CC BY
120
УДК 553.98:550.8(26)
Перспективные направления газонефтепоисковых работ на морском шельфе России в ХХ! веке
Ключевые слова:
шельфы морей
России,
поисково-
разведочные
работы,
углеводородные газы,
конденсат,
нефть,
ресурсы,
запасы,
газодобыча,
лицензионные
участки,
кластеры.
ДА Астафьев1*, А.В. Толстиков1, Л.А. Наумова1, М.Ю. Кабалин1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: D_Astafiev@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Приведены результаты поисково-разведочных работ (ПРР), текущее состояние ресурсов и запасов углеводородов (УВ) на шельфе морей России. Обоснованы новые перспективные направления газонефтепоисковых работ, основными регионами которых будут являться акватории Баренцева, Карского и Охотского морей, а также возможности расширенного воспроизводства запасов УВ в первой половине XXI в. и тенденции освоения лицензионных участков ПАО «Газпром» с созданием крупных многофункциональных центров газо- и нефтедобычи, а в их границах - своеобразных кластеров, в рамках которых не только будут продолжены ПРР, но и получат развитие нефтега-зоперерабатывающие мощности, нацеленные на сокращение сроков ввода в разработку разведанных запасов газа и жидких УВ.
Несмотря на ускоряющееся развитие технологий использования различных альтернативных источников энергии, в мире в настоящее время наблюдается рост потребности в углеводородном (УВ) сырье [1, 2], что влечет за собой необходимость расширенного восполнения его запасов. В России это осуществимо в течение следующих двух-четырех десятилетий (на протяжении 2020-2060-х гг.) [3], но только за счет эффективного освоения ресурсов УВ как на суше, так и на шельфе, прежде всего в наиболее перспективных арктических и дальневосточных морях [4, 5].
Согласно уточненным результатам количественной оценки ресурсов УВ в 2012 г. установлено, что на шельфах морей России сосредоточены запасы природного газа, конденсата, нефти и растворенного газа в объеме более 122 млрд т у. т.1 (извл.) (табл. 1).
В УВ-ресурсах морских акваторий, за исключением Балтийского и, возможно, Черного морей, преобладает газ. В настоящее время в ведении ПАО «Газпром» находятся морские лицензионные участки (ЛУ) на шельфе в акваториях Баренцева (включая печорский шельф), Карского (в том числе Обская и Тазовская губы), Охотского, Восточно-Сибирского, Каспийского и Азовского морей. По состоянию на 01.09.2017 Группе «Газпром» принадлежат лицензии на 41 участок, среди которых:
• 26 участков оформлены непосредственно на ПАО «Газпром», в том числе в Баренцевом море -7; Карском море - 13; Тазовской губе - 2 и на шельфе о. Сахалин в Охотском море - 4;
• 6 участков оформлены на дочерние (100%-ные) общества ПАО «Газпром», в том числе пять в Обской и Тазовской губах - Северо-Каменномысский, Каменномысское-море, Чугорьяхинский, Обский, Семаковский (ООО «Газпром добыча Ямбург», в настоящее время последний участок принадлежит ООО «РусГазАльянс»), а также Бейсугский участок в Азовском море (ООО «Газпром добыча Краснодар»);
• 6 участков принадлежат ПАО «Газпром нефть», в том числе: в Баренцевом море - Хейсовский (ООО «Газпромнефть-Сахалин»), на печорском шельфе -Северо-Западный, а также Долгинское и Приразломное месторождения, в Охотском море на шельфе о. Сахалин - Аяшский, в Восточно-Сибирском море - Северо-Врангелевский (ООО «Газпромнефть-Сахалин»);
Здесь и далее у.т. - «условного топлива».
Таблица 1
Ресурсная база недр морей России, млрд м3 (газ сухой и растворенный), млн т (нефть и конденсат): НСР - начальные суммарные ресурсы, Q - накопленная добыча
Море Ожидаемое соотношение фаз УВ (газ: жидкость) Запасы газа / запасы нефти и конденсата (извл.) НСР газа / НСР нефти и конденсата (извл.) Разведанность / НСР, %
Q + кат. А+В+С1 кат. В2+С2
Карское с губами 8:1 3118,0 / 25,0 2496,0 / 166,0 54914,0 / 7483,0 5,6 / 0,3
Баренцево с печорским шельфом 7:1 4196,0 / 184,0 613,0 / 323,0 33442,0 / 5024,0 12,5 / 3,6
Лаптевых 3:2 0 / 0 0 / 0 2383 / 1738 0 / 0
Восточно-Сибирское 3:2 0 / 0 0 / 0 3519 / 2064 0 / 0
Чукотское 3:2 0 / 0 0 / 0 2123 / 1212 0 / 0
Охотское 3:1 1733,0 / 467,0 295,0 / 107,0 7243,0 / 2076,0 24,0 / 22,5
Берингово 7:3 0 / 0 0 / 0 633 / 285 0 / 0
Японское 7:3 3,8 / 0 0,8 / 0 348,6 / 152,7 1,1 / 0
Каспийское 7:3 410,4 / 242,3 335,4 / 160,4 2921,5 / 1276,1 14,0 / 18,9
Черное 3:7 0 / 0 0 / 0 415 / 895 0 / 0
Азовское 7:3 14,0 / 0,7 11,0 / 1,7 338,0 / 159,4 4,1 / 0,4
Балтийское 1:10 0,5 / 16,8 0,4 / 15,3 9,4 / 56,6 5,3 / 29,7
Примечание. Данные представлены без учета морей Тихого океана.
