ИТОГИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ В 2014-2019 ГГ. И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ НА БЛИЖАЙШЕЕ ВРЕМЯ

Мельников П.Н.; Скворцов М.Б.; Кравченко М.Н.; Агаджанянц И.Г.; Грушевская О.В.; Уварова И.В.

УДК 553.041 DOI 10.31087/0016-7894-2019-6-5-18

Итоги геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России в 2014-2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; melnikov@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; kravchenko@vnigni.ru; agadzhanyantz@vnigni.ru; grushevskaya@vnigni.ru; uvarovairina@vnigni.ru

Поступила 23.09.2019 г. Принята к печати 10.10.2019 г.

Ключевые слова: ресурсная база арктических акваторий; сейсморазведочные работы; поисково-оценочное бурение; арктический шельф РФ; приоритетные направления проведения геолого-разведочных работ.

В статье рассмотрена изученность комплексными геофизическими (сейсмо-, грави- и магниторазведочными) методами и поисково-оценочным бурением арктического шельфа Российской Федерации — важнейшего резерва углеводородного сырья. Приведено состояние ресурсной базы арктических акваторий. Показана динамика финансирования на выполнение геолого-разведочных работ как за счет средств федерального бюджета, так и за счет средств недропользователей. Отображены открытые месторождения и подготовленные к последующему бурению структуры, выявленные недропользователями в ходе работ, и локальные объекты, установленные в результате проведенных региональных работ. На основе анализа результатов геологоразведки, выполненной в 2014-2019 гг., и ресурсного потенциала углеводородов арктических акваторий рассмотрены направления дальнейших геолого-разведочных работ для наращивания минерально-сырьевой базы Российской Федерации.

Для цитирования: Мельников П.Н., Скворцов М.Б., Кравченко М.Н., Агаджанянц И.Г., Грушевская О.В., Уварова И.В. Итоги геолого-разведочных работ на арктическом шельфе России в 2014-2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время // Геология нефти и газа. - 2019. - № 6. - С. 5-18. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-6-5-18.

The results of geological exploration on the Russian Arctic shelf in 2014-2019 and prospects for future development

All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; melnikov@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; kravchenko@vnigni.ru; agadzhanyantz@vnigni.ru; grushevskaya@vnigni.ru; uvarovairina@vnigni.ru

Received 23.09.2019 Accepted for publication 10.10.2019

Key words: resource potential of the Arctic waters; seismic operations; prospecting and appraisal drilling; RF Arctic Shelf; exploration and prospecting priorities.

The paper presents and analyses the results of geological exploration in the RF Arctic shelf funded both from federal budget resources and by subsoil users in 2014-2019. The authors consider the state of exploration using integrated geophysical (seismics, gravimetry, and magnetometry) methods and prospecting and appraisal drilling in the Arctic waters. The state of the Arctic waters resource base is presented. Dynamics of exploration funding is shown. The fields discovered recently are mentioned, as well as structures prepared to future drilling, which were identified by the subsoil users. Hydrocarbon resources in the local objects identified during the exploration activities funded by federal budget are listed. Priority areas have been recommended for further exploration works on the Russian Arctic shelf. Compilation and analysis of exploration and prospecting are the most important stages in evaluation of the hydrocarbon resource potential. With the purpose of building up the RF raw material base, it is necessary to consolidate the data of already completed exploration works and available geological and geophysical information for the selected priority basins. These data should be used to create a new tectonic and geological model of oil and gas bearing basins, to carry out the modern analysis of stratigraphy, lithology, sedimentology, and geochemistry of sedimentary sequences. A single GIS project can make a basis for assessment of the resource base in the Arctic shelf and the development strategy. The GIS project should contain structural and tectonic maps over the basement and certain stratigraphic sequences, and should be formed within the framework of oil and gas resources quantitative assessment as on 01.01.2017.

■ For citation: Mel'nikov P.N., Skvortsov M.B., Kravchenko M.N., Agadzhanyants I.G., Grushevskaya O.V., Uvarova I.V The results of geological exploration on the Russian Arctic shelf in 2014-2019 and prospects for future development. Geologiya nefti i gaza. 2019;(6):5-18. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-6-5-18.

Континентальные окраины Северного Ледовито- и газ является выявление и уточнение геологичес-

го океана в XXI в. рассматриваются как важнейший кого строения и положения нефтегазоперспективных

резерв УВ-сырья. Одним из приоритетных направле- структур на арктических акваториях и в транзитных

ний проведения геолого-разведочных работ на нефть зонах (рис. 1).

СТ\

Рис. 1. Fig. 1.

Обзорная схема арктического шельфа РФ Location map of the RF Arctic shelf

О

i->

О

СП >

l/> -о

о

>

I->

Z О

СП m О i-О СГ)

5

X -о

I-

о

зо >

1/1 С

О

Административные границы РФ (1, 2): 1 — государственная, 2 — субъектов; границы исключительных экономических зон (3-5): 3 — Российской Федерации, 4 — Норвегии, 5 — Соединенных Штатов Америки; 6 — сухопутная арктической зоны; 7 — Северный морской путь; 8 — основные порты Северного морского пути; 9 — бровка континентального шельфа (изобата 600 м); 10 — выявленные структуры; 11 — месторождения УВ; 12 — лицензионные участки.

RF administrative boundaries (1, 2): 1 — state border, 2 — entities; boundaries of Exclusive Economic Zones (3-5): 3 — Russian Federation, 4 — Norway, 5 — the United States of America; 6 — land border of the Arctic zone; 7 — the Northern Sea Route; 8 — main ports on the Northern Sea Route; 9 — continental shelf edge (isobath 600 m); 10 — identified structures; 11 — HC fields; 12 — license areas

О

СП >

СП

о

m

О i-

О

CD ^

ю

_cn

м о

i—l ш

Комплексные региональные геофизические исследования в зоне сочленения Таймыро-Североземельской складчатой системы сЛаптевской окраинно-материыозой плитой и прилегающего континентального склока (2018-2020 гг.)

ЧУКОТСКОЕ

МОРЕ

^Провидения ^

Певек

Анадырь

ВОСТОЧНОСИБИРСКОЕ»' МОРЕ

БАРЕНЦЕВО МОРЕ '

КАРСКОЕ •МОРЕ'

>Í,;mope

, ЛАПТЕВЫХ

Комплексные региональные геофизические исследования в зоне сочленения Лаптееской окраинно-мэтерикоеой плиты со структурами Евразийского бассейна Северного Ледовитого океана (2017-2019 гг.)

