Журнал нефтегазовая геология теория и практика. Маргулис нефтегазогеологическое районирование

Bjorlykke, K., J. Jahren, N.H. Mondol, O. Marcussen, D. Croize, C. Peltonen, and B. Thyberg , 2009, Sediment Compaction and Rock. Properties: S&D Article #50192. Web accessed 27 October 2010. http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/50192bjorlykke/index.htm .
Bridge J.S., and R.V. Demicco , 2008, Earth surface processes, landforms and sediment deposits: New York, Cambridge University Press, 830 p.
Bucher K. and M. Frey , 2002. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. Springer-Verlag; Berlin, Heidelberg; pp. 341.
Chalmers G., R.M. Bustin and I. Powers , 2009. A pore by any other name would be as small: The importance of meso- and microporosity in shale gas capacity (abs.): AAPG Search and Discovery article 90090, 1 p.: http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2009/annual/abstracts/chalmers.htm (accessed March 14, 2011).
Day-Stirrat, R.J., A. McDonnell, and L.J. Wood , 2010, Diagenetic and seismic concerns associated with interpretation of deeply buried “mobile schales”, in L. Wood, ed., Schale tectonics: AAPG Memoir 93, p. 5-27.
Glasmacher U.A, Bauer W., Clauer N., Puchkov V.N. , 2004. Neoproterozoic metamorpishm and deformation at the southeastern margin of the East European Craton Uralides, Russia. International Journal of Earth Sciences (Geol Rundsch) (2004) November 2004, Volume 93, Issue 5, pp. 921–944. DOI: https://doi.org/10.1007/s00531-004-0426-3
Jacob G., H.J. Kisch, and B.A. van der Pluijm , 2000. The relationship of phyllosilicate orientation, X-ray diffraction intensity ratios, and c/b fissility ratios of the Helvetic zone of the Swiss Alps and the Caledonides of Jamtland, central western Sweden: Journal of Structural Geology, 22 (2), p. 245-258.
Katsube T.J. , 2000. Shale permeability and pore-structure evolution characteristics, Geological Survey of Canada. Report 2000, E15, 9 p.
Katsube T.J., M.A. Williamson , 1998. Shale petrophysical characteristics: permeability history of subsiding shales; in Shales and Mudstones II: Petrography, Petrophysics, Geochemistry and Economic Geology, (ed.) J. Schieber, W. Zimmerle, and P.S. Sethi; E. Schweizerbart Science Publishers, Stuttgart, Germany, p. 69-91.
Kisch H.J. , 1990. Calibration of the anchizone: a critical comparison of illite ‘crystallinity’ scales used for definition, Journal of Metamorphic Geology, 8: 31–46. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1990.tb00455.x
Kisch, H.J. , 1991. Development of slaty cleavage and degree of very low grade metamorphism: a review. Journal of Metamorphic Geology, 9, pp. 735–750. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1991.tb00562.x
Kubler B. , 1967. La cristallinite de l"illite et les zones tout a fait superieures du metamorphisme, in: Colloque sur les etages tectoniques, 1966, Neuchatel, Ed. La Braconniere, 105-122.
Loucks R.G., M.R. Reed, S.C. Ruppel and U. Hammes , 2012. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores, AAPG Bulletin, v. 96, no. 6 (June 2012), pp. 1071–1098. DOI: https://doi.org/10.1306/08171111061
Mastalerz, M., A. Schimmelmann, A. Drobniak, and Y. Chen , 2013, Porosity of Devonian and Mississippian New Albany Shale across a maturation gradient: Insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion, AAPG Bulletin, v. 97, no. 10 (October 2013), pp. 1621–1643. DOI: https://doi.org/10.1306/04011312194
Merriman, R.J., Peacor, D.R. , 1999. Very low-grade metapelites: mineralogy, microfabrics and measuring reaction progress. In: Frey, M., Robinson, D. (Eds.), Low-grade metamorphism. Blackwell Science, Oxford, pp. 10–60.