• 3 участка принадлежат совместным предприятиям с участием ПАО «Газпром»: Центральный - в Каспийском море, а также Пильтун-Астохский и Лунский (проект «Сахалин-2»).
С учетом расположения открытых месторождений УВ и новых выявленных газонефте-перспективных структур, а также создающейся морской и наземной инфраструктуры для освоения УВ-потенциала формирующихся морских центров газонефтедобычи в XXI в. целесообразно сгруппировать ЛУ, а также расположенные в их пределах месторождения УВ и га-зонефтеперспективные структуры в определенные кластеры, в рамках которых не только будут оптимально продолжены поисково-разведочные работы (ПРР) для обеспечения будущей добычи УВ, но и предстоит создание нефтегазоперерабатывающих мощностей, направленных на сокращение сроков подготовки месторождений к вводу в разработку разведанных запасов газа и жидких УВ. Такие кластеры в сложных природно-климатических условиях Арктики позволят диверсифицировать экономику и получить мультипликативный эффект для развития инфраструктуры арктических и дальневосточных регионов [6]. Примерами создания подобных кластеров являются Норильский и Сахалинский. При этом можно рассчитывать на снижение капитальных и эксплуатационных затрат на 10.. .15 % и увеличение конечной нефтеотдачи на 5.10 % [7].
Кроме того, назрела необходимость координации инвестиционных проектов в Арктике в целях повышения эффективности расходования средств и достижения мультипликативного эффекта.
Регион Баренцева моря
По состоянию на 01.07.2018 ПАО «Газпром» на баренцевоморском шельфе владеет лицензиями на 11 ЛУ (рис. 1), включая 3 участка на печорском шельфе.
В Баренцевом море на ресурсной базе Штокмановского, Лудловского и Ледового месторождений формируется кластер, включающий еще и ряд прогнозируемых месторождений преимущественно газа в пределах расположенных в 130.140 км западнее Штокмановско-Лудловской зоны ЛУ -Демидовского, Ферсмановского и Медвежьего.
Запасы газа по кат. С;+С2 этого кластера составляют 4,9 трлн м3, конденсата - 70,3/62,4 млн т (геол./извл.), при этом более 3,9 трлн м3 газа (81 %) и 62,9/56,1 млн т (геол./извл.) конденсата содержатся в залежах Штокмановского месторождения. Ресурсы газа в Лудловском, включая Западно-Лудловскую, Восточно-Лудловскую структуры, и Ледовом месторождениях составляют 659,8 млрд м3. Ресурсы конденсата - 5,9/5,0 млн т (геол./извл.) -содержатся только в Ледовом месторождении. Перспективные и локализованные ресурсы газа Демидовского, Ферсмановского и Медвежьего
Рис. 1. Обзорная карта размещения ЛУ в пределах Баренцева и Печорского морей
прогнозируемых месторождений оцениваются в 3,2 трлн м3, конденсата - в 44,1/37,7 млн т (геол./извл.). Но следует отметить, что после детализации сейсморазведкой локализованные ресурсы УВ могут существенно измениться в связи с уточнением размеров, амплитуды и морфологии локальных структур.
Другой кластер может быть сформирован на основе группы прогнозируемых месторождений в пределах Хейсовского ЛУ,
расположенного вблизи северного окончания о. Новая Земля. Геологические ресурсы по пяти наиболее крупным газонефтеперспективным структурам (Тегетгофской-1, Тегетгофской-2, Желанинской-1, Тегетгофской-2/1 и Северо-Желанинской-1) здесь могут составить до 1,3 млрд т нефтяного эквивалента.
На печорском шельфе формируется также единый кластер на основе ресурсной базы уже разрабатываемого Приразломного
нефтяного месторождения [по которому в настоящее время Q составляет 1,145 млн т нефти, запасы кат. С1+С2 - 288,2/80,4 млн т (геол./ извл.), ресурсы кат. Б0 - 151,1/42,3 млн т (геол./извл.)], находящегося в разведке Дол-гинского нефтяного месторождения [запасы кат. С^С - 274,7/82,4 млн т (геол./извл.), ресурсы кат. Б0 - 51,9/15,6 млн т (геол./извл.)] и прогнозируемых месторождений УВ, связанных с нефтегазоперспективными структурами Междушарской, Костиношарской, Папанинской и Рахмановской в пределах Северо-Западного ЛУ. Геологические ресурсы кат. Бл по указанным структурам оцениваются в 815,9 млн т нефти, извлекаемые -в 244,8 млн т.
Регион Карского моря
По состоянию на 01.01.2018 ПАО «Газпром» на карском шельфе (в том числе в акватории Обской и Тазовской губ) владеет лицензиями на 22 участка недр, из них 15 ЛУ с нефтегазопер-спективными структурами и месторождениями УВ охватывают всю приямальскую часть карского шельфа от о. Белый на севере почти до Байдарацкой губы на юге. Здесь в транзитных зонах суша-море завершается разведка уникальных по запасам газоконденсатных месторождений УВ - Харасавэйского и Крузенштернского (рис. 2), а на суше Ямала разрабатывается уникальное Бованенковское нефтегазоконденсат-ное месторождение (НГКМ).