Диксон

-t I е- SW

нарьин-мэр

' Паланэ

СДИНИЭ

МАГАДАН й

Игарка

Кудымкар

ЯКУТСК

1 - ■ '.'-■-. i Ханты-Мансийск

ТЮМЕНЬ:

Арктический шельф начал осваиваться с середины ХХ в.; в первую очередь геолого-разведочные работы проводились в юго-западной части Баренцева моря и Северном море (Норвегия, Англия). С тех пор в этом районе открыто множество нефтегазовых месторождений, среди которых наиболее известны Статьфиорд, Брент, Ниниан, Статвик, Слейпнер и др. В значительной степени результаты этих работ нашли продолжение в исследованиях на российском арктическом шельфе. В результате активных геолого-разведочных работ, начиная с 1970 г. на арктическом шельфе РФ были открыты крупные и уникальные месторождения нефти и газа: Приразломное, Долгинское, Штокмановское, Мурманское, Ленинградское и др.

Проведение геолого-разведочных работ на арктическом шельфе характеризуется следующими специфическими факторами:

- необходимостью выполнять все работы в кратчайшие сроки, не превышающие 4-6 месяцев в год, когда отсутствует ледовое покрытие;

- необходимостью проведения работ на различных глубинах моря, в том числе и в транзитной зоне (суша - море);

- технологическими сложностями бурения в экстремальных климатических условиях и высокой стоимостью бурения поисково-разведочных скважин, требующих минимизации объемов поисково-разведочного бурения.

Изученность

Общая площадь арктического шельфа Российской Федерации составляет 3,5 млн км2 [1]. За последние годы значительно увеличена плотность сейсморазведки западно-арктических акваторий: плотность сейсморазведки в Баренцевом море составляет 0,53 тыс. км/км2, Карском — 0,26 тыс. км/км2, немного хуже изучены восточно-арктические акватории: 0,15 тыс. км/км2 — в море Лаптевых, 0,06 тыс. км/км2 — в Восточно-Сибирском и 0,13 тыс. км/км2 — в Чукотском море. Плотность сейсморазведки для восточно-арктических акваторий выросла практически в 2 раза по сравнению с 2014 г. [2].

Всего на арктических акваториях пробурено 93 морских скважины (53 поисковых, 38 разведочных и 2 параметрических), почти все они находятся на акватории Карского и Баренцева морей и только одна — в море Лаптевых. Основными итогами бурения стали открытие и постановка на Государственный баланс запасов полезных ископаемых 22 месторождений, из них 7 месторождений — газовые, 7 — газоконденсатные, 2 — нефтегазоконденсатные, 1 — нефтегазовое и 5 — нефтяные. В общее число месторождений по шельфу включены транзитные месторождения, большая часть запасов которых учтена по суше (15 месторождений). По состоянию

Рис. 2. Fig. 2.

Ресурсный потенциал нефти, газа, конденсата арктических акваторий Resource potential of oil, gas, and condensate in the Arctic waters

НСР УВ (млрд, т усл. топлива) по: А — типу флюида на 01.01.2009 г., B — категориям запасов и ресурсов на 01.01.2018 г. Типы флюида (1-4): 1 — нефть, 2 — растворенный газ, 3 — свободный газ, 4 — конденсат; 5 — накопленная добыча; категории запасов и ресурсов (6-8): 6 — А + Bi + Ci, 7 — В2 + С2, 8 — Д0 + Д

HC ultimate potential resources (bln TOE) by: А — fluid type as on 01.01.2009, B — reserves and resources category as on 01.01.2018. Fluid types (1-4): 1 — oil, 2 — solution gas, 3 — free gas, 4 — condensate; 5 — cumulative production; reserves and resources categories (6-8): 6 — А + Bi + C„ 7 — B2 + C2, 8 — Д, + Д

на 01.01.2018 г. Государственным балансом РФ на арктических акваториях учтено: 9 уникальных газовых месторождений (Штокмановское, Ледовое, Ленинградское, Русановское, Победа, Северо-Камен-номысское, Каменномысское-море, Юрхаровское, Семаковское), 5 крупных газовых (Северо-Гуля-евское, Лудловское, Мурманское, Чугорьяхинское, Тота-Яхинское) и 5 крупных нефтяных (Медын-ское-море, Приразломное, Долгинское, Победа и Центрально-Ольгинское). За 2014-2019 гг. на арктическом шельфе было открыто 5 месторождений: Победа (газонефтяное), Центрально-Ольгинское (нефтяное), Северо-Обское (газоконденсатное), Нярмей-ское (газовое) и им. В.А. Динкова (газоконденсатное).

Ресурсный потенциал

Арктические акватории обладают наибольшим ресурсным потенциалом [3] (87 % начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ всего континентального шельфа) (рис. 2). Начальные суммарные ресурсы арктических акваторий составляют: накопленная добыча (0,3 млрд т усл. топлива), разрабатываемые запасы (7,5 млрд т усл. топлива), разведанные и оцененные запасы (3,7 млрд т усл. топлива), а также подготовленные, перспективные и прогнозируемые

Рис. 3. Fig. 3.

Распределение НСР свободного газа арктической зоны РФ по состоянию на 01.01.2018 г., трлн м3 Distribution of free gas ultimate potential resources in the RF Arctic zone as on 01.01.2018, TCM

Западно-

Баренцев&кая _ /—СЛкточно Арктическая j

. BôcT04rtcTSV Ль1^Ю»но-Кзрскгй H ГО / ПНГП

' ' ' Баренцевская V' /^ерда¥пс'гая"пнгО ^ 3,9

Севере- у. / Новосибирско-Чукотская

22,2 ^S _ /"Т^Ъ 6 Кар':кая V^-\ 15 пнгп

' ПНЮ \ Лзлтевскзя ^ ' . СПНГО

[23,VV/1 __| 1,7

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

__ 5,2 \V,5V Г

Мимано^Печорсвэя Y I f """Енйсей-Хатэнгская H ГО

nrnw yïô^

___}>s U,o\

Гыдансная H ГО

. ------щ —

y Ямальская HTOj

Я H ù П __________

~ ' Лено-Вилюйскэя

98,8 "V ~ Ч^нгп

feu 1 ш Лено-Тунгусская Западно-Сибирская ^ft Дут цг~

НГП

1 — граница арктической зоны; 2 — НГП, НГО, перспективные нефтегазоносные провинции (ПНГП), перспективные нефтегазоносные области (ПНГО), самостоятельные перспективные нефтегазоносные области (СПНГО), самостоятельная нефтеносная область (СНО); 3 — субъекты Российской Федерации. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — border of the Arctic zone; 2 — petroleum province, petroleum area, promising petroleum province, promising petroleum areas, independent promising petroleum areas;

3 — constituent entities of the Russian Federation.

