CC BY
23Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 4(19) 2017 ■ http://oilgasjournal.ru
НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Н А. Еремин1' 2, Н А. Шабалин1 1 - Институт проблем нефти и газа РАН;
2 - РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина e-mail: ermn@mail.ru
В настоящее время Сибирская платформа - регион России с крупной концентрацией ресурсов нефти и газа на суше. В отличие от южной части Сибирской платформы основные представления по геолого-тектоническому строению и нефтегазоносности суши и прилегающего шельфа Арктической зоны в настоящее время в основном базируются на данных сейсморазведки МОГТ, привязанных к имеющимся глубоким параметрическим и поисковым скважинам. По мере повышения глубинности сейсморазведки МОГТ и усовершенствования программных средств обработки и интерпретации сейсмических данных представления о глубинном строении, нефтегазоносности конкретных площадей и о выделении целевых перспективных на нефть и газ горизонтов могут меняться кардинальным образом.
Сибирская платформа является третьим регионом России после Западной Сибири и Урало-Поволжья с крупной концентрацией ресурсов нефти и газа на суше (рис. 1). Северная часть Сибирской платформы и прилегающий шельф окраинных морей Северного Ледовитого океана характеризуются большой концентрацией неразведанных ресурсов нефти и газа. Авторами рассматривается углеводородный потенциал Анабаро-Ленской нефтегазоносной области (включая шельф Анабарского и Оленекского заливов), Анабаро-Хатангской нефтегазоносной области (включая шельф Хатангского залива), Лаптевоморской перспективной нефтегазоносной области, Енисей-Хатангской нефтегазоносной области (включая прилегающий шельф Енисейского залива), см. рис. 2.
Большой нефтегазовый потенциал - первый и главный фактор привлечения потенциальных инвесторов. Второй существенный фактор - наличие экспортных терминалов и трубопроводных систем, позволяющих осуществлять доставку добываемых углеводородов на рынки стран Европы и стран Азиатско-Тихоокеанского региона [План мероприятий по реализации Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 г. Утвержден 30 августа 2016 г.].
Рис.1. Схема нефтегазоности Сибирской платформы (по В.С. Старосельцеву [1])
Рис. 2. Район исследования - Енисей-Хатангская, Анабаро-Хатангская и Анабаро-Ленская НГО
(Источник: Мингео РФ)
Анализ и систематизация результатов ранее выполненных геолого-разведочных работ в конкретном регионе способствуют выделению и актуализации площадей для последующего геологического изучения, позволяющего объективно оценить как наличие ресурсов и запасов углеводородов, так и их прирост, обосновать создание инфраструктуры для создания будущих центров добычи углеводородов.
На севере Сибирской платформы на базе палеотектонического анализа выделяют Енисей-Хатангскую, Анабаро-Ленскую, Верхоянскую краевые системы, проявившиеся на раннем этапе развития платформы как перикратонные опускания и прогибы и переформировавшиеся на поздних стадиях в краевые прогибы (рис. 3).
Рис. 3. Краевые прогибы (системы) [2]
Единая номенклатура опорных сейсмических горизонтов (в принятых стратиграфических схемах) для рассматриваемой территории не разработана. Стратиграфическая привязка регионально прослеживаемых сейсмических горизонтов из-за низкой изученности территории бурением нуждается в существенном уточнении. Ниже приводится сейсмогеологическая характеристика разреза, которая была построена с использованием разрезов скважин, региональных представлений о литолого-стратиграфическом расчленении осадочного чехла и результатов работ МОГТ. Верхнюю часть разреза слагают многолетнемерзлые породы, мощность которых может достигать 500-800 м. Скорость распространения продольных колебаний в мерзлых породах колеблется от 3100 до 4400 м/с, а в зонах растепления, в руслах рек, озер интервальные скорости не превышают 2000 м/с. По скорости распространения сейсмических волн геологический разрез в обобщенном виде подразделяется на пять сейсмостратиграфических комплексов [2]:
• Мезозойско-кайнозойский терригенный - пластовая скорость волн увеличивается вниз по разрезу от 1,7-2,5 до 3,0-3,5 км/с. Суммированные эффективные средние скорости изменяются от 2,5 до 3,8 км/с.
• Пермско-нижнетриасовый вулканогенно-терригенный - пластовая скорость варьирует от 3,5 до 4,5 км/с. Суммированные эффективные средние скорости изменяются от 3,2 до 5,0 км/с. Относительно резкое повышение скоростных характеристик, близких к нижележащим терригенно-карбонатным комплексам, связано с присутствием пластовых интрузий и даек долеритов.
• Верхне-среднепалеозойский терригенно-карбонатный (предположительно солесодержащий) - пластовая скорость от 4,8 до 5,8 км/с. Суммированные эффективные средние скорости распределяются в пределах от 3,5 до 5,5 км/с.
• Верхнепротерозойско-кембрийский преимущественно карбонатный - пластовая скорость от 5,1 до 5,6 км/с и более. Суммированные эффективные средние скорости от 3,5 до 5,8 км/с близки к скоростным характеристикам практически всего осадочного чехла за исключением терригенной толщи мезозоя.