В акватории Карского моря в 120 км от берега еще в конце 1980-х гг. были открыты два предположительно уникальных по запасам УВ месторождения - Ленинградское и Русановское. В 2017 г. пробуренной поисковой скважиной существенно увеличены запасы Ленинградского газоконденсатного месторождения (ГКМ), оказавшегося, по всей видимости, значительно крупнее, чем прогнозировалось ранее. Важно и то, что все уникальные по запасам месторождения - Бованенковское, Крузенштернское, Харасавэйское, Ленинградское и Русановское - приурочены к единой линейно вытянутой на 350 км зоне, в тектоническом отношении представляющей собой сочленение крупнейших мегавалов - Нурминского в северо-восточной части и Ленинградско-Русановского. Общая протяженность этих почти сочлененных зон газонефтенакопле-ния - от Новопортовского месторождения до Русановского - превышает 700 км (рис. 3).
Еще далее на северо-восток Ленинградско-Русановская зона газонефтенакопления ку-лисообразно сочленяется с Университетско-Власьевской зоной газонефтенакопления, в пределах которой в 2015 г. обнаружено НГКМ Победа (НК «Роснефть») с запасами газа в се-номанских, альбских и аптских отложениях около 500 млрд м3 и нефти в юрском комплексе около 130 млн т. Учитывая особенности расположения уже открытых уникальных по запасам УВ месторождений на шельфе в Карском море и на прилегающей суше Ямала, а также создающиеся здесь же объекты береговой инфраструктуры, включая трубопроводы, железную дорогу, населенные пункты и т.д., первоочередной шельфо-вый кластер газонефтедобычи (назовем его Ленинградско-Русановским) здесь будет включать Крузенштернское, Харасавэйское-море, Ленинградское и Русановское месторождения УВ и близко расположенные к ним прогнозируемые месторождения на Северо-Ленин-градской, Западно-Ленинградской, Спортивной, Невской, Западно-Невской, Морской, Северо-Шараповской и Южно-Крузенштернс-кой структурах.
Запасы газа по кат. С1+С2 этого кластера составляют 5,2 трлн м3, конденсата - 64,7/26,6 млн т (геол./извл.), при этом 4,8 трлн м3 газа (91,9 %) и 43,8/40,3 млн т (геол./извл.) конденсата содержатся в залежах Крузенштернского, Ленинградского и Руса-новского месторождений.
Ресурсы газа по кат. Б0 и Бл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера оцениваются в 4,2 и 0,8 трлн м3 соответственно, всего - 5,0 трлн м3. Максимальные ресурсы газа связаны с Русановским и Ленинградским месторождениями - 1,9 и 1,0 трлн м3 соответственно.
Ресурсы конденсата по кат. Б0 и Бл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 307,6/217,1 млн т и 88,0/61,9 млн т (геол./извл.) соответственно, всего - 395,6/279,0 млн т (геол./извл.).
Кластером газонефтедобычи второй очереди (Нярмейско-Скуратовский) по аналогичным принципам организации может быть группа прогнозируемых крупных НГКМ, приуроченных к Нярмейской, Скуратовской, Северо-Скуратовской структурам, расположенным вблизи береговой линии северо-западной части Ямала, и к расположенной поблизости Западно-
Северная
) структуры
Утреннее месторождения, в том числе:
] газовые
газконденсатные
^^ НГКМ
Морской ЛУ, в том числе:
^ ПАО «Газпром»
ПАО «Новатзк»
пр. недропользователи
*■"»».» газопровод + КС аэропорт
железная дорога Кластеры газонефтедобычи:
Збв л ^ „
г-||—|Г—I а-1-я очередь, б - 2-я очередь, I_II_II_I в - 3-я очередь
Рис. 2. Лицензионные участки в пределах Карского моря: КС - компрессорная станция
Скуратовской структуре. Эта группа шель-фовых месторождений будет связана с освоением на суше ресурсов УВ также крупного Малыгинского ГКМ и с прогнозируемой группой месторождений в береговой зоне - Западно-Малыгинским, Северо-Малыгинским и др.
Ресурсы газа по кат. Б0 и Бл в прогнозируемых месторождениях этого кластера оцениваются в 2,2 и 0,8 трлн м3 соответственно, в сумме - 3,0 трлн м3. Максимальные ресурсы газа связаны со Скуратовской и Нярмейской структурами - 1,8 и 1,4 трлн м3 соответственно.
Ресурсы конденсата по кат. Б0 и Б л в прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 156,9/131,9 и 144,9/101,6 млн т (геол./
извл.) соответственно, всего - 301,8/233,5 млн т (геол./извл.).
Кластером газонефтедобычи третьей очереди (с учетом меньшего ресурсного потенциала, отдаленности от берега и сроков освоения) будет группа прогнозируемых месторождений Обручевского, Амдерминского и Западно-Шараповского валов с прилегающими менее крупными по запасам прогнозируемыми месторождениями на Аквамариновской и Западно-Аквамариновской структурах.