For other Legend items see Fig. 1_

О

i->

Z О

СП >

l/> -о

о

>

I->

Z О

СП m О

I-

О

СГ)

5

X -о

I-

о

зо >

1/1 С

О

о

СП >

СП

о

m О г~

О

О <

ю

_сп

м о

I—l

ш

ресурсы (102,4 млрд т усл. топлива). Наибольшим ресурсным потенциалом обладают Карское и Баренцево (без Печорского) моря (55 и 28 % НСР арктических акваторий соответственно).

По состоянию на 01.01.2012 г. НСР арктических акваторий оцениваются в 113,9 млрд т усл. топлива, из них 95,1 млрд т усл. топлива (83,5 % НСР) приходится на свободный газ, 13 млрд т усл. топлива (11,4 %) — на нефть, 4,5 млрд т усл. топлива (4 %) — на конденсат и 1,3 млрд т усл. топлива (1,1 %) — на растворенный газ (см. рис. 2) [4-6].

Наибольшим ресурсным потенциалом газа обладают Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция (НГП), Южно-Карская нефтегазоносная область (НГО) (рис. 3), наибольший ресурсный потенциал нефти имеют Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция (ПНГП), Лаптевская самостоятельная перспективная нефтегазоносная область (СПНГО), Северо-Карская и Южно-Карская НГО (рис. 4) [1].

Основные методы морских геолого-разведочных работ — комплексные геофизические работы (сей-смо-, грави-, магниторазведка) и поисково-разведочное бурение.

Геофизические исследования

Подавляющая часть геолого-разведочных работ проводится за счет собственных средств недропользователей, выполняющих исследования в пределах лицензионных участков. Остальные объемы работ финансируются за счет средств федерального бюджета [7]. Суммарные затраты на проведение геолого-разведочных работ за счет всех источников финансирования в 2014-2018 гг. составили 207,6 млрд р. (рис. 5). На долю бюджетного финансирования от суммарных затрат приходится всего около 3,6 %. Видна динамика падения роста финансирования на проведение геолого-разведочных работ за счет недропользователей с 81,3 до 38,0 ( с 78,7 до 36, 9 млрд р. и уменьшения бюджетного финансирования с 2,7 млрд р. в 2014 г. до 1,1 млрд р. в 2018 г. (в 2,5 раза).

Расходы недропользователей на сейсмораз-ведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D с 2014 г. уменьшились в 5 раз и составили в 2018 г. 0,7 млрд р. (5123 км), МОГТ 3D — в 2 раза до 3,9 млрд р. (4053 км2). За счет федерального бюджета в 2014-2018 гг. было отработано 38,6 тыс. км региональных сейсморазведочных профилей 2D.

Современная техника морской сейсморазведки позволяет проводить исследования практически на любых глубинах шельфовой зоны. Морские комплексные геофизические работы для изучения геологического строения акватории и установления благоприятных структур для формирования в них залежей нефти и газа в большом объеме проводятся со специализированных научно-исследовательских

судов (НИС) по всему арктическому шельфу: Баренцеву, Карскому, морю Лаптевых, Восточно-Сибирскому и Чукотскому морям. В настоящее время НИС, построенными в 1980-х гг., владеют такие крупные российские предприятия, как ОАО «Севморнефтегео-физика», ОАО «Дальморнефтегеофизика», входящие в состав АО «Росгео», ОАО «МАГЭ», ПАО «СОВКОМ-ФЛОТ». Суда этих предприятий оборудованы современными геофизико-навигационными комплексами, которые позволяют проводить комплексные геофизические работы.

В 2014-2018 гг. за счет средств федерального бюджета на акватории моря Лаптевых было отработано 12,1 тыс. км комплексных региональных профилей 2D. Основные геологические результаты были получены в рамках комплексных геолого-геофизических работ в области сочленения Лено-Тунгусской НГП и Лаптевской СПНГО [8], в зоне сочленения Лаптевоморского шельфа со структурами Сибирской платформы, а также в северо-западной части моря Лаптевых. В настоящее время на шельфе моря Лаптевых продолжаются комплексные региональные геофизические исследования на территории двух объектов: в зоне сочленения Таймыро-Североземельской складчатой системы с Лаптевской окраинно-материковой плитой, а также в пределах прилегающего континентального склона; в зоне сочленения Лаптевской окраинно-мате-риковой плиты со структурами евразийской части бассейна Северного Ледовитого океана (см. рис. 1).

На акватории Баренцева и Печорского морей за 5-летний период было отработано 5,6 тыс. км комплексных региональных профилей. Создана структурно-тектоническая основа Северо-Барен-цевского шельфа для уточнения прогноза нефтегазового потенциала.

Основные геологические результаты были получены на Гусиноземельской площади южного Предновоземелья, в зоне сочленения Седуяхин-ского вала, Северо-Седуяхинского уступа и Бугрин-ской моноклинали, на акваториальном продолжении Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Ижма-Печорской синеклизы. Также были проведены исследования с выделением и оценкой новых зон нефтегазоносности в пределах нераспределенного фонда недр транзитной зоны Тимано-Печор-ской провинции с использованием работ МОГТ для непрерывного прослеживания участков суша - море. Работы выполнялись для создания геолого-геофизических моделей перспективных участков в транзитной зоне Печорского моря для подготовки первоочередных объектов лицензирования с выделением локальных объектов и оценки их ресурсного потенциала по категории Dл. Суммарные прогнозные ресурсы УВ категории Dл составили 364,7 млн т усл. топлива (извлекаемые), из них 161,2 млн т нефти и конденсата, 203,5 млрд м3 газа.

Рис. 4. Fig. 4.

