тыс. т нефти соответственно (Рис. 3). Если учесть, что Баженовские отложения в Западной Сибири занимают площадь несколько сотен тысяч квадратных километров, можно предположить наличие здесь гигантского потенциала сланцевых нефти и газа.

Таким образом, найденная в США эффективная технология извлечения нетрадиционных ресурсов углеводородов привела к существенному увеличению количества потенциальных объектов для поисковых работ в большинстве нефтегазоносных бассейнов мира. Но в полной мере воспользоваться возможностью вхождения в новые проекты смогут лишь те компании, которые обладают технологиями освоения нетрадиционных ресурсов.

Расширение международного бизнеса через новые технологииВ последние годы во всем мире наблюдается тенденция сокращения предложения поисковых объектов на традиционные углеводороды при достаточно высокой конкуренции на перспективных территориях с низким геологическим риском. В свою очередь, нетрадиционные объекты при значительном ресурсном потенциале имеют крайне высокий технологический риск, поэтому в ближайшей перспективе конкуренция за нетрадиционные ресурсы будет объективно ниже, а компании, обладающие собственными опробованными технологиями, будут иметь существенное преимущество.

Очевидно, чтобы получить конкурентное преимущество на международном рынке нетрадиционных ресурсов, необходимо обладать технологиями. Однако с неба они не падают, а добываются упорным целенаправленным трудом. Поэтому в случае включения нетрадиционных углеводородов в число стратегических интересов Компании необходимо будет привлечение финансовых и человеческих ресурсов для разработки и опробования новых технологий на наиболее перспективных участках. Участки для пилотных

Рис. 3 Добыча нефти из Баженовских отложений на Каменной площади Красноленинского месторожденияFig. 3 Oil production from the Bazhenov suite in the Kamennaya area of the Krasnoleninskoye field

работ могут быть выбраны в пределах действующих лицензий, что существенно ускорит начало их выполнения. Отметим при этом, что действующая система налогообложения в России пока не позволяет рассчитывать на приемлемую рентабельность таких проектов. Но наиболее ценным результатом станет получение собственных технологий и связанных с ними конкурентных преимуществ на международном рынке, где система налогообложения предполагает существенные льготы при освоении нетрадиционных углеводородных ресурсов.

Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов.

Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

62 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Прем Баллабх Пандей, главный управляющий директор Imperial EnergyROGTEC Talks to: Prem Ballabh Pandey, CEO of Imperial Energy

(group of companies ONGC Videsh Ltd)

(group of companies ONGC Videsh Ltd)

63ROGTEC

Господин Пандей, последние 6 месяцев вы работаете главным управляющим директором группы компаний Imperial Energy. Пожалуйста, расскажите нашим читателям какие цели вы преследовали в это время и какие задачи вы ставите перед группой компаний Imperial Energy на 2013 год?

В сущности, мои цели заключались в поиске новых методов и технологий для повышения объемов добычи на существующих месторождениях и определении новых продуктивных зон, которые способствовали бы экономически целесообразному производству группы компаний Imperial Energy.

Группа компаний Imperial Energy была куплена ONGC Videsh в рамках стратегии корпорации по входу на российский рынок. Как бы вы охарактеризовали успех сделки? Ожидаете ли вы дальнейшие приобретения в будущем?

Успех или неудачу сделки нельзя оценить за короткий промежуток времени. Неопределенность – ключевой аспект в нефтегазодобывающие отрасли. Да, характер месторождений и высокий уровень налогов, безусловно, оказали влияние на итоговые показатели группы компаний Imperial Energy. Что касается будущих приобретений, мы, безусловно, открыты для бизнеса, если найдем какие-либо интересные возможности.

Собирается ли группа компаний Imperial Energy расширять свой портфель месторождений в Томской области и в других регионах России?

Россия – одна из ключевых областей интереса для Индии и для нас с точки зрения будущего расширения портфеля месторождений.

Обеспечила ли сделка по поглощению группы компаний Imperial Energy доступ к новым технологиям или рабочим практикам, имеющимся в ONGC Videsh? Если да, то к каким?

Определенно, корпоративное управление и устойчивое развитие – ключевые особенности ONGC Videsh, которые мы внедрили в группе компаний Imperial Energy. Введение новых технологий будет зависеть от налогового режима. При нынешних показателях чистой выручки, введение новых технологий экономически нецелесообразно.

Какие технологии, используемые группой компаний

Mr Pandey, you have been the regional CEO for Imperial Energy for the last 6 months. Please explain to our readers what your objectives have been during this period, and what your focus is for 2013?

Basically my objectives have been to find new ways and technologies to improve productivity of the existing fields and identify new plays which can add to the economically viable production of Imperial Energy.

Imperial Energy was purchased by ONGC Videsh as part of their strategy to enter the Russian market. How would you describe the success of the purchase? Do you feel there will be further acquisitions in the future?

Success and failure cannot be assessed in short period of time. Uncertainty is key ingredient of E&P industry. Yes, nature of reservoirs and high level of taxes have definitely hit the bottom line of the Company. Regarding future acquisition, certainly we are open in case we find some interesting opportunities.

Is Imperial Energy looking to expand its portfolio of fields in the Tomsk region or in other parts of Russia?

Russia is one of the focus countries for India and for us for future expansion of portfolio.

Has the buyout enabled Imperial Energy to access new technologies or working practices from ONGC Videsh? If so, what are they?

Definitely, the corporate governance and sustainable development are the key parameters of ONGC Videsh which have been introduced in Imperial Energy. Induction of new technologies would depend on fiscal regime. At the current netbacks it is economically unviable to induct new technologies.

What would you consider as the key technologies that you are using at the moment to aid your exploration, drilling or production activities?

Majority of our existing reservoirs are having low permeability and porosity. Conventional methods of drilling and frac have not yielded desired results. We are scouting for new technology which can enhance the production from these reservoirs coupled with tax concessions.

We understand Imperial Energy still utilizes its own internal contracting and service companies to conduct its drilling operations, which is contrary to the industry trend of selling

ROGTEC

INTERVIEW


64 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


and outsourcing such services. What benefits does running your own service crews bring and why have you elected to maintain these service companies?

Drilling company was part of group structure we acquired. We have been using our drilling services as well as outsourcing drilling services as per requirement and suitability. We are considering hiving off rig company for possible sale or other arrangements.

Imperial Energy is currently looking for experienced service providers with solutions for tight oil plays. How important will these plays be for the future production of the company? Will you look to use multi stage and hydro fracing technologies to develop these reservoirs?

With the proposed relaxation in MET by the Russian Federation, we are examining whether the economic exploitation of tight oil reservoirs and Bazhenov resource play would be possible. Hence, we are looking for a technology partner who has knowledge and adequate experience of exploiting similar tight oil reservoirs. Simultaneously we are expecting more tax concessions to ensure economic viability of inducting new technologies.

How do you see the Russian market developing over the next 5 years?

Yes, certainly recent move of the Russian government giving MET relaxation is the right step towards attracting more investment in the E&P activities. However production from tight oil reservoirs by small and medium operators, development of Bazhenov shale would perhaps require more tax concessions and perhaps shifting from volume based taxation to profit based taxation.

Каким вы видите развитие российского нефтегазового рынка на ближайшие 5 лет?

Безусловно, недавнее снижение налога на добычу в России является правильным шагом для привлечения инвестиций в сегмент разведки и добычи. Однако, добыча из малопроницаемых пластов мелкими и средними нефтедобывающими компаниями, равно как и разработка Баженовских сланцев, возможно, потребует дополнительных налоговых льгот и изменения режима налогообложения с основанного на объемах добычи к налогообложению, основанному на объемах прибыли.

Imperial Energy в настоящий момент, вы считаете ключевыми при выполнении мероприятий по разведке, бурению и добыче нефти?

Большинство наших существующих залежей характеризуются низкой проницаемостью и пористостью. Традиционные методы бурения и ГРП все еще не принесли желаемых результатов. Мы ведем поиск новых технологий, которые улучшили бы производственные показатели этих месторождений и позволили бы воспользоваться налоговыми льготами.

Насколько нам известно, группа компаний Imperial Energy все еще пользуется внутренними подрядчиками и сервисными компаниями для буровых работ, что противоречит отраслевым тенденциям продажи и привлечения сторонних ресурсов для таких мероприятий. Каковы преимущества использования собственных сервисных бригад и почему вы предпочли продолжить использование собственных сервисных компаний?

Буровая компания ООО «Рус Империал Груп» была одной из частей в группе компаний, которую мы приобрели. Мы пользовались как собственными буровыми сервисами, так и привлекали сторонние буровые сервисные компании в зависимости от текущих требований и возможностей. Мы рассматриваем возможность выделения буровой компании в отдельную структуру для возможной продажи или организации прочих схем работы.

Группа компаний Imperial Energy в настоящее время ищет опытных поставщиков решений для малопроницаемых продуктивных зон. Насколько важную роль будут иметь такие продуктивные зоны в будущих производственных показателях группы компаний Imperial Energy? Рассматриваете ли вы возможность использования многофазного ГРП при разработке таких коллекторов?

Учитывая планируемое снижение налога на добычу полезных ископаемых в Российской Федерации, мы исследуем экономическую целесообразность разработки малопроницаемых пластов и Баженовских залежей. Поэтому мы ищем технологического партнера, располагающего знаниями и необходимым опытом в разработке подобных месторождений с малопроницаемыми пластами. В то же время, мы ожидаем дополнительных налоговых льгот, которые обеспечили бы экономическую целесообразность внедрения новых технологий.

65ROGTECROGTEC

INTERVIEW


БиографияПрем Баллабх Пандей, исполнительный директор компании ONGC, пришел на должность Главного управляющего директора Imperial Energy в августе 2012 г. Он родился в 1954 г. в Массури, Дехрадун на севере Индии. В 1974 году получил диплом в области геофизики передового университета Индии – Университета Лакхнау. С 1979 года он работал в Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), национальной нефтегазовой компании Индии. За 33 года службы в Компании, г-н Пандей прошел путь от специалиста в области геофизики и сейсмологии до позиции начальника отдела геологоразведки по Западной Индии, одного из крупнейших отделений разведки в компании ONGC. П.Б. Пандей получил множество наград за исключительные знания и огромный опыт в нефтегазовой отрасли, включая самую престижную награду “Mineral Award-2003” от правительства Индии за свои профессиональные достижения в работе и знания геофизики. Профессионал по призванию и ведущий менеджер, он верит в устойчивое развитие и командный дух.

Г-н Пандей женат, у него две дочери. Его жена и младшая дочь работают врачами, а старшая дочь работает в компании Infosys в Австралии.

BiographyPrem Ballabh Pandey, Executive Director- ONGC, has taken over as Chief Executive Officer of Imperial Energy in August 2012. He was born in 1954 in Mussoorie, Dehradun in Northern India. In 1974 he graduated from the premier university of India - University of Lucknow in Physics. Since 1979 he has been working for Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), a National Oil and Gas Company of India. For 33 years of service in the Company he rose from the ranks of a specialist in geophysics and seismology to a Head of Exploration of Western India, one of the biggest onshore exploration assets of ONGC. He has received numerous awards for his exceptional knowledge and vast experience in the oil and gas industry, including the most prestigious “Mineral Award- 2003” from the Government of India for his professional work and knowledge in Geophysics. He is a professional par excellence and a lead manager. He believes in sustainable development and team spirit.

He is married and has two daughters. His wife and younger daughter are the doctors, and elder daughter is an employee of Infosys in Australia.

66

t the end of November 2012, the Deputy Prime Minister of Russia Arkady Dvorkovich said that “the question

concerting the list of companies authorized to work on the Russian shelf will be discussed until around February 2013. A number of companies have shown interest in joining this work. A final decision has not yet been made”. Meanwhile, resolving the issue of expanding the range of subsoil users allowed to develop Russian offshore fields appears to be a key to accelerated development of the country’s shelf resources. If nothing is changed, the Russian Ministry of Natural resources estimates that given the current pace of exploration and commercial development of Russia’s new offshore discoveries, this process may take approximately 150 years.

конце ноября 2012 года вице-премьер Правительства России Аркадий Дворкович заявил,

что «вопрос о круге компаний, имеющих право работать на российском шельфе, будет обсуждаться примерно до февраля 2013 года. Ряд компаний проявляют заинтересованность в том, чтобы включиться в эту работу. Пока еще окончательное решение не принято». Между тем решение проблемы расширения перечня недропользователей-инвесторов, допущенных к разработке российских шельфовых месторождений, в настоящее время представляется ключевой для обеспечения ускорения освоения прибрежных недр. Если ничего не менять,

ROGTEC

РАЗРАБОТКА ШЕЛЬФА


Круг оффшорных недропользователей следует расширить

The Number of Offshore Subsoil Users Should Be Increased

AB

67ROGTEC

то при существующих темпах разведки и введения в промышленную разработку российских морских месторождений процесс этот по оценке Минприроды России может затянуться примерно на 150 лет.

На пути к коренной ломке действующего подхода к допуску компаний к работам на шельфе, когда к ним де-факто привлекаются только «Газпром» и «Роснефть» при младшем партнерстве сторонних компаний, имеется существенное препятствие. А именно позиция самих «Газпрома» и «Роснефти». В конце сентября 2012 года их главы – Алексей Миллер и Игорь Сечин – направили Президенту Российской Федерации Владимиру Путину письмо, в котором выразили озабоченность планами «либерализации доступа к освоению участков недр континентального шельфа в части допуска к его освоению частных компаний».

В этом письме указывается, что «недоработанные проекты нормативных правовых актов, предусматривающих корректировку положений статей 2.1 и 9 закона «О недрах» и расширяющие субъектный состав данных правоотношений путем допуска частных компаний, в том числе с иностранным участием, к процедурам получения лицензий на континентальном шельфе были внесены Минприроды в Правительство России».

В документе утверждается, что «с учетом текущей ситуации по разработке данного законопроекта, отсутствия единого мнения всех заинтересованных субъектов по ключевым для нефтегазовой отрасли вопросам его рассмотрение и принятие нанесут прямой ущерб компаниям «Газпром» и «Роснефть», а также их акционерам». Далее Алексей Миллер и Игорь Сечин попросили дать поручения по доработке законопроектных инициатив, «в том числе в целях исключения выявленных рисков корректировки действующего законодательства, ориентированных не на развитие шельфа, а на докапитализацию ряда частных компаний с иностранным капиталом».Таким образом, негативная реакция госкомпаний на допущение конкурентов к разработке морских углеводородных запасов в письме выражена весьма недвусмысленно.

При этом многие эксперты нефтегазовой отрасли считают, что для «Газпрома» и «Роснефти» наиболее важны и перспективны проекты в Восточной Сибири и на полуострове Ямал, а оффшорные проекты отодвинуты на второй план. И работы на море в основном проводятся ими в целях повышения капитализации компаний.

Действительно, по состоянию на конец 2012 года наиболее крупные проекты по оффшорной добыче

There is a significant obstacle in the path to serious change in the existing approach to offshore operation licensing, which de-facto grants access exclusively to Gazprom and Rosneft, with third party operators playing only junior partner roles. The obstacle is the positions of Gazprom and Rosneft themselves. In late September 2012 their heads – Alexei Miller and Igor Sechin – sent a letter to the Russian President Vladimir Putin expressing their concern over the plans of “liberalization of private companies’ access to the development of subsoil blocks on the continental shelf.”

The letter said that “draft bills seeking amendment of articles 2.1 and 9 of the Law On Subsoil and expansion of the list of subjects of these legal relations by granting access to private companies, including those with foreign capital, to the offshore licensing procedure were introduced by the Ministry of Natural Resources to the Government of Russia”.

The letter claimed that “given the current situation with the development of this draft bill and lack of a single opinion of all concerned parties on issues that are critical to the petroleum industry, the deliberation and passing of this bill will cause direct damage to Gazprom and Rosneft, as well as their shareholders.” Further, Alexei Miller and Igor Sechin asked the Government to instruct the authors to refine the draft, citing a number of reasons, including the need to “eliminate the identified risk of [potential] amendments of the current laws seeking to increase capitalization of a number of private companies with foreign ownership rather than to support offshore development.”

Thus, the state-owned companies’ annoyance over potential access by competitors to the development of offshore hydrocarbon resources showed through very clearly in the letter.

Moreover, many petroleum industry experts say that Gazprom and Rosneft are interested primarily in the lucrative projects in Eastern Siberia and on the Yamal Peninsula, while offshore projects have been put on the backburner. The experts add that these companies engage in offshore operations mostly to increase their capitalization.

Indeed, as of the end of 2012, Russia’s largest offshore oil and gas production projects were being implemented either in the country’s Far East, around Sakhalin Island, or in the Caspian and Baltic seas. And it is non-government-run companies – i.e., LUKOIL and its foreign counterparts – that have played first fiddle in the implementation of these production projects. To find proof of this, one need only to look up the details of the Far Eastern projects presented in the third volume of RPI’s report “Russian and CIS Offshore Oil and Gas Production: Outlook for the Sector’s Growth by 2020”.

The Far East has been and will remain a leaderThe aforementioned RPI report pointed out that the Russian continental shelf is not the country’s richest region in terms

ROGTEC

OFFSHORE DEVELOPMENT


68

of hydrocarbon resources. By a Russian Ministry of Natural Resources estimate, total initial oil, gas and condensate in place held by the Far Eastern seas does not exceed 13 percent of the total resources held by the entire Russian continental shelf. By this measure, the Far Eastern subsoil resources are inferior to both Russian southern seas and the Russian Arctic sector. But it is the Far East that to date has seen the greatest success in hydrocarbon production compared with the other Russian offshore areas.

More specifically, it was near Sakhalin shores where Russia’s first-ever commercial development of major offshore oil and gas fields began under the Sakhalin-1 and Sakhalin-2 projects. Since as far back as the 1990s, these projects have been developed with predominant ownership of foreign petroleum companies. Later, foreign partners extended their operations to the Sakhalin-5 projects and the Western Kamchatka shelf.

Based on a fairly exhaustive analysis of facts, the report proceeded to conclude that intensive exploration and subsequent development of Far Eastern offshore fields would help preserve the Far East’s leadership in offshore hydrocarbon production for another five to seven years.

This conclusion, along with forecasts of exploration and production drilling, as well as offshore production from the Far Eastern seas, was based on two featured scenarios — optimistic (Scenario 1) and pessimistic (Scenario 2).

нефти и газа в России реализовались либо на Дальнем Востоке страны, на острове Сахалин, либо на Каспийском и Балтийском морях. И первую скрипку при воплощении этих добычных проектов в жизнь сыграли негосударственные компании – российский «ЛУКОЙЛ», а также его иностранные коллеги. Чтобы убедиться в этом, достаточно хотя бы просмотреть детальное описание дальневосточных проектов, приведенное в третьем томе отчета компании RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года».