Microstructure of fine-grained sediments: from mud to shale, 1991. Editors: Bennett, R.H., Bryant, W.R., Hulbert, M.H., Associated Editors: Chiou, W.A., Faas, R.W., Kasprowicz, J., Li, H., Lomenick, T., O`Brien, N.R., Pamukcu, S., Smart, P., Weaver, C.E., Yamamoto, T. Springer New York. 1991, 566 p. DOI: https://doi.org/10.1007/978-1-4612-4428-8
Mondol, N.H., K. Bjorlykke, J. Jahren, and K. Hoeg , 2007, Experimental mechanical compaction of clay mineral aggregates - changes in physical properties of mudstones during burial: Marine and Petroleum Geology, v. 24, p. 289–311. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
Nelson, H.P. , 2009. Pore throat sizes in sandstones, tight sandstones and shale: AAPG, V. 93, no 3, 329-340 p. DOI: https://doi.org/10.1306/10240808059
Neuzel, C.E. , 1994, How permeable are clays and shales? Water Resources Research, vol. 30, no. 2 (February 1994), p. 145-150.
Park A.F. , 2009. Cleavages developed in mudstone during diagenesis and deformation: an example from the Carboniferous (Tournaisian), southeastern New Brunswick, Canada: Atlantic Geology 45 (2009), pp. 204–216. DOI: https://doi.org/10.4138/atlgeol.2009.010
Passchier, C.W., Trouw, R.A.J. , 2005. Microtectonics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 366 p. DOI: https://doi.org/10.1007/3-540-29359-0
Rouquerol, J., D. Avnir, C.W. Fairbridge, D.H. Everett, J.H. Haynes, N. Pernicone, J.D. F. Sing and K.K. Unger , 1994. Recommendations for the characterization of porous solids: Pure and Applied Chemistry, v. 66, p. 1739–1758. DOI: https://doi.org/10.1351/pac199466081739
Rushing, J.A. , 2014. Petrophysics of Shale Reservoirs: Understanding the rocks, pores, fluids and their interactions. AMU PETE 631 Lecture College Station, TX (USA) - 07 April 2014. 102 p. http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P631_14A/P631_14A_Lectures/P631_14A_Lec_xx_...
Schieber, J. , 2011. Shale microfabrics and pore development - An overview with emphasis on the importance of depositional processes, Recovery – 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 4 p.
Schmoker J.W. , 1995. Method for assessing continuous-type (unconventional) hydrocarbon accumulations, in Gautier D.L., Dolton G.L., Takahashi K.I, and Varens K.L., eds., 1995, 1995 National assessment of United States oil and gas resources – Results, methodology, and supporting data: U.S. Geological Survey Bulletin Data Series DDS-30, 1 CD-ROM.
Syed A.A., Clark W.J., Moore W.R., Dribus J.R. , 2010. Diagenesis and reservoir quality // Oilfield Review Summer 2010:22, no.2. – 14-27 p.
TXCO Resources, 2009, The emerging resource company, TXCO Resources: Howard Weil 37th Annual Energy Conference, New Orleans, March 22–29, 2009, 35. (accessed March 25, 2011)
Van der Pluijm, B.A. & Kaars-Sijpesteijn, C.H. , 1983. Chlorite-mica aggregates: morphology, orientation, development and bearing on cleavage formation in very low-grade rocks. Journal of Structural Geology, V.6, pp. 399-407.
Van Sickel, W.A., Kominz, M.A., Miller, K.G., & Browning, J.V. (2004). Late Cretaceous and Cenozoic sea-level estimates: Backstripping analysis of borehole data, onshore New Jersey. Basin Research, 16(4), 451-465. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2004.00242.x
Vazquez M., L. Asebriy, A. Azdimousa, A. Jabaloy, G. Booth-Rea, L. Barbero, M. Mellini, F. Gonzalez-Lodeiro , 2013. Evidence of extensional metamorphism associated to Cretaceous rifting of the North-Maghrebian massive margin: The Tanger-Ketama Unit (External Rif, northern Morocco): Geologica Acta, Vol. 11, N3, September 2013, pp. 277-293. DOI: https://doi.org/10.1344/105.000001843
Weaver C.E. , 1984. Shale-Slate Metamorphism in Southern Appalachians Developments in Petrology. V. 10, 239 p.
Winkler, H.G.F. , 1974. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. English editor E. Froese. Springer Study Edition, 3rd edition, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York. 320 p.

