Шельф северного ледовитого океана баренцево

Богатства со дна морского

Нефтегазовые шельфовые проекты открывают новые возможности для российской экономики

Недра арктических морей содержат огромные запасы нефти и газа. Освоение шельфовых участков – дело крайне непростое, однако это создаст мощный задел для российской нефтегазовой отрасли на много лет вперед.

Тонкая грань

Континентальный шельф включает в себя морские подводные недра, находящиеся за пределами территориальных морей – такое определение содержит и российское, и международное законодательство. По Конвенции о континентальном шельфе исключительные права на разведку и разработку недр, на проведение научных исследований, на добычу минеральных и биоресурсов на таких участках имеет прибрежное государство в границах, установленных международным законодательством.

Но как быть, если на один и тот же континентальный шельф претендуют несколько государств? Например, если их берега расположены друг напротив друга, а расстояние между ними укладывается в обозначенные законом нормативы? В этих случаях границы шельфа определяются соглашениями между государствами. Так, в начале 1990 годов Россия и США договорились о разделе шельфа Чукотского моря. Еще один вариант – «разделить» шельф по принципу равного расстояния от береговых линий. Если же согласия достичь не удается, спор разрешает Международный суд ООН.

На шельф Северного Ледовитого океана кроме нашей страны сейчас рассчитывают также Норвегия, США, Дания и Канада. Неудивительно: по прогнозам, недра арктических морей содержат 83 млрд тонн углеводородов. Кроме того, чрезвычайно высоки шансы на открытие новых месторождений на еще не изученных шельфах. А их большинство: по последним данным, разведанность шельфов не превышает 4%. То есть потенциально запасы углеводородов на этих участках могут оказаться в 25 раз больше уже выявленных и теоретически превысить 2 трлн тонн.

Более 80% уже выявленного объема природных богатств приходится на Баренцево и Карское моря. В целом самым крупным и одновременно самым неизученным является шельф Сибири в Северном Ледовитом океане. А всего под юрисдикцией России сейчас находится около 5 млн кв. км континентального шельфа в рамках 14 окраинных и внутренних морей, или 1/5 площади всех шельфов Мирового океана.

Весной 2019 года специальная подкомиссия ООН одобрила заявление России на расширение площади арктического шельфа, принадлежащего нашей стране, на 1,2 млн кв. км. Осенью 2019-го в ООН поступила новая российская заявка: на присоединение хребта Ломоносова, южной оконечности хребта Гаккеля, зоны Северного полюса и других участков морского дна в Арктике. Это заявление ООН рассмотрит в феврале 2020 года. Если оно будет удовлетворено, в распоряжении России окажется еще 5 млрд тонн углеводородов.

Запасы на перспективу

Разведанные запасы шельфа Северного Ледовитого океана составляют 25% от общемировых запасов углеводородов: 90 млрд баррелей нефти, 48,3 трлн кубометров природного газа, 44 млрд баррелей газового конденсата. Около 60% этих запасов находятся на территории российского шельфа. Если же оценивать исключительно российские ресурсы, то на шельфовые недра приходится половина запасов нашего газа и четверть запасов нефти. «Чемпионом» в этом смысле оказалось Баренцево море – на него приходится 49% запасов углеводородов с российских шельфов. На Карское море – чуть более 35% и на Охотское – немногим больше 15%.

По прогнозам, к 2030 году Россия будет добывать 55% всех углеводородов Арктики. Шельфовая нефтедобыча, которую будут вести российские компании, возрастет к этому времени в 3,6 раза – до 2,2 млн баррелей в сутки.

Шельфовые проекты: достижения и планы

Первым реализованным в России проектом по добыче нефти на арктическом шельфе стало освоение Приразломного месторождения в Печорском море. Там с декабря 2013 года добычу ведет компания «Газпром нефть шельф», дочерняя структура «Газпром нефти». Уже в апреле 2014 года первая партия арктической нефти отправилась к европейским потребителям. Общие запасы месторождения оцениваются в 70 млн тонн. Пиковая добыча составит 5 млн тонн в год (сейчас – около 3,5 млн тонн). Ресурсов Приразломного с учетом постепенно нарастающей добычи хватит примерно на 35 лет.

Приразломное – единственное месторождение, разработка которого идет в условиях замерзающего моря: лед здесь держится 7 месяцев в году, а высота ледовых торосов доходит до 2 метров. Чтобы работать в таких условиях, понадобились особые технологии бурения, добычи, подготовки, хранения и отгрузки нефти, энергетического обеспечения проекта.

Разработка ведется с морской платформы «Приразломное». Это сооружение имеет площадь в два футбольных поля и весит 500 тыс. тонн. Стоит платформа прямо на морском дне, укреплена защитной щебне-каменной бермой. За счет этого эксплуатационные скважины ни на одном отрезке напрямую не контактируют с водной средой – и это притом, что общая их длина достигает 8,1 км. На платформе находится и жилой модуль, рассчитанный на 200 человек.

К 2023 году на месторождении будет в общей сложности пробурено 32 скважины: 19 добывающих, 12 нагнетательных и одна поглощающая. Благодаря двойной системе защиты риск фонтанного выброса нефти при бурении и эксплуатации практически сведен к нулю: защитное оборудование разрабатывалось с учетом особенностей работы в Арктическом регионе. Отметим кстати, что постоянный экологический мониторинг в районе месторождения ведется на участке площадью 744 кв. км.

Нефтеналивные танкеры «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», суда ледового класса и с дедвейтом в 70 тыс. тонн, также строились специально для Приразломного. За 5 лет эксплуатации месторождения они перевезли уже более 12 млн тонн нефти марки ARCO – именно столько было в общей сложности добыто на Приразломном к концу 2019 году.

«Газпромнефть» ведет разработку и северо-восточного шельфа Сахалина. Поисковое бурение на Аяшском лицензионном участке началось в 2017 году. Результатом стало открытие двух месторождений: «Нептун» с запасами в 415 млн тонн нефти и «Тритон» с ресурсами в 137 млн тонн нефтяного эквивалента. Открытие этих двух месторождений, вошедших в десятку крупнейших в мире, дает возможность формирования нефтедобывающего кластера на шельфе Сахалина. Добыча на Нептуне и Тритоне пока не началась – это произойдет в 2025-2030 годах.

Освоение континентального шельфа – стратегическое направление работы и для компании «Роснефть». Сейчас она владеет 55 лицензиями на разработку шельфовых участков, общие запасы которых составляют 41 млрд тонн нефтяного эквивалента. На 45 из них компания ведет геологоразведку.

Пока основными шельфовыми проектами для «Роснефти» остаются дальневосточные: «Сахалин-1», месторождения Чайво, Лебединское и Одопту. Общий объем нефти, отгруженный с них в 2018 году, превысил 100 млн тонн. Что касается арктических проектов, с 2012 года компания проводит полевые работы в Карском, Печорском и Охотском морях. В 2017 году началось бурение скважины «Центрально-Ольгинской-1» в море Лаптевых. Так было открыто месторождение Центрально-Ольгинское с запасами в 80 млн тонн нефти.

В ходе экспедиций, организованных «Роснефтью», было открыто и пять новых месторождений в морях Западной Арктики: Победа в Карском море, Северо-Гуляевское, Медынское-море, Варандей-море и Поморское в Печорском море. Их суммарные запасы составляют 247 млн тонн нефти и конденсата и 501 млрд кубометров газа. Идут разведочные работы и на участках континентального шельфа на севере Охотского моря (участки Магадан-1,-2, -3, Кашеваровский и Лисянский).

Источник

Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов до 2040 и 2050 гг.

В работе рассматривается геологическое строение и газонефтеносность недр Баренцева и Карского морей – Арктической шельфовой части Северной Евразии.

В отличие от работ, посвященных «дальним» путешествиям по всему миру и во времени (до 2050 г.) настоящая статья касается конкретных и очень важных для России проблем: каковы реальные перспективы газо- и, возможно, нефтеносности Западно-Арктического шельфа (ЗАШ)? Каковы ресурсы углеводородов (УВ), вероятность открытия уникальных, гигантских и крупнейших месторождений УВ, которые и становятся базовыми для разработки? Сколько можно будет добывать газа и нефти на морских месторождениях после 2030 г.? Это первостепенные вопросы для дальнейшего развития газовой отрасли промышленности России, поскольку возможности для роста и запасов, и добычи на суше будут в значительной мере исчерпаны в десятилетие 2031-2040 гг.

Арктический шельф Северной Евразии (СЕА, суша России и прилегающие моря) простирается от Баренцева до Чукотского морей, разделенных островами арх. Новая Земля, арх. Северная Земля, Новосибирскими, Врангеля. Его площадь превышает 2 млн км 2 .

В последнее десятилетие Арктика (арктические области суши и эпиконтинентальные «циркумарктические» моря во внешнем ареале Северного Ледовитого океана) привлекают все большее внимание не только географов, полярников, геологов и других предметных специалистов, но и политиков разных стран, военных, экологов, представителей бизнеса и др. в силу целого ряда причин. Главная из них такова: кто владеет Арктикой – тот владеет Будущим! [4] По крайней мере, газовым, в рамках развития человеческой цивилизации. На контроль над арктическими областями претендуют не только традиционные арктические страны (РФ, США, Канада, Норвегия, Дания), свои прямые или косвенные стратегические интересы имеют здесь и ряд неарктических стран (КНР, Япония, Великобритания и др.).

Главное богатство Арктики – её недра с огромными ресурсами горючих ископаемых: газа, нефти, угля, а также многих рудных полезных ископаемых (золота, полиметаллов и др.). О величине ресурсов можно спорить, но то, что они есть, и в больших объемах – несомненно.

К Западно-Арктическому шельфу относятся Баренцево (БМ) и Карское (КМ) моря. Шельф КМ вместе с Ямальским полуостровом образует Ямало-Карский регион (ЯКР) – северо-западную часть Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) и одноимённой нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП).

Действительно, и это доказано ранее, – геологически Ямальская нефтегазоносная область (НГО) и Южно-Карская НГО – две части единого Ямало-Карского арктического сегмента ЗСМБ. Они географически разделены береговой линией (суша/море). В данной работе эти области рассматриваются вместе, так как их дальнейшее изучение и освоение будут происходить совместно в течение XXI века.

Текущие запасы, начальные и прогнозные ресурсы и добыча свободного газа (СГ) и жидких УВ (нефти и конденсата) – категории динамичные, они изменяются ежегодно по странам и регионам мира, провинциям и НГО. У авторов есть опыт «предсказания» изменения величин этих параметров, составляющих минерально-сырьевую базу (МСБ) газовой и нефтяной отраслей России, мира, крупных регионов [20, 27 32]. Другое дело – подтвердятся ли прогнозы не только авторов, но и других исследователей: но Будущее уже «проглядывает» через настоящее, надо только правильно уловить через современные тенденции основные его (Будущего) черты…Во всём, что прогнозируется. И это – реально!

Ресурсы должны быть действительно существующими в природе – в недрах тех или иных провинций и областей в виде открытых/прогнозируемых месторождений УВ (МУВ) – и подтверждаться через поисковые и разведочные работы (бурение и испытание скважин) по крайней на 75-80 %. Чрезмерное завышение первоначально оцененных ресурсов СГ и, особенно, нефти приводит часто к необоснованным затратам времени, средств и капиталовложений на бурение скважин на шельфе с отрицательными результатами. И наоборот, некоторая недооценка ресурсов чревата задержкой открытия новых месторождений и приростов запасов, однако, преимущественно небольших, поскольку гиганты открываются, как правило, первыми во всех случаях и во всех НГБ.

От реальных начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа и нефти в недрах тех или иных прогностических (перспективных) объектов зависят запасы: начальные и текущие, вплоть до их полного исчерпания в процессе добычи УВ. Текущие запасы определяют уровни добычи на ближнюю и среднюю перспективу.

Геолого-геофизическая изученность Западно-Арктического шельфа

Изучение геологического строения и газо(нефте)носности БМ началось в начале 1980-х гг. прошлого столетия, Южно-Карской области (ЮКО) – в 1988–1991 гг.

Шельф Баренцева и Печорского морей до последнего времени характеризовался наиболее высоким уровнем геолого-геофизической изученности, как регионального, так и поискового этапа, среди морей российской Арктики. Здесь выполнены поисковые и детальные сейсморазведочные работ МОГТ 2D объемом более 420 тыс. пог. км. По результатам геофизических исследований в БМ (без учета Печорского) на настоящий момент открыто 75 структур различной степени изученности.

На Баренцевоморском шельфе пробурены 34 поисковые и разведочные скважины общим метражом более 96 000 м (последняя в 2007 г. на Штокмановском газоконденсатном месторождении (ГКМ)). В результате бурения открыто пять месторождений, в том числе уникальное по запасам Штокмановское ГКМ (7 скв.), на девяти структурах залежи не обнаружены (12 скв.), что настораживает. В Печорском море пробурено 22 скважины общим метражом около 70 000 м, открыто шесть месторождений, в том числе крупные нефтяные: Приразломное, Долгинское и Медынское-море.

В 2011 г. действующих лицензий на шельфе БМ и Печорского моря было лишь десять, которые в том числе включали нефтяные (НМ) и нефтегазоконденсатные (НГКМ) месторождения в Печорском море на севере Тимано-Печорской провинции (Медынское-море НМ, Варандей-море НМ, Северо-Гуляевское НГКМ, Приразломное НМ и Долгинское НМ) и уникальное по запасам Штокмановское ГКМ в центральной части шельфа БМ.

С 2012 г. в условиях высоких цен на УВ (в среднем более 100 $ за баррель до середины 2014 г.) две ведущие энергетические компании РФ, удовлетворяющие требованиям закона «О недрах» активно лицензировали недра арктической части континентального шельфа РФ. Пик выдачи пришелся на 2012–2013 гг.: 19 лицензий.

В настоящий момент на шельфе Баренцева и Печорского морей геологоразведочные работы (ГРР) осуществляют на 29 лицензионных участках (ЛУ) ряд компаний-операторов, в т. ч. ПАО «Газпром» (11 лиц.), ПАО «НК «Роснефть» (14 лиц.) и их дочерние компании, а также ООО «Севернефтегаз» (3 лиц.) и ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» (Рисунок 1). Добыча нефти осуществляется на Приразломном НМ.

Рисунок 1 – Схема расположения месторождений и лицензионных участков на шельфе Баренцева моря

Современную изученность недр открытого шельфа Баренцева моря (российский сектор) в целом следует охарактеризовать как невысокую, особенно бурением, при этом сейсмическая изученность (МОГТ-2D и 3D), благодаря работам ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть», значительно выросла.

Всего на Арктическом шельфе за четырехлетний период 2012–2015 гг. выполнено более 25 тыс. км 2 сейсмики МОГТ-3D и более 130 тыс. км МОГТ-2D (в том числе региональной, за счет Госбюджета). Для сравнения, объем сейсмики МОГТ-3D в период 2003-2011 гг. в среднем составлял на всем Арктическом шельфе всего около 500 км 2 /год [10].

Современное состояние (на 01.01.2018) геолого-геофизической и структурно-буровой изученности недр ЯКР обсуждается в работах. Она снижается на Ямале от 70-75 % по меловым до 40-45 % – среднеюрским и до 30-35 % по нижнеюрским комплексам. В частности, на 52 разбуренных площадях низы неокома вскрыты на всех площадях, средняя юра – на 36, нижняя юра – на 21, палеозой – на 10 площадях.

На 10 опоискованных площадях Ямала пробурено по 20 и более поисковых и разведочных скважин, многие из которых вскрыли среднеюрские горизонты Ю_2-3 и Ю_6-7: Новопортовское НГКМ – 142 скв., Бованенковское НГКМ – 96 скв., Харасавэйское ГКМ – 64 скв. и т.д.

Относительно наиболее изученная часть КМ – Приямальский шельф и акватории Обской и Тазовской губ. Здесь выполнено более 100 тыс. пог. км сейсморазведочных профилей 2D, в том числе 24,6 тыс. пог. км регионального этапа. Средняя плотность сейсмических исследований составляет около 0,13 км/км 2 . На шельфе КМ с 2014 г. активно проводит ГРР ПАО «Газпром» и ПАО «НК «Роснефть» на своих лицензионных участках. Общий объем бурения на Карском море и губах (35 скважин) составил 55,2 тыс. пог. м, из них в Обской и Тазовской губах – 43,6 тыс. пог. м (26 скважин) на восьми площадях. При этом юрские отложения изучены бурением только на месторождении Победа. Примечательно, что «пустых»/водоносных площадей в КМ нет.

В настоящий момент на шельфе Карского моря ГРР осуществляют на 16 лицензионных участках ПАО «Газпром» (13 лицензий, в том числе, две – транзитные) и ПАО «НК «Роснефть» (3 лиц.) и их дочерние компании. В северной части Обской губы и прилегающих территориях Ямала и Гыдана поисково-разведочные работы проводит ПАО «Новатэк» (13 участков), функционирует завод СПГ на Южно-Тамбейском ГКМ (Рис. 2).

Рисунок 2 – Схема расположения месторождений и лицензионных участков Ямало-Карского региона

Геологическое строение недр Баренцева и Карского морей

Анализу геологического строения и газонефтеносности недр арктических морей СЕА посвящен ряд публикаций. При этом, как и сама геолого-геофизическая и буровая изученность морей снижается с запада на восток, так и число исследований – НИР, статей и монографий уменьшается от БМ к КМ и далее к морям Восточной Арктики. Вместе с тем, по прилегающей арктической суше опубликовано значительно больше результатов исследований, чем по шельфу: например, по Ямалу – более 70, по прилегающему шельфу Карского моря – менее 20.

Вопросам геологического строения и нефтегазоносности шельфа БМ посвящены работы Д.А. Астафьева, В.И. Богоявленского, В.С. Вовка, И.С. Грамберга, Е.В. Захарова, Т.А. Кирюхиной, А.В. Ступаковой, О.И. Супруненко, А.Н. Тимонина, А.В. Толстикова, В.А. Шеина, В.С. Шеина и др.

В геологическом строении шельфа Баренцево-Карского региона (БМ и северная часть КМ к северу от Северо-Сибирского порога) участвуют фундамент и осадочный чехол. Глубина залегания фундамента в Южно-Баренцевской впадине достигает 20 км и более. Осадочный чехол сложен породами от нижнего палеозоя до верхнего мела – палеогена. В осадочном чехле выделяются два структурных этажа. Нижний представлен палеозойскими преимущественно карбонатными отложениями до каменноугольных включительно. Верхнепермско-меловая часть разреза сложена терригенными песчано-глинистыми отложениями с битуминозностью в верхней юре, угленосностью в нижнемеловых и триасовых отложениях, а также наличием долеритовых силлов в триасе. Последний представлен континентальными терригенными толщами. В нижней-средней юре развиты прибрежно-морские песчано-глинистые отложения. Мощность триаса достигает 5-6 км и более. Юрско-меловая часть разреза мощностью до 2,5 км и более представлена терригенными породами: чередованием глин, аргиллитов и проницаемых пластов песчаников и алевролитов (пласты Ю –Ю₃) в среднеюрской части, преимущественно битуминозными глинами и аргиллитами в верхнеюрско-неокомской части разреза и толщей чередования глин, песчаников, алевролитов с пластами и пропластками угля в нижнемеловой части.

По структурным особенностям, характеру распределения мощностей, глубинному строению в пределах Баренцево-Северокарского мегабассейна выделяются Свальбардская плита, Баренцевоморский мегапрогиб. Южная часть Баренцева и Печорского морей соответствуют северной шельфовой части Тимано-Печорской плиты. Во внутренней части Восточно-Баренцевского мегапрогиба выделяются Северо-Баренцевская и Южно-Баренцевская впадины (синеклизы), разделенные Штокмановско-Лудловской седловиной, в пределах которой открыто уникальное Штокмановское ГКМ.

Северо-западные арктические области Западной Сибири

Большой вклад в изучение геологии и газонефтеносности ЯКР внесли геологи и геофизики, ученые и практики А.М. Брехунцов, Н.П. Дядюк, В.Д. Копеев, Н.Х. Кулахметов, Б.В. Монастырёв, В.Д. Наливкин, В.Н. Ростовцев, Л.В. Строганов, М.Я. Рудкевич, В.А. Фомичёв, Н.В. Шаблинская, Т.А. Ястребова и др. Во многих исследованиях участвовали и авторы настоящей работы.

К арктическим областям Западной Сибири (АОЗС) относятся на суше Ямальская, Гыданская, Енисей-Хатангская, на шельфе – Южно-Карская (открытый шельф) области, Тазовская и Обская губы. Это наименее изученные области мегабассейна.

Исследования геологического строения осадочного чехла и фундамента АОЗС проводятся с конца 50-х – начала 60-х годов прошлого столетия, т.е. более 60 лет. Результаты изучения литологии, стратиграфии, тектоники, геохимии, термобарических условий и гидрогеологии пород кайнозоя, мела, юры и триаса арктической части ЗСМБ приведены в многочисленных публикациях. В настоящей работе рассматриваются северо-западные области суши и шельфа мегабассейна – Ямальская, Южно-Карская и Обская губа – ЯКР. Подробное рассмотрение геологии ЯКР выходит далеко за рамки статьи, поэтому приведём кратко итоги исследований.

Фундамент ЯКР имеет герцинский возраст консолидации (раннепермская эпоха) и сложен разнообразными высокопреобразованными, преимущественно метаморфическими породами: глинистыми сланцами, известняками и др.

Осадочный чехол мощностью от 1-2 до 7-9 км начинается со средне- и верхнетриасовых терригенных пород, залегающих на больших глубинах. Юрский проницаемый литолого-стратиграфический комплекс сложен песчано-глинистой толщей нижней и средней юры мощностью от первых десятков метров на площадях ближе к Уралу (вдоль границы осадочного мегабассейна) до 450-500 м на юге Ямала и в окраинных зонах ЮКО и до 1,0-1,5 км и более в эпицентре осадконакопления – в центре КМ. Верхняя юра и низы неокома сложены глинисто-кремнистыми породами без коллекторских горизонтов (нижняя региональная покрышка) мощностью от 100-200 до 700-750 м. При этом интервал баженовской свиты (по общему мнению, классической битумогенерирующей нефтематеринской толщи центральных областей ЗСМП) сложен серыми глинами малой мощности (10-15 м), естественно, небитуминозными. В песчано-глинистой толще баррема–апта (450-600 м) прибрежно-морского и континентального генезиса общая песчанистость увеличивается вверх по разрезу от 10 до 45-50 % (в кровельных горизонтах апта). Вся аптская толща сложена чередованием пластов терригенных пород и углей континентального генезиса танопчинской свиты (гор. ТП₁–ТП₂₆), ниже в породах ахской свиты морского генезиса пласты коллекторов встречаются всё реже, угленосность исчезает. Альб-сеноманский комплекс пород (500-650 м) сложен опесчаненнной толщей с пластами бурых углей континентального генезиса. В подошве альба развита глинистая толща мощностью 50-80 м на Ямале, разделяющая неоком-аптский и альб-сеноманский комплексы пород (областная покрышка).

Тектоническое строение ЯКР – значительно проще, чем более южных областей ЗСМБ. «Становым хребтом» структуры осадочного чехла служит Нурминский мегавал, простирающийся с юго-востока на северо-запад Ямала от Нурминского до Харасавэйского локального поднятия на суше и далее в шельфовой части.

В ЮКО сейсмикой закартировано большое число крупных положительных структур – валов и локальных поднятий (Ленинградское, Русановское, Нярмейское и др.), прослеживаемых от подошвы юры до кровли сеномана и выше. Большинство положительных структур в ЯКР – конседиментационные, простого строения, затухающие – их амплитуды уменьшаются вверх по разрезу.

Особой проблемой ЯКР является проблема выделения разломных дислокаций в объеме осадочного чехла, которые влияют на флюидодинамику в течение геологического времени. Этой проблеме посвящены работы [8, 13, 19, 25]. Высокоамплитудные разломы (со смещением 30-100 м и более) выделены только на одном Новопортовском валу, средне- и малоамплитудные на ряде структур (поднятий) – Нейтинской, Западно-Тамбейской, Бованенковской, вероятно, на Харасавэйской и Северо-Тамбейской и др. Дизъюнктивной тектоникой максимально осложнена юрская толща пород, ряд разломов (конседиментационных и затухающих), прослеживаются до сеномана и даже до дневной поверхности на Нейтинском и др. площадях, вместе с тем, степень нарушенности пород юры и особенно мела на Ямале существенно ниже, чем в Пур-Тазовской НГО и в Западно-Мессояхском районе. Степень дизъюнктивной нарушенности недр также снижается от юры к сеноману и с юго-востока на северо-запад региона. На шельфе высоко- и даже среднеамплитудные разломы не выявлены, хотя в низах юры они вероятны.

Наиболее характерные черты строения осадочного чехла северо-западных областей мегабассейна таковы:

очень высокая глинистость всего осадочного чехла ЮКО и высокая (повышенная) глинистость северо-западных районов Ямальской области. Увеличение глинистости и мористости юрского комплекса происходит с юго-востока на северо-запад;

аномально высокая угленасыщенность баррем-аптской части разреза (танопчинская свита – до 70 м «сгруженного угля», только мощных пластов – 0,5-1,0 м и более) и снижение угленосносности нижне-среднеюрской толщи с юга на север, при этом угленосность полностью исчезает из разреза юры;

выполаживание структурно-литологических поверхностей в среднем мелу – сеномане во всех арктических областях, особенно на севере Ямала;

снижение тектонической нарушенности осадочного чехла в северо-западном региональном направлении от Пур-Тазовской к Ямальской и Южно-Карской областям.

Главные различия в геологическом строении недр Баренцева и Карского морей (ЮКО) таковы:

1. В ряде работ А.П. Афанасенкова, В.С. Бочкарёва, И.И. Нестерова и др. установлено «омоложение» и возраста фундамента, и осадочного чехла с запада на восток, от БМ к КМ и далее к Восточно-Арктическим морям. Это выражается, например, в редуцированности юрской и особенно меловой частей разреза в Восточно-Баренцевоморской провинции и наоборот в «раздутии» мощности триаса (Рис. 3) – комплекса, который в большинстве осадочных бассейнов мира имеет ограниченные перспективы как газо-, так и нефтеносности (на молодых плитах СЕА, в Североморском бассейне, в ряде бассейнов Китая и т.д.).

2. Газоносный доминант-комплекс в КМ – неоком-аптский, выше региональной глинистой покрышки (верхняя юра – готерив) – сложен континентальной толщи танопчинской свиты с большим числом пластов бурого (в верхах апта) и каменного угля марок Д и Г (длиннопламенные и газовые), с общей угленосностью от 40-50 до 100 м и более («сгруженный» уголь=пласт-эквивалент с учетом тонких пластов 0,1-0,5 м и более) с преимущественно гумусовым (Г) составом КОВ и РОВ (концентрированной и рассеянной органики типа Г, смешанных разностей типа СГ и ГС немного). Известно, что в недрах наиболее мощные генераторы УВГ (метана с газообразными гомологами – С₂+С₄) являются именно угольные пласты. В недрах БМ газовый доминант-комплекс – нижне- и среднеюрский, прибрежно-морского генезиса, без углей, только с рассеянным ОВ также гумусового (преимущественно) типа. По расчетам авторов объемы удельной и общей газогенерации в ЮКО были несравненно больше, чем в Баренцевоморской провинции за счет высокой угленасыщенности разреза. Битумогенерирующие (нефтепроизводящие) доминант-комплексы в недрах шельфа Западной Арктики не установлены (или вообще отсутствуют?).

3. Осадочный чехол БМП значительно больше затронут дизъюнктивной тектоникой, чем Ямальского ареала суши и шельфа. Мощность и «ненарушенность» региональных и зональных покрышек в ЮКО выше, чем в Баренцевоморской мегапровинции, что способствует газонакоплению в крупных масштабах.

Рисунок 3 – Сейсмогеологический разрез Баренцевский бассейн – Карский бассейн (по данным ВНИИОкеангеологии)

Газонефтеносность недр Западно-Арктических морей Северной Евразии.

В пределах арктического шельфа СЕА к настоящему времени открыто и частично разведано 20 собственно морских МУВ, в т.ч. 6 в пределах Печорского моря, 5 – в БМ, 9 – в КМ (без пограничных местрождений типа суша/моря).

Различные части шельфа Баренцева моря входят в состав следующих нефтегазоносных провинций (НГП): Западно-Баренцевской, Восточно-Баренцевской и Тимано-Печорской (Рис. 4). Помимо этого, выделяются также самостоятельные перспективные нефтегазоносные области (СПНГО): Кольская и Адмиралтейско-Приновоземельская.

Рисунок 4 – Схема нефтегазогеологического районирования и перспектив нефтегазоносности Баренцево-Карского региона

В БМ открыто пять месторождений с залежами свободного газа в терригенных породах средней юры и триаса: Мурманское ГМ (Т₂), Северо-Кильдинское ГМ (Т₁), Лудловское ГМ (J₂), Ледовое ГКМ (J₂) (0,412 трлн м 3 ), а также уникальное Штокмановское (J₂) (3,9 трлн м 3 ) (Таблица 1). Непродуктивные поисковые скважины были пробурены на Андреевской, Ахматовской, Куренцовской, Северо-Мурманской, Адмиралтейской, Ферсмановской, Лунинской площадях.

Таблица 1 – Запасы свободного газа и нефти шельфа Баренцева и Печорского морей

Проблема газонефтеносности суши и прилегающего шельфа региона обсуждается в ряде публикаций, хотя крупных работ (по всестороннему подходу, глубине и объему исследований) известно немного.

В более ранних работах авторов проанализированы материалы по геологическому строению и газонефтеносности пород осадочного чехла Ямала.

В «золотое» двадцатилетие (1971-1990 гг.) изучение геологического строения и газонефтеносности Западной Сибири (в частности, и ЯКР) были открыты все МУВ на суше Ямала и два – на шельфе КМ (Русановское и Ленинградское). В дальнейшем на арктической суше, включая и Гыдан, не было открыто ни одного нового месторождения вплоть до 2018 г., когда в ареале Новопортовского НГКМ было обнаружено новое Ближненовопортовское МУВ.

В пределах АОЗС расположены наиболее изученная во всех отношениях Ямальская и наименее изученная Южно-Карская области (ЮКО) (см. Рисунок 2). Обская губа занимает промежуточное положение: ее центральная часть по меловым горизонтам, особенно по сеноману, изучена хорошо, в северной и южной частях пробурено всего 3 поисковые скважины.

В 2017 г. в присводовой части Русановской структуры была пробурена разведочная скважина № 6. В результате ее испытания с учетом сейсмики 3D от собственно Русановского ГКМ «отделилось» самостоятельное, названное месторождением им. В.А. Динкова, налицо «разукрупнение» месторождений ЯКР, подмеченное одним из авторов еще в 80-х годах прошлого столетия на примере юрского комплекса северных и арктических областей ЗСМП.

Среди арктических областей богатейшей является именно Ямальская область по всем параметрам газо- и нефтеносности: числу месторождений, открытым и разведанным запасам, диапазону продуктивности и др. По состоянию на 01.01.2001 в Ямальской области начальные разведанные запасы СГ составляли 10,4 трлн м 3 , С₂ — 3,0, в сумме открытые запасы – 13,4 трлн м 3 , в т.ч. по юрским залежам 330,3 (954,3) млрд м 3 , в сумме С₁+С₂ – 1,3 трлн м 3 (менее 10 % от суммарных). За десятилетие 1991-2000 гг. они изменились несущественно. Современные величина и структура запасов СГ и конденсата приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Запасы свободного газа и конденсата Ямальской области ЯНАО (суша) по состоянию на 01.01.2017 (по данным Государственного баланса)

Суммарные открытые (разведанные и предварительно оцененные) запасы нефти месторождений Ямала (суша) на 01.01.2017 составили всего 352,6 млн т, в том числе накопленная добыча 12,5 млн т, запасы кат. А+В+С₁ – 252,7 млн т и С₂ – 87,4 млн т. Добыча нефти началась на Новопортовском НГКМ (ПАО «Газпром нефть»). Очевидна очень низкая нефтеносность недр Ямальской области (открытые извлекаемые запасы менее 0,4 млрд т по сравнению с запасами СГ – без малого 13 трлн м 3 ).

В сумме углеводородный потенциал (УВП) Ямала составлял 13,6 млрд т у.т.

В пределах ЯКР открыто 31 месторождение УВ (см. Рис. 2), в т.ч. ни одного чисто нефтяного. Текущие запасы газа на шельфе в настоящее время значительно уступают запасам Ямальской области. Всего на Ямале выявлено 360 самостоятельных залежей УВ, среди них преобладают газовые и газоконденсатные. Известно 34 нефтесодержащие залежи (типа НГК и Н). В Государственном балансе 18 залежей отнесены к нефтяным (без газовых шапок), но скорее всего после доразведки большинство из них окажутся нефтегазоконденсатными (по аналогии с Ростовцевским и Западно-Тамбейским месторождениями).

За последние годы увеличились существенно запасы газа по Тамбейской группе, Харасавэйскому и Крузенштерновскому месторождениям, по нефти произошло снижение запасов по Новопортовскому НГКМ. Наименее изученной остается Тамбей-Малыгинская группа месторождений (Таблица 3). Здесь идет доразведка неокомских и юрских залежей.

Таблица 3 – Запасы свободного газа и конденсата месторождений Тамбей-Малыгинской группы месторождений по состоянию на 01.01.2017 (по данным Государственного баланса)

На Ямале доминант-комплексом является аптский, в котором сосредоточены основные запасы газа области – 5,6 трлн м 3 .

Отметим, что по Тамбей-Малыгинской группе месторождений (без Южно-Тамбейского месторождения) запасы юрских залежей на начало 2017 г. составляли 73,7 и 408,2 млрд м 3 (С₁ и С₂).

За 2017 г. произошел спекулятивный «скачок» предварительных запасов (В₂+С₂), инициированный не природными реалиями или новыми принципиальными открытиями и промышленными притоками, а желаниями некоторых геологов, склонных к гигантомании. Произошло «искусственное», недоказанное испытаниями объединение трех месторождений в единое по среднеюрским горизонтам – «Тамбейское» – с совершенно необоснованным увеличением неразведанных запасов кат. С₂ до 3,6 трлн м 3 за счет залежей гор. ЮЯ_2-4 и ЮЯ_6-7 (до 2,9 трлн м 3 , от первоначальных 0,1 трлн м 3 ). Однако главной особенностью северных месторождений УВ является обратная тенденция: их объединение по сеноманским и аптским (на Ямале) залежам и разъединение по среднеюрским (Уренгой, Ямбургское, Бованенковское, Харампурское и мн.др. месторождения), в силу именно геолого-генетических причин. Кроме того, появление нового уникального по предполагаемым запасам УВ месторождения (>5,5 млрд т у.т.), тем более крупнее действительно уникального Бованенковского — 4,6 млрд т у.т. — событие с нулевой вероятностью. Кстати, в целом начальные разведанные запасы СГ Ямала за 2017 г. увеличились незначительно – на 0,2 трлн м 3 (до 10,7), но предварительные запасы кат. В₂+С₂ – резко, по всем месторождениям в сумме на 4,3 трлн м 3 . Скорее всего, в ближайшем будущем предстоят крупные списания этих запасов в ходе доразведки юрских залежей, как это уже имело место по Бованенковскому ГКМ, когда в конце 80-х гг. прошлого столетия было списано, как неподтверждившиеся, только по юре более 1,7 трлн м 3 (разделение единой структуры по кровле юры на два купола по итогам разведочного бурения).

Анализ величины и соотношений между запасами СГ по комплексам Тамбейской группы МУВ свидетельствует о том, что доминант-комплексом на севере Ямала действительно является неоком-аптский, а запасы в сеномане уступают даже альбским залежам (см. Таблица 3). Вероятно, такие же соотношения будут наблюдаться и на Приямальском шельфе.

В Ямальской области сформировалось два мощных узла газонакопления, третий – меньший по ресурсам узел нефтегазонакопления – Новопортовский – в составе одноименного и Ростовцевского месторождений с начальными открытыми запасами нефти почти 1 млрд т (геол.) и с небольшими запасами СГ (менее 0,3 трлн м 3 ).

Полюс газонакопления АОЗС приурочен к уникальному Бованенковскому ГКМ, разрез которого газоносен от кровли сеномана до низов юры. Подобная «абсолютная» продуктивность наблюдается только в ареале Красноленинского уникального по запасам нефти месторождения = зоны: от апта до зоны контакта (НГЗК) нефтенасыщены все коллекторские горизонты, однако альб-сеноманский комплекс все же водоносен.

Большинство залежей УВ на Ямале приурочено к просто построенным антиклинальным присводовым, чаще всего пластовым ловушкам. Залежи – полнопластовые или водоплавающие внутри ареала локальных поднятий, расположенных в присводовых частях валов и изометричных куполовидных поднятий. В разрезе среднего и нижнего апта (пласты ТП₁₁-ТП_20-22), верхов неокома и средней юры большое число залежей приурочено к литологически экранированным (в ачимовской толще берриаса, вероятно, к литологически ограниченным) ловушкам с литолого-фациальными экранами по латерали (переход песчаников в непроницаемые глинистые алевролиты и глины). В юрском комплексе распространены скопления УВ в эпигенетически- и тектонически экранированных сложно построенных ловушках, в зоне контакта (НГЗК) – стратиграфически-экранированные ловушки с УВ (коллектор – трещиноватые выветрелые палеозойские породы).

Важнейший параметр добывных возможностей залежей УВ – величина притоков газа и нефти в поисковых и разведочных скважинах. Она зависит от первичных – литолого-фациальных условий, и вторичных – термоглубинных условий залегания природных резервуаров, их уплотненности, и третичных – технологических (условия бурения, вскрытия и испытания перспективных горизонтов).

Разновозрастные песчаники арктических полуостровов Ямала и Гыдана имеют существенно разные величины фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов (Таблица 4).

Таблица 4 – Характеристика ФЕС коллекторов

На Ямале зональная фоновая проницаемость коллекторов горизонтов Ю_2-3 уменьшается от 10-15 мД в ареале Новопортовской площади (малые глубины погружения) до 1-2 мД в Нейтинско-Арктической зоне, 0,5-0,7 мД в центральной и западной части Бованенковской площади, в Тамбейской и Малыгинской зонах и до 0,1-0,3 мД в зоне Харасавэйской термоаномалии и в центральной, прогнутой части Ямальской области. С глубиной от кровли средней юры величины ФЕС коллекторов экспоненциально уменьшаются.

В целом, коллекторы юрского НГК характеризуются весьма низкими ФЕС. Открытая пористость варьирует от 10-11 до 16 % (редко до 18-20% – на глубинах менее 2500 м). Кстати, это было подмечено еще ранее [8, 19] и подтверждено последними исследованиями.

Газо- и особенно нефтепродуктивность юрских природных резервуаров в объеме залежей УВ определяется их коллекторским потенциалом. На глубинах более 3200-3300 м и при современных геотемпературах (СТ) более 103-107 °С добывные возможности среднеюрских залежей резко снижаются, по нефти менее 10 м 3 /сут, по газу – менее 100 тыс. м 3 /сут, а на глубинах более 3600-3800 м и при СТ более 110 °С – по нефти менее 5-3 м 3 /сут и по газу менее 30 тыс. м 3 /сут, т.е. становятся нерентабельными к разработке в современных условиях нефтегазодобычи.

Особенностью нижне-среднеюрской толщи является ее непромышленная газоносность в присводовых частях многих месторождений ниже гор. Ю₃ и до подошвы юры. Только когда нижнеюрские горизонты залегают на глубинах 2,5-2,8 км и менее, они обладают удовлетворительными коллекторскими свойствами, по крайней мере, для газа и дают притоки 50-150 тыс. м 3 /сут. (против 5-30 тыс. м 3 /сут. в жестких термоглубинных условиях), пример – Бованенковское ГКМ, залежи гор. Ю₁₀-Ю₁₂ . Подобные закономерности будут явно прослеживаться и в пределах центрально-восточных районов ЮКО, к которым приурочена ярко выраженная термоаномалия: геотемпературы даже в кровле средней юры составляют 120-140 °C, что губительно для первичных поровых коллекторов.

В диапазоне «нефтяного окна» в АОЗС содержание конденсата в газе медленно увеличивается от аптских залежей к валанжин-готеривским и среднеюрским (до 170-250 г/м 3 ) и далее происходит «инверсия»: величина ГКФстаб. начинает уменьшаться. Характерный пример – Южно-Тамбейское ГКМ (Таблица 5).

Таблица 5 – Характеристика содержание конденсата Южно-Тамбейского ГКМ

То же наблюдается на Бованенковском, Харасавэйском и др. месторождениях. По-видимому, в глубокопогруженных залежах юры начинается тепловое разрушение жидких УВ (конденсата) внутри залежей и/или подток низкоконденсатного газа высокой преобразованности, «разбавляющего» содержание конденсата в газе.

Данные по запасам СГ и нефти шельфовых месторождений Ямальского ареала приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Запасы свободного газа и нефти шельфовой части ЯКР (с Обской губой) по состоянию на 01.01.2019

Современная формула газонефтеносности ЯКР такова: суша – 7 ГМ, 11 ГКМ, 6 ГКНМ, 2 НГКМ (26 месторождений УВ); шельф – 1 Г, 6 ГК, одно, возможно, НГ (8 морских месторождений), всего 34 месторождения. По крупности и типу, суммарным геологическим разведанным запасам и фазовому состоянию месторождения ЯКР распределяются следующим образом:

– 1 уникальное (более 3 млрд т у.т.) – ГКН (по сути – ГК, Бованенковское);

– 4 сверхгигантских (более 1 млрд т у.т.) – 3 ГК, 1 НГК;

– 10 гигантских (более 300 млн т у.т.) – 1 Г, 6 ГК, 1 ГКН;

– 7 крупнейших (более 100 млн т у.т.) – 1 Г, 3 ГК, 2 ГКН, 1 НГК;

– 4 крупных (более 30 млн т у.т.) – 2 Г, 1 ГК, 1 ГКН;

– 7 средних и мелких (менее 30 млн т у.т.) – 6 Г, 1 ГК.

(здесь не учтено «формальное» месторождение Победа, по мнению авторов, «не вполне открытое»).

Из 34 месторождений ЯКР, на 15 крупнейшими – лидирующими по запасам скоплениями – являются сеноманские (гор. ПК_1-6), в т.ч. на 7 они единственные в разрезе осадочного чехла (ниже – водоносные горизонты).

В ЯКР газовая залежь – лидер приурочена к кровле апта (пласт ТП_1-6 Бованенковского месторождения) – 2 трлн м 3 . Именно неоком-аптские отложения являются газовым доминант-комплексом в Ямальской области, это с большой долей вероятности позволяет прогнозировать его доминирующую роль и в ЮКО. Именно с апта и началась промышленная добыча газа на Ямале в 2014 г.

Ресурсы углеводородов Западно-Арктических морей

Важнейшей, еще окончательно не решенной проблемой областей Западной Арктики является проблема оценки и обоснования величины и структуры начальных потенциальных и неоткрытых (перспективных+прогнозных) ресурсов УВ: раздельно газа, конденсата и нефти – НПРУВ, ППРУВ (г,н). От ее решения зависит выбор направлений и особенности проведения дальнейших ПРР, вероятные приросты разведанных запасов УВ. Крупных обобщений, посвященных оценке ресурсов газа и нефти БМ и севера КМ, известно немного.

Вопросы «ресурсологии» ЯКР обсуждаются в работах [4, 21, 24, 26]. Отметим, что официальные оценки, особенно по КМ, растут от года к году, постепенно и непрерывно, не зависимо от новых данных по геологии и новых открытий МУВ, согласно посылу: «чем больше, тем лучше!». Лучше для кого? Для государства? Навряд ли. Тем более для компаний-операторов: спекулятивные оценки ресурсов их тоже вряд ли устроят. Во всех случаях реальная оценка НПРУВ, т.е. совокупности запасов МУВ, действительно находящихся в недрах тех или иных геологических объектов, уже открытых и предполагаемых, которые можно открыть и рентабельно эксплуатировать в обозримом будущем, просто необходима. Однако, по порядку…

Согласно выполненной в 2012 г. во ВНИГНИ оценке ресурсы УВ российской части шельфа Баренцева моря (включая Печорское море) по официальным данным составляют: более 38 млрд т у.т, в том числе свободного газа – более 33 трлн м 3 , нефти – более 4 млрд т. Корпоративные оценки УВП по шельфу показали следующие цифры: СГ – 23 трлн м 3 , жидкие УВ (извлек.) – менее 3,0 млрд т (А.Н. Скоробогатько и др., 2015 г.).

Качественная оценка перспектив газонефтеноности, предваряющая количественные расчеты ресурсов, проводилась авторами совместно с другими исследователями в предыдущие годы. Результаты последних исследований (2018 г.) показаны на рисунке 4. По величине суммарного УВП (газ+жидкие) Ямальская область по определению должна превосходить ЮКО и тем более все северо-восточные области ЗСМП.

++++ – превосходные генетические условия, +++ – отличные, ++ – хорошие, + – посредственные

Рисунок 5 – Сравнительная качественная оценка перспектив газоносности арктических областей Западной Сибири

Долгое время (до 1989 г.) НПРГ Ямала оценивались в объеме 16,5 трлн м 3 , что устраивало всех экспертов, далее началось безудержное, спекулятивное по сути увеличение газового потенциала недр Ямала, а потом и ЮКО.

По авторским расчетам 1995-2008 гг. [13] ресурсы СГ Ямала увеличились до 18-21 трлн м 3 , но были, по-видимому, также несколько завышены. По последней оценке 2015 г. (В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин и др.) [24] получены следующие величины НПР УВ Ямальской области:

• свободный газ – 16,7 трлн м 3 ;

• конденсат – 0,8/0,6 млрд т (геол./извлек.);

• растворенный газ – 0,2–0,1 трлн м 3 ;

в сумме – 20,0/18,0 млрд т у.т. (геол./извлек.).

Сравнение оценок ресурсов показано в таблице 7.

Таблица 7 – Оценки величины* начальных потенциальных ресурсов УВ

Таблица 8 – Диапазон оценок ресурсов газа

Таблица 9 – Предполагаемые к открытию на шельфе СЕА газосодержащие месторождения*

Ресурсы нефти АОЗС будут рассредоточены по большому числу средних и малых по запасам подгазовых и редких самостоятельных нефтяных скоплений в зонах с высокой нарушенностью недр (неоком, средняя юра, возможно, ачимовская толща).

Ещё раз подчеркнем, что «полюс» газонакопления в арктических областях России – Ямало-Карский ареал суши и шельфа. «Шаг влево – шаг вправо» (на запад и восток от региона) – перспективы и возможности новых крупных открытий снижаются, особенно в восточном направлении, в Восточно-Арктическом секторе морей.

В двадцатилетие 2021-2040 гг. развитие ПРР в России и, в частности, предприятиями ПАО «Газпром», будет характеризоваться следующими условиями:

завершением открытий на суше последних крупнейших (более 100 млрд м 3 ), а также большинства крупных (более 30 млрд м 3 ) газосодержащих месторождений в Западной и Восточной Сибири, их дифференцированной разведкой (в зависимости от крупности вновь открываемых залежей);

повсеместным поиском нефтяных месторождений любой величины (но чем крупнее, тем лучше) – всеми компаниями–операторами во всех регионах суши;

опоискованием Приямальского и Присахалинского шельфа и Баренцевоморского шельфа на новых перспективных структурах по схеме: одна – две поисковых присводовых и одна разведочная скважина на восточных склонах на реально возможную глубину (низы неокома в ЮКО, верхи триаса – в Баренцевом море и т.д.). Цель – открытие крупнейших и гигантских месторождений и залежей УВ (больше 100 млн т у.т. каждое), оценка геологических запасов газа и нефти (с их соотношением кат. С₂ > В₁+С₁). При обнаружении относительно небольших по предполагаемым запасам морских месторождений (менее 30 млрд м 3 ) – временная консервация ПРР;

завершением массовых поисков на глубокие горизонты (более 4,0 км).

В десятилетие 2041-2050 гг. освоение углеводородного потенциала недр СЕА (суша и шельф), т.е. перевод из реальных потенциальных ресурсов в начальные разведанные запасы достигнет, по экспертной оценке авторов, 88-90 %. Неоткрытые (остаточные) ресурсы УВ будут «распылены» по многим сотням мелких и мельчайших месторождений и залежей на глубинах более 3 км преимущественно в арктических областях суши и шельфа, с пониженными добывными возможностями.

Ближняя стратегия освоения ресурсов УВ недр ЮКО подразумевает следующее: бурение до 2030 г. на самых крупных структурах не более двух поисково-оценочных присводовых скважин на каждой до подошвы неокомской песчано-глинистой толщи (2,8-3,1 км), их качественные испытания по наиболее перспективным горизонтам, выделенным по ПГИ, и дальнейшая консервация ПРР с оценкой минимально-реальных разведанных запасов кат. В₁+С₁ и предварительных С₂ (без лукавства и преувеличений). Бурение всего 10-12 скважин по экспресс-технологии поиска и открытий на 5-6 самых крупных локальных поднятиях Приямальского шельфа позволит оценить достаточно точно газовый потенциал недр ЮКО, который сейчас оценивается, ну в очень уж, широких пределах (от 16-18 до 34-36 трлн м 3 ), при этом нефтяной потенциал шельфа, по общему мнению, минимален.

Авторы предлагают простую и эффективную схему опоискования наиболее перспективной нижнемеловой части разреза Арктического шельфа ЗСМП: бурение и корректное испытание по одной поисковой сводовой скважине до подошвы самого нижнего неокомского горизонта (ТП_22-23/БЯ_6-8) и в случае открытия месторождения – бурение одной поисково-разведочной (подтверждающей) скважины на восточном склоне (в случае опесчанивания разреза с запада на восток или на пологом западном/северном/южном склоне посередине расстояния между сводом и замыкающей поднятия изогипсой). Кстати, крутые склоны – часто признаки наличия дегазирующих/экранирующих разломов, сильно осложняющих строение МУВ и их фазовое состояние. Бурение не более двух скважин достаточно для открытия и подтверждения существования месторождения (если оно вообще есть в природе на данном поднятии) и оценки его крупности (по величине открытых, но не разведанных запасов газа). Именно две поисково-разведочные скважины дадут представление о величине обнаруженного месторождения (по запасам С₁+С₂)_, причем предварительные запасы не должны быть существенно увеличены «до неприличия», как часто бывает…, особенно на суше): гигантское ли оно (>300 млрд м 3 достоверных, подтверждаемых в ходе последующей разведки) по запасам, крупнейшее (100-300 млрд м 3 ) или крупное (30-100 млрд м 3 ). В случае открытия месторождений менее 100 млрд м 3 дальнейшие ГРР должны быть прекращены («до лучших времен») и возобновлены за 5-7 лет до ввода открытого месторождения в промышленную эксплуатацию (в 2035, 2038 гг. и т.д., но скорее – после 2040 г.). Очередность опоискования положительных локальных структур должна определяться их морфологическими размерами (площадью, амплитудой по основным ОГ). При этом величина и суммарные предполагаемые запасы газа новых месторождений на крупных структурах – мерило, критерий оценки величины всего газового потенциала недр шельфа Карского моря, поскольку в глубокопогруженном среднеюрском комплексе (верхняя юра – заглинизирована…) будут развиты плотные газонасыщенные природные резервуары (коллектора) с нетрадиционными ресурсами и непромышленными запасами («сухо» при испытаниях): газ в плотных низкопроницаемых=непроницаемых «бывших» коллекторах [7]. Кстати, интервалы развития ГПНК на шельфе Западной Арктики показаны на рисунке 3.

Первые открытые и оцененные наиболее крупные месторождение (до 12) четко определят (позволят оценить) газовые ресурсы всей ЮКО. Пять месторождений уже обнаружены: Ленинградское, им. В.А. Динкова, Русановское, Нярмейское и Северо-Обское, однако при неоптимальном их опоисковании (не вскрыт неоком), при этом «месторождение Победа» – не в счет, никакой победы не произошло: оно не подтверждено корректными испытаниями. Необходимо опоискование 5-7 новых крупнейших (структур и открытие гигантских и даже сверхгигантских газосодержащих МУВ – 0,3-1 трлн м 3 и более), в таком случае газовый потенциал шельфа ЗСМП будет оценен с повышенной достоверностью и дан ответ, какова величина НПРГ: 16-17 трлн м 3 (по оценке Газпром ВНИИГАЗ) или 30-32 трлн м 3 (по официальной оценке 2009-2012 гг.), вероятность последнего крайне мала.

Сложнее проблема с «морской нефтью». С высокой вероятностью самые высокие горизонты разреза (сеноман, альб, апт) окажутся газоносными (без нефти), с глубиной увеличивается вероятность существование нефтяных подгазовых оторочек в разрезе баррема и готерива (пласты ТП₁₈-ТП₂₂-БЯ₆), наличие которых усложнит разведку месторождений в целом и в дальнейшем эксплуатацию залежей типа ГКН/НГК (чисто нефтяных скоплений в неокоме ЮКО не предвидится) [13, 14, 21, 24].

Полноценное опоискование среднеюрских горизонтов (Ю₂-Ю₇) как в окраинных зонах шельфа, так особенно и в его центральных и восточных районах следует отнести на III этап поисково-разведочного процесса (начиная с 2035-2036 гг.), к моменту завершения «большой разведки» и больших открытий на шельфе ЯКР, поскольку главная газоносность этой части мегапровинции связана с неоком-аптским структурно-литологическим комплексом.

Детальной разведке меловой части осадочного чехла (до подошвы последнего песчано-алевролитового горизонта выше региональной верхнеюрско-неокомской покрышки на шельфе КМ, Приямальская часть) в средней перспективе (2028-2035 гг.) подлежат только вновь открытые месторождения с реально подтверждаемыми запасами (будущими – по кат. А+В₁+С₁) 500 млрд м 3 и более с потенциальной добычей 15-30 млрд м 3 /год каждое. Таковых в недрах ЮКО предполагается к открытию 7-8 к уже известным, в т. ч. два возможно до 2 трлн м 3 (2000±200 млрд м 3 ), хотя вероятность их открытия и не очень велика…

Поэтапное освоение ЮКО авторам представляется следующим:

• Этап I. Расширение географии поисково-оценочных работ на открытом шельфе КМ. Разбуривание крупных поднятий 2(3) поисково-оценочными скважинами. К 2028-2030 гг. в результате опоискования 10-12 локальных структур (поднятий) газовый потенциал меловых комплексов области будет достаточно точно оценен при отношении разведанных и предварительно оцененных запасов СГ 15-20:80-85 % (в сумме 100% открытых запасов кат. А+В+С), что достаточно на поисковом этапе освоения недр области.

Этап II. Промышленное освоение запасов меловых залежей месторождений типа суша/море (2026-2030 гг., после ввода в разработку сухопутных частей месторождений).

Этап III. Разведка в 2031-2040 гг. открытых скоплений УВ за 5-6 (до 8) лет до начала промышленного освоения открытых морских месторождений, с доведением запасов В₁+С₁/В₂+С₂ не более чем до 60-70:30-40, что достаточно (но не до 80-90 % и тем более до 100 %, как на Штокмановском месторождении в БМ).

Этап IV. Выборочное опоискование в 2036-2045 гг. газоносных/газонефтеносных горизонтов средней юры в окраинных зонах области (на глубинах кровли гор. Ю_2-3 до 3000-3200 м: чем меньше, тем лучше – для сохранности коллекторского потенциала песчаников и особенно алевролитов).

Этап V. Бурение отдельных поисково-параметрических скважин на низы юры и палеозой (2041-2050 гг.). Полноценное освоение подготовленных запасов.

В результате проведения работ на шельфе Западной Сибири общие приросты по разведанным запасам вероятно достигнут 13 (14) трлн м 3 , по ЯКР в целом – 15,2 трлн м 3 (Таблица 10).

Таблица 10 – Структура приростов запасов газа в ЯКР до2050 г., трлн м 3

В результате «поисково-разведочных усилий» ряда крупных компаний-операторов, прежде всего, ПАО «Газпром», начальные разведанные запасы свободного газа к 2040 г. по двум арктическим морям СЕА и Ямальской области суши с высокой вероятностью достигнут 38-41 трлн м 3 . Эти очень значительные запасы позволят номинально добывать не менее 450-500 млрд м 3 /год, что составит не менее 45-50 % общероссийской национальной добычи в 2041-2050 гг. (950-1050 млрд м 3 /год, по минимально-реальной оценке), в т.ч. на суше Ямала – до 310-330 млрд м 3 /год.

Добыча жидких УВ к 2040 г. не превысит в БМ 8-10 млн т (преимущественно нефть), в ЯКР – 22-25 млн т, в сумме по Западной Арктике – 30-35 млн т, вряд ли более…

Вместе с тем, необходимо ясно и четко осознавать все трудности освоения УВП морской части Арктики. Как показывает опыт Ленинградского и Русановского ГКМ, можно достаточно быстро и относительно легко открыть и частично разведать новые гиганты на открытом шельфе ЗСМП, однако их промышленное освоение может затянуться на многие годы (десятилетия). В этой связи даже «плохонькая» суша (арктическая) лучше «хорошего» шельфа. Это касается всех арктических областей СЕА.

3. Западно-Сибирская Арктика – мегарегион «большого» газа и малой нефти континентального лейптинито-гумусового облика, высокопарафиновой, практически бессернистой. То же относится и Баренцевоморской провинции, где нефти нет (пока). Арктическая часть ТПП преимущественно нефтеносна (нефти сапропелево-морского типа), как и северо-восток Восточно-Сибирской мегапровинции (побережье моря Лаптевых). Начальные потенциальные ресурсы газа российской Арктики, согласно официальным оценкам, превышают 150 трлн м 3 (начальные разведанные запасы – 20,1 трлн м 3 ), нефти – 20,4 (1,6) млрд т (извлек.). Корпоративные и авторские оценки ресурсов газа и, особенно, нефти – несколько ниже.

3. Ямал, безусловно, «состоялся» как крупная газонефтеносная область арктической части ЗСМБ(П) – 13 трлн м 3 газа, почти 1 млрд т жидких УВ. Гыдану и ЕХМО еще предстоит «подтвердить» высокие или средние перспективы газоносности неоком-аптских и среднеюрских горизонтов в ходе дальнейших поисково-разведочных работ. Шельф Карского моря – высокоперспективен, однако есть ряд факторов, снижающих перспективы газо- и особенно нефтеносности. К ним относятся:

• высокая глинистость (заглинизированность) низов неокома и нижне-среднеюрской толщи, отсутствие битуминозности пород в разрезе верхней юры;

• малоблагоприятные для газонакопления тектонодинамические условия в олигоцен-неогеновое время и, как следствие, маловыразительный структурный рельеф по кровле сеномана;

• жесткие термоглубинные условия залегания среднеюрской толщи (3,3-4,5 км, СТ 120-140 °С и более даже в кровле малышевской свиты средней юры – гор. Ю₂) и высокий уровень катагенеза в кровле (МК₃-МК₅) и подошве (МК₄-АК₁) юры, кроме окраинных областей (завершение мезокатагенеза, разрушение жидких УВ).

4. Развитие газовой и нефтяной отраслей промышленности России в первой половине XXI века будет определяться освоением УВП недр малоизученных регионов Сибири, Дальнего Востока (суша), шельфов арктических и дальневосточный морей. Особо необходимо отметить Карское море, акватория которого вместе с сушей Западной Сибири, включая арктические полуострова – Ямал и Гыдан – входит в состав крупнейшей Западно-Сибирской мегапровинции. Общее число месторождений крупнее 100 млрд м 3 , которые могут быть ещё открыты и разведаны до 2040 г. в северных и арктических областях Западной Сибири составляет 20-25 с суммарными прогнозными ресурсами и подтверждаемыми запасами не менее 15 трлн м 3 . Поиски и разведка таких месторождений рассматриваются в качестве главных приоритетов дальнейшего освоения газового потенциала недр Западно-Сибирской мегапровинции (суша и шельф) и России в целом.

5. В конечном итоге суммарный прирост разведанных запасов кат. В+С₁ к 2040 году в целом по Ямальской, Гыданской (суша), Енисей-Хатангской и Южно-Карской (шельф) областям оценивается в 17,5-18 трлн м 3 газа и до 2,5 млрд т нефти и конденсата (всеми компаниями-операторами). В отдаленной перспективе после 2035 г. достигнутый уровень добычи газа по арктическим месторождениям (400-500 млрд м 3 /год) будет поддерживаться и возможно увеличиваться за счет месторождений-спутников, вновь открываемых на суше, и морских месторождений на шельфе Карского моря (меловые продуктивные горизонты).

6. Арктические области СЕА, прежде всего, Западной Сибири (Ямал, Гыдан, шельф Карского моря) – стратегический резерв развития МСБ и добычи природного газа России. Изучение и освоение углеводородного, прежде всего, газового, потенциала недр этих областей будет активно продолжаться до 2050-2060 гг., а глубоких горизонтов – и до последних десятилетий XXI века.

7. Промышленное освоение громадного газового потенциала недр Арктики потребует объединения финансовых возможностей, использования новейших технических средств и инновационных технологий целого ряда крупнейших отечественных и, возможно, дружественных европейских и азиатских компаний в области разведки и добычи УВ, прежде всего финансирование ПРР с новыми приростами запасов. Были бы запасы, а возможности их использования найдутся, рано или поздно…

1. Астафьев Д.А. Газонефтяная геостатистика недр шельфовых бассейнов Северной Евразии в связи с освоением запасов и ресурсов углеводородов до 2050 г. / Д.А. Астафьев, Е.С. Давыдова, Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. – 2018. – № 3 (35). – С. 72-80.

2. Афанасенков А.П. К уточнению модели нефтегазогеологического районирования Арктического шельфа России в свете современных геолого-геофизических данных / А.П. Афанасенков, Б.В. Сенин, М.И. Леончик // Геология нефти и газа. – 2016. – № 4.

3. Бородкин В.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений Южно-Карского региона по данным площадных сейсморазведочных работ 2D / Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., и др. // Геология нефти и газа. – 2018. – № 2. – С. 61-71.

4. Варламов А.И. Газовое будущее России: Арктика / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, О.М. Прищепа, Н.А. Малышев, В.А. Скоробогатов, А.В. Ступакова // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2017): тезисы докладов IV Межд. научно-практ.конференции. – М.: Газпром ВНИИГАЗ. – 2017. – С. 9-10.

5. Грамберг И.С. Концепция развития геологоразведочных работ на нефть и газ в Северном Ледовитом океане / И.С. Грамберг, М.Л. Верба, В.А. Даценко, Д.С. Сороков // Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах): сб. науч. тр. – Л.: изд-во ПГО «Севморгеология», 1988. – С. 8-14.

6. Гудымова Т.В. Принципы и методы оценки перспектив газонефтеносности геологических объектов, находящихся на разных этапах изучения / Т.В. Гудымова, В.А. Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. М.: ВНИИГАЗ, 2000. — С.43-57.

7. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров, В.И. Высоцкий, А.А.Журило, В.А.Истомин, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 284 с.

8. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков, В.А.Скоробогатов – М.: Недра, 1984. – 205 с.

9. Кабалин М.Ю. Перспективы развития ресурсной базы газонефтедобычи в российской части Баренцева моря / М.Ю. Кабалин, Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, Л.А. Наумова // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2016): тезисы докладов VI Международной научно-технической конференции 25–26 октября 2016 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. – С. 25.

10. Каминский В.Д. Актуальные проблемы развития геологической науки и основные результаты ГРР на континентальном шельфе РФ / В.Д. Каминский, О.И. Супруненко, Т.Ю. Медведева, А.А. Черных // Геология нефти и газа. – 2016. – № 5. – С. 61-71.

11. Каминский В.Д. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние изученности и перспективы освоения / В.Д. Каминский, О.Н. Зуйкова, Т.Ю. Медведева, О.И. Супруненко//Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2018. -№ 1. -С. 4-9.

12. Кирюхина Т.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна / Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, К.А. Ситар // Геология нефти и газа. – 2016. – № 3. – С. 43-50.

13. Ковалева Е.Д. Западно-Сибирская Арктика: новый взгляд на перспективы освоения углеводородного потенциала недр в XXI веке /Е.Д.Ковалева, О.Г.Кананыхина, В.А.Скоробогатов // Наука и техника в газовой промышленности, 2015. — № 3. — С. 3-17.

14. Коваленко В.С. Арктические районы Западной Сибири: запасы и ресурсы углеводородов, проблемы поисков, разведки и освоения месторождений газа и нефти / В.С. Коваленко, Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. Кн. 1 / Под ред. Б.А. Соколова, Э.А. Абля. — М.: ГЕОС, 2002. — С. 233-237.

15. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? / Е.Е.Поляков, В.В.Рыбальченко, А.Е.Рыжов, В.А.Скоробогатов, Д.Я.Хабибуллин // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ — 70 лет. — 2018. — С. 45-57.

16. Прищепа О.М. Углеводородный потенциал Арктической зоны России: состояние и тенденции развития / О.М. Прищепа, Л.С. Маргулис, Ю.В. Подольский, А.П. Боровинских // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2014. – № 1. – С. 2-13.

17. Прищепа О.М. Углеводородный потенциал Арктической зоны России и перспективы его освоения / О.М. Прищепа, Д.М. Меткин, И.С. Боровиков //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2019. -№ 3. -С. 14-28.

18. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги и перспективы / Г.Р.Пятницкая, В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн.сб. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. — № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. — С. 86-104.

19. Скоробогатов, В. А., Строганов, Л. В., Копеев, В. Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала – Москва : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 – 352 с..

20. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти /В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ — 70 лет. — 2018. — С.31-43.

21. Скоробогатов В.А. Газовый потенциал недр Баренцева и Карского морей Западной части Арктики / В.А.Скоробогатов // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток: тезисы докладов VI Межд. научно-технич. конференции. – М., 2016. – С.19.

22. Скоробогатов В.А. Геотермические и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Д.А.Соин // Геология нефти и газа. – М., 2010. — № 2. – С.91-97.

23. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в ХХI веке / В.А.Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.RU. — 2018. — № 10. — С. 126-141.

24. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А.Скоробогатов, Г.Р.Пятницкая, Д.А.Соин, А.Н.Скоробогатько // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ — 70 лет. — 2018. — С. 59-65.

25. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее /В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн.сб. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. — № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. – С. 36-58.

26. Скоробогатов В.А. Ресурсы и поиски углеводородов в породах мела и юры Ямало-Карского региона Западной Сибири // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний восток (ROOGD-2018): тезисы докладов VII Международной научно-технической конференции 27-28 ноября 2018 г. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. — С.21-22.

27. Скоробогатов В. А. Новая парадигма развития энергетического комплекса России / Скоробогатов В.А. // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2019. – №5(89). – С. 80-89.

28. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) / Д.А.Соин, В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5(16). – С. 59-65.

29. Ступакова А.В. Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна / А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова и др. // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 13-27.

30. Супруненко О.И. Состояние изучения и освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России / О.И. Супруненко, В.В. Суслова, Т.Ю. Медведева // Геология нефти и газа. – 2012. – № 5. – С. 99-107.

31. Толстиков А.В. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения и промышленного освоения недр морей России в ХХI в. / А.В. Толстиков, Д.А. Астафьев, Я.И. Штейн, М.Ю. Кабалин, Л.А. Наумова // Геология нефти и газа. – 2018. – № 4s. – С. 73–85.

32. Черепанов В.В. Российский газ в XXI веке / В.В.Черепанов, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – М.: РГУНГ, 2012. — № 1. – С.20-23.

33. Шеин В.А. Перспективы нефтегазоносности Западной Арктики и рекомендации по проведению геологоразведочных работ на газ и нефть / В.А. Шеин // Геология нефти и газа. – 2014. – № 4.

Источник