Дальний Восток есть и будет лидеромВ упомянутом отчете RPI отмечено, что шельф Дальнего Востока Российской Федерации — не самый богатый углеводородными ресурсами регион страны. По оценкам Министерства природных ресурсов России доля начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата дальневосточных морей не превышает 13% от суммарной величины ресурсов всего российского шельфа. По этому показателю недра Дальнего Востока уступают как шельфу южных российских морей, так и российскому сектору Арктики. Однако именно на Дальнем Востоке достигнуты в настоящее время наибольшие успехи в области добычи углеводородов среди других шельфовых регионов России.

В частности, у берегов острова Сахалин впервые в России началась промышленная разработка крупных морских месторождений нефти и газа – в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Эти проекты еще с 90-х годов реализовывались при определяющем участии зарубежных нефтегазовых компаний. Позднее иностранные партнеры работали также над проектами «Сахалин-5» и на Западно-Камчатском шельфе.

В отчете на основе достаточно исчерпывающего анализа фактов сделан вывод, что интенсивная разведка и последующее освоение разведанных дальневосточных морских месторождений позволит удержать лидерство Дальнего Востока по объемам шельфовой добычи углеводородов по крайней мере в течение ближайших пяти-семи лет.

Этот вывод, вместе прогнозами объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также добычи на шельфе дальневосточных морей, основан на рассмотренных двух сценариях — оптимистичном (сценарий 1) и пессимистичном (сценарий 2).

Оба сценария учитывают наиболее значимые риски, которые имеют место в процессе освоения месторождений и разведки лицензионных участков на российском дальневосточном шельфе — в

ROGTEC



акваториях Берингова, Охотского и Японского морей. В отчете приняты во внимание следующие риски:

» неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке;

» отсутствия денежных средств для продолжения работ.

В отличие от северного российского шельфа, риск отсутствия необходимого технологического оборудования для освоения месторождений или разведки лицензионных участков в регионе ниже. Практика показывает, что при отсутствии, например, буровых установок, они арендуются и транспортируются даже из отдаленных районов, таких как Малайзия или Бразилия.

Все три перечисленных риска (неподтверждения прогнозов, отсутствия финансов и технологического оборудования) каждый по отдельности полностью блокируют процесс освоения месторождений. Поэтому в отчете они не были ранжированы по значимости.

Берингово мореПроектыВ настоящее время Берингово море остается частью слабо изученным или вообще неизученным районом,

Both scenarios take into account the most significant risks that are present in the course of field development and license block exploration on the Russian Far Eastern continental shelf, i.e., in offshore areas of the Bering Sea, Sea of Okhotsk and Sea of Japan. The report considers the following risks:

» Inaccurate estimates of reserves or resources contained in a given license area

» Lack of funding for continued operations

The risk of unavailability of required process equipment for field development or license block exploration for this region is lower than for Russia’s northern (Arctic) continental shelf. Past experience shows that if certain equipment, such as drilling rigs, is lacking, it will be rented and brought, if needed, even from remote locations, such as Malaysia or Brazil. Each of the three aforementioned risks (i.e., inaccurate estimates, lack of funds or lack of process equipment) may individually completely block the field development process. For this reason, the report did not rank them by degree of criticality.

Bering SeaCurrently the Bering Sea remains a poorly explored or, in many areas, completely unexplored region, where seismic exploration has occurred on a very limited basis. Initial total oil


70 ROGTEC



in place in the Bering Sea is estimated at 1.1 percent to 1.4 percent of Russia’s total offshore geological resources.

The offshore section of the sea is home to the Anadyr-1,2,3 license blocks. Up until 2002, geological resources within the Anadyr-1 license had been estimated anywhere from 320 million tons to 560 million tons of oil. Drilling in the Tsentralnaya (Central) prospect (part of the Anadyr-1 block), which had been considered a very promising hydrocarbon accumulation area, eventually failed to prove commercial inflows of crude oil.

Estimates of geological resources of the Anadyr 2 project do not exceed 450 million tons of oil equivalent. No exploration drilling has been performed in this area.

Geological resources of the Anadyr-3 project are estimated at 255 million tons of oil equivalent. This figure has not been confirmed by exploration drilling either.

Over the past few years, no offshore development work has been completed on the continental shelf of the Bering Sea.

For the Bering Sea, the RPI report produced two forecasts (based on scenarios 1 and 2 – see above), related primarily to the licensing procedure for exploration and production.

For this sea, Scenario 1 assumes that the Anadyr-1 block remains in the exploration phase, and production within the block will begin beyond the realm of 2020. The Anadyr-2, 3 blocks, hitherto unallocated, are handed over to subsoil users. This takes place from 2012 to 2015. From 2018 to 2022, the subsoil users conduct exploration drilling in the blocks, which proves successful. Scenario 2 (pessimistic) differs from Scenario 1 in that it predicts lower well counts and lower meters drilled by 2020. Within the Bering Sea offshore, exploration drilling fails to confirm the presence of commercial hydrocarbon reserves in the Anadyr-1 block.

The Anadyr-2,3 blocks are not handed over to subsoil users, or such handover takes place after 2015 or 2016, pushing back the start-up of commercial development in these blocks to sometime beyond 2020.

Hydrocarbon production forecastUnder either Scenario 1 or Scenario 2, production of hydrocarbons in the Bering Sea will not begin until 2020, according to the RPI forecast.

Forecast of drilling and rig demandUnder Scenario 1, operators will drill four exploration wells in the offshore area of the sea, while Scenario 2 cuts the number of exploration wells to one. Because of this, under Scenario 1 demand for drilling rigs across this region will be limited to just one or two units. They will operate in the

где только фрагментарно проводились сейсмические исследования. Начальные суммарные запасы шельфа Берингова моря составляют 1,1%-1,4% от суммарных морских геологических ресурсов России.

В акватории моря расположены лицензионные участки «Анадырь-1,2,3». До 2002 года геологические ресурсы нефти в пределах проекта «Анадырь-1» оценивались в пределах 320-560 млн т нефти. Бурение, проведенное на структуре Центральной (входит в «Анадырь-1»), которая рассматривалась как весьма перспективный объект с точки зрения наличия залежей углеводородов, не показало промышленных притоков нефти. Геологические ресурсы в рамках проекта «Анадырь 2» не превышают 450 млн т нефтяного эквивалента. Однако в районе не проводилось разведочное бурение.

Геологические ресурсы проекта «Анадырь-3» находятся в пределах 255 млн т нефтяного эквивалента. Эта цифра также не подтверждена результатами разведочного бурения.За последние несколько лет работ по разработке шельфа Берингова моря не проводилось.Для Берингова моря в отчете RPI сделаны два прогноза (на основе сценариев 1 и 2 – см. выше), касающиеся главным образом процесса выдачи лицензий для разведки и добычи.

Для этого моря сценарий 1 предполагает, что участок «Анадырь-1» продолжает находиться в стадии разведки, и добыча углеводородов на его территории начинается уже за пределами 2020 года. Участки «Анадырь-2,3» передаются из нераспределенного фонда недропользователям. Это происходит в 2012-2015 годах. Недропользователи в 2018-2022 года проводят на участках разведочное бурение с положительными результатами.

Сценарий 2 (пессимистический) отличается от сценария 1 меньшим количеством скважин и объемов проходки в период до 2020 года. В Беринговом море на участке «Анадырь-1» разведочное бурение не подтверждает наличия промышленно значимых запасов углеводородов.

Участки «Анадырь-2,3» не передаются недропользователям, либо такая передача происходит после 2015-2016 годов, что отодвигает начало разведочного бурения на их территории на период после 2020 года.

Прогноз добычи углеводородовВ Беринговом море в рамках сценариев 1 и 2 добыча углеводородов в период до 2020 года, согласно прогнозу RPI, не начнется.

72 ROGTEC



Anadyr-1 and Anadyr-2,3 blocks. Under Scenario 2, a single rig will be required, designed to drill the Anadyr-1 block.

Sea of OkhotskProjectsThe most advanced projects in the Russian Far East are those developed on the basis of production sharing agreements (PSA) – Sakhalin-1 and Sakhalin-2. Along with the mainland Kharyaginskoye field located in the Timan-Pechora petroleum province, they remain the only assets in Russia currently produced on PSA terms.

The Sakhalin-1 project involves development of the Chayvo, Odoptu and Arkutun-Dagi fields located offshore northeast Sakhalin Island. The project is implemented by an international consortium comprising Russian, Indian, Japanese and U.S. stakeholders: Exxon Neftegas Limited (project operator; ownership share 30 percent), Rosneft (20 percent), Japanese SODECO (30 percent) and India’s national oil company ONGC (20 percent).

Sakhalin-1 is a dynamic, fast-growing project. In September 2012 its operator completed installation of a gravity-base structure for a new offshore platform to operate at the Arkutun-Dagi field, which is still being readied for

Прогноз бурения и потребности в платформахПо сценарию 1 в акватории моря будет пробурены четыре разведочные скважины, в сценарии 2 их количество сокращено до одной скважины. В связи с этим в этом районе в рамках сценария 1 спрос ограничится одной-двумя буровыми установками. Они будут работать на участках «Анадырь-1» и «Анадырь-2,3». По сценарию 2 понадобится одна буровая установка, предназначенная для бурения на участке «Анадырь-1».

Охотское мореПроектыВ наиболее продвинутом состоянии на Дальнем Востоке находятся проекты, разрабатываемые на условиях соглашений о разделе продукции (СРП) – «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Наряду с материковым Харьягинским месторождением, расположенным в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, они остались единственными объектами, эксплуатируемыми в России на условиях СРП.

В проект «Сахалин-1» входит разработка месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе острова Сахалин. Его реализация осуществляется международным консорциумом, состоящим из российских, индийских, японских и американских участников: «Эксон Нефтегаз Лимитед» (оператор проекта, доля участия — 30%), «Роснефти» (20%), японской SODECO (30%) и индийской государственная нефтяной компании ONGC (20%).

«Сахалин-1» -активно развивающийся проект. В сентябре 2012 года его оператор завершил установку основания гравитационного типа для новой морской платформы, которая будет работать на месторождении Аркутун-Даги, только подготавливаемом к разработке. В этот проект с начала разработки и до 2011 года включительно уже вложено около $11 млрд.

В проект «Сахалин-2» включено освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-востоке сахалинского шельфа: Пильтун-Астохского (преимущественно нефтяного) и Лунского (преимущественно газового) . Оператор проекта — компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd., акционерами которой являются: «Газпром» ( 50% плюс 1 акция), Shell Sakhalin Holdings B.V. ( 27,5% минус 1 акция), Mitsui Sakhalin Holdings B.V. (12,5%), Diamond Gas Sakhalin (дочернее предприятие Mitsubish) — 10%). Причем именно иностранные компании в свое время инициировали начало работ по проекту. Общая стоимость проекта достигает $20 млрд, и без зарубежного партнерства изыскать такие средства было бы невозможно.


development. From the start of the design work through 2011, the consortium already invested around $11 billion in this project. The Sakhalin-2 project involves development of two oil and gas fields located offshore northeast Sakhalin Island: Piltun-Astokhskoye (predominantly oil) and Lunskoye (predominantly gas). The project operator is Sakhalin Energy Investment Company Ltd., whose shareholders are Gazprom (50 percent plus one share), Shell Sakhalin Holdings B.V. (27.5 percent minus one share), Mitsui Sakhalin Holdings B.V. (12.5 percent), and Diamond Gas Sakhalin (a subsidiary of Mitsubishi) with 10 percent). It is the foreign companies that initiated the work on the project. The total cost of the project may reach $20 billion, and raising these funds without the involvement of foreign partners would have been hardly possible.

Although Rosneft and Gazprom are prominently represented on the Sakhalin shelf, the pace of their operations is no match for the progress of the Sakhalin-1 and Sakhalin-2 projects.

Rosneft owns a 20 percent share in the Sakhalin-1 project, a 74.9 percent share in the Veninsky block development project (being a part of the Sakhalin-3 project) and a 51 percent share of the Sakhalin-5 project, and also holds development licenses for the Magadan-1, 2, 3 blocks, Lisyansky and Kashevarovsky blocks, Lebedinsky block and Astrakhanovskoye-more-Nekrasovsky block. Late in August 2012, Rosneft and Statoil signed shareholder and operating agreements to establish joint ventures to operate in several blocks, including Lisyansky, Kashevarovsky and Magadan-1. The Russian company’s ownership share in the joint venture will be 66.67 percent, with Statoil holding the remaining 33.33 percent. Statoil will fund 100 percent of the cost throughout the exploration phase, which includes obligatory drilling of wildcat wells between 2016 and 2021.

Nearly simultaneously with the arrival of Statoil in Sakhalin, another foreign company – BP – withdrew from Sakhalin-5, its joint project with Rosneft.

Geological exploration of the Veninsky block (Sakhalin-3) has been ongoing since the late 1960s, and seismic exploration has been conducted here since the mid-1990s. Interpretation of seismic data has produced six prospective structures across the block.

Rosneft drilled its first wild cat in the Yuzhno-Ayashkaya prospect within the Veninsky block. It proceeded to test the well but abandoned it in 2006. Drilling of the Veninskaya-1 well discovered the Severo-Veninskoye gas-condensate field in 2008. In 2009 the company probed the Veninsky block with the Severo-Veninskaya-2 well, which allowed it

Хотя на сахалинском шельфе заметно представлены «Роснефть» и «Газпром», но темпы их работ не сопоставимы с уровнем развития проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». «Роснефть» имеет 20%-ную долю в проекте «Сахалин-1», располагает 74,9% долей в проекте освоения Венинского блока (часть проекта «Сахалин-3»), владеет 51%-ой долей в проекте «Сахалин-5», обладает лицензиями на освоение лицензионных блоков «Магадан-1,2,3», Лисянский и Кашеваровский участки, Лебединский участок и участок Астрахановское море-Некрасовский.

В конце августа 2012 года «Роснефть» и Statoil подписали акционерное и операционное соглашения для создания совместных предприятий по работе в частности на Лисянском, Кашеваровском участках и участке «Магадан-1». Доля российской компании в СП будет составлять 66,67%, Statoil - 33,33%. Statoil профинансирует 100% затрат на этапе разведки, который включает обязательное бурение поисковых скважин в 2016-2021 годах.

Почти одновременно с появлением на Сахалине Statoil другая иностранная компания –BP- вышла из совместного с «Роснефтью» проекта «Сахалин-5».

Геологоразведочные работы на Венинском участке («Сахалин-3») велись с конца 1960-х годов, с середины 90-х годов осуществлялась сейсморазведка. На основании интерпретации сейсмических материалов выявлено шесть перспективных структур на блоке.

Первая поисковая скважина на Южно-Айяшской структуре Венинского блока была пробурена «Роснефтью», испытана и ликвидирована в 2006 году. В 2008 году в результате бурения скважины Венинская-1 было открыто Северо-Венинское газоконденсатное месторождение. В 2009 году на Венинском участке была пробурена скважина Северо-Венинская-2, которая позволила более точно оценить запасы месторождения. В результате бурения скважины Венинская-3 было открыто небольшое нефтегазоконденсатное месторождение Нововенинское. Однако в 2010-2011 годах буровые и сейморазведочные работы на блоке «Роснефтью» были приостановлены.

«Газпром» с 2007 года стал обладателем 50% плюс одной акции в проекте «Сахалин-2». В июне 2009 года «Газфлот», дочерняя компания «Газпрома», получил лицензию на геологоразведку участка Западно-Камчатского шельфа. «Газпрому» принадлежат лицензии на три участка проекта «Сахалин-3»: Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский и Киринское газоконденсатное месторождение


74 ROGTEC



to produce more accurate estimates of the field’s reserves. Drilling of the Veninskaya-3 well discovered the small Novoveninskoye oil-gas-condensate field. Nevertheless, Rosneft suspended its drilling and seismic exploration work on the block in 2010 and 2011.

Since 2007, Gazprom has owned 50 percent plus one share of the Sakhalin-2 project. In June 2009 Gazflot, a subsidiary of Gazprom, was granted a geological exploration license for the Western Kamchatka offshore area. Gazprom owns licenses for three Sakhalin-3 blocks: Kirinsky, Ayashsky and Vostochno-Odoptinsky, and a license for the Kirinskoye gas condensate field. (The license was granted in 2008 pursuant to the Russian Government’s resolution.)

Of all of the above fields and license blocks, the Kirinskoye field will be first to enter the commercial development phase. Meanwhile, the start-up of commercial production of this field has been postponed from the fall of 2012 until 2013, which has already caused concern of the local authorities.

The outlook for finding significant commercial hydrocarbon reserves on the Western Kamchatka shelf appears increasingly dim with each passing year.

The offshore section of the Sea of Okhotsk is also home to unallocated subsoil blocks – Sakhalin-6,7, Koryakia-1,2, Kamchatsky-1 and Khabarovsk-1,2, whose future is very difficult to predict at this point. Hydrocarbon production forecastThe RPI report’s Scenario 1 predicts that by 2020 total production in the Sea of Okhotsk will reach 23.2 million tons per year of crude oil and 83.7 billion cubic meters per year of natural gas. Under this scenario, production of crude oil and condensate in the Sea of Okhotsk offshore by 2020 will take place at the Sakhalin-1 fields (Piltun-Astokhskoye and Lunskoye), Veninsky block, and Lisyansky and Kashevarovsky sites within the Khabarovsk territory.

Under Scenario 2, oil production in the Sea of Okhotsk will plateau at 15.7 million tons per year from 2012 through 2020. Total gas production will reach a plateau of 28 billion cubic meters to 30 billion cubic meters from 2012 through 2020. The Kirinskoye field will help boost production to 29.5 billion cubic meters per year in 2013.

According to Scenario 2, production of crude oil and condensate in the Sea of Okhotsk between 2018 and 2020 will take place offshore Sakhalin Island in the Sakhalin-1 fields – Piltun-Astokhskoye and Lunskoye. Scenario 2 for gas production in the Sea of Okhotsk offshore boils down to the entry into the commercial development of the Sakhalin-1 fields – Piltun-Astokhskoye and Lunskoye, as well as the Kirinsky block.

Forecast of drilling and rig demandUnder Scenario 1, RPI predicts that by 2020 the sector will

(лицензия передана в 2008 году в соответствии с Распоряжением Правительства РФ).

Из всех перечисленных месторождений и участков первым будет введено в промышленную разработку Киринское месторождение. Однако начало промышленной добычи на нем перенесено с осени 2012 года на 2013 год, что уже вызвало озабоченность местных властей.

Перспективы Западно-Камчатского шельфа с точки зрения наличия на нем промышленно значимых запасов углеводородов с каждым годом становятся все более сомнительными.

В акватории Охотского моря также находятся нераспределенные участки «Сахалин-6,7», «Корякия-1,2», «Камчатский-1» и «Хабаровск-1,2», дальнейшую судьбу которых спрогнозировать весьма сложно. Прогноз добычи углеводородовВ отчете RPI в сценарии 1 предполагается, что к 2020 году суммарная добыча нефти в Охотском море достигает 23,2 млн т в год, газа – 83,7 млрд куб. м. В его рамках добыча нефти и конденсата на шельфе Охотского моря в период до 2020 года будет производиться на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохском и Лунском месторождениях, Венинском блоке, Лисянском и Кашеваровском участках Хабаровского края.

Сценарий 1 предполагает, что добыча газа в период до 2020 года осуществляется на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохском и Лунском месторождениях, Венинском блоке, Восточно-Одоптинском, Аяшском и Киринском блоках, Лисянском и Кашеваровском участках Хабаровского края.

В рамках сценария 2 максимальный объем добычи нефти в Охотском море в 2012-2020 годах стабилизируется на уровне в 15,7 млн т в год. Суммарный объем добычи газа в 2012-2020 годах выходит на плато 28-30 млрд куб. м. В 2013 году за счет Киринского месторождения добыча увеличивается до 29,5 млрд. куб. м в год.

По сценарию 2 добыча нефти и конденсата в Охотском море до 2018-2020 года будет осуществляться на шельфе острова Сахалин на месторождениях проекта «Сахалин-1», Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях. Сценарий 2 для добычи газа на шельфе Охотского моря сводится к тому, что в стадию промышленного освоения вводятся месторождения проекта «Сахалин-1», Пильтун- Астохское и Лунское месторождения, а также Киринский блок.


drill a total of 105 production wells and 42 exploration wells in the Sea of Okhotsk. Scenario 2 reduced their number to 24 and 42, respectively.

Scenario 1 predicts that demand for drilling rigs in the Sea of Okhotsk will fluctuate year on year. Maximum simultaneous demand for drilling rigs by 2020 will not exceed six rigs to eight rigs. Under Scenario 1, demand for production platforms in the Sea of Okhotsk offshore from 2012 through 2020 will be limited to 10 or 11 units. Moreover, four units out of that number are already operating (under the Sakhalin-1 and Sakhalin-2 projects). Another unit (designated for the Sakhalin-1 Arkutun-Dagi field) is in the assembly phase. The remaining demand for platforms will emerge after 2020.

Under Scenario 2, demand for exploration drilling rigs in the Sea of Okhotsk varies from year to year from 2012 through 2020, but on average it will not increase by 2020.

During the same period, maximum annual demand for drilling rigs will not exceed four units. Demand for production platforms in Scenario 2 will total five units, four of which are already operational and another one is being built to be used for the development of the Arkutun-Dagi field.

Sea of JapanProjectsThe Sea of Japan is one of Russia’s most poorly explored

Прогноз бурения и потребности в платформахВ сценарии 1 RPI прогнозирует, что к 2020 году в Охотском море в сумме будет пробурено 105 эксплуатационных и 42 разведочных скважин. В сценарии 2 их количество сокращено соответственно до 24 и 42 соответственно.

В сценарии 1 в Охотском море будет наблюдаться спрос на буровые установки, колеблющийся от года к году. Максимальная одновременная потребность в буровых установках в период до 2020 года не превысит 6-8 установок.

В сценарии 1 на шельфе Охотского моря в 2012-2020 годах потребность в добычных платформах ограничится 10-11 единицами. Причем четыре единицы из этого количества уже работают (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Еще одна (для месторождения Аркутун-Даги – «Сахалин-1») находится в стадии монтажа. Остальной спрос на платформы будет приходиться на период после 2020 года.

В Охотском море в рамках сценария 2 в течение 2012-2020 годов потребность в буровых установках для разведочного бурения колеблется год от года, но в среднем она не возрастет к 2020 году.

Максимальная годовая потребность в буровых установках не превысит при этом четырех единиц. Потребность в добычных платформах в сценарии 2 составит пять единиц, четыре их которых уже работают и еще одна строится для освоения месторождения Аркутун-Даги.

Японское мореПроектыЯпонское море является слабо изученной акваторией России. Начальные суммарные ресурсы углеводородов составляют 0,7% всех шельфовых ресурсов России. В акватории Японского моря наиболее перспективным районом в отношении наличия залежей углеводородов считается Татарский пролив. По состоянию на 2007 год в рамках проектов «Сахалин-8,9» выявлено 30 структур, среди которых пять крупных с прогнозными извлекаемыми ресурсами в 367 млн т нефти и 348 млрд куб. м газа. В пределах площади «Сахалин-9» в 2006 году открыто Изыльметьевское газовое месторождение с извлекаемыми запасами в 3,7 млрд куб. м газа.

Тем не менее, необходимо отметить, что 10 из 12 пробуренных на территории блоков «Сахалин-8,9» разведочных скважин не показали промышленных притоков углеводородов. Запасы газа по данным


76 ROGTEC



offshore areas. Initial total oil in place is estimated at 0.7 percent of the nation’s total offshore resources.

Within the Sea of Japan, the most promising offshore area in terms of potential hydrocarbon accumulations is the Tatar Strait. As of 2007, operators of the Sakhalin-8,9 projects had identified 30 prospects, including five major ones holding forecast recoverable resources of 367 million tons of oil and 348 billion cubic meters of gas. Within the Sakhalin-9 site, the operator in 2006 discovered the Izylmetyevskoye gas field holding 3.7 billion cubic meters of gas in recoverable reserves.

Nevertheless, it should be noted that 10 out of the 12 exploration wells drilled within the Sakhalin-8,9 blocks failed to yield commercial inflows of hydrocarbons. The RF Ministry of Natural Resources puts the estimates of the gas reserves in these blocks at 4.6 billion cubic meters. All of these blocks remain unallocated and their oil reserves have not been proved.

Hydrocarbon production forecastThe RPI report projects that production in the Sea of Japan under any scenario will not begin by 2020.

Forecast of drilling and rig demandRPI predicted that under the optimistic scenario, four exploration wells will be drilled in the Sea of Japan by 2020, while no drilling will take place in this offshore area under the pessimistic scenario.

In Scenario 1, we expect that there will be one or two drilling rigs operating in the Sea of Japan. No demand for production platforms is anticipated.

ConclusionThe above excerpts from the third volume of the RPI report “Russian and CIS Offshore Oil and Gas Production: Outlook for the Sector’s Growth by 2020” provide logical grounds for the conclusion that implementation of production projects on the Russian continental shelf is virtually impossible without a broad-base involvement of multiple petroleum companies, both Russian and foreign, on equitable terms with Rosneft and Gazprom. If anything, this is borne out by the extensive experience of recent decades, when major fields have been developed only through non-discriminatory participation of reputable Russian and foreign companies. Expanding the list of subsoil users would dramatically increase the vital inflow of investments in offshore field development and attract cutting-edge world technologies. Anything short of this rapid and fundamental change in the approach to offshore hydrocarbon development would result in a collapse of oil and gas production in Russia shortly after 2020 and a subsequent chain-reaction response of the national economy to the degradation of a major economic sector.

Министерства природных ресурсов Российской Федерации составляют 4,6 млрд. куб. м, все эти блоки находятся в нераспределенном фонде, запасы нефти не подтверждены.

Прогноз добычи углеводородовВ отчете RPI прогнозируется, что добыча в Японском море при любом сценарии в период до 2020 года не начнется.

Прогноз бурения и потребности в платформахСпециалистами компании сделан прогноз, что при оптимистичном сценарии в Японском море в период до 2020 года будет пробурены четыре разведочных скважины, а при пессимистичном сценарии бурения в этой акватории проводится не будет.

В сценарии 1 в Японском море предполагается наличие одной-двух буровых установок. Потребности в добычных платформах не предвидится.

ЗаключениеПриведенные выше извлечения из третьего тома отчета RPI «Добыча нефти и газа на шельфе России и стран СНГ: перспективы развития отрасли до 2020 года», логически приводят к заключению, что реализация добычных проектов на российском шельфе практически не возможно без широкого привлечения широкого круга как российских, так и зарубежных нефтегазовых компаний на равноправных условиях с «Роснефтью» и «Газпромом». Во всяком случае об этом говорит весь опыт прошедших десятилетий, когда крупнейшие месторождения были освоены только при недискриминационном участии известных российских и иностранных компаний. Расширение перечня недропользователей позволит резко увеличить столь необходимый поток инвестиций в разработку оффшорных месторождений, а также привлечь самые современные мировые технологии. Без этой решительной и принципиальной смены подходов к разработке морских запасов углеводородов России не избежать обвального падения объемов добычи нефти и газа уже сразу за пределами 2020 года и последующей цепной негативной реакции всей экономики страны на деградацию базовой отрасли промышленности.

For more information please contact Olga Elkanovoy: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 or e-mail: [email protected]

Для дополнительной информации свяжитесь с Ольгой Елкановой по тел: +7 (495) 778 4597 / 778 9332 или по электронной почте: [email protected] www.rpi-research.com

77ROGTECROGTEC

ARCTIC DEVELOPMENT


SPE Arctic and Extreme EnvironmentsTechnical Conference and Exhibition15 – 17 October 2013All Russia Exhibition Center, Pavilion 75, Moscow, Russia

Science and induStry collaboration for croSSing arctic frontierSSubmiSSion deadline: 4 march 2013

www.arcticoilgas.com

for more information, please contact: Sue frye SPe Senior manager t: +44 020 7299 3300 e: [email protected]

For

information

on exhibiting and

sponsorship options

contact us today on

+44 (0) 20 8439 8890 or

email arctic@

reedexpo.co.uk

Steering committee co-chairS:• Vladimir Vovk, Gazprom• renaud gauchet, Total E&P Russie• anatoly Zolotukhin, Gubkin Russian State University of Oil and Gas

oPPortunitieS for SubmiSSion:1. Arctic and High North Oil and Natural Gas Potential2. Geology and Geophysics Technologies in Arctic and Harsh Environments3. Drilling and Well Construction Technology4. Oil Spill Prevention. After Macondo: Emergency Well Capping5. Offshore and Onshore Field Development6. Production and Reservoir Management7. Latest Technology and Technical Limits8. Transport, Logistics and Shipping9. Site Investigation for Oil and Gas Construction10. Safety, Environment and Social Responsibility11. Recruitment and Human Capabilities for Arctic and High North Fields Development12. Standards and Legislation

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC32

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу

+350 2162 4001 или по эл. почте на [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years!Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001

or e-mail [email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com80 ROGTEC80 ROGTEC80 ROGTEC

hardbandingsolutions.com rao.offshore.ru

p.04 p.53

tenaris.com

p.15

ite-exhibitions.com rdcr.net

ibc, p.29, p.68 & p.77 obc

tmk-group.ru

p.09

eage.ru pakersplus.com

p.25 & p.31 p.07

arcticoilgas.com

p.75

dsi-pbl.com n-g-k.ru

p.17 p.55

siemens.com/energy

p.05

liebherr.com rogtecmagazine.com

p.21 ifc

welltec.com

p.11

mief-tek.com rpi-conferences.com

p.57 p.26, p.45p.67

yamaloilandgas.com

p.19

The Mobius Group с гордостью объявляет о проведении 1-го круглого стола российских буровых подрядчиков (RDCR) 11 апреля в Москве в гостинице Swissotel Красные Холмы.

M

RDCR объединит лидирующих буровых подрядчиков с местными и международными поставщиками решений в области бурения под одной крышей для обмена информации и передового опыта в развитии и модернизации бурового флота России. Презентации круглого стола, в сочетании

с интерактивным откликом, позволит поставщикам технологий различных сфер напрямую взаимодействовать с региональными буровыми подрядчиками. Это позволит развить деловые отношения, перенять опыт и увеличить эффективность работы на месторождениях.

Всю дополнительную информацию вы можете получить, связавшись с Дагом Робсоном, Директором Отдела Продаж.

[email protected]

+34 952 904 230

Собрать передовых представителей отрасли за одним столом.

Уникальное событие, направленное на решение ключевых задач, стоящих перед российскими буровыми подрядчиками в 2013 году и далее.

11 Апреля 2013Swissotel Красные Холмы, Москва

www.rdcr.net

Золотые Спонсоры

ROGTEC Magazine Issue 32

Documents

Transcript of ROGTEC Magazine Issue 32