Согласно правилам, чтобы защитить кандидатскую, нужны не менее трех публикаций в журналах, включенных в перечень ВАК. В свое время прошерстил по всем возможным журналам, поэтому поделюсь своим мнением о них и опытом публикации. Для удобства составлю в виде условного рейтинга от самых крутых к самым убогим.

1. Нефтяное хозяйство
oil-industry.ru
Бесспорно самый ходовой, читаемый, цитируемы и так далее журнал, где действительно есть работающая процедура независимого рецензирования. Направлен только на нефтяные месторождения, рубрик много. Однако раньше у меня вставал вопрос, почему в некоторых статьях бывает так много воды. И тут как-то решился отправить статью сам. Надо отдать должное, рецензия пришла довольно быстро, да и замечания были в общем по делу. Однако если устранить все замечания рецензента, то получится не узко специализированная статья, а как минимум вторая кандидатская. Большой плюс журнала - он включен в международную базу SCOPUS. Допустим, в ТюмГНГУ за статью в таком журнале готовы поощрать суммой в 30 тыр, это очень существенно, учитывая, что оклад доцента - 10 тыр.

2. Газовая промышленность
gas-journal.ru
Сюда принимают статьи, касающиеся в основном газовых и газоконденсатных и иже с ними месторождений. Сталкиваться не приходилось лично. Но это своего рода "Нефтяное хозяйство" для газовиков. Очень уважаемый журнал.

3. Нефтепромысловое дело
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море
Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности
vniioeng.mcn.ru
На третьем месте сразу пять журналов, хотя из них, к нашей теме относятся только первые два. Однако если отправите статью по разработке в какой-нибудь другой, то не исключено, что опубликуют. Допустим, статью про гидродинамические исследования в свое время публиковали в "Автоматизации, телемеханизации...". Эти журналы объединяет то, что все они под крылом ВНИИОЭНГ, поэтому и редакция, как я понимаю, практически одна и та же. Опубликоваться вполне реально. Пока только отправил туда статьи, ответа еще не было. Одно но, если среди авторов нет аспирантов, то могут затребовать 3 тыра за публикацию. Хотят попасть в базу SCOPUS, что очень похвально.

4. Территория НЕФТЕГАЗ
www.neftegas.info
Журнал обо всем и ни о чем. Тематика статей крайне обширна, однако кто-то все равно читает. Опубликовать очень реально, особенно если заранее подготовить рецензию. Публиковался там два раза, никаких правок не вносили вообще.

5. Нефтегазовое дело
http://www.ogbus.ru/
Главна особенность журнала - он электронный, но есть и печатная версия с таким же названием. В нем, наверное, больше всего бюрократических процедур. Для публикации статьи аспиранта требуется вроде даже выписка из заседания кафедры. Журнал в отличие от выше рассмотренных, базируется в Уфе. Думаю, опубликоваться вполне реально, но может затянуться, я почему-то связываться не стал.

6. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ
http://www.tsogu.ru/1720/1028/folder-2005-06-10-5748944590/oilgas/
Говорят когда-то это был очень престижный журнал, куда мечтали попасть все и вся. Теперь служит в основном для публикаций соискателей ТюмГНГУ, и выпускает его собственно тоже ТюмГНГУ. Там всегда большая очередь, нужно собрать кучу бумажек. Однако, кто его читает, кроме самих авторов, мне неизвестно. Выходит в черно-белом виде, раз в 2 месяца. Единственный плюс для соискателей ТюмГНГУ, могут ускорить выход статьи, если близко защита.

7. Технологии нефти и газа.
http://www.nitu.ru/tng.htm
Тоже выходит раз в два месяца в черно-белом виде, но уже в РГУ. Может он журнал и хороший, но уж очень малоизвестный. Даже тогдашний, ныне покойный, секретарь совета, очень удивился, что в списке ВАК есть и такой журнал. Публиковал там одну статью, править пришлось минимум и по делу. По моей просьбе даже ускорили публикацию, за что спасибо главному редактору Борису Петровичу. Читают его, видимо, только в РГУ.

8. Инженер-нефтяник
http://www.ids-corp.ru/index.php?pid=39
Данный журнал может и не заслуживает 8 места, но я не могу припомнить, чтобы хоть раз держал его в руках. Хотя разведка показала, что опубликоваться там вполне реально и без существенных правок. Документов тоже нужно минимум.

9. Естественные и технические науки
[email protected]
Тоже очень реально опубликоваться, узнавал лично, но непонятно зачем. Хотя нет, знаю. Если хотите, чтоб вашу статью никто не увидел, то можно туда.

10. Вестник Тамбовского университета. Серия: Естественные и технические науки
[email protected]
Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Естественные науки
[email protected]"
Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки
[email protected]
Научные ведомости Белгородского государственного университета. Серия Естественные науки
[email protected]
Ученые записки Казанского университета. Серия Естественные науки
[email protected]
Все это тоже ваковские журналы, и в них тоже возможно опубликоваться, узнавал лично. Опять же встает вопрос зачем.

