Buchumschlag

Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы

На континентальном склоне Европы имеются 122 глубоководных (217–1376 м) нефтяных и газовых месторождения, которые содержат 1614 млн т нефти, 100 млн т конденсата и 6759 млрд м3 природного газа в песчаниках и карбонатах 12 осадочных бассейнов мористее Ирландии, Испании, Италии, Норвегии, России и...

Ausführliche Beschreibung

Gespeichert in:
Bibliographische Detailangaben
Veröffentlicht in:Геология и полезные ископаемые Мирового океана
Datum:2010
Hauptverfasser: Гожик, П.Ф., Краюшкин, В.А., Клочко, В.П., Гусева, Э.Е., Масляк, В.А.
Format: Artikel
Sprache:Russisch
Veröffentlicht: Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України 2010
Schlagworte:
Полезные ископаемые
Online Zugang:https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44855
Tags: Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 1. — С. 5-39. — Бібліогр.: 41 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
_version_ 1859607648255606784
author Гожик, П.Ф.
Краюшкин, В.А.
Клочко, В.П.
Гусева, Э.Е.
Масляк, В.А.
author_facet Гожик, П.Ф.
Краюшкин, В.А.
Клочко, В.П.
Гусева, Э.Е.
Масляк, В.А.
citation_txt Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 1. — С. 5-39. — Бібліогр.: 41 назв. — рос.
collection DSpace DC
container_title Геология и полезные ископаемые Мирового океана
description На континентальном склоне Европы имеются 122 глубоководных (217–1376 м) нефтяных и газовых месторождения, которые содержат 1614 млн т нефти, 100 млн т конденсата и 6759 млрд м3 природного газа в песчаниках и карбонатах 12 осадочных бассейнов мористее Ирландии, Испании, Италии, Норвегии, России и Соединенного Королевства. На континентальному схилі Європи є 122 глибоководних (217 1376 м) нафтових і газових родовища, які містять 1614 млн т нафти, 100 млн т конденсату та 6759 млрд м3 природного газу в пісковиках і карбонатах 12 осадочних басейнів у морі біля Ірландії, Іспанії, Італії, Норвегії, Росії та З’єднаного Королівства. In the Europe’s continental slope, there are 122 deepwater (217 1376 m) oil and gas fields which contain 1654 million tonnes of oil, 100 million tonnes of condensate and 6759 billion cubic metres of natural gas in sandstones and carbonates of 12 sedimentary basins off Ireland, Italy, Norway, Russia, Spain and United Kingdom.
first_indexed 2025-11-28T06:31:01Z
format Article
fulltext НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 5 ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ УДК 553.982.061.33 © П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк, 2010 Институт геологических наук НАН Украины, Киев НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ На континентальном склоне Европы имеются 122 глубоководных (217–1376 м) нефтяных и газовых месторождения, которые содержат 1614 млн т нефти, 100 млн т конденсата и 6759 млрд м3 природного газа в песчаниках и карбонатах 12 осадочных бассейнов мористее Ирландии, Испании, Италии, Норвегии, России и Соединенного Королевства. Нефть, газоконденсат и природный газ на континентальном склоне Ев� ропы разведуются и добываются на многих глубоководных (217–1360 м) пло� щадях Дании (Фарерские о�ва), Ирландии, Испании, Италии, Норвегии, России и Соединенного Королевства в Адриатическом (бассейн Умбро�Мар� киджяно), Баренцевом (бассейны Гаммерфест, Тромсл, Харстад и Южный Баренцевоморский), Норвежском (бассейны Воринг и Хельгеланд), Север� ном (Североморский бассейн), Средиземном (бассейны Пелагический и Эбро) морях и Северо�Восточной Атлантике (бассейны Восточнофарерский и За� падношетландский) [1]. Северное море является одним из самых крупных в мире морских га� зонефтедобывающих регионов. Более 450 месторождений нефти, газокон� денсата и природного газа разрабатываются на континентальном шельфе Германии, Дании, Нидерландов, Норвегии и Соединенного Королевства, а также на склоне Норвегии. Именно на Северное море приходятся почти 24 % мировой морской нефтегазодобычи. Она началась в британском секторе этого моря в 1970�х гг. и спасла тогда от катастрофы Соединенное Королевство. Разработка недр норвежского сектора дала возможность создать для буду� щих поколений норвежцев и Национальный Нефтегазовый Фонд, куда с 1990 г. поступает часть налогов от нефтегазодобычи. Сейчас в Норвегии 4,6 млн чел., а в Фонде – уже $ 225 млрд, т.е. $ 50 тыс./чел. На протяжении 1970�х гг. в подводных недрах британского сектора Се� верного моря разведано 3530 млн м3 запасов нефти, в 1980�х – 1097 млн м3 и в 1990�х – 445 млн м3, т.е. в сумме – 5072 млн м3 извлекаемой нефти. В 1970– 2000 гг. на обустройство морских нефте� и газопромыслов, а также на добы� чу 3100 млн м3 нефти и 1606 млрд м3 газа в британском секторе Северного моря освоено $ 358 млрд, а на нефтегазопромысловое обустройство место� рождений и добычу 2369 млн м3 нефти и 747 млрд м3 газа в норвежском сек� торе – $ 198 млрд [2]. Нефть и природный газ Северного моря добываются из песчаников девона (олдрэд), карбона, перми, триаса, юры, мела, палео� цена, эоцена и олигоцена, а также из писчего мела датского яруса палеоце� на. Британский сектор уже дал 3561 млн м3 (3068 млн т) нефти и 351 млрд м3 газа. Остающиеся доказанные (извлекаемые) запасы здесь исчисляются ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 6 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 1445 млн м3 (1246 млн т) нефти и 212 млрд м3 газа, а те, которые предстоит открыть, – 740 млн т нефти и 108 млрд м3 газа. В норвежском секторе Северного моря поиски нефти и газа начались в 1965 г. Первое промышленное нефтяное месторождение (Экуфиш; 205 млн т; писчий мел; P1) открыто в 1971 г. К середине 1990�х гг., когда разработкой были охвачены и другие месторождения (Валгалл, Гульфаш, Код, Ольбушель, Статфюр, Уэст Экуфиш и Элдфиш) с начальными извле� каемыми запасами по 68 млн т нефти (например, Ольбушель) и даже 527 млн т нефти и 105 млрд м3 газа (Статфюр), уже добывалось более 90 млн т/год нефти с конденсатом и около 30 млрд м3/год природного газа из подсчитанных доказанных запасов более 2100 млн т нефти и 3100 млрд м3 газа. Считается, кроме того, что в норвежском секторе будет открыто еще не менее 1200 млн т нефти и 2800 млрд м3 газа. Более 60 % разрабатываю� щихся доказанных запасов нефти и газа Норвегии находятся в гигантских североморских месторождениях, открытых в 1970–1985 гг. [2, 3]. Пик морской нефтедобычи (1,033 млн т/сут) в британском секторе Се� верного моря был достигнут в 2000 г., а в норвежском (0,636 млн т/сут) – в 2001 г. Сейчас в обоих секторах происходит падение нефтедобычи. Пик мор� ской газодобычи (240 млрд м3/год) в британском секторе Северного моря до� стигнут в 2007 г., в норвежском секторе (175 млрд м3/год) – в 2009 г. Капи� тализация морской нефтегазовой промышленности Северного моря, в целом, ранее определялась $ 33 млрд/год, в 2001–2005 гг. – по $ 30 млрд/год и в 2006 г. – $ 40 млрд/год [2]. Северное море примечательно и наличием крупных запасов нефти в не� вероятных, казалось бы, для нее пластовых условиях. Так, в центральной части моря, где его глубина 80–92 м (британский Блок 22/30) в 130–221 км восточнее Абердина (Шотландия), разрабатываются с 1996–1997 гг. место� рождения Джейд, Элгин/Франклин, Шируотер и Эрскин. В двух первых из них промышленные залежи газоконденсата, нефти и природного газа были вскрыты на глубине 5490–5764 м в юрских песчаниках при пластовом давле� нии 112 МПа и пластовой температуре более 200оС. Освоение 28 млрд м3 газа и 32 млн т нефти месторождения Шируотер и 12 млн т нефти месторождения Эрскин начиналось при пластовом давлении 98,3 МПа и пластовой темпера� туре 340оС на глубине 4880 м [21]. Даже сейчас, 13 лет спустя, эксплуатаци� онная скв. ЮЗ�08, добывающая нефть с глубины 4575 м в месторождении Шируотер, имеет забойную температуру 185оС [24]. Думается, что эти темпе� ратуры и давления обязаны особенностям геологического строения и тепло� массопереноса в недрах Североморского осадочного бассейна, являющегося интракратоническим рифтогеном и имеющим необычную историю возник� новения и развития, что видно из нижеследующего. В допермское время Западная Европа, Гренландия и Северная Америка представляли собой единый мегаблок континентальной земной коры. В пер� ми здесь накапливались мощные красные континентальные песчаники (крас� ный лежень или, по�немецки, ротлигендес), аргиллиты и глинистые сланцы, аккумуляция которых локально прерывалась седиментацией каменной соли и других эвапоритов, а также образованием спилитово�кератофировой фор� мации. В триасе же возникли те силы растяжения, которые обусловили про� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 7 должение прогибания осадочных бассейнов и образование рифтовых долин раздвигания. Развитие этого процесса закончилось тем, что Североамери� канская, Гренландская и Европейская плиты отодвинулись друг от друга на огромные расстояния тогда, когда новая, океаническая, кора создала то, чем сейчас являются океанические впадины Северной Атлантики [3]. В разрезе нижней перми Североморского бассейна главными коллек� торами нефти и газа являются следующие фациальные разновидности крас� ного лежня: дюнные пески мощностью до 215 м, очень чистые кварцевые, пористостью 12–27 % и проницаемостью 0,1–1,3 пм2; пески типа «вади», глинистые, плохо отсортированные, пористостью 10–20 % и проницаемос� тью 0,001–0,1 пм2; междюнные пески «сабха», очень глинистые, пористос� тью 5–18 % и проницаемостью 0,001–0,01 пм2, часто с большим содержа� нием каменной соли и ангидрита; флювиальные пески плотные, тонкозер� нистые, пористостью 2–10 % и проницаемостью 0,0001–0,001 пм2 с мало� мощными прослоями аргиллитов и глинистых сланцев. В пермотриасовое время в самой глубокой части Северного моря, в тес� ной близости от его срединной линии�оси и того места, где ныне разрабаты� ваются высокотемпературные месторождения Шируотер и Эрскин, возникла и развилась ограниченная разломами и простирающаяся с севера на юг осе� вая рифтовая долина (Центральный грабен и грабен Викинг). Это, по�види� мому, именно та геотрещина, по которой отделились друг от друга Североа� мериканская и Европейская континентальные плиты. В юре грабен Викинг оставался одним из главных структурных и геодинамически активных эле� ментов Североморского осадочного бассейна, и юра началась крупной морс� кой трансгрессией, затопившей аллювиальные равнины триасовой суши в области Северного моря. В некоторых местах эта трансгрессия перемыла часть упомянутого аллювия и переотложила его в виде эрратического на� носного плаща морских песков прибрежной полосы. На протяжении боль� шей части раннеюрского времени впадина Северного моря и его сопределье на юге и западе были заняты морем, где отлагались аргиллиты и глинистые сланцы лейаса. Устойчивое и постепенное прогибание происходило на всей площади Североморского бассейна, дно которого тогда представляло собой мозаику из горстов и грабенов. Седиментация илов вдоль продольной оси грабенов Центрального и Викинг продолжалась вплоть до средней юры включитель� но, но по краям Североморского бассейна отложения средней юры залегают на сводообразно выпуклой и полого срезанной стратиграфическим несогла� сием поверхности лейаса. Тогда же, в средней юре, сформировался вкрест простирания значительной части Северного моря и обширный покров пре� имущественно дельтовых песчаников, являющихся коллекторами нефти в гигантском (более 305 млн т) месторождении Брент и многих других севе� роморских месторождениях нефти и газа как на шельфе, так и на конти� нентальном склоне. Местами, например, на площади, где сейчас разраба� тываются гигантские нефтяные месторождения Фотис (405 млн т) и Пай� пер (170 млн т), средняя юра была периодом активного эффузивного вулка� низма, когда извергались базальтовые лавы, давшие начало периферичес� ким зонам развития пестроцветных вулканокластических песков. Средняя ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 8 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 юра закончилась новой фазой активных тектонических подвижек, после ко� торой седиментация илов возобновилась и длилась на всем протяжении по� здней юры. Иногда верхнеюрские аргиллиты и глинистые сланцы залегают на срезанных стратиграфическим несогласием более древних горных поро� дах в сводовых частях горстов и по краям Североморского бассейна. В поздней юре отлагались и пески; по характеру своего развития локальные и линзо� видные, они тесно ассоциируются с соседними дизъюнктивными эскарпами. Юрские коллекторы нефти и газа залегают на трех стратиграфичес� ких уровнях – в рэте, байос�бате (средняя юра) и оксфорде�кимеридже (вер� хняя юра). Это пески морские, дельтово�платформенные, пески каналов� проливов, слюдистые, пески с тяжелыми минералами и базальные. Для их средне� и грубозернистых разностей пористость измеряется 20–35 %, об� ласть изменения проницаемости чрезвычайно широкая. Рэтская трансгрессия распространялась вкрест простирания Северо� морской впадины. По берегам этого наступающего моря трансгрессией были перемыты красные континентальные песчаники и глинистые сланцы триа� са. Данные переотложенные пористые пески географически широко здесь распространены и образуют нижнюю коллекторскую зону в месторождении Брент. Правда, местами рэтский песок является дельтовым, например, в северо�восточной побережной части Шотландии он переслаивается с плас� тами каменных углей. Главный юрский коллектор нефти и газа в Северном море – пески бай� осс�батского возраста, из них добывается нефть в гигантских месторожде� ниях Брент (305 млн т), Данлин (170 млн т), Тистл (135 млн т) и Хаттон (135 млн т) британского сектора моря. Средне� и верхнеюрские пески – про� дукт регрессивных циклов седиментации. В каждом этом цикле развивал� ся вкрест простирания области Северного моря комплекс дельт с флюви� альными и угленосными отложениями, и в конце каждого регрессивного цикла осадконакопления Северное море перемещалось по поверхности преж� них дельт, размывая, перерабатывая их и переотлагая перемытые мелко� водно�отмельные пески. Петрофизика нефтегазовых коллекторских пород, образовавшихся в ре� зультате упомянутых процессов, тесно связана с фациями седиментации. Наи� более чистые, хорошо отсортированные, с самой высокой пористостью пески – это пески морских отмелей (банок). На втором месте по качеству емкостных свойств находятся высокопористые и высокопроницаемые пески, вскрытые бурением в каналах�протоках палеодельт. Далее идут флювиальные пески, а самые плохие обнаружены в периферических зонах конусов выноса осадков турбидитными потоками. Правда, петрофизические свойства всех этих пород� коллекторов нефти и газа обусловливаются не только фациями седиментации, но и источником сноса. Юрские коллекторские пески образовались из разных источников сноса обломочного материала. Участки существовавшего ранее осадочного чехла дали хорошие и богатые кварцем пески, а площади с обна� женными породами кристаллического фундамента были источником отложе� ния аркозовых неотсортированных песков, богатых полевым шпатом и слю� дой. Среднеюрские вулканогенные породы претерпели быструю эрозию и ге� нерировали хлоритовые вулканокластические отложения. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 9 В продуктах упомянутых фаций седиментации самые высокие порис� тость и проницаемость установлены в протокварцевых�протокварцитовых песках. У аркозов наблюдаются меньшие пористость и проницаемость, а у вулканокластических песков – наименьшие. Постседиментационная цемен� тация юрских песков�коллекторов нефти и газа очень слабо снизила их по� ристость, за исключением вулканокластических песков. Последние весьма неустойчивы химически, их обломочные зерна могут легко разрушаться и давать хлоритовую матрицу, что уменьшает первичную высокую седимен� тационную пористость. Когда имеются условия такого химического разло� жения обломочных зерен, вулканический песок не может дать хорошего коллектора нефти и газа, даже если песок и был отложен в виде чистой, хо� рошо отсортированной, пористой морской песчаной отмели. Коллекторские пески верхней юры в подводных недрах Северного моря также являются продуктом продвижения дельты в бассейн, после чего на� ступила морская трансгрессия. В этой толще есть все флювиальные, дель� товые и мелководно�отмельные песчаные фации. Пористость и проницае� мость верхнеюрских коллекторских песков также оказываются функцией фациального облика процесса их седиментации и происхождения обломоч� ного материала. Именно этого возраста (оксфорд/кимеридж) коллектор не� фти в гигантском (170 млн т) месторождении Пайпер британского сектора моря, где этот коллектор имеет вид 76�метровой толщи из мелководно�от� мельных песков. Известняки маастрихта и перекрывающий их писчий мел датского яруса широко развиты в подводных недрах Северного моря, и на многих его участках в них найдены промышленные залежи нефти и газа в экономичес� ких морских зонах Дании, Норвегии и Соединенного Королевства. Среди них – норвежские газо� и нефтяные гиганты Ольбушель (68 млн т), Турфельт (70 млн т), Удин (67,5 млн т), Уэст Экуфиш (71 млн т нефти и 75 млрд м3 газа), Эдда (69 млн т нефти), Экуфиш (205 млн т нефти и 100 млрд м3 газа), Элдфиш (135 млн т нефти), британско/норвежский газовый гигант (300 млрд м3) Фриг и негигантские нефтяные и газовые месторождения дат� ского сектора Северного моря, в том числе месторождение Дан (6 млн т не� фти и 21 млрд м3 природного газа). В британском секторе бурением выявле� ны в верхнемеловых известняках и иногда в песчаниках крупные скопле� ния тяжллой, вязкой нефти, однако попытки получить из них существен� ную нефтегазодобычу окончились неудачей, несмотря на использование нескольких программ весьма дорогой стимуляции и опробования верхне� меловых залежей. Верхнемеловые нефтегазоносные породы месторождения Экуфиш – это меловидный известняк, содержащий очень небольшое количество кремнис� того цемента, без примеси глинистых сланцев. Он имеет пористость до 45 %, а проницаемость матрицы менее 0,001 пм2. Правда, локальные системы во� лосных трещин, наличие мостовидных структур и выщелачивание значитель� но увеличивают проницаемость этого известнякового коллектора и, следова� тельно, дебит нефтегазовых скважин. Например, эксплуатационные скважи� ны, пробуренные в районе месторождений Экуфиш/Элдфиш, имели началь� ные дебиты нефти до 1400–2000 т/сут. В британском секторе Северного моря ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 10 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 и обычно на большинстве разбуренных структур отложения различных час� тей толщи мелового возраста стратиграфически несогласно залегают на от� дельных частях юрской осадочной толщи. Это указывает, что подвижки мно� гих дизъюнктивных блоков имели место на всем протяжении поздней юры и раннего мела, когда происходило и синхронное с седиментацией уменьше� ние мощности пород, отлагавшихся на сводах локальных поднятий. Последний мегацикл седиментации в Североморском бассейне начал� ся в палеоцене/эоцене, длится до настоящего времени и представлен глав� ным образом кластитами с прослоями каменных углей и горизонтами вул� канических туфов. Начало третичного времени здесь было и периодом бри� танско�исландского вулканизма, отраженного появлением в разрезе не� скольких горизонтов палеоценовых и эоценовых туфов, которые являются опорными сейсмогоризонтами, реперами и маркерами. В разрезе третичной толщи британского сектора Северного моря наиболее известные гигантские месторождения нефти – Морин (68 млн т), Монтроз (68 млн т) и Фотис (405 млн т), где нефть добывают из песчаников палеоцена/эоцена. Нефть и природный газ все открывались и открывались в британс� ком, голландском , датском и норвежском секторах Северного моря, а в западногерманском разведка нефти и газа была долгие годы безуспешной: обнаруживались крупные залежи газа, но это был азот. Сейчас горючий газ и нефть найдены и здесь. Так, скв. 1�6�А, пробуренная в середине ли� нии, мысленно соединяющей месторождения Дан и Агилл, дала при ее испытании в колонне фонтанный приток метана, а не азота, как ранее, из красного лежня нижней перми. Дебит фонтана измерялся 762 тыс. м3/сут. К 1975 г. на североморском шельфе ФРГ было пробурено 18 скважин на нефть и открыто четыре полупромышленных и одно крупное (60 млн т нефти) месторождение нефти Миттельплятте. Оно – в зоне приливов�от� ливов, на искусственном острове, с которого пробурено 15 скважин. В 2002 г. Миттельплятте давало 1 млн т/год нефти, ранее – 800 тыс. т/год, а с 2003 года – 1,4 млн т/год. Благодаря сейсморазведке, другим геофизическим исследованиям и бурению, о глубинной тектонике Североморского бассейна стало известно следующее. На региональном профиле через газовые месторождения Хью� ит (126 млрд м3), Леман Бэнк (360 млрд м3) и Индифейтигейбл (270 млрд м3) на юго�западе (британский сектор моря) до нефтяного месторождения Ф�18 на северо�востоке (голландский сектор моря) весь слой красного лежня, по� гружающийся в северо�восточном направлении к глубокому грабену, в ко� тором находится месторождение Ф�18, расчленен простирающимися с се� веро�запада на юго�восток региональными сбросами на 15 тектонических ступеней�блоков. Некоторые из сбросов затухают в соленосной толще гало� кинезированного цехштейна с его 10�ю соляными антиклиналями и соля� ным столбовидным диапиром протыкания, а другие заканчиваются в тол� ще триаса. Очень глубокий грабен Ф�18 окаймлен крупными глубокими сбросами, содержит четыре ступеневидных пологих блока красного лежня и галокинезированную каменную соль цехштейна в виде трех очень высо� ких свечеобразных соляных диапиров протыкания, оканчивающихся либо в юре, либо в отложениях мелового возраста. Далее на северо�восток выяв� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 11 лены только два пологих дизъюнктивных блока, сложенных красным леж� нем, и две антиклинали из соли цехштейна. Этот профиль с соляной текто� никой и дизъюнктивными дислокациями характерен для южной части (Ан� глийский суббассейн) Североморского бассейна. На геотраверсе такого же простирания, как и предыдущий, но парал� лельно ему и севернее, прослеживаясь от суши Соединенного Королевства через североморские месторождения Ок, Джозефин, Экуфиш и далее до по� бережья Норвегии, характерно наличие и упомянутых дизъюнктивных бло� ков (грабенов и горстов) красного лежня, и всегда столбовидных соледиа� пиров протыкания, оканчивающихся либо в отложениях триаса, либо в вер� хнем мелу, либо в третичной осадочной толще. Ещл севернее, на геотравер� се, идущем с запад�юго�запада на восток�северо�восток от Шетландских о� вов до побережья Норвегии через британские морские месторождения – не� фтяные гиганты Корморант (101 млн т), Хаттон (135 млн т) и Брент (304 млн т), глубинная тектоника совершенно иная. Самыми древними здесь отложениями являются триасовые и юрские, лежащие на кристаллическом фундаменте (КФ). Очень крупными (по амплитуде смещения) и глубоко се� кущими сбросами, оканчивающимися на поверхности стратиграфического и углового несогласия юра�мел, КФ разделен на 10 наклонных ступеней– дизъюнктивных блоков. Первый, прилегающий с востока к о�ву Шетланд и самый крупный, полого наклонен на восток, перекрыт третичными отло� жениями, а на восточном крае ограничен почти вертикальным и очень круп� ным по амплитуде смещения сбросом, простирающимся с юг�юго�запада на север�северо�восток. Восточнее этого сброса докембрийское кристалличес� кое днище (КФ) Североморского бассейна состоит из четырех наклоненных на запад�юго�запад горстов, где на КФ залегают отложения триаса и юры, с угловым и стратиграфическим несогласием плащевидно перекрытые отло� жениями мелового возраста. Восточнее – центральный, очень глубокий гра� бен Викинг, заполненный отложениями мела, юры и триаса. Последний лежит на КФ. Еще восточнее имеются пять (по КФ) горстов, отделенных друг от друга почти вертикальными сбросами. Эти горсты наклонены на восток, а сбросы, идущие из КФ, оканчиваются на поверхности стратигра� фического и углового несогласия между юрой и мелом [3, 39]. Особенностью Североморской газонефтяной провинции является боль� шое разнообразие ловушек нефти и газа. Их гигантские залежи содержатся в простых антиклиналях, в разбитых разломами антиклиналях, соледиа� пирах, складчато�дизъюнктивных и дизъюнктивных блоках, литологичес� ки и стратиграфически ограниченных ловушках. Единственно чего здесь нет и с чем обычно бывают связаны гигантские залежи нефти и газа – это простой карбонатный риф. Гигантские скопления нефти и газа в красном лежне Североморского бассейна приурочены и к ненарушенным, и нарушен� ным разломами соляным куполам и соледиапирам. В юрских отложениях ловушки с гигантскими залежами нефти – это наклонные тектонические блоки (блоки растяжения), чехол на погребенных структурах, разбитые разломами антиклинали, горсты и песчаные тела – валы, насыпи или отме� ли у дизъюнктивного эскарпа. Фациальные изменения, одновременные с седиментацией, уменьшение мощности пластов и горизонтов, а также их ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 12 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 размыв встречаются на различных стратиграфических уровнях: на грани� це стефанский ярус�красный лежень, кейпер�лейас, в средине мальма, на границе маастрихт�палеоцен, эоцен�олигоцен, олигоцен�миоцен и миоцен� плиоплейстоцен. Это свидетельствует, что рост структур�поднятий проис� ходил на всем протяжении геологического времени от самого позднего кар� бона до плиоплейстоцена. Из двух главных разновидностей дизъюнктивных нефтегазовых ло� вушек в юрских отложениях одна – строго структурная. В ней осадочная толща смята в пологую антиклиналь, рассечлнную на обоих крыльях нор� мальными сбросами. Другая – это наклоненный горст, юрская нефтегазо� носная толща которого срезана стратиграфическим и угловым несогласием раннемелового возраста. Таким образом, эти ловушки обусловлены, по су� ществу, комбинацией структурного и стратиграфического экранов. Имен� но к этим ловушкам приурочены гигантские нефтяные залежи месторож� дений Брент, Корморант, Пайпер и Хаттон. Интересно и важно отметить, что мощность юрского коллектора не всегда прямо пропорциональна высоте структурного поднятия. Иначе гово� ря, коллекторская толща может присутствовать в его своде и отсутствовать вниз по падению от свода. Это установлено, например, в месторождении нефти Пайпер, где юрский коллекторский песок полностью выпал из раз� реза на более крутом и разбитом сбросом крыле структуры�поднятия. Од� ним из вероятных объяснением этого может быть прерывисто�ритмичная миграция главной плоскости дизъюнктивной подвижки в сторону свода, когда эта складка развивалась во времени. Залежи нефти в юрских отложе� ниях имеются и в песках, образующих насыпь или вал, оторочивающий крупный сброс и состоящий из песков, отложенных в канале турбидным потоком и синхронных движению по сбросу, как, например, в гигантском месторождении Хелмсдейл. Юрские коллекторы обычно срезаны размывом, а содержащие их струк� туры�поднятия часто не запечатывались непроницаемой породой�покрыш� кой до тех пор, пока она, будучи, например, мелового возраста, не отложи� лась на этих юрских породах. Нефтегазонакопление в отложениях маастрихта и писчем мелу датского яруса палеоцена происходило в пологих антиклина� лях, иногда осложненных разломами, или в куполах, возникших над глу� бинными соледиапирами. Что касается условий залегания нефти и газа в па� леоцен�олигоценовых отложениях, то они обычно встречаются в антиклина� лях, образовавшихся либо под влиянием роста каких�то глубинных соледиа� пиров, еще не вскрытых скважинами, либо под влиянием воздымания гор� стовидных выступов КФ и его наклонных дизъюнктивных блоков [3, 39]. Промышленно нефтегазоносен континентальный склон Европы в Се� верном море только в его норвежском секторе, где к началу 2004 г. разраба� тывались или ожидали разработки глубоководные (300–340 м) месторож� дения Агат, Вигдис, Визунд, Гамма, Снорре, Снорре�Би, Трулль и Шюльд. Самым северным (61о38,5′ с.ш.; 3о50′ в.д.) из них пока является глубоко� водное газовое месторождение Агат. Оно расположено 70 км западнее нор� вежского побережья, имеет крупные запасы природного газа, но временно не разрабатывается [1]. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 13 Между 60о30′ и 61о30′ с.ш. дают нефтегазодобычу газонефтяные глу� боководные месторождения Снорре и Снорре�Би (примерно 85 км юго�за� паднее месторождения Агат и 155 км мористее побережья Норвегии), не� фтяное Вигдис (6 км юго�восточнее Снорре) и газонефтяное Визунд (5 км южнее Снорре). Далее на юг разрабатываются месторождения Гамма, Трулль и Шюльд. Первое из них – нефтяное. Оно находится 50 км восточнее бри� танского месторождения нефти Брент и 145 км западнее устья знаменитого норвежского фьорда Согне. Сверхгигантское нефтегазовое месторождение Трулль открыто 80 км запад�северо�западнее Бергена. Нефтяное месторож� дение Шюльд, располагающееся между месторождениями Гамма и Трулль, с 1987 г. дает нефтедобычу при использовании в нем плавучих платформ (ПП) и подводных систем (ПС) из донных устьев скважин, донных мани� фольдов, нефтепроводов, райзеров, контрольно�измерительных и регулятор� но�управляющих телеавтоматических и электрических сетей [15, 33, 34]. Месторождение Вигдис с извлекаемыми запасами нефти 25 млн т вве� дено в 1997 г. в разработку с ПП и ПС стоимостью $ 800 млн. Из юрских песчаников на глубине 2681–2710 м здесь семь скважин в 2002 г. суммарно добывали фонтанным способом 10 055 м3/сут нефти плотностью 709 кг/м3. С лета 1998 г. из тех же песчаников три скважины месторождения Ви� зунд, где Северное море имеет глубину 308 м, начали давать суммарно 6 950 м3/сут нефти плотностью 855 кг/м3 с глубины 2898–3000 м. Визунд – гигантское месторождение. Его начальные извлекаемые запасы были рав� ны 51 млрд м3 газа и 40,5 млн т нефти. В 2009 г. здесь были уже 22 скважи� ны, в том числе 12 нефтяных, семь газонагнетательных и три водонагнета� тельных скважины с 26�ю райзерами длиной по 800 м. Освоение этого мес� торождения обошлось в $ 1,9 млрд. В 1979 г. на западной границе грабена Викинг открыто гигантское (152 млн т нефти и 10 млрд м3 газа) месторождение Снорре. Оно находится в структурно�стратиграфической нефтегазовой ловушке, где нефть плотно� стью 709 кг/м3 и газ залегают во флювиальных триасовых песчаниках Лунде и триас�юрских песчаниках Статфюр крупного дизъюнктивного блока, на� клоненного на запад и срезанного палеоэрозией. У песчаников проницае� мость равна 2 пм2 в верхней части свиты Статфюр и 0,125–0,380 пм2 – у залегающих ниже песчаников свиты Лунде. Обе эти толщи песчаников сре� заны киммерийским угловым и стратиграфическим несогласием и перекры� ты аргиллитами и глинистыми сланцами. 