Перспективы нефтегазоносности российского континентального шельфа

Транзитные провинции, расположенные одновременно на суше и прилегающей акватории, как правило, хорошо или удовлетворительно изучены геологоразведкой и относятся к категории нефтегазоносных. Их перспективность доказана открытием месторождений нефти и газа, а в таких провинциях как Прикаспийская, Северо-Кавказско-Мангышлакская, Тимано-Печорская и Балтийско-Приднестровская ведётся добыча углеводородного сырья.

Шельфовые провинции, расположенные непосредственно в пределах акваторий, включают области как с доказанной, так и с прогнозируемой нефтегазоностью. Месторождения углеводородов (УВ) разного масштаба открыты в пределах таких шельфовых провинций, как Западно-Баренцевская, Восточно-Баренцевская, Охотоморская, Япономорская. Остальные шельфовые провинции (Северо-Карская, Новосибирско-Чукотская, Чукотско-Бофортская, Беринговоморская) характеризуются пока лишь прогнозируемой, то есть – гипотетической – нефтегазоносностью, поскольку, за исключением южных и центральных районов Баренцева моря и прибрежных зон Дальневосточных морей, остаются ещё не достаточно изученными сейсморазведкой и бурением.

Глубоководные провинции изучены геолого-геофизическими исследованиями весьма слабо, их нефтегазоносность определяется исключительно общими геологическими признаками. В их состав включены восточные области Черноморской провинции, имеющие в своем составе шельфовые районы и участки приморских территорий, и потенциально нефтегазоносные арктические провинции: Нансена, примыкающая с севера к Западно-Арктическому шельфовому региону; Амундсена, примыкающая к подводному поднятию Ломоносова в Северном Ледовитом океане, и Вилькицкого-Подводников, примыкающая к шельфовому региону Восточно-Сибирского моря.

Рис. 1 Схема нефтегазоносных провинций и областей континентального шельфа Российской Федерации и прилегающих территорий и акваторий

1 – нефтегазоносные провинции;
2 – потенциально нефтегазоносные области и районы в составе нефтегазоносных провинций;
3 – потенциально нефтегазоносные провинции и самостоятельные области;
4 – перспективные земли вне провинций;
5 – неперспективные земли в пределах провинций;
6 – неперспективные земли вне провинций;
7 – контуры:
а)провинций,
б) неперспективных земель в провинциях;
8 – месторождения:
а)нефти,
б)газа и конденсата,
в)смешанного состава;
9 – проявления:
а)нефти,
б)газа;
10 – Евразийская котловина Северного Ледовитого Океана;
11 – индексы провинций
(1 – Прикаспийская; 2 – Северо-Кавказско-Мангышлакская; 3 – Черноморская; 4 – БалтийскоПриднестровская; 5 – Западно-Баренцевская; 6 – Восточно–Баренцевская; 7 – Тимано-Печорская; 8 – Западно-Сибирская; 9–Северно-Карская; 10 – Енисейско-Анабарская*; 11 – Лаптевская/Лаптевоморская; 12 – Новосибирско-Чукотская /Новосибирская/ Восточно-Сибирская; 13 – Восточно-Арктическая/Чукотско-Бофортская/ Чукотская; 14 – Нансена; 15 – Амундсена; 16 – Вилькицкого-Подводников; 17 – Беринговоморская/ Притихоокеанская; 18 – Охотская/Охотоморская; 19 – Япономорская; 20 –Южно-Каспийская; 21 – Днепровско-Припятская; 22 – ВолгоУральская; 23 – Лено-Тунгусская; 24 – Лено-Вилюйская; 25 – ЦентральноЕвропейская; 26 – Предкарпатско-Балканская; 27 – Арало-Устюртская).

* По новым данным может быть исключена из номенклатуры и разделена между Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской НГП.

Основные результаты геологоразведочных работ (ГРР), выполненные на российских шельфах за весь период их изучения, характеризуются относительно высокой успешностью поискового бурения (табл. 1).

Таблица 1.Основные результаты морских нефтегазопоисковых работ (по состоянию на 01.01.2011)

^*По данным МПР России и отчётным материалам недропользователей

Средний показатель (коэффициент) успешности бурения по всему шельфу России составляет 0.5. Однако при этом наблюдается высокий разброс данного коэффициента от 0,09 в Японском море до 1,0 в Карском море.

Значительный разброс наблюдается и по средней величине открываемых месторождений. Мелкие месторождения (запасы менее 10 млн.т УТ) характерны для акваторий Азовского, Японского и Балтийского морей, средние и крупные (более 10 млн.т УТ) – для акваторий Каспийского и Охотского морей, а уникальные с суммарными запасами более 300-400 млн.т УТ для Баренцевого, Карского и, отчасти - Охотского морей.

Причина такого разброса наряду с объективными геологическими обстоятельствами (особенностями геологического строения акваторий) кроется, по-видимому, в качестве нефтегазогеологической модели, описывающей объёмные характеристики изучаемого бассейна и состояние его нефтегазовых (углеводородных) систем, которые напрямую зависят от состояния геолого-геофизической изученности бассейнов, методики и технологии получения геолого-геофизических данных. Анализ материалов показывает, что до сих пор большинство моделей базируется на результатах работ 70-80 гг. прошлого столетия. Соответственно, стратегия и тактика поисков УВ, прежде всего выбор первоочередных направлений ГРР и лицензионной деятельности Государства, планируется на моделях, требующих усовершенствования на основе современных геолого-геофизических данных.

Достаточно полная характеристика текущего состояния геолого-геофизической изученности морских провинций и сформированного к сегодняшнему дню на акваториях углеводородного потенциала отражена в ряде недавних публикаций.

В период 2000-2010 гг. произошли заметные положительные сдвиги в изучении нефтегазоносности акваторий. Выполнен значительный объём новых сейсмических исследований на нефть и газ, составляющий более 380 тыс. км, что позволило выявить дополнительно более 630 потенциальных ловушек УВ. С целью поисков, оценки и разведки морских и транзитных месторождений нефти и газа недропользователями пробурено 88 новых скважин, в результате чего общее число скважин на шельфе превысило 250. В этот период было разбурено 35 перспективных площадей, что привело к открытию 26 новых месторождений.

Повышение степени геолого-геофизической изученности позволило обеспечить ощутимый прирост суммарных запасов сырья на континентальном шельфе, который превысил 4 млрд. т УТ. При этом существенный прирост углеводородных запасов получен в Баренцевом море (Штокмановское месторождение) и на ряде площадей Печорской акватории, а также на новых и ранее выявленных площадях в губах и заливах Карского моря.

Рост объёмов сейсмических исследований получен за счёт их проведения в новых и слабо изученных районах акваторий. С постановкой редкой сети региональных сейсмических наблюдений в высокоширотном районе Баренцево-Карского региона началась закрытие существовавшего здесь длительное время "белого пятна", как в общегеологическом, так и в нефтегеологическом отношении (рис. 2).

Рис. 2 Схема сейсмической и буровой изученности арктических, дальневосточных и южных морей России

Площадные нефтегазопоисковые работы регионального этапа в рамках федеральных заказов начаты в центральном районе моря Лаптевых, где впервые выявлено большое количество потенциальных ловушек УВ, в Восточно-Сибирском море, до этого пересечённом только отдельными рекогносцировочными сейсмическими профилями. В Чукотском море аналогичные работы выполнялись в рамках так называемых спекулятивных съёмок.

В дальневосточных морях, наряду с выполнением определённого объёма новых сейсмических исследований, пробурены новые скважины (Берингово и Охотское моря), которые дали большой объём информации о нефтегазогеологических свойствах разреза, а в ряде случаев привели к открытию новых скоплений углеводородов.

В Каспийском море нефтегазопоисковыми работами закрыто "белое пятно" в районе Мангышлакского порога, где выявлен ряд новых нефтегазоносных районов, включающих крупные месторождения нефти и газа, а также изучен северо-восточный мелководный район Азовского моря, ранее не привлекавший внимания недропользователей.

Важным событием последнего времени в области морской геологоразведки стал выход российских недропользователей с нефтегазопоисковыми работами в глубоководную область Черного моря (Туапсинский прогиб, вал Шатского), где на глубинах воды 1000-2000 м выявлено около 100 нефтегазоперспективных объектов; 8 из них подготовлены к поисковому бурению, а специальными геохимическими исследованиями установлено наличие в разрезе миграционных углеводородов нефтяного ряда.

Таким образом, анализ результатов выполненных в последние годы геолого-геофизических исследований показал, что они позволяют значительно уточнить и детализировать разработанные и принятые ранее нефтегазогеологические модели практически на всех акваториях Российской Федерации.

Необходимость и возможность уточнения нефтегазогеологических моделей акваторий вытекает также из анализа результатов бурения. Последние, наряду с открытием новых месторождений, обозначили проблемы в отношении нефтегазоперспективности районов, которые до сих пор характеризовались высокими перспективами (например, осадочные бассейны севера Охотского моря, Западно-Камчатского шельфа, некоторые зоны нефтегазонакопления Сахалинского шельфа, Каспийского моря).

Значимые открытия последнего времени делаются, прежде всего, на ограниченных по площади участках, связанных с ранее хорошо изученными и разведанными зонами нефтегазонакопления (например, губы и заливы Карского моря, некоторые зоны Восточно-Сахалинского шельфа). В то же время на них получены и отрицательные результаты бурения, которые приводят к переоценке недропользователями перспектив лицензионных участков и вынужденной корректировке своих планов по ГРР, вплоть до отказа от дальнейшей разведки и возврата лицензионных площадей владельцу недр (например – на отдельных участках Северо-Сахалинского шельфа).

Отрицательные результаты бурения в значительной степени обусловлены недостаточной изученностью нефтегазовых (углеводородных) систем, которые являются составной частью геологического пространства перспективной области и соответствующей нефтегазогеологической модели. Этот недостаток является причиной ошибок в прогнозировании и, как следствие, - неподтверждения оценок прогнозных ресурсов. Примером, могут служить имеющие серийный характер отрицательные результаты бурения в некоторых локальных бассейнах Прикамчатского, Примагаданского и Присахалинского шельфов Охотского моря. В данных конкретных обстоятельствах основная причина отрицательных результатов – это отсутствие значимого элемента углеводородной системы – качественного коллектора в нефтегазоносных комплексах неогена, которые определяют промышленную нефтегазоносность Присахалинского шельфа. Иными словами в указанных бассейнах отсутствует одно из ключевых условий (при наличии других необходимых условий), определяющих перспективы их нефтегазоносности.

Анализ публикаций, суммирующих теорию и практику прогнозирования, оценки перспектив нефтегазоносности и выбора наиболее эффективных направлений поиска и разведки углеводородных скоплений показывает, что для принятия решения о перспективности того или иного района геологоразведчик должен оценить вероятность реализации следующих шести главных функционально связанных условий, которые объединяются понятием нефтегазовой, или углеводородной системы и определяют возможность формирования и сохранения залежей:

- наличие нефтегазоматеринских пород необходимого объёма, качества и состояния, способных генерировать УВ к перспективной площади;

- наличие условий для миграции УВ от области развития нефтематеринских пород к району развития потенциальных ловушек;

- наличие коллекторских пород, обладающих необходимыми фильтрационно-емкостными свойствами (мощность, пористость, проницаемость);

- наличие замкнутой ловушки, в которой присутствует коллектор;

- наличие надежной покрышки, обеспечивающей сохранность залежи;

- оптимальное соотношение времён генерации, миграции УВ и образования ловушек.

При этом, каждое из этих условий должно рассматриваться как критическое (рис.3). Это означает, что некачественная оценка каждого из них существенно снижает вероятность успеха и, соответственно, эффективность ГРР, а геологически доказанное отсутствие (невыполнение) любого из этих условий делает перспективность изучаемого района весьма сомнительной или маловероятной.

Рис. 3 Критические условия образования УВ месторождений (в рамках концепции нефтегазовых/углеводородных систем)

1 – наличие нефтегазоматеринских пород;
2 – реализация процессов генерации, миграции, аккумуляции УВ;
3 – наличие коллекторов;
4 – наличие ловушек;
5 – наличие покрышек;
6 – оптимальное соотношение времён генерации, миграции УВ и образования ловушек;
7 – область образования УВ скоплений.

Это важное заключение следует принимать во внимание при оценке перспектив нефтегазоносности территории, начиная с установления границ нефтегазогеологических таксонов при районировании.

В связи с этим определение самого понятия нефтегазоносной провинции, на наш взгляд, должно быть дополнено важным условием, или принципом – единства и неразрывности связей между элементами углеводородной системы (или – принципом целостности углеводородной системы).

Игнорирование этого принципа может привести к тому, что элементы одной и той же углеводородной системы могут быть искусственно отнесены к разным элементам нефтегазогеологического районирования. Наиболее характерным случаем при районировании является разрыв связей между областью генерации и миграции УВ с одной стороны и областью аккумуляции УВ – с другой – в зонах сопряжения отрицательных и положительных тектонических элементов регионального масштаба.

Несоблюдение этого условия в конечном итоге способно привести к ошибочным заключениям об углеводородном потенциале региона, его количестве и флюидном составе, что сказывается на достоверности оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ тех или иных нефтегазоносных элементов и требует их периодического мониторинга.

Примером такой ситуации может служить, на наш взгляд, установление принадлежности нефтей из месторождений в триасовом разрезе о-ва Колгуев в Баренцевом море (Песчаноозёрское и Таркское), которые, исходя только из структурно-тектонической ситуации, относятся к Тимано-Печорской НГП.

Анализ геохимических характеристик этих нефтей и органического вещества, изученных исследователями ВНИГРИ и ИГиРГИ, и палеогеографических обстановок осадконакопления указывает на возможную связь колгуевских месторождений с источниками УВ, расположенными не на Печорском шельфе, а в Южно-Баренцевской впадине, в которой время от времени возникали условия, благоприятные для формирования нефтегазоматеринских толщ. Миграция УВ могла приходить по восстанию многочисленных песчаных горизонтов палеодельт, образованных древними речными системами, широко развитыми в триасе в южной части Баренцева моря – в зоне сочленения Южно-Баренцевской впадины и Тимано-Печорской плиты.

Понятно, что по мере уточнения нефтегазогеологической модели и, соответственно, характеристик нефтегазовых систем морских акваторий, возникает необходимость коррекции оценок НСР УВ.

Дополнительный повод к такой коррекции даёт сопоставление итогов официальных количественных оценок, выполненных в период с 1993 по 2011 г. (табл.2).

Из представленной таблицы следует, что оценки НСР практически всех восточно-арктических и дальневосточных морей, да и ряда других акваторий если и претерпели некоторые изменения с 1993 г, то в основном – "косметического" характера. Это означает, что сегодняшние оценки НСР этих акваторий базируются на структурных и нефтегеологических моделях, разработанных в середине-конце 80-х годов прошлого столетия. Как отмечалось выше, сегодня уже накоплен значительный объём новой геологической информации, которая указывает на необходимость синтеза этой информации и пересмотра устаревших моделей структуры и нефтегазоносности многих акваторий или их районов.

Таблица 2. Динамика изменения оценок извлекаемых НСР УВ по акваториям Российских морей

^*с июля 2011 г. из состава бывшей спорной зоны на российскую часть акваторий приходится примерно 5132 млн. т УТ (категория D₁₊₂)

Существует ещё одна проблема с определением объёмов НСР. Она состоит в несоответствии официальных оценок с результатами оценки прогнозных локализованных и перспективных ресурсов, которые выполняются недропользователями по своим лицензионным участкам и которые в ряде случаев существенно выходят за пределы принятых на сегодня величин НСР.

Так, например, недропользователи, работающие в российском районе Черного моря оценивают прогнозные локализованные ресурсы своих лицензионных участков в объёме 2,3-2,7 млрд. т УТ, из которых около 70 % заверены международным аудитом ресурсов. Эти оценки в 3,5-5 раз превышают официально принимаемые оценки НСР для этого района, что указывает, на наш взгляд на отсутствие единых подходов к этим оценкам у разных групп исследователей. Подобные разногласия в оценках известны и по другим российским акваториям.

Для исключения таких несоответствий необходима тесная методическая и информационная координация между недропользователями, занимающимися локализацией нефтепоисковых объектов и государственными организациями, ответственными за мониторинг локализованных прогнозных, перспективных ресурсов и НСР. В настоящее время геолого-геофизическая информация недропользователя является как известно, ограниченно доступной. Возможность её анализа по всем акваториям морей РФ в рамках решения федеральных задач, разумеется с соблюдением необходимых мер предосторожности для исключения ущерба недропользователю, позволила бы создать единую электронную базу фактографических данных фонда выявленных объектов, включающую как качественную, так и количественную оценку достоверности выявления перспективных объектов. Её создание, на наш взгляд, целесообразно как для планирования поисково-детальных работ, проводимых недропользователем, так и для планирования лицензионной деятельности, осуществляемой государством, для оценки геологоразведочных рисков и уточнения оценок локализованных ресурсов, которые являются частью НСР.

Таким образом, для решения проблем обоснованности прогноза перспектив нефтегазоносности и количественной оценки углеводородных ресурсов морских нефтегазоносных провинций, наряду с повышением степени их изученности необходимо принять ряд дополнительных мер научного и методико-технологического характера. Это, прежде всего, ревизия структурно-тектонических и нефтегазогеологических моделей морских нефтегазоносных провинций с учётом всей совокупности накопленных на сегодня геолого-геофизических данных и критических условий, определяемых концепцией углеводородных систем и создание комплекта региональных электронных картографических документов, дающих объёмную характеристику современных представлений о геологии и нефтегазоносности этих провинций.

Эти мероприятия, в свою очередь должны стать основой для уточнения оценок НСР в акваториях. Разработка уточнённых нефтегазогеологических моделей, на наш взгляд, должна стать конечной стадией регионального этапа изучения нефтегазоносности и включать одну или несколько фаз многомерного численного бассейнового моделирования, выполняемого на уровне провинции или её крупного подразделения (области, бассейна) и решающего задачу прогноза и оценки крупных зон нефтегазонакопления. К этому следует добавить необходимость электронной паспортизации всех выявленных на шельфе поисковых объектов, налаживания системы мониторинга и учёта не только положительных, но и отрицательных результатов бурения на перспективных площадях и оперативного использования этих данных для уточнения оценок УВ потенциала, включения перспективных ресурсов в Государственный баланс только на основе сторонней экспертизы (аудита).

Такой подход будет способствовать повышению объективности и обоснованности оценок прогнозных ресурсов и снижению геологоразведочных рисков, повышению инвестиционной привлекательности положительно оцениваемых районов шельфа и интереса недропользователей к их разведке.