Смежные журналы:
Бурение и нефть
Вестник Ассоциации буровых подрядчиков
Геология нефти и газа
Журнал Сибирского федерального университета. Серия: Техника и технологии
Нефтегазовая геология. Теория и практика (электронный журнал)
Нефть России
Про них не узнавал ничего. Однако в том же "Бурение и нефть" бывают тематические номера, связанные с разработкой.

Достойные журналы:
Горные ведомости
http://www.sibsac.ru/gornye-vedomosti
Скромный, но вполне качественный журнал, выпускаемый ОАО "СибНАЦ". Не ваковский, однако более достоин этого, чем многие ваковские. По крайней мере, уверен, что в СибНАЦе его читают.

Наука и ТЭК
miptek.ru
Тюменский журнал, тоже завязан с ТюмГНГУ, но через отдельных людей, так что от вуза независим. В связи с этим гораздо проще процедура публикации. Журнал новый, потому малоизвестный, однако сделан качественно, выходит каждый месяц. Претендует на то, чтобы стать ваковским. Ходили слухи, что журналу не хватает наполнения, поэтому призываю всех выслать по статейке в адрес журнала!

Новатор
Был у ТНК такой корпоративный журнальчик, иногда публиковали что-то интересно. Сейчас не знаю, что с ним стало.

Роснефть - Научно-технический вестник
http://www.rosneft.ru/news/media/stb/
Зато вот этот корпоративный журнал "Роснефти" продолжает выходить. Тоже бывает кое-что интересное.

P.S. Если знаете о каких-то еще журналах, а также если есть ссылки на номера Нефтяного хозяйства за 2013 год, оставляйте в комментах

УДК 553.98.04(265.51/.54)

Маргулис Л.С.

ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ВНИГРИ), Санкт-Петербург, Россия [email protected]

НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫХ МОРЕЙ

В статье рассматриваются принципы нефтегеологического районирования и проведено районирование территорий и акваторий Дальнего Востока на нефтегазоносные области, в пределах которых месторождения нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым нефтегазоносным комплексам. По углеводородному богатству выделяется6 нефтегазоносных областей, где сосредоточено 75% ресурсов. Проведена оценка достоверности ресурсных прогнозов и определены главные риски нефтегазопоисков.

Ключевые слова : Дальний Восток России, нефть, газ, эффективность геологоразведочных работ, риски нефтегазопоисков.

Существует две основные задачи нефтегазогеологического районирования[Прогноз

месторождений …, 1981]. Первая заключается в выделении крупных объектов, в пределах

которых процессы генерации и аккумуляции нефти и газа протекали автономно. Вт рая

задача направлена на выделение крупных объектов, пределах которых месторождения

нефти и газа характеризуются сходными условиями формирования и приурочены к единым

провинций (НГП), нефтегазоносных областей (НГО) и нефтегазоносных районов(НГР).

Противопоставлять указанные задачи и способы нефтегеологического районирования нельзя.

НГО и НГР. Выделение последних регламентируется методическими рекомендациями по

прогнозу углеводородных ресурсов регионов [Методическое руководство…, 2000].

нами, как и ранее [Топливно-энергетическая сырьевая…, 1999; Белонин, Маргулис, 2005], на

«провинциальной» основе, так как основной целью являлось разделение перспективных

земель по наблюдаемому и прогнозному распределению месторождений нефти и газа и

определению методов нефтегазопоисковых работ.

Базовой для нефтегазогеологического районирования явилась составленная нами тектоническая карта дальневосточных акваторий и прилегающей (суширис. 1). Не останавливаясь на ее характеристике, следует обратить внимание на следующие основные положения, непосредственно касающиеся перспектив нефтегазоносности региона.

1. Дальневосточные акватории относятся к активной островодужной окраине, которую Л.И. Красный удачно назвал транзиталью[Красный, 1977]. В дальневосточной транзитали отчетливо выделяется тыловая(пассивная) и внешняя (фронтальная) части. Наибольшими перспективами нефтегазоносности обладает тыловая (пассивная) часть.

2. Крупнейшими тектоническими элементами пассивной части транзитали являются:

подводная окраина континента; внутритранзитальные кайнозойские плиты; глубоководные впадины; кайнозойские аккреционно-коллизионные области.