• Поверхность фундамента (кристаллические и метаморфические образования) маркируется граничной скоростью 5,9-6,4 км/с и более. Резкий скачок пластовых скоростей соответствует увеличению суммированных эффективных средних скоростных характеристик пород кристаллического фундамента от 4,2 до 6,5 км/с.
Скачки значений пластовой скорости на границах различных литологических комплексов осадочных пород достигают 700-800 м/с, что обеспечивает существование нескольких отражающих горизонтов, обладающих хорошей динамической выразительностью и региональным распространением.
Енисей-Хатангская краевая система расположена в северной части Сибирской платформы (рис. 4), имеет вытянутую с юго-запада на северо-восток форму, ее длина немногим превышает 1000 км, ширина в среднем составляет 250 км; граничит на юге с Енисейской палеомоноклиналью, на востоке - с Анабарским палеопрогибом. Границы Енисей-Хатангской краевой системы проводят по линии выклинивания триасово-кайнозойских отложений. На востоке граница Енисей-Хатангской краевой системы проводится по зоне выполаживания краевых моноклиналей Енисей-Хатангского регионального прогиба с мезозойской Анабаро-Хатангской седловиной (АХС) или Хатангской мегавпадиной по рифей-палеозойским отложениям [2].
Рис. 4. Енисей-Хатангская краевая система (по С.П. Максимову [3]) I - Танамско-Малохетский мегавал; II - Балахнинский мегавал; III -Янгодо-Горбитский выступ; IV - Дудыптинско-Боганидский прогиб; V - Жданихинский прогиб; VI - Анабаро-Хатангская седловина. Месторождения: 1 - Дерябинское, 2 - Пеляткинское, 3 - Мессояхское, 4 - Северо-Соленинское, 5 - Южно-Соленинское, 6 - Балахнинское
Анабаро-Хатангская краевая система - это самостоятельная краевая система, осадочный чехол которой представлен двумя комплексами: нижним рифей-среднепалеозойским терригенно-карбонатным и верхнепалеозойско-мезозойским
терригенным. Территория Хатангской мегавпадины, по-видимому, является периферийной частью области соленакопления в Лено-Анабарском прогибе и современной акватории моря Лаптевых (С.В. Прокопцева, 2014 г.). В тектоническом отношении она представляет собой сочетание крупных впадин, разделенных линейными валами северо-западного простирания. На западе Анабаро-Хатангской седловины (АХС) развиты соляные штоки среднего девона.
Анабаро-Ленская краевая система охватывает с запада, севера и востока Анабарский щит (рис. 5). Ее западное и восточное ограничения, вероятно, имеют рифтовую геологическую природу. Мощность отложений базового структурно-фациального комплекса достигает более 1000 м. Ряд исследователей высказывают предположение о том, что северную границу Сибирской платформы необходимо проводить в акватории моря Лаптевых [2].
Рис. 5. Тектоническая схема Анабаро-Ленского мегапрогиба
-- Поднятия, выявленные по ГК 51, (А.С. Горшков, 2009 г.)
- Поднятия, выяв-
ленные по данным нефтегазо-геологического районирования, 2009 г.
- Погруженные зоны, выявленные по данным нефте-газогеологического районирования, 2009 г.
В Анабаро-Ленской краевой системе отмечается значительная мощность осадочных отложений рифея - верхнего палеозоя. Внутренняя структура Анабаро-Ленского прогиба, сформировавшегося на последней стадии развития Анабаро-Ленской краевой системы, мало изучена. Имеющиеся результаты геолого-разведочных работ показывают продолжение континентальных тектонических структур в акваторию моря Лаптевых, значительную мощность осадочных отложений рифея - верхнего палеозоя, и возможное наличие палеозойских соленосных толщ.
Верхоянская краевая система простирается вдоль р. Лены на расстояние около 300 км и шириной до 200 км (рис. 6). По геологической природе это пассивная континентальная окраина, перекрытая мощными молассовыми отложениями, в основном мезозойского возраста, а на завершающей стадии развития - породами надвиговой зоны [2].
Рис. 6. Верхоянская краевая система (по В.С. Старосельцеву [1])
Основная нефтегазоносная провинция Восточной Сибири - Лено-Тунгусская. В южной и центральной частях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции основные
нефтематеринские толщи приурочены к рифейским, вендским, нижне - средне кембрийским отложениям. В них сгенерировано 60-90% жидких и газообразных углеводородов всего осадочного чехла [4]. Рифейско-мезозойские отложения широко развиты в краевых частях на севере, северо-востоке и востоке Сибирской платформы.
По стандартам WPC-SPE технически извлекаемые ресурсы нефти и газа Арктических зон пяти прибрежных государств: США, Канады, России, Дании и Норвегии, содержат не менее 72,9 млрд т нефтяного эквивалента, в том числе недра Арктической зоны России содержат 43,8 млрд т н.э., из них суша - 11,2 млрд т н.э., шельф - 32,6 млрд т н.э. (табл. 1).
