Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) является и, в перспективе, будет оставаться главным регионом добычи нефти и газа в России и мире. Провинция расположена на территории восьми субъектов РФ и занимает около 15 % территории России.
Современная нефтяная и газовая промышленность России базируется, главным образом, на разведанных уникальных запасах нефти в ХМАО и природного газа в ЯНАО, соответственно, что в значительной мере обеспечивает и будет обеспечивать, по крайней мере, до середины XXI века энергетическую безопасность и, в определенной мере, экономические и геополитические интересы страны.
Однако к настоящему времени в этом регионе сложилась ситуация, когда добыча, в первую очередь нефти, неуклонно снижается, а ресурсная база восполняется запасами углеводородного сырья на уровне, не обеспечивающем расширенное воспроизводство. Это, в значительной степени, связано с недостаточными для воспроизводства объемами геологоразведочных работ и ухудшающимся качеством ресурсов. Поэтому в средне- и долгосрочной перспективе устойчивое развитие ЗСНГП будет определяться в первую очередь параметрами расширенного воспроизводства ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в поиски, разведку и добычу сырья, уровнем инвестиций в традиционные и новые добывающие регионы.
РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
В геологическом плане Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция включает 14 нефтегазоносных областей (НГО), а также 4 перспективных НГО и 2 самостоятельных перспективных нефтегазоносных района, в контурах которых в настоящее время залежей углеводородов не выявлено.
Низкая степень изученности территории в совокупности с большим ресурсным потенциалом дают основание выделить три основные области, которые в средне- и долгосрочной перспективе могут стать основой прироста запасов и поддержания стабильных уровней добычи в Западной Сибири — Енисей-Хатангская НГО, Гыданская НГО и акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами (рис. 1).
Енисей-Хатангская нефтегазоносная область
Геологические исследования, направленные на поиски углеводородов на территории в контуре современных границ Енисей-Хатангской НГО, начались еще в 30-е гг. прошлого века, с создания в 1935 г. Главным управлением Северного морского пути Усть-Енисейской нефтеразведочной экспедиции.
В результате почти 20-летней деятельности экспедиции (1935 — 1953 гг.) были раскрыты основные черты геологического строения западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. В его пределах были установлены крупные положительные и отрицательные структуры, выявлено более десятка локальных поднятий. Основной объем поискового бурения был сосредоточен на Малохетской структуре в районе п. Усть-Порт, в контуре которой при испытании скважин в интервалах юрских и меловых отложений были получены многочисленные слабые притоки газа (до 12 тыс. м3/сут) и воды с небольшим содержанием газа и пленкой нефти [1].
Несмотря на наличие положительных результатов, свидетельствующих о перспективности мезозойских отложений на нефть и газ, они были оценены как отрицательные, и в начале 50-х гг. экспедиция была ликвидирована [2].
Тем не менее, проведение в этом районе комплекса геолого-геофизических исследований, колонкового и глубокого бурения имело большое значение. Анализ полученного объема геологического и палеонтологического материала из пробуренных скважин во многом способствовал впоследствии наиболее обоснованному выбору новых поисковых объектов [3, 4].
Этап основных открытий месторождений углеводородов на территории Енисей-Хатангской НГО начался со второй половины 60-х гг. прошлого века, когда были значительно увеличены объемы сейсморазведочных работ, параметрического и поискового бурения, которые были сконцентрированы, главным образом, к западу от р. Енисей. Всего до конца 80-х гг. на этой территории было открыто 9 месторождений, в том числе и крупных по запасам, с залежами газа и газоконденсата в отложениях средней юры, нижнего и верхнего мела. К востоку от р. Енисей за этот же период было открыто 4 месторождения, что подтвердило нефтегазоносность мезозойских отложений территории Енисей-Хатангской НГО в региональном масштабе. При этом в правобережной части было выявлено первое крупное по запасам нефтяное месторождение – Паяхское, что стало свидетельством перспектив открытий в Енисей-Хатангской НГО залежей не только газообразных углеводородов, но и жидких.
По итогам этого этапа исследований были установлены основные особенности геологического и тектонического строения Енисей-Хатангского регионального прогиба, выполнены первые оценки перспектив нефтегазоносности и обоснованы направления геологоразведочных работ по поиску крупных залежей углеводородов [4]. При этом необходимо отметить, что к концу 80-хгг. резервный фонд не изученных глубоким бурением выявленных крупных и средних по размерам ловушек значительно сократился.
В последующее десятилетие геологоразведочные работы в Енисей-Хатангской НГО носили несистемный, фрагментарный характер, что было связано с глобальной реорганизацией нефтегазового комплекса России.
В XXI веке геологическое изучение территории Енисей-Хатангской НГО возобновлено. С начала нулевых годов здесь выполнен большой объем сейсморазведочных работ по программам Федерального агентства по недропользованию РФ. На распределенном фонде недр геологоразведочные работы ведут ПАО «Роснефть», ПАО «Сургутнефтегаз», АО «Нефтегазхолдинг». В 2000г.
ОАО «Норильскгазпром» открыл Новосоленинское газонефтяное месторождение. В 2009 г. компанией ОАО «Роснефть» к северу от Паяхского месторождения открыто крупное по запасам Байкаловское нефтегазоконденсатное месторождение и в 2012 г. — Горчинское газовое месторождение.
Таким образом, с начала целенаправленных нефтегазопоисковых работ на территории Енисей-Хатангской НГО открыто 1 нефтяное, 1 газонефтяное, 1 нефтегазоконденсатное, 2 газоконденсатных и 9 газовых месторождений. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов Енисей-Хатангской НГО составляют почти 700 млн т, в том числе нефти – 206 млн т, природного газа – 473 млрд м3, газового конденсата – 15 млн т (рис. 2).
В составе месторождений Енисей-Хатангской НГО выявлено 56 залежей в стратиграфическом интервале от средней юры по сеноманский ярус верхнего мела включительно. При этом отмечается четкая закономерность концентрации залежей по фазовому состоянию в отдельных стратиграфических интервалах. Так, наибольшее количество газоконденсатных залежей и запасов в них приурочено к пластам валанжин-готерива суходудинской свиты. Все залежи с нефтяным насыщением расположены в основании мелового разреза в пластах берриас — нижнего валанжина нижнехетской свиты, непосредственно над нефтегазогенерирующей толщей верхней юры.
Такая закономерность определяет главный этаж нефтегазоносности недр Енисей-Хатангской НГО и ориентирует проведение поисковых работ на нефть в берриас – валанжинском разрезе, имеющем клиноформное строение. Так, согласно оценке, выполненной только для клиноформного комплекса на нераспределенном фонде недр, величина ресурсов Д1 составляет: нефть – 1684,1 млн т (извлекаемые – 336,8 млн т), природный газ – 3800 млрдм3, газовый конденсат – 380 млн т (извлекаемые – 190,0 млн т) [5]. Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, начальные геологические ресурсы (НСР) углеводородов, сконцентрированных в мезозойских отложениях Енисей-Хатангской НГО, составляют 11 млрдт, извлекаемые — 7 млрд т [6].
Одна из последних оценок ресурсов углеводородов Енисей-Хатангской НГО приведена в работе А.П. Афанасенкова. В этой работе, на основе обобщения результатов выполненного комплексного анализа, полученного ранее и в последние годы нового геолого-геофизического и геохимического материала, в уточненных границах области суммарные начальные геологические ресурсы углеводородов мезозойско-кайнозойского и палеозойского комплекса пород Енисей-Хатангской НГО оцениваются в 18 млрд т, из которых на долю нефти приходится 40 % [7].
Гыданская нефтегазоносная область
На территории Гыданской НГО бурение глубоких скважин началось в 1973 г. На первом этапе (с 1973 по 1976гг.) буровые работы выполнялись Ямальской и Тазовской нефтегазоразведочными экспедициями (НГРЭ), основными районами деятельности которых были п-ов Ямал и северные районы Пур-Тазовского междуречья, соответственно. В связи с этим в 1976 г. специально для изучения нефтегазоносности мезозойского осадочного чехла Гыданского полуострова были организованы Гыданская и Антипаютинская НГРЭ . Кроме того, с середины 80-х гг. вплоть до 1992 г. в южных районах полуострова работала Мессояхская НГРЭ [8]. В период с начала 70-х гг. до середины 90-х гг. прошлого века в Гыданской НГО пробурено более 150 поисковых и разведочных скважин. При этом поисковое бурение было направлено, главным образом, на выявление залежей углеводородов в отложениях апт-альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса, залегающего на глубинах от 950 до 2500 м.
Первое месторождение (Геофизическое) было открыто на одноименной локальной структуре в 1975 г. В 1978г. открыты еще два крупных газовых месторождения – Гыданское и Антипаютинское. Наиболее значительное по запасам – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение выявлено в 1979 г. Первоначально этот объект оценивался как сравнительно небольшой. В дальнейшем, при расширении поисковых и разведочных работ в ареале трех структурных куполов, к которым приурочено месторождение, его запасы постоянно увеличивались. В настоящее время суммарные запасы газа на месторождении составляют порядка 1,2 трлн м3. Утреннее месторождение – единственный «гигант» на Гыданском полуострове. Следует отметить, что согласно последнему нефтегазогеологическому районированию территории Западно-Сибирской НГП (ФГУП «ВНИГНИ», 2012г.), Салмановское (Утреннее) месторождение вместе со Штормовым месторождением, расположенным севернее, отнесены к Ямальской НГО.
С 1980 по 1984 гг. на полуострове велась доразведка открытых месторождений, а также на северном побережье Тазовской губы открыто Тота-Яхинское газовое месторождение. За период 1985 – 1990 гг. открыты три месторождения – крупные Минховское и Солетское с Ханавейским (последние первоначально рассматривались как два самостоятельных месторождения) и мелкое Восточно-Бугорное. При этом интенсивные поиски и разведка уже открытых залежей привели к значительному приросту как промышленных, так и предварительно оцененных запасов газа [8]. Вплоть до 1993 г. включительно было открыто еще четыре месторождения УВ – два мелких (Трехбугорное и Восточно-Минховское) и два средних (Штормовое и Ладертойское). Таким образом, все известные в настоящее время месторождения УВ на территории Гыданского полуострова открыты к середине 90-х гг. В юрско-меловом интервале осадочного чехла на этих месторождениях выявлено порядка 90 залежей УВ различной величины и фазового состояния. По числу и совокупным запасам резко преобладают газовые и газоконденсатные скопления, наибольшее количество которых сформировалось в пластах группы ТП танопчинской свиты под региональным флюидоупором нижнего-среднего альба.
Наряду с открытием газовых и газоконденсатных месторождений и залежей в середине 80-х гг. на полуострове Гыданский стали выявлять и скопления нефти в виде подгазовых оторочек часто не сплошного, а прерывистого развития. Например, на Утреннем и Геофизическом месторождениях. Однако после периода «большой разведки» на Гыдане (1980 — 1993 гг.) многие залежи остались недоразведанными. Кроме того, низкой и весьма низкой степенью изученности глубоким бурением ниже апт-альб-сеноманского комплекса характеризуется вся территория Гыданской НГО. Здесь к настоящему времени неизученными остаются нижние горизонты берриас-нижнеаптских отложений, которые на сейсмических разрезах характеризуются клиноформным строением и, по аналогии с северными и центральными областями Западной Сибири, считаются весьма перспективными для поисков залежей УВ.
Во второй половине 90-х гг. произошло резкое снижение объемов всех видов работ, что связано с началом преобразований нефтегазового комплекса и переходом к государственному лицензированию пользования ресурсами недр. Как и в Енисей-Хатангской НГО, новый этап поиска и разведки залежей углеводородов на территории Гыданского полуострова начался в XXI веке и продолжается в настоящее время.
Отличительной чертой этого этапа является проведение недропользователями на распределенном фонде недр доразведки ранее открытых месторождений. Геологоразведочные работы состоят из комплексирования результатов детальной сейсморазведки МОГТ, проведенной по сгущенной сети профилей и бурения разведочных скважин, позволяющих уточнить геологическое строение открытых и выявить новые залежи углеводородов. В центральной и северной частях полуострова геологоразведочные работы ведутся ООО «Арктик СПГ 1», в южной части – ПАО «Газпром» и ПАО «НК «Роснефть».
Крайне низкой в настоящее время остается изученность глубоким бурением среднеюрского комплекса пород – высокоперспективного в Ямальской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. В настоящее время разрез средней юры скважинами вскрыт только на пяти площадях, расположенных на побережьях Обской и Тазовской губ. По результатам бурения этих скважин на Геофизическом (1991 г.), Северо-Парусовом (2012 г.) и Салмановском (Утреннем) (2018 г.) месторождениях в отложениях бата открыты залежи газоконденсата.
Значительным вкладом в изучение мезозойского осадочного чехла центральных районов Гыданского полуострова является строительство Гыданской параметрической скважины № 130, которая остановлена забоем в отложениях триаса. Скважина пробурена вблизи пересечения региональных сейсмических профилей № 42 и № 108. В результате бурения получены новые данные о строении разреза юрских и меловых нефтегазоперспективных комплексов. На основе интерпретации материалов ГИС выделено два потенциально продуктивных горизонта в интервалах ачимовской толщи и средней юры. Результаты исследований кернового материала из юрской части разреза, свидетельствующие о перспективах поисков промышленных скоплений УВ в центральной части Гыданского полуострова, приведены в работе.
В настоящее время в пределах Гыданского полуострова выявлено 12 месторождений углеводородов, из которых 8 газовых, 2 газоконденсатных и 2 нефтегазоконденсатных. Суммарные извлекаемые запасы углеводородов Гыданской НГО составляют 2,3 млрд т, в том числе нефти — 10,9 млн т, природного газа — 1,97 трлнм3, газового конденсата — 4,9 млн т (рис. 3). Суммарные геологические запасы углеводородов составляют более 2,5 млрд т против 1,8 млрд т, приведенных в работе [8].
Аналогично выросла оценка начальных суммарных ресурсов УВ Гыданской НГО. Так, согласно оценке 2003г., НСР углеводородов Гыданской НГО составляли 9772,1 млн т, в том числе нефти — 938,1 млн т, природного газа — 8181,1 млрд м3 и газового конденсата 652,8 млн т [9]. Современная оценка НСР углеводородов Гыданской НГО, базирующаяся на комплексном региональном обобщении геологических, геохимических, литологических, петрофизических и других материалов, в том числе новых, полученных как недропользователями, так и в рамках программ параметрического бурения и сейсморазведочных работ, выполненных на территории области по заказу Федерального агентства по недропользованию, составляет 31,8 млрд т, из которых доля нефти равна 30 % [7]. Таким образом, оценка НСР углеводородов Гыданской НГО за последние 15 лет выросла более чем в 3 раза.
Акватория южной части Карского моря
Планомерное изучение арктического шельфа России началось в 60-е гг. XX века, но особенно широкий размах оно приобрело в 70-е гг., после создания Северного морского научно-производственного объединения «Севморгео» в составе научно-исследовательского института геологии Арктики — НИИГА (ВНИИокеангеология), Полярной геофизической экспедиции (ныне — АО «ПМГРЭ») и Морской арктической геологоразведочной экспедиции (ныне — ОАО «МАГЭ»).
За короткий срок на акватории Карского моря был выполнен комплекс региональных работ, включающий сейсмическое профилирование, аэромагнитную съемку, набортные гравимагнитное и гравиметрическое исследования, донное опробование, а также геологические исследования на островах. В 1979 — 1980 гг. на острове Свердруп была пробурена первая опорно-параметрическая скважина [10]. Результатом бурения Свердрупской скважины стало существенное уточнение представления о строении осадочного разреза и фундамента в юго-восточной части шельфа Карского моря [11]. Согласно опубликованным на сайте ОАО «НПЦ «Недра» данным, при испытании песчаных пластов юры были получены признаки их возможной газоносности.
Вторая параметрическая скважина пробурена на острове Белый в 1983 — 1984 гг. с забоем 3500 м в отложениях валанжина [10, 12]. При испытании объектов в меловых отложениях баррема-апта танопчинской свиты были получены притоки нефти, воды и конденсатного газа. Так, из пласта ТП23 получен приток нефти дебитом 3,4 м3/сут, а из пласта ТП16 фонтанный приток конденсатного газа с водой дебитом порядка 87 тыс. м3/сут [13 –15]. Запасы углеводородов в залежах не подсчитывались.
Во второй половине 80-х гг. прошлого века после выявления и подготовки структур сейсморазведочными работами было начато бурение поисково-разведочных скважин на акватории Карского моря. В 1987 — 1988гг. на Русановской структуре пробурены две скважины, результатом испытания которых стало открытие одноименного многопластового газоконденсатного месторождения с залежами в отложениях танопчинской свиты нижнего мела. В 1989 — 1990 гг. на подготовленной сейсморазведочными работами Ленинградской площади, расположенной в 70 км южнее Русановского месторождения, пробурены 2 поисково-разведочные скважины. Обе скважины остановлены в отложениях нижнего мела. В результате испытания песчаных пластов альб-сеноманского возраста скважины № 1 установлено наличие пяти залежей, четыре из которых газовые и одна — газоконденсатная. Строительство второй скважины закончено без испытаний, и по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин она отнесена к продуктивным.
В результате бурения параметрических и поисково-разведочных скважин на шельфе южной части Карского моря получены уникальные данные, которые дают представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности недр. Во всех пробуренных скважинах получены разной величины притоки нефти и газа и признаки углеводородного насыщения пород. Благоприятные общегеологические предпосылки территории южной части Карского моря сочетаются с прямыми признаками нефтегазоносности на островах и очевидными структурными связями с Западно-Сибирской НГП на прилегающей суше [6]. В настоящее время суммарные извлекаемые запасы углеводородов Предновоземельской и Южно-Карской НГО составляют 2,9 млрд т, в том числе нефти — 130 млн т, природного газа — 2,8 трлн м3, газового конденсата – 10,8 млн т (рис. 4).
В связи с нарастающим интересом к проблеме нефтегазоносности акватории южной части Карского моря в последние годы значительно увеличился объем морских сейсморазведочных работ, выполненных ОАО «МАГЭ», ОАО «Севморнефтегеофизикой», ФГУНПП «Севморгео», ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», ОАО «Дальморнефтегеофизикой». Полученный материал позволил на новом информационном уровне уточнить и детализировать представления о геологическом строении осадочного чехла южной части Карского моря и выполнить оценку ресурсной базы этого региона. Это отражено в многочисленных опубликованных работах сотрудников ВНИИокеангеология, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИНГГ СО РАН и др. (табл.). Тем не менее геолого-геофизическая изученность этой территории остается достаточно низкой, что, несомненно, влияет на кондиционность количественной оценки ресурсной базы этого региона. Нетрудно заметить, что максимальная и минимальная оценки различаются более чем в два раза.
В структуре начальных суммарных ресурсов углеводородов южной части Карского моря преобладают газ и газоконденсат — порядка 85 %, а доля нефти и конденсата, соответственно, не превышает 15 % [6]. Учитывая геологические аналогии с Ямальской и Гыданской НГО, в разрезе баррема — апта южной части Карского моря следует ожидать обнаружения не только газовых и газоконденсатных, но и газонефтяных и нефтяных залежей.
Высокие перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений на территории южной части Карского моря подтвердились в 2014 г. бурением скважины ОАО «НК «Роснефть» на Университетской структуре, по результатам которого открыто крупное по запасам, многозалежное нефтегазовое месторождение «Победа» с газоносными пластами в верхнем и нижнем мелу и нефтеносными в средней и нижней юре.
В 2018 г. компания ПАО «Газпром» на лицензионных участках в Южно-Карской НГО, по результатам бурения двух скважин, открыло два новых месторождений газа, что также подтвердило перспективность газоносности меловых отложений на территории южной части Карского моря.
Акватории Обской и Тазовской губ
Этап активного проведения геологоразведочных работ на нефть и газ на акваториях Обской и Тазовской губ начался с 2000 г. – созданием дочернего предприятия Газпрома — компании «Газфлот». Бурением первых скважин на акватории Обской губы были открыты Каменномысское-море – газовое месторождение и Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение, затем Обское газовое месторождение. По результатам бурения поисковой скважины в устье Тазовской губы в 2005 г. открыто многопластовое газоконденсатное Чугорьяхинское месторождение. Все залежи на этих месторождениях приурочены к пластам сеномана и баррем-альба.
На открытых месторождениях компания выполняла разведочное бурение, по результатам которого был осуществлен значительный прирост запасов и открыты новые залежи на Северо-Каменномысском месторождении — в отложениях баррема и на Тота-Яхинском месторождении — в отложениях сеномана на акватории Тазовской губы.
На акваториях Обской и Тазовской губ в настоящее время не изученными глубоким бурением остаются нижнемеловые (берриасс-готерив) и юрские комплексы, которые являются продуктивными на окружающей суше в Надым-Пурской, Гыданской и Ямальской НГО. Полученные в последнее время новые геолого-геофизические материалы по акваториям Обской и Тазовской губ, в том числе детальной сейсморазведки, позволяют высоко оценить перспективность открытия новых крупных залежей углеводородов на подготовленных к глубокому бурению структурах, а также в нижнемеловых и юрских комплексах пород в контурах открытых месторождений.
Согласно опубликованным данным, начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов для акваторий Обской и Тазовской губ составляют порядка 7,0 млрд т [16].
Для этих территорий на сеноманские отложения приходится основная доля ресурсов свободного газа, второе место принадлежит альбским и аптским отложениям. Основная доля жидких углеводородов сосредоточена в берриас-готеривских и нижнесреднеюрских отложениях. Результаты прогноза подтверждают дифференциацию фазового состояния залежей углеводородов в разрезе.
СОВРЕМЕННАЯ ДОБЫЧА И ИНФРАСТРУКТУРНАЯ ОБЕСПЕЧЕННОСТЬ ТЕРРИТОРИИ
Енисей-Хатангская нефтегазоносная область
Добыча газа в Енисей-Хатангской НГО сегодня осуществляется только в рамках локальных систем газоснабжения — для обеспечения газом Норильского промышленного района. Газоснабжение осуществляется на базе Пеляткинского месторождения, которое связанно с Норильским промышленным районом системой газо- и конденсатопроводов протяженностью около 350 км. Оператором разработки месторождения является ОАО «Таймыргаз» (дочерня компания ПАО «ГМК «Норильский никель»»). Перспективы увеличения добычи газа на Пеляткинском месторождении связаны с расширением мощности газопровода до Северо-Соленинского месторождения –для обеспечения потребности Норильского промышленного района.
В группу месторождений Енисей-Хатангской НГО входит нефтяное Пайяхское месторождение, где «Таймырнефтегаз» осуществляет проект по геологическому изучению и последующей разработке месторождения. Пайяхское месторождение расположено в 135км к северо-западу от г. Дудинки Красноярского края. В 2013г. месторождение перешло в ведение Независимой нефтегазовой компании в связи с поглощением компании «Пайяха» — оператора освоения месторождения. Добыча на Пайяхском месторождении начнется в 2023 г. и к 2030г. ожидается на уровне 26 млн т в год. В настоящее время оно находится на стадии разведки, пробурено 12 поисковых и разведочных скважин и происходит активный прирост запасов нефти.
Открытое Таймырской геофизической экспедицией Ушаковское месторождение расположено далеко от обжитых населенных пунктов. Это территория вечной мерзлоты, покрытая болотами, мелкими водоемами и извилистыми реками, поэтому транспортировка грузов и персонала осуществляется только с использованием болотных вездеходов и только с наступлением морозов и промерзанием почвы по зимним дорогам. Ушаковское, Нанадянское, на западе — НГО, Казанцевское, северо-восточнее Ушаковского, освоены слабо.
В 2009 г. в правобережной части Енисейского залива (к северу от нефтяного Пайяхского месторождения) «Роснефтью» открыто нефтегазоконденсатное Байкаловское месторождение. Байкаловский участок расположен в 160 км к северу от г. Дудинки – одного из крупнейших портов Арктической зоны России. По данным Роснедр, ресурсный потенциал Байкаловского месторождения оценивается в 51,9 млн т. Район относится к малонаселенным с плотностью населения менее 1 человека на квадратный километр. Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территориях отсутствует. Необходимые материалы и оборудование в пос. Байкаловск завозятся водным транспортом по реке Енисей. Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно-Соленинское, Северо-Соленинское расположены в 150 км на юг-юго-запад от Байкаловского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата.
Лицензия на освоение Зимнего лицензионного участка принадлежит компании «Русская платина», на участке пробурено 8 скважин. Природный газ Зимнего месторождения может быть использован компанией для газификации промышленной инфраструктуры. В настоящее время ведется строительство обогатительной фабрики и плавильного завода для переработки руды Черногорского месторождения, содержащей цветные и драгоценные металлы, а также осуществляется проектирование транспортной инфраструктуры, включающей порт на реке Енисей.
Гыданская нефтегазоносная область
Гыданская НГО является наименее изученной территорией Западно-Сибирской НГП. По большинству месторождений, открытых на Гыданском полуострове, подтверждаемость как перспективных ресурсов, так и предварительно оцененных запасов УВ при переводе их в промышленные категории не превышает 20 – 30 % (за исключением Утреннего месторождения), в то время как по другим северным областям этот показатель составляет 40 – 70 %.
Развитие нефтедобычи связано прежде всего с южной частью – группой Мессояхских нефтегазоконденсатных месторождений. Оператором разработки является совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК Роснефть» – АО «Мессояханефтегаз». Добыча на Восточно-Мессояхском месторождении началась в конце 2016 г., выход на проектную мощность (6,5 млн т в год) запланирован на 2020 г., подключение Западно-Мессояхского месторождения запланировано на более поздний срок.
ПАО «НОВАТЭК» обладает значительной сырьевой базой на Гыданском полуострове, включающей Утреннее, Геофизическое, Гыданское, Трехбугорное, Штормовое и Ладертойское месторождения, а также приобретенные в последние годы на геологическое изучение и разведку лицензионные участки, которые расположены в восточной части Гыданской НГО. Новые участки существенно увеличивают сырьевую базу компании для реализации новых СПГ-проектов. Ранее в 2014 г. «НОВАТЭК» получил право экспортировать природный газ с полуострова Гыданский через дочерние компании «Арктик СПГ-1», «Арктик СПГ-2» и «Арктик СПГ-3».
Наибольшую эффективность разработка средних и мелких месторождений Гыданской НГО будет иметь при комплексном подходе.
Акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами
Наиболее перспективными объектами для разработки в акватории Карского моря являются уникальные газоконденсатные месторождения Ленинградское и Русановское с запасами более 500 млрд м3. Помимо уникальных запасов этих месторождений рядом с ними выявлено более десяти поисковых участков с большим ресурсным потенциалом. Необходимо проведение детальной сейсморазведки и бурение поисково-разведочных скважин. Освоение ПАО «Газпром» Ленинградского и Русановского месторождений ожидается за пределами 2030 г.
Результатом геологоразведочных работ компании ПАО «Газпром» в 2018 г. стало открытие двух новых месторождений в Карском море c суммарными запасами газа более 500 млрд м3 — уникального месторождения имени В.А. Динкова (в пределах Русановского лицензионного участка) и крупного Нярмейского месторождения (в пределах Нярмейского лицензионного участка). Лицензии на право пользования недрами этих лицензионных участков компания получила в 2013 г. и к настоящему времени выполнила 5,79 тыс. кв. км сейсморазведочных работ методом 3D, а в 2018 г. пробурила две поисковые скважины. Согласно установленной для Карско-Ямальского региона вертикальной зональности распределения залежей различного фазового состояния [17], открытые месторождения, скорее всего, будут газоконденсатными, что может подтвердиться в процессе доразведки.
В акватории Обской губы компанией «НОВАТЭК» в 2018 г. открыто Северо-Обское месторождение, самое крупное газоконденсатное месторождение в мире из открытых в 2018 г. Суммарные запасы природного газа на месторождении составляют 322 млрд м3, конденсата — 16 млн т. Сырьевая база месторождения станет основой будущих арктических СПГ-проектов компании «НОВАТЭК».
Месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Чугорьяхинское, Обское, Парусовое, Северо-Парусовое), в соответствии с планами ПАО «Газпром», будут разрабатываться взаимосвязанным технологическим комплексом с транзитом газа через имеющиеся мощности на Ямбургском месторождении.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ И ДОБЫЧИ НЕФТИ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Неравномерность степени геологической изученности территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции позволяет выделить три основных направления перспективных с точки зрения прироста запасов и организации будущей добычи нефти и газа в арктическом регионе.
Первое направление связано с поиском новых залежей и месторождений нефти и газа в практически не развитых в инфраструктурном плане и слабоизученных глубоким бурением арктических районах Западной Сибири, к которым в настоящее время относятся территории Гыданской и Енисей-Хатангской НГО (центральная и северная части Гыданского полуострова, Енисей-Хатангский региональный прогиб), а также акватория южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами.
Второе направление связано с доизучением глубокопогруженных комплексов нижней и средней юры, доюрского основания и сложнопостроенной ачимовской толщи нижнего мела в северных и центральных районах внутренней области провинции. Кроме того, в центральных районах Западной Сибири, в первую очередь на территории ХМАО, значительные ресурсы нефти содержатся в баженовской свите («сланцевая нефть») [18].
Третье направление включает доизучение прибортовых зон юрско-мелового осадочного бассейна в пределах мегамоноклиз Внешнего пояса. Однако из-за существенного сокращения мощности потенциально продуктивных отложений и опесчанивания флюидоупоров ожидать крупных открытий на этой территории маловероятно. Данный тезис подтверждается размерами запасов месторождений (преимущественно газа), выявленных в настоящее время в Березовском нефтегазоносном районе (НГР) Приуральской НГО. В рамках этого же направления можно рассматривать доизучение верхнепротерозойско-палеозойского Предъенисейского осадочного бассейна на юго-востоке Западной Сибири, перспективы нефтегазоносности которого в настоящее время оцениваются неоднозначно [19].
Совершенно очевидно, что максимальный эффект по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в ЗСНГП может быть достигнут при реализации первого и второго направления. Доразведка и ввод в эксплуатацию уже открытых месторождений в пределах центральной и северной частей Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба, а также акватории южной части Карского моря с Обской и Тазовской губами позволит обеспечить добычу преимущественно природного газа на уровне до 100 млн м3 в год, а с учетом открытия новых месторождений ежегодная добыча природного газа может превысить 150 млн м3.
В долгосрочной перспективе прогнозируемые объемы добычи газа будут определяться в основном внешним спросом и международной конъюнктурой цен на энергоносители, развитием газотранспортной инфраструктуры, воспроизводством ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в разведку и добычу газа, уровнем инвестиций в традиционных и новых газодобывающих регионах.
