CC BY
63
УАК 553.04+622.22(268.52)
ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ОБЪЕКТАХ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПАО «ГАЗПРОМ > В КАРСКОМ МОРЕ
С.ГЛрекнин, Р.Н.Окишев, А.Ф.Огнев, М.Ю.Куприянов, К.В.Пушников (ООО «Газпром геологоразведка»), А.Н.Рыбьяков, Е.А.Литвинова (ПАО "Газпром")
На основе переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических материалов и новых данных сейсморазведок 20 и ЗЭ МОГТ уточнены сейсмогеологические модели залежей и перспективных объектов на лицензионных участках ПАО «Газпром» в Карском море. По ним приведены результаты переоценки ресурсного потенциала, обоснована очередность их изучения и освоения с учетом существующей и планируемой инфраструктуры на п-ове Ямал и приямальском шельфе.
Ключевые слова: шельф Карского моря; Обско-Тазовское мелководье; геолого-разведочные работы; добыча УВ; ресурсный потенциал.
По экспертным оценкам ученых [1], нефтегазоносные бассейны внутренних морей арктического шельфа содержат основную долю традиционных ресурсов УВ России. Прежде всего, это относится к подготовленным и выявленным объектам Карского моря, где основная доля ресурсного потенциала связана с уникальными открытыми и прогнозируемыми залежами газа и газоконденсата, залегающими на губинах, доступных для поис-ково-разведочного бурения (до 3 км). В советский период первыми поисково-оценочными скважинами в Карском море были открыты Ленинградское и Русановское газоконденсатные месторождения, которые относятся к супергигантам или уникальным.
Открытие этих уникальных месторождений на ранней стадии изучения предопределило интенсификацию больших объемов региональных и детальных грави-, магнито- и сейсморазведочных работ МОГТ 20 для исследований недр на шельфе Карского моря уже в советский период. В 90-е гг. прошлого и первое 10-летие текущего столетия интенсивность геолого-геофизиче-ских работ существенно снизилась. В начале второго 10-летия XXI в., после лицензирования нефтегазовыми компаниями ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть» участков недр федерального значения по решению Правительства России, объемы геолого-разведочных работ по изучению геологического строения и оценки перспектив его нефтегазоносности кратно выросли. Так, ПАО «Газпром» на приямальском шельфе Карского моря было получено 13 лицензий на геологическое изучение и добычу УВ-сырья, в том числе на участки недр, частично расположенные в транзитной зоне, - Хараса-вэй-море, Крузенштернский, а также Русановский и Ленинградский морские участки недр, включающие одноименные уникальные месторождения газа (рис.1).
К акватории Карского моря относится и Обско-Та-зовское мелководье, изучение перспектив нефтегазоносности морских участков которого началось раньше Группой Газпром. Здесь в 2000-2005 гг. ОАО «Газпром» получило три лицензии на геологическое изучение и добычу УВ на перспективные участки в Обской губе. Позднее, в 2008 г., были получены три участка, включающие месторождения газа, расположенные как на суше Тазовского и Гыданского полуостровов, так и в акватории Тазовской губы.
В 2000-2006 гг. в Обской губе на Каменномысском поисковом участке были проведены сначала сейсмо-разведочные работы МОГТ 20, а затем МОГТ ЗЭ, уточнившие строение Каменномысского и Северо-Каменно-мысского перспективных поднятий. На каждом из них пробурено в акватории по пять скважин, в том числе две глубокие скважины со вскрытием неокомских отложений, позволивших открыть месторождения Каменно-мысское-море и Северо-Каменномысское, содержащие уникальные по запасам «сухого» газа залежи в сено-манских отложениях, которые сегодня подготовлены к освоению. По этим месторождениям впоследующем были получены две добычные лицензии. На Чугорья-хинском и Обском участках, расположенных в Обской губе, пробурены соответственно три и одна скважины, позволившие открыть крупное и среднее по запасам газа одноименные месторождения. Они также подготовлены к освоению.
На участках, расположенных как в акватории Тазовской губы, так и на побережье Тазовского и Гыданского полуостровов, на суше в советский период были выявлены залежи газа массивного типа в отложениях сеномана, контролируемые структурными ловушками на Семаковском, Тота-Яхинском и Антипаютинском
ООО ГАЗПРОМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА" - 5 лет
[оЪ&а
Русановское
Пони№[
Тамбейская*.. группа~ТЛ
ГЛ
Н^луи/чыни 1, |>«.:чц)»*||.