3. Подавляющая часть ресурсов УВ прогнозируется в краевых впадинах окраины

Евразиатского континента и кайнозойских аккреционно-коллизионных систем. Эти впадины обычно имеют двухэтажное строение. Нижний (палеогеновый, обычно доолигоценовый)

этаж – рифтовый, верхний (олигоцен-неогеновый) – впадинного заполнения. Наиболее четко рифтовый этаж выражен на окраине континента, в Западно-Сахалинском и Охотско-Западно-

Камчатском прогибах. Грабен-рифты выполнены граувакками, часто угленосными. Верхний

нижнего и среднего миоцена, а также в плиоцене-квартере. В большинстве случаев весь осадочный чехол позднекайнозойскими событиями деформирован совместно.

5. Основной отличительной особенностью олигоцен-неогенового чехла мощностью до

9-10 км является сопряжение наиболее значительных его прогибов с глубоководными впадинами с образованием единых седиментационных систем. Это обусловливает не только структурные, но, что очень важно подчеркнуть, и седиментационные асимметрии осадочных бассейнов и их резкую дифференциацию по факторам нефтегазонакопления.

Кайнозойский чехол практически полностью покрывает акваториальное пространство и подчас трудно провести границу осадочных бассейнов. Их выделение показано на примере наиболее богатого углеводородами Охотоморского региона (рис. 2).

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf

Условные обозначения:

1 - докайнозойские аккреционноколлизионные области: мезозойские Верхоянско-Колымская (I), МонголоОхотская (II), Сихотэ-Алинъская (III) и мел-раннепалеогеновая Корякская (IV); 2 - срединные массивы (микроконтиненты): Омл - Омолонский, Тг - Тайгоносский, Ом - Омулевский, Ох - Охотский; 3-4 - вулканические пояса: 3 - меловые Охотско-Чукотский (а) и Сихотэ-Алиньский (б), палеогеновый Корякско-Западно-Камчатский (в); 4 - олигоцен-четвертичный КурилоКамчатский вулканический пояс; 5 - докайнозойские образования кайнозойских аккреционно-коллизионных областей: а - палеозой-мезозойские (в Срединно-Камчатском выступе и докембрийские) метаморфические и вулканогенно-кремнистые образования; б - верхнемеловые терригенные образования; 6 - глубины подошвы кайнозойского чехла менее 2 км (а), выходы на дно моря акустического фундамента (б); 7 - глубины подошвы чехла 2-6 км; 8 - глубины подошвы чехла более б км; 9 - изогипсы подошвы кайнозойского чехла (в км); 10 - зона отсутствия сейсмического материала (зона флюидопереноса на склоне впадины Дерюгина); 11 - граница Охотской провинции; 12 - границы основных кайнозойских осадочных бассейнов и прогибов; 13 - мелкие кайнозойские постколлизионные впадины обрамления Охотской провинции; 14 -разломы; 15 - глубоководные желоба.

Основные осадочные бассейны и прогибы (цифры в кружках):

1. Охотско-Западно-Камчатский бассейн 1.1. Западно-Камчатский прогиб

1.2. Воямполъский прогиб 1.3. Шелиховский прогиб 1.4. Поворотный прогиб 2. Пьягинский прогиб

3. Пусторецкий (Кинкилъский) прогиб

4. бассейн Тинро

5. Северо-Охотский бассейн 5.1. Завьяловский прогиб 5.2. Мотыклейский прогиб 6. Гижигинский прогиб

7. Лисянско-Кухтуйский бассейн 7.1. Лисянский прогиб 7.2. Кухтуйский прогиб

8. грабены Шантарского шельфа

9. Северо-Сахалинский прогиб 9.1. Северо-Сахалинский бассейн 9.2. Северный прогиб 9.3. Пограничный прогиб 10. Дерюгинский бассейн

10.1. восточно-Сахалинский прогиб 10.2. впадина Дерюгина 11. Южно-Сахалинский бассейн 11.1. прогиб Анива 11.2. Макаровский прогиб

11.3. Владимировский прогиб 12. Южно-Охотский бассейн; 13. Голыгинский прогиб

14. Западно-Сахалинский бассейн

Рис. 2. Осадочные бассейны Охотоморского региона

(составили Л.С. Маргулис и Т.А. Андиева)

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf

3 – Восточнотугурская, 4 – Удыльская, 5 – Ушумунская, 6 – Зее-Буреинская, 7 – Верхнебуреинская, 8 – Среднеамурская, 9 – Ханкайская, 10 – Суйфунская, 11 – Сучанская, 12 – Кавинско-Тауйская

кольцом. Системой разломов и выступов оно разделяется на отдельные бассейны, которые по строению земной коры и характеру кайнозойского выполнения образуют тектонический

ряд от прогибов окраины континента и приорогенных депрессий кайнозойс

коллизионных областей до задуговых глубоководных впадин. Границы приорогенных прогибов с глубоководными впадинами обычно совпадают с серией разломов и часто сопровождаются широкими зонами флюидопереноса. Геотермический режим недр резко

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf

рациональности и удобства. Как правило, регионы, по геологическим критериям отвечающие НГП, но не обладающие значительными ресурсами(более 2 млрд. т н.э.) не рекомендуется выделять в самостоятельные НГП [Прогноз месторождений …, 1981].

Углеводородная ресурсная база дальневосточного шельфа оценивается (до изобаты 500

м) в 18,9 млрд. т н.э.* Это оценка ВНИГРИ, официальная оценка примерно на 1,5 млрд. т

ниже [Белонин, Маргулис, 2005]. Но расхождение незначительно и находится в пределах точности прогноза.

По углеводородному богатству выделяются шесть НГО: Северо-Сахалинская, Западно-

Камчатская, Северо-Охотская, Анадырско-Наваринская и Хатырская. В них сосредоточено

75% ресурсов, в том числе 35% всех ресурсов сконцентрировано в Северо-Сахалинской НГО

Рис. 4. Ресурсы УВ дальневосточных акваторий (распределение НСР УВ по НГО)

Северо-Сахалинская НГО является эталоном и одновременно предельно высоким ресурсным показателем для других областей Дальнего Востока. Поэтому достоверность определения ресурсов этой области в значительной степени определяет точность ресурсных прогнозов в других НГО Дальнего Востока. Плотность ресурсов в Северо-Сахалинской НГО составляет около 70 тыс. т/км2 . Это очень высокая плотность, если учесть что плотность ресурсов богатых НГБ западного сектора Тихоокеанского, поясатаких как Саравак,

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf

Рис. 5. Начальные ресурсы УВ Северо-Сахалинской НГО

В настоящее время изученность Северо-Сахалинской НГО такова, что позволяет провести оценку достоверности ресурсных прогнозов. Как известно, максимальная эффективность нефтегазопоисков большинства бассейнов Мира достигается примерно при

20% разведанности ресурсов.

Максимальная эффективность геологоразведочных работ на северо-сахалинском шельфе (6,3 тыс. т/м) была достигнута в период1977-1992 гг., когда были открыты крупнейшие месторождения (Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво-море, Аркутун-

Дагинское, Лунское). После 1992 г. наблюдается резкое снижение эффективности ГРР

(«сухие скважины»: Астрахановская, Медведь, Тойская, Савицкая; открытие лишь мелких месторождений: Пела-Лейч, Удачное, Южно-Васюканское). Разведанные геологические запасы по состоянию на01.01.2000 г. составляли 1,3 млрд. т н.э. (на 01.01.2007 г.

разведанные запасы этих месторождений1,8 млрд. т н.э.). Если принять, что эти запасы составляли 20% от ресурсов, то суммарные ресурсы шельфа Северного Сахалина можно оценить по этому показателю примерно в 6,5-7 млрд. т н.э.

Сходный объем ресурсов УВ прогнозируется и по величине самого крупного в НГО месторождения, где концентрируется обычно порядка10% ресурсов всего НГО. В Северо-

Сахалинской НГО крупнейшее Чайвинское месторождение (рис. 6) содержит около 700 млн.

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf

Таким образом, как показывают результаты ГРР, начальные суммарные ресурсы УВ шельфа Северного Сахалина в объеме6,6 млрд. т н.э. были определены достаточно достоверно. По состоянию на01.01.2007 г. разведанность ресурсов (1,8 млрд. т) шельфа составляет 27%, освоенность ресурсов (3 млрд. т) – 45%, а неосвоенная часть(Д+С3 )

прогнозируется в объеме 3,6 млрд. т н.э. (рис. 7).

Рис. 7. Структура НСР УВ шельфа Северо-Сахалинской НГО (на 01.01.2008)

Между тем, ресурсы Северо-Сахалинской НГО нуждаются в уточнении и прежде всего

в их дифференциации по площади и по фазовому составу. Согласно принятой официальной оценке в составе ресурсов шельфа преобладает свободный газ(52%), а нефть составляет

_______________________________________________________________________________________

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf