Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики

Searching, exploration and development of oil and gas fields on the Arctic shelf

V. BOGOYAVLENSKIY, I. BOGOYAVLENSKIY Institute of Oil and Gas Research Institute, Russian Academy of Sciences (OGRI RUS)

В ИПНГ РАН проводится комплексный анализ геолого-геофизических данных и опыта освоения ресурсов ряда крупных морских нефтегазоносных бассейнов, включая входящие в Арктический шельф и континентальный склон пяти стран (Россия, Норвегия, Дания, Канада и США) [1, 2, 6].

Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences is engaged in comprehensive analysis of geological and geophysical data and experience in resources development of largest offshore oil-and-gas basins, including basins making a part of Arctic shelf and continental slope of five countries (Russia, Norway, Denmark, Canada and the USA) [1, 2, 6].

Информация об изученности циркумполярного региона сейсморазведкой 2D и бурением и другие данные, приведенные ниже, собраны и подготовлены нами на основе многолетней работы с многочисленными (более 100) цифровыми и другими источниками, включая: USGS, NOAA, CGS, GEUS, NPD, МПР РФ и геофизических компаний СМНГ, ДМНГ, МАГЭ, TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION, Western Geco и др. Полный объем данных по изученности норвежской акватории Баренцева моря по состоянию на 2011 г. был предоставлен нам Норвежским Нефтяным Директоратом (NPD). Созданная за более чем 15 лет цифровая база геолого-геофизических данных в системе ArcView постоянно дополняется и совершенствуется.

Сейсмическая изученность акваторий Арктического шельфа пяти перечисленных выше стран различается в десятки, а местами – в сотни раз и ограничивается распространением льда Северного Ледовитого океана (рис. 1). Особенно малоизученными сейсморазведкой (0,01 – 0,04 пог. км/км2) являются российские моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское. В них же не пробурено ни одной скважины. Наиболее высокой изученностью сейсморазведкой (более 1 пог. км/км2) обладают: северный шельф Аляски и Канады в морях Бофорта и Чукотском, юго-западная акватория Баренцева моря и отдельные части акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей. Происходящее за счет глобального потепления сокращение площади льда позволило значительно расширить регионы исследований. В последние годы на зарубежных акваториях проводится новый этап региональных исследований с длинными (8 – 12 км) сейсмическими косами и длительной (до 18 секунд) или непрерывной регистрацией колебаний, позволяющий получать качественно новую информацию о строении осадочного чехла и фундамента. Региональные и нефтегазопоисковые судовые геолого-геофизические работы стали проводиться и в ледовых условиях Арктики, что отражено на карте рис. 1 (белым цветом показано распространение льда в сентябре 2010 г.).
Рис. 1. Изученность шельфа Арктики сейсморазведкой 2D
Рис. 2. Изученность шельфа и суши Арктики бурением
На рис. 2 приведена карта изученности нефтегазопоисковым бурением шельфа и прилегающей суши пяти стран циркумполярного региона, на которой показаны подтвержденные открытыми месторождениями нефтегазоносные бассейны (НГБ) с преимущественно газовой и нефтяной составляющими (розовый и зеленый цвета). Дополнительно на карте показаны три точки неглубокого (до 428 м), но самого северного (широта около 880) бурения на хребте Ломоносова во время экспедиции IODP-302 в 2004 г.

Ниже дано краткое описание результатов геолого-геофизических исследований и отмечены особенности освоения месторождений нефти и газа на море и прилегающей суше для пяти стран Арктического региона.

1. Россия – шельф Западной Арктики

На основе российских геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе Западной Арктики прогнозируется около 75% ресурсов всех акваторий России и 86% ресурсов ее северных морей [5]. В значительной степени такие высокие перспективы объясняются геологическими особенностями региона, большой площадью его акваторий (суммарно около 50% Арктического шельфа РФ) и относительно лучшей изученностью ГРР.

В российских морях Западной Арктики пробурены 84 скважины (без учета горизонтальных эксплуатационных скважин Юрхаровского месторождения) и открыто 20 месторождений (включая в переходной зоне «суша–море») с суммарными запасами и ресурсами газа более 10 трлн м3 и нефти с конденсатом свыше 500 млн тонн.

В Баренцевом и Печорском морях пробурены 54 скважины (из них 8 аварийных или недобуренных) и открыто 11 месторождений. Высокие перспективы российского сектора Баренцева моря с геологической точки зрения обусловлены тем, что почти всю его территорию занимает Восточно-Баренцевский мегапрогиб длиной около 1300 км и шириной 350 – 400 км, заполненный мощной толщей осадков (до 20 км) палеозойского и мезозойского возраста. В его пределах выделяются Южно- и Северо-Баренцевские впадины, разделенные Лудловской седловиной, к которой приурочены Штокмановское и Лудловское месторождения. Западный борт Восточно-Баренцевского мегапрогиба расположен в центральной части Баренцева моря и сформирован рядом крупных поднятий (Федынского, Центральной Банки, Година, Персея и др.), представляющих большой интерес для нефтегазопоисковых работ. Эти поднятия в значительной своей части расположены в бывшей спорной территории, широко известной как «Серая зона», что и определило повышенный интерес к ней крупнейших нефтяных компаний России, Норвегии и других стран мира. В 2010 г. состоялось подписание Договора о разделе «Серой зоны», способствующего активизации морских ГРР в данном регионе с июля 2011 г.

Нефтегазоносность Печорского моря, являющегося южной мелководной зоной Баренцева моря, обусловлена принадлежностью к северной части Тимано-Печорского НГБ, административно относящейся к Ненецкому АО. В регионе доказана нефтеносность в широком стратиграфическом диапазоне палеозоя от перми-карбона до силура-ордовика; в 2009 – 2010 гг. нефтедобыча нао превысила 18 млн тонн. Для экспорта нефти в 2008 г. построен уникальный, самый северный в мире морской стационарный ледостойкий терминал «Варандей» ОАО «ЛУКОЙЛ», удаленный от берега на 22 км. В 2011 г. на шельфе начнется разработка Приразломного месторождения, нефтяная залежь которого расположена в рифогенных отложениях перми-карбона.

Южная часть Карского моря относится к северной части Западно-Сибирского НГБ. Здесь вблизи и за Полярным кругом на суше и акватории открыты уникальные и крупные газоконденсатные месторождения (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавэйское, Русановское, Ленинградское, Каменномысское-море, Юрхаровское и др.) и прогнозируется открытие новых месторождений, способных внести значительный вклад в восполнение минерально-сырьевой базы страны. Непосредственно на акватории Карского моря пробурено 30 скважин, в том числе 26 в Обской и Тазовской губах в 2000 – 2010 гг. (ООО «Газфлот»).

Освоение морской части Юрхаровского месторождения, большая часть запасов газа и конденсата которого расположена под дном Тазовской губы, проводится ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» c 2002 г. с берега Тазовского полуострова наклонными скважинами с горизонтальным завершением большого диаметра (168 мм в залежи). При этом отходы стволов скважин от вертикали достигают 3 – 5 км, а начальные дебиты газа валанжинских залежей – 3 – 5 млн м3 в сутки. Данное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море».
Рис. 3. Добыча газа и конденсата на Юрхаровском месторождении
Добыча углеводородов (УВ) Юрхаровского месторождения началась в 2003 г. и достигла в 2010 г. 24.75 млрд м3 газа (в потенциале более 33 млрд м3), а конденсата – 2.11 млн тонн (рис.3) [7]. В этом же году начал работу конденсатопровод длиной 326 км с пропускной способностью до 3 млн тонн. На восьмом году разработки (26.04.11) накопленная добыча газа превысила 100 млрд м3, а конденсата – 8.5 млн тонн [7]. Запасы месторождения по классификации SEC (без учета вероятных и возможных) на 31.12.10 – 460 млрд м3 газа и 23 млн тонн конденсата. Кроме этого, к западу и востоку от него открыты два месторождения-спутника – Западно-Юрхаровское и Ново-Юрхаровское.

Аналогичная технология освоения морских месторождений с берега успешно применяется в субарктических условиях на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-1» Exxon Neftegaz Limited – с 2003 г. на месторождении Чайво-море (добыча с 2005 г.) и c 2009 г. на Одопту-море. Здесь буровой установкой «Ястреб» (Parker Drilling) установлен ряд мировых рекордов, включая последний (2011 г.) при бурении скважины OP-11 длиной 12 345 м с горизонтальным отклонением 11 475 м. Однако еще до начала проекта «Сахалин-1» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (ОАО «НК Роснефть») получило 7.08.98 г. первую нефть по скважине с горизонтальным отклонением 4781 м (забой – 5589 м), пробуренной с берега до морской залежи северного купола месторождения Одопту-море (в настоящее время их пробурено более 30). Таким образом, месторождение Одопту-море (Северный купол) является первым морским объектом в субарктических условиях России, разрабатываемым с берега.

2. Норвегия – Баренцево море

Результаты геолого-геофизических исследований норвежской части Баренцева моря подробно рассмотрены в работе [2]. Отметим, что плотность изученности сейсморазведкой 2D норвежской части Баренцева моря превышает российскую в 1,5 раза и в целом составляет 1,01 пог. км/км2. При этом средняя плотность сейсморазведки южной и северной частей норвежского сектора отличается в 5 раз (1,6 и 0,29 пог. км/км2). Всего на норвежской акватории Баренцева моря на 79 площадях (устьях) пробурено 88 поисково-разведочных скважин (70 поисковых) и сделано 30 открытий. С учетом последнего открытия весной 2011 г. успешность бурения составила 43%, однако значительная часть залежей не имеет коммерческих запасов, а часть считается спутниками Snohvit. Почти все залежи обнаружены, как и в российском секторе, в отложениях юры и триаса, а их наибольшая часть приурочена к НГБ Hammerfest. Весной 2011 г. к северу от данного НГБ открыто новое месторождение (скважина 7220/8-1) в песчаниках средней и нижней юры с извлекаемыми запасами нефти 21 – 34 млн тонн.

По состоянию на конец 2010 г. общие начальные извлекаемые запасы оценивались NPD на уровне 230 млн м3 условного топлива, включая газ 168 млрд м3 и нефть (жидкие УВ) около 45 млн тонн, а наиболее вероятные неоткрытые ресурсы – 1.2 млрд м3 условного топлива, включая 722 млрд м3 газа [8]. По запасам нефти и газа это примерно в 9 и 28 раз меньше, чем в российской акватории Баренцева моря. В настоящее время в норвежской акватории Баренцева моря разрабатывается только одно газоконденсатнонефтяное месторождение Snohvit (с 2007 г.) и готовится к разработке нефтегазовое Goliat (с 2013 г.). Коллекторами Snohvit являются нижне- и среднеюрские песчаники на глубине около 2300 м. Начальные извлекаемые запасы оценены в 160,6 млрд м3 газа и около 20 млн тонн жидких УВ. Добыча смеси газа и конденсата осуществляется с помощью подводных комплексов, объединяющих 10 скважин. Многофазовая смесь УВ транспортируется по 143 км трубопроводу на остров Melkoya вблизи г. Хаммерфест, где налажено производство сжиженного газа, вывозимого на рынок танкерами. Накопленная добыча на январь 2011 г. составила около 11,8 млрд м3 газа и 2 млн тонн конденсата. Добываемый газ содержит 5 – 8% СО2, выделяемого и транспортируемого назад по 153 км трубопроводу для закачивания в природный резервуар в одном из песчаных пластов. В 2014 г. планируется расширить объемы добычи подводного комплекса Snohvit за счет вовлечения в разработку его спутников Albatross и Askeladd.

3. США – арктический шельф Аляски

Основные зарубежные арктические запасы углеводородов сосредоточены на северном Склоне Аляски (ССА – Alaska NS) США, на котором открыто 78, в основном нефтяных месторождений, в том числе 22 в море Бофорта (включая переходную зону «суша–море») [9, 10]. В 1946 г. на небольшой глубине (150 – 430 м) в палеомерзлых песчаниках нижнего мела было найдено первое на суше месторождение легкой нефти Umiat с геологическими запасами около 140 млн тонн. В 1967 и 1969 гг. на северном побережье Аляски открыты два крупнейших месторождения: ССА Prudhoe Bay и Kuparuk-River с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,95 и 0,41 млрд тонн (геологические запасы – 25 и 5 млрд баррелей) и газа – 750 и 28 млрд м3, сосредоточенными главным образом в песчаниках триаса. Данные два месторождения со своими спутниками содержат основную долю запасов нефти и газа ССА (81 и 75%). Максимальная добыча нефти на Prudhoe Bay около – 83 млн тонн была достигнута в 1987 – 1988 гг., а на Kuparuk-River – 17 млн тонн в 1992 г. (рис. 4).
Рис. 4. Добыча нефти на Северном Склоне Аляски
Акватория моря Бофорта вблизи побережья хорошо изучена сейсморазведкой 2D (более 1 пог. км/км2) и бурением (рис. 1 и 2), при этом часть работ проводилась с поверхности льда. Первое морское месторождение Gwydyr Bay открыто в 1969 г. Самые большие месторождения на море – Endicott (80 млн тонн нефти) и Point McIntyre (83 млн тонн нефти и 17 млрд м3 газа). Суммарные запасы 22 морских месторождений равны 325 млн тонн жидких УВ и 190 млрд м3 газа. Основные залежи приурочены к песчаным отложениям триаса и мела. Добыча нефти на шельфе (рис.4) началась в 1987 г. на месторождении Endicott (оператор BP) и ведется в настоящее время на 9 месторождениях, в основном, с искусственных островов (рис. 5), а также наклонными и горизонтальными скважинами с берега. В 2011 г. планируется начать разработку горизонтальными скважинами месторождения Liberty, удаленного от берега на 9 – 12 км. Наибольший вклад морских месторождений в суммарную нефтедобычу ССА 18 % был в 1996 г. (рис. 4) за счет ввода в разработку Point McIntyre (с 1993 г.), при этом морская добыча составила 22% от уровня добычи на суше.
Рис. 5. Нефтедобыча на месторождении Endicott [фото BP]
Максимальная добыча нефти всего ССА – около 102 млн тонн (745 млн баррелей) была в 1988 г., после которого наблюдается стабильный спад нефтедобычи (рис. 4). В начале 2011 г. накопленная добыча превысила 2,3 млрд тонн. Нефть ССА транспортируется на юг в порт Valdez по уникальному сейсмостойкому Транc-Аляскинскому трубопроводу длиной 1290 км, построенному в 1977 г. и выдержавшему в 2002 г. сильнейшее землетрясение (магнитуда – 7,9) в районе разлома Denali.

На рис. 6 показаны объемы добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ). Максимальный вклад морских месторождений в общий объем добычи ПНГ достиг 9,5% в 2008 г. Особенностью разработки месторождений ССА является то, что большая часть газа (до 92,4% в 2000 г., в среднем – 90,1%) закачивается обратно в залежи для поддержания давления и увеличения нефтеотдачи, а остальная часть в основном используется для местных нужд (по данным NOAA сжигается не более 1,5% ПНГ). За счет истощения залежей нефти и закачивания в них газа в период 1977 – 2009 гг. средний по ССА газовый фактор увеличился в 15 раз (с 175 до 2680 м3 на тонну).
Рис. 6. Добыча попутного нефтяного газа на Северном склоне Аляски
На рис. 4 и 6 данные о добыче Prudhoe Bay приведены за вычетом двух морских спутников Niakuk и Point McInture, учтенных в зависимостях морской нефте- и газодобычи.

К западу от ССА в американской части Чукотского моря в 1988 – 1991 гг. пробурено 5 скважин. В 1990 г. открыто крупное месторождение Burger с вероятными извлекаемыми ресурсами газа, оцениваемыми в широком диапазоне 200 – 770 млрд м3 и конденсата 54 – 190 млн тонн из-за того, что оно изучено всего одной скважиной. Наиболее вероятные запасы Burger 390 млрд м3 газа и 99 млн тонн конденсата ставят его в ранг самого крупного открытия на шельфе Аляски. Залежь расположена на глубине 1695 м в песчаниках нижнемелового возраста. Burger и нефтегазопроявления в трех других скважинах свидетельствуют о возможности серьезных открытий в данном регионе, что подтверждается большим интересом к лицензионному раунду 2008 г. по 448 лицензионным участкам в Чукотском море общей площадью 12,1 тыс. км2 с суммарными ресурсами в 2,5 млрд тонн нефти и 2,1 трлн м3 газа. В результате данного раунда компания Shell получила рекордное число участков 275 (претендовала на 302), заплатив при этом 2,1 млрд долл.

4. Канада

К востоку от ССА в канадской акватории моря Бофорта и дельте р. Маккензи открыт НГБ Beaufort-Maсkenzie, преимущественно (69%) газоносный. Здесь на шельфе пробурено более 80 поисково-разведочных скважин и открыто 32 месторождения (10 – газовые, 1 – нефтяное и 21 – нефтегазовое), что составляет 59,3% от общего числа месторождений НГБ [11]. Месторождения, в основном небольшие – средние запасы нефти 7 млн тонн, а газа – около 5 млрд м3. Наибольшее число залежей и основные запасы УВ (около 86%) расположены в кайнозойском дельтогенном комплексе [4]. При общей мощности осадочных отложений в центральной части НГБ около 16 км (зона Amauligak), мощность кайнозойских отложений превышает 9 км.

В 1970 г. было открыто первое месторождение на суше Atkinson с извлекаемыми запасами нефти – 5,8 млн тонн. Наиболее крупные месторождения на суше Taglu (1971 г.) и Parsons (1972 г.) имеют запасы газа около 64 и 51 млрд м3. Первая добыча газа началась только в 1999 г. на месторождении Ikhil для местных нужд. Для транспортировки газа Taglu, Parsons и Niglintgak в южном направлении к 2016 г. планируется построить газопровод длиной 1196 км (Mackenzie Gas Progect).

Первое морское месторождение Adgo с извлекаемыми запасами нефти – 5,3 млн тонн и газа – 3,4 млрд м3 открыто в 1974 г. В 1983 г. в песчаниках олигоцена найдено самое крупное месторождение Amauligak с запасами нефти – 32 млн тонн и газа – 44,5 млрд м3. Примерно такие же запасы нефти имеет Paktoa, открытое в 2006 г. С учетом последнего общие начальные извлекаемые запасы 32 месторождений шельфа равны: 153 млн тонн нефти в 22 месторождениях и 156,3 млрд м3 газа по 31 месторождению, что составляет 88,7% нефтяных и 49,5% газовых запасов всего НГБ. Морские месторождения не разрабатываются, только Amauligak было в пробной разработке в 1986 г. (добыто 44 тыс. тонн нефти).

На территории арктических островов и прилегающей акватории Канады открыто 19, преимущественно (91%) газовых, месторождений, из которых 17 относятся к НГБ Sverdrup. Основные залежи этого НГБ расположены в песчаниках юрско-мелового возраста. Изучение нефтегазоносности региона началось с бурения первых трех скважин на трех островах Melville, Cornwallis и Bathurst в 1961 – 1963. В 1960 – 1986 гг. здесь отработано свыше 120 тыс. пог. км сейсмических профилей и пробурено около 200 поисково-разведочных скважин. Извлекаемые запасы 13 морских и транзитных месторождений составляют 45 млн тонн нефти (в 8 месторождениях) и 301 млрд м3 газа (в 12 месторождениях).

Первое и самое крупное месторождение Drake Point с запасами газа 152 млрд м3 было открыто в 1969 г. на острове Melville, а через три года – первое морское месторождение Hecla с запасами газа 105 млрд м3 (второе по размерам в НГБ). Их залежи содержат 52,2% запасов всего НГБ (30,8 и 21,4 %). Запасы других месторождений меняются от 1,6 до 60,4 млрд м3 в морском Whitefish, открытом в 1979 г.

Месторождения арктических островов Канады не разрабатываются, за исключением Bent Horn, открытого в 1974 г. на юго-восточной окраине НГБ Sverdrup в Франклинском складчатом поясе (остров Cameron). Здесь из девонских карбонатных отложений добыто в 1985 – 1996 гг. около 400 тыс. тонн нефти, вывезенных танкерами в летнее время.

В 2006 – 2010 гг. проводился четырехлетний региональный этап сейсмических исследований северных акваторий Канады и США на открытой воде и в сложных ледовых условиях с ледокольным сопровождением до 84 – 850СШ (рис. 1). Получены качественные сейсмические материалы в объеме 13,5 тыс. км, впервые давшие информацию о строении осадочной толщи северной части Канадского бассейна, являющегося нефтегазоперспективным продолжением континентального шельфа на глубоководье.

5. Дания – шельф Гренландии

Основной объем сейсморазведки 2D на шельфе Гренландии (рис. 1) выполнен на мультиклиентной основе (TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION). В частности, компания ION отработала в 2009 – 2010 гг. на северо-восточном шельфе Гренландии (рис. 1) 11,8 тыс. км сейсмопрофилей, доходящих до широты 81,50, при этом значительный объем морских работ проведен по сплошному однолетнему и смешанному льду толщиной около 1 м с длиной сейсмокосы 8 км.

На западном шельфе Гренландии в заливе Baffin в 1976 – 1997 гг. были пробурены первые 5 скважин, а в последнее десятилетие – еще 5. В августе 2010 г. компания Carpicorn, принадлежащая британской Cairn Energy, объявила об открытии первого нефтяного месторождения скважиной T8-1 (забой – 3282 м). Интересы Дании представляет гренландская компания Nunaoil, основанная в 1985 г. и обладающая долями во всех морских проектах.

На основе выявленных сейсморазведкой крупных структур, открытий (крупное канадское газовое месторождение Hekja в песчаниках палеоцена на широте 620) и нефтегазопроявлений USGS предполагает, что Западно-Гренландский – Восточно-Канадский НГБ (включает НГБ Baffin) содержит более 1,1 млрд тонн жидких УВ и 1,5 трлн м3 газа.

Заключение

В результате анализа извлекаемых запасов шельфа пяти стран циркумполярного региона построены круговые диаграммы, приведенные на рис. 7. При этом не учитывались предварительно оцененные запасы месторождений в Чукотском море (США) и на шельфе Гренландии (Дания), не вносящие кардинальных изменений в диаграммы рис. 6. Российские акватории Западной Арктики содержат 43,1% запасов жидких УВ и 91,3% запасов газа всего шельфа Арктики.
Рис. 7. Распределение запасов нефти и газа (%) на шельфе Арктики
Несмотря на то, что все арктические моря России недоизучены, здесь выявлены наибольшие запасы нефти и газа (Баренцево и Карское моря). Данная ситуация позволяет утверждать, что именно в российских морях возможен наибольший прирост запасов и открытие многих новых крупных месторождений в широком стратиграфическом диапазоне отложений.

В настоящее время ведется добыча только на 11 морских арктических месторождениях: на Северном Склоне Аляски в море Бофорта (9), в норвежском секторе Баренцева моря (1), в Карском море в Тазовской губе (1). Поэтому утверждения, что Россия отстает с освоением морских месторождений Арктики, не имеют серьезных оснований.

Первоочередные месторождения для организации морских нефтегазовых промыслов в условиях сложной ледовой обстановки рационально выбирать вблизи побережья с широко развитой инфраструктурой. Особый интерес представляют залежи, которые можно разрабатывать горизонтальными скважинами с берега. Такой подход успешно опробован в США и России и является наиболее безопасным для ранимой природы шельфа Арктики.