[исков
ьооагГункоескоо
ЛмЛ^рма
Япшвкслле
Южно-Яиальс к а I группа
V«пи-карч
Усть-ЮрПгЦ
Рис. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ ПАО «ГАЗПРОМ» В КАРСКОМ МОРЕ С ВЫДЕЛЕНИЕМ КЛАСТЕРОВ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ ИЗУЧЕНИЮ И ОСВОЕНИЮ ГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА
поднятиях. Акваториальные части залежей были слабо изучены профильными сейсмическими исследованиями МОП" 20, здесь не было пробурено ни одной скважины. Поэтому было принято решение отработать их сей-сморазведочными работами МОИ 30. В результате в 2009-2012 гг. было установлено сложное блоково-сдвиговое строение отмеченных участков недр [2], в том числе сеноманских залежей газа, особенно в акватории Тазовской губы, где расположены сводовые части поднятий. Так, центральная часть массивной сено-манской залежи газа Семаковского месторождения, включая свод Адерпаютинского поднятия, осложнена грабеном субмеридионального простирания, амплитуда которого по кровле отражающего горизонта Г (верхи сеномана) достигает почти 100 м (рис. 2). Антипаютин-ское поднятие, сводовая часть которого также находится в акватории губы, разбито на четыре блока, в пределах которых сеноманские залежи газа имеют различные газоводяные контакты. Несмотря на наличие высокоамплитудных разломов, которые прослеживаются выше по разрезу, в том числе в глинистых покрышках верхнего мела, и различие отметок газоводонефтяного контакта по сеноманским залежам в разных блоках, на стадии их доразведки в акватории Тазовской губы было установлено, что все это негативно не отразилось на запасах газа. По геолого-промысловым данным бурения шести морских разведочных скважин на Семаков-ском и по одной на Тота-Яхинском и Антипаютинском месторождениях был выполнен пересчет запасов, показавший существенное их увеличение. Текущие запасы газа позволяют квалифицировать Семаковское и Анти-паютинское как уникальные месторождения, а Тота-Яхинское как крупное, на которых сеноманские залежи газа подготовлены к освоению.
По технико-экономическим расчетам при освоении залежей газа сеномана на месторождениях Обско-Та-зовского мелководья можно достичь высоких уровней его добычи, обеспечивающих заполнение одной из ниток магистрального газопровода Ямбург — Центр. Их освоение планируется начать с месторождений Каменномыс-ское-море и Северо-Каменномыское в 2025-2030 гг.
По глубоким горизонтам нижнего мела и юры в акватории Обско-Тазовского мелководья выделены перспективные ловушки, ресурсы УВ которых оцениваются как значительные [3]. Они соизмеримы с запасами условного топлива в сеноманском нефтегазоносном
м-
комплексе. Сводовые и присводовые части поднятий, расположенные в акватории, по глубоким горизонтам глубоким бурением не изучены. На побережье Ямала, Тазовского и Гыданского полуостровов одновозраст-ные перспективные отложения вскрыты единичными скважинами, которые расположены в неоптимальных структурных условиях. Геолого-промысловые характеристики по ним свидетельствуют о наличии в разрезе неокомского, ачимовского и среднеюрского нефтегазоносных комплексов пластовых резервуаров пластов-коллекторов с качественными покрышками над ними. Последние планируется изучить бурением наклон-но-направленных поисково-оценочных скважин с суши Семаковского, Антипаютинского и Тота-Яхинского участков. Освоение ресурсного потенциала глубоких горизонтов намечено после 2030 г.
Лицензионные участки федерального значения на приямальском шельфе, полученные ПАО «Газпром» в 2013 г., в основном большие по размерам. При этом площадь контуров нефтегазоносности выявленных залежей и перспективных объектов, как правило, занимает не более половины общей площади участка. В 2014 г. на некоторых из них по единой сети наблюдений были выполнены сейсморазведочные работы МОП 20 в объеме 6450 км, уточнившие местоположение контуров ловушек в плане. Это позволило оптимизировать [4] площадь и объемы проведения сейсморазведочных работ МОП 30, рекомендованные в лицензионных обязательствах по участкам недр.