Ресурсы газа по кат. Б0 и Бл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 405,0 и 504,5 млрд м3 соответственно, всего - 909,5 млрд м3. Макси-
г, гк, нгк
Границы:
скважины (а-пробуренные, б-рекомендуемые)
свиты (1 - люлинворская, 2 - талицкая, 3 - ганькинская и кузнеирвская, 4 - покурская, 5 - ханты-мансийская,6 - танопчинская, 7 - мегионская (ахская), 8 - баженовская, 9 - абалакская, 10 - малышевская, 11 - леонтьевская, 12-вымская, 13 - лайдинская, 14-джангодская, 15-яротинская, 16 - ново-портовская, 17-тюменская)
вода
о. Новая Земля I
о
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
стратиграфические в осадочном чехле
стратиграфических несогласий
залежи углеводородов (а - газовые, б - предполагаемые газовые, в - газоконденсатные)
тип флюида (Г - газовый, ГК - газоконденсатный, НГК - нефтегазоконденсатный)
Рис. 3. Геологический профиль по линии Обская губа - Нурминский мегавал - Карское море - о. Новая Земля: Римскими цифрами обозначены месторождения и перспективные структуры На шельфе: М-1 - Русановская, M-II - Северо-Ленинградская, M-III - Ленинградская, M-IV - Ссвсро-Харасавэйская. M-V - Харасавэй-морс. М-VI - Западно-Русановская. М-VII - Университетская, М-VIII - Власьевская. На суше: I - Харасавэйское, II - Крузенштернское, III - Бованенковское, IV - Нерстинское, V - Нейтинское, VI - Арктическое, VII - Средне-Ямальское,
VIII - Нурминское, IX - Малоямальское
мальные ресурсы газа связаны с Западно-Шараповской структурой и составляют 347,5 и 1029,2 млрд м3 соответственно.
Ресурсы конденсата по кат. Б0 и Бл в прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 8,2/5,8 и 21,1/13,8 млн т (геол./ извл.) соответственно, всего - 29,3/20,6 млн т (геол./извл.), на Западно-Шараповской структуре - 7,7/5,3 млн т (геол./извл.).
В настоящее время вместе с освоением приямальского шельфа силами ПАО «Газпром» в северо-западной части Карского моря НК «Роснефть» ведет подготовку к освоению ресурсов УВ приновоземельского шельфа, где
открыто месторождение Победа. Далее предстоят работы регионального и поискового этапов в Северо-Карской впадине.
Обская и Тазовская губы
В акваториях Обской и Тазовской губ объективно намечаются два кластера газонефтедобычи. Первоочередной кластер (рис. 4) включает в себя подготовленные к разработке месторождения Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Обское, Чугорьяхинское, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское и Северо-Парусовое, охваченные единой транспортной системой сбора УВ. Последнее
Обское месторождения, в том числе:
О _
^^ газконденсатные I I ПАО «Газпром»
НГКМ | | ПАО «Газпром нефть» нефтегазовые ПАО«НК«Роснефть» газопровод + КС ПАО «Новатэк» железная дорога ПАО «Лукойл» X аэропорт
^ кпастеры1-йочереди ^
пр. недропользователи
вК-13" 50 100 км
Рис. 4. Обзорная карта размещения ЛУ в пределах акватории Обской и Тазовской губ
расположено в пределах ЛУ большая часть которого охватывает сушу. Запасы газа по кат. С^С этого кластера составляют 1,9 трлн м3, конденсата - 8,4/5,6 млн т (геол./извл.), при этом основные запасы газа содержатся в следующих месторождениях, млрд м3: Каменномысское-море - 544,7; Северо-Каменномысское - 431,9; Антипаютинское - 340,4 и Семаковское -320,5. Конденсат содержится только в нео-комских залежах Северо-Каменномысского и Чугорьяхинского месторождений. Ресурсы газа и конденсата числятся только в пределах Антипаютинского и Тота-Яхинского участков.
По Антипаютинскому участку ресурсы газа по подсеноманским отложениям совместно по кат. Б0 и Б л оцениваются в 0,8 трлн м3, по конденсату - 87/60,9 млн т (геол./извл.). По Тота-Яхинскому участку ресурсы газа совместно по кат. Б0 и Бл составляют 250,9 млрд м3, конденсата - 27,8/19,5 млн т (геол./извл.). В перспективе для указанных месторождений актуальной задачей будет доразведка открытых под-сеноманских газоконденсатных залежей и выявление новых залежей УВ - газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и, возможно, нефтяных в нижнемеловых и юрских отложениях (рис. 5).
Новопортовское
Каменномысское-море
Северо-Каменномысское Чуго рья хинское
500
Г(Кг8)
хм.
-1000 М'(К,а)
во(к,пс; )
| а - газовая; б - газоконденсатная; N^N1 в-н '
——| стратиграфические границы Залежи УВ:
»_| отражающий горизонт Р^У в - нефтяная
|---1 ГВК | прогнозируемая
I вода Скважины:
-1000 ,Г (КгЗ)
ХМ.
Ша»
М(К.Ьг)
-2500
-3000
В0(К1пс)
^^ | разлом
Каротаж:
э| |б |в I а-пробуренные;б-снесенные; 1 1 ' в-проектируемые
I¿гк I ПС - потенциалов самопроизвольной поляризации I ^^ I ГК-гамма-
_I переслаивание песчаников, алевролитов и глин
^ преимущественно алсвро-глинистыс глинистые
глинистые опоки и опоковидные глины глинистые клиноформенного комплекса ахской свиты I—- I глинисто-битуминозные
Рис. 5. Геологический профиль через месторождения Новопортовское - Каменномысское-море -Северо-Каменномысское - Чугорьяхинское с известными и прогнозируемыми залежами УВ:
ГВК - газонефтяной контакт
В северной части Обской губы находится Тасийский ЛУ (см. рис. 2), большая часть которого - на суше, с находящимся в его границах одноименным ГКМ. Данный участок может войти в состав кластера, образованного Тамбейской группой месторождений с включением Преображенской и Корпачевской га-зонефтеперспективных структур, расположенных в северной части Обской губы.
