Территория богатств
По мере истощения запасов нефти и газа на суше в РФ активизируется изучение континентального шельфа. Российская береговая линия имеет самую большую в мире протяженность. В последнее время компании осуществляют деятельность в наиболее сложной для работы арктической зоне, а также на Северном Каспии.
По совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными регионами мира. По оценкам отраслевых экспертов, к 2050 году шельф Арктики может обеспечивать от 20% до 30% всей нефтедобычи.
В России разрабатывать нефть газ на арктическом шельфе могут только госкомпании с пятилетним опытом — «Газпром» и «Роснефть», для которых это направление является стратегически важным.
Континентальный шельф Арктики
По данным «Роснефти», в 2018 году добыча углеводородного сырья на шельфовых месторождениях в доле компании составила 9 млн т нефтяного эквивалента. На проектах «Сахалин-1» и «Северное Чайво» общий объем нефти, отгруженной в 2018 году с терминала Де-Кастри, превысил 100 млн тонн.
В 2019 году «Роснефть» проводит работы по геологическому изучению недр на 45 шельфовых участках России. Добыча углеводородов ведется на 7 участках.
Основными проектами нефтегазодобычи компании на российском континентальном шельфе являются северная оконечность месторождения Чайво и месторождение Одопту-море «Северный купол», Лебединское месторождение и «Сахалин-1».
В Набильском заливе Охотского моря
На шельфе острова Сахалин «Роснефть» завершила начатое в мае 2019 года бурение первой поисково-оценочной скважины на Восточно-Прибрежном лицензионном участке, по результатам которого открыто новое нефтяное месторождение. По предварительной оценке, его запасы составляют 2 млн т нефти, которые будут поставлены на государственный баланс.
Пробуренная скважина подтверждает сделанный ранее геологами компании прогноз ресурсного потенциала всего участка в 11 млн т в нефтяном эквиваленте. Глубина бурения составила 3 тыс. м, при этом отход от вертикали — 1,45 тыс. метров. Для работы в сложных геологических условиях была разработана конструкция скважины с двумя стволами S-образной траектории.
Проектом предусмотрено бурение поисково-разведочной скважины с береговой площадки и возможность разработки месторождения с берега с использованием существующей инфраструктуры.
Площадь участка Восточно-Прибрежный составляет 56,4 кв. километров. Прогнозные ресурсы по нефти категории D оцениваются в 48,6 млн т, извлекаемые — 12,7 млн т, запасы газа — 7 млрд кубометров.
Лицензию на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов на Восточно-Прибрежном участке «Роснефть» получила в 2013 году сроком до конца 2043 года.
Перспективный район добычи газа
Считается, что, по мере истощения газовых гигантов на суше Ямало-Ненецкого округа месторождения заливов Карского моря смогут заместить часть выпадающей добычи и загрузить уже созданные транспортные мощности. Начальные суммарные ресурсы газа Обской и Тазовской губ оценены в 7 трлн кубометров.
Основные открытия в акваториях двух заливов были сделаны в начале века, когда дочерняя структура «Газпрома», которая теперь называется «Газпром флот», в результате разведочного бурения обнаружила несколько газовых месторождений, в том числе два крупных.
Чтобы решить вопрос о том, какая компания получит право пользования Южно-Обским участком недр, который находится в южной части Обской губы, Минприроды России проводит аукцион. Его итоги будут известны в конце 2019 года. Прогнозные ресурсы газа на участке оценены в 40 млрд куб. м по категории D1, 24 млрд куб. м — по D2, нефти — 30,5 млн т по D1 и 18,3 млн т по D2.
Основным претендентом на Южно-Обский участок, по мнению экспертов, является «Газпром нефть», которая обладает крупным активом в этом регионе — сухопутным Новопортовским месторождением. Оно расположено на западном берегу Ямальской губы, в 15 км к северу от Южно-Обского участка.
Пока в акваториях Обской и Тазовской губ морская добыча углеводородов не ведется. Это обусловлено низкими температурами, доходящими до –50 °C, и сильными ветрами. К тому же межледовый период здесь составляет 3 месяца, а использовать тяжелые ледоколы в большинстве районов акватории невозможно из‑за мелкого дна. Кроме того, в Обской губе до сих пор ещё находят мины времен Второй мировой войны.
В акваториях Обской и Тазовской губ
Морскую добычу в акваториях Обской и Тазовской губ будет вести «Газпром». У компании есть лицензии на крупные месторождения в Обской губе: Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, а также два небольших — Чугорьяхинское и Обское.
Разведанные запасы газа этих месторождений, а также участков Тазовской губы — Семаковского, Тота-Яхинского и Антипаютинского (частично распложены на суше) — превышают 1,5 трлн кубометров. Годовая добыча на месторождениях Обской и Тазовской губ может достичь 60 млрд куб. м, полагают в «Газпроме».
Ожидается, что первым из акваториальных месторождений региона в 2025 году будет запущено Каменномысское-море с запасами 535 млрд куб. м природного газа, а через несколько лет — Северо-Каменномысское. Ожидаемый совокупный объем добычи на двух месторождениях составляет 30 млрд куб. м в год. После этого в разработку будут вовлечены месторождения Парусовой группы и Семаковское, а затем — Тота-Яхинское и Антипаютинское, расположенные у северного берега Тазовской губы.
Российский континентальный шельф имеет самую большую в мире площадь, более 6 млн кв. километров. Извлекаемые углеводородные ресурсы здесь оцениваются в 98,7 млрд т нефти и газа в пересчёте на условное топливо.
По данным справки, представленной правительством РФ
Над проектом по обустройству месторождения Каменномысское-море «Газпром» работает несколько лет, для него разрабатывается газодобывающая платформа. Глубина вод здесь составляет 6–12 метров. Планируется установить стационарную ледостойкую платформу, основание которой будет закреплено на дне с помощью свай.
Освоение месторождения потребует создания береговой инфраструктуры. Газ со стационарной ледостойкой платформы по подводному газопроводу будет поступать в центр подготовки углеводородов для дальнейшей транспортировки.
Запуск проекта включает в себя реконструкцию порта Ямбург, строительство автомобильных дорог, создание специализированного флота ледокольных судов с малой осадкой, а также судов на воздушной подушке. На обустройство месторождения Каменномысское-море, по данным госмонополии, необходимо вложить более 190 млрд руб., на Северо-Каменномысское — свыше 90 млрд рублей.
Открытия в Карском море
По итогам проведенных в 2018 году геологоразведочных работ на приямальском шельфе «Газпром» сделал ставку на развитие Ямальского центра газодобычи. Госкомпания открыла на шельфе Ямала два новых месторождения c суммарными запасами газа более 500 млрд кубометров.
Месторождение им. В. А. Динкова расположено в пределах Русановского лицензионного участка в Карском море, по величине запасов газа относится к категории уникальных. Его извлекаемые запасы по сумме категорий С1+С2 составляют 390,7 млрд кубометров.
Нярмейское месторождение находится в Карском море. По величине запасов газа оно относится к категории крупных, извлекаемые запасы по сумме категорий С1+С2 составляют 120,8 млрд кубометров. После получения лицензий в 2013 году в пределах участков выполнено 5790 кв. км сейсморазведочных работ методом 3D, в 2018 году пробурены две поисковые скважины.
Крузенштернское газоконденсатное месторождение, расположенное на территории Ямальского района, частично выходит на шельф того же Карского моря. Оно имеет 11 продуктивных пластов — 7 газовых и 4 газоконденсатных. Общий запас составляет 965 млрд куб. м газа и 21 млн т газоконденсата.
Месторождение открыто в 1976 году и в 2008 году передано «Газпрому», который планирует запустить его в промышленную эксплуатацию в зависимости от конъюнктуры на мировых рынках в период с 2025 года по 2028 год. Для освоения Крузенштернского месторождения рассматривалась возможность строительства искусственных островов. Достичь проектной мощности планируется через три года. Ожидается, что к этому времени годовой объём добычи на участке составит 33 млрд куб. м газа.
3D-сейсмика
Компания «Газпром геологоразведка», являющаяся дочерним предприятием «Газпрома», провела геофизические работы по изучению недр арктического шельфа на Северо-Харасавэйском участке недр Карского моря. В течение полевого сезона 2019 года проведен комплекс морской сейсморазведочной съемки с повышенной плотностью регистрации данных. Площадь исследований составила 1,9 тыс. кв. км, из них на 986 кв. км выполнено на мелководье.
Геофизические исследования проводились в два этапа с участием сейсмических судов. В мелководной части было задействовано судно «Академик Немчинов», в глубоководной части — судно «Академик Примаков».
За пять лет в Карском море «Газпром геологоразведка» выполнила 20 тыс. кв. км 3D-сейсмики. Опыт исследований арктического шельфа говорит о том, что получение высококачественных геофизических данных на лицензионных участках, где в дальнейшем будет проводиться разведочное бурение, многократно повышает его точность и эффективность. В частности, сейсморазведка в пределах Северо-Харасавэйского участка недр должна обеспечить изучение геологического строения района работ по разрезу меловых и среднеюрских отложений, с которыми связана основная доля нефтегазового потенциала.
