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

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 км².

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. км² 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 км²/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/км². 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.

Баренцево-Карский мегабассейн

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 Ю₀–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).

Баренцевоморская мегапровинция

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 м³), а также уникальное Штокмановское (J₂) (3,9 трлн м³) (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

Ямало-Карский регион

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.

На последнем этапе проведения ПРР (2002-2019 гг.) в пределах Ямальского ареала суши и шельфа возобновились активные работы по доразведке ряда месторождений в Бованенковско-Харасавэйском и Тамбейском районах, а также морских продолжений Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений, где было пробурено 3 новых скважины до низов неокома. В центральной части Обской губы были открыты и полноценно разведаны по сеноман-аптским горизонтам 3 новых газосодержащих месторождения: Каменномысское-море, Северо-Каменномысское и Обское, два первых относятся к гигантским по запасам (более 300 млрд м³ каждое), последнее – к мелким, хотя изначально предполагалось открытие крупного месторождения (неподтверждение ресурсов газа кат. D₀). Два морских гиганта, открытых еще в 1989-90 гг. долго «простаивали» в ожидании полномасштабной доразведки открытых залежей (в сеномане, альбе и апте) и опоискования невскрытых горизонтов неокома и, возможно, средней юры. В 2017 г. в присводовой части Ленинградской структуры была пробурена разведочная скважина № 3.

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 м³, С₂ - 3,0, в сумме открытые запасы – 13,4 трлн м³, в т.ч. по юрским залежам 330,3 (954,3) млрд м³, в сумме С₁+С₂ – 1,3 трлн м³ (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 м³).

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 м³.

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 м³ (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 м³ за счет залежей гор. ЮЯ_2-4 и ЮЯ_6-7 (до 2,9 трлн м³, от первоначальных 0,1 трлн м³). 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 м³ (до 10,7), но предварительные запасы кат. В₂+С₂ – резко, по всем месторождениям в сумме на 4,3 трлн м³. 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 м³ (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 м³).

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 м³/сут, по газу – менее 100 тыс. м³/сут, а на глубинах более 3600-3800 м и при СТ более 110 °С – по нефти менее 5-3 м³/сут и по газу менее 30 тыс. м³/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. м³/сут. (против 5-30 тыс. м³/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/м³) 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 м³. 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 м³, нефти – более 4 млрд т. Корпоративные оценки УВП по шельфу показали следующие цифры: СГ – 23 трлн м³, 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 м³, 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 м³, 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 м³;

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

• нефть – 2,3/0,7 млрд т (геол./извлек.);

• растворенный газ – 0,2–0,1 трлн м³;

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

По мнению авторов, реально подтверждаемые НПР газа в регионе составляют по юре 4,5 трлн м³ (2,5 –суша, 2,0 – шельф вместе с Обской губой), при относительно высокой изученности юрского комплекса в Ямальской области и практически нулевой на шельфе. В этой связи даже после полного опоискования юры ее интегральные добывные возможности в целом по региону будут невысокими с суммарной добычей «на полке» едва ли более 70-80 млрд м³/год СГ к 2038-2040 гг. на суше ЯКР и неопределенной по шельфу и детально разведывать юру до 2030 г. вряд ли разумно. Её очередь придёт…, несколько позже. Прекрасный пример –­ юра Бованенковского ГКМ, разбуренная весьма детально еще до 1990 г. (45 глубоких скважин) и «простаивающая» более 30 лет. Её ввод в промышленную разработку намечен после 2030 г. с объемом добычи вряд ли более 12-15 млрд м³/год.
Согласно последним воззрениям авторов, диапазон реальных оценок традиционных НПРГ региона составляет 33-43 трлн м³ (таблице 8).

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 м³), а также большинства крупных (более 30 млрд м³) 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 м³) – 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 м³), 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 м³ достоверных, подтверждаемых в ходе последующей разведки) по запасам, крупнейшее (100-300 млрд м³) или крупное (30-100 млрд м³). В случае открытия месторождений менее 100 млрд м³ 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 м³ и более), в таком случае газовый потенциал шельфа ЗСМП будет оценен с повышенной достоверностью и дан ответ, какова величина НПРГ: 16-17 трлн м³ (по оценке Газпром ВНИИГАЗ) или 30-32 трлн м³ (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 м³ и более с потенциальной добычей 15-30 млрд м³/год каждое. Таковых в недрах ЮКО предполагается к открытию 7-8 к уже известным, в т. ч. два возможно до 2 трлн м³ (2000±200 млрд м³), 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 м³, по ЯКР в целом – 15,2 трлн м³ (Таблица 10).

Таблица 10 – Структура приростов запасов газа в ЯКР до2050 г., трлн м³

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 м³. Эти очень значительные запасы позволят номинально добывать не менее 450-500 млрд м³/год, что составит не менее 45-50 % общероссийской национальной добычи в 2041-2050 гг. (950-1050 млрд м³/год, по минимально-реальной оценке), в т.ч. на суше Ямала – до 310-330 млрд м³/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.

Выводы

1. Ближе к морю – больше газа, дальше в море – нефти нет! (общемировая закономерность). Это видно и по арктическим и дальневосточным областям России. Вообще, РФ – страна равнин и рек (и в геоисторическом аспекте), поэтому недра большинства бассейнов СЕА, особенно шельфовых или типа суша/море, предрасположены более к газонакоплению, чем к нефтенакоплению.

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 м³ (начальные разведанные запасы – 20,1 трлн м³), 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 м³ 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 м³, 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 м³. 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 м³ 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 м³/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…

Список литературы

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.