75 % запасов нефти и газа сосре� доточены в песчаниках Лунде. Разработка здесь началась в 1987 г., и в 2002 г. это месторождение давало суммарно 2 714 м3/сут нефти из 18 сква� жин, связанных ПС с ПП. Водо�нефтяной контакт (ВНК) залегает на глуби� не 2561 м на своде и 2599 м в западной части месторождения. Рядом тремя скважинами разведано глубоководное же месторождение Снорре�Би, содер� жащее природный газ и нефть плотностью 709 кг/м3 в тех же песчаниках на глубине 2715 м, но пока не введенное в разработку. Сверхгигантское глубоководное (305 м) месторождение Трулль откры� то в 1979 году скв. 1�2/31, пробуренной на своде структуры, которая содер� жала начальные геологические запасы 1,670 трлн м3 газа и 547 млн т не� фти в трех дизъюнктивных горст�блоках, наклоненных на восток и пере� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 14 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 крытых глинами верхней юры – палеоцена. Коллекторами нефти и газа слу� жат юрские рыхлые пески, песчаники и алевриты Согнефюр, Феншфюр и Хизер группы Викинг с пористостью 35 % и проницаемостью 2–3 пм2. Про� слоев глин и глинистых сланцев в этой продуктивной толще нет. Извлекае� мые запасы Трулля равны 1,3 трлн м3 газа, 32 млн т конденсата и 204 млн т нефти. Они сосредоточены в одной, единой по вертикали, массивной зале� жи с водонапорным режимом, а по горизонтали – в трех дизъюнктивно обо� собленных, но гидродинамически сообщающихся блоках – Восточном Трул� ле, Западном Газовом Трулле и Западном Нефтяном Трулле. В первом из них газовая залежь толщиной 250 м имеет фрагментарную нефтяную ото� рочку толщиной 0–4 м, во втором выявлена газовая залежь толщиной до 210 м с нефтяной оторочкой толщиной 12–13 м, а в третьем – нефтяная за� лежь толщиной 28 м с газовой «шапкой» высотой 43 м. В Трулле газ добывается с 1991 г., нефть – с 1995 г., эксплуатируются 40 газовых и 79 нефтяных скважин. Последние в 2002 г. суммарно фонта� нировали 55 185 м3/сут нефти плотностью 890 кг/м3. Разработка запасов газа осуществляется скважинами двух концентрических рядов в присводо� вой части залежи. На ее своде пробурена только одна скважина. Она – на� блюдательная. Забои газодобывающих скважин расположены в верхней части газовой залежи, и это позволяет производить отбор газа как�будто бы из одной «сверхскважины» с дебитом от 40 до 120 млн м3/сут. В Северном море глубиной 305 м установлены на морское дно три не� плавучих платформы (НП). Первая была самой тяжелой полупогружной НП, установленной в 1995 г. Высота ее на четырех железобетонных «ногах» � трубах равна 430 м, масса – 1,05 млн т. Эта НП с 8�этажным жилым комп� лексом, буровыми станками, вышкой, подъемными кранами буксировалась в ее вертикальном положении и таком, готовом к работе, виде из верфи в одном из норвежских фьордов до места установки в Западном Газовом Трул� ле. Она до сих пор является и самым крупным в мире объектом, когда�либо передвигавшемся по морю буксирами на большое расстояние. С 1996 г. га� зодобычу из Трулля транспортировали по подводному газопроводу в Норве� гию, позднее по подводному газопроводу «Зеепайп» в Бельгию, а затем по подводному газопроводу «Статпайп/Норпайп» газ Трулля пошел в другие страны Западной Европы и будет снабжать ее до 2052 г. [1]. «Дикая кошка» – скв. 34/10�48�С, пробуренная с платформы «Гул� лфаш�Си» в норвежском секторе Северного моря глубиной 217 м, открыла в 2004 г. нефтяное месторождение Топас 3 км северо�восточнее месторож� дения Гуллфаш и 5 км южнее нефтяного месторождения Визунд. Эта сква� жина отдаленного достижения общей длиной 7393 м имеет забой на глуби� не 2849 м и встретила нефть в песках средней юры и верхнего триаса. «Ста� тойл», сделавшая это открытие, начнет с помощью инфраструктуры место� рождения Гуллфаш пробную эксплуатацию этой скважины, чтобы опреде� лить размер и промышленную ценность месторождения Топас [30]. В 2010 г. «Газ де Франс» станет прорабом (30 % интереса) в разработ� ке газонефтяного месторождения Гьоа, которое планируется ввести в дей� ствие в прибрежье западной Норвегии на глубине 380 м. Подсчитанные в 1989 г. извлекаемые запасы – 40 млрд м3 газа и 13,2 млн м3 нефти с кон� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 15 денсатом [32]. Пик нефтегазодобычи (7950 м3/сут и 9,912 млн м3/сут газа) [25] ожидается в 2010 г., когда его сосед, месторождение Вега, после уста� новки двух подводно�донных в нём плит вводится в разработку и подклю� чается к газонефтедобывной инфраструктуре Гьоа. «Норск Хидру» в 2007 г. открыла в Блоке 6407/7 Северного моря глубоководной (334 м) скв. 7�7�С/ 6407, пробуренной на глубину 3648 м, пока безымянное газоконденсатное месторождение и оценила его извлекаемые запасы до 6 млрд м3 газа и 2,55 млн м3 конденсата [5]. «БГ Норге» подтвердила в 2008 г. свое сделан� ное ранее открытие месторождения Ёрдбер в Блоке 34/3 норвежского сек� тора Северного моря скв. 34/3�1�S, расположенной северо�восточнее место� рождения Снорре в море глубиной 409 м. Глубина этой скважины 4060 м, нефтегазодобывная зона – в юрских песках. Прораб – «БГ» (45 % интере� са), партнеры – «Идемицу Петролеум Норуэй» (25 %), «Ревус Энерджи» (20 %) и «РВЕ Деа Норге» (10 %) [6, 7]. «СтатойлХидру» закончила в 2009 г. освоение своей оценочной скв. 34/ 8�14�А в нефтегазовом месторождении Пан/Пандора (южнее месторождения Визунд) в норвежском секторе Северного моря, в Блоке 34/8. Эта скважина пробурена в море глубиной 292 м до забоя на глубине 3046 м, подтвердив на� личие слоя газа толщиной 53 м и слоя нефти толщиной 8 м в песчаниках груп� пы Брент. В 2009 году скв. 34/8�14�S, принадлежащая «Статойл Хидру», име� ющая забой на глубине 3079 м, также вскрыла слой нефти и газа толщиной 60 м в песчаниках средней юры месторождения Пан/Пандора [8]. Находящееся у южного конца норвежского сектора Северного моря, 200 км западнее Ставангера, нефтегазовое месторождение Вольве вступило в разработку в октябре 2008 г. Его извлекаемые запасы равны 11 млн т нефти и 1,5 млрд м3 газа. На пике нефтедобычи Вольве будет давать 8 тыс.м3/сут нефти плотностью 877 кг/м3. Эта нефть, содержащая 8,8 мас. % парафина и 1,7 % серы, 1,2 г/т нaтрия, 28 г/т ванадия и 4,2 г/т никеля, имеет следу� ющий фракционный состав. До 65оС (пентаны) выкипают 3,26 об. % с плотностью 645 кг/м3, мер� каптановой серой (МС) <3 г/т, н�парафинами (НП) 57,3 об. %, изопарафина� ми (ИП) 34,7 %, нафтенами (Н) 6,3 % и аренами (А) 1,7 об. %. В интервале 65–90оС выкипают 3,30 об. % с плотностью 716 кг/м3, сернистостью <0,001 мас. %, МС < 3 г/т. В этой фракции имеются 34,1 об. % НП, 27,1 % ИП, 28,9 Н, 9,9 об. % А (в т.ч. 8,6 об. % С6Н6). При 90–150оС отгоняются 9,18 об. % с плотностью 754 кг/м3, сернистостью 0,002 мас. % и МС < 3 г/т. Этот погон состоит из 25,1 об. % НП, 24,9 % ИП, 34,1 % Н и 15,9 об. % А, в т.ч. 1,1 об. % бензола. В интервале 150–180оС выкипают 4,76 об. %. Эта фрак� ция имеет плотность 782 кг/м3, сернистость 0,039 мас. %, МС < 3 г/т и со� стоит из 22,2 об. % НП, 27,7 ИП, 30,6 % Н и 19,4 об. % А. При 180–240оС отгоняются 9,14 об. % с плотностью 812 кг/м3, сернистостью 0,213 мас. % и МС < 3 г/т. Этот погон состоит на 23,2 мас. % из моноаренов, 3,5 % диаре� нов, < 0,1 % полициклических аренов и 2,32 об. % нафталинов. В интервале 240�320оС получаются 14,54 об. % погона плотностью 848 кг/м3 и сернисто� стью 0,937 мас. %. В нлм присутствуют моноарены (22,9 мас. %), диарены (10,9 мас. %) и полициклические арены (0,2 мас. %). При 320–375оС отго� няются 8,94 об. % с плотностью 883 кг/м3 и сернистостью 1,79 мас. %. В со� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 16 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 ставе этого погона имеются арены (41,8 мас. %), в т.ч. моноарены (26,1 мас. %) диарены (13,5 %) и полициклические арены (2,2 мас. %). В интервале 375–420оС выкипают 5,65 об. % с плотностью 911 кг/м3 и сер� нистостью 2,03 мас. %. В этом погоне имеются < 0,1 г/т V и < 0,1 г/т /Ni. При 420–525оС получаются 16,96 об. % с плотностью 931 кг/м3, сернисто� стью 2,25 мас. %, < 0,1 г/т V и < 0,1 г/т Ni, а при более 525оС отгоняются 22,84 об. % с плотностью 1002,3 кг/м3, сернистостью 3,25 мас. %, с 1,6 мас. % асфальтенов, 110 г/т V и 16 г/т Ni [7]. В 2009 году «СтатойлХидру» открыла небольшое глубоководное (290 м) нефтяное месторождение Вигдис Северо�Восточное в норвежском секторе Северного моря, пробурив в его Блоке 34/8 скважину, которая вскрыла песчаники нижней юры с нефтяным в них слоем толщиной 280 м и запасами около 3,4 млн т нефти возле нефтяных месторождений Статфюр и Снорре. «СтатойлХидру» рассматривает сейчас возможности и условия под� ключения глубоководного (381 м) нефтяного месторождения Титан к неф� тедобывной системе североморского же месторождения Визунд, которое дает нефть и газ на ПП в 10 км южнее Северного Визунд. Титан открыто поиско� выми скв. 34/8�13�А и 34/8�13�С, его извлекаемые запасы оцениваются от 0,767 млн до 1,712 млн т нефти. Вертикальная скв. 34/8�13�А глубиной 3100 м имеет забой в юрской формации Статфюр, вскрыла небольшой слой нефти в верхнеюрских песках; подстилающие их пески группы Брент ока� зались водоносными. Скв. 34/8�13�С, пробуренная 2,7 км юго�восточнее также вертикальная. Ел глубина 3258 м, забой – в юрских отложениях груп� пы Хегре. Эта скважина обнаружила нефть в юрских песках Брент. В общем, здесь, на континентальном склоне Европы, в норвежском секторе Северного моря глубиной 217–409 м, выявлено 18 газовых, газо� конденсатных и нефтяных месторождений. Их начальные извлекаемые за� пасы исчисляются 500,85 млн т нефти, 34,55 млн т конденсата плотностью 709–890 кг/м3 и 1472,5 млрд м3 природного газа в песках и песчаниках юры и триаса (табл. 1), откуда первые скважины глубиной 2599–4060 м фонта� нировали индивидуально по 700–2377 м3/сут нефти или по 1–3 млн м3/сут природного газа. На долю двух гигантских (Визунд и Снорре) месторожде� ний и одного сверхгигантского (Трулль) приходятся 428,5 млн т нефти и 1361 млрд м3 газа, т.е. соответственно более 80 % упомянутых суммарных запасов нефти и более 92 % запасов газа. Норвежское море. Североморский бассейн внезапно оканчивается на 62о с.ш. резким погружением дна Северного моря в пучину глубиной более 900 м, хотя осадочные толщи и седиментационные впадины продолжаются далеко на север, в Норвежское море. Частично это было известно еще до бу� рения там глубоководных нефтегазопоисковых скважин: на норвежском побережье у обнажений докембрийских и нижнепалеозойских извержен� ных и метаморфических кристаллических горных пород встречались, на� пример, у фьорда Тронхейм ледниковые «экзотические» валуны и глыбы осадочных пород, корреллирующихся со среднеюрскими дельтовыми поро� дами из Йоркшира Соединенного Королевства, а на о�ве Андоя, что в север� ной части Лофотенских о�вов, имеется тектонически сложная и мощная (610 м) «вкладка» из верхнеюрских и нижнемеловых отложений с камен� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 17 Таблица 1 Газовые (г) и нефтяные (н) месторождения в песках и песчаниках юры и триаса на континентальном склоне Европы в Северном море глубиной 217<409 м Примечание: прочерк в таблице – отсутствие данных ным углем и следами природной нефти. Грабен Викинг также продолжает� ся на север, в Норвежское море, захватывая его глубоководный бассейн Во� ринг, а также глубоководный осадочный бассейн Мьоре, простирающийся на запад в Западношетландский (Поркьюпайнский) тоже глубоководный (бо� лее 300 м) осадочный бассейн. Вопросы о природе и структуре падающих в сторону океана рефлекто� ров вдоль этой пассивной окраины и палеоокеанографических изменениях, происходивших при образовании и развитии Норвежско�Гренландского моря поставили три скважины, пробуренные профилем через плато Воринг в акватории Норвегии. Раннеэоценовый вулканизм продуцировал толщу в 760 м переслаивающихся толеитовых базальтов и вулканокластиков (скв. 642). Изменения скоростей и плотностей между переслаивающимися горизонтами и между тонкими и средними по мощности базальтовыми по� токами обусловливают появление дивергентных, падающих в сторону моря, отражающих сейсмогоризонтов. Эта толща перекрывает андезитовые серии, которые интерпретируются в качестве внедренных на самой последней ста� дии континентального рифтинга. Начал. извле� каемые запасы № пп. Месторождение и страна Год от� кры� тия Глу� бина моря, м нефть, млн т газ, млрд м3 Глубина залегания нефти (газа), м Возраст газонефтено� сного песка (песчаника) 1 Алве (г), Норвегия 1982 300 – 21,0 3112 Юра 2 Безымянное (гн), � « � 2007 334 2,55 6,0 3648 � « � 3 Вега (гн), � « � 1989 360 – – 3200 � « � 4 Вигдис (н), � « � 1989 340 25,0 – 2710 � « � 5 Вигдис Северово� сточное (н), � « � 2009 290 – – 2810 � « � 6 Визунд (гн), � « � 1986 308 40,5 51,0 3000 � « � 7 Визунд Северное (гн), � « � 2009 300 – – 3012 � « � 8 Вольве (гн), � « � 2005 312 14,0 1,5 2892 � « � 9 Гамма (н), � « � 1985 340 1,0 – 3050 � « � 10 Гьоя (гн), � « � 1989 380 11,4 40,0 3200 � « � 11 Ёрдбер (н), � « � 2007 409 2,7 – 4060 � « � 12 Пан/Пандора (гн), �«� 2009 292 1,0 1,0 3046 � « � 13 Снорре (гн), � « � 1979 300 152,0 10,0 2599 Триас, Юра 14 Снорре�Би (гн), � « � 1980 320 1,0 1,0 2715 � « � 15 Титан (н), � « � 2009 381 1,7 – 3258 В. Юра 16 Топас (гн), � « � 2004 217 11,0 40,0 2849 В.Триас, ср.Юра 17 Трулль (гн), � « � 1979 305 236,0 1300,0 3206 Юра 18 Шюльд (гн), � « � 1976 300 1,0 1,0 3010 � « � Всего: 500,85 млн т нефти, 1472,5 млрд м3 газа и 34,55 млн т газоконденсата ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 18 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 Вулканиты нижнего эоцена внедрялись субаэрально, а переслаиваю� щиеся отложения отражают прибрежные фации в скв. 642. Керны осадков нижнего� среднего эоцена, отобранные в скв. 643 у подножия плато Воринг, содержат глубоководную фауну. Контрастирующая фауна между скв. 642 и 643 предполагает вертикальный набор, существовавший вдоль этого края после его начального оформления. Олигоцен отражает ограниченный бас� сейн, который дал путь интенсивной донной циркуляции, уменьшенной седиментации карбонатов и апвеллингу в среднем миоцене (13,5 млн. лет). Обнаружено, что в самом позднем миоцене были тепловодные условия, а в плиоцене происходило значительное их охлаждение. Преобладающе терри� генный снос осадков на эту площадь имеет возраст около 4,3 млн. лет, сви� детельствуя о влиянии гляциальных условий. В остальной части разреза видны межледниковые и ледниковые условия седиментации [37]. Что касается коллекторских свойств нефтегазоносных пород, диаге� нез не был разрушительным, и связь пористости с глубиной похожа на вы� явленную в Северном море. Развитие нормальных и конседиментационных сбросов в триасе и ран� ней юре кульминировало в главную киммерийскую (докелловейскую) фазу тектогенеза, которая результировалась в обширном развитии горстов и гра� бенов с последующей эрозией структурных выступов. Верхняя юра состоит из морских аргиллитов. В подошве меловой толщи развито региональное (позднекиммерийс� кое) несогласие, перекрытое морскими аргиллитами, мергелями и неболь� шим количеством известняков мела без коллекторов. Дифференциальное прогибание создало главные платформы и бассейны. В результате этого мощ� ность толщи мелового возраста изменяется от нуля до 3 км с главным цент� ром седиментации во внешней части шельфа. Третичное время представляет собой период эпейрогенического про� гибания, приводящего к быстрому отложению морских кластических осад� ков. Продвижение в северном направлении Североатлантического рифта видно по седиментационной летописи в виде серии пластов туфа в преде� лах верхнего палеоцена – нижнего эоцена. Вдоль берега было сформиро� вано вулканическое поднятие. Когда континентальные склон и шельф про� гибались, «плотины» из гляциальных отложений, развитые в направле� нии к суше от внешнего выступа�поднятия, создали плато Воринг. Проис� ходила реактивизация древних зон сбросов, и имеется свидетельство в пользу образования сдвигов и складчатости, особенно на северном участ� ке региона [1–3, 39]. К 2004 г. на континентальном склоне Европы в Норвежском море было открыто Норвегией более 30 глубоководных месторождений нефти (н), газа (г) и газоконденсата (гк), в том числе 2 газовых, 5 газоконденсатных, 7 неф� тегазовых и 17 нефтяных, промышленные запасы которых находятся в пес� чаниках мела, юры и триаса. Этими месторождениями являются: Белла Донна (г), Восточное Норне (н), Дройген (н, 64о152 – 64о252 c.ш., 7о502 в.