Литература

  1. Богоявленский В.И. Углеводородные богатства Арктики и российский геофизический флот: состояние и перспективы. Морской сборник. М.: ВМФ, 2010, № 9. С. 53 – 62.
  2. Богоявленский В.И. Изученность и перспективы нефтегазоносности российской и норвежской акваторий Баренцева моря // Арктика: экология и экономика. М: РАН, 2011, №2. С . 64 – 75.
  3. Гаврилов В.П., Федоровский Ю.Ф., Тронов Ю.А. и др. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. М.: Недра, 1993. 323 с.
  4. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Белонин М.Д. и др. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов. М.: ООО «Геоинформцентр», 2002. 432 с.
  5. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Савченко В.И., Сенин Б.В., Супруненко О.И. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние и проблемы освоения. Минеральные ресурсы российского шельфа (Cпецвыпуск журнала Минеральные ресурсы России; экономика и управление). М.: 2006. С. 14 – 71.
  6. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России // Арктика: экология, экономика. М: РАН, 2011, №1. С .26 – 37.
  7. Новатэк. Годовой отчет за 2010 г. 72 с.
  8. Facts. The Norwegian Petroleum Sector 2010. NPD, 2010. 223 p.
  9. Alaska Oil and Gas Report, May 2006. Alaska Department of Natural Resources Division of Oil & Gas. Anchorage, 2006. 115 p.
  10. Alaska Oil and Gas Report, November 2009. Alaska Department of Natural Resources Division of Oil & Gas. Anchorage, 2009. 63 p.
  11. Drummond K.J. North Canada distribution of ultimate oil and gas resources. Drummond Consulting, 2009. 60 p.

References

  1. V.I. Bogoyavlensky. Hydrocarbon Resources of Arctic and Russian Geophysical Fleet: Status and Prospects. Marine collected book. М.: VMF, 2010, No. 9. P. 53 – 62.
  2. V.I. Bogoyavlensky. Study and Prospects of Oil and Gas Occurrence in Russian and Norwegian Offshore Area of Barents Sea // Arctic: Ecology and Economics. М: RAS, 2011, No.2. P . 64 – 75.
  3. V.P. Gavrilov, Y.F. Fedorovsky, Y.A. Tronov et al. Geodynamics and Oil and Gas Occurrence in Arctic. М.: Nedra, 1993. 323 pages.
  4. Y.N. Grigorenko, I.M. Mirchink, M.D. Belonin et al.. Areas of Oil-and-Gas Accumulation of the Continental Margins. М.: Geoinformcenter, LLC 2002. 432 pages.
  5. Y.N. Grigorenko, I.M. Mirchink., V.I. Savchenko, B.V. Senin, O.I. Suprunenko Hydrocarbon Resources of Russian Continental Shelf: Status and Problems of Development. Mineral Resources of the Russian Shelf (Special Issue; Economics and Management). М.: 2006. P. 14 – 71.
  6. N.P. Lavernov, A.N. Dmitrievsky, V.I. Bogoyavlensky. Fundamental Aspects of Oil and Gas Resources Development in Offshore Russian Arctic Areas // Arctic: Ecology, Economics. М: RAS, 2011, No.1. P .26 – 37.
  7. Novatek Annual Report for 2010. 72 pages.
  8. Facts. The Norwegian Petroleum Sector 2010. NPD, 2010. 223 p.9. Alaska Oil and Gas Report, May 2006. Alaska Department of Natural Resources Division of Oil & Gas. Anchorage, 2006. 115 p.
  9. Alaska Oil and Gas Report, November 2009. Alaska Department of Natural Resources Division of Oil & Gas. Anchorage, 2009. 63 p.
  10. Drummond K.J. North Canada distribution of ultimate oil and gas resources. Drummond Consulting, 2009. 60 p.