Таблица 1
Потенциальные ресурсы углеводородов Арктики
Тип ресурса Россия Арктика
Суша Шельф
Нефть, млрд т неоткрытые 1,8 2,5 13,3
открытые 0,6 0,1 1,4
Всего, млрд т 2,4 2,6 14,7
Прир. газ, трлн куб. м неоткрытые 4,7 27,7 48,5
открытые 5,2 5,0 14,7
Всего, трлн. куб м 9,9 32,7 63,2
Конденсат, млрд т неоткрытые 0,6 3,2 6,3
открытые 0,1 0,1 0,3
Всего, млрд т 0,8 3,3 6,5
Ресурсы, всего млрд т н.э. неоткрытые 6,2 28,3 59,2
открытые 5,0 4,3 13,8
Всего, млрд т н.э. 11,2 32,6 72,9
Источники: Final Report U.S.Geological Survey Oil and Gas Resources. Assesment of the Russian Arctic. July 2010; Arctic Potential: Realizing the Promise of U.S.Arctic Oil and Gas Resources. National Petroleum Council 2015.; Word Oil Outlook 2016.OPEC Secretariat, October 2016; Annual Energy Outlook 2017 with projections to 2050, January 5, 2017, U.S. Energy Information Administration
Анабаро-Ленская и Анабаро-Хатангская НГО характеризуются исключительно перспективными ресурсами категории Д2, выявленными в ходе сейсморазведочных работ. Морская часть Анабаро-Ленской нефтегазоносной области является довольно перспективной на обнаружение залежей УВ. Начальные суммарные ресурсы только по мезозойско-кайнозойским отложениям, расположенным в морской части Анабаро-
Ленской нефтегазоносной области составляют 3,116 млрд т условного топлива (М.С. Парамонова, 2010 г.), см. табл. 2.
Таблица 2
Начальные суммарные условные ресурсы, локализованные по НГО, млн т НЭ/УТ*
НГО Ри- фейский/к ате-гория Вендский/кате-гория Венд- среднепалеозой-ский/категория Верхнепалеозойский/категория Мезозой- ский/катего- рия
Енисейский залив 1318
Анабаро-Ленская - 216/Д2лок 420/Д2лок 1570/Д1лок 231/Д1лок
суша
Анабаро-Ленская -шельф 293/Д2лок 91/Д2лок
Анабаро-Хатангская 1001/Д2ло к 968/Д2лок 5807/Д1лок
Итого 1217 420 968 7670 1640
ВСЕГО 11 915 млн т НЭ/УТ
Д1+Д2 В том числе шельф 1702 млн т НЭ/УТ
*НЭ/УТ - н.э./у.т.
ПАО «Роснефть» открыла месторождение на Хатангском лицензионном участке. Самая северная поисковая скважина, пробуренная на шельфе Восточной Сибири -«Центрально-Ольгинская-1». Бурение скважины ПАО «Роснефть» проводило с берега полуострова Хара-Тумус. Троекратный отбор керна с глубин от 2305 до 2363 м показал высокое насыщение нефтью с преобладанием легких маслянистых фракций.
Заключение
Возможный новый центр нефтегазодобычи - Анабаро-Хатангская и Анабаро-Ленская НГО. Общая площадь Анабаро-Хатангской и Анабаро-Ленской НГО составляет 94,6 тыс. кв. км, из них 84,01 тыс. км2 - не лицензировано. В Анабаро-Хатангской НГО открыты непромышленные Нордвикское, Кожевниковское, Ильинское, Южно-Тигянское месторождения нефти и Чайдахское газовое месторождение. В настоящее время Южно-Тигянское месторождение лицензировано НК «Туймазанефть» (Западно-Анабарский лицензионный участок). Все открытые залежи нефти приурочены к пермским отложениям, отчасти к триасовым. Скважины, давшие притоки углеводородов, располагаются вблизи разломов. Наряду с нефтегазоносными пермскими отложениями
следует рассматривать невскрытые бурением нижнесреднепалеозойские и верхнерифейские терригенно-карбонатные отложения. Значительный интерес представляют верхнепалеозойские-нижнемезозойские осадочные отложения в зоне сочленения Анабаро-Хатангской седловины с восточной частью Енисей-Хатангского регионального прогиба.
Статья написана в рамках выполнения Программы Президиума РАН на 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Карта нефтегазоносности Сибирской платформы / Под ред. В.С. Старосельцева. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2002.
2. Савченко В.И. Комплексные геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Геленджик: Южморгеология, 2014.
3. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Кн. 2, Азиатская часть СССР. Справочник: В 2-х кн. / Под ред. С.П. Максимова. М.: Недра, 1987. 303 с.
4. Мигурский Ф.А. и др. Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносности Лено-Тунгуской нефтегазоносной провинции на основе моделирования процессов формирования залежей УВ и бассейнового моделирования. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010.