д.), Коллет (гк), Кристин (гк), Лавранс (н), Мидгард (гн, 64о552 – 65о062 c.ш., 7о302 в.д.), Миккель (н, 64о372 – 64о432 c.ш., 7о402 в.д.), Морвин (н), Норне (гн, 66о с.ш., 8ов.д.), Ньорд (гн, 64о152 c.ш., 7о102 в.д.), Свале (н), Северное Тириханс (н, НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 19 64о502 – 64о552 c.ш., 7о032 в.д.), Скарв (гн), Сморбук (гн, 65о002 – 65о132 c.ш., 6о352 – 7о002 в.д.), Стьор (н), Трестак (н, 64о502 – 64о532 c.ш., 6о502 в.д.), Урман Ланге (гк), Фальк (н), Фангст�Си (г), Фрам (гн), Хансен (н), Хейдрун (н, 65о172 c.ш., 7о202 в.д.), Хелланд (н), Эрланд (гк), Южное Сморбук (гн, 65о002 – 65о032 c.ш., 7о002 в.д.), Южное Тириханс (н, 64о472 c.ш., 7о002 в.д.), а также четыре безымянных, открытых соответственно скв. 6406/2�6 (гк), 6506/2�11 (н), 6507/7�13 (н) и 6607/2–2 (н) [1]. Готовятся к вводу в разработку нефтяные месторождения Хансен и Хел� ланд – в Норвежском море глубиной 600–900 м, в прибрежье средней части Норвегии. Запасы этих двух месторождений осадочного бассейна Воринг ещё не опубликованы, но известно, что они залегают в юрских песчаниках и спо� собны обеспечить начальную нефтедобычу, равную 2 740 т/сут для каждой скважины с горизонтальными призабойными стволами длиной по 600–900 м. Таких скважин уже 20, и они посредством ПС связываются с ПП и другими заякоренными плавсредствами по сбору, хранению и отгрузке нефтедобычи на челночные танкеры. Осваивается глубоководное (800–1000 м) газоконден� сатное гигантское месторождение Урман Ланге, открытое 100 км мористее норвежского побережья и содержащее 375 млрд м3 природного газа и 18 млн т газоконденсата в юрских песчаниках на глубине 2700–3000 м. С 2007 г. газо� добыча из Урмен Ланге идет на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) возле Ны� хамна (Норвегия), оттуда к НП североморского месторождения Слейпнер, а далее по подводному газопроводу «Лангелад» – в Соединенное Королевство и Западную Европу, снабжая их природным газом на 30–40 лет. 2010 год в Ур� ман Ланге – это год выхода на максимальную добычу, равную 20 млрд м3/год, т.е. около 20 % всей газодобычи Норвегии. На континентальном склоне Европы в Норвежском море Норвегией пробурена разведочная скважина глубиной 5000 м с целью оценки газокон� денсатности северной части глубоководного месторождения Эрланд. Крис� тин, Эрланд и два соседних глубоководных месторождения Лавранс и Скарв совокупно содержат 140 млрд м3 газа и 56 млн т нефти с конденсатом. Газ и конденсат этих четырёх глубоководных месторождений залегают в песча� никах нижней и средней юры. Севернее месторождения Кристин в 2001 г. выявлено месторождение Морвин с лёгкой нефтью в юрских песчаниках. Месторождение Фрам в юрских песчаниках содержит 14,5 млн т не� фти и 13 млрд м3 природного газа. Скв. 6507/3�3 вскрыла в юрских песча� никах три промышленно газоносных зоны и, таким образом, открыла газо� вое месторождение Фангст�Си, а скв. 6406/2�6 и 6507/7�13, пробуренные западнее глубоководного месторождения Лавранс и севернее глубоководного Хейдрун, выявили в среднеюрских песчаниках одно газоконденсатное и одно нефтяное глубоководные пока безымянные месторождения. Север�северо�западнее месторождения Хейдрун найдено в 2000 г. и разведано гигантское глубоководное месторождение Белла Донна. Его за� пасы природного газа, равные 99 млрд м3, находятся в песчаниках нижней и средней юры. На этой же глубоководной (280–480 м) площади Хальтен� банкен скв. 6506/2�11 и 6507/2�2 вскрыли промышленные залежи нефти в нижне� и среднеюрских рыхлых песчаниках двух еще безымянных место� рождений. Начиная с 1998 г. и при использовании ПС, ПП, танкера�нефте� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 20 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 хранилища и 14 скважин, дает 8 046 м3/сут нефти плотностью 850 кг/м3 глубоководное (330 м) норвежское месторождение Ньорд. Его запасы, рав� ные 28 млн т нефти и около 10 млрд м3 газа, залегают в юрских песчаниках. Северо�восточнее месторождения Ньорд разрабатывается месторожде� ние Дройген, север�северо�восточнее – месторождение Миккель, севернее Ньорд – группа (часто называемая Аасгард) глубоководных же норвежских месторождений, среди которых Коллет, Мидгард, Северное Тириханс, Смор� бук и Южное Тириханс. Их совокупная нефтедобыча в 2002 г. из 34 сква� жин исчислялась 25 034 м3/сут нефти плотностью 820 кг/м3, газодобыча – 12 млрд м3/год. Обустройство и освоение этой группы глубоководных мес� торождений вместе с затратами на поиски, разведку и разработку с ПП и ПС обошлись $ 5 млрд. В том же году здесь появилась и ПП «Аасгард�Б», а в 2003 г. с ее помощью из упомянутых месторождений стали дополнитель� но добывать 19 873 м3/сут конденсата и 36 млн м3/сут природного газа. Северное (газоконденсатное месторождение с тонкой нефтяной отороч� кой) и Южное Тириханс (нефтяное с газовой шапкой) открыты, соответствен� но, в 1982 и 1983 гг. на глубоководной (около 325 м) площади Хальтенбан� кен. Первые здесь скв. 6407/1�4 и 6407/2�4, пробуренные на глубину 3720 и 3805 м, обнаружили природный газ и нефть, фонтанируя последней с деби� том 250 м3/сут на штуцере 13 мм. Начальные извлекаемые запасы равны 25,5 млн т нефти и 41,5 млн м3 газа. Норвежский стортинг 16.02.2006 г. одоб� рил план фирмы «Статойл» по разработке этого месторождения в Норвежс� ком море. «Статойл» установит там пять донных плит и проложит два дон� ных трубопровода длиной по 45 км. В разработке участвуют четыре подвод� но�донных устройства по добыче и закачке газа и воды обратно в пласт. Тириханс может выйти на поток, когда палубное обустройство ПП� Кристин позволит подсоединение к ней нефтегазодобычи из Тириханс. Газ будет подаваться по транспортной системе Аасгард на газоперерабатываю� щий комплекс в Карстьо, что севернее Ставангера, а нефтеконденсатодобы� ча будет смешиваться с нефтедобычей Кристин и перекачиваться в нефте� хранилище добывного судна в месторождении Аасгард для экспорта чел� ночными танкерами. Партнеры по разработке Тириханса потратят 14,5 млрд норвежских крон, и это – один из самых больших проектов ближайших лет в Норвежском море [27]. «СтатойлХидру» начала в 2009 году разработку, подсоединив их подводно�добывное обустройство к инфраструктуре место� рождений Кристин и Аасгард, разрабатывающихся на площади Хальтен Банкен. Разбуривание эксплуатационными скважинами будет длиться два года так, чтобы за $ 2,2 млрд вывести в 2010 году оба этих месторождения на пик добычи (12 720 м3/сут нефти и 9,346 млн м3/сут газа) и добывать здесь нефть и газ до конца 2029 г. Суммарные извлекаемые запасы этих двух месторождений Норвегии составляют около 16 млн т нефти и 26 млрд м3 природного газа. Гигантское Сморбук содержит 70,5 млн т нефти и конденсата, а также 106 млрд м3 газа в четырех песчаниках средней и нижней юры; гигантское Мидгард – 1,5 млн т нефти, 12,5 млн т газоконденсата и 103 млрд м3 газа; Южное Сморбук – 10–12 млн т нефти/конденсата и около 30–35 млрд м3 газа. Месторождение Сморбук открыто в 1984 г. на площади Хальтенбанкен в Нор� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 21 вежском море глубиной 250–300 м. Залежи нефти, газа и газоконденсата этого месторождения выявлены в юрских песчаниках, которые отлагались в усло� виях мелкого моря под влиянием приливов и отливов, на фронте обширной дельты. Площадь месторождения Сморбук равна 140 км2, и его структурной ловушкой является крупная антиклиналь, погружающаяся на юго�восток, рассеченная на западе и севере крупными вертикальными сбросами. Залежи нефти и газа характеризуются непостоянными газо�нефтяными (ГНК), газо� водяными (ГВК) и нефте�водяными контактами (ВНК), различными газовы� ми факторами и неодинаковой поровой нефтегазонасыщенностью, связанной с диагенезом и погребением на глубине до 5000 м. Юг�юго�западнее нефтегазопромысловой площади Аасгард разрабаты� вается гигантское месторождение Дройген с помощью двух ажурных ме� таллических НП, установленных на дно Норвежского моря глубиной 250– 290 м и возвышающихся на 33,5 м над уровнем моря. В 2002 г. семь дей� ствовавших скважин фонтанировали 32 603 м3/сут нефти в этом месторож� дении, добывая нефть из начальных извлекаемых запасов, равных 58 млн т нефти (геологические – 145 млн т) и 2,8 млрд м3 газа. Дройген – 200 км южнее Северного полярного круга и 150 км мористее побережья Норвегии. Оно имеет размеры 6х20 км и вмещается низкой антиклиналью, простира� ющейся с севера на юг. Главная нефтяная залежь толщиной 40 м вскрыта на глубине около 1600 м в верхнеюрских песчаниках Ругн, слагающих ис� копаемый мелководный морской песчаный бар. Он выклинивается на за� пад и восток под покрышкой из глинистых сланцев Спекк. Меньшая залежь нефти разведана в среднеюрских песках Гам на западном крыле антиклина� ли. Коллекторские свойства песчаников как верхней, так и средней юры – от хороших до превосходных. Северо�восточнее глубоководного гиганта Сморбук разрабатывается ги� гантское глубоководное (350) нефтяное месторождение Хейдрун, открытое в 1985 году 165 км мористее норвежского побережья. Запасы (начальные извлекаемые) Хейдрун измеряются 107 млн т нефти плотностью 890 кг/м3, 13 млрд попутного и 37 млрд м3 свободного природного газа, залегающих на глубине 2470 м и менее в рыхлых грубозернистых юрских песках и пес� чаниках Аре, Тилье и Фангст. Они отлагались на юго�восточном крыле раз� вивавшегося тогда Североатлантического рифта, где, вопреки всеобщему здесь трансгрессивному режиму, седиментация в то время характеризова� лась поступлением в бассейн грубозернистого обломочного материала с при� поднятых плечей рифта. Проницаемость упомянутых песков и песчаников достигает баснословных 10 пм2, пористость превышает 30 %. Хейдрун при� урочено к крупному, наклоненному на юго�запад горстовому блоку на юго� западном склоне погребенного хр. Норланд, который разделяет осадочные бассейны Воринг и Хельгеланд. Этот блок возник в тектоническую фазу киммерийского растяжения континентальной земной коры на протяжении поздней юры – раннего мела. На северном краю поднятия Хейдрун нефте� газоносные пески срезаны палеоэрозией и несогласно перекрыты глинис� тыми сланцами мела. Разбуривание норвежского месторождения Хейдрун выполнено аме� риканской компанией «Коноко», а добычу нефти и газа осуществляет нор� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 22 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 вежская «Статойл». Освоение Хейдрун обошлось $ 4,2 млрд, и в 2002 г. это месторождение давало, в среднем, 28 118 м3/сут нефти из 29 скважин. Эта нефть с помощью ПС подавалась райзерами на ПП с растянутыми опорами, а оттуда – в полуподводную плавучую нефтепогрузочную башенку�туррель, заякоренную так, что нефть забирается челночными танкерами, оборудо� ванными специальным устройством�«ключом», и доставляется к набереж� ному нефтяному терминалу в Монгастаде (Норвегия). Из Хейдрун ежегод� но поставляется 700 млн м3 природного газа по подводному газопроводу диаметром 406,4 мм и длиной 245 км в Тьельдбергудден, на норвежский завод, производящий из хейдрунского газа до 800 тыс. т/год синтетическо� го метанола. За весь период добычи нефти и газа из недр Хейдрун ожидает� ся фирмой «Статойл» получить более $ 12 млрд прибыли (в ценах 2004 г.). На параллели 66о с.ш. и 208 км западнее норвежского побережья, 80 км севернее месторождения Хейдрун, разрабатывается с 1997 г. гигант� ское глубоководное (396–400 м) норвежское месторождение Норне, откры� тое в 1991 году скв. 6608/2�10. Его начальные извлекаемые запасы исчис� ляются 65,75 млн т нефти и 15 млрд м3 природного газа, которые залегают на глубине 2532–2560 м в нижнеюрских песчаниках. Разработка месторож� дения обошлась $ 1,2 млрд и ведется с помощью ПП, ПС и девяти скважин, из которых две газовые и семь нефтяных. Газ закачивается в нефтяную за� лежь для поддержания пластового давления. Средняя нефтедобыча уже в 2002 г. была суммарно равна 31 083 м3/сут нефти плотностью 863 кг/м3. Это соответствует 4 440 м3/сут на одну скважину, но две скважины из семи фон� танируют, однако, по 7 950 м3/сут нефти. Запасов нефти в месторождении Норне хватит на 14 лет при нынешней нефтедобыче. Северо�восточнее Норне, но все еще в Норвежском море, находятся ме� сторождения Свале, Стьор и Фальк, выявленные бурением и опробованием скважин, которые фонтанировали нефтью из нижнеюрских песчаников на глубине 2550–2600 м. Эти месторождения следуют друг за другом в виде группы, простирающейся на северо�восток. Нефть здесь такая же, как в Норне. Учитывая глубоководность (400–430 м) и небольшие размеры Сва� ле, Стьор и Фальк, их предполагается разрабатывать как сателлиты Норне, подключенные ПС к его ПП [1]. «Статойл» в Блоке 6405/7 Норвежского моря открыла в 2003 г. мес� торождение Эллида, что 59 км севернее газового месторождения Урмен Ланге. В скважине отобраны керны нефтеносного песчаника мелового воз� раста и проведен каротаж, но не известно, когда будет здесь добываться нефть, ведь глубина моря 1200 м, а скважина пробурена на 4000 м [26]. Газоконденсатное глубоководное (315 м) месторождение Кристин вступи� ло в 2005 г. в эксплуатацию с помощью подводного обустройства в Нор� вежском море, и здесь разрабатывается сложная залежь на глубине более 4500 м считая от дна моря. Пластовое давление (90 МПа) и пластовая тем� пература (170оС) в залежи Кристин гораздо выше, чем в любом другом месторождении, разрабатываемом здесь, на континентальном склоне Нор� вегии. Эта залежь дает газоконденсатодобычу из 12 подводно�донно обвя� занных устьев скважин суммарной производительностью 16 026 т/сут кон� денсата и 510 тыс. м3/сут газа. Прорабом в Кристин является «Статойл», НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 23 а ее партнерами – «Тоталь» (3 %), «Петоро» (18,9), «Нурск Хидру» (12), «ЭксонМобил» (10,5) и «Агип» (9 %). Капитализация освоения Кристин обойдется 20,8 млрд норвежских крон [22]. Очень интересны условия освоения газоконденсатного месторождения Урмен Ланге и условия залегания в нём газоконденсата и природного газа. Это месторождение находится в море глубиной 800–1006 м 100 км северо� западнее Аукры и 120 км западнее Кристианзунда, в пределах доисторичес� кого (возраст 8200 лет) и самого крупного в мире подводного оползня Сто� регга площадью 90 тыс. км2, равной одной трети площади Норвегии. Этот оползень создал морское дно с неровной поверхностью, осложнённой круп� ными обрывистыми склонами у оползневых блоков и холмами высотой до 50 м. Восточный край оползня Сторегга проходит 200–300 м выше площа� ди газодобычи. Верхняя часть вершинного обрыва у оползня Сторегга име� ет высоту 250 м и угол наклона 25–30о. Остальная часть морского дна возле площади добычи газа и конденсата тоже неровная и имеет небольшой на� клон. Глубже изобаты 600 м мягкие глины заполнили впадины между блока� ми оползневой горной массы, частично выровняв морское дно, а на других участках этой площади верхняя часть осадочной толщи сложена плотной глиной с булыжниками. В Урмен Ланге – очень сильные морские течения, на которые значительно влияет расчленённый рельеф дна, вызывая водово� роты, температура воды на дне моря – от минус 1 до минус 2оС, волны высо� той 30 м и ветры скоростью 40 м/с. Газ с конденсатом залегает в Урмен Ланге 1900 м ниже дна моря в юр� ском песчанике средней пористостью 28 %, проницаемостью 6,25�35 пм2 (6,25–35 дарси). Пластовое давление в песчанике – 28,5 МПа. Дебиты газо� вых фонтанов в каждой из эксплуатационных скважин – по 8,5 млн – 12,7 млн м3/сут. В Урмен Ланге имеются 37 скважин. Их подводно�донные головки горизонтальные. Время бурения скважины глубиной 2700–3000 м – 78 суток, стоимость – $ 33 млн. Восемь первых скважин обсажены труба� ми диаметром 244,5 мм, что суммарно обошлось $ 264 млн. Стоимость раз� работки Урмен Ланге – $ 9,5 млрд. В октябре 2007 г. суммарная добыча газа достигла 71 млн м3/сут, сейчас она – более 105 млн м3/сут. Газ сначала идет по двум подводным газопроводам диаметром по 762 мм из Урмен Ланге на газоперерабатывающий завод в Ныхамна, что на западном побережье Нор� вегии. Эти газопроводы пересекают морское дно, испещренное обрывисты� ми холмами�пиками высотой до 61 м, и масштабную стенку верховья опол� зня Сторегга под углом 25–35о. Наклон каждого газопровода – более 2,5о на 10 % расстояния, более 1,5о на 20 % и 1о на 30 % расстояния. От берега и до изобаты 550 м газопроводы имеют цементную оболочку, а на остальной ча� сти их трассы – полипропиленовое покрытие. Для предотвращения или уменьшения возможности газогидратообразования в скважинах, манифоль� дах и газопроводах проложены от берега к Урмен Ланге два трубопровода диаметром по 152,4 мм. Они подают метилэтилгликоль в каждую скважи� ну через подводно�донную систему дозирования. Управление работой газо� вых скважин, манифольдов и газопроводов осуществляется подводно�дон� ной электронной автоматикой без ПП, которую установят в Урмен Ланге где�то в 2011–2012 гг. только для ввода в действие компрессоров. ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 24 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 Разработка Урмен Ланге – один из самых продвинутых в мире газо� промысловых проектов. Она осуществляется группой норвежских и зару� бежных компаний – «Нурск Хидру» (18 %), «Петоро» (36 %), «Статойл» (10,8 %), «Бритиш Петролеум» (10,9 %), «Роял Датч/Шелл» (17,2 %) и «ЭксонМобил» (7,2 %). Для прокладки газопроводов использовался прин� ципиально новый вид подводно�донного экскаватора�робота «Спайдер». Он обеспечил ровную укладку газопроводов в море глубиной до 1000 м. Сей� час газ месторождения Урмен Ланге подается через ПП североморского месторождения Слейпнер в Изингтон Соединенного Королевства по само� му длинному (1200 км) в мире подводному газопроводу «Лангелад», удов� летворяя до 20 % спроса Соединенного Королевства на природный газ в течение 30–40 лет. Небольшую газовую залежь в нижнетретичных песчаниках «Статойл» в 2005 г. открыла на глубине 2600 м на площади Тюльпан, в Норвежском море глубиной 1260 м. Это сделано с помощью скв. 1�6/6302 (что 130 км западнее разрабатывающегося газового месторождения Урмен Ланге), про� буренной до забоя на глубине 2950 м ниже дна моря (т.е. глубина скважины 4210 м) в отложениях верхнемелового возраста [35]. В 2008 году «Статойл» пробурила в Норвежском море глубиной 267 м скв. 1�Галтфорт, вскрывшую на глубине 2301,5 м газовую залежь с запаса� ми 0,99–3,0 млрд м3 в песчаниках нижней юры, и открыла здесь, в Блоке 6407/8�д, газовое месторождение Галтфорт. В 2009 году нефтегазовая ком� пания «СтатойлХидру» открыла нефтяное глубоководное (334 м) месторож� дение Домгал в Блоке 6608/10 Норвежского моря, пробурив на глубину 3160 м скв. 6608/10�12 севернее глубоководного месторождения Норне. Нефть залегает в нижнеюрских песчаниках, ее извлекаемые запасы в них оцениваются от 2,7 до 6,85 млн т (4–8 млн м3). Месторождение Скарв найдено в 1999 году скв. 6507/1�5. Из юрских песчаников скважина фонтанировала 862 м3/сут нефти и 151 тыс. м3/сут газа, из меловых песчаников нижней пачки – 742 тыс. м3/сут газа и 178 м3/сут конденсата, из верхней пачки – 923 м3/сут нефти и 221 тыс. м3/сут газа. Месторождение Скарв разрабатывается совместно с соседним место� рождением Идун. Их извлекаемые запасы равны 14,5 млн т нефти с конден� сатом и 48 млрд м3 газа. Пик их добычи (14310 м3/сут нефти и 18833 млн м3 будет отмечен 2011 годом. Вместе с другими окружающими их находками, включая газовое месторождение Снадд и Грасел (конденсат), войдут в неф� тедобычу в III кв. 2011 г. «Норске Шелл» объявлено, что запасы глубоководного (299 м) газово� го месторождения Юго�Западный Оникс – между 10 и 50 млрд м3. Оно от� крыто в 2005 году 40 км северо�западнее месторождения Дройген в Блоке 6406/9 [9]. Глубоководная (929 м) скв. 1�Миднаттсол, пробуренная «Ста� тойл» в Блоке 6405/10 Норвежского моря (40 км севернее месторождения Урмен Ланге) на глубину 3160 м, открыла в 2007 году месторождение с из� влекаемыми запасами, оцененными от 0,850 до 1,133 млрд м3 газа в крас� ном лежне перми [5]. В Норвежском же море глубиной 430 м позднее 2000 г. выявлено и гигантское месторождение нефти и газа Виктори. Его запасы равны 116 млн м3 нефтяного эквивалента (НЭ) [4]. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 25 «СтатойлХидру» имеет газовое открытие Южное Снефрид в Блоке 6706/12 Норвежского моря 288 км западнее города Санднессьон; глуби� на моря 1266 м. Первооткрывательница –скв. 218�ПЛ глубиной 3927,5 м выявила слой газа толщиной 70 м в верхнемеловых песчаниках Нише (Нисе) с извлекаемыми запасами газа 3,993 млрд м3. Эта же фирма обна� ружила газ в недрах площади Ноатун (Блок 6407/7 севернее месторож� дения Ньорд). Газ залегает в средне� и нижнеюрских песчаниках, соглас� но скважине, пробуренной на глубину 5418 м в Норвежском море глуби� ной 293 м. 16 км севернее месторождения Ньорд «СтатойлХидру» откры� ла газоконденсатное месторождение Ноатун�«Ц» в юрских песчаниках скв. 6407/7�8А, пробуренной до глубины 5053 м в Норвежском море глу� биной 293 м в Блоке 6407/7. Эта скважина имеет извлекаемые запасы нефти и газа, равные 850 тыс. – 1416 тыс. м3 НЭ. Бурение скважин отда� лённого достижения в месторождении Алве, что в Норвежском море, под� твердило наличие природного газа и конденсата в более глубоком, чем было ранее известно, песчанике средней юры. Под газом выявлена и тон� кая нефтяная зона. Скв. 6507/3�5�С пробурена на глубину 3834 м в море глубиной 368 м, временно заглушена и открыла 3–5 млрд м3 газа. Алве открыто в 1990 г. [10, 11, 16]. В 2009 г. «СтатойлХидру» открыла в Норвежском море еще одно газо� вое ультраглубоководное (1360 м) месторождение Астерикс 345 км запад� нее Санднессьон. Запасы этого месторождения, равные 16 млрд м3 газа, выявлены в верхнемеловых песчаниках скв. 6705/10�1, пробуренной на глубину 3775 м. Месторождение Астерикс готовится к разработке вместе с соседними глубоководными месторождениями Хакланг и Снефрид, и это поможет создать здесь, 80 км западнее Лува, глубоководную газодобывную и газотранспортную систему в Норвежском море. «Нурске Шелл» разбурила в 2009 году потенциально крупное новое газовое месторождение Гру в Норвежском море глубиной 1376 м на рассто� янии 150 км к северо�западу от скв. 6506/6�1�Виктори, пробуренной ком� панией «Мобил Эксплорейшн Норуэй». Температура на забое в Виктори равна 200оС, пластовое давление очень высокое, конденсат и газ – в песках юры; глубина моря 420 м, расстояние до побережья Норвегии равно 200 км. Это – крупнейшее неразведанное и неразрабатывающееся газовое месторож� дение на континентальном склоне у Норвегии. Месторождение Гру откры� то вертикальной скв. 6603/12�1 глубиной 3805 м в песчаниках верхнего мела с их варьирующим емкостным качеством. Эта скважина вскрыла газовую залежь толщиной 16 м и извлекаемыми запасами от 10 до 99 млрд м3 газа чуть южнее Полярного круга. В этой же части Норвежского моря имеются глубоководные месторож� дения: газовое Хвитвейс, найденное скв. 6706/6�1 намного севернее Поляр� ного круга; безымянное газовое, открытое скв. 6705/10�1 юго�западнее Хвитвейс; газонефтяное Лува, выявленное скв. 6707/10�1 южнее Хвитвейс; газовое Статинд, обнаруженное скв. 6605/8�1 чуть севернее Полярного круга (восток�северо�восточнее Гру и запад�северо�западнее газонефтяного Нор� не). Юго�западнее Норне находится месторождение Виктори. Миднаттсол (газ и нефть) расположено на 6о в.д. 64о с.ш. ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 26 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 Таким образом, на континентальном склоне Европы в Норвежском море глубиной 250–1376 м разведано 53 газовых, газоконденсатных, газонефтя� ных и нефтяных месторождения в песках и песчаниках нижней перми, ниж� ней, средней и верхней юры, а также верхнего мела и палеоцена на глубине от 1600 до 5418 м. Эти месторождения имеют суммарные начальные извле� каемые запасы 672 млн т нефти с конденсатом плотностью 862–890 кг/м3 и 1030 млрд – 1119,5 млрд м3 природного газа; скважины, вскрывавшие их залежи, фонтанировали индивидуально от 865–923 до 7950 м3/сут нефти, до 178 м3/сут конденсата и от 151 тыс. до 742 тыс. м3/сут природного газа. Среди этих глубоководных месторождений в норвежском секторе Норвежс� кого моря имеются 10 гигантских – Белла Донна, Виктори, Дройген, Крис� тин, Мидгард, Норне, Скарв, Сморбук, Урман Ланге и Хейдрун (табл. 2). Суммарные начальные извлекаемые запасы этих 10 гигантов измеряются 468,75 млн т нефти с конденсатом и 890,8 млрд м3 природного газа (не счи� тая запасов нефти и газа месторождения Виктори (116 млн т –НЭ), что со� ответственно равно около 71 % от начальных извлекаемых запасов нефти с конденсатом и около 90 % от начальных извлекаемых запасов газа, разве� данных здесь в глубоководных месторождениях. Баренцево море на континентальном склоне Европы граничит с оса� дочным бассейном Воринг Норвежского моря своей юго�западной частью. Здесь вдоль северо�западного побережья Норвегии изучены геофизически� ми исследованиями и бурением осадочные бассейны Гаммерфест, Тромсё и Харстад. Два последних на западе отделяются от океанической пучины по� гребенным хр. Сенья, сложенным тектонизированными осадочными поро� дами мелового�третичного возраста, а также КФ. Хр. Сенья ограничен на востоке очень крупным сбросом, простирающимся с севера на юг и являю� щимся западной границей глубокого солянокупольного осадочного бассей� на Тромсё, заполненного отложениями перми, триаса, юры, нижнего и вер� хнего мела. Находящиеся севернее осадочный бассейн Сурвестнаг и северо� восточная ветвь осадочного бассейна Гаммерфест (иначе – Нордкапский) отделяются от бассейна Тромсё сводом Лоппа, а на 73о30′ c.ш. материковая часть Северной Европы отделена трогом от Шпицбергенской отмели, кото� рая окружает также о�в Медвежий и архипелаг Свальбард. Бассейн Тромсё – рифтогенный, глубоко (9–10 км) прогнутый и ослож� ненный свечевидными высокими (2,5–3 км) соледиапирами протыкания, исходящими из мощной толщи пермской каменной соли и оканчивающи� мися в отложениях нижнего мела. Восточной границей этого бассейна яв� ляется разломно�флексурная зона, простирающаяся с севера на юг. Восточ� нее данной зоны находится более крупный осадочный бассейн Гаммерфест, заполненный осадочной толщей нижнего мела, юры, триаса и верхней пер� ми мощностью более 6000 м. Эти отложения смяты в пологие складки и умеренно осложнены разломами. В Баренцевом море, где нет третичных отложений, их огромный клин толщиной до 9150 м выявлен преимущественно сейсморазведкой вдоль вер� хней части континентального склона на западных границах этого моря. В рельефе дна Баренцева моря заметны четкие и частые реликты речного дре� нажа, развивавшегося в течение третичного�четвертичного времени и сви� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 27 Таблица 2 Месторождения нефти (н), газоконденсата (гк) и природного газа (г) в песчаниках перми, юры, мела и палеоцена на континентальном склоне Европы в Норвежском море глубиной 250–1360 м Начальные извлекамые запасы № пп. Месторождение и страна Год открытия Глуби� на моря, м нефть, млн т газ, млрд м3 Глубина залега� ния нефти (газа), м Возраст породы с нефтью (газом) 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Алве (гк), Нор� вегия 1990 368 – 5,0 3834 Ср. юра 2 Астерикс (г),�«� 2009 1360 – 16,0 3775 В. мел 3 Безымянное (гк), � « � 1999 300 – – – Ср. юра 4 � « � (н), � « � 1999 340 – – – � « � 5 � « � (н), � « � 2001 290 – – – Н.�ср. юра 6 � « � (н), � « � 2001 480 – – – � « � 7 Белла Донна (г), � « � 2000 280 – 99,0 – � « � 8 Виктори (г),� « � 2001 430 116 млн т НЭ – � « � 9 Галтфорт (г), �«� 2008 267 – 3,0 2301,5 Н.юра 10 Грасел (гк), � « � 2007 400 – – – Юра 11 Гру (г), � « � 2009 1376 – 10,0�99,0 3805 В.мел 12 Гудрун (гн), � « � 1985 280 24,0 – 2100 � « � 13 Домгал (н), � « � 2009 334 6,85 – 3160 Н.юра 14 Дройген (гн), � « � 1983 250/290 58,0 2,8 1600 Ср.�в. юра 15 Идун (гн), � « � 2007 390 – – 2550 � « � 16 Коллет (гк), � « � до 2004 325 – – – Н.�ср. юра 17 Кристин (гк), � « � 1998 315 56,0 140,0 4500 � « � 18 Лавранс (н), � « � 1998 308 – – – � « � 19 Мидгард (гн), � « � 1981 320 14,0 103,0 – Юра 20 Миднатсол (гн), � « � 2007 929 – – 3160 Н.пермь 21 Миккель (н), �«� 1982 320 – – – Юра 22 Морвин (н), � « � 2001 300 – – – � « � 23 Ноатун (г), � « � 2008 293 – – 5418 Н.�ср. юра 24 Ноатун Ц (гн), � « � 2008 293 1,5 – 5053 Юра 25 Норне (гн), � « � 1991 396�400 65,75 15,0 2532/ 2560 Н.юра 26 Норне Восточное (н), � « � 1992 400 – – 2570 � « � 27 Ньорд (гн), � « � 1982 330 28,0 10,0 – Юра 28 Оникс (г), � « � 2005 299 – 25,0 – � « � 29 Свале (н), � « � 1998 430 – – 2540 � « � ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 28 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 детельствующего, что данный район моря был тогда сушей. Именно в этой части Баренцева моря и здешних его осадочных бассейнах к 2004 году най� дено, разведано и отчасти освоено 17 глубоководных месторождений нефти (н), газа (г) и газоконденсата (гк). Это – норвежские Альбатрос (г), Альке (г), Гамма (г), Голиаф (н), Западное Ашелад (гк), Северовосточное Снохвит (гк), Северное Снохвит (гк), Северное Альке (г), Северный Альбатрос (г), Северное Ашелад (гк), Сноу Уайт (г; «Белоснежка), Снохвит (гк; «Спящая Красавица»), Центральное Ашелад (гк), Южный Альбатрос (г), Южное Ашелад (гк), безымянное газовое месторождение и безымянное газонефтя� ное, открытые соответственно скв. 7119/12�3 и 7728/1�А�7. Эти месторождения находятся в районе 71о с.ш., в юго�западной час� ти Баренцева моря, на морской площади около 2260 км2, на расстоянии от 105 до 160 км от Гаммерфеста. Рядом, на о�ве Мелькоя, у побережья Норве� гии, строится завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) из газодобычи месторождения Снохвит и его сателлитов. Все они разведаны и подготовлены к разработке 56 скважинами. Проложен подводный, концен� трически двойной («труба в трубе») газоконденсатопровод диаметром 686 мм и длиной 140 км от месторождений Альбатрос, Ашелад и Снохвит до при� ёмного терминала в Мелькоя. Во всех упомянутых месторождениях разве� даны совокупные извлекаемые запасы, равные 186 млрд м3 природного газа и 24 млн т конденсата, соответственно 107 млрд м3 газа и 18 млн т конден� сата в группе Снохвит, 50 млрд м3 газа и 11 млн т конденсата в группе Аше� Окончание табл. 2 1 2 3 4 5 6 7 8 30 Скарв (гн), � « � 1999 390 79,5 – 2575 Юра, мел 31 Сморбук (гн), �«� 1984 250/300 70,5 106,0 До 5000 Юра 32 Сморбук Южное (гн), � « � 1985 250 12,0 35,0 � « � � « � 33 Снад (г), � « � 2007 400 – – – � « � 34 Снефрид Южное (г), � « � 2008 1266 – 4,00 3927,5 � « � 35 Стьор (н), � « � 1994 400 4,0 – 2600 � « � 36 Тириханс Север� ное (н), � « � 1982 325 3720 � « � 37 Тириханс Юж� ное (н), � « � 1983 325 25,0 41,5 3805 � « � 38 Трестак(н), � « � 1986 300 – – – � « � 39 Тюльпан (г), � « � 2005 1260 – – 4210 Палеоцен 40 Урман Ланге (гк), � « � 1997 800�1006 29,0 396,5 2700/290 6 Юра 41 Фальк (н), � « � 1993 400 – – 2550 � « � 42 Фангст�Си (г), �«� 1999 370 – – – � « � 43 Фрам (гн), � « � 1998 350 14,5 13,0 – � « � 44 Хансен (н), � « � 1995 600 – – – � « � 45 Хейдрун (гн), �«� 1985 350 107,0 50,0 2470 � « � 46 Хелланд (н), � « � 1996 900 – – – � « � 47 Эллида (гн), � « 2003 1200 – – 4000 � « � 48 Эрланд (гк), � « � 1999 323 – – 5000 � « � Всего: 672 млн т нефти с конденсатом и 1030�1119,5 млрд м3 природного газа НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 29 лад и 28 млрд м3 газа в группе Альбатрос. Кроме того, в месторождении Снохвит имеются еще и 6,5 млн т извлекаемой нефти. Месторождение Снохвит площадью 80 км2 разведано в Баренцевом море глубиной 300–350 м. Газ, конденсат и нефть этого месторождения залегают во флювиальных и турбидитных песчаниках средней и нижней юры. Толщина главной газовой залежи 105 м, ее нефтяной оторочки – 14 м. Ловушкой газа и нефти является крупная антиклиналь, расчлененная разломами на три блока, но в них – общие ГВК и ВНК. Нефте� и газоносные песчаники здесь являются превосходными коллекторами. Их пористость более 16 %, проницаемость 0,2– 0,5 пм2, водонасыщенность в газовой залежи от 5 до 15 %. Пока разрабатыва� ется только месторождение Снохвит, дающее около 5,6 млрд м3/год природ� ного газа и 3 180 м3/сут конденсата с помощью ПС и ПП. Последняя – это судно ледового класса. В проектах освоения Снохвит и его сателлитов уча� ствуют норвежские компании «ДФИ», «Нурск Хидру», «ПБА�ДЕА Норге», «Статойл» и зарубежные «Амерада Интернейшнл Лтд», «Свенска Петроле� ум Эксплорейшн» и «ТотальФинаЭльф» [1]. «СтатойлХидру» выполнила и опубликовала анализ стабильного га� зоконденсата, добывающегося из глубоководного месторождения Снохвит. Его извлекаемые запасы 18 млн м3 (13,3 млн т) конденсата плотностью 738 кг/м3 при 15оС с содержанием 0,019 мас. % серы; 4 г/т азота, < 0,1 г/т никеля, < 0,1 г/т ванадия, 0,2 г/т натрия, 1 г/т ртути, < 5 мг/л хлорида на� трия и следующим групповым составом (масс. %): n�парафины – 21,0; (бу� тан – 1,48; пентан – 7,09; гексан – 4,46; гептан – 3,37; октан – 2,69; нонан – 1,92; i�бутан – 0,09; i� пентан – 6,04; циклопентан – 0,60); С6�изопарафины – 5,41; С6�нафтены – 5,09; бензол – 2,10; С7�изопарафины – 3,35; С7�нафте� ны – 6,71; толуол – 3,20; С8�изопарафины – 3,94; С8�нафтены – 3,31; С8� арены – 3,11; С9�изопарафины – 1,55; С9�нафтены – 1,16; С10+�компо-нен� ты – 32,94 мас. %. До 65оС выкипают 22,84 об. % с плотностью 644,6 кг/м3; 4 г/т мер� каптановой серы (МС); а также (об. %) 45,24 н�парафинов (НП); 49,16 изо� парафинов (ИП); 4,27 нафтенов (Н); 1,33 аренов (А). Фракция, выкипаю� щая при 65–90оС, равна 15,06 об. % и имеет плотность 719,9 кг/м3; < 0,001 общей серы (ОС); 4 г/т МС; 28,75 об. % НП; 29,71 ИП; 32,27 Н; 9,28 А, 8,28 бензола; < 1 г/т азота. Фракция, кипящая при 90–150оС, это – погон объе� мом 30,77 % и плотностью 756 кг/м3. Он содержит < 0,001 мас. % ОС и < 3 г/т МС; а также (об. %) НП – 21,3; ИП – 25,32; Н – 36,69; А (с бензо� лом) – 16,69; бензол – 0,5; азот “ < 1 г/т. Погон из интервала 150–180оС объемом 9,1 % и плотностью 779,4 кг/м3 имеет ОС – 0,0038 мас. %, 4 г/т МС, НП – 23,56 об. %, ИП – 29,96, Н – 27,17; А – 19,31, нафталины – 0,2 об. %, азот “ < 1 г/т; из интервала 180–240оС объемом 10,76 % и плот� ностью 800,9 кг/м3 – 4 г/т МС, сумму А (масс. %) – 18,2, моноаренов – 15,7; диаренов – 2,5 мас. %, нафталинов – 1,67 об. %, азота “ < 1 г/т; из интервала 240–320оС объемом 7,05 % и плотностью 832 кг/м3 – 0,115 мас. % ОС, совокупность А – 21,1, (12,7 моноаренов; 8,2 диаренов, 0,2 полициклических А), 5,8 г/т азота; а фракция, кипящая при 320оС и выше имеет объем 2,22 %, плотность 864,6 кг/м3, ОС – 0,304 мас. %, сум� му А – 21,7 мас. % (моноА – 13,4, диА – 6,3, полициклических А – ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 30 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 2 мас. %), азота – 175 г/т, V “ < 0,1 г/т; Ni – 2,4 г/т и < 5 мас. % асфаль� тенов [34]. Первое и пока единственное в Баренцевом море чисто нефтяное мес� торождение Голиаф открыто, а позднее подтверждено и разведано 85 км севернее Гаммерфеста в море глубиной 318 м поисковой скв. 7128/1�4, про� буренной итальянской нефтяной компанией «ЭНИ» в 1994 г. Скважины, испытанные в колонне на приток, фонтанировали 589–592 м3/сут нефти плотностью 869 кг/м3 из залежи толщиной 70 м в пермских песчаниках на глубине 1500 м. Разведка этого месторождения продолжается, но уже считается, что его геологические запасы можно оценивать от 21 до 35 млн т нефти [1]. Голиаф начнет давать газонефтедобычу в 2013 году и будет раз� рабатываться 15–20 лет. «Эни Норге» приобрела лицензию по технологи� ческому обустройству своего плавсредства округлой формы, т.е. ПП для получения из донных скважин нефти и газа, их хранения, обработки и отгрузки. Добычная производительность этой будущей ПП равна 15 900 м3/сут нефти и 3,9 млн м3/сут газа, ёмкость нефтехранилища на ПП – 158 990 м3. Донные фонтанные трубопроводы и райзеры намечено проложить и установить в июне–июле 2010 года и мае–августе 2011 года в море глубиной 318–400 м. «Эни Норге» обнаружила и более глубокий нефтедобывной объект во время разведочного (оценочного) бурения на ее нефтяном открытии Голиаф. Принадлежащая этой компании скв. 7� 4�С/7122 на Южноголиафской структуре встретила нефтяной слой в ниж� нетриасовом песчанике Клаппмыс, подтвердила более глубокий ВНК в верхнетриасовой толще Реалгруннен и доказала ГНК в среднетриасовом песчанике Коббе. Эта скважина глубиной 2366 м пробурена в море глу� биной 372 м в 50 км юго�восточнее месторождения Снохвит и 85 км севе� ро�восточнее Гаммерфеста. В 2008 г. «СтатойлХидру» открыла в Баренцевом море глубиной 365 м газовое месторождение Каурус в Блоке 7222/11 скважиной, пробуренной до глубины 2827 м в 160 км северо�западнее Гаммерфеста. Газодобывная зона – в песках и песчаниках триаса, извлекаемые запасы газа оценивают� ся от 2 до 14 млрд м3 [11]. «СтатойлХидру» открыла и газодобывную зону в среднеюрских песчаниках скважиной, пробуренной на глубину 2994 м в Баренцевом море глубиной 347 м на площади Верверис, что в Блоке 7226/2 [12, 13, 17]. Имеются перспективы нефтегазоносности у подводных недр континен� тального склона Европы и в российском секторе Баренцева моря, где оса� дочная толща под его дном сложена мезозойскими и палеозойскими отло� жениями Восточной Баренцевоморской мегасинеклизы. Она состоит из Се� верной и Южной Баренцевоморских седиментационных депрессий, разде� лённых Лудловской седловиной (Баренцевоморский свод) площадью 153 600 км2 и высотой 500 м считая по кровле верхнеюрских чёрных слан� цев. На юго�восточном склоне этой седловины, 1200 км восточнее норвежс� ких газовых месторождений Альбатрос и Снохвит, 320 км западнее Новой Земли, 480 км севернее побережья Большеземельской тундры и 592 км се� веро�восточнее Мурманска, т.е. в середине российского сектора Баренцева моря, ждет с 1988 г. своей разработки в море глубиной 320–340 м сверхги� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 31 гантское Штокмановское газоконденсатное месторождение. Его извлекае� мые запасы, равные 3,823 трлн м3 природного газа и 37 млн т газоконден� сата, залегают в юрских песчаниках на глубине около 4 км. Готовит к разработке Штокмановское месторождение консорциум, в составе которого «Газпром» (51 % акций), французская «Тоталь» (25 %) и норвежская «СтатойлХидру» (24 %). Разработка будет осуществляться тре� мя или четырьмя фазами. Окончательное решение нужно принять не по� зднее первого квартала 2010 г., хотя многое по Штокмановскому проекту уже делается. Во время первой 25�летней фазы ожидается добыча газа око� ло 65 млн м3/сут. Около 28 млн м3/сут газа будут транспортироваться по газопроводу, проложенному от Мурманска до Волхова, чтобы подключить штокмановский газ к «Северному Потоку». Остальная часть будет превра� щаться в СПГ на заводе производительностью 7,5 млн т/год, построенном «Текнип» в деревне Териберка, в 99 км от Мурманска. Трубопроводный эк� спорт газа ожидается начать в 2013 г., а экспорт СПГ – в 2014 г. Суммарные затраты на первую фазу оцениваются порядка $ 15�20 млрд. Последующие фазы разработки поднимут газодобычу до около 198 млн м3/сут трубопро� водного газа, 20 млн т/год СПГ и 600 тыс. т/год газоконденсата. Добыча газа и конденсата потребует преодолеть самые суровые зим� ние условия, в т.ч. типичную толщину льда до 2 м в холодное время года. В районе Штокмановского месторождения много айсбергов. За прошедшие 48 лет их наблюдалось здесь 220, а в 2003 году – 15 айсбергов. Два из этих не� давних айсбергов весили более чем по 4 млн т, т.е. слишком много, чтобы уплыть отсюда. Еще одна проблема – размещение и жизнь многочисленно� го газопромыслового персонала в такой изолированной природной среде. Морской инфраструктуре понадобятся 200, а летом даже до 350 человек, и всех их придётся перевозить вертолётом. Кроме того, нужен ещё дополни� тельно персонал из 120 человек для работы в деревне Териберка, где нет никакой инфраструктуры по Штокмановскому проекту. План разработки Штокмановского месторождения – один из самых ам� бициозных, которые когда�либо были в промышленности, включает: всё обу� стройство палубы НП или ПП общим весом по 40 тыс. т; газопровод Шток� мановское�Мурманск длиной 592 км и диаметром 1117,6 мм, уложенный на морское дно с чрезвычайно неровным рельефом; Мурманск�Волховский газопровод и одни из крупнейших в мире заводы по производству СПГ вме� сте со всей необходимой инфраструктурой. Кроме того, Штокмановский проект предусматривает иметь мощный, массивный комплекс подводных систем добычи (ПС) и райзеров, а также крупные компрессорные установ� ки, чтобы перемещать газо� и конденсатодобычу к берегу. Газодобывным обустройством будут две суднообразные плавучие добычные единицы, от� деленные (в случае айсбергов) от двух спаров (колонн) с уникальным дизай� ном и формою песочных часов, чтобы разбивать, крушить приближающие� ся льды. Будет также задействован небольшой флот судов, занимающихся айсбергами. Все строительные и конструкционные материалы должны быть устойчивыми при температуре минус 45оС. Согласно расчетам, представленным российским законодателям в де� кабре 2008 года, разработка Штокмановского месторождения экономичес� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 32 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 ки прибыльна при ценах на нефть $ 50–60 за баррель, т.е. 365–438 долл./т. Двумя месяцами позднее началось выполнение Штокмановского проекта, хотя средняя цена на нефть с середины ноября 2008 г. была не выше $ 50 за баррель, т.е. 365 долл./т [1, 15]. В целом, на континентальном склоне Европы в норвежском и рус� ском секторах Баренцевого моря глубиной 300–400 м выявлено 22 место� рождения газа, конденсата и нефти в песках и песчаниках нижней перми, триаса и юры на глубине от 1500 до 2994 м. Начальные суммарные извле� каемые запасы оцениваются 35 млн т нефти, 66 млн т конденсата и 3994 млрд м3 природного газа. Среди этих месторождений – одно гигантс� кое газоконденсатное (Снохвит, 107 млрд м3 газа и 18 млн т конденсата) и одно сверхгигантское газоконденсатное (Штокмановское, 3823 млрд м3 газа и 37 млн т конденсата). На долю этих двух месторождений приходят� ся более 83 % запасов конденсата и около 96 % запасов газа, разведанных в Баренцевом море глубиной более 300 м. Скважины, вскрывшие нефтя� ные залежи, фонтанировали 589–592 м3/сут нефти в месторождении Го� лиаф; разрабатывающееся месторождение Снохвит дает 3180 м3/сут кон� денсата и 5,6 млрд м3/год природного газа. Все остальные месторождения разведуются и готовятся к разработке. В Северо<восточной Атлантике глубиной 300–945 м в акватории меж� ду Ирландией, Фарерскими о�вами (Дания) и отмелью Поркъюпайн Бэнк, континентальный склон Европы промышленно нефтегазоносен в осадочном бассейне, именуемом Поркъюпайнским, или Западношетландским, либо Шетландско�Фарерским. Будучи глубоким рифтогенным грабеном, этот бассейн заполнен осадочной толщей перми, триаса и юры, несогласно пере� крытой верхнемеловыми и третичными отложениями. Домеловая толща пород расчленена тектоническими разломами на несколько блоков разной структуры и неодинакового наклона (как в северной части Североморского бассейна), где нефть и газ залегают в мелководных песках и песчаниках юры – перми (но особенно в юрских песках, несогласно перекрытых верхнеме� ловыми глинистыми сланцами), а также в третичных турбидитных песках, отлагавшихся в глубоководных условиях. В Западношетландском осадочном бассейне, вне его фарерского (датс� кого) сектора, к 2004 г. осваивалась нефтяными компаниями Соединённо� го Королевства группа нефтяных и газовых месторождений Лоял, Скихал� лион, Фойнавн и др. Все они – в Атлантике глубиной 350–1098 м, разраба� тываются с помощью ПС, ПП и челночных танкеров. Первую нефть откры� ла здесь в 1992 году скв. 1�240/24�а, пробуренная «Бритиш Петролеум» («БП») в Атлантике глубиной 350 м, но слой нефти в песчаниках оказался очень тонким, так что спуска обсадной колонны и освоения скважины не произошло. 4,5 км западнее этого в 1993 г. фонтанировала 604 м3/сут не� фти плотностью 904 кг/м3 на штуцере 25,4 км при газовом факторе 246 м3/ м3 скв. 2�204/24�а, пробуренная в Атлантике глубиной 488 м. Эта скважи� на прошла по юрскому песку на глубине 2835 м и выявила в нем газонефтя� ное месторождение, позднее получившее название Фойнавн. В 1993 г. скв. 1� 20/204 открыто нефтяное месторождение Скихаллион, а немного позже рядом с ним – нефтяное месторождение Лоял. Они оба – в Атлантике глуби� НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 33 ной 375 м. Год спустя «БП» пробурила здесь оценочную скв. 5�20/204 глу� биной 4000 м (в том числе 1700 м горизонтального призабойного ствола) и получила с этой глубины фонтан 3 179 м3/сут нефти плотностью 898 кг/м3. Пробная эксплуатация этих двух скважин еще в 1995 г. дала около 113 520 м3 нефти, которая обрабатывалась, хранилась и отгружалась с ди� намически позиционируемого танкера «Савонита» на челночные танкеры, перевозившие нефть в Роттердам (Голландия) на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), принадлежащий «БП». Принятые к совместной разработке извлекаемые запасы нефти в мес� торождениях Лоял и Скихаллион равны 61 млн т. Они сосредоточены, как и в месторождении Фойнавн, в меловых турбидитных песках и юрских пес� чаниках. Эта стадия разработки с помощью одной из крупнейших тогда в мире ПП и ПС капитализирована $ 1,5 млрд. Специальное судно выполня� ет функции ПП: собирает 22 260 м3/сут нефти, хранит (до 160 тыс. м3) и отгружает нефтедобычу челночным танкерам. Нефть на ПП поступает из 29 эксплуатационных скважин с подводно обвязанными их устьями в че� тырёх подводных «кустах» со своими групповыми подводными манифоль� дами и райзерами. К этой ПП подключены посредством ПС и подводно�дон� ные устья скважин гигантского месторождения Фойнавн, содержащего в упомянутых турбидитных песках 72 млн т нефти (начальные извлекаемые запасы) и дающего из 16 скважин 18 тыс. м3/сут нефти [1]. 120 км западнее Шетландских о�вов «Тоталь» в 2004 г. открыла газо� вое месторождение Лэггэн, сообщив о позитивных результатах его разведки. Две разведочные скважины дали притоки газа с промысловым дебитом, в том числе скв. 2006/1�а�4�АЗ при испытании фонтанировала 1070 тыс. м3/сут газа [28]. Группой компаний сделано значительное открытие нефти и газа и скв. 1�Зет�213/27�Роузбэнк�Лохнагар в Блоке 213/27, на площади глубо� ководного Фарерско�Шетландского пролива, в британском его секторе. Эта скважина пробурена в море глубиной 1098 м на расстоянии 126 км от Эша Несс (о�в Шетланд), возле линии раздела морских вод между Фарерами и Соединённым Королевством, и встретила залежи нефти плотностью 845– 893 кг/м3 и газа в юрских и триасовых песчаниках толщиной 51,5 м. Непо� путный газ найден на меньшей глубине. Неосвоенная скважина ликвиди� рована при глубине 3707 м, и планируется бурение новых скважин [29]. Глубоководная нефтеразведка продолжалась, и в 2007 году в Запад� ношетландском бассейне (Фарерско�Шетландском канале) имелось уже семь нефтяных месторождений (Айриболл, Лоял, Роузбэнк�Лохнагар, Ски� халлион, Сюйлвен, Фойнавн, Эллиджин) и 5 газовых (безымянное, Вик� тори, Лэксфорд, Северо�Восточное Мьюлл и Торридон/Лэггэн). Все они – на участке между изобатами 200 и 1000 м, между 1ои 4о30' з. д., севернее и южнее параллели 61о с. ш. Газовое месторождение Лэггэн – в Атланти� ке глубиной 640 м с 28,32 млрд м3 газа. Рассматриваются планы его раз� работки с ПП и строительства нового газопровода к терминалу в Сент�Фер� гюс (Шотландия). Удачными были три первые оценочные скважины в ги� гантском месторождении Роузбэнк�Лохнагар. Его запасы достигают 71,5– 79,5 млн м3 нефти [40], и это месторождение может стать объектом разра� ботки. Такие же небольшие месторождения, как Торридон, Лэксфорд и ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 34 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 Виктори также могут быть подключены к инфраструктуре Лэггэна. Тор� ридон – в Атлантике глубиной 700 м, где оценочная скважина была ус� пешно испытана еще в апреле 2000 г., но газодобывного обустройства пока там нет. На принадлежащем «Шеврон» глубоководном западношетландс� ком месторождении Роузбэнк оценочно�разведочная скважина в Блоке 205/1, что 158 км северо�западнее Шетландских о�вов, при её освоении фонтанировала 954 м3/сут нефти. Это месторождение имеет 84,3 млн т НЭ [14]. «Тоталь» открыла глубоководное (610 м) газоконденсатное месторож� дение Тормор в Блоке 205/5а 100 км северо�западнее Саллом Вой (Оркней� ские о�ва), западнее Шетландских о�вов и 15 км юго�западнее месторож� дения Лэггэн. Тормор открыто скважиной 205/5�а�1�Тормор, пробуренной до глубины 3936 м и фонтанировавшей 906 тыс. м3/сут газа и 2405 м3/сут конденсата [20]. Рядом с месторождением Тормор бурится глубоководная (~ 600 м) сква� жина, открывшая газовое месторождение Гленливет и вскрывшая про� мышленную газодобывную зону в палеоценовом песчанике. Согласно дан� ным каротажа, керна и испытания на приток, здесь в этом песчанике обна� ружена эффективно газонасыщенная зона толщиной 61 м с превосходными коллекторскими свойствами и великолепной газонасыщенностью. Группа компаний во главе с «ДОНГ Энерджи» уже рассматривает вопрос о бурении сайд�трекка к этой скважине. 30 км северо�западнее месторождений Лоял, Скихаллион и Фойнавн, а также 10 км северо�западнее месторождения Сюй� лвен открыто глубоководное (1048 м) месторождение Торнадо с нефтью и газом в третичных песчаниках на глубине 2743 м. В ирландском секторе Западношетландского бассейна готовятся к раз� работке с ПП и ПС глубоководные месторождения нефтяное Коннимара (380 м) и газовое Северное Корриб (350 м). Первое открыто 110 км западнее Ирландии в 1979 году скважинами, пробуренными на глубину 2988–3316 м с забоями в верхне� и среднеюрских отложениях, где вскрыты четыре нефтя� ные залежи. Их суммарные извлекаемые запасы – около 8 млн т. И, хотя де� биты скважин достигали 150–178 м3/сут нефти плотностью 820–830 кг/м3 в первой продуктивной зоне и 889 м3/сут нефти плотностью 835–865 кг/м3 сум� марно из трёх других зон, промышленное освоение запасов Коннимары нача� лось через 24 года и только благодаря начавшейся невдалеке разработке не� фтяных месторождений Скихаллион и Фойнавн. Газовое месторождение Северное Корриб, открытое в 1998 году скв. 1� 18/20 и 2�18/20, содержит более 36 млрд м3 природного газа в песчанике Шервуд триасового возраста. Первую из упомянутых скважин глубиной почти 4000 м освоить не удалось вследствие смятия её обсадной колонны верхнепермской каменной солью. Вторая скважина, пробуренная в 2 км от первой, фонтанировала 1,8 млн м3/сут газа на штуцере 50,8 мм и при дав� лении 9,2 МПа на её головке. Северное Корриб подготовлено $ 750 млн к разработке шестью донными скважинами. К терминалу на ирландском бе� регу проложен подводный газопровод. Имеется и газопровод от этого тер� минала к месту потребления газа, но разработка месторождения отложена временно из�за споров с организациями, защищающими экологическую девственность территории западного побережья Ирландии. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 35 В фарерском секторе Северной Атлантики глубиной 946 м, между Фа� рерскими о�вами (Дания) и Поркьюпайнским бассейном, «Амерада Хесс» про� бурила в 2001 году скв. 6004/1�16 на глубину 4778 м и открыла пока безы� мянное месторождение нефти и газа. Сводная толщина зоны промышленно� го нефтенасыщения в разрезе скважины не менее 170 м, согласно каротажу, но вызов притока нефти временно пришлось отложить по погодным и финан� совым причинам. Газ и лёгкая нефть здесь залегают в меловых и юрских пес� чаниках под нижнетретичными базальтами, плащевидно покрывающими почти весь Фарерский регион. Сейчас газовая и нефтяная залежи этого мес� торождения оконтуриваются разведочными скважинами [1]. Исландия также решила начать нефтепоисковое морское бурение в сво� ём секторе Северо�Восточной Атлантики в связи с нынешними успехами бу� рения скважин на чрезвычайно большие глубины. Согласно Кристинну Эй� нарссону, координатору проектов из Управления Национальной Энергетики Исландии, имеются данные о возможном присутствии и нефти, и газа в не� драх площади Дреки, расположенной между Исландией и норвежским о�вом Ян Майен. Правда, там нет ни одной скважины, но есть геофизические дан� ные, которые предполагают, что геологическая история упомянутой поиско� вой площади была такой, что её недра должны содержать осадочный разрез возраста, аналогичного нефтеносной толще Восточной Гренландии и прибре� жья Норвегии. Глубина Атлантики на площади Дреки равна 960–1920 м, и это до недавнего времени препятствовало поисковому бурению. Сейчас же новая техника и технология бурения и освоения скважин обусловили глубо� ководные успехи в Мексиканском заливе и прибрежье Бразилии [23]. Итак, на континентальном склоне Европы в британском и ирландс� ком секторах Северо�Восточной Атлантики глубиной 218–1098 м имеются 19 месторождений нефти и газа с суммарными начальными извлекаемыми запасами 64 млрд м3 газа и 305 млн т нефти плотностью 820–898 кг/м3 в песчаниках триаса, юры, мела и палеоцена на глубине от 2938 до 4778 м. Начальные дебиты продуктивных скважин измеряются от 906 тыс. до 1070 тыс. м3/сут газа, от 150 до 3179 м3/сут нефти и до 2405 м3/сут конден� сата. Среди упомянутых месторождений есть и гигантские. Это – Роузбэнк/ Лохнагар и Фойнавн. На долю двух этих гигантов здесь приходятся почти 67 % начальных извлекаемых запасов нефти, открытых в этом глубоково� дье к настоящему времени. В Средиземном море начало глубоководной нефтегазоразведки при� ходится на 1975 г. и связано с оконтуриванием нефтяного морского испанс� кого месторождения Касабланка. Оно было выявлено на шельфе в море глу� биной 131 м скважиной, пробуренной в осадочном бассейне Эбро и фонта� нировавшей 1 145 м3/сут нефти плотностью 871 кг/м3 из нижнемеловых карстово�кавернозных и трещиноватых известняков на глубине 2882 м. Южная часть этого месторождения оказалась под водами Валенсианского залива глубиной 610 м, и для добычи нефти здесь установлена ПП с подвод� ной системой (ПС) из подводно�донно обвязанных устьев скважин, мани� фольдов, контрольно�измерительных устройств и нефтепроводов, соединён� ных с ПП, а также с НП в северной части месторождения Касабланка. В 1977 г. на соседней площади, где глубина залива 670 м, скв. 1�Си�Монтана� ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 36 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 со выявила месторождение Монтанасо, фонтанируя 1 285 м3/сут нефти плот� ностью 858 кг/м3 из юрских трещиноватых и карстово�кавернозных извес� тняков на глубине 2806 м. После того, как в 1978 г. и скв. 2�Ди�Монтанасо фонтанировала 275 т/сут нефти плотностью 874 кг/м3 из тех же известня� ков, это месторождение начало разрабатываться также с использованием ПП и ПС [1]. В итальянском секторе самой южной части Адриатики, 40–50 км се� вернее и северо�восточнее Бриндизи, что на берегу зал. Таранто, в море глу� биной 800–950 м находится гигантское газонефтяное месторождение Ак� вила, нефтяное Ровести и газовое Фалько. Итальянская нефтяная компа� ния «Агип» пробурила в 1981 году скв. 1�Аквила на глубину 4250 м с ПП в Адриатике глубиной 828 м и получила фонтанный приток 477 м3/сут не� фти плотностью 836 кг/м3 из третичных и альбских карбонатов, освоенных в интервале глубин 3867–3925 м. Начальные доказанные (извлекаемые) запасы Аквилы равны 93 млн т нефти и 79 млрд м3 природного газа. Нефть залегает в трещиноватых карстово�кавернозных известняках и доломитах альба, газ – в аналогичных третичных карбонатах. Эти нефтегазовые кол� лекторы имеют здесь превосходные пористость и проницаемость. Разработ� ка нефтяной залежи обошлась $ 106 млн, окупаемость затрат равна 4 го� дам, и Аквила в течение 10 лет даёт ежегодно прибыль по $ 130–135 млн. Разработка с 1998 г. велась двумя скважинами, пробуренными в 1993– 1995 гг., и ныне здесь добывается суммарно 1 423 м3/сут нефти плотностью 842 кг/м3 из карбонатов альба на глубине 4320 м. Скважины оборудованы безводолазной модулярной обвязкой их глубоководных (850 м) устьев, а головки скважин соединены с многофазным подводным трубопроводом, ко� торый связан эластичным райзером высокого давления с танкером дейдву� дом 30 тыс. т, отгружающим нефть на челночные танкеры. В этом же оса� дочном бассейне Умбро�Маркиджяно и недалеко от Аквилы разрабатыва� ются месторождения Ровести и Фалько. Континентальный склон Европы нефтегазоносен и юго�западнее Си� цилии, где с 2006 г. разрабатывается глубоководное (460 м) газовое место� рождение Панда. Оно открыто в 2002 г. первой скважиной, пробуренной в Сицилианском проливе, перед забоем (3258 м) вскрывшей газоносную тол� щу мезозойских карбонатов сводной толщиной 300 м и фонтанировавшей оттуда 538 тыс. м3/сут природного газа. Панда содержит около 11 млрд м3 газа, открыто и разведано итальянской «ЭНИ» с британской «Бритиш Гэс», с 2006 г. разрабатывается и подаёт свою газодобычу через имеющуюся сеть морских и наземных газопроводов к Бриндизи, что на Апеннинском п�ове, на северном побережье зал. Таранто [1]. «Эни» уже планирует ускоренную разведку и разработку всех своих глубоководных открытий газа в Сицили� анском проливе после того как опробовала 170 тыс. м3/сут природного газа в скв. 2�Арго, в проливе глубиной 580 м и 20 км мористее Арьидженто (Аг� ридженто). Это подтверждает открытие газа, сделанное соседней скв. 1�Арго, пробуренной в 2006 г. в проливе глубиной около 500 м. Рядом же находит� ся газовое морское месторождение Кассиопея, которое «Эни» собирается включить в план по Арго�1 и Арго�2. В августе 2008 г. «Эни» при испыта� нии на приток скв. 1�Кассиопея, пробуренной в проливе глубиной 560 м и НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 37 22 км мористее Арьидженто, получила 190 тыс. м3/сут газа. Запасы Касси� опеи подсчитаны в объеме 16 млрд м3, а вместе с другими оцениваются 18 млрд м3 газа [19]. В общем, на континентальном склоне Европы в Средиземном море глубиной 460–900 м обнаружено восемь нефтяных, газонефтяных и газо� вых месторождений с начальными суммарными извлекаемыми запасами более 101 млн т нефти плотностью 836–874 кг/м3 и более 109 млрд м3 при� родного газа в третичных, меловых и юрских карстово�кавернозных и тре� щиноватых известняках и доломитах (табл. 3). Залежи нефти и газа нахо� дятся на глубине от 2860 до 4320 м, откуда первые скважины фонтанирова� ли индивидуально по 275–1285 т/сут нефти и по 170 –538 тыс. м3/сут при� родного газа. Одно из упомянутых месторождений – гигантское газонефтя� ное месторождение Аквила. На его долю приходятся 92 % запасов нефти и около 72,5 % запасов природного газа, разведанных на континентальном склоне Европы в Средиземном море. Черное море в пределах континентального склона украинского секто� ра глубоким бурением еще не исследовано. Экспертами западных компа� ний прогнозируются нефтегазоперспективные обьекты, ресурсы которых по данным объединения ГАК «Черноморнефтегаз» оцениваются в 850 млн – 1 млрд тонн у.т. Что касается нефтегазоносности турецкого сектора континентально� го склона, то во второй половине 2008 года самая крупная в мире нефтяная компания «ЭксонМобил» подписала с турецкой государственной компани� ей «ТПАО» соглашение о совместной (50:50) работе по поиску и разведке Таблица 3 Газовые (г) и нефтяные (н) месторождения в третичных и мезозойских карбонатах на континентальном склоне Европы в Средиземном море глубиной 460–900 м Начальные извлекаемые запасы: № пп. Месторождение и страна Год от� кры� тия Глуби� на моря, м нефть, млн т газ, млрд м3 Нефтега� зоносная порода Стратиграфи� ческий возраст нефтегазоно� сной породы 1 Аквила (нг), Италия 1981 828 93,0 79,0 Карбона� ты Третичный; альб 2 Арго (г), � « � 2006 580 – 2,0 � « � Мезозой 3 Касабланка (н), Испания 1975 610 3,0 – Извест� няки Н. мел 4 Кассиопея (г), Италия 2008 560 – 16,0 Карбона� ты Мезозой 5 Монтанасо (н), Испания 1977 670 4,0 – Извест� няки Юра 6 Панда (г), Италия 2002 460 – 11,0 Карбона� ты Мезозой 7 Ровести (н), � « � 1980 820 > 1,0 – � « � Третичный; мел 8 Фалько (г), � « � 1981 900 – > 1,0 � « � � « � Всего: 101 млн т нефти и 109 млрд м3 природного газа ГОЖИК П.Ф., КРАЮШКИН В.А., КЛОЧКО В.П., ГУСЕВА Э.Е., МАСЛЯК В.А. 38 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 нефти и природного газа в подводных недрах двух глубоководных (2000 м) блоков черноморского прибрежья Турции – Самсунского площадью 8500 км2 и восточной части Блока № 3924 площадью 21 тыс. км2. Эти блоки от� деляет друг от друга участок моря тоже глубиной 2000 м. Он получен «ТПАО» и бразильской государственной нефтяной компанией «Петробраз». В 2009 году всё здесь должна быть начата агрессивная нефтеразведка [18]. В целом, на континентальном склоне Европы в подводных недрах Ат� лантики и Северного Ледовитого океана выявлено 122 глубоководных (217– 1376 м) месторождения нефти, конденсата и природного газа в песках и пес� чаниках нижней перми, триаса, юры, мела и третичного возраста, а также в трещиноватых и кавернозно�карстовых известняках и доломитах третич� ного, мелового и юрского возраста 12 осадочных бассейнов, т.е. Восточно� фарерского, Воринг, Гаммерфест, Западношетландского, Пелагического, Североморского, Тромсё, Харстад, Хельгеланд, Умбро�Маркиджяно, Эбро и Южного Баренцевоморского. Начальные суммарные извлекаемые запа� сы упомянутых месторождений равны 1614 млн т нефти плотностью 709– 898 кг/м3, 100,5 млн т конденсата и 6759 млрд м3 природного газа. Началь� ные дебиты скважин, пробуренных на глубины от 1500 до 5418 м, измеря� ются от 151 тыс. м3/сут до 1–3 млн м3/сут природного газа, до 2405 м3/сут конденсата и от 150 до 7950 м3/сут нефти. Здесь имеются 18 гигантских месторождений нефти и природного газа. Их начальные суммарные извле� каемые запасы исчисляются 1141 млн т нефти и 6260,8 млрд м3 природно� го газа, что соответствует 70,7 % вышеупомянутых запасов нефти и почти 93 % запасов газа. 1. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. Гигантские ресурсы нефти и газа кон� тинентального склона Евразии // Геол. журн. – 2004. – № 1. – С. 9�20. 2. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. Успехи мировой нефтегазоразведки // Там же. – 2007. – № 2. – С. 19�33. 3. Порфирьев В.Б., Соллогуб В.Б., Чекунов А.В. и др. Строение и нефтегазоносность северной части Черного моря и сопредельных территорий. – Киев: Наук. дум� ка, 1978. – 160 с. 4. Ashcroft I. Deepwater statistical report // Ibid. – No. 1. – P. 60. 5. Berman A. Exploration discoveries // World Oil. – 2007. – Vol. 228, No. 11. – P. 21. 6. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – 2008. – Vol. 229, No. 9. – P. 25. 7. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – No. 11. – P. 23. 8. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – 2009. – Vol. 230, No. 1. – P. 17. 9. Berman A. Exploratory discoveries // World Oil. – 2007. – Vol. 228, No. 8. – P. 23. 10. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – 2008. – Vol. 229, No. 10. – P. 23. 11. Berman A. Exploration discoveries // World Oil. – 2008. – Vol. 229, No. 12. – P. 17. 12. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – No. 8. – P. 25. 13. Berman A. Exploration discoveries // Ibid. – 2009. – Vol. 230, No. 2 – P. 29. 14. Berman A. Exploration discoveries // World Oil. �2007 – Vol. 228, No. 9. – P. 19. 15. Cohen D.M. Massive Shtokman steams ahead against economic cross�currents // World Oil. – 2009. – Vol. 230, No. 3. – P. 21. 16. Deeper gas proved in Norwegian Sea’s Alve field // Oil and Gas J. – 2008. – Vol. 106, No. 20. – P. 9. 17. Eni Goliat appraisal encounters deeper oil // Oil and Gas J. – 2006. – Vol. 104, No. 45. – P. 8. НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЙ ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЕВРОПЫ ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №1 39 18. ExxonMobil signs Black Sea exploration deal // Ibid. – 2008. – Vol. 106, No. 44. – P. 8. 19. Eni tests gas from Argo�2 well off Sicily // Oil and Gas J. – 2008. – Vol. 106, No. 38. – P. 42. 20. Gas�condensate find tested west of Shetland // Oil and Gas J. – 2007. – Vol. 105, No. 35. – P. 8. 21. Knott D. Tight sqeeze for Texaco’s Erskin // Oil and Gas J. – 1997. – Vol. 95, No. 10. – P. 27. 22. Kristin field comes on stream off Norway // Ibid. – 2005. – Vol. 103, No. 42. – P. 9. 23. Kuhl K.H. World of oil: Iceland to conduct first exploratory offshore drilling // World Oil. – 2008. – Vol. 229, No. 10. – P. 13. 24. Lamont A., Radcliffe P., Klinck M. Extensive job planning aids in rig�assist HPHT cleanout // World Oil. – 2009. – Vol. 230, No. 2. – P. 93�99. 25. Moritis G. Project start, completion dates become less definite // Ibid. – No. 30. – P. 38�49. 26. Newsletter // Oil and Gas J. – 2003. – Vol. 101, No. 32. – P. 9. 27. Norway clears Tyrihans for development // Ibid.– 2006.– Vol. 104, No.10.– P. 10–11. 28. Newsletter // Ibid. – 2004. – Vol. 102, No. 36 – P. 8. 29. Newsletter // Ibid. – No. 47 – P. 8. 30. Newsletter // Oil and Gas J. – 2004. – Vol. 102, No. 47. – P. 8. 31. OMV makes discovery west of the Shetlands // Ibid – No. 40. – P. 8. 32. Statoil secures rig for Gjoa project // Ibid. – 2007. – Vol. 105, No. 2. – P. 9. 33. Statoil assays Volve crude // Oil and Gas J. – 2009. – Vol. 107, No. 4. – P. 50�52. 34. StatoilHydro assays Snohvit condensate // Ibid. – 2008.– Vol. 106, No. 23. – P. 46�48. 35. Statoil’s Tulipan wildcat finds gas // Ibid. – No. 37. – P. 8. 36. Statoil finds gas with Midnattsol well off Norway // Ibid. – No. 33. – P. 8. 37. Taylor E., Eldholm O., Thiede Jo. Evolution of Norwegian Sea: synthesis of ODP Leg 104 drilling // Amer. Asso. Petrol. Geol. Bull. – 1987. – Vol. 71, No. 5. – P. 620�621. 38. Tyrihans field off Norway starts production // Ibid. – No. 26. – P. 8. 39. Watson J.M., Swanson C.A. North Sea – major petroleum province // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. – 1975. – Vol. 59, No. 7. – P. 1098�1112. 40. Westwood J. Basins off NW Europe offer opportunities in troubled seas // Ibid. – 2007. – Vol. 105, No. 31. – P. 36�42. 41. West of Shetland gas find under appraisal // Oil and Gas J. – 2009. – Vol. 107, No. 35. – P. 8. На континентальному схилі Європи є 122 глибоководних (217�1376 м) нафтових і газових родовища, які містять 1614 млн т нафти, 100 млн т конденсату та 6759 млрд м3 природного газу в пісковиках і карбонатах 12 осадочних басейнів у морі біля Ірландії, Іспанії, Італії, Норвегії, Росії та З’єднаного Королівства. In the Europe’s continental slope, there are 122 deepwater (217�1376 m) oil and gas fields which contain 1654 million tonnes of oil, 100 million tonnes of condensate and 6759 billion cubic metres of natural gas in sandstones and carbonates of 12 sedimentary basins off Ireland, Italy, Norway, Russia, Spain and United Kingdom. << /ASCII85EncodePages false /AllowTransparency false /AutoPositionEPSFiles false /AutoRotatePages /None /Binding /Left /CalGrayProfile (Dot Gain 20%) /CalRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CalCMYKProfile (U.S. Web Coated \050SWOP\051 v2) /sRGBProfile (sRGB IEC61966-2.1) /CannotEmbedFontPolicy /Warning /CompatibilityLevel 1.6 /CompressObjects /Tags /CompressPages true /ConvertImagesToIndexed true /PassThroughJPEGImages true /CreateJDFFile false /CreateJobTicket false /DefaultRenderingIntent /Default /DetectBlends true /DetectCurves 0.0000 /ColorConversionStrategy /LeaveColorUnchanged /DoThumbnails false /EmbedAllFonts true /EmbedOpenType false /ParseICCProfilesInComments true /EmbedJobOptions true /DSCReportingLevel 0 /EmitDSCWarnings false /EndPage -1 /ImageMemory 1048576 /LockDistillerParams false /MaxSubsetPct 100 /Optimize true /OPM 1 /ParseDSCComments true /ParseDSCCommentsForDocInfo true /PreserveCopyPage true /PreserveDICMYKValues true /PreserveEPSInfo true /PreserveFlatness true /PreserveHalftoneInfo false /PreserveOPIComments true /PreserveOverprintSettings true /StartPage 1 /SubsetFonts true /TransferFunctionInfo /Apply /UCRandBGInfo /Preserve /UsePrologue false /ColorSettingsFile () /AlwaysEmbed [ true /PragmaticaC /PragmaticaC-Bold ] /NeverEmbed [ true ] /AntiAliasColorImages false /CropColorImages true /ColorImageMinResolution 300 /ColorImageMinResolutionPolicy /OK /DownsampleColorImages true /ColorImageDownsampleType /Bicubic /ColorImageResolution 300 /ColorImageDepth -1 /ColorImageMinDownsampleDepth 1 /ColorImageDownsampleThreshold 1.50000 /EncodeColorImages true /ColorImageFilter /DCTEncode /AutoFilterColorImages true /ColorImageAutoFilterStrategy /JPEG /ColorACSImageDict << /QFactor 0.15 /HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1] >> /ColorImageDict << /QFactor 0.15 /HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1] >> /JPEG2000ColorACSImageDict << /TileWidth 256 /TileHeight 256 /Quality 30 >> /JPEG2000ColorImageDict << /TileWidth 256 /TileHeight 256 /Quality 30 >> /AntiAliasGrayImages false /CropGrayImages true /GrayImageMinResolution 300 /GrayImageMinResolutionPolicy /OK /DownsampleGrayImages true /GrayImageDownsampleType /Bicubic /GrayImageResolution 300 /GrayImageDepth -1 /GrayImageMinDownsampleDepth 2 /GrayImageDownsampleThreshold 1.50000 /EncodeGrayImages true /GrayImageFilter /DCTEncode /AutoFilterGrayImages true /GrayImageAutoFilterStrategy /JPEG /GrayACSImageDict << /QFactor 0.15 /HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1] >> /GrayImageDict << /QFactor 0.15 /HSamples [1 1 1 1] /VSamples [1 1 1 1] >> /JPEG2000GrayACSImageDict << /TileWidth 256 /TileHeight 256 /Quality 30 >> /JPEG2000GrayImageDict << /TileWidth 256 /TileHeight 256 /Quality 30 >> /AntiAliasMonoImages false /CropMonoImages true /MonoImageMinResolution 1200 /MonoImageMinResolutionPolicy /OK /DownsampleMonoImages true /MonoImageDownsampleType /Bicubic /MonoImageResolution 1200 /MonoImageDepth -1 /MonoImageDownsampleThreshold 1.50000 /EncodeMonoImages true /MonoImageFilter /CCITTFaxEncode /MonoImageDict << /K -1 >> /AllowPSXObjects false /CheckCompliance [ /None ] /PDFX1aCheck false /PDFX3Check false /PDFXCompliantPDFOnly false /PDFXNoTrimBoxError true /PDFXTrimBoxToMediaBoxOffset [ 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 ] /PDFXSetBleedBoxToMediaBox true /PDFXBleedBoxToTrimBoxOffset [ 0.00000 0.00000 0.00000 0.00000 ] /PDFXOutputIntentProfile (None) /PDFXOutputConditionIdentifier () /PDFXOutputCondition () /PDFXRegistryName () /PDFXTrapped /False /Description << /CHS <FEFF4f7f75288fd94e9b8bbe5b9a521b5efa7684002000410064006f006200650020005000440046002065876863900275284e8e9ad88d2891cf76845370524d53705237300260a853ef4ee54f7f75280020004100630072006f0062006100740020548c002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee553ca66f49ad87248672c676562535f00521b5efa768400200050004400460020658768633002> /CHT <FEFF4f7f752890194e9b8a2d7f6e5efa7acb7684002000410064006f006200650020005000440046002065874ef69069752865bc9ad854c18cea76845370524d5370523786557406300260a853ef4ee54f7f75280020004100630072006f0062006100740020548c002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee553ca66f49ad87248672c4f86958b555f5df25efa7acb76840020005000440046002065874ef63002> /DAN <FEFF004200720075006700200069006e0064007300740069006c006c0069006e006700650072006e0065002000740069006c0020006100740020006f007000720065007400740065002000410064006f006200650020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e007400650072002c0020006400650072002000620065006400730074002000650067006e006500720020007300690067002000740069006c002000700072006500700072006500730073002d007500640073006b007200690076006e0069006e00670020006100660020006800f8006a0020006b00760061006c0069007400650074002e0020004400650020006f007000720065007400740065006400650020005000440046002d0064006f006b0075006d0065006e0074006500720020006b0061006e002000e50062006e00650073002000690020004100630072006f00620061007400200065006c006c006500720020004100630072006f006200610074002000520065006100640065007200200035002e00300020006f00670020006e0079006500720065002e> /DEU <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> /ESP <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> /FRA <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> /ITA <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> /JPN <FEFF9ad854c18cea306a30d730ea30d730ec30b951fa529b7528002000410064006f0062006500200050004400460020658766f8306e4f5c6210306b4f7f75283057307e305930023053306e8a2d5b9a30674f5c62103055308c305f0020005000440046002030d530a130a430eb306f3001004100630072006f0062006100740020304a30883073002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e003000204ee5964d3067958b304f30533068304c3067304d307e305930023053306e8a2d5b9a306b306f30d530a930f330c8306e57cb30818fbc307f304c5fc59808306730593002> /KOR <FEFFc7740020c124c815c7440020c0acc6a9d558c5ec0020ace0d488c9c80020c2dcd5d80020c778c1c4c5d00020ac00c7a50020c801d569d55c002000410064006f0062006500200050004400460020bb38c11cb97c0020c791c131d569b2c8b2e4002e0020c774b807ac8c0020c791c131b41c00200050004400460020bb38c11cb2940020004100630072006f0062006100740020bc0f002000410064006f00620065002000520065006100640065007200200035002e00300020c774c0c1c5d0c11c0020c5f40020c2180020c788c2b5b2c8b2e4002e> /NLD (Gebruik deze instellingen om Adobe PDF-documenten te maken die zijn geoptimaliseerd voor prepress-afdrukken van hoge kwaliteit. De gemaakte PDF-documenten kunnen worden geopend met Acrobat en Adobe Reader 5.0 en hoger.) /NOR <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> /PTB <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> /SUO <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> /SVE <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> /ENU (Use these settings to create Adobe PDF documents best suited for high-quality prepress printing. Created PDF documents can be opened with Acrobat and Adobe Reader 5.0 and later.) /RUS () >> /Namespace [ (Adobe) (Common) (1.0) ] /OtherNamespaces [ << /AsReaderSpreads false /CropImagesToFrames true /ErrorControl /WarnAndContinue /FlattenerIgnoreSpreadOverrides false /IncludeGuidesGrids false /IncludeNonPrinting false /IncludeSlug false /Namespace [ (Adobe) (InDesign) (4.0) ] /OmitPlacedBitmaps false /OmitPlacedEPS false /OmitPlacedPDF false /SimulateOverprint /Legacy >> << /AddBleedMarks false /AddColorBars false /AddCropMarks false /AddPageInfo false /AddRegMarks false /ConvertColors /ConvertToCMYK /DestinationProfileName () /DestinationProfileSelector /DocumentCMYK /Downsample16BitImages true /FlattenerPreset << /PresetSelector /MediumResolution >> /FormElements false /GenerateStructure false /IncludeBookmarks false /IncludeHyperlinks false /IncludeInteractive false /IncludeLayers false /IncludeProfiles false /MultimediaHandling /UseObjectSettings /Namespace [ (Adobe) (CreativeSuite) (2.0) ] /PDFXOutputIntentProfileSelector /DocumentCMYK /PreserveEditing true /UntaggedCMYKHandling /LeaveUntagged /UntaggedRGBHandling /UseDocumentProfile /UseDocumentBleed false >> ] >> setdistillerparams << /HWResolution [2400 2400] /PageSize [419.528 595.276] >> setpagedevice
id nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-44855
institution Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
issn 1999-7566
language Russian
last_indexed 2025-11-28T06:31:01Z
publishDate 2010
publisher Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
record_format dspace
spelling Гожик, П.Ф.
Краюшкин, В.А.
Клочко, В.П.
Гусева, Э.Е.
Масляк, В.А.
2013-06-04T19:35:52Z
2013-06-04T19:35:52Z
2010
Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы / П.Ф. Гожик, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 1. — С. 5-39. — Бібліогр.: 41 назв. — рос.
1999-7566
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44855
553.982.061.33
На континентальном склоне Европы имеются 122 глубоководных (217–1376 м) нефтяных и газовых месторождения, которые содержат 1614 млн т нефти, 100 млн т конденсата и 6759 млрд м3 природного газа в песчаниках и карбонатах 12 осадочных бассейнов мористее Ирландии, Испании, Италии, Норвегии, России и Соединенного Королевства.
На континентальному схилі Європи є 122 глибоководних (217 1376 м) нафтових і газових родовища, які містять 1614 млн т нафти, 100 млн т конденсату та 6759 млрд м3 природного газу в пісковиках і карбонатах 12 осадочних басейнів у морі біля Ірландії, Іспанії, Італії, Норвегії, Росії та З’єднаного Королівства.
In the Europe’s continental slope, there are 122 deepwater (217 1376 m) oil and gas fields which contain 1654 million tonnes of oil, 100 million tonnes of condensate and 6759 billion cubic metres of natural gas in sandstones and carbonates of 12 sedimentary basins off Ireland, Italy, Norway, Russia, Spain and United Kingdom.
ru
Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
Геология и полезные ископаемые Мирового океана
Полезные ископаемые
Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
Нафта та природний газ на континентальному схилі Європи
Oil and Natural Gas on the Continental Slope of Europe
Article
published earlier
spellingShingle Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
Гожик, П.Ф.
Краюшкин, В.А.
Клочко, В.П.
Гусева, Э.Е.
Масляк, В.А.
Полезные ископаемые
title Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
title_alt Нафта та природний газ на континентальному схилі Європи
Oil and Natural Gas on the Continental Slope of Europe
title_full Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
title_fullStr Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
title_full_unstemmed Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
title_short Нефть и природный газ на континентальном склоне Европы
title_sort нефть и природный газ на континентальном склоне европы
topic Полезные ископаемые
topic_facet Полезные ископаемые
url https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/44855
work_keys_str_mv AT gožikpf neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneevropy
AT kraûškinva neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneevropy
AT kločkovp neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneevropy
AT gusevaée neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneevropy
AT maslâkva neftʹiprirodnyigaznakontinentalʹnomskloneevropy
AT gožikpf naftataprirodniigaznakontinentalʹnomushilíêvropi
AT kraûškinva naftataprirodniigaznakontinentalʹnomushilíêvropi
AT kločkovp naftataprirodniigaznakontinentalʹnomushilíêvropi
AT gusevaée naftataprirodniigaznakontinentalʹnomushilíêvropi
AT maslâkva naftataprirodniigaznakontinentalʹnomushilíêvropi
AT gožikpf oilandnaturalgasonthecontinentalslopeofeurope
AT kraûškinva oilandnaturalgasonthecontinentalslopeofeurope
AT kločkovp oilandnaturalgasonthecontinentalslopeofeurope
AT gusevaée oilandnaturalgasonthecontinentalslopeofeurope
AT maslâkva oilandnaturalgasonthecontinentalslopeofeurope

Ähnliche Einträge