Комментарии посетителей сайта

  • Сергей Быков 05.06.2013, 05:32 ссылка
    Обратиться к шельфовой тематике разведки месторождений углеводородов заставило землетрясение в Охотском море. Даже не столько само землетрясение, а скорее тот комментарий, который был написан мною по этому поводу. А с учетом того, что уже до этого мною была написана статья «Прикладное значение теоретических взглядов развития тектоники по версии эволюционной динамики развития Земли» (глава 46 от 15.03.2013г. http://asteroid-crater.livejournal.com/20748.html), в которой была сделана попытка демонстрации возможности прогнозирования залегания полей углеводородов, то прочитав выскочившую в поисковике статью о сейсморазведке шельфа, с просьбой оставить комментарий, не смог не написать несколько строк по этому поводу.
    «25 февраля 2013, 00:01 | Экономика | Мария Киселева
    Минпромторг потратит 400 млн рублей на разработку техники и технологий сейсморазведки на шельфе арктических морей. Победители конкурсов станут известны в конце марта. Впрочем, как выяснили «Известия», в ближайшее время Минпромторг намерен просить правительство увеличить финансирование программы развития морской техники для освоения арктического шельфа.
    В ходе исследований, конкурс на проведение которых объявил Минпромторг, должны быть разработаны новые техника и технологии сейсморазведки морского дна и повышения безопасности буровых платформ. В частности, речь идет о безопасном профилирования морского дна с высоким разрешением и технологии создания придонной мобильной станции разведки нефтегазовых месторождений на морских шельфах.» (http://izvestia.ru/news/545536)
    В современном мире добыча углеводородов на шельфе морей представляется чуть ли не беспроигрышной лотереей с обязательным джекпотом. Исходя из представлений об органическом происхождении нефти, шельфовые зоны морей – это кладовые отложений органики. Да, есть во всем этом рациональный подход. Нет возражений. Но ведь есть и другие взгляды на происхождение месторождений углеводородов – космогоническая версия. И вот в соответствии с космогонической версией поиск и разведку месторождений углеводородов можно и нужно вести в ограниченных прогнозных участках шельфовых зон.
    Ну, во-первых, это существенно меньшие затраты на саму сейсморазведку, когда не нужно «хлестать» тысячи километров, а можно обойтись сотнями.
    Во-вторых, это естественно гораздо меньший урон окружающей среде. А экологическая составляющая в современном мире, по крайней мере на словах, играет всё большую роль. И потому стремление снизить экологические риски и ущерб должны бы быть ведущим аргументом в пользу применения или использования прогнозных методов космогонического подхода к прогнозированию нахождения областей залегания углеводородов. Потому что, в любом случае, исходя из органической природы углеводородов, их залежи повсеместны – нужны лишь рифтограбенные ловушки лагунного типа. А потому сейсмика идет повсеместно, в поисках лагун – грабенных отложений теплых морей далекого прошлого.
    Остановившись в упомянутой статье на прогнозе залежей углеводородов в Норвежском море, автор практически изложил методологию прогноза и поиска полей углеводородов в рамках космогонического подхода к прогнозированию залежей таких месторождений.
    В дополнение к этому было предложено рассмотреть варианты прогноза залежей углеводородов в рамках программы заполнения трубы нефтепровода ВСТО на примере анализа бортовых структур ложа погружения астероидного тела «Плато Путорана» (глава 30 от 13.09.2012г., http://asteroid-crater.livejournal.com/2012/09/13/).
    Для меня конечно совершенно очевидно, что рекомендации академической науки в лице заслуженных ученых являются для ведущих российских компаний путеводной звездой. Но, тем не менее, хотелось бы оспорить мнение, высказанное ведущим академиком в области прогнозов перспективных областей нефтегазоносности Алексеем Конторовичем, о том, что месторождения углеводородов нельзя открыть «карандашом»:
    «Открытие этого месторождения («Савостьяново») вопреки высказываниям многих скептиков подтверждает, что обеспечение нефтяными запасами второй очереди нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» реально. Однако для этого необходимо значительно увеличить объемы геологоразведочных работ. Карандашом открывать месторождения нельзя. Необходимо выполнять геофизические работы и бурить поисковые и разведочные скважины. Для сравнения замечу: в конце 80-х годов в Восточной Сибири и Якутии бурилось около 350-400 шт. глубоких скважин в год. В это время и были сделаны все открытия. Но уже тогда было очевидно, что в Восточной Сибири надо бурить минимум миллион метров в год. Напомню, что в Западной Сибири в 1988 г. было пробурено 2 млн. 800 тыс. поисковых и разведочных скважин! Сегодня, в условиях кризиса, нефтяные компании бурят в этом районе не более 60 тысяч метров в год. Если геологоразведка будет вестись такими темпами, то месторождений Восточной Сибири не увидим не только мы, но и наши правнуки.» (http://academ.info/news/13001)
    Общий тезис интервью можно выразить таким образом, что, перефразирую классика марксизма Владимира Ильича, Алексей Эмильевич призывает потенциальных претендентов на разработку лицензионных участков углеводородов – бурите, бурите и бурите. Позвольте возразить по двум причинам. Во-первых, не таким должен быть подход к разведке в современных условия перспективно высокой конкуренции на рынках сбыта углеводородов. Разведать «любой ценой» могла позволить себе только советская геология. Иных подходов требует время. Страна, та, уже уехала в прошлое. Правда, подход, тот еще, что в Роснефти, что в Газпроме, сохранялся еще почти двадцать лет. И только сейчас, в условиях появившейся конкуренции на внешних рынках, в условиях системного экономического кризиса и ухудшающейся конъюнктуры рынка углеводородов, что Сечин, что Миллер начали предпринимать шаги по повышению конкурентоспособности руководимых ими компаний. Те компании, что помельче, в рынке то уже давно. Но теперь «поджало» и крупных игроков. И потому вопрос экономии средств, если раньше оно стоял абстрактно, то теперь – вполне конкретно. Бурить без точного, обоснованного прогноза, впрочем, как и делать сейсморазведку – банкротно.
    Что касается второго обстоятельства – «открывать карандашом», то что же может предложить взамен космогонический путь прогноза?
    В одной из своих статей «Северная земля» (глава 34 от 01.10.2013, http://asteroid-crater.livejournal.com/11019.html), рассматривая на наличие возможных вторжений космических пришельцев север Красноярского края, в том числе написал и о троге Воронина. Написал, да, написал. Книжку к изданию стал готовить. Иллюстрацию нарисовать нужно. Не далее как вчера – нарисовал. А тут еще и комментарий к Охотскому шельфовому событию с землетрясением. Все сошлось. Только что комментатор про шельф Охотского моря «Магадан-1», «Магадан-2», совместно с японскими компаниями - Роснефть.
    Возможные, вернее, наиболее вероятные области концентрации углеводородов.
    В рифтограбенных ловушках левого и правого бортов ложа погружения должы быть циклично-повторяющегося характера полусерповидные структуры, вертикально наклонного характера, образующие лепестково-стружечную чашу периметра ложа погружения, являющиеся областями концентрации углеводородов, обозначено цифрой 9.
    Область концентрации сбросов легкой наружной оболочки в точке завершения погружения отмечено цифрой 10. Рифтограбенные ловушки, расположенные на больших глубинах, по большей степени вертикальные, многоуровневые.
    Область наибольших концентраций сбросов легкой наружной оболочки - центральная часть кратера – обозначена цифрой 11. Добыча может быть ограничена большими глубинами. Классическое залегание в куполовидных структурах, в моноклинальных линзах.
    Но почему идет привязка к Охотскому шельфу? Да потому, что если на «Западно-Камчатском» лицензионном участке «подход» оставшихся в теле погружения, после полного погружения, и отжатых межпластовым давлением углеводородов к верхушке плюма – прогнозируемый, вероятный, но не достоверный, то здесь картина несколько иная.
    Если на «Западно-Камчатском» в межмолекулярном мантийно-литосферном дрейфе углеводороды должны были пройти путь около 600 км в 30 млн лет, при событии погружения 32?39 млн лет назад, то в данном случае мантийный плюм из места завершения движения выбрасывался с шапки в 150 км и глубины опоясывающего погружения около 260 км. и соответственно время в пути, дрейфа легких подвижных соединений от верхушечных структур составило около 7?8 млн лет. С глубины опоясывающего погружения и верхней «полусферы» тела внедрения - 13?15 млн лет. Дрейф подвижных соединений из нижней полусферы тела внедрения при «отжатии» флюидного потока из тела внедрения к поверхности, составил около 25 млн лет.
    При возрасте периода погружения, датируемого по возрасту метаморфизма пород острова Шмидта, являющегося узлом турбулентности кратера погружения, как нижний меловой период - 100 ?145 млн лет назад (геологическая карта ВСЕГЕИ Красноярский край http://vsegei.ru/ru/info/gisatlas/sfo/krasnoyarsky_kray) можно говорить о том, что этого периода времени с лихвой хватило для полного завершения процесса «отжатия» горных пород тела внедрения от легких наружных оболочек по всему объему тела погружения. И магматический поток мантийного плюма, обогащенный газами и флюидами, полностью завершил свое движение к поверхности, обогатив приповерхностные слои коровых структур легкими подвижными соединениями. Флюиды при дальнейшем движении подземных вод к поверхности должны отложиться соляными шапками остатков высокоминерализованных рассолов, ниже которых концентрируются углеводороды, для которых эти «шапки» непреодолимы. Таким образом, над областью завершения движения погружаемого тела в мантии, в приповерхностных коровых структурах, в данном временном интервале, мы будем иметь практически полностью сформированное месторождение уже без флюидной подпитки снизу.
    Потому можно констатировать, что при наличии в теле погружения углеводородов, они с флюидоносными потоками были доставлены в верхушечные структуры струи мантийного плюма, который имеет шапку в виде перевернутой чаши в точке, обозначенной как южное завершение продольной оси погружения 1-1.
    Это прогноз, который делается на кончике карандаша. Вопрос только в том, кто и как им сможет воспользоваться. Или по-прежнему будут «хлестать» сейсморазведкой все бескрайние просторы северных морей, прежде чем наткнутся на что-то путное.
    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


Авторизация


регистрация

Богоявленский В.И.

Богоявленский В.И.

член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

Богоявленский И.В.

Богоявленский И.В.

научный сотрудник

Институт проблем нефти и газа РАН

Просмотров статьи: 26381

Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru