ГРР в Арктике: ресурсный потенциал и перспективные направления

Арктический шельф РФ по открытым запасам, перспективным и прогнозируемым ресурсам является уникальным резервом углеводородов (УВ) (87 % начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ всего континентального шельфа РФ) (рис. 1). Наибольшим ресурсным потенциалом обладают Карское и Баренцево моря (55 % и 34 % НСР УВ арктических акваторий соответственно).

По состоянию на 01.01.2012 г. начальные суммарные ресурсы арктических акваторий оцениваются в 113,9 млрд т условных углеводородов (УУВ), из них 95,1 млрд т УУВ (83,5 %) НСР приходится на свободный газ, 13 млрд т УУВ (11,4 %) – нефть, 4,5 млрд т УУВ (4 %) – конденсат и 1,3 млрд т УУВ (1,1%) – растворенный газ (рис.1) [3,4].

Суммарный объем запасов (кат. АВ₁С₁+B₂С₂) УВ, учтенных по арктическим акваториям, оценен в 9,7 млрд т УУВ, из которых 71,2 % числится в распределенном фонде недр. К разведанной части (запасы кат. АВС₁+ B₂С₂ + накопленная добыча) относится всего 5,7 % НСР УВ арктических акваторий континентального шельфа РФ.

Арктические акватории характеризуется крайне слабой разведанностью углеводородного потенциала [4]. Так разведанность НСР свободного газа составляет всего 8,6 %, нефти – 1,0 % и конденсата – 2,2 %.

Ресурсная база арктического шельфа РФ

За все время проведения геологоразведочных работ на арктическом шельфе РФ открыто 5 нефтяных месторождений (4 в Печорском море и 1 в море Лаптевых), 2 нефтегазоконденсатных (1 Печорском и 1 в губах и заливах Карского моря) и 1 нефтегазовое (в Карском море), 5 газовых (3 в Баренцевом море, 2 в губах и заливах Карского моря) и газоконденсатных открыто (1 в Печорском море, 2 в Баренцевом море, 2 в Карском море, 3 в губах и заливах Карского моря) [2, 6] с текущими извлекаемыми запасами нефти АВ₁С₁ – 120,8 млн т и 509,7 млн т по В₂С_2, газа 3692,3 млрд м³ по АВ₁С₁ и 2972,1 млрд м³ по В₂С₂, конденсата АВ₁С₁ – 80,0 млн т и по В₂С₂ – 58,7 млн т.


РИС. 1. Структура начальных суммарных ресурсов УВ арктического шельфа РФ на 01.01.2018 г.

На арктическом шельфе среди месторождений с нефтяной составляющей (без учета транзитных месторождений) к категории крупных (30–300 млн т) относятся 4 (3 в Баренцевом море, 1 в Карском и 1 в море Лаптевых), к категории средних (5–30 млн т) – 2 (в Баренцевом море), к категории очень мелких (<1 млн т) – 1 (в Карском море). Среди месторождений с газовой составляющей (без учета транзитных месторождений) к категории уникальных (> 300 млн т) месторождений относится 7 (2 в Баренцевом море и 5 в Карском море), к категории крупных (30–300 млн т) – 8 (3 в Баренцевом море и 5 в Карском море), к категории средних (5–30 млн т) – 2 (в Баренцевом море), к категории мелких (1–5 млн т) – 1 (в Карском море).

РИС. 2. Распределение НСР свободного газа Арктической зоны РФ по состоянию на 01.01.2018 г., трлн м³

На Государственном балансе по состоянию на 01.01.2019 г. числятся подготовленные ресурсы категории D₀ в количестве 2344,5 млн т по нефти и 11546,9 млрд м³ по газу. Приведенные цифры по ресурсам не отражают в полной мере реальную картину, так как в последнее время компании-недропользователи не ставят на баланс подготовленные ресурсы.

Баренцево море (включая Печорское море)

Нефть. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Баренцева моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях кат. В₁ – 52,1 млн т, на разведываемых кат. С₁ – 67,3 млн т, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разрабатываемых месторождениях кат. В₂ – 34,7 млн т, на разведываемых кат. С₂ – 284,2 млн т, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 842, 4 млн т, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 2973,3 млн т, накопленная добыча – 9,128 млн т.

На шельфе Баренцева моря учтены 5 месторождений (4 нефтяных, 1 нефтегазоконденсатное). Извлекаемые запасы нефти кат. В₁+С₁ на шельфе Баренцева моря в 2018 году уменьшились на 3,188 млн т, или 2,6 %. Изменения произошли за счет добычи и переоценки (0,001 млн т при корректировке накопленной добычи на Приразломном месторождении). Запасы кат. В₂ и С₂ остались без изменений. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов нефти на 01.01.2019 г. составляет 12,99 %, степень выработанности разбуренных запасов – 7,1 %.

Ресурсы нефти (кат. D₀) учтены по 13 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, и невскрытым пластам трех месторождений. Подготовленные ресурсы нефти увеличились за 2018 г. на 5,088 млн т (извл.).

Свободный газ. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Баренцева моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разведываемых месторождениях кат. С₁ – 4191,8 млрд м³, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разведываемых кат. С₂ – 590,9 млрд м³, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 1177,3 млрд м³, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 27 147,2 млрд м³.

На шельфе Баренцева учтены 11 месторождений (3 газовых, 3 газоконденсатных, 1 нефтегазоконденсатное и 4 нефтяных). Извлекаемые запасы растворенного газа кат. А+В₁+С₁ на шельфе Баренцева моря в 2018 году уменьшились на 0,185 млрд м³, или 4,55 %. Изменения произошли за счет добычи (0,059 млрд м³) и потерь (0,127 млрд м³) на Приразломном месторождении. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов свободного газа на 01.01.2019 на шельфе Баренцева моря составляет 13,95 %. Ресурсы (кат. D₀) учтены по 7 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, и невскрытым пластам 2 месторождений. Изменений в состоянии ресурсов свободного газа в 2018 году не произошло.

Конденсат. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Баренцева моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разведываемых кат. С₁ – 57,4 млн т, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разведываемых кат. С₂ – 5,0 млн т, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 0,4 млн т, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 697,9 млн т. Ресурсы (кат. D₀) на 01.01.2019 г. учтены по 1 Восточно-Гуляевской площади. Изменений в запасах и ресурсах конденсата на шельфе Баренцева моря в 2018 году не произошло.

Карское море (совместно с губами и заливами)

Нефть. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Карского моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях кат. В₁ – 0,1 млн т, на разведываемых кат. С₁ – 1,0 млн т, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разрабатываемых месторождениях кат. В₂ – 0,008 млн т, на разведываемых кат. С₂ – 137,6 млн т, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 1502,1 млн т, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 2803,7 млн т, накопленная добыча – 0,026 млн т.

На шельфе Карского моря на 01.01.2019 г. Государственным балансом учтены 2 месторождения: нефтегазовое Победа, нефтегазоконденсатное Юрхаровское и часть запасов (морское продолжение) месторождений – Салекаптского, Северо-Парусового, Южно-Парусового и Салмановского (Утреннего). Ресурсы нефти (кат. D₀) учтены по 4 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, и невскрытым пластам 3 месторождений: Ленинградского, Русановского и Северо-Каменномысского. Степень разведанности НСР на 01.01.2019 г. составляет 0,03 %, степень выработанности разбуренных запасов – 2,23 %. Изменений в запасах и ресурсах нефти на шельфе Карского моря в 2018 году не произошло.

Свободный газ. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Карского моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях кат. А+В₁– 532,0 млрд м³, на разведываемых кат. С₁ – 3156,4 млрд м³, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разрабатываемых месторождениях кат. В₂ – 40,5 млрд м³, на разведываемых кат. С₂–2909,9 млрд м³, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 10 369,7 млрд м³, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 37 173,0 млрд м³, накопленная добыча – 338,0 млрд м³.

По шельфу Карского моря Государственным балансом запасов на 01.01.2019 г. учтены 11 месторождений (4 газовых, 1 нефтегазовое, 5 газоконденсатных, 1 нефтегазоконденсатное). Изменения в запасах кат. А+В₁+С₁ произошли за счет добычи, потерь при добыче и в результате геологоразведочных работ (прирост кат. С₁ – 686,7 млрд м³, в том числе 667,410 млрд м³ ПАО «Газпром» на Ленинградском месторождении и 19,3 млрд м³ ООО «Арктик СПГ-3» на новом – Северо-Обском). Ресурсы свободного газа (кат. D₀) учтены по 13 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, и невскрытым пластам 5 месторождений. Ресурсы кат. D₀ уменьшились на 469,0 млрд м³.

Конденсат. По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти Карского моря образуют разбуренные извлекаемые запасы на разрабатываемых месторождениях кат. А+В₁ – 9,1 млн т, на разведываемых кат. С₁ – 13,4 млн т, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разрабатываемых месторождениях кат. В₂ – 1,9 млн т, на разведываемых кат. С₂ – 51,8 млн т, подготовленные извлекаемые ресурсы кат. D₀ – 336,4 млн т, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 2606,8 млн т, накопленная добыча – 19,0 млн т.

Государственным балансом запасов на 01.01.2019 г. на шельфе Карского моря учтены 6 месторождений (5 газоконденсатных, 1 нефтегазоконденсатное). Изменения в запасах кат. А+В₁+С₁ произошли за счет добычи и в результате геологоразведочных работ (прирост кат. С₁ 2,257 млн т, в том числе 1,166 млн т на Ленинградском и 1,037 млн т на Северо-Обском месторождениях). Запасы кат. А+В₁ на разрабатываемых месторождениях уменьшились на 0,889 млн т, запасы кат. С1 на разведываемых – увеличились на 2,187 млн т. На разрабатываемых месторождениях запасы кат. В₂ остались без изменений; на разведываемых месторождениях прирост кат. С₂ – 25,491 млн т. Ресурсы (кат. D₀) на 01.01.2019 г. учтены по 13 площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению, и невскрытым пластам 4 месторождений. За 2018 г. уменьшились на 18,676 млн т.

Море Лаптевых

По состоянию на 01.01.2019 г. структуру НСР нефти моря Лаптевых образуют разбуренные извлекаемые запасы на разведываемых кат. С₁ – 0,3 млн т, неразбуренные извлекаемые запасы (оцененные) на разведываемых кат. С₂ – 53,2 млн т, перспективные и прогнозируемые ресурсы кат D₁+ D₂ – 1531,6 млн т. На шельфе моря Лаптевых на 01.01.2019 г. Государственным балансом учтено 1 разведываемое нефтяное месторождение (Центрально-Ольгинское), часть запасов расположена на суше (Красноярский край). Ресурсы нефти (кат. D₀) не числятся. Степень разведанности НСР на 01.01.2019 г. составляет 0,02 %.

Восточно-Сибирское и Чукотское моря

По состоянию на 01.01.2019 г. начальные суммарные ресурсы на акватории Восточно-Сибирского моря оценены по кат. D₂ в 5583,0 млн т УУВ, из них 30,8 % – нефть, 3,1 % – растворенный газ, 59,9 % – свободный газ и 6,2% – конденсат.

На акватории Чукотского моря НСР по состоянию на 01.01.2019 г. оцениваются по кат. D₂ в 3335,0 млн т УУВ, которые полностью числятся в нераспределенном фонде недр. На долю нефти приходится 30,1 %, на растворенный газ – 3,1 %, на свободный газ – 60,6 % и конденсат – 6,2 %.

В настоящее время на арктическом шельфе геологоразведочные работы на нефть и газ компании-недропользователи (ПАО «НК "Роснефть"», ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «НК "ЛУКОЙЛ"», ПАО «НОВАТЭК» и др.) [5] ведут на 79 лицензионных участках, включая 17 транзитных лицензий. Из этих лицензий выдано: на геологическое изучение, включающее поиски и оценку месторождений полезных ископаемых (НП), – 4; на геологическое изучение, разведку и добычу полезных ископаемых (совмещённые, НР) – 52; на разведку и добычу полезных ископаемых (НЭ) – 23 (рис. 4). В нераспределенном фонде полностью находятся два газовых месторождения – Мурманское и Северо-Кильдинское и морские части Южно-Парусового и Каменномысского месторождений.

РИС. 4. Схема размещения лицензионных участков на арктическом шельфе РФ

Баренцево море

В настоящее время разрабатывается единственное месторождение – Приразломное (пользователь недр ООО «Газпром нефть шельф»); добытая нефть танкерами транспортируется на запад на рынки сбыта. Годовая добыча составляет 2,6 млн т, накопленная – 5,9 млн т. В ближайшее время ввод в промышленную разработку месторождений с наибольшими запасами – Долгинского («Газпром нефть Сахалин») и Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») – не планируется. Запасы Долгинского месторождения должны быть подтверждены дополнительными объемами геологоразведочных работ, а разработка месторождения Медынское-море в настоящее время нерентабельна.

Разработка наиболее крупных по запасам газа месторождений Ледового, Лудловского (пользователь недр ПАО «Газпром») и Мурманского (нераспределенный фонд недр) возможна после подтверждения запасов по этим месторождениям значительными объемами геологоразведочных работ, в связи с чем решение вопросов транспортировки добытого из этих месторождений газа откладывается как минимум до 2035–2040 гг.

Карское море

Добыча нефти в незначительных объемах ведется на Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении (Новатек). Годовая добыча составляет 0,005 млн т, накопленная – 0,026 млн т.

Разработка месторождения Победа (пользователь недр ПАО «НК "Роснефть"») возможна после подтверждения запасов значительными объемами геологоразведочных работ.

Добыча свободного газа ведется на Южно-Тамбейском и Юрхаровском – Новатэк. Добыча газа за год составляет 29,1 млрд м³, конденсата – 1 млн т, накопленная – 310,8 млрд м³ и 18 млн т соответственно. Основной вклад в добычу вносит Юрхаровское месторождение.

Разработка наиболее крупных по запасам газа Ленинградского, Русановского (пользователь недр ПАО «Газпром») месторождений возможна после подтверждения запасов значительными объемами геологоразведочных работ, в связи с чем решение вопросов транспортировки добытого из этих месторождений газа откладывается как минимум до 2035–2040 гг.

Восточно-Сибирское море, море Лаптевых, Чукотское

В 2017 году ПАО «НК "Роснефть"» открыло крупное Центрально-Ольгинское нефтяное месторождение, расположенное в Хатангском заливе моря Лаптевых, с суммарными запасами нефти кат. С₁+С₂ 80,4 млн т.

В случае открытия крупных по запасам нефти месторождений в акваториях Восточно-Сибирского моря, моря Лаптевых, Чукотского и Берингово морей их разработка будет осуществляться после 2040 гг.

РИС. 5. Состояние и использование минерально-сырьевой базы УВС по состоянию на 01.01.2018 г.

Геологоразведочные работы проводятся на арктическом шельфе РФ как за счет средств федерального бюджета, так и за счет средств недропользователей. Доля бюджетного финансирования в 2018 г. составила 2 % от общих затрат (рис. 6).

За счёт средств федерального бюджета в 2018 г. ГРР проводились в рамках 3 объектов (Восточно-Белоостровский в Карском море, Евразийский и Таймыро-Североземельский в море Лаптевых). Затраты на проведение региональной и рекогносцировочной сейсморазведки 2D составили 1,0 млрд руб. Всего за 2018 г. было отработано 10 000 пог. км сейсмопрофилей 2D. В 2018 г. завершены работы с целью геологического изучения и оценки перспектив нефтегазоносности на Белоостровской площади Карского моря. Главным итогом работ по объекту является создание согласованной модели глубинного геологического строения участка недр акватории Карского моря в зоне сочленения Белоостровского прогиба и Преображенского мегавала с сопряженными структурами, значительное уточнение структурных планов доюрских и юрско-меловых комплексов и оценка ресурсного потенциала УВ по категории Dл [7].

Также завершились работы по обработке и комплексной интерпретации геолого-геофизических данных, полученных при проведении полевых ГРР на нефть и газ за счёт средств федерального бюджета в 2014–2016 гг. на акваториях Байдарацкой губы, Енисейского залива, на шельфе хребта Ломоносова и котловины Подводников СЛО (рис. 7).

РИС. 6. Затраты на ГРР на арктическом шельфе РФ по источникам финансирования (млрд руб.) за 2012–2019 г.

В результате работ в пределах Байдарацкой губы Карского моря уточнены структурные планы мезозойских и палеозойских отложений в пределах зоны сочленения структур Полярного Урала, Пай-Хоя и Западно-Сибирской плиты, создана сейсмогеологическая региональная модель, уточнены границы и строение основных структурных элементов, уточнены границы Полярного Урала, Пай-Хоя и Западно-Сибирской плиты под водами Байдарацкой губы, дана количественная оценка ресурсов УВ-сырья по категории Dл. Суммарные прогнозные ресурсы УВ категории Dл по всем трем поднятиям составили 301,571 (извл.) млн т УТ, из них 291,863 млрд м³ газа и 9,708 (извл.) млн т конденсата.

В результате работ в пределах Енисейского залива уточнены структурные планы рифейско-палеозойских и мезозойских отложений, обозначены границы сочленения Сибирской платформы, Западно-Сибирской плиты и Южно-Таймырской складчатой системы. На перикратонном опускании Сибирской платформы прослежены западные продолжения таких структур, как Нижнепуринский вал, Чайкинско-Пуринский прогиб с заходом их в Енисейский залив. Выделен и прослежен с суши в залив Лескинско-Сырадасайский прогиб. Прослежен на сушу Лескинский вал. Выделен в Енисейском заливе и продолжен на Гыданский полуостров Южно-Лескинский вал. Выявлено, что наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении на Сибирской платформе рифейско-нижнекембрийский и палеозойский комплексы доступны для поискового бурения. В результате работ выделены локальные перспективные объекты в рифейско-нижнекембрийских отложениях, в среднекембрийско-среднедевонских и в мезозойских отложениях. Суммарные прогнозные локализованные ресурсы УВ категории Dл составили 123,379 (извл.) млн т нефти и 247,137 млрд м³ газа.

В результате обработки полевых сейсмических данных МОВ ОТТ 2Д с применением современных специальных процедур обработки, обеспечивающих непрерывное прослеживание акустического фундамента и основных региональных несогласий в осадочном чехле с континентального шельфа на хребет Ломоносова и в котловину Подводников, в зоне континентального склона подтвержден мощный склоновый бассейн дельтового типа, возможно, аналогичный бассейну дельты р. Маккензи. Мощность осадочного чехла здесь превышает 8 км и он простирается на восток – северо-восток. Южный борт котловины Подводников требует дополнительного изучения. Выполнена весьма предварительная количественная оценка УВ потенциала котловины Подводников на основе величины средней плотности ресурсов на единицу площади.

Рис.7. Схема размещения объектов ГРР на арктическом шельфе РФ, 2016–2019 гг.

В 2019 г. продолжаются комплексные сейсморазведочные работы в зоне сочленения Таймыро-Североземельской складчатой системы с Лаптевской окраинно-материковой плитой и прилегающего континентального склона СЛО, в зоне сочленения Лаптевской окраинно-материковой плиты со структурами Евразийского бассейна Северного Ледовитого океана (СЛО), а также запланировано начало работ по изучению геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности юго-восточной части моря Лаптевых (Омолойский залив).

Сейсморазведочные работы, выполненные за счет средств федерального бюджета на арктических акваториях, позволили создать значительный фонд выявленных структур. Однако из-за малой плотности отработанных профилей многие из выявленных нефтегазоперспективных объектов оконтурены условно и требуют дальнейшего доизучения.

Некоторые показатели результативности морских нефтегазопоисковых работ на арктических акваториях представлены в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1. Основные результаты морских нефтегазопоисковых работ (по состоянию на 01.01.2019 г.)

За счет средств недропользователей объем финансирования ГРР на арктических акваториях в 2018 г. составляет 56 % общих затрат недропользователей по всему континентальному шельфу РФ. Основные затраты недропользователей (66 %) на проведение ГРР на арктических акваториях были связаны с проведением глубокого бурения. Всего в течение года пробурены 3 поисковые скважины общим объемом 7,3 тыс. м, разведочное бурение не проводилось (рис. 9).

РИС. 8. Объем сейсморазведочных работ на арктическом шельфе РФ за счет всех источников финансирования в период 2012–2019 г.

РИС. 9. Объем глубокого бурения на арктическом шельфе РФ в период 2012–2019 г.

В Карском море на Нярмейском ЛУ ПАО «Газпром» закончена строительством поисково-оценочная скважина № 1 Нярмейская. Проходка составила 2150 м. В скважине проведено опробование пластов, выполнены замеры пластового давления, определено насыщение пластов, выполнены записи КВД, отбор проб газа и воды, из интервала продуктивных пластов отобрано 25 образцов керна. По состоянию на 01.01.2019 г. скважина ликвидирована (категория I-а). По результатам бурения скважины начат оперативный подсчет запасов углеводородов Нярмейского месторождения. На Русановском ЛУ закончена строительством поисково-оценочная скважина № 6 Русановская. Проходка составила 2410 м. В скважине выполнен полный комплекс ГИС, включая опробование пластов, отобраны керн, пробы пластовых флюидов. В эксплуатационной колонне испытано 2 объекта в меловых отложениях, получены промышленные притоки УВ. По состоянию на 01.01.2019 г. скважина ликвидирована (категория I-а). По результатам строительства скважины № 6 Русановского лицензионного участка начат оперативный подсчет запасов УВ [7].

ООО «Арктик СПГ-3» в акватории Обской губы на Северо-Обском ЛУ пробурена поисково-оценочная скважина ПО-1 глубиной 2797 м с испытанием 2 продуктивных объектов. По результатам проведенных работ открыто Северо-Обское газоконденсатное месторождение. По результатам ОПЗ на государственный баланс поставлены запасы по категории С1+С2 (геол./извл.) газа 321,8/ 273,6 млрд м³ и конденсата 25,6/16,1 млн т.

За счёт средств недропользователей также проводилась сейсморазведка 2D и 3D. Объём отработанных сейсмопрофилей 2D составил около 5,1 тыс. пог. км, методом 3D – 4,1 тыс. км² (рис. 8). Основной объём сейсморазведочных работ 2D и 3D выполнен на акваториях Восточно-Сибирского и Карского морей соответственно. В результате сейсморазведочных работ было подготовлено 2 структуры с ресурсами нефти 81,5 млн т и газа 29,1 млрд м³ (в Печорском и Карском морях).

В 2019 г. за счёт средств недропользователей финансирование на проведение ГРР на арктических акваториях составит (по предварительным данным недропользователей) 39,9 млрд руб., в т. ч. глубокое бурение – 24,5 млрд руб., сейсморазведка 3D – 2,4 млрд руб., сейсморазведка 2D – 0,8 млрд руб., НИОКР и прочие виды расходов – 12,2 млрд руб. Запланировано бурение 3 скважин. ПАО «Газпром» в Карском море планирует пробурить 2 скважины: поисковая скважина № 1 Скуратовского ЛУ (2500 м) и разведочная скважина Ленинградского ЛУ (2500 м). ООО «Арктик СПГ-1» планирует бурение разведочной скважины Р-65 глубиной 2750 м на Геофизическом ЛУ. В Карском море планируется открытие двух месторождений: газовое месторождение Нярмейское и газоконденсатное месторождение им. В.А. Динкова (Русановский ЛУ). Будет выполнен оперативный подсчет запасов углеводородов.

Сейсморазведочные работы методом 3D запланированы только в Карском (5304 км²) море.

В 2019 года недропользователями на выполнение других видов геофизических и прочих работ и на тематические исследования на шельфе Баренцева моря планировалось затратить в целом 1293,6 млн руб.; на шельфе Печорского моря – 1935,0 млн руб.; на шельфе Карского моря – 7087,7 млн руб., на шельфе моря Лаптевых – 1365,7 млн руб., на шельфе Восточно-Сибирского моря – 167,4 млн руб.; на шельфе Чукотского моря – 377,5 млн руб. Недропользователями выполняются экологический мониторинг и контроль за техническим состоянием ликвидированных скважин, разработка проектной документации, возмещение вреда водным биоресурсам и среде их обитания; оценка состояния популяций и определение охранных зон морских млекопитающих; обработка и интерпретация данных комплексных геофизических работ (сейсморазведки МОГТ-3D, гравимагнитометрических исследований).

Как ускорить освоение Арктики?

Формирование и развитие новых крупных центров добычи углеводородных ресурсов предлагается осуществлять на основе сложившихся и перспективных минерально-сырьевых центров углеводородного сырья (далее – МСЦ УВС), которые представляют собой совокупность разрабатываемых и планируемых к освоению месторождений, и перспективных площадей, связанных общей существующей и планируемой инфраструктурой.

МСЦ УВС являются основными драйверами экономического развития Арктической зоны Российской Федерации. С ними связаны наиболее крупные инвестиционные проекты территории, находящиеся на различных этапах реализации. Особенности освоения Арктического региона со слабо развитой инфраструктурой определяют необходимость концентрации усилий по наращиванию ресурсной базы в пределах МСЦ УВС с имеющимися инфраструктурными решениями.

На континентальном шельфе Баренцева моря действуют два МСЦ: Приразломный нефтяной морской МСЦ и Большой Штокман МСЦ.

Приразломный нефтяной морской МСЦ включает в себя разрабатываемое месторождение Приразломное. Недропользователь – ООО «Газпром нефть шельф». Текущие извлекаемые запасы нефти категории АВ₁ составляют 51,1 млн т., категории В₂ – 21,3 млн т. 72 % запасов минерально-сырьевой базы месторождения вовлечено в разработку с темпами отбора 3–5 %, 28 % составляют запасы неразрабатываемых пластов. Долгосрочная обеспеченность добычи запасами категорий АВ₁С₁ составляет около 20 лет при текущем уровне добычи, дополнительно увеличить обеспеченность может доразведка перспективных ресурсов.

Большой Штокман МСЦ включает в себя подготовленное для промышленного освоения Штокмановское месторождение, а также месторождения распределённого фонда – Ледовое и Лудловское. Недропользователь – ПАО «Газпром». Представлен двумя перспективными участками: газовым (86 % минерально-сырьевой базы составляют запасы Штокмановского месторождения и 14 % – месторождений Ледового и Лудловского) и конденсатным (минерально-сырьевая база представлена запасами подготовленных для промышленного освоения – 90 % – и разведываемых – 10 % – месторождений распределенного фонда). Добыча не ведется. Запасы Штокмановского месторождения категории С₁ составляют 3939,4 млрд м³ природного газа и 56,1 млн т газового конденсата. Запасы природного газа Ледового месторождения: категории С₁ – 91,7 млрд м³, С₂ – 330,4 млрд м³. Запасы газового конденсата: категории С₁ – 0,845 млн т, С₂ – 3,3 млн т. Запасы природного газа Лудловского месторождения категории С₁ – 80,1 млрд м³, С₂ – 131,1 млрд м³. Развитие данного МСЦ связано исключительно с решением вопроса о технологии добычи и транспортировки сырья.

На континентальном шельфе Карского моря действуют Каменномысский газовый трубопроводный МСЦ, Бованенковский газовый трубопроводный МСЦ, Ямал СПГ МСЦ, Арктик СПГ МСЦ.

Каменномысский газовый трубопроводный МСЦ – перспективный минерально-сырьевой центр, расположен преимущественно в акватории Обской губы Карского моря. Минерально-сырьевая база представлена запасами разведываемых (Тота-Яхинское, Северо-Парусовое) и разрабатываемых месторождений (Семаковское, Каменномысское) как распределённого фонда, так и нелицензированных частей месторождений (в значительно меньшей степени). Недропользователь – ПАО «Газпром» и его дочерние предприятия. Запасы газа по категории АВ₁ – 362,7 млрд м³, С₁ – 187,5 млрд м³, С₂ – 35,6 млрд м³.

Читать полностью