По всем участкам недр приямальского шельфа, согласно лицензионным соглашениям, в 2014-2015 гг. специалистами ООО «Газпром геологоразведка» были разработаны проекты разведочных и поисково-оценочных работ. Согласно этим проектам, по каждому участку в 2014-2019 гг. в пределах уточненных контуров залежей и перспективных объектов намечено выполнить сейсморазведочные работы МОП 30 в объеме 28,3 тыс. км2, что превышает рекомендуемые в лицензионных соглашениях (12,2 тыс. км2) в 2,3 раза. В 2014-2015 гг. часть планируемых объемов была выполнена в пределах Саратовского мегавала на Нярмейском и Скуратовском, а также частично Ленинградском и Русановском лицензионных участках в объеме 3,6 и 3,1 тыс. км2 соответственно. Остальной объем работ по участкам планируется выполнить в 2016-2019 гг. Важно отметить, что намеченные объемы сейсморазведочных работ МОП 20 и 30
Участки недр: 1 - Группы "Газпром" (цифры в квадратах): 1 - Русановский, 2 - Ленинградский, 3 - Невский, 4 - Белоостров-ский, 5-Скуратовский, 6-Нярмейский, 7-Амдерминский, 5-Западно-Шараповский, 9-Северо-Харасавэйский, 10-Об-ручевский, 11- Морской), 2-независимых недропользователей; 3-границы заказников (ООПТ); 4 - месторождения УВ-сырья; 5-перспективные объекты; нитки газопроводов: 6 - магистральные, 7-проектные на суше, 8-проектные на шельфе (СПГ), 9- на шельфе (трубные); 10-кластеры (лицензионные участей недр по очередности их изучения и освоения): а-\(1,2,3), б-П (6, 5,4), в- III (9, 7, 5), г- IV[10, 11)
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ В ПРЕДЕЛАХ СЕМАКОВСКОГО, ТОТА-ЯХИНСКОГО И АНТНПАЮТИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ ПАО «ГАЗПРОМ» ПО МАТЕРИАЛАМ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ МОГТ ЗЦ (составлена по материалам ООО «Газпром геологоразведка» и ООО «Иигеосервнс», 2014)
I
О
Й
1 з:
3
и >
м
2 о!
О О
о
3
и
€ о 3!
"1
гп
О >
О
О
40 >
и
И
I
о. >
1 - пробуренные поисково-оценочные и разведочные скважины; 2 - границы участков недр; 3 - береговая линия; 4 - контур сеноманских газовых залежей; 5 -дизъюнктивные нарушения
Рис. 3. СРАВНЕНИЕ ОЦЕНОК ГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА УЧАСТКОВ НЕДР НА ШЕЛЬФЕ КАРСКОГО МОРЯ (1 - на дату получения лицензий в 2013 г., 2 - на основе переобработнн н переинтерпреташт геолого-геофизических материалов)
8
Я-
7"
ч а
fi-
5-
- 3-
« а
«12|7ТТ
Русаио*-' Лмкин-сллй фДДСКМй
по планам ПАО «Газпром» будут выполнены на 2 года раньше, чем требуется в лицензионных обязательствах.
По участкам недр Крузенштерн-скому и Харасавэй-море (лицензии получены в 2008 и 2010 гг.) сейсмо-разведочными работами МОГТ 30 полностью покрыты площади развития залежей УВ и перспективных объектов глубоких горизонтов нижнего мела и юры.
Новые данные сейсморазведок МОП 20 и 30, с учетом переобработанных материалов МОП 20 прошлых лет в объеме 39,4 тыс. км, позволили уточнить сейсмогеологи-ческие модели строения залежей УВ и перспективных объектов и провести переоценку их нефтегазового потенциала. По Русановскому, Ленинградскому и Крузенштернско-му лицензионным участкам, включающим одноименные уникальные месторождения, запасы газа и жидких УВ, особенно категории С2, существенно выросли относительно балансовых значений, в основном за счет увеличения площади газоносности залежей и частично газонасыщенных толщин. В то же время ресурсы УВ не вскрытых бурением глубоких горизонтов нижнего мела и юры несколько снизились в связи с более высокой расчлененностью рельефа и наличием блоково-сдвиговых дислокаций по нижней части пород осадочного чехла. В целом структура сырьевой базы по ним стала более достоверной за счет снижения доли прогнозных ресурсов категорий Д1Л и Д1( а также исключения ресурсов категории Д2 (рис. 3).
Ресурсный потенциал Нярмейского, Скуратовского и Белоостровского поисковых участков недр, расположенных в пределах Скуратовского мегавала, по результатам переобработки и переинтерпретации сейсмических материалов, а также вновь выполненных съемок МОП 30 оценивается как весьма высокий, позволяющий судить о наличии здесь богатой зоны газонакопления по сеноман-апьб-аптским отложениям (рис. 4).
Местоположение перспективных структур и структурный план по прогнозным объектам претерпели большие изменения. Структуры сместились в транзитную зону, ближе к побережью Ямала. Прогнозные залежи в разрезе сеноман-апьбских отложений здесь отображаются в динамических аномалиях (рис. 5) — типа залежь (АТЗ). Площади последних существенно выросли по сравнению с приведенными в паспортах объектов лицензирования. Здесь прогнозируется открытие уникально-
□ а □ J ш
Iii 2 Iii 2 I t I 2 Iii 2 Iii 2 Iii 2 I I -<o~-.J Смура- I Ы>о- >Нмш«1 I Смаоо-1
io«CKnti остра«.
скиА
1 I 2 | 1 I 2 Ii I 2 I 1 I 2
Саяаро-I Дилер-Хдркл- *имсм»>й »йен**
слиЛ
Категории запасов и ресурсов газа: 1 - Сь 2- Сг, 3-С з, 4 - Д1Л+1+2
го месторождения газа, контуры залежей УВ которого по сеноман-аптским отложениям являются едиными для Скуратовского и Белоостровского лицензионным участкам.
Западно-Шараповский, Амдерминский и Обручев-ский лицензионные участки приурочены к Обручевско-му гемивалу, который осложнен одноименными локальными поднятиями. В результате переобработки и переинтерпретации сейсмических материалов МОП 20 прошлых лет в волновом поле сеноман-альбских отложений крупноразмерные динамические аномалии не наблюдаюся. Поэтому оценки ресурсного потенциала по ним значительно снизились по сравнению с балансовыми, приведенными в лицензионных соглашениях, — суммарный ресурсный потенциал участков, расположенных в пределах Обручевского гемивала, при переоценке уменьшился почти в три раза.
Морской и Северо-Харасавэйский участки, а также большая часть площади Обручевского лицензионного участка (Аквамариновая группа малоамплитудных поднятий) тектонически приурочены к Пухучанской впадине. Они изучены по редкой сети профилей МОП 20. По сеноман-аптским отложениям выделены малоамплитудные ловушки, по которым оценены небольшие по величине ресурсы газа. По более глубоким горизонтам нижнего мела и юры ловушки структурного типа по сейсмическим данным не отбиваются. В этой связи приведенный по ним в лицензионных соглашениях весомый ре-
Ж
Рис. 4. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ НЯРМЕЙСКОГО, СКУРАТОВСКОГО И БЕЛООСТРОВСКОГО ЛИЦЕНЗИОННЫХ УЧАСТКОВ МАО «ГАЗПРОМ» ПО МАТЕРИАЛАМ ПЕРЕОБРАБОТКИ И ПЕРЕИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМОРАЗВЕЛОЧНЫХ РАБОТ МОГТ 20 (составлена по материалам ООО «Газпром геологоразведка» и ООО -Ингеосервис», 2015)
Усл. обозначения см. на рис. 2
сурсный потенциал, соизмеримый с открытием уникальных и крупных месторождений на Северо-Харасавэй-ском и Обручевском лицензионных участках, не подтверждается геолого-геофизическими данными, в том числе вновь выполненными сейсморазведочными работами МОГТ 20.
Для строительства проектных скважин на участках приямальского шельфа планируется использовать по
одной самоподъемной и одной полупогруженной плавучих буровых установок ПАО «Газпром», которые высвобождаются с 2017 г. на шельфе Сахалина. За один сезон открытой воды в Карском море с их помощью можно пробурить не более двух скважин глубиной 2400-2700 м. Проектные морские скважины, как правило, имеют сложную конструкцию для исключения аварийных ситуаций и загрязнения окружающей природной среды. Она включает водоизолирую-щую колонну с заглублением в грунт на 30-50 м; кондукторы глубиной 250-350 м (от поверхности дна); первую техническую колонну, спускаемую для перекрытия неустойчивых к кавернообразованию и газопроявлениям надсеноманских (сенонских) отложений; вторую техническую колонну, предназначенную для перекрытия перспективных сеноман-альб-агттских отложений с гидростатическими давлениями; эксплуатационную колонну (или хвостовик), которая перекрывает неокомскую часть разреза с повышенными уровнями (до 1,3 крат.) пластового давления. В некоторых случаях для скважин глубиной 2600-2700 м, которые вскрывают неокомскую часть разреза, ее не перекрывают эксплуатационной колонной в связи с недостатком времени для испытания вышележащих залежей и перспективных объектов в сеноман-альб-аптских отложениях. В ней объекты опробуются в открытом стволе с помощью приборов на кабеле (ГДК-ОПК) и расширенного комплекса ГИС, например, по методике МОТ фирмы «Шлюм-берже».
Лицензионные участки ПАО «Газпром» приямальского шельфа по величине ресурсного потенциала, расположению относительно друг друга, удаленности от западного побережья Ямала, технологии их освоения можно сгруппировать в четыре кластера. По приоритетности и геологическим рискам подготовки запