Шельф Карского моря включает две существенно отличающиеся по геологическому строению части – южную и северную. Первая – Южно-Карская нефтегазоносная область (НГО) в нефтегазогеологическом отношении является акваториальным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и это является определяющей чертой перспективности региона на углеводородное сырьё (УВС). Еще в советское время здесь были открыты два уникальных газоконденсатных месторождения - Русановское и Ленинградское, а совсем недавно, в 2019 г. - третье уникальное газоконденсатное месторождение им. В.А. Динкова. Вторая – северная часть – является самостоятельной Северо-Карской перспективной нефтегазоносной областью (СПНГО), на площади которой до настоящего времени не пробурено ни одной скважины.
Карское море относится к западно-арктическим акваториям – в целом – наиболее изученным сейсморазведкой и бурением. В распределении ресурсов углеводородов (УВ) категории Д0+Дл+Д1+Д2 (далее - Д0+Д) для каждого типа флюида по акваториям арктических морей, проиллюстрированном на диаграмме (рис.1), отчетливо виден контраст между показателями западно-арктических и восточно-арктических морей. Шельфы первых характеризуются обширной ресурсной базой - в 5-7 раз превышающей аналогичные показатели восточно-арктических акваторий. Баренцево, включая Печорское, и Карское моря являются регионами с доказанной промышленной нефтегазоносностью, они хорошо изучены сейсморазведкой МОВ ОГТ 2D (рис.2), и на отдельных участках - сейсморазведкой 3D. Практически весь объем глубокого бурения сосредоточен в западной части Арктики.
Шельф Карского моря заметно выделяется на фоне шельфа Баренцева моря по количеству ресурсной составляющей по категориям Д0+Д. Это неудивительно, т.к. в последние пять лет здесь интенсивно выполнялись геологоразведочные работы (ГРР). Например, в 2018 г. завершились 3 объекта ГРР за счет средств госбюджета, в результате которых оценено 34 локальных объекта по мезозойскому и палеозойскому осадочным комплексам. За последние 3-4 года в южной части Карского моря недропользователями было пробурено 5 глубоких (4 поисковых и 1 разведочная) скважин (рис.3). Только в минувшем 2019 г. были открыты 3 месторождения: вышеупомянутое уникальное газоконденсатное им. В.А. Динкова, крупное газовое Нярмейское и по результатам бурения на суше – прибрежно-морское газоконденсатное Няхартинское. Для сравнения, за этот же период пробурена 1 скважина в море Лаптевых – первооткрывательница Центрально-Ольгинского месторождения, и ни одной скважины – на остальной части Арктического шельфа, включая Баренцево море.
Рис.1. Диаграмма распределения ресурсов категорий Д0+Д нефти, газа и конденсата по акваториям арктических морей к 2020 г.
Рис.2. Изученность морей Арктики сейсморазведкой МОВ ОГТ 2D и глубоким бурением.
Рис.3. Таймлайн глубокого бурения на шельфе Карского моря.
Уровень освоения Карского моря по программе ВИПР
Действующим документом, целью которого является обеспечение сбалансированного развития минерально-сырьевой базы для удовлетворения потребностей экономики страны и выполнения экспортных обязательств Российской Федерации (РФ) на основе современной геологической изученности, служит государственная программа «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (ВИПР), утвержденная постановлением Правительства от 15 апреля 2014 г. № 322. Срок реализации программы установлен - с 1 января 2013 до 31 декабря 2024 г. Этот документ является законодательным основанием для сотрудничества с недропользователями. К 2018 г. стало возможным оценить уровень выполнения программы ВИПР по подпрограмме «Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологического изучения недр», по ее основным показателям, которыми являются – прирост ресурсов УВ по категории Дл (локализованные) с нарастающим итогом и прирост запасов УВ категории С1 (разведанные) с нарастающим итогом, за истекший 5-летний период. Прирост ресурсов Дл происходит в результате ГРР на объектах работ, выполняемых за счет средств госбюджета, а прирост запасов С1 – в результате ГРР, включая бурение, выполняемых недропользователями на лицензионных участках.
Так, по воспроизводству и использованию УВ ресурсов категории Дл на континентальном шельфе РФ с 2013 по 2015 гг. происходило перевыполнение запланированных объемов прироста на 174%, 68% и 13%, соответственно. Пропорции по разным фазам УВ следующие: нефть+конденсат - 198%, 86% и 37%, газ - 166%, 63%, 7%, соответственно) (рис.4).
В 2016 и 2017 гг. приросты ресурсов оказались ниже запланированных. Это связано с тем, что работы по обработке и комплексной интерпретации полученных при проведении ГРР на нефть и газ в 2015-2016 гг. геолого-геофизических данных были выполнены позднее – АО «Росгеология» в 2018 г., в рамках отдельного Государственного Контракта №82 от 16.09.2016 г., финансируемого через Департамент по недропользованию по Центрально-Сибирскому Федеральному округу (Центрсибнедра). Поэтому существенный прирост ресурсов категории Дл произошел уже в 2018 г. Однако, большая часть прироста в 2018 г получена в результате ГРР на Восточно-Белоостровской площади, финансирование по котором осуществлялось через Департамент по недропользованию по Северо-Западному Федеральному округу.
Рис.4. Прирост ресурсов по категории Дл с нарастающим итогом и плановый показатель по государственной программе ВИПР.
В структуре запасов по Карскому морю основные изменения запасов произошли в результате ГРР и переоценки. В 2013 г. основной прирост по запасам газа произошел в связи с ГРР на Крузенштернском месторождении (часть запасов впервые была поставлена на баланс по шельфу). В 2014 г. основной прирост запасов газа связан с работами на месторождениях Юрхаровское, Победа и Семаковское. В 2015 г. прирост запасов газа произошел в результате ГРР на Тота-Яхинском месторождении. В 2016 г. списаны запасы по газу в результате их переоценки на Юрхаровском месторождении. В 2017 г. прирост запасов газа произошел в результате ГРР на Салмановском (Утреннем) и Каменномысском месторождениях. В 2019 г. прирост газа связан с открытием месторождений им. В.А. Динкова и Нярмейского.
Запасы нефти на шельфе Карского моря уменьшились в 2017 г. в результате ГРР на Салмановском (Утреннем) месторождении.
По запасам газоконденсата происходили следующие изменения: в 2013 г. – в результате ГРР на Юрхаровском, Салмановском (Утреннем) и Салекаптском месторождениях; в 2014 г. – ГРР на Юрхаровском месторождении; в 2016 г. – переоценка запасов на Юрхаровском, Северо-Парусовом, Южно-Тамбейском месторождениях; в 2017 г. – ГРР на Салмановском (Утреннем) месторождении и ГРР и переоценка на Крузенштернском месторождении; в 2019 г. получен прирост за счет открытия месторождений Няхартинского и им. В.А. Динкова.
Рис.5. Прирост запасов по категории С1 с нарастающим итогом и плановый показатель по государственной программе ВИПР.
Если прирост запасов категории С1 происходит в основном за счет ГРР проводимых недропользователями в южной части Карского моря, т.к. именно там расположены месторождения УВ, то прирост ресурсов по категории Дл получен в результате ГРР за счет госбюджета, проводимых не только на объектах в южной части шельфа, но и расположенных в Северо-Карской СПНГО и на границе Южно-Карской НГО и Северо-Карской СПНГО (рис.6). Среди объектов ГРР, выполненных с 2013 по 2018 гг. выделяется объект по Восточно-Белоостровской площади, ресурсная оценка которого от 3 до 6 раз превышает аналогичные показатели по другим объектам. Причина столь значительной разницы заключается в расположении этого участка недр в наиболее изученном и перспективном центральном секторе Южно-Карской НГО.
Рис.6. Объекты ГРР в Карском море, выполненные за счет средств государственного бюджета в период с 2013 по 2018 гг. и ресурсы категории Дл по этим объектам.
Сокращения к рисунку, площади ГРР: Северо-Сибирский порог (ССП), Припайхойская моноклиналь (ПМ), прогибы Святой Анны и Воронина (САиВ), Байдарацкая губа (БГ), Енисейский залив (ЕЗ), Восточно-Белоостровская площадь (ВБ); *- по этим объектам приведена единая оценка по нефти и конденсату.
В целом можно констатировать, что освоение Карского шельфа идет особенно успешно в его южной части, в центральном секторе и на приямальском шельфе. Большую роль в этом играет близость п-ова Ямал, где открыто множество месторождений и уже активно идет их разработка и добыча УВ.
Перспективные направления работ
В связи с вышесказанным представляется, что существуют достаточно широкие, пока не используемые возможности для наращивания ресурсной базы УВС и продолжения успешного сотрудничества компаний-недропользователей и организаций Минприроды – Роснедр в изучении и освоении нефтегазовых ресурсов Карского моря. Среди них можно выделить следующие направления:
- подготовка новых лицензионных участков;
- прогноз продуктивности палеозойских отложений;
- включение в комплекс выполняемых ГРР геолого-гидрогеохимических исследований;
- выполнение малоглубинного структурного бурения в северной части Карского моря.
Подготовка новых лицензионных участков
В России ГРР по поискам и освоению месторождений нефти и газа разделены между предприятиями системы Минприроды России – Роснедра, выполняющими региональный этап ГРР за счет средств федерального бюджета, и недропользователями, осуществляющими поисково-оценочный и разведочный этапы. В идеале компания-недропользователь получает лицензионный участок с завершенным региональным этапом ГРР, что подразумевает заверку его геологического строения данными ближайшей параметрической скважины и приступает к поисково-оценочным работам.
Действительность, по крайней мере, на арктическом шельфе оказалась жестче. Во-первых, параметрическое бурение как завершающий элемент регионального этапа ГРР в последние десятилетия не выполнялось, в том числе – в неразбуренной северной части Карского моря. Во-вторых, недропользователи получили в свое распоряжение практически все перспективные участки арктического шельфа, включая огромные по площади, с незавершенным региональным этапом ГРР. По действующему законодательству дальнейшая деятельность организаций Минприроды России – Роснедра на этих участках исключена. Таким образом, в последние годы функции Минприроды России в отношении УВС свелись к контролю за выполнением условий лицензионных соглашений и выполнению весьма ограниченных объемов ГРР для подготовки участков для аукционов, преимущественно в транзитных зонах внутренних морских вод и территориального моря.
По результатам ГРР, выполненных за счет средств госбюджета, в южной части Карского моря специалистами ФГБУ «ВНИИОкеангеология» предлагается достаточно широкий выбор перспективных объектов лицензирования. Он включает следующие участки недр (УН): Мордыяхинский, Южно-Новопортовский, Северо-Сандибинский, Усть-Обский, Гыданский 1 и 2 и др. Среди последних – участки, рекомендованные к лицензированию в результате завершенных в 2018 г. объектов ГРР – Байдарацкий, Енисейский и Восточно-Белоостровский (рис.7). Два участка – Усть-Енисейский и Минховский – были выставлены на аукцион в 2019 г.
Рис.7. Участки недр, предлагаемые ФГБУ «ВНИИОкеангеология» к лицензированию в Карском море.
Изучение перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений
Широко известно, что в южной части Карского моря промышленной нефтегазоносностью обладают юрско-меловые отложения. Однако, по последним данным, предполагается наличие перспективных объектов и в палеозойской части осадочного чехла. Проблема изучения перспектив нефтегазоносности палеозоя южной части Карского моря может стать предметом совместной разработки организаций Минприроды – Роснедра и недропользователей.
Нефтегазоносность палеозойских карбонатных пород установлена в юго-восточной части п-ова Ямал на Новопортовском месторождении. В интервале от 2486-2940 м открыты 4 газоконденсатные залежи [Скоробогатов, 2003], одна из которых приурочена к палеозойской органогенной постройке. В восточной части южного купола палеозойские отложения опробованы в скважинах 107 и 129, где получены притоки газа дебитами 379.1 и 20.7 тыс. м3/сутки на диафрагмах 14.8 и 11 мм, соответственно. В скважинах 91 и 104 в этой части получены притоки воды. Размеры залежи составляют 11 х 6.5 км, высота 130 м. В северной части, при опробовании скважины 124 получен совместный приток газа и воды. Дебит газа составил 145.2 тыс м3/сутки, воды 14.7 м3/сутки на диафрагме 8.6 мм. В газоконденсатных залежах в палеозойских отложениях содержание стабильного конденсата в газе составляет 43.5 г/м3. В скважинах 216 и 217 получены данные о карбонатном массиве. В скважине 216 на глубине от 2940 до 3308 м в десяти интервалах получены притоки газа (местами с водой и нефтью) дебитами 582.1 тыс м3/сутки на 20.3 мм диафрагме [Скоробогатов, 2003]. В скважине .217 в кровельной части получен приток газа дебитом 496.6 тыс. м3/сутки на 16.2 мм диафрагме.
Приведенные данные по нефтегазоносности палеозойской части разреза представляют очевидный практический интерес и должны учитываться при разработке на участках недр, в частности, в южной части Обской губы – ранее упомянутых Южно-Новопортовском, Северо-Сандибинском и Усть-Обском. Вместе с этим очевидно, что прогнозируемые ресурсы палеозоя будут играть здесь подчиненную роль по отношению к ресурсам мезозойского интервала разреза.
Иначе может обстоять дело с предлагаемыми к лицензированию участками в Байдарацкой губе и Енисейском заливе. По мнению специалистов АО «Южморгеология», выполнявших здесь комплексные геолого-геофизические исследования за счет федерального бюджета, с палеозойскими отложениями связаны главные перспективы нефтегазоносности. На Байдарацком УН выявлены перспективные объекты связанные с аномалиями типа «риф» по кровле каменноугольных (ОГ II) и девонских (ОГ III) отложений. Глубины их залегания составляют от 600 до 2100 м. Локализованные ресурсы по категории Дл на Байдарацком УН по газу составляют 343 млрд. м3 и по конденсату 9 млн. т. На юго-востоке Карского моря, в Енисейском заливе (Енисейский УН) в палеозойской осадочной толще оконтурено восемь антиклинальных ловушек по кровле вендско-нижнекембрийских (ОГ VIII) и среднекембрийско-среднедевонских (ОГ VIIа) отложений, которые залегают на глубинах доступных для бурения – от 1800 до 4600 м. Прогнозные ресурсы УВ по категории Дл на Енисейском УН для объектов палеозоя оцениваются в 123 млн.т. по нефти и 279 млрд.м3 по газу.
В северной части Карского моря, в качестве перспективных рассматриваются в основном отложения палеозоя, которые доминируют в составе осадочного чехла. Косвенные сведения о составе и нефтегазоносности пород получены по результатам изучения обнажений на близлежащих островах и архипелагах. По результатам ГРР, завершенных АО «Росгеология» в 2017 г. в северной части Карского моря в районе прогибов Святой Анны и Воронина (рис.6), прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 302 млн. т, газа – в 124 млрд.м3. Причем, наличие нефти предполагается исключительно в отложениях палеозоя, а наличие газа не только в триасовых и юрских породах, но и в ордовикско-нижнесилурийском осадочном комплексе.
Морские геолого-гидрогеохимические исследования
Следующее направление сотрудничества – включение в комплекс ГРР, выполняемых на лицензионных участках, геолого-гидрогеохимических исследований по методике, разработанной в ФГБУ «ВНИИОкеангеология». Проведенные Институтом в 2008-2014 гг. на арктическом шельфе геолого-гидрогеохимические исследования базировались на выявлении мигрирующих из скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла эпигенетичных аномалий жидких и газообразных углеводородов в позднечетвертичных донных осадках и в воде из придонно-пограничного слоя водной толщи вплоть до поверхносного микрослоя (Ткаченко и др., 2015). Они доказали свою высокую эффективность на рифогенных структурах Кольско-Канинской моноклинали в Баренцевом море, в пределах транзитной зоны западного приямальского шельфа и в Байдарацкой губе (рис.8), а также на подготовленной к глубокому поисковому бурению Университетской структуре на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 – в Карском море (рис.9). В последнем случае, выявленные в 2013 г. интенсивные миграционные аномалии газообразных УВ и жидких хлороформенных битумоидов с высокой долей масел при наличии парафинов в природной воде и проявлении термогенных изопреноидов (пристана и фитана) в донных осадках, позволили дать прогноз на наличие залежей нефти и газа. Этот прогноз полностью подтвердился в результате бурения первой поисково-оценочной скважины Университетская-1 – первооткрывательницы нефтегазового месторождения «Победа», запасы которого по юрско-меловому комплексу оцениваются в более 100 млн. т. легкой нефти и 338 млрд. м3 газа.
Изложенное позволяет рекомендовать комплексирование сейсморазведочных и геолого-гидрогеохимических исследований на всех этапах нефтегазопоисковых работ – прежде всего, на региональном этапе, а также – поисково-оценочном. Результаты этих исследований могут служить дополнительным критерием при выборе участка недр для последующего лицензирования или для постановки поискового бурения, соответственно. Отработанная в ходе ГРР в южной части Карского моря комплексная методика поиска УВ может далее применяться и в северной его части, а также на других малоисследованных участках арктического шельфа. Это позволит осуществлять более обоснованный прогноз нефтегазоносности акваторий. Помимо этого, геолого-гидрогеохимические исследования позволяют проводить экологический мониторинг участков добычи УВ, что становится весьма важным в новых условиях проведения ГРР, производства и добычи УВ, к которым предъявляются все более строгие требования более бережного отношения к природной среде. А российские нефтегазовые компании всегда старались уделять должное внимание этому аспекту недропользования.
Рис.8. Участки нераспределенного фонда недр Карского моря, на которых проводились геолого-гидрогеохимические исследования, и сопоставление их с фрагментом (западная часть приямальского шельфа) структурно-геохимической схемы (Ткаченко и др., 2015).
Рис.9. Схема расположения станций комплексного гидрогеохимического пробоотбора в районе Университетской структуры и гистограммы распределения гидрогеохимических показателей в придонно-пограничном слое водной толщи вдоль сейсмических профилей VP 0736 и VP 0738 (Ткаченко и др., 2015).
Малоглубинное структурное бурение
Как было сказано выше, палеозойские отложения как главный перспективный комплекс предполагаются в Северо-Карской СПНГО, и для подтверждения этого прогноза специалистами ФГБУ “ВНИИОкеангеология» и АО «Росгеология» предлагается выполнение здесь малоглубинного структурного бурения.
Вопрос о необходимости выполнения на шельфе структурного (стратиграфического) бурения как обязательного элемента ГРР ставился специалистами Института уже давно, по крайней мере, с 2005-го г., но безрезультатно. Данный вид бурения осуществляется нашим соседом по шельфу – королевством Норвегия, в лице Норвежского нефтяного директората – государственного специализированного управления и распорядительного органа. Коллеги с конца 1980-х гг. последовательно реализуют малоглубинное стратиграфическое бурение на акватории Баренцева моря для решения фундаментальных задач нефтяной геологии. Глубины пробуриваемых ими скважин составляют первые сотни метров. Однако это позволяет в благоприятных геологических условиях изучить весь стратиграфический разрез конкретного участка акватории. По мнению норвежских коллег, малоглубинное бурение сегодня является наиболее доступным методом для получения стратиграфической информации о глубокозалегающих отложениях в областях Баренцева моря, закрытых для коммерческого (в нашем случае – глубокого) бурения [Resource report.., 2016]. Так, в 2015 г. ими был выполнен 45-дневный рейс в северную часть моря (район о.Белый), в ходе которого при глубинах моря 230-260 метров были успешно пробурены семь скважин от 52 до 200 м глубиной. Общий выход керна составил 1048 м.
Несколько лет назад данное предложение получило новый импульс благодаря возвращению в РФ научно-исследовательского судна «Бавенит», принадлежащего ОАО «Арктическая инженерно-геологическая экспедиция (АМИГЭ)» (входит в АО Росгеология) [Черных и др., 2019]. Это судно ледового класса ARC-4 проекта П-2790, имеющее классификацию DYNPOS-2 и неограниченный район работ. В настоящее время НИС "Бавенит" является одним из самых оснащенных инженерно-геологических судов в России. Оно способно выполнять бурение (с использованием комбинированной колонны из стальных и алюминиевых труб) инженерно-геологических/структурных скважин на глубину до 400 м при глубинах воды до 1200 м, а также пилотных скважин - на глубину до 500 м при глубинах воды до 1500 м. Недавно был проведен капитальный ремонт судна на верфи Tallinn Shipyard с заменой и модернизацией основных узлов и агрегатов. В результате НИС «Бавенит» было укомплектовано новым буровым и геотехническим оборудованием, позволяющим бурить инженерно-геологические скважины и выполнять статическое зондирование (РСРТ) как донной забортной установкой с усилием до 20 т, так и внутрискважинным оборудованием в любом интервале бурения. Оборудование дает возможность отбирать ненарушенные образцы проб как в текучих, так и в полускальных грунтах всеми имеющимися в настоящий момент технологиями: задавливаемой, ударной, вибрационной и вращательной колонковой.
НИС "Бавенит" располагает богатым опытом выполнения неглубокого бурения с отбором керна в диапазоне глубин моря от нескольких десятков до 1713 м. Применительно к обсуждаемым нами проблемам теперь главное - поставить во главу угла не инженерно-геологические, а стратиграфические задачи. Площади будущих работ - это вышеупомянутые неизученные области всех арктических морей, включая обсуждаемую северную часть Карского моря. Всюду здесь существуют участки, на которых можно решать ключевые стратиграфические задачи с применением малоглубинного, до 500 м, бурения. В настоящее время разработан (и планировался к реализации в 2019 г.) проект бурения трех структурных скважин в северной части Карского моря, в нераспределенном фонде недр. Проектные разрезы скважин предполагают уточнение возраста и литологии маломощной толщи мезо-кайнозойских отложений и, главное – вскрытие перспективных палеозойских толщ, получение первых прямых данных о свойствах этого перспективного нефтегазового комплекса отложений (рис.10).
Подобные проекты в настоящее время запланированы к выполнению и на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром». Это позволит получить важную геологическую информацию, не дожидаясь того времени (возможно, весьма отделенного) когда будут решены проблемы с приобретением/арендой необходимого «стандартного» оборудования для глубокого бурения на шельфе.
Рис.10. Проектные разрезы стратиграфических малоглубинных скважин в северной части Карского моря.
Выводы
Существуют вполне определенные возможности более широкого и, со всей очевидностью, более успешного сотрудничества организаций Минприроды России – Роснедра и недропользователей в государственном деле изучения и освоения нефтегазовых ресурсов шельфа Карского моря. Основными перспективными направлениями взаимодействия и сотрудничества могут быть:
- подготовка к лицензированию новых участков;
- изучение перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на акватории Карского моря;
- выполнение геолого-гидрогеохимических исследований в ходе региональных и поисково-оценочных работ;
- выполнение стратиграфического бурения на неразбуренных перспективных площадях северной части Карского моря.
Таким образом, можно утверждать, что Карское море – это полигон интенсивного и, в целом – успешного взаимодействия государства и компаний-недропользователей, характеризующийся пониженными рисками, в частности геологическими, и обладающий перспективами усиления такого взаимодействия. Предложенные направления дальнейшего сотрудничества будут способствовать углублению геологических знаний о регионе и наращиванию ресурсной базы УВС.
Авторы выражают благодарность за помощь в подготовке материалов к статье сотрудникам сектора информационного обеспечения недропользования Т.Н. Матюхиной и А.С. Гущину.
Литература:
1. Ткаченко Г.Г., Ванштейн Б.Г., Супруненко О.И., Поселов В.А. Основы эффективной методики нефтегазопоисковых геолого-гидрогеохимических исследований на арктическом шельфе России // Neftegas.ru, 7-8, 2015, с.28-33
2. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение Ямала // Недра, 2003, 352 с.
3. Черных А. Супруненко О., Руденко М. Бурить на арктическом шельфе или ждать? // Нефтегазовая вертикаль, 2019, №3-4 (448), с. 42-47.
4. Resource report. Norwegian Petroleum Directorate, 2016. http://www.npd.no/en/publications/resource-reports/2016/chapter-6/
