Section II. Biological sciences (Биологические науки)
Байтимирова1 Е.А., Мельникова2 Т.А.
1к.б.н., Институт экологии растений и животных УрО РАН
2Уральский государственный горный университет
морфометрия сперматозоидов
остромордой лягушки1
Формирование патологических и атипичных полиморфных сперматозоидов, которые не способны участвовать в оплодотворении, может быть вызвано действием многих факторов (Луцкий и др., 2006, Никитин, 2008). Анализ морфологии сперматозоида позволяет оценить его оплодотворяющую способность, поскольку морфологически аномальный сперматозоид обладает рядом свойств, понижающих вероятность оплодотворения. В настоящее время активно изучается влияние структурной организации хроматина в сперматозоидах и процесса его упаковки на способность сперматозоида к оплодотворению (Багиров и др., 2012). Одним из основных показателей оплодотворяющей способности сперматозоидов является размер головки. Вариабельность сперматозоидов по величине головки связана с различным содержанием в них ДНК, определяющим степень зрелости сперматозоидов (конденсация, упаковка хроматина) (Мамина, Жигальский, 2006). Считается, что зрелые уринальные и тестикулярные сперматозоиды амфибий морфологически идентичны, однако степень их зрелости может быть различной. Ранее, на примере озерной лягушки было отмечено, что площади головок сперматозоидов неполноценных самцов (с признаками гермафродитизма) меньше по сравнению с нормальными самцами (Baitimirova, Vershinin, 2014).
Целью данной работы было изучить изменчивость площади головок сперматозоидов в образцах уринальной и тестикулярной спермы остромордой лягушки (Rana arvalis, Nilsson,1842).
Методика
В работе исследовались половозрелые самцы остромордой лягушки, отловленные в окрестностях п. Верхние Серги Свердловской области. Всего в опыте было использовано 15 половозрелых самцов из природной популяции остромордой лягушки, отловленных в период нереста. В лаборатории животные были подвержены стандартной процедуре взвешивания и морфометрии. Затем для получения уринальной спермы самцам был инъецирован сурфагон в дозе 1,2 мкг действующего вещества на грамм массы тела животного. Через 1-5 часов путем мягко массажа брюшной области однократно получали порцию спермы и изготавливали мазки для изучения морфологии уринальных сперматозоидов. После этого животные были подвержены вскрытию, в ходе которого из семенников животных получали суспензию спермы для приготовления мазков с целью изучения морфологии тестикулярных сперматозоидов. Микропрепараты были окрашены набором для дифференцированного окрашивания Диахим-Дифф-Квик. Измерение площадей головок сперматозоидов проведено с помощью программы ImageJ. Сперматозоиды с аномальной формой головки были исключены из данного исследования. При анализе изменчивости площади головки сперматозоидов у R. arvalis был использован однофакторный дисперсионный анализ. Все приведенные значения, показаны как среднее ± стандартное отклонение, уровень значимости был р <0,05.
Результаты и обсуждения
Для выявления морфологических различий уринальной и тестикулярной, спермы были проведены измерения (площадь головки) сперматозоидов (рис.1), поскольку этот параметр отражает их зрелость.
При морфометрическом исследовании сперматозоидов R. arvalis на мазковых препаратах установлено, что размер головки у тестикулярных сперматозоидов варьирует от 16,7 мкм2 до 60,9 мкм2; уринальных – от 20,5 мкм2 до 60,5 мкм2. Следовательно, наиболее зрелыми в тестикулярной сперме можно считать сперматозоиды с площадью головки более 20 мкм2. Наименьшая длина тела особей, в семенниках которых были обнаружены зрелые сперматозоиды, составила 2,7 и 3,1 см, при массе семенников менее 2 мг. Данные особи были отловлены на нересте и также были подвержены гормональной стимуляции. Однако порцию уринальной спермы получить не удалось.
Рисунок 1. Сперматозоид остромордой лягушки (Rana arvalis, Nilsson,1842)
Значимых различий по площади головок сперматозоидов в уринальной и тестикулярной сперме экспериментальных животных не отмечено (рис. 2), что очевидно связано с тем, что в период размножения семенные канальцы заполнены преимущественно зрелыми сперматозоидами. Однако различия на уровне тенденций, позволяют предполагать в целом более высокую степень зрелости уринальных сперматозоидов.
Рисунок 2. Площадь головки сперматозоида (среднее ± 0,95 доверительный интервал ). Результаты однофакторного дисперсионного анализа
F (1,415) =2.04, p =0.15
На основании вышесказанного, можно сделать вывод о том, что самцы остромордых лягушек, характеризующиеся малым размером головок сперматозоидов, обладают наименьшей фертильностью.
Литература
Багиров В.А., Кононов В.П., Иолчиев Б.А., Кленовицкий П.М., Эрнст Л.К. Фертильность сперматозоидов и состояние хроматина: методы контроля / Сельскохозяйственная биология, 2012. №2. С. 3-13.
Луцкий Д.Л., Выборнов С.В., Луцкая А.М., Гончарова Л.А., Махмудов Р.М. Влияние химических факторов на состояние мужской репродуктивной системы (обзор литературы) // Проблемы репродукции. № 6. 2006. С 48-64
Мамина В.П., Жигальский О.А. Оценка оплодотворяющей способности сперматозоидов у рыжей полевки (Clethrionomys glareolus) на разных фазах динамики численности // Успехи современной биологии. 2006. Т. 126, № 4. С 413-420.
Никитин А.И. Вредные факторы среды и репродуктивная система человека (ответственность перед будущими поколениями). Санкт-Петербург. ЭЛБИ-СПб. 2008.237с.
Baitimirova E.A., Vershinin V.L. Assessment of impregnating ability of spermatozoa and hermaphroditism case of a marsh frog (Pelophylax ridibundus, Pallas, 1771) in the conditions of anthropogenously changed landscapes // In the World of Scientific Discoveries, № 10(58), 2014, P. 24-40.
Novoselova M.V.
phD-student, Kemerovo Institute of Food Science and Technology,
Russia, Kemerovo
ANTIBACTERIAL PROPERTIES OF RECOMBINANT HUMAN LACTOFERRIN OF BL21DE3/ mpET28A+ STRAIN
Lactoferrin is a multifunctional protein of the transferrin family, is the most widely represented in the milk of humans and other mammals.
Unique antibacterial properties make lactoferrin suitable for use in medicinal supplements, care products oral cavity, skin care, etc [1, 2].
The antibacterial properties of the protein due to: 1) the ability of lactoferrin to bind iron and thus to deprive the bacterial flora necessary for its growth and vital functions of the trace element 2) the binding with lipopolysaccharides (LPS) of bacterial walls 3) stimulating effect of lactoferrin on phagocytosis and the effect on the activity of complement 4) the binding of a positively charged protein with the anionic bacterial surface molecules such as lipoteichoic acid 5) inhibition of formation of biofilms [3].
We obtained strain BL21DE3/mpET28a+, transformed with a genetic construct containing in its composition of mRNA of human lactoferrin and carrying out the expression of lactoferrin in the periplasm of cells [4, 5].
The purpose of this study is investigating of antimicrobial properties of recombinant human lactoferrin, derived from the expression strain E. coli producing this protein, and compared with the properties of human lactoferrin.
Antimicrobial activity of recombinant human lactoferrin in a soluble form (S-rhlf) and obtained from inclusion bodies (IB-rhlf) of BL21DE3/mpET28a+ strain against E. Coli, S. Aureus, B. Subtilis, Clostridium sp., Listeria monocytogenes, Pseudomonas aeruginosa, Mycobacterium tuberculosis, Candida albicans, C. tropicalis, Salmonella was compared with the corresponding results with the human lactoferrin (hlf). Cells were grown to a concentration of 104-105 CFU/ml. The following concentrations of the lactoferrin: 0,1; 0,2; 0,5; 1; 2; 5; 8; 10; 15 mg/ml were used for determining the minimum inhibitory concentration (MIC) and minimum bactericidal concentration (MBC).
The data of MIC and MBC obtained for each of lactoferrin are presented in table 1.
As shown by the results of the studies, lactoferrin obtained by using BL21DE3/mpET28a+ is bactericidal, however, MBC of the protein obtained to E. coli, S. aureus, Pseudomonas aeruginosa, Candida albicans, C. tropicalis and Salmonella were higher for 37 - 87% of natural lactoferrin than human. The results of recombinant and natural lactoferrin to Clostridium sp. and Listeria monocytogenes were similar. Soluble lactoferrin and lactoferrin obtained from inclusion bodies of the strain, showed the same values of MBC and MIC, except Pseudomonas aeruginosa.
Table 1 - The antimicrobial activity of lactoferrin of BL21DE3/ mpET28A+ strain against bacteria and fungi
lactoferrin
|
MIC (mg/ml)
|
MBC (mg/ml)
|
E. coli
|
S-rhLf
|
5
|
8
|
IB-rhLf
|
5
|
8
|
hLF
|
5
|
5
|
S. aureus
|
S-rhLf
|
5
|
10
|
IB-rhLf
|
5
|
10
|
hLF
|
5
|
8
|
Clostridium sp.
|
S-rhLf
|
5
|
5
|
IB-rhLf
|
5
|
5
|
hLF
|
5
|
5
|
Listeria monocytogenes
|
S-rhLf
|
5
|
5
|
IB-rhLf
|
5
|
5
|
hLF
|
5
|
5
|
Pseudomonas aeruginosa
|
S-rhLf
|
10
|
>15
|
IB-rhLf
|
8
|
>15
|
hLF
|
8
|
15
|
Candida albicans
|
S-rhLf
|
0,2
|
0,5
|
IB-rhLf
|
0,2
|
0,5
|
hLF
|
0,1
|
0,2
|
C. tropicalis
|
S-rhLf
|
5
|
8
|
IB-rhLf
|
5
|
8
|
hLF
|
1,0
|
5
|
Salmonella
|
S-rhLf
|
1,0
|
8
|
IB-rhLf
|
1,0
|
8
|
hLF
|
1,0
|
5
|
A lower effect obtained lactoferrin can be associated with possible improper conformation and actuation not all of the mechanisms of action of lactoferrin on bacterial cells.
References
Adlerova, Veterinarni Medicina.2008, 53, 457-468.
Peter, F L., Haematologica. 1995, 80, 252-267.
Jenssen, H. Antimicrobial properties of lactoferrin / Harvard Jenssen, Robert E.W. Hancock // / Biochimie 91 (2009) 19- 29
M. Novoselova Screening cultivation shtammamov e.coli, producing lactoferrin / MV Novoselov, VF Dolganyuk // Proceedings of the XX International scientific-practical conference "Modern state of natural sciences and engineering," Moskva.- 2015.
Novoselova, M. Preparation of human lactoferrin in various kinds of expression in bacterial cultures / MV Novoselov, LS Dyshlyuk // Proceedings of the VII Moscow International Congress "Biotechnology: state and prospects of development, M: JSC" Expo-Biochim-Technologies "MUCTR Mendeleev, 2013.- pp 64-65
Section III. Earth Science (Науки о Земле)
Белых И.А., Дидык С.В., Королев М.С.
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Метод определения каналов сверхпроводимости
В результате проведения множества таких исследований, как гидропрослушивание и трассерные исследования, а также анализа динамики зонального вытеснения, выявляются различного рода неоднородности эксплуатационных объектов.
Здесь предлагается метод анализа промысловых данных о режимах работы нагнетательных и добывающих скважин, с помощью которого, в общем смысле, предполагается выявить неоднородности пласта различного рода. Причем неоднородность пластовой системы может быть обусловлена, как природными факторами формирования пластовой системы, так и результатом техногенного воздействия на нее со стороны наземных гидросистем и скважин.
В настоящее время наиболее сильным и энергоемким методом воздействия на продуктивные пласты является заводнение. Вследствие экономических факторов, обусловленных экономией капитальных затрат на бурение нагнетательных скважин, количество нагнетательных скважин много меньше, чем добывающих. Естественно, что для полноценной компенсации объемов отбираемой жидкости из добывающих скважин с учетом потерь, в меньшее количество нагнетательных скважин приходится закачивать большие объемы воды, которые могут достигать 1000–2500 м3/сут. Такие условия заводнения приводят к необходимости в создании высокого давления на забоях и репрессии в нагнетательных скважинах, которые способствуют нецеленаправленному гидравлическому разрыву пластов. Результаты научно-исследовательских работ С.И. Грачева, А.С. Трофимова на ряде известных месторождений (Ван-Еганское, Южное, Приобское, Тюменское, Гун-Еганское, Никольское, Ново-Молодежное, Ватинское, Ай-Еганское и мн.др.) методом проведения трассерных исследований показали, что на всех месторождениях, где были проведены подобные исследования, наблюдаются так называемые каналы со сверхнизким гидравлическим сопротивлением, или сверхвысокой проводимостью/проницаемостью.
Наличие в структуре гидросистемы продуктивных пластов (ГПП) каналов со сверхпроводимостью, по мнению самих авторов, проводивших и интерпретирующих результаты трассерных исследований, обусловлено с одной стороны природной «макротрещиноватостью», а с другой формированием трещин вследствие техногенного воздействия на ГПП.
Образование или изначальное существование каналов сверхпроводимости может оказаться как положительным, так и отрицательным фактором разработки и эксплуатации месторождений в зависимости от тех или иных причин.
Здесь мы не будем останавливаться на рассмотрении технологических методов использования или предотвращения такой ситуации, а также равновесия положительных и отрицательных свойств такого рода явления. В данной статье также не ставится целью выявить природу такого явления, а скорее предложить более экономичный (в сравнении с трассерными исследованиями или гидродинамическими методами) метод идентификации каналов со сверхпроводимостью на основе математической обработки данных о регистрируемых режимах работы нагнетательных и добывающих скважин.
В качестве прототипа предлагаемого метода была взята за основу идея обработки данных о режимах работы нагнетательных скважин высказанная в работе [1]. В данной дипломной работе предполагался поиск коэффициента проницаемости в зоне воздействия нагнетательной скважины на пласт на основе математической обработки данных динамики приемистости и забойного давления с учетом гидравлического взаимодействия с группой смежных добывающих скважин. Однако предложенный ранее метод не позволял выявить неоднородность проводимости между скважинами, так как предполагалось в качестве неизвестной только величина некой средней проницаемости в окрестности выбранной нагнетательной скважины.
Как показал опыт использования данного метода, он (метод) оказался не применимым в случае, когда в фактической динамике рост приемистости сопровождается падением забойного давления. Естественно согласно законам гидромеханики такого не может быть при условии относительного постоянства пластового давления в зонах между скважинами (на середине расстояния между скважинами). Согласно результатам применения метода для адаптации модели систем поддержания пластового давления Северо-Покурского месторождения [1] оказалось, что в 60–70% нагнетательных скважинах наблюдается подобная картина: рост приемистости во времени периодически сопровождается падением забойного давления. В работе [1] высказано предположение, объясняющее такого рода ситуацию: в нагнетательных скважинах, где рост приемистости сопровождается падением забойного давления, имеет место дестабилизация пластового давления вследствие формирования крупных (длинных) трещин в зону отбора или заколонных перетоков.
Применение предлагаемого здесь метода не ограничивается выявлением только каналов сверхпроводимости и может быть расширено для более общих задач – поиск распределения проницаемости в зонах воздействия на пласт исследуемых групп скважин или месторождения в целом.
В качестве основных исходных данных, необходимых для применения предлагаемого метода, используются с одной стороны данные телеметрии нагнетательного фонда – динамика приемистости в виде табулированной функции R(t) и устьевого давления pу(t), и данные замеров дебитов жидкости по добывающему фонду скважин также в виде табулированной зависимости – Q(t) (см. пример на рисунке 1).
а) б)
Рисунок 1 - Примеры исходных данных о режимах работы нагнетательных и добывающих скважин Ван-Еганского месторождения: а – динамика устьевого давления и приемистости нагнетательной скважины 3006; б – динамика дебитов жидкости и нефти скважины 3051
Для начала необходимо пересчитать устьевые давления нагнетательных скважин в забойные с учетом гидростатического перепада давления до точки забоя и потерь на гидравлическое сопротивление, которое будет зависеть от длины, внутреннего диаметра, шероховатости и коэффициента искривления насосно-компрессорных труб. Точность пересчета давления в основном зависит от точности расчета потерь на гидравлическое сопротивление, однако, благодаря существованию на данный момент большого количества экспериментов по замеру потерь давления при течении воды, такой расчет является довольно точным [1]. Здесь мы не будем останавливать на вопросах расчета потерь давления при течении в цилиндрических трубах, а будем полагать динамику забойного давления – P(t) известной после пересчета относительно известного устьевого – pу(t).
В первую очередь необходимо наметить потенциальные линии взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами. Для этого можно использовать принцип отсечения по расстоянию (см. рисунок 2) или триангуляционную схему на основании метода Делоне. Причем, если по всем скважинам имеются замеры забойного давления, то можно учитывать все линии взаимодействия скважин (рисунок 2). Однако, так как в большинстве случаев по добывающему фонду таких замеров очень мало, а их достоверность сомнительна, то будем опираться только на регистрируемые забойные давления в нагнетательных скважинах.
Анализ работы ГПП будем проводить для каждого пласта в отдельности. Причем на каждом этапе в качестве опорной будем выбирать одну нагнетательную и смежные с ней (согласно выбранным линиям взаимодействия) нагнетательные и добывающие скважины.
Рисунок 2 - Пример выбора потенциальных линий взаимодействия скважин
со сверхвысокой проводимостью, пласт ЮВ1 Ван-Еганского месторождения
орождения
Таким образом, из общей массы скважин выделим опорную – одну нагнетательную скважину с динамикой – R0(t), P0(t) и N смежных с ней скважин с динамикой Qi(t). Для смежных с нагнетательными скважин величину дебита будем брать с отрицательным знаком.
Основная идея метода состоит в теоретическом нахождении динамики забойного давления в опорной нагнетательной скважине – p0(t) на основании динамики приемистости опорной нагнетательной скважины – R0(t) и динамик дебитов/приемисостей – Qi(t) смежных с ней скважин. Причем искомая функция p0(t) должна рассчитываться исходя из искомых величин проницаемостей (или пьезопроводностей) по выбранным линиям взаимодействия скважин так, что бы сумма квадратов отклонений в точках фактических замеров забойного давления – P0(t) сводилась к минимуму:
 ,
где суммирование происходит по всем доступным замерам забойного давления в опорной скважине.
Для теоретического определения функции p0(t) будем использовать хорошо известную в подземной гидромеханике зависимость, полученную на основании решения уравнения пьезопроводности, для нахождения изменения давления в точке наблюдения
 , (1)
где  – изменение давления в точке наблюдения за время  ;
 – гидропроводность;
 – расстояние i-ой скважины до точки наблюдения;
 – изменение дебита или приемистости за время  ;
 – пьезопроводность;
N – количество скважин;
Ei – интегрально-показательная функция.
Рассмотрим пример, когда количество выбранных связей (линий взаимодействия) равно количеству смежных скважин N, тогда формула (1) изменится подстановкой вместо одной гидропроводности – гидропроводностями по каждой линии взаимодействия
 , (2)
где ki – проницаемость по линии взаимодействия опорной нагнетательной скважины и смежной с ней скважины i; hi – средняя эффективная толщина пласта в зоне между скважинами, определяемая по результатам геофизических исследований; – некоторая осредненная динамическая вязкость фильтрующихся нефти и воды в пластовых условиях.
Также вместо одной пьезопроводности следует подставить пьезопроводности, вычисляемые для каждой линии по формуле
 (3)
где  – осредненный коэффициент сжимаемости жидкости;
 – коэффициент сжимаемости породы;
m – коэффициент открытой пористости.
Причем как видно из (2–3) метод будет тем точнее, чем выше общая обводненность пласта.
Подставив (2 и 3) в (1) получим
 , (4)
где ri – расстояние между забоями опорной скважины и смежными с ней.
Так как опорная нагнетательная скважина оказывает влияние «сама на себя», в формулу (4) помимо влияния режимов смежных скважин необходимо добавить член, отражающий работу самой опорной скважины
 , (5)
где k0, h0 – проницаемость и толщина пласта в непосредственной близости от забоя опорной нагнетательной скважины; 0 – динамическая вязкость нагнетаемой воды в пластовых условиях в опорной нагнетательной скважине;rc – приведенный радиус опорной скважины.
Так как в формуле (5) рассчитывается динамика приращений (изменений) пластового давления, то для сопоставления фактического забойного давления и расчетного необходимо оттолкнуться от начального замера забойного давления – , тогда формула (5) изменится следующим образом
 (6)
Из (3.6) видно, что такая зависимость будет корректной только при t>t0. Вследствие того, что диапазоны замеров по всем скважинам различны (так как пуск скважин происходит неодновременно) необходимо табулированные функции R0(t), Qi(t) и P0(t) привести к такому виду, чтобы при отсутствии замеров и t<t0 R0(t)=0, Qi(t)=0, P0(t)=Pпл, где Pпл – начальное пластовое давление.
Таким образом, в (6) имеет место N+1 неизвестных – k0, и ki при  , а задача их поиска относится к задачам нелинейного программирования для поиска минимума функции относительно неизвестных проницаемостей по линиям взаимодействия скважин:
 , (7)
где j – номер замера забойного давления в опорной скважине;
tj – время, соответствующее замеру j;
m – количество замеров забойного давления в опорной нагнетательной скважине.
Подставив (6) в (7) окончательно получим
 . (8)
Наиболее эффективным для решения (3.8) в плане стабильности и скорости решения является метод L-BFGS [2]. Метод градиентного спуска в общем смысле тоже подходит, но является менее надежным и быстрым, однако, он тоже может быть использован для N<20.
Как видно результатом решения (8) являются проницаемости по линиям взаимодействия скважин, что позволяет сделать вывод не только о наличии каналов со сверхвысокой проводимостью, но и неоднородность пласта, если такие каналы не обнаруживаются. Метод позволяет дать не только качественную оценку неоднородности, но и количественную, т.е. величины проницаемостей.
Литература
Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. «Трассерные исследования южной части пласта АС10 Приобского месторождения» (отчет), НИИ «СибГеоТех», Нижневартовск 2010, 111 с.
1.Королев М.С. Разработка и исследование технико – технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления. Дис. канд. наук. Тюмень. 2008. – 164с
Сарычева О.В.
ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет»
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
Разведанные запасы углеводородов на Ямале и в Карском море являются одним из самых крупных в России. [1]. Наиболее перспективным объектом на сегодняшний день, представляется разработка новых месторождений шельфа Карского моря и его зона перехода к суше. Ведущей компанией для последующего изучения и разработки данного объекта является ОАО «НК «Роснефть». Нефтегазоностность региона была изучена геологической съёмкой, бурением, сейсморазведкой, гравиразведкой, магниторазведкой. Приямальский шельф Карского моря рассматривается, как один из важных объектов увеличения ресурсной базы УВ сырья на ближайшие десятилетие [2]. Перспективы нефтегазоносности района подтверждены открытием двух уникальных по запасам УВ месторождений – Ленинградкское и Русановское (шельф Карского моря) – и расположенными на сопредельной территории крупные месторождения Штокмановское (шельф Баренцева моря), Долгинское, Приразломное, Медынское-море (шельф Печерского моря).
По существующим представлениям (И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, В.П. Гаврилов, В.А. Холодилов и др.) шельф Баренцево-Карского региона относится к пассивным континентальным окраинам атлантического типа. Для них свойственно наличие зрелой материковой коры и возникновение системы листрических разломов вдоль ее внешнего края. Разломы эти формируются в условиях горизонтального растяжения.
Общим для Баренцево-Карского региона является формирование верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоматеринской толщи доманикоидного типа. Это битуминозные кремнисто-глинистые породы Баренцева моря и карбонатно-кремнисто-глинистые толщи баженовской свиты севера Западной Сибири и юга Карского шельфа [3].
Акватория Карского моря в тектоническом отношении представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой-Новоземельским орогеном, а на севере ее граница условно проводится по южной оконечности Северо-Сибирского порога.
В геологическом строении шельфа Карского моря участвуют как доюрские (PR, Pz и T) образования фундамента, так и юрско-кайнозойские осадочные накопления чехла. Осадочный чехол всей Западно-Сибирской плиты и акватории Карского моря как ее части сложен мощной толщей терригенных осадков.
В пределах морской части Западно-Сибирской НГП, расположенной в Южно-Карской синеклизе, выполненной терригенными отложениями юры и мела с общей мощностью от 8 до 14 км, выделяются: в западной части Байдарацко-Приновоземельская нефтегазоносная область (перспективы нефтеносности в неокомских, нижне-среднеюрских и триасовых отложениях), в центральной части Южно-Карская газонефтяная область (перспективы объектов предполагаются в мезозойских отложениях), в южной части три ГНО: Пайхойско-Таймырская ГНО, Ямало-Гыданская ГНО и Южно-Ямало Мессояхинская ГНО (у всех трех перспективы связаны с мезозойскими отложениями альб-аптского комплекса и в сеноманских отложениях) [4].
Более детально проследить сложность тектонического строения и выделение нефтегазоносных комплексов Баренцево-Карского региона, рассмотрим на примере нефтяного месторождения Медынское-море расположенного в прибрежно-шельфовой юго-восточной части Баренцева моря (Печорское море), на морском продолжении Печорской синеклизы, входящей в состав Тимано-Печорской плиты и Харасавэйского газоконденсатного месторождения расположено в западной части Центрально-Ямальской зоны газонефтенакопления, в пределах Ямало-Гыданской синеклизы [5].
Месторождение Медынское-море приурочено к Медынскому валу, осложняющему Варандей-Адзьвинскую структурную зону в ее северо-восточной части. В пределах Медынского вала в отложениях нижнего и среднего структурных этажей выявлены два локальных поднятия - Медынское-море-1 и Медынское-море-2, которые на всем протяжении контролируются встречно направленной системой структурообразующих разломов – взбросо-надвигого типа (А, В), а также взбросо-сдвиговое нарушение (С), занимающее по отношению к разломам А и В секущее положение. [6].
Локальные поднятия сформированы в пределах аллохтона, включающего отложения от силурийского до триасового возраста. Общим для этих локальных структур является то, что они в представляют собой приразрывные постседиментационные антиклинальные складки сжатия, между двумя плоскостями встречных взбросов (А и В), веерообразно расходящихся снизу вверх, пространственно приуроченные к восточному борту Мореюской депрессии
Характер распределения по площади толщины отложений позволил оценить палеоструктурную обстановку в различные геологические периоды развития.
Палеорельеф овинпармских отложений находит прямое отражение в стратиграфической полноте разреза вышележащих отложений. Глубина эрозионного среза включает среднедевонские, эмские и частично пражские отложения нижнего девона. Можно предполагать, что в предфранский период времени юго-западная часть площади месторождения (Мореюская депрессия) была наиболее погруженной и величина предфранского размыва здесь была минимальной. Характер распределения по площади отложений верхнего девона (продуктивной, франской части разреза), свидетельствует о том, что осадконакопление в это время происходило в тектонически спокойной обстановке, в условиях карбонатной платформы. Судя по данным бурения, вскрытые разрезы отражают мелководно-рифогенную обстановку осадконакопления [7]. Осадконакопление в визейско-сакмарского возраста происходило в условиях слаборасчлененной карбонатной платформы
В пределах акваториальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и сопредельной с ней сушей выделяются шесть нефтегазоносных комплексов: триасовый терригенный (Т), верхнепермский терригенный (Р2), каменноугольно-нижнепермский карбонатный (Р1-С), верхнедевон-турнейский преимущественно карбонатный (D3-C1t), среднедевон-нижнефранский терригенный (D2-D3f2), ордовик-нижнедевонский карбонатный (O-D1). Промышленная продуктивность всех вышеперечисленных нефтегазоносных комплексов в Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области доказана по результатам бурения, геофизических исследований и опробования скважин на морских месторождениях и многих месторождениях суши [8].
В настоящее время, на месторождении Медынское-море (структуры Медынская-море-1, Медынская-море-2) выявлено шесть залежей нефти, приуроченных к девяти продуктивным пластам. Залежи нефти: Р1-С - нижнепермско-каменноугольного возраста (пласты P1-C2m, C2b, C1s и C1svIV); D3f3 – франский ярус верхнего девона; D1-А, D1-Б, D1-В-Д и D1-0 - лохковский ярус нижнего девона выделены на Центральном и Северо-западном блоках структуры Медынское-море-2 и на структуре Медынская-море-1 [6].
Харасавэйское газоконденсатного месторождение приурочено к брахиантиклинальной структуре северо-западного простирания, осложняющей Харасавэйский малый свод, который, в свою очередь, осложнён куполовидным поднятием.
На данном месторождении выявлены 22 газовые и газоконденсатные залежи, залегающие в интервалах глубин 717 - 3335 м. Залежи открыты в сеноманских отложенях (марресалинская свита) пласты группы ПK; в апт-верхнеготеривских (танопчинская свита) - пласты группы ТП(ТП1-ТП26); в нижнеготерив-валанжинских (ахская свита) – пласты группы БЯ (БЯ1-БЯ8); в среднеюрских (малышевская свита) - Ю2, Ю3. Среди этих залежей отмечается определенная вертикальная зональность в распределении пластовых флюидов. Залежи в серии пластов ПК1 – ТП11 - газовые, а залежи серии пластов ТП12 - Ю12 - газоконденсатные.
При рассмотрение распространения нефтегазоносных комплексов нефтяного месторождения Медынское-море и Харасавэйское газоконденсатного месторождения, можно выделить основные нефтематеринские и газоматеринские толщи (НГМТ) различной продуктивности.
К ним относятся в палеозойских отложениях верхнедевонско-каменноугольная и пермская НГМТ, представленные кремнисто-глинистыми битуминозными аргиллитами. На большей части изучаемой территории эти толщи исчерпали свой генерационный потенциал. Степень преобразования пермских отложений по периферии шельфа соответствует заключительной фазе главной зоны нефтегенерации, что позволяет предполагать возможность генерации УВ на приподнятых участках периферии Баренцевоморского шельфа.
В Карском регионе палеозойские отложения практически не изучены. Они вскрыты на Ямале и их условно можно отнести к нефтематеринским. Степень их преобразования не позволяет относить их к разряду нефте- и газопроизводящих.
В мезозойских отложениях установлены нефтегагазоматеринские толщи в средне- и верхнетриасовых, нижне-среднеюрских отложениях, представленные прослоями глинистых пород, обладающих хорошими и умеренными нефтематеринскими свойствами. На большей части Баренцевого региона они находятся в ГЗН и способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ, причем в северном направлении предполагается увеличение доли жидких компонентов в силу улучшения качества нефтематеринских толщ.
В Карском регионе степень преобразования нижне-среднеюрских НГМТ весьма неравномерна. Так, в районе Харасавэйского месторождения степень катагенеза нижне-среднеюрских отложений соответствует главной зоне газогенерации. На Бованенковском месторожении эти отложения находятся в ГЗН.
Верхнеюрские отложения являются основной нефтематеринской толщей в Баренцево-Карском регионе. В Баренцевом море они выделяются как «волжские черные глины», которые являются аналогом баженовской свиты. На большей части Баренцева моря по расчетным данным они не достигли ГЗН или находятся на начальных ее стадиях. Большая степень преобразования отмечается только в Южно-Баренцевской впадине, где они возможно находятся в ГЗН. В Карском регионе верхнеюрские НМТ находятся в ГЗН.
Нижнемеловые и альб-сеноманские НГМТ в Карском регионе содержат большое количество ОВ гумусовой природы в рассеянной и концентрированной форме, что, несмотря на незначительную катагенетическую зрелость (ПК1-ПК3), способствует генерации больших количеств газовых компонентов, которые концентрируются в основном в сеноманских ловушках.
Таким образом, в Баренцево-Карском регионе выявлены нефтегазоматеринские толщи в верхнедевонско-каменноугольных и пермских отложениях палеозойской части разреза и в средне-верхнетриасовых, нижнее-среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложениях в мезозойском интервале разреза.По результатам комплекса исследований проб пластовых флюидов, бурового шлама и образцов керна, выполненного ОАО "ТомскНИПИнефть, подтверждены прогнозные оценки качества нефти. Эта сверхлёгкая нефть по ключевым показателям (плотность и содержание серы) превосходит эталонную нефть марки Brent, а также марки Siberian Light и WTI, сопоставима по характеристикам с нефтью месторождения "Белый тигр" шельфа Вьетнама. Установлено, что плотность нефти из скважины "Университетская-1" составляет 808-814 кг/м3 против 834 кг/м3 у нефти Brent. При этом массовое содержание серы в нефти Победы составляет всего 0,02%, в то время как в Brent её 0,2-1%, а в Urals 1,2-1,3%. Кроме того, нефть Победы характеризуется высоким выходом светлых фракций – 60-70% и низким содержанием смол – 1,5%.
Литература
Астафьев Д.А., Шеин В.А. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности северной части Западно-Сибирского тафрогена и его обрамления // Геология нефти и газа. – 2010. - № 3. – С. 19-29.
Захаров Е.В., Холодилов В.А., Мандель К.А. Основные результаты и перспективы развития работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений на шельфе Карского моря // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВННИОЭНГ, 2004, с. 23-27.
Холодилов В.А., Драцов В.Г., Наказная Т.Д. Эффективность геолого-геофизических исследований и испытаний продуктивных объектов при бурении скважин в акватории Обской губы // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 39-46.
Шеин В.А. Особенности геологического строения палеорифтовых систем Баренцево-Карского региона. // Материалы международной конференции, посвященной памяти В.Е. Хаина. Изд-во МГУ – 2011. С. 2083-2087.
Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А. Тектонический кон-троль газонефтеносности п-ова Ямал // Геология нефти и газа 2006 № 2. с. 20-29.
Вендельштейн Б.Ю., Беляков М.А., Костерина Н.В. и др. Сравнительная характе-ристика залежей нефти на месторождениях Варандей-море и Медынское-море. Геофизика, №4, 2001 21.
Шеин В.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности тектонических комплексов палеорифтовых систем Западной Арктики. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – 2012, №2 – С.22-35.
Жемчугова В.А. Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна, М., МГГУ, 2002.
|