Распределение НСР нефти арктической зоны РФ по состоянию на 01.01.2018 г., млрдт Distribution of oil ultimate potential resources in the RF Arctic zone as on 01.01.2018, bin tons

О

О >

to -o О

>

i->

z

О

О Q

О >

X -о

I-

о

50 >

to С

О

CD >

Li)

CD гп О г~ О

CD -<

Усл. обозначения см. на рис. 1, 3 For other Legend items see Fig. 1, 3

ю CTi

hJ О

ю

пре.дноиоае мель: пая ПН ГО Южно-Кэрскзя НГО , Сеердрупская ПН ГО /

Западно-бэрснцевскэя _ НГП j

Во сточ н о-А р кти ческа я ПНГП j

' 0ОСТОЧНО-Баренцеаская ^i—НГП_ ,

/ Северо-' «

Карская * ^ПНГО1

Новосиб ирско- Чукотская D J ПНГП /\>

Лаптевская Ч СПНГО

Притихоокеанская НГП

Енмсей-Хэтэнгская НГО

Тим ано-Печорская , 1 HmW )

Гыданекая НГО'

Ямальская НГО

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Черноморская

ЯНАО 14,8

Лежэ-Вилюйская

! "" нгп/"

Волго-Уральская

НГП

Се веро-Кавказская / НГП

Охотская НГП

Западно-Сибирская НГП

Л е мо-Тунгусская НГП

Прикаспийская,

гЯПОНОМОРСКАЯ НГП

Балтийская

сно

Анадырско-Наваринская "СПНГО-/

Затраты на проведение геолого-разведочных работ на арктических акваториях по источникам финансирования за 2014-2019 гг., млрд р.

Exploration costs in the Arctic waters by sources of funding in 2014-2019, billion roubles

Объемы сейсморазведочных работ на арктических акваториях по источникам финансирования за 2014-2019 гг.*

Amount of seismic surveys in the RF Arctic waters completed at the expense of all sources of funds in 2014-2019*

706050403020100-

13,6 36,3

11,7

1,4 20,4

шт

12,4

35,5

1,3

33,8

19,2

16,5

10,0 8,5 ШФШ

5,1 —-4-0-

2014

2015

2016

Годы

2017

2018

2019

i u i u m*

Сейсморазведочные работы (1-3): 1 — региональные 2D за счет федерального бюджета, тыс. км, 2 — площадные 2D за счет средств недропользователей, тыс. км, 3 — 3D за счет средств недропользователей, тыс. км2

*Данные за 2019 г. предварительные.

Seismic exploration (1-3): 1 — regional 2D funded from federal budget, thousand km, 2 — areal 2D funded by subsoil users, thousand km, 3 — 3D funded by subsoil users, thousand km2 *Data for 2019 are preliminary.

В 2014-2018 гг. на акватории Карского моря было отработано 8,9 тыс. км комплексных региональных профилей. За этот период завершены региональные геолого-геофизические работы на приямальской части Южнокарского шельфа, на Усть-Обской площади, на Восточно-Белоостровской площади (рис. 7), в зоне сочленения Припайхойской моноклинали со структурами Западно-Карской региональной ступени. Уточнено как геологическое строение, так и перспективы нефтегазоносности Северо-Сибирского порога [9] и сопредельных структур Баренцевской, Карской и Западно-Сибирской плит, а также прогибов Святой Анны и Воронина. В Енисейском заливе и Байдарацкой губе Карского моря в 2015-2017 гг. вы-

полнены региональные полевые геолого-геофизические работы для прослеживания в акватории структур, выделенных на прилегающей суше, и подготовки объектов к лицензированию. В 2018 г. завершена комплексная обработка и интерпретация данных геофизических исследований. Суммарные прогнозные ресурсы УВ категории Dл составили 4247,9 млн т усл. топлива (извлекаемые), из них 1347,7 млн т нефти и конденсата, 2900,2 млрд м3 газа.

На акватории Восточно-Сибирского моря за 2014-2018 гг. отработано 13 тыс. км комплексных региональных профилей. Основные геологические результаты были получены при изучении региональных особенностей геологического строения Восточно-

Схема прогноза нефтегазоносное™ Восточно-Белоостровской площади Карского моря

(АО «Росгео» (ОП «СПбМГРП», соисполнители — ФГБУ «ВНИИОкеангеология», АО «Южморгеология»), 2018)

The predicted scheme of oil and gas occurrence in the East Beloostrovsky area in the Kara Sea

(AO Rosgeo (OP SPbMGRP, associate contractors - FGBU VNIIokeangeologia, AO Yuzhmorgeologia) 2018)

Границы элементов нефтегазогеологического районирования (1, 2): 1 — НГО, 2 — нефтегазоносных районов (НГР); 3 — профили сейсмических наблюдений (VB40 — номер объекта, 17 — год окончания полевых работ, 01 — номер профиля);

4 — граница Восточно-Белоостровской площади;

5 — береговая линия; локализованные ресурсы УВ по состоянию на 01.01.2002 г. (по данным Департамента природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и развития нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого АО) (6-8):

6 — месторождений, 7 — категории С3, 8 — категории D„; перспективные объекты, отражающий горизонт (ОГ) (9-16): 9 — Г (альбско-сеноманский НГК), 10 — М' (аптский НГК), 11 — М (неокомский НГК), 12 — Б (верхнеюрский НГК), 13 — Т1 (среднеюрский НГК), 14 — Т4 (нижнеюрский НГК), 15 — Ia (триасовый НГК), 16 — А (палеозойский НГК); распределение плотностей начальных суммарных геологических ресурсов УВ-сырья, т усл. топлива (17-21): 17 — 50-100, 18 — 100-150, 19 — 150-200, 20 — 200-300, 21 —> 300

Boundaries of elements of petroleum and geological zoning (1, 2): 1 — petroleum area, 2 — petroleum district; 3 — seismic lines (VB40 — object No., 17 — year of field work completion, 01 — line No.); 4 — boundary of East Beloostrovsky area; 5 — shoreline; delineated HC resources according to the information from the Department of natural resources regulation, forestry relations, and petroleum sector development of the Yamal-Nenets Autonomous Okrug as on 01.01.2002 (6-8): 6 — HC fields, 7 — С3 category, 8 — D„ category; promising objects, reflector (ОГ) (9-16): 9 — Г (Albian-Cenomanian play), 10 — М' (Aptian play), 11 — М (Neocomian play), 12 — Б (Upper Jurassic play), 13 — Т1 (Middle Jurassic play), 14 — Т4 (Lower Jurassic play), 15 — Ia (Triassic play), 16 — А (Palaeozoic play); distribution of total initial in-place HC resources, TOE (17-21): 17 — 50-100, 18 — 100-150, 19 — 150-200, 20 — 200-300, 21 —> 300

Сибирской континентальной окраины (рис. 8) [10], а также при исследовании и оценке перспектив нефтегазоносности российского континентального шельфа за пределами 200 миль в рамках подготавливаемой заявки в Комиссию по границам континентального шельфа РФ. Суммарные прогнозные ресурсы УВ категории Dл составили 74,8 млн т усл. топлива (извлекаемые), из них 28,7 млн т нефти и конденсата, 46,1 млрд м3 газа.

В результате комплексных региональных работ на арктических акваториях за счет средств федерального бюджета получены новые данные о геологическом строении перспективных участков недр и выполнен подсчет ресурсов УВ по категории Дл. На основе комплексной интерпретации геофизических материалов с привлечением имеющихся данных глубокого бурения на прилегающих континентальных территориях, геофизических исследований скважин (ГИС) и данных грави- и магнитометрических съемок созданы сейсмогеологические модели строения палеозойских, мезозойских и кайнозойских комплексов. Составлены сводные геолого-геофизические разрезы, структурно-тектонические карты и уточ-

нены результаты нефтегазогеологического районирования. Проведенный палеотектонический анализ условий осадконакопления на изучаемых территориях позволил оценить особенности формирования и развития выделенных локальных объектов. Даны рекомендации по проведению дальнейших геологоразведочных работ. В результате региональных работ выявлено значительное число локальных объектов с ресурсами 1537,6 млн т нефти и конденсата и 3149,8 млрд м3 газа, подготовлено и выдано 7 новых лицензий недропользователям участки (общей площадью 156,4 тыс. км2).

Основной объем сейсморазведочных работ недропользователей (ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ООО «Газпром нефть шельф», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВ-НЕФТЕ-ГАЗ», ООО «АРКТИК СПГ-1,3») в 2014-2018 гг. приходился на сейсморазведку 3D и охватывал акватории Баренцева и Карского морей. Всего было отработано более 59,5 тыс. км2 сейсмопрофилей 3D, за этот период затраты составили 47 млрд р. (около 23 % суммарных затрат). Объем выполненных сейсморазведочных работ МОГТ 2D за счет средств

Рис. 8. Fig. 8.

Схема выявленных зон и объектов потенциального углеводородонакопления на тектонической основе (ОАО «МАГЭ», 2016) Scheme of identified zones and objects of possible hydrocarbon accumulation combined with the tectonics background (OAO MAGE, 2016)

1S4- 156* 15a-

lar 162- 164' 166- 168- 1Ж

Амеразийский бассейн Область Центрально-Арктических поднятий

& & *-1-| 3 | »И 4 5 | 6 |

8 ЕЭ® О»! 11 l«l.......1

1 1»! Uc 117 [<33 18 19 | : | 20 | ^ |

Границы структур порядков (1-3): 1 — I, 2 — II, 3 — III; сейсмические профили МОГТ 2D (4-6): 4 — отработанные в 2016 г. (400 км), 5 — проектные, 6 — переобработанные архивные 1990 г.; 7 — выступы позднекаледонского (элсмирского) складчатого основания; 8 — грабены; 9 — горсты; 10 — прибортовые части глубоких депоцентров; 11 — изобата 600 м; 12 — изолинии осадочного чехла, м; границы выклинивания меловых и кайнозойских сейсмостратиграфических комплексов (13-17): 13 — средне-позднемиоценового (М^Н^3), 14 — олигоцен-раннемиоценового (Р,-^1), 15 — палеоцен-эоценового (Р1-2), 16 — верхнемелового (К2), 17 — апт-альбского (К!); локальные антиклинальные поднятия в осадочном чехле по ОГ (18-21): 18 — ЕБ$3 (М11), 19 — ЕББ, (р2-р3), 20 — ЕБ$1 (К2- р1), 21 — А ^НУ^); 22 — аномалии сейсмической записи типа «яркое пятно».

I — Амеразийский бассейн (область Центрально-Арктических поднятий): 1-1 — котловина Подводников (впадина Толля); II — шель-фовый Восточно-Сибирский бассейн: 11-1 — Ломоносовско-Менделеевская флексурно-разломная зона; И-2 — поднятие Де-Лонга: И-2а — сводовая часть, И-2б — Северо-Восточная терраса, И-2в — Северо-Восточная моноклиналь (1 — поднятие Ахматовой), И-2г — Северо-Восточная ступень (периклиналь) (3 — вал Романовых (3-1 — Александровское поднятие, 3-2 — Николаевское поднятие, 3-3 — Алексеевское поднятие)); N-3 — Восточно-Сибирская рифтовая система: И-3а — Западно-Генриеттинский грабен, И-3б, И-3в, И-3г — Центрально-Генриеттинский грабен, И-3д — Восточно-Генриеттинский грабен (2 — поднятие Цветаевой, 4 — поднятие Витте); 11-4 — Демидовская; 11-5 — прогиб Вилькицкого: И-5а — Северо-Западная терраса, 5б — Северо-Западная моноклиналь, 5в — СевероЗападная котловина

Усл. обозначения к рис. 8, окончание Legend for fig. 8, end.

Boundaries of the structures of certain order (1-3): 1 — I-st, 2 — Il-nd, 3 — III-rd; CDP seismic lines 2D (4-6): 4 — shot in 2016 (400 km), 5 — planned, 6 — old (1990), reprocessed; 7 — uplifts of Later Caledonian (Elsmirian) folded basement; 8 — grabens; 9 — horsts; 10 — near-wall zone of depocentre; 11 — isobath 600 m; 12 — contour lines of sedimentary cover, m; boundaries of Cretaceous and Cenozoic seismostragraphic sequences pinching out (13-17): 13 — Middle-Late Miocene (N12-N13), 14 — Oligocene-Early Miocene (i2-N11), 15 — Paleocene-Eocene (i1-2), 16 — Upper Cretaceous (К2), 17 — Aptian-Albian (К1); local anticlinal highs in sedimentary cover in reflectors (18-21):18 — ESS3 (N11), 19 — ESS2 (i2-i3), 20 — ESS1 (K2- i1), 21 — A (PZ-MZ); 22 — seismic record anomalies «bright spot».

I — Amerasian basin (area of the Central Arctic highs): I-1 — Podvodnikov Basin (Toll' Depression); II — East Siberian shelf basin: II-1 — Lomonosovsky-Mendeleevsky flexure-faulted zone; II-2 — De Long High: ll-2a — crest, II-26 — North-Eastern Terrace, 11-2в — North-Eastern Monocline (1 — Akhmatova uplift), И-2г — North-Eastern Flat (pericline) (3 — Romanov Swell (3-1 — Aleksandrovsky High, 3-2 — Nikolaevsky High, 3-3 — Alekseevsky High)); II-3 — East Siberian rift system: И-3а — West Genriettinsky Graben, II-36, И-3в, И-3г — Central Genriettinsky Graben, И-3д — East Genriettinsky Graben (2 — Tsvetaeva High, 4 — Vitte High); II-4 — Demidovsky; II-5 — Vil'kitsky Trough: И-5а — Northwestern Terrace, 56 — North-Western Monocline, 5в — North-Western Basin

недропользователей в течение 2014-2018 гг. составил 131,1 тыс. км (рис. 9). Всего на их проведение было выделено более 14 млрд р. Основной объем охватывал восточно-арктические акватории (таблица). К сожалению, полученные данные не всегда открыты для пользования. Основным итогом сейсмораз-ведочных работ, финансируемых недропользователями, за 5-летний период явилась постановка на Государственный баланс 8 подготовленных структур с ресурсами 1399,6 млн т нефти (извлекаемые), 3000,6 млрд м3 газа по состоянию на 01.01.2018 г.

Поисково-разведочное бурение

На лицензионных участках в 2014-2018 гг. за счет средств недропользователей было пробурено семь скважин. Затраты на поисково-разведочное бурение уменьшились в 2 раза — с 54,2 до 24,7 млрд р., объем глубокого бурения увеличился с 6,153 до 7,357 тыс. м (рис. 10). Резкий скачок затрат произошел в 2014 г. (45,2 млрд р.) за счет бурения ПАО «НК «Роснефть» поисковой скважины на структуре Университетская в Карском море и в 2017 г. (17,2 млрд р.) поисковой скв. Центрально-Ольгинская-1, пробуренной с суши в море Лаптевых, а также за счет разведочной скв. Ле-нинградская-3 ПАО «Газпром» в Карском море.

В 2014 г. на акватории Печорского моря на Дол-гинском лицензионном участке ООО «Газпромнефть-Сахалин» завершена строительством разведочная скв. 3СД глубиной 3520 м. Эта скважина подтвердила нефтегазоносность карбонатного комплекса нижнего карбона - нижней перми Долгинского месторождения. Были выявлены газоконденсатные залежи с высоким содержанием сероводорода, до 20 % (прогнозировалось распространение нефтяных залежей). Установлено, что Долгинское месторождение является нефтегазоконденсатным с потенциалом продуктивности по газу в объекте Р! - С3. По результатам проведенных исследований вскрытый комплекс является низкопроницаемым.

В Карском море на лицензионном участке Вос-точно-Приновоземельский-1 ПАО «НК «Роснефть» пробурена первая поисковая скв. Университетская-1 глубиной 2113 м. По результатам опробования в от-

крытом стволе установлены четыре газовые залежи в отложениях марресалинской свиты альбско-се-номанского яруса (пласты ПК1-2, ПК7-10), яронгской свиты альбского яруса (пласт ХМ6-9), в танопчинской свите аптского яруса (пласт ТП1-3) и две нефтяные залежи в отложениях средней и нижней юры (пласты Ю2-6 и Ю10-11). По результатам бурения открыто нефтегазовое месторождение Победа. По состоянию на 01.01.2018 г. на Государственном балансе числятся запасы нефти: категорий А + В1 + С1 — 4,064/0,61 млн т (геологические/извлекаемые), категорий В2 + С2 — 862,753/129,413 млн т (геологические/извлекаемые) и запасы свободного газа: категорий А + В! + С! — 21,705 млрд м3, категорий В2 + С2 — 477,533 млрд м3.

В 2015-2016 гг. глубокое бурение на арктическом шельфе не проводилось.

В 2017 г. в Карском море ПАО «Газпром» закончена строительством разведочная скв. 3 глубиной 2030 м в пределах Ленинградского газоконденсат-ного месторождения. В скважине проведен полный комплекс ГИС, включая опробование пластов приборами на кабеле, отобраны керн, пробы пластовых флюидов. В эксплуатационной колонне испытано два объекта, получены промышленные притоки УВ. По состоянию на 01.01.2018 г. скважина ликвидирована.

ПАО «НК «Роснефть» в 2017 г. впервые на акватории моря Лаптевых на Хатангском лицензионном участке пробурена с берега поисково-оценочная скв. Центрально-Ольгинская-1 глубиной 5523 м. В ходе бурения получен приток нефти и открыто крупное нефтяное Центрально-Ольгинское месторождение. Запасы, числящиеся на Государственном балансе по состоянию на 01.01.2018 г., составляют: нефти категорий А + В! + С! — 0,986/0,266 млн т (геологические/ извлекаемые), категорий В2 + С2 — 196,909/53,165 млн т (геологические/извлекаемые); растворенного газа категорий А + В! + С! — 0,016 млрд м3, категорий В2 + С2 — 3,19 млрд м3.

В 2018 г. в акватории Обской губы на Северо-Об-ском лицензионном участке ООО «Арктик СПГ 3» пробурена поисково-оценочная скв. ПО-1 глубиной 2797 м с испытанием двух продуктивных объектов.

Рис. 9. Fig. 9.

Объемы сейсморазведки 2D (A) и 3D (B), выполненные на арктических акваториях за счет средств недропользователей в 2014-2018 гг.

Amount of 2D (A) and 3D (B) seismic surveys in the Arctic waters funded by subsoil users in 2014-2018

А

Чукотское море

Восточно-Сибирское море

Море Лаптевых Карское море Печорское море Баренцево море

0 5000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

Объем работ, км

В

Чукотское море

Восточно-Сибирское море

Море Лаптевых Карское море Печорское море Баренцево море

О 5000 10000 15000 20000 25 000 30000 35 ОСО 40 ООО

Объем работ, км:

1 — 2014 г., 2 — 2015 г., 3 — 2016 г., 4 — 2017 г., 5 — 2018 г. 1 — 2014, 2 — 2015, 3 — 2016, 4 — 2017, 5 — 2018

О

Таблица. Объем сейсморазведочных работ, выполненных за счет средств недропользователей в 2014-2018 гг. на арктических акваториях РФ Table. Amount of seismic surveys in the RF Arctic waters funded by subsoil users in 2014-2018

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Море Объем сейсморазведки

2D, км 3D, км2

Баренцево 11 500 20 250

Печорское 5150 9042,3

Карское 36 116 30 164,7

Лаптевых 35 193 -

Восточно-Сибирское 18 245 -

Чукотское 24 949 -

Рис. 10. Fig. 10.

Объемы сейсморазведочных работ на арктических акваториях

за счет всех источников финансирования в период 2014-2019 гг., тыс. м*

Amount of seismic surveys in the RF Arctic waters completed at the expense of all sources of funds in 2014-2019, thousand metres*

7 65 4

3

a 10

4,0

— 2Д

2,0

5,5 7,4 5,3 2,5

2015

2016

Годы

2014

О* О*

Сейсмические работы (1, 2): 1 — разведочные, 2 — поисковые *Данные за 2019 г. предварительные. Seismic works (1, 2): 1 — exploration, 2 — prospecting *Data for 2019 are preliminary.

2017

2018

2019

По результатам проведенных работ открыто Севе-ро-Обское газоконденсатное месторождение. По результатам оперативного подсчета запасов на Государственный баланс поставлены запасы категорий С1 + С2: 321,8/273,6 млрд м3 газа (геологические/извлекаемые) и 25,6/16,1 млн т конденсата (геологические/извлекаемые).

В Карском море на Нярмейском лицензионном участке ПАО «Газпром» закончена строительством поисково-оценочная скв. Нярмейская-1 глубиной 2150 м. В скважине проведено опробование пластов в открытом стволе (1140-1960 м), выполнены замеры пластового давления, определено насыщение пластов, записаны кривые восстановления давления, отобраны пробы газа и воды, из интервала продуктивных пластов взято 25 образцов керна. По состоянию на 01.01.2019 г. скважина ликвидирована. По результатам бурения скважины начат оперативный подсчет запасов УВ и в 2019 г. открыто газовое Няр-мейское месторождение с продуктивными залежами в верхнемеловых отложениях сеноманского яруса (пласт ПК!).

На Русановском лицензионном участке закончена строительством поисково-оценочная скв. Ру-сановская-6 глубиной 2410 м. В скважине выполнен полный комплекс ГИС, включая опробование пластов, отобраны пробы пластовых флюидов и керн. В эксплуатационной колонне испытано два объекта в меловых отложениях, получены промышленные притоки УВ. По состоянию на 01.01.2019 г. скважина ликвидирована. По результатам строительства скв. Руса-новская-6 начат оперативный подсчет запасов УВ и в 2019 г. открыто газоконденсатное месторождение им. В.А. Динкова. Продуктивные залежи установлены в верхнемеловых отложениях сеноманского (пласты ПК1 и ПК5), в нижнемеловых отложениях альбского

(пласты ПК7, ПК9, ХМ6-7, ХМ8-9) и аптского (пласты ТПЬ ТП2, ТП7, ТП9) ярусов.

В 2019 г. ПАО «Газпром» планирует пробурить поисковую скв. 1 (2500 м) на Скуратовском и разведочную скважину (2500 м) на Ленинградском лицензионных участках в Карском море; ООО «АРКТИК СПГ 1» — разведочную скв. Р-65 (2750 м) на Геофизическом лицензионном участке.

По объему текущих извлекаемых запасов нефти (категории А + В! + С! + В2 + С2) на 01.01.2018 г. два месторождения — Победа (2014 г.) в Карском море и Центрально-Ольгинское (2017 г.) в море Лаптевых относятся к крупным. По величине запасов газа месторождение им. В.А. Динкова является уникальным, Северо-Обское и Нярмейское — крупными.

Приоритетные направления

В целом арктические акватории Российской Федерации характеризуются низкой степенью геолого-геофизической изученности и разведанности НСР УВ (всего 10 %), т. е. ресурсы составляют 90 %. В настоящее время значительная часть ресурсов арктического шельфа РФ относится к распределенному фонду недр, залицензировано около 50 % перспективных земель арктических акваторий. Необходимо изменение тенденции падения роста финансирования на проведение геолого-разведочных работ за счет недропользователей, что приведет к увеличению ресурсной базы распределенного фонда недр за счет поисково-разведочных работ, выполняемых недропользователями.

В условиях практически сокращающегося финансирования региональных работ на нефть и газ существенно возрастают требования к обоснованию и проработке новых объектов работ.

Основное направление дальнейшего освоения арктического шельфа РФ — проведение геолого-разведочных работ в зоне сочленения нефтегазоносных структур суши и моря, которые часто приурочены к мелководным транзитным зонам, недоступным для морской сейсморазведки. Второе направление — геологическое изучение глубоководных шельфовых, окраинно-континентальных и присклоновых бассейнов. Третье направление — отработка региональных сейсмических профилей, связывающих нефтегазоносные бассейны или дающих информацию о неза-лицензированных малоизученных зонах.

Необходима организация новых региональных обобщений по Баренцеву морю, морю Лаптевых и другим перспективным бассейнам. Первоочередные мероприятия и работы в рамках этих обобщений:

- полная оцифровка картографического материала (единый геоинформационный проект (ГИС-про-ект));

- создание единых баз данных по результатам проведенных геолого-геофизических работ;

- создание геологических проектов с последующим уточнением нефтегазогеологического районирования, границ перспективных территорий и прогнозом нефтегазоносности.

Заключение

Обобщение и анализ результатов геолого-разведочных работ являются важнейшими этапами при оценке ресурсного потенциала УВ и предваряющего его уточнения границ нефтегазогеологического районирования. Результаты проводимой в данный момент количественной оценки ресурсов УВ шельфов арктических акваторий (в рамках оценки ресурсного потенциала УВ России по состоянию изученности на

01.01.2017 г.) будут способствовать обоснованию направлений дальнейших геолого-разведочных работ. Ввиду того, что основной объем геолого-разведочных работ на шельфе арктических морей выполняется за счет средств недропользователей, учет их результатов обязателен для формирования актуальных геологических моделей оцениваемых объектов.

Количественная оценка ресурсов нефти и газа РФ по состоянию на 01.01.2017 г. предусматривает формирование единого ГИС-проекта (структурно-тектонические карты по фундаменту и отдельным струк-турно-формационным комплексам), который может быть основой для оценки и разработки стратегии развития ресурсной базы на арктическом шельфе РФ со своевременной актуализацией по результатам выполненных геолого-разведочных работ при условии дальнейшего взаимодействия с компаниями-недропользователями в рамках мониторинга состояния ресурсной базы УВ.

Необходимо выполнить обобщения уже проведенных геолого-разведочных работ и накопленной геолого-геофизической информации по выбранным первоочередным бассейнам с созданием новых тектонической и геологической моделей нефтегазоносных бассейнов и современным анализом стратиграфии, литологии, седиментологии и геохимии осадочных комплексов для наращивания минерально-сырьевой базы Северного морского пути. Результаты комплексной интерпретации станут основой для планирования работ за счет средств федерального бюджета, включающих региональные работы в слабоизученной транзитной зоне, обобщение информации по крупным нефтегазоносным бассейнам, отработку региональных сейсмических профилей для изучения склоновых и глубоководных бассейнов.

Литература

1. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Лоджевская М.И., Кравченко М.Н., Шевцова М.И. Ресурсный потенциал углеводородов — основа развития топливно-энергетического комплекса России // Геология нефти и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.

2. Каминский В.Д., Супруненко О.И., Смирнов А.Н. Минерально-сырьевые ресурсы арктической континентальной окраины России и перспективы их освоения // Арктика: экология и экономика. - 2014. - № 3. - С. 52-61.

3. Афанасенков А.П., Сенин Б.В., Леончик М.И. К уточнению модели нефтегазогеологического районирования арктического шельфа России в свете современных геолого-геофизических данных // Геология нефти и газа. - 2016. - № 4. - С. 77-88.

4. Афанасенков А.П., Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Кривицкий А.Б., Кравченко М.Н., Иутина М.М., Помазанов В.В., Старобинец А.Е. Ресурсный потенциал страны // ВНИГНИ — 65. Люди, результаты и перспективы / Под ред. А.И. Варламов, В.И. Петер-силье. - М. : ФГБУ «ВНИГНИ», 2018. - С. 129-149.

5. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д. Перспективы освоения газовых ресурсов шельфа арктических морей России // Вестник газовой науки. -2017. - № 4. - С. 15-24.

6. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Пешкова И.Н., Унгер А.В., Кравченко М.Н., Обухов А.Н. Ресурсный потенциал и перспективы освоения Арктической зоны РФ // Oil & Gas Eurasia. - 2017. - № 2. - С. 44-51.

7. Каспаров О.С., Хлебников П.А., Варламов А.И., Киселев Е.А., Мельников П.Н., Соловьев Б.А. Оценка состояния геолого-разведочных работ на нефть и газ на территории России и ее континентальном шельфе в период между проведением VII и VIII Всероссийских съездов геологов (2012-2016) // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 4-13.

8. Пронкин А.П., Савченко В.И., Ступакова А.В., Филипцов Ю.А., Шумский Б.В., Юбко В.М., Перетолчин К.А., Прокопцева С.В. Новые данные о геологическом строении и нефтегазоносности Хатангской мезовпадины и сопредельной акватории моря Лаптевых // Природные ресурсы Красноярского края. - 2014. - № 23. - С. 57-62.

9. Малышев Н.А., Никишин В.А., НикишинА.М., Обметко В.В., МартиросянВ.Н., КлещинаЛ.Н., РейдикЮ.В. Новая модель геологического строения и истории формирования Северо-Карского осадочного бассейна // Доклады академии наук. - 2012. - Т. 445. - № 1. - С. 50-54.

10. Казанин Г.С., Барабанова Ю.Б., Кириллова-Покровская Т.А., Черников С.Ф., Павлов С.П., Иванов Г.И. Континентальная окраина Восточно-Сибирского моря: геологическое строение и перспективы нефтегазоносности // Разведка и охрана недр. - 2017. - № 10. -С. 51-55.

References

1. Varlamov A.I., Afanasenkov A.P., Lodzhevskaia M.I., Kravchenko M.N., Shevtsova M.I. Hydrocarbon resources potential - the backbone of Russian fuel-and-energy sector development. Geologiya nefti i gaza. 2016;(3):3-13.

2. Kaminsky V.D., Suprunenko O.I., Smirnov A.N. Mineral Resources of the Russian Arctic Continental Margin and Prospects for Their Development. Arctic: Ecology and Economy. 2014;(3):52-61.

3. Afanasenkov A.P., Senin B.V., Leonchik M.I. Refinement of petrogeological zonation model of the Russian arctic shelf in light of modern geological and geophysical data. Geologiya nefti i gaza. 2016;(4):77-88.

4. Afanasenkov A.P., Varlamov A.I., Mel'nikov P.N., Poroskun V.I., Krivitskii A.B., Kravchenko M.N., lutina M.M., Pomazanov V.V., Starobi-netsA.E. Country's natural resource potential [Resursnyi potentsial strany]. In: A.I. Varlamov, V.I. Petersil'e eds. Moscow: FGBU VNIGNI; 2018. P. 129-149.

5. Nikitin B.A., Dzyublo A.D. Future development trends of gas resources on the shelf of Russian Arctic seas [Perspektivy osvoeniya gazovykh resursov shel'fa arkticheskikh morei Rossii]. Vestnik gazovoinauki. 2017;(4):15-24.

6. Varlamov A.I., Afanasenkov A.P., Peshkova I.N., Unger A.V., Kravchenko M.N., Obukhov A.N. The resource potential and future development trends of the RF Arctic zone [Resursnyi potentsial i perspektivy osvoeniya Arkticheskoi zony RF]. Neft'i gaz. Evraziya. 2017;(2):44-51.

7. Kasparov O.S., Khlebnikov P.A., Varlamov A.I., Kiselev E.A., Mel'nikov P.N., Solov'ev B.A. The assessment of oil and gas geological exploration state within russia and russian continental shelf during the period between the Vllth and VIIIth all-russian congresses of geologists (20122016). Geologiya nefti i gaza. 2016;(5):4-13.

8. Pronkin A.P., Savchenko V.I., Stupakova A.V., Filiptsov Yu.A., Shumskii B.V., Yubko V.M., Peretolchin K.A., Prokoptseva S.V. New data on geological structure and oil and gas occurrence in the Khatanga meso-depression and neighbouring waters of the Laptev Sea [Novye dannye o geologicheskom stroenii i neftegazonosnosti Khatangskoi mezovpadiny i sopredel'noi akvatorii morya Laptevykh] Prirodnye resursy Krasnoyarskogo kraya. 2014;(23):57-62.

9. Malyshev N.A., Nikishin V.A., Obmetko V.V., Kleshchina L.N., Reydik Yu.V., Nikishin A.M., Martirosyan V.N. A new model of the geological structure and evolution of the North Kara sedimentary Basin. Doklady Earth Sciences. 2012;445(1):791-795.

10. Kazanin G.S., Barabanova Yu.B., Kirillova-Pokrovskaya T.A., ChernikovS.F., PavlovS.P., Ivanov G.I. Continental margin of the East Siberian Sea: geological structure and hydrocarbon potential. Prospect of mineral resources. 2017;(10):51-55.

The results of geological exploration on the Russian Arctic shelf in 2014-2019 and prospects for future development

Текст научной работы на тему «ИТОГИ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ В 2014-2019 ГГ. И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ НА БЛИЖАЙШЕЕ ВРЕМЯ»