Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России (Сборник научных трудов), страница 17

Нефтегазоносные области

Стратиграфические комплексы (возраст)

девон

карбон

пермь

триас

юра

мел

Северо-Баренцевская

_

188

208

56

Южно-Баренцевская

97

196

143

38,5

36

4

Централ ьно-Баренцевская

~

-

-

-

-

_

Адмиралтейская

167

184

167

71

71

-

Кольско-Канинская

176

200

169

-

-

-

Персейская

-

121

106

-

-

-

Малоземельско-Колгуевская

187

68

56

-

-

-

Печоро-Колвинская

143

61

56

-

-

-

Хорейвер-Мореюская

143

62

54

-

-

Предтиманская

167

67

67

-

-

-

Коратаихинская

-

63

55

-

-

-

Варандей-Адзъвинская

97

59

63

-

-

Распределение рассматриваемого параметра по отдельным стра­тиграфическим комплексам Баренцева моря показывает, что отмеча­ется явный сдвиг наибольшего конденсатосодержания от девонского комплекса на шельфе Печорского моря до мезозоя (триас-юрский комплекс) на севере Баренцевоморского бассейна.

Относительно небольшие (до 2-3 км) глубины залегания и тер-ригенный облик вмещающих отложений обусловливают преимущест­венно нафтеновый тип конденсатов акватории Баренцева моп#. Так, содержание нафтеновых УВ в конденсатах юрского комплекса Шток-мановского месторождения достигает 70-72 %, плотность его 0,841 -0,847 г/см3. Выход конденсата на Штокмановском месторождении со­ставляет в среднем порядка 20 см33, т.е. по содержанию растворен­ных жидких УВ месторождение относится к категории низкоконден-сатных. Газы Штокмановского месторождения в пласте Ю] относятся

36


к категории газов метанового типа, а в пластах Ю2 и Юз - к категории газов этанового типа. (Е.В.Захаров, И.Б.Кулибакина, 1990),

Для южного шельфа Карского моря содержание стабильного конденсата определялось путем статистической обработки фактиче­ских данных, полученных по сопредельным сухопутным месторож­дениям: Северо-Тамбейскому, Западно-Тамбейскому, Южно-Тамбей-скому, Утреннему и Геофизическому. В итоге среднее содержание стабильного конденсата в газе составило: по сеноман-альбскому ком­плексу - 0,5 г/м3, по аптскому - 26 г/м3, по неокомскому (барремско-валанжинскому) комплексу - 98 г/м3 и по средие-нижнеюрскому -118 г/м3.

Рассмотренные данные по распределению НСР газа и конденса­та в разных НГО на сопредельной суше позволили произвести про­гноз возможного конденсатосодержания по морским частям Байда-рацко-Приновоземельской, Южно-Карской, Ямальской и Гыданской ИГО, включая губы, отдельно по отложениям юрского и мелового комплексов (табл. 2). Максимальным содержанием конденсата харак­теризуются газы юрского комплекса Ямальской НГО (особенно по губам - 290 г/м3). В газах мелового комплекса содержание конденса­та значительно ниже - 26-56 г/м3 и только по губам Гыданской и Ямальской НГО может составить соответственно 69-100 г/м3.

Таблица 2

Прогноз конденсатосодержаиия в природных газах по отдельным НГО Карского моря

Нефтегазоносные области

Конденсатосодержание, г/м

юра

мел

в том числе

неоком

апт

альб-сеноман

Байдарацко-Приновоземельская

-

26

26

-

Южно-Карская

44

27

30

137

2

Ямальская

151

35

66

39

2

ii т.ч. губы

290

100

232

85

3

Гыданская

118

51

92

46

4

в т.ч. губы

77

56

85

83

3

Итого по губам

94,5

69

112

96

3