| Моря | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Охотское | 18 095,2 | 23 632,0 | 24 902,1 | 26 544,7 | 27 250,5 | 27 874,6 | 28 110,5 | 29 252,6 | 29 690,2 | 31 343,9 |
| Каспийское | 0,0 | 8,3 | 453,5 | 871,4 | 1 277,1 | 1 577,3 | 1 800,9 | 1 939,8 | 2 583,8 | 2 962,0 |
| Балтийское | 5,4 | 6,2 | 7,5 | 2,7 | 7,9 | 8,1 | 7,1 | 6,3 | 5,4 | 4,2 |
| Печорское | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,1 | 0,7 | 11,6 | 45,0 | 46,3 | 58,7 |
| Черное | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1 958,1 | 1 831,1 | 1 653,1 | 1 679,8 | 1 728,7 |
| Азовское | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 14,7 | 54,3 | 35,6 |
| Итого: | 18 100,6 | 23 646,5 | 25 363,1 | 27 418,8 | 28 535,6 | 31 418,8 | 31 761,2 | 32 911,5 | 34 059,8 | 36 133,1 |
* без учета сжигания на факельных установках
По данным «ЦДУ ТЭК»
Южный шельф
На южном шельфе добыча углеводородов тоже растёт. По данным «ЦДУ ТЭК», за 9 месяцев 2019 года добыча нефти в этом регионе выросла на 8,9% относительно аналогичного периода прошлого года. На месторождении им. Ю. Корчагина в результате реализации программы бурения на второй очереди производство за 9 месяцев 2019 года, по данным «ЦДУ ТЭК», выросло на 22% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. На месторождении им. В. Филановского за этот же время рост составил 7,2%.
Разработчиком и оператором месторождений Северного Каспия является компания «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», которая планирует до конца текущего года ввести в эксплуатацию морскую ледостойкую стационарную платформу, предназначенную для одновременного бурения и эксплуатации скважин (блок-кондуктор) месторождения им. В. Филановского и бурения первых двух скважин на этом объекте. В 2020 году планируется пробурить оставшиеся скважины на блок-кондукторах обоих месторождений.
В 2021 году начнется бурение на месторождении Ракушечное, запасы которого составляют 38 млн т нефти и 40 млн куб. м газа. Ввод в эксплуатацию и начало добычи намечены на 2022 год. Сейчас в рамках его обустройства ведутся строительно-монтажные работы. Продукция скважин Ракушечного, согласно проекту, будет направляться на установку подготовки нефти морского ледостойкого стационарного комплекса им. В. Филановского для транспортировки нефти и попутного нефтяного газа на реализацию.
По данным «ЛУКОЙЛа», за последние десять лет компания ввела в строй десять технологических платформ, инвестировав 250 млрд рублей. В планах у компании строительство 25 технологических платформ, вложения в которые могут достичь 500 млрд руб. с учетом открытых запасов и уже достигнутого уровня добычи на шельфе.
Привлекательность каспийских месторождений обуславливается высоким качеством нефти и коротким транспортным плечом — сырье поступает в систему «Каспийского трубопроводного консорциума».
| Моря | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Балтийское | 747,9 | 676,5 | 615,1 | 549,4 | 484,8 | 427,0 | 394,3 | 357,6 | 314,0 | 246,2 |
| Каспийское | 55,3 | 338,1 | 792,9 | 1 371,6 | 1 460,4 | 1 662,2 | 2 268,2 | 5 501,9 | 6 883,9 | |
| Охотское | 14 504,0 | 13 938,6 | 14 439,6 | 13 277,8 | 13 135,7 | 13 960,2 | 16 074,1 | 17 426,0 | 17 211,6 | 18 685,1 |
| Печорское | 11,9 | 263,2 | 869,7 | 2 153,7 | 2 640,6 | 3 189,4 | ||||
| Черное | 61,4 | 50,9 | 44,3 | 39,1 | 32,6 | |||||
| Азовское | 0,0 | 9,4 | 37,7 | 24,8 | ||||||
| Итого: | 15 251,9 | 14 670,4 | 15 392,8 | 14 620,1 | 15 004,0 | 16 172,2 | 19 051,2 | 22 259,2 | 25 744,9 | 29 062,0 |
Частичная или полная перепечатка материалов возможна только с письменного разрешения
ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
Все права защищены и охраняются законом. © 2002-2021 ФГБУ «РЭА» Минэнерго
(ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России) +7 (495) 950-86-09
Источник
Нефтегазоносный бассейн шельфа россии
Шельф России занимает площадь 5,2 млн. км 2 , что составляет около 1/4 площади всех шельфовых зон Мирового океана. В то же время на шельфе России открыто пока лишь 20 месторождений нефти и газа. Основная часть российского шельфа (более 85 %) занята арктическими морями, на долю дальневосточных морей (Берингово, Охотское, Японское) приходится около 12 %, очень мала (первые проценты) доля внутренних морей — Каспийского, Черного, Азовского и Балтийского.
Шельфовые зоны России характеризуются высокими прогнозными ресурсами углеводородов, 70-75 % их площадей относится к числу перспективных, что объясняется благоприятными условиями формирования залежей углеводородов. Прежде всего этому способствует то обстоятельство, что подавляющая часть площади шельфов занята осадочными бассейнами с мощностью осадочного чехла иногда до 20 км. В их разрезе главная роль принадлежит мезозойским и кайнозойским отложениям, с которыми связано до 75-80 % мировых ресурсов углеводородов. Разнообразен фациальный состав осадочных отложений — от континентальных угленосных, лагунных эвапоритовых, шельфовых карбонатных и терригенных до глинисто-кремнистых глубоководных. Быстрое прогибание осадочных бассейнов обусловило вовлечение в процессы нефтегазообразования огромных масс разнофациальных осадков, содержащих большое количество разнотипного органического вещества (ОВ). Чередование по разрезу разнофациальных толщ благоприятно для формирования коллекторов и флюидоупоров. Ко многим прибрежным районам акваторий мира приурочены дельты рек, в том числе и палеодельты, с которыми связаны крупные зоны нефтегазонакопления (дельты рек Миссисипи, Нигер, Маккензи и др.). Широко развиты на акваториях российских морей рифтогенные структуры с напряженным тепловым режимом многими исследователями рассматриваются как фактор, способствующий формированию крупнейших месторождений нефти и газа.
Потенциальные ресурсы российского шельфа оцениваются высоко. Они соизмеримы с запасами крупнейших нефтегазоносных провинций мира. В прогнозных ресурсах углеводородов запасы нефти составляют 23,5 %. В основе этой оценки лежат как общегеологические предпосылки нефтегазоносности, так и первые открытия нефтяных и газовых месторождений на акваториях арктических и дальневосточных морей. Более 60 % ресурсов находится на глубинах моря менее 100 м.
Шельф арктических морей. Среди арктических морей Баренцево и Карское отличаются наиболее высоким уровнем геолого-геофизической изученности, хотя северные районы их изучены лишь редкой сетью сейсмических профилей и тремя параметрическими скважинами на архипелаге Земля Франца-Иосифа. Южные части обоих морей изучены площадными сейсмическими работами, вплоть до детальных, а на 16 площадях в Баренцевом и четырех в Карском море проведено поисковое или параметрическое бурение, открыто 10 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. На акваториях Баренцева и Карского морей выделяются Баренцевская, Северо-Карская плиты и продолжение Западно-Сибирской плиты с мощным осадочным чехлом.
Центральная структура Баренцевской плиты — одноименный мегапрогиб, состоящий из Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин с мощностью осадочного чехла до 18 км. По геофизическим данным весьма вероятна рифтогенная природа Баренцевского мегапрогиба. В юго-восточной части Баренцева моря прослеживаются субаквальные продолжения структур Печорской синеклизы. Здесь мощность осадочного чехла меняется от 5 км на поднятиях до 10 км в прогибах. В северо-западной части Баренцева моря выделяется Свальбардская антеклиза, состоящая из ряда поднятий и прогибов. Мощность осадочного чехла 2,5 км на поднятиях и 4-10 км в прогибах.
Разрез осадочного чехла Баренцевской плиты включает отложения ордовика — верхнего мела. Палеозойские терригенно-карбонатные отложения мощностью до 5 км достоверно установлены только по обрамлению Баренцевского мегапрогиба, в том числе в пределах Свальбардской антеклизы. В центральной части мегапрогиба кровля палеозойских карбонатов погружена, по-видимому, более чем на 12-13 км. Лишь в 1991 г, ее удалось здесь проследить, используя оригинальную методику широкоугольного глубинного сейсмического профилирования. Среди палеозойских отложений важная роль принадлежит карбонатным (в том числе органогенным) породам, которые нередко обладают высокими емкостно-фильтрационными свойствами и способны формировать рифовые постройки. В разрезе палеозоя присутствуют также эвапоритовые толщи, обладающие прекрасными изолирующими свойствами [ Баренцевская…., 1988; Геологическое…, 1984; Грамберг и др., 1975 ].
Как нефтегазопроизводящие среди палеозойских отложений рассматриваются карбонатные толщи ордовика — силура, терригенно-карбонатные породы франского яруса верхнего девона и визейского яруса нижнего карбона. Эти породы обогащены органическим веществом сапропелевого типа, преобразованность которого соответствует или выше главной фазы нефтеобразования.
Отложения верхней перми — мела представлены чередующимися толщами алевропесчаных и глинистых пород, сформировавшихся в широком диапазоне фациальных обстановок — от континентальных до мелководно-морских и, возможно, глубоководных. Мощность верхнепермско-мелового терригенного комплекса достигает 12-15 км. В его разрезе наиболее высоким нефтегазопроизводящим потенциалом (более 10 % ОВ) обладают черные глины верхней юры, но их залегание на глубинах до 2,5 км и сравнительно низкий уровень катагенетической преобразованности позволяют рассматривать эти породы лишь как газо-продуцирующие. С учетом гумусовой природы ОВ породы верхней перми, верхнего триаса и мела, содержащие более 1 % ОВ, очевидно, являются, газопроизводящими. В северной половине Баренцева моря нефтепроиз-водящими могут быть морские глинистые отложения нижнего-среднего триаса с содержанием 1-2 % ОВ, находящегося на стадии мезокатагенеза. Это предположение подтверждается многочисленными нефтебитумо-проявлениями.
В Баренцевом море выявлено 72 локальные структуры, что составляет всего 1 структуру более чем на 13 тыс. км 2 . С одной стороны, это объясняется слабой изученностью северной половины моря. Но низкая плотность локальных структур, по-видимому, характерна для Баренцевского мегапрогиба, где они обнаружены на бортах, седловинах и краевых поднятиях. С этих позиций особое значение приобретают поиски неантиклинальных ловушек, в том числе рифового типа, весьма вероятных в палеозойских отложениях субаквальной части Печорской синеклизы.
Литофациальная изменчивость терригенных отложений мезозоя предопределяет наличие зон их выклинивания, благоприятных для формирования литологических ловушек. Поиски ловушек следует вести на склонах крупных поднятий — Федынского, Персея, Адмиралтейского и вдоль Кольско-Канинской моноклинали. Кроме того, в прибрежной зоне нижне- среднетриасового моря могут быть обнаружены дельтовые, русловые и другие образования, благоприятные для выявления литологических ловушек.
Палеозойские отложения, по-видимому, недоступны для бурения в большинстве внутренних районов Баренцева моря. Однако очевиден их вклад в нефтегазовый потенциал мезозойского комплекса отложений, к которому приурочены крупнейшие газовые месторождения — Штокмановское и Лудловское, и с которым связывается основная часть прогнозных ресурсов. Эти вопросы требует дополнительного изучения.
По одной из последних оценок более 1/2 прогнозных ресурсов углеводородов в Баренцевом море было отнесено к верхнепермско-триасовому терригенному комплексу, около 1/4 — к юрско-меловому комплексу, но по результатам поисково-разведочных работ эта доля может быть существенно увеличена.
Подводное продолжение Западно-Сибирской плиты, крупнейшей нефтегазоносной провинции России, занимает южную часть Карского моря. Ее основной структурой в акватории является Южно-Карская синеклиза, осложненная прогибами (Ноябрьский, Белоостровский, Гыданский и др.) и зонами крупных поднятий (Русановское, Скуратовское, Обручевское, Литке и др.). В основании прогибов развиты рифтогенные грабены, выполненные туфогенно-осадочными образованиями нижнего триаса мощностью до 4 км. Осадочный разрез мощностью до 8 км представлен чередованием преимущественно глинистых и песчаных толщ среднего и верхнего триаса, юры и мела в морских и континентальных фациях, включая угленосные. Подобное строение разреза создает предпосылки для формирования региональных и зональных нефтегазоносных комплексов, состоящих из коллектора и покрышки, качество которых во многом зависит от глубины залегания пород. Значительное количество в породах ОВ, преобразованного от буроугольной до жирной стадии углефикации (возможно, и более высоких), создает условия для генерации как жидких, так и газообразных углеводородов.
В южной части Карского моря выявлено 16 локальных структур, обычно крупных по площади (иногда более 1000 км 2 ). Поскольку Южно-Карский шельф является подводным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, его прогнозные извлекаемые ресурсы оцениваются весьма высоко. Реальность этой оценки подтверждается открытием Русановского и Ленинградского газоконденсатных месторождений, по-видимому, весьма крупных по запасам. Все ресурсы приурочены к мезозойским отложениям, в том числе около 2/3 к меловым.
Северо-Карская плита (северная часть Карского моря) состоит из контрастных прогибов и поднятий с мощностью чехла от 1-2 до 14 км. В разрезе преобладают терригенно-карбонатные отложения палеозоя, мощность мезозойских отложений не превышает 1,5-2 км [ Геологическое…, 1984; Грамберг и др., 1975 ].
В связи с отсутствием надежных данных о вещественном составе разреза Северо-Карской плиты и развитии в нем нефтегазоносных комплексов, ее перспективы на нефть и газ оценены только качественно. Количественный прогноз, по нашему мнению, может быть выполнен лишь после бурения на о-вах Уединения, Кирова, Пионер параметрических скважин, которые должны вскрыть весь разрез осадочного чехла. Исходя из общегеологических предпосылок и опираясь на сейсмостратиграфический анализ данных MOB, можно предполагать здесь развитие нефтегазоперспективных карбонатных отложений палеозоя.
Лаптевская плита — основная часть акватории моря Лаптевых. Здесь выполнены мелкомасштабные аэромагнитные и гравиметрические съемки, на значительной площади через 50-100 км отработаны сейсмопрофили MOB ОГТ, а в районе дельты р. Лена — единичные профили КМПВ-ГСЗ.
Лаптевская плита — гетерогенная структура. По всему шельфу развит плитный комплекс верхнего мела — кайнозоя. Севернее дельты р. Лены он перекрывает киммерийский складчатый фундамент, а на большей части шельфа под ним полого залегают породы верхнего протерозоя — нижнего мела мощностью до 8 км. Предполагается сходство разрезов верхнего протерозоя — нижнего мела Лаптевской плиты и окраинных прогибов Сибирской платформы (соответственно терригенно-карбонатный и терригенный). Эти отложения слагают крупные Южно-Лаптевский и Северо-Лаптевский прогибы, а также Трофимовское поднятие.
Верхнемеловые — кайнозойские отложения мощностью 4-5 км, а в отдельных прогибах и более, представлены терригенными породами континентального генезиса, угленосными в южной части моря и предположительно морскими — в северной. В строении чехла важное место принадлежит образованиям палеодельты р. Лены. В структуре моря Лаптевых видную роль играет также система рифтогенных прогибов, продолжающих срединно-океанический хребет Гаккеля. Сочетание благоприятных тектонических структур различной природы, в том числе рифтогенных, позволяет высоко оценивать нефтегазовый потенциал моря Лаптевых [ Грамберг и др., 1975 ].
Для более надежной оценки ресурсов моря Лаптевых необходимо завершить оконтуривание осадочных бассейнов, выделить и охарактеризовать перспективные нефтегазоносные комплексы, наметить зоны возможного нефтегазонакопления в различных структурных условиях.
Чукотско-Аляскинская и Новосибирско-Чукотская нефтегазоносные провинции выделены в пределах Восточно-Сибирского и Чукотского морей (соответственно в северной и южной частях). Эти моря являются наименее изученными в России. Геолого-геофизические исследования ограничены гравиметрическими и аэромагнитными съемками м-ба 1:1 000 000 — 1:4 000 000, отдельными профилями MOB в южной части Чукотского моря и среднемасштабной геологической съемкой островов.
Южная часть Восточно-Сибирского и Чукотского морей занята двумя крупными межгорными прогибами — Южным и Южно-Чукотским. Осадочный чехол прогибов мощностью до 4,5 км перекрывает структуры северной ветви Верхояно-Чукотских мезозоид. Чехол сложен вулканогенно-осадочными отложениями мела — кайнозоя. Северные части обоих морей заняты краевыми структурами Гиперборейской платформы, среди которых основными являются Северо-Западный прогиб и Северо-Сибирское поднятие с мощностью осадочного чехла 1-4,5 км. Чехол представлен карбонатными и терригенными образованиями палеозоя — кайнозоя. Структуры Гиперборейской платформы протягиваются на северный склон Аляски, где, как известно, открыты крупные месторождения нефти и газа. Несмотря на малую изученность перспективность осадочных бассейнов Восточно-Сибирского и Чукотского морей на месторождения нефти и газа достаточно очевидна [ Геологическое…, 1984; Грамберг и др., 1975 ].
Шельф дальневосточных морей. Дальневосточные моря России — Охотское, Берингово, Японское — входят в систему островных дуг северо-западной части Тихого океана. Формирование осадочного чехла в многочисленных осадочных бассейнах этого региона в большинстве случаев началось на рубеже мезозоя и кайнозоя. Наиболее древние комплексы осадочного чехла, к настоящему времени довольно интенсивно дислоцированные, формировались в разобщенных узких грабенообразных прогибах в мелководно-морских и частично континентальных условиях. Заложение этих прогибов было связано с началом широкого проявления восходящих движений на площадях современных Сахалина, Камчатки, Охотско-Чукотского вулканогенного пояса и, соответственно, с развитием растягивающих напряжений на их перифериях. В дальнейшем моря становятся главными областями формирования мощных позднепалеогеновых — неогеновых терригенных (кремнисто-терригенных) комплексов, относительно слабо деформированных. Главные депоцентры этого времени, когда сформировалась основная часть чехла, концентрировались по периферии современного Охотского моря и на шельфе современного Берингова моря (бассейн Наварин и др.). В плиоцен-четвертичное время формируется почти недислоцированный плащеобразный комплекс терригенных осадков с обильными остатками диатомовых. Он развит практически повсеместно и объединяет осадочные бассейны предшествующих этапов геологической истории.
От осадочных бассейнов пассивной континентальной окраины Арктики бассейны дальневосточных морей, приуроченные к активной окраине, отличаются высокой активностью и контрастностью тектонических движений, интенсивной сейсмичностью и вулканизмом, в том числе современным. Следствие этого — широкое распространение в осадочных бассейнах активной окраины хорошо выраженных антиклинальных структур, часто эшелонированных, и своеобразие нефтегазоматеринских и коллекторских толщ. Среди первых особое место занимают кремнистые и глинисто-кремнистые отложения, а среди коллекторов — вулканические и вулканогенно-осадочные породы.
Шельф о. Сахалин является наиболее изученным на нефтегазоносность районом дальневосточных морей. На его северо-восточном участке к настоящему времени создана солидная сырьевая база нефтегазодобывающей промышленности за счет выявления и разведки Лунского газоконденсатного и Пильтун-Астохского газонефтяного месторождений. Северо-восточный шельф со смежной островной сушей входит в состав Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна, сложенного преимущественно неогеновыми разнофациальными отложениями (дельтовыми, прибрежно-морскими и морскими); подчиненную роль играют верхнепалеогеновые и верхнемеловые образования. Продуктивны или перспективны все интервалы неогенового разреза (за исключением верхнего сильно промытого помырского горизонта) и олигоценовые отложения [ Геология СССР, 1974; Мишаков и др., 1983; Ярошевич и др., 1979; Харахинов и др., 1983 ].
Нефтегазоносность Северо-Сахалинского бассейна определяется следующими особенностями его строения: большой мощностью (до 10-11 км) неогеновых отложений и наличием в их разрезе глинистых и глинисто-кремнистых толщ с высоким нефтегазопроизводящим потенциалом;
наличием в разрезе чередующихся песчаных и глинистых слоев (окобыкайский и нутовский горизонты, частично дагинский и уйнинский) и (или) преимущественно песчаной толщи дагинского горизонта, перекрытой выдержанной по площади нижнеокобыкайской толщей;
довольно незначительной эродированностью отложений, способствующей аккумуляции углеводородов и сохранности их сформировавшихся скоплений [ Мишаков и др., 1983; Ярошевич и др., 1979 ].
В бассейне выявлено около 60 месторождений нефти и газа. Большинство месторождений, в том числе все крупные и средние, сосредоточены в северо-восточной части острова и на смежном шельфе и сгруппированы в отчетливые зоны нефтегазонакопления, соответствующие антиклинальным зонам. Нефтегазоносность связана с нутовско-окобыкайским, дагинско-уйнинским и в очень малой степени с даехуриинским горизонтами и ограничивается практически глубинами до 3 км. С запада на восток происходит постепенное «омоложение» продуктивных горизонтов разреза, и уже на шельфе запасы нефти и газа приурочены к верхнему нутовско-окобыкайскому комплексу. Все продуктивные интервалы представлены песчано-алевритовыми породами (их содержание в нефтегазоносных толщах обычно составляет 20-45 %) с высокими емкостно-фильтрационными свойствами (пористость насыщения до 25-30 %, проницаемость — от десятков до тысяч миллидарси). Мощность песчано-алевритовых пластов составляет от 7-10 до 100-150 м, количество их в продуктивном интервале варьирует от 5-7 до 20 [ Геология СССР, 1974 ].
Ряд исследователей связывает высокую нефтегазоносность Северо-Сахалинского бассейна с существованием широкой дельты большой реки, вероятно, пра-Амура, которая в средне-, позднемиоценовое время вынесла огромное количество обломочного материала, что привело к полосовому распространению однотипных литофаций, резким фациальным замещениям вкрест простирания фациальных зон и, самое главное, к смещению депоцентров в восточном направлении от более древних горизонтов к более молодым [ Мишаков и др., 1983 ].
Почти все месторождения связаны с антиклинальными складками, иногда отмечаются элементы стратиграфического экранирования залежей. В последние годы выявлен новый тип тектонически экранированных ловушек — погребенные под нижнеокобыкайской глинистой толщей горстовые выступы песчано-глинистых отложений дагинской свиты [ Ярошевич и др., 1979 ]. Месторождения шельфа от большинства месторождений островной суши отличаются: 1) расширением диапазона продуктивности и перемещением главного интервала нефтегазоносности вверх по разрезу (в нутовский комплекс); 2) повышенной газоносностью разреза; 3) как правило, более крупными и спокойными антиклинальными структурами; 4) существенно более крупными запасами углеводородов.
Интерес представляют Западно-Камчатский и Северо-Охотский шельф Охотского моря. Продуктивность Западно-Камчатского шельфа достаточно убедительно предопределяется открытием газовых и газоконденсатных месторождений в палеоген-неогеновых отложениях прибрежных районов Западной Камчатки (Кшукское, Нижне-Квакчикское, Средне-Кунжикское и др.). По нашему мнению, на шельфе возможно открытие и нефтяных или нефтегазовых месторождений. Главная проблема — запреты Главрыбвода на проведение работ в местах обитания камчатского краба.
На Северо-Охотском шельфе по результатам бурения двух первых морских скважин установлено, что в его восточной части развит преимущественно глинисто-кремнистый разрез без сколько-нибудь мощных коллекторских интервалов. Здесь необходимы дополнительные исследования, ибо большая мощность отложений (до 8-9 км), наличие многочисленных крупных структур не позволяют отказываться от этого района.
Шельф внутренних морей. Наибольший интерес представляет мелководный северный шельф Каспийского моря, где прослежено подводное продолжение Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Основные перспективы связываются с подсолевыми отложениями, в которых по аналогии с сушей возможно открытие очень значительных месторождений нефти и газа. Но поиски и разведка этих месторождений связаны с трудностями, обусловленными большими (более 4 км) глубинами залегания продуктивных отложений, аномально высокими пластовыми давлениями и агрессивной средой (сероводородные газы). Кроме того, здесь находятся главные районы обитания осетровых рыб, и любые тяжелые геологоразведочные работы запрещаются или жестко ограничиваются. Запрет на нефтегазопоисковые работы введен в последние годы и в Азовском море.
Доля ресурсов шельфа Балтийского моря в общероссийском балансе нефтегазовых ресурсов шельфа весьма скромна, представлена исключительно нефтью, но в условиях развитой инфраструктуры на побережье рентабельным здесь будет освоение даже мелких нефтяных месторождений. Нефтеносность связана со среднекембрийскими песчаниками, перспективность вышележащей части разреза изучена недостаточно.
Шельфы морей России — это самый крупный нефтегазоперспективный объект государства. В пределах многих районов шельфа прослеживаются продолжения нефтегазоносных провинций, областей и комплексов прибрежной суши. Мировой опыт свидетельствует, что в таких случаях шельф также оказывается продуктивным, причем его нефтегазоносность, как правило, значительнее нефтегазоносности суши.
Вместе с тем российские шельфы трудны для освоения из-за суровых природно-климатических условий в большинстве их районов, удаленности, неразвитой инфраструктуры. Однако при освоении ресурсов, например, южной части Карского моря реально использование уже созданной мощной инфраструктуры севера Западной Сибири.
Освоение нефтегазовых ресурсов шельфа России потребует больших затрат. Где взять эти деньги? Авторы считают, что освоение наиболее перспективного арктического шельфа невозможно без участия зарубежных стран. И совершенно очевидно, что шельфовые зоны — наиболее привлекательный и первоочередной объект для вложения зарубежного капитала.
Крупные открытия последних лет в Баренцевом и Карском морях, на шельфе о. Сахалин подтверждают, что изложенное — не просто оптимистический прогноз, а прогноз, подтверждающийся приростом запасов нефти и газа.
1. Баренцевская шельфовая плита / Под ред. И. С. Грамберга, — Л.: Недра, 1988.
2. Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых / Ред. И.С. Грамберг, Ю.Е. Погребицкий. Л.: Недра, 1984. — Т. 9. [Моря советской Арктики].
3. Геология СССР. М.: Недра, 1974. Т. 33. [Остров Сахалин. Полезные ископаемые].
4. Грамберг И.С., Краев А.Г., Карасик А.М. Геотектонические предпосылки нефтегазоносности северных морей СССР // Советская геология. 1975. № 2. С. 17-24.
5. Мишаков Г.С., Ковальчук В.С., Ярошевич М.С. Особенности развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна // Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. М.: Наука, 1983, С. 82-84.
6. Ярошевич М.С., Коблов Э.Г., Буценко Р.Л. и др. Нефтегазогенерирующие толщи и условия реализации их потенциала в кайнозойском разрезе Северо-Сахалинского осадочно-породного бассейна // Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979, С. 149-155.
7. Харахинов В.В., Кононов В.Э., Тронов Ю.А., Лопатнев Ю.В. Новый тип ловушек нефти и газа в кайнозойских прогибах охотоморского региона // Доклады АН СССР. 1983. Т . 272. № 1. С . 177 — 180.
Shelf zones of Russia are perspective for oil and gas. On shelfs of Arctic seas, the Barents and Kara, ten gas, gas condensate and oil-and-gas deposits were found. In the Barents sea, along with perspective anticline structures, non-anticline traps, including those of the reef type, are possible in Paleozoic deposits of subaqueous part of the Pechora syneclise. Potential of the South Kara shelf is confirmed by discovery of the Rusanovskoe and Leningradskoe gas-condensate deposits. To estimate resources of the Laptev sea, it is necessary to complete mapping of sedimentary basins and to outline zones of possible oil and gas accumulation. Shelfs of Chukotka and East Siberian seas are studied insufficiently. Among shelves of seas of the Far East, the Sea of Okhotsk is the most perspective for ail and gas. Lunskoe, Piltum-Astokhskoe and other deposits were revealed on the shelf of the north-east Sakhalin. West-Kamchatka and North-Okhotsk shelves are of much interest. Among inland seas, the north part of the Kaspian sea is perspective where underwater continuation of the Kaspian gas-and-oil province is traced.
Ссылка на статью:
Грамберг И.С., Сороков Д.С., Супруненко О.И. Нефтегазовые ресурсы Российского шельфа // Разведка и охрана недр. 1993. № 8. С. 8-11 .
Источник