Шельф далекий и близкий
Программа рассчитана до 2030 г. и предусматривает бурение 283 поисково-оценочных и разведочных скважин суммарным объемом 653,8 тыс. м, выполнение сейсморазведки 2D в объеме 860 – 930 тыс. пог. км, в том числе 626 тыс. пог. км в рамках региональных геологоразведочных работ, 3D – 60 – 80 тыс. км2, прирост запасов нефти и конденсата – до 1360 млн тонн и запасов газа – до 13 300 млрд м3, максимальный объем годовой добычи нефти в 2030 г. – 66,2 млн тонн, максимальный объем добычи газа в том же году – 231 млрд м3.
Согласно проекту Программы, достижение этих солидных рубежей добычи будет обеспечено за счет разработки не менее 16 – 17 уже открытых и новых морских и транзитных (прибрежно-морских) месторождений в Баренцевом (с Печорским), Карском, Охотском и Каспийском морях. Иными словами, наиболее богатый углеводородными ресурсами Арктический шельф (более 80% начальных суммарных ресурсов УВ всего континентального шельфа России) намечается осваивать с лучше изученного, с уже открытыми месторождениями западного сектора.
Между тем в последние годы резко изменилась конъюнктура газового рынка (прежде всего интенсивное освоение ресурсов сланцевого газа в США с тенденцией превращения США из страны-импортера в экспортера газа; снижение потребления газа в странах ЕС). Это уже привело к выходу компаний «Статойл» и «Тоталь» из консорциума по освоению Штокмановского месторождения и переносу начала его разработки на неопределенный срок; предпринимаются усилия по увеличению поставок российского газа в страны Юго-Восточной Азии. С другой стороны, с учетом задачи обеспечить к 2030 г. годовой уровень добычи нефти более 66 млн тонн необходимо на Арктическом шельфе выявить новые (помимо восточной части Печорского моря) районы с преимущественной нефтеносностью разреза и срочно приступать к их освоению.
Направление поисков – море Лаптевых
В этих условиях и с учетом того внимания, которое стало уделяться правительством страны улучшению условий жизни населения Дальнего Востока и Северо-Востока Российской Федерации, повышению занятости, восстановлению и развитию инфраструктуры этих регионов, в частности Северному морскому пути (CМП), целесообразно обсудить возможность ускоренного полноценного изучения нефтегазового потенциала моря Лаптевых.Чем объясняется этот выбор? Рядом причин: достаточно высокой сейсмической изученностью моря и высокими предпосылками его нефтегазоносности; малыми глубинами большой прибрежной части моря и возможностью выполнять бурение с берега и насыпных островов; расположением моря практически посредине СМП и возможностью использования и СМП, и речного пути по р. Лене и газопроводов от газовых месторождений Якутии к системе ВСТО для транспортировки нефти и газа из будущих месторождений на шельфе моря Лаптевых к нашим дальневосточным морским портам.
Немалые надежды в решении этой проблемы мы возлагаем на объединение усилий федеральных органов (Роснедра) и руководства Республики Саха (Якутия).
Однако предлагаемая задача – далеко не простая, как не прост и объект исследований – уникальный Лаптевский рифтогенный бассейн, мощность осадочного чехла в котором достигает 10 – 12 км [1]. Структурно этот бассейн располагается на простирании Евразийского бассейна Северного Ледовитого океана и его срединно-океанического хребта Гаккеля.
Рис. 1. Структурная карта подошвы осадочного чехла южной части Лаптевского бассейна
1 – изогипсы подошвы осадочного чехла (км),
2 – разрывные нарушения, 3 – сейсмический профиль МОВ ОГТ 87722, 4 – рекомендуемый участок для бурения
2 – разрывные нарушения, 3 – сейсмический профиль МОВ ОГТ 87722, 4 – рекомендуемый участок для бурения
Верхний сейсмокомплекс имеет покровный характер залегания, небольшую выдержанную мощность (до 1000 – 1200 м) и почти полное отсутствие разрывных нарушений, отличаясь сейсмической «прозрачностью». В настоящее время среди исследователей существует широкий разброс мнений о стратиграфической привязке рассматриваемых сейсмокомплексов. Одни из них датируют нижний сейсмокомплекс в объеме рифей-миоцен [1, 2] или пермь-миоцен [3], тогда как другие считают его верхнемеловым-кайнозойским [4, 5]. Относительно верхнего сейсмокомплекса нет такого разброса мнений. Он датируется плиоценом-квартером [1, 2, 3], либо верхним миоценом-квартером [5].
По нашему мнению, возрастной диапазон нижнего сейсмокомплекса находится в интервале апт-альб – поздний мел. Верхний же сейсмокомплекс представляет собой отложения кайнозоя [6]. Такая стратиграфическая привязка рассматриваемых сейсмокомплексов опирается на геологические данные, в том числе результаты картировочного бурения, по Новосибирским островам, острову Айон в Восточно-Сибирском море и прибрежной суше. Кроме того, основополагающее значение было придано стилю сейсмической записи этих сейсмокомплексов и их привязке к разрезам глубоких буровых скважин на Чукотском шельфе США в непосредственной близости к государственной границе между РФ и США в Чукотском море [7]. Дело в том, что как на Чукотском шельфе США, так и на всем российском Восточно-Арктическом шельфе выдерживается единый стиль сейсмической записи рассматриваемых сейсмокомплексов. Суть состоит в том, что нижний сейсмокомплекс всюду характеризуется отчетливо выраженной деформированностью пликативного и разрывного характера, то есть он структурирован. Верхний же сейсмокомплекс повсеместно находится в плащеобразном залегании и, что характерно, не затронут разрывами, развитыми в нижнем сейсмокомплексе [6]. В скважинах на шельфе США граница раздела данных сейсмокомплексов является границей нижнемеловых (баррем-альбских) и кайнозойских (начиная с палеогена) отложений [8]. Несогласное залегание кайнозойских отложений на подстилающих образованиях различного возраста установлено везде, где вскрыта подошва кайнозоя. В основании кайнозоя повсюду фиксируется кора выветривания в виде глин каолинит-гидрослюдистого состава мощностью от первых метров до 25 м [9, 10].
Необходимо отметить плавное изменение мощности кайнозойского сейсмокомплекса. На Восточно-Арктическом шельфе его мощность меняется от первых сотен метров на поднятиях до 1000 – 1300 м в большинстве прогибов и впадин, достигая 1800 м в осевой зоне очень глубокого Северо-Чукотского прогиба. Прямые геологические данные о мощности кайнозоя следующие: на Новосибирских островах 380 м – по результатам картировочного бурения, 671 м в скважине на о-ве Айон, где вскрыт полный разрез кайнозоя, начиная с датского яруса; 700 м в скважине «Крэкэр-Джек» на Чукотском шельфе США и 1500 м в скважине «Попкорн» на том же американском шельфе [8]. Вторая скважина расположена в 50 км севернее первой, уже в пределах Северо-Чукотского прогиба. Как видим, максимальная мощность кайнозоя в Северо-Чукотском прогибе устанавливается как по сейсмическим, так и по геологическим (буровым) данным.
В меловом, как мы предполагаем, сейсмокомплексе Лаптевского бассейна, впрочем, как и на остальной части Восточно-Арктического шельфа, установлены элементы проградационной слоистости клиноформ, дельтовых фаций и признаки глиняного диапиризма [1, 6]. Все это в сочетании с громадной мощностью мелового сейсмокомплекса (до 10 км), его сейсмической и структурной контрастностью указывает на лавинный характер осадконакопления в меловом периоде. Высокий уровень геодинамической активности в это время выражается также в формировании конседиментационных структур и крупных оползней в сейсмотолщах мощностью более 1 км [6]. Вероятнее всего, перечисленные характеристики суть не что иное, как проявление сейсмичности, наблюдаемой в Лаптевском бассейне и в настоящее время. Продолжительная тектоническая активность в Лаптевском бассейне неизбежно должна была сопровождаться повышенным тепловым потоком. Некоторым косвенным подтверждением этому могут служить многочисленные мелкие локальные магнитные аномалии в бассейне, верхние кромки которых располагаются преимущественно в верхней части мелового сейсмокомплекса. Скорее всего, они обусловлены дайками базитов, представляющих внешний ореол базитового магматизма Евразийского бассейна океана. Мнение о широком площадном апт-альбском базальтовом вулканизме в Лаптевском бассейне [11] не находит подтверждения в характере аномального магнитного поля и геологических данных по обрамляющей суше материка и островов.
Газогеохимическое опробование донных осадков в Лаптевском бассейне выявило аномальное содержание углеводородных газов (0,05 – 1,0 см3/кг) в нескольких десятках проб. Они приурочены к границам положительных и отрицательных структур, осложненных разрывами. Помимо метана в газах присутствуют, а иногда и преобладают тяжелые гомологи, включая бутан. Глубинный фактор при формировании газовых аномалий подтверждается присутствием в них аргона и гелия [1]. Эти аномалии в донных осадках проявились на поверхности дна в результате современной сейсмичности бассейна. Мы полагаем, что большая часть их экранирована региональной глинистой покрышкой (корой выветривания) в основании кайнозоя, что было отмечено выше. Косвенным подтверждением такому предположению могут служить данные о нефтегазопроявлениях в разрезах американских скважин на шельфе Чукотского моря. В них отложения нижнего мела характеризуются многочисленными проявлениями нефти и газа, а перекрывающий кайнозойский комплекс оказывается стерильным от углеводородов [8].
Необходимо бурение параметрической скважины
Рис. 2. Глубинный и временной разрезы по профилю МОВ ОГТ МАГЭ - 87722, к западу от дельты р. Лены
KZ – кайнозойский сейсмокомплекс, K – меловой сейсмокомплекс
На рис. 3 приведен проектный геологический разрез предлагаемой скважины.
Рис. 3. Ожидаемый геологический разрез скважины у северо-западной окраины дельты р. Лены
1 – галечники и конгломераты на поверхности размыва, 2 – линзы галечников и конгломератов, 3 – пески и песчаники, 4 – алевриты, 5 – алевролиты, 6 – глины, 7 – аргиллиты
И, конечно, вновь необходимо обратить внимание на крайнюю мелководность южной части моря Лаптевых, где около 30 тыс. км2 акватории имеют глубину менее 20 м. В случае выявления промышленных углеводородных залежей их освоение в южной части бассейна не потребует использования морских платформ. Его можно осуществлять путем создания искусственных насыпных или намывных островов.
Кто выполнит параметрическое бурение и приступит затем к поисково-оценочным и разведочным работам в море Лаптевых? В настоящее время на два участка в южной части моря Лаптевых претендует ОАО «НК «Роснефть». Есть желание организовать работы в море Лаптевых со стороны НК «ЛУКОЙЛ» с ее богатым успешным опытом работ в Каспийском море и ОАО «Зарубежнефть». НК «ЛУКОЙЛ» готова вложить в освоение Арктического шельфа 2,7 млрд долл. Минприроды России неоднократно высказывало пожелание расширить список компаний, допущенных к работам на Арктическом шельфе. Думается, что море Лаптевых предоставляет возможность реализовать эти пожелания Минприроды России, особенно с учетом того, что ОАО «НК «Роснефть» вынуждено приглашать к реализации работ на своих лицензионных участках зарубежные нефтяные компании. Мы уже давно призываем к организации консорциумов нефтегазовых компаний для выполнения параметрического бурения и дальнейшего освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа [12]. Думается, что с учетом задач, сформулированных в проекте «Программы разведки…», этот путь требует скорейшей реализации.
При пристальном внимании, которое уделяет освоению шельфа комиссия по ТЭК при Президенте Российской Федерации, можно надеяться, что энергичное изучение и освоение нефтегазовых ресурсов моря Лаптевых начнется в ближайшие годы.