Моря Восточной Арктики
Геологическое строение и УВ-потенциал морей Восточной Арктики пока остаются наименее изученными. Глубокое бурение в акваториях морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского пока не проводилось. Ресурсы УВ оценены по кат. Б2, в сумме они составляют 22,4 (геол.) и 13,0 (извл.) млрд т у.т., в том числе свободного газа - 8,0 трлн м3 (57,5 % от извлекаемых ресурсов). Наибольшие ресурсы УВ предполагаются в недрах ВосточноСибирского моря - 9,3/5,6 млрд т у.т., в том числе свободного газа - 3,3 трлн м3 (60,0 % от извлекаемых ресурсов).
К настоящему времени на шельфе морей Восточной Арктики действуют 13 лицензий на право пользования недрами, из которых 8 участков - на геологическое изучение и добычу УВ сырья на условиях предпринимательского риска (их действие предусмотрено до 2043 г.), в том числе 7 ЛУ принадлежат НК «Роснефть» и один - ПАО «Газпром»; 5 лицензий, действовавших до 2014 и 2015 гг., являлись поисковыми. Один участок - При-таймырский - планируется к изучению НК «Роснефть». В результате проведенных геофизических работ в акватории морей Восточной Арктики выявлены более 100 га-зонефтеперспективных структур: в СевероЧукотском секторе - 18, в Восточно-Сибирском море - 20 и в море Лаптевых - 59. По ранее выполненной оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на наиболее крупных структурах возможны открытия месторождений с запасами до 150...250 млн т у.т. Здесь на крупных поднятиях возможны так называемые поглощающие ловушки, включающие группы ловушек, приуроченных к одному и тому же своду или мегавалу типа Мининского или Трофимовского в море Лаптевых [8].
Северо-Врангелевский участок недр федерального значения, принадлежащий ПАО «Газпром», включает выявленные
газонефтеперспективные структуры:
Безымянную, Северо-Шелагскую, Шелагскую, Восточно-Шелагскую, Дремхедскую 1, Дремхедскую 2, Дремхедскую 3, Западно-Врангелевскую 1, Западно-Врангелевскую 2. Прогнозируемые месторождения, связанные с указанными структурами, в перспективе могут быть объединены в газонефтедобывающий кластер, способный в совокупности с другими кластерами месторождений УВ обеспечивать работу завода по сжижению природного газа мощностью до 15 млн т, строительство которого возможно в г. Певеке.
В пределах изученных сейсморазведкой 2Б южной и восточной частей участка (северная, западная и центральные части пока не изучены) выявлены 22 газонеф-теперспективные структуры, на девяти наиболее крупных из которых оценены ресурсы по кат. Б2 в количестве 102,3 млрд м3 газа и 238,8/71,6 млн т (геол./извл.) нефти. На остальные 13 структур ЛУ приходятся около 67 млрд м3 газа и 46 млн т (извл) нефти. Наиболее крупные ресурсы УВ по кат. Б2 оценены на структурах Безымянной - около 31,0 млрд м3 газа и 21,7 млн т (извл.) нефти, Северо-Шелагинской - 22,6 млрд м3 газа и 15,8 млн т (извл.) нефти, Дремхедской 2 -15,8 млрд м3 газа и 11,2 млн т (извл.) нефти. Необходимо отметить, что опоискование прогнозируемых небольших месторождений целесообразно отнести на период после 2035 г.
Регион Охотского моря
В Дальневосточном регионе России в ближайшие десятилетия предусматривается освоение высокоперспективного присаха-линского шельфа Охотского моря. Здесь ПАО «Газпром» контролирует 7 ЛУ, из них 6 находятся на северо-восточном шельфе о. Сахалин (рис. 6) и один - на шельфе Западной Камчатки. Два участка - Лунский и Пильтун-Астохский - осваиваются ПАО «Газпром» совместно с другими компаниями.
В пределах Киринского ЛУ разведано и введено в разработку Киринское ГКМ, накопленная добыча УВ по которому пока составляет 0,7 млрд м3 газа и 0,1 млн т газового конденсата. Практически завершена разведка гигантского Южно-Киринского НГКМ. Киринское, Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское месторождения, включая Лунское НГКМ, образуют единый кластер
Рис. 6. Обзорная карта размещения ЛУ на шельфе о. Сахалин (Охотское море):
ОБТК - объединенный береговой технологический комплекс
газодобычи, сопряженный с береговой инфраструктурой подготовки и транспортировки газа и жидких УВ потребителям. Следует отметить, что добыча нефти в малых масштабах из сложнопостроенных «блочных» нефтяных оторочек начнется не ранее 2030 г.
Накопленная добыча газа на гигантском Лунском месторождении превысила
102 млрд м3 (более 99 % от общей добычи на шельфе с учетом добычи на Киринском месторождении), конденсата - 10,5 млн т. Запасы газа по кат. В+С1+С2 для Лунского и Киринского месторождений составляют 404,7 и 161,8 млрд м3 соответственно, конденсата - 48,1/27,8 и 26,5/19,0 млн т (геол./извл.). Южно-Киринское НГКМ является, как
и Лунское, гигантским по запасам газа, которые по кат. С;+С2 составляют 913,1 млрд м3, конденсата - 223,5/145,4 млн т (геол./извл). Запасы нефти составляют 46,7/4,7 млн т (геол./извл.), растворенного газа 10,0 млрд м3 (геол.).
По Киринскому кластеру запасы указанных месторождений совместно с Южно-Лунским ГКМ и Мынгинским НГКМ составляют: газа - 1,5 трлн м3, конденсата - 313,0/202,4 млн т (геол./извл.), нефти - 46,7/4,7 млн т (геол./извл.), растворенного газа - 10,2 млрд м3 (геол.). Кроме того, на структурах Восточной и Набильской-морской имеются ресурсы газа по кат. Б0 (34,9 млрд м3) и конденсата (5,3/3,6 млн т геол./извл.).
Второй кластер образуют прогнозируемые месторождения Аяшского и Восточно-Одоптинского ЛУ, освоение которых, вероятно, будет совмещено с освоением Пильтун-Астохского НГКМ, введенного в разработку. На Пильтун-Астохском месторождении Q газа составила 4,7 млрд м3, конденсата - 0,26 млн т, нефти - 42,2 млн т, растворенного газа -6,3 млн т. Текущие (остаточные) запасы газа по категориям С;+С2 составляют 131,5 млрд м3, конденсата - 15,1/10,4 млн т (геол./извл.), нефти - 405/85,6 млн т (геол./извл.).
Ресурсы УВ по кат. Б0 Восточно-Одоп-тинского (структуры Восточно-Одоптинская и Лозинская) и Аяшского (структуры Аяшская и Баутинская) ЛУ составляют соответственно: газа - 101,4 и 36,2 млрд м3; конденсата -5,4/4,7 (геол./извл.) и 3,9 (геол.) млн т; нефти -617,0/96,3 (геол./извл.) и 412,3 (геол.) млн т; растворенного газа - 64,1/11,1 (геол./извл.) и 62,1 (геол.) млрд м3.
Регион Каспийского моря
НСР УВ российского шельфа в Каспийском море, по официальной оценке, составляют 6,6/4,2 млрд т у.т. (геол./извл.). НСР свободного газа оцениваются в 2,8 трлн м3, конденсата - 384,8/260,9 млн т (геол./извл.), нефти - 3,2/1,0 млрд т (геол./извл.), растворенного газа - 185,2/72,5 млрд м3 (геол./извл.) (см. табл. 1).
Государственным балансом полезных ископаемых Российской Федерации в пределах российского сектора акватории Каспийского моря учтены 11 месторождений УВ: запасы свободного газа числятся на девяти месторождениях, запасы нефти - на 11 месторождениях (рис. 7).
В целом среди выявленных месторождений два нефтяных (Западно-Ракушечное и Морское) и девять нефтегазоконденсат-ных (Избербаш, Инчхе-море, Хвалынское, «170 км», им. Ю. Корчагина, Сарматское, им. В. Филановского, Центральное, Ракушечное). Из всех месторождений российского сектора акватории Каспийского моря лишь одно находится в разработке (им. Ю. Корчагина). С начала разработки (2010 г.) Q составила: газа - 1,8 млрд м3, нефти - 2,2 млн т, конденсата - 0,064 млн т, растворенного газа -0,164 млрд м3. Остальные месторождения числятся в разведке.
По величине запасов газа, млрд м3, три месторождения относятся к средним (3.30), пять - к крупным (30.500). По величине запасов нефти, млн т (извл.), одно месторождение относится к мелким (< 1), шесть - к средним (3.30) и два - к крупным (30.300) (табл. 2). Запасы УВ связаны с широким стратиграфическим диапазоном - от среднего миоцена (чо-крак) до средней юры. С палеогеном и миоценом связаны лишь незначительные запасы свободного газа - 18,2 млрд м3.
Первоочередным объектом для постановки ПРР на каспийском шельфе обоснована зона нефтегазонакопления крупного Центрального свода с уже открытым одноименным НГКМ. Она считается ключевой в рамках формирования стратегии геологоразведочных работ в регионе и требует доразведки. В 2016 г. право пользования недрами ЛУ Центральный получено нефтегазовой компанией «Центральная» с целью геологического изучения, разведки и добычи УВ сырья (ПАО «Газпромнефть» владеет 25 %).
По месторождению запасы составляют: нефть, млн т (геол./извл.): кат. С! - 21,3/6,4, кат. С2 - 281,7/84,5; конденсат, млн т (геол./ извл.): кат. С; - 0,7/4,0, кат. С2 - 3,8/2,1; растворенный газ, млрд м3 (геол./извл.): кат. С; -3,1/0,9, кат. С2 - 41,5/12,5; газ газовой шапки, млрд м3: кат. С; - 6,9, кат. С2 - 34,8. Ресурсы нефти по 10 прогнозируемым залежам (альбские, неокомские и юрские отложения) по кат. Б0 (геол./извл.) составляют 510,2/127,2 млн т, растворенного газа (геол./извл.) - 50,9/13 млрд м3.
Акватория Черного моря
В ближайшие годы ПРР будут продолжены в российском секторе Черного моря. Здесь в пределах Туапсинского прогиба в ловушках
[Астраханская обл
I кушечнЬе
Калмыкия
юновскаго
Сарматское (им. Ю. Кувыкин,
\альное
Границы:
а)государственная
б) субъектов РФ
изобаты,м
Месторождения
газовые, газоконденсатные
Дагеста!
Чеченская Республика
Инчхе> море\
^ нефтяные
Рис. 7. Схема расположения ЛУ на каспийском шельфе (а) и схематический геологический разрез НГКМ Центрального (б): ВНК - водонефтяной контакт
Таблица 2
Структура запасов и ресурсов недр каспийского шельфа
Тип УВ сырья <2 Запасы (геол./извл.) Ресурсы (геол./извл.) НСР
кат. А+В+С1 кат. В2+С2 кат. С3* кат. Б1 кат. Б2 кат. С3+Б
Нефть, млн т 2,204 629,7 / 222 583,9 / 144,7 321 / 129 1501 / 450 229 / 69 2051 / 648 3192,6 / 1015,2
Растворенный газ, млрд м3 0,161 - / 26,2 - / 19,8 - 74 / 22 5/2 79 / 24 185,2 / 72,5
Свободный газ, млрд м3 1,779 382,3 315,6 69,0 925,0 1087,0 2081,0 2849,0
Конденсат, млн т 0,064 39,5 / 18 35,9 / 15,7 6/3 31 / 22 290 / 203 327 / 228 384.8 / 260.9
Итого 4,208 1077,7 / 648,5 955,2 / 495,8 396 / 201 2531 / 1419 1611 / 1361 4538 / 2981 6611,6 / 4197,6
тектонически экранированного типа, связанных с надвигами, возможны открытия средних по запасам месторождений УВ в отложениях кайнозойского возраста. После завершения НК «Роснефть» в 2018 г. бурения скважины на валу Шатского (структура Мария) предусматриваются также уточнение ресурсов УВ и конкретизация направлений ПРР.
Азовское море
Действующий в российском секторе Азовского моря центр газодобычи имеет небольшое значение, однако оценка его НСР также требует уточнения. Здесь разработку Бейсугского газового месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Краснодар». Согласно данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых, накопленная добыча газа на Бейсугском месторождении составила 9,7 млрд м3, оставшиеся запасы газа по кат. С! -8,0 млрд м3. Приоритетными для дальнейшего освоения ресурсов УВ могут являться зоны нефтегазонакопления на акваториальных продолжениях Северо-Азовской, Южно-Азовской ступеней и Западно-Кубанского прогиба.
Открытий новых месторождений здесь следует ожидать в отложениях нижнего мела и среднего миоцена - плиоцена. Значительно менее привлекательными направлениями являются верхнеюрские и верхнемеловые-эоценовые комплексы тех же структурных элементов. В пределах остальных тектонических элементов региона ресурсы газа по стратиграфическим комплексам менее значительны. Новыми зонами нефтегазонакопления, способными поддержать и даже увеличить объем газодобычи, здесь могут быть открытое
Октябрьское и два-три прогнозируемых месторождения в пределах Западно-Ейского ЛУ. На Октябрьском месторождении газоносны отложения мэотиса и сармата. Основные запасы газа связаны с отложениями мэоти-са - 87 %. На Западно-Бейсугском месторождении газоносны отложения майкопа и мэоти-са. Основные запасы связаны с отложениями майкопа - 74 %. На азовском шельфе выделяются две перспективные зоны нефтегазонако-пления - Октябрьская и Лиманная. Ожидаемые запасы по первой составляют 9,3 млн т у.т., по второй - 15,0 млн т у.т.
При необходимости ресурсный потенциал газодобычи Азовского центра может быть увеличен за счет многочисленных газоперспективных структур, в том числе находящихся на нелицензированных площадях в Таганрогском заливе, на Азовском валу, Южно-Азовской ступени и в Западно-Кубанском прогибе.
***
Таким образом, в результате проведенных исследований определены наиболее перспективные направления поисково-разведочных работ. Сделан вывод о том, что имеющиеся запасы и перспективные ресурсы газа, конденсата и нефти на шельфе в акватории морей России достаточны для поддержания необходимых уровней прироста запасов и добычи для энергообеспечения страны и экспортных потребностей в первой половине XXI в. Главнейшими газонефтеперспектив-ными регионами, способными поддержать расширенное восполнение запасов и необходимые уровни газодобычи в России в XXI в., будут
являться Южно-Карский и Баренцевский нефтегазоносные бассейны, совместный текущий потенциал газовых ресурсов которых составляет около 80 трлн м3.
На Дальнем Востоке России главными районами газо- и нефтедобычи с возможностью продолжения расширенного восполнения запасов УВ остается охотоморский шельф Сахалина с последующим вовлечением в освоение ресурсов газа Японского, Берингова
и восточноарктических (Чукотского, ВосточноСибирского) морей и моря Лаптевых.
В южных регионах России высокую эффективность ПРР и расширенное восполнение ресурсной базы газонефтедобычи в ближайшие десятилетия способен обеспечить материковый шельф в акваториях Каспийского и Азовского морей, а также в отдельных районах Черного моря.
Список литературы
1. Ахметсафин С.К. О ключевых задачах развития минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» / С.К. Ахметсафин, В.В. Рыбальченко,
Д.Я. Хабибулин // Матер. IV Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (Ш0КЯ-2017), 8-10 ноября 2017. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 4-5.
2. Люгай Д.В. Научное обоснование
и сопровождение развития минерально-сырьевой базы газодобычи России и ПАО «Газпром» / Д.В. Люгай // Матер. IV Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» ^0^-2017), 8-10 ноября 2017. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 6.
3. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, С.А. Данилевский // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -
С. 4-14.
4. Варламов А.И. Газовое будущее России: Арктика / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, О.М. Прищепа и др. // Матер.
IV Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» ^0^-2017), 8-10 ноября 2017. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 9-10.
5. Скоробогатов В .А. Крупнейшие и уникальные газонефтеносные бассейны Земли
и их роль в развитии мировой газовой промышленности / В.А. Скоробогатов // Матер. IV Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» ^0^-2017), 8-10 ноября 2017. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 21.
6. Дмитриевский А.Н. Перспективы создания технохаба - норильский кластер / А.Н. Дмитриевский,
Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин // Матер. Всероссийской научной конференции, посвященной тридцатилетию ИПНГ РАН, «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности». - М.: ИПНГ РАН, 2017. -С. 55-56. - (Серия «Конференции»).
7. Еремин Н.А. Инновационный потенциал «умных» нефтегазовых технологий / Н.А. Еремин, О.Н. Сарданашвили // Матер. Всероссийской научной конференции, посвященной тридцатилетию ИПНГ РАН, «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности». - М.: ИПНГ РАН, 2017. -С. 61-62. - (Серия «Конференции»).
8. Астафьев Д.А. Обоснование первоочередных для проведения поисково-разведочных работ зон нефтегазонакопления на шельфе морей Восточной Арктики / Д.А. Астафьев, В.Г. Каплунов, В.А. Шеин, А.Г. Черников // Вести газовой науки: Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 3 (14). - С. 70-78.
Promising XXI-century trends of oil and gas prospecting offshore Russia
D.A. Astafyev1*, A.V. Tolstikov1, L.A. Naumova1, M.Yu. Kabalin1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: D_Astafiev@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The paper reveals results of prospecting and current state of hydrocarbon reserves and resources offshore Russia. Few fresh trends of searching for oil and gas mainly in Barents, Kara and Okhotsk waters are substantiated together with the opportunities to expand reproduction of hydrocarbon reserves in the first halves of the XXI century, and the last tendencies in development of the Gazprom PJSC license sites. In particular, development of these sites supposes creation of multifunctional centers for oil and gas production including somewhat clusters where not only prospecting and exploration works will be continued, but the new oil-gas-refining facilities aimed at escalation of reserves commissioning will be constructed.
Keywords: continental shelf of Russia, prospecting and exploration operations, hydrocarbon gases, condensate, oil, resources, reserves, gas production, license site, cluster.
References
1. AKHMEDSAFIN, S.K., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULIN. Key tasks of mineral resource base development in Gazprom PJSC. In: IV International Conference "World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies" (WGRR-2017): Abstract of papers presented at the International Conference, November 08-10, 2017 [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, pp. 3-4. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/files/attachments/wgrr-2017_en.pdf
2. LYUGAY, D.V. Scientific substantiation and supporting the development of mineral resource base for gas production of Russia and Gazprom PJSC. In: IV International Conference "World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies" (WGRR-2017): Abstract of papers presented at the International Conference, November 08-10, 2017 [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, pp. 5. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/files/attachments/wgrr-2017_en.pdf
3. SKOROBOGATOV, V.A., S.N. SIVKOV, S.A. DANI LEVSKIY. Problems of resource support production of natural gas in Russia to 2050 [Problemy resursnogo obespecheniya dobychi prirodnogo gaza v Rossii do 2050 g.]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 4-14. ISSN 2306-8949. (Russ.).
4. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, O.M. PRISHCHEPA et al. Gas future of Russia: Arctic. In: IV International Conference "World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies" (WGRR-2017): Abstract of papers presented at the International Conference, November 08-10, 2017 [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, pp. 8-9. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/files/attachments/ wgrr-2017_en.pdf
5. SKOROBOGATOV, V.A. The largest and unique gas- and oil-bearing basins of the Earth and their role in the development of the world gas industry. In: IV International Conference "World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies" (WGRR-2017): Abstract of papers presented at the International Conference, November 08-10, 2017 [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, p. 16. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/files/attachments/wgrr-2017_en.pdf
6. DMITRIYEVSKIY, A.N., N.A. YEREMIN, N.A. SHABALIN. Prospects for creation of a technical hub -Norilsk cluster [Perspectivy sozdaniya tekhnokhaba - norilskiy klaster]. In: Proc. of the All-Russian conference "Fundamental basis of innovative technologies in oil and gas industry", 11-13 October, 2017 [online]. Moscow: Oil and Gas Research Institute of RAS, 2017, pp. 55-56. Available from: http://www.ipng.ru/PDFs/2017/%D0 %A1%D0%B1%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%B8%D0%BA.pdf. (Russ.).
7. YEREMIN, N.A., O.N. SARDANASHVILI. Innovative potential of smart pol-gas technologies [Innovatsionnyy potentsial "umnykh" neftegazovykh tekhnologiy]. In: Proc. of the All-Russian conference "Fundamental basis of innovative technologies in oil and gas industry", 11-13 October, 2017 [online]. Moscow: Oil and Gas Research Institute of RAS, 2017, pp. 61-62. Available from: http://www.ipng.ru/PDFs/2017/%D0%A1%D0% B1%D0%BE%D1%80%D0%BD%D0%B8%D0%BA.pdf. (Russ.).
8. ASTAFYEV, D.A., V.G. KAPLUNOV, V.A. SHEIN et al. A.G. CHERNIKOV. Substantiation of primary oil-and-gas accumulation areas for prospecting and survey works at the shelf of East Arctic seas [Obosnovaniye pervoocherednykh dlya poiskovo-razvedochnykh rabot zon neftegazonakopleniya na shelfe morey Vostochnoy Arktiki]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 3 (14): Modern approaches and advanced technologies in projects of development of Russian offshore oil-and-gas fields, pp. 70-78. ISSN 2306-8949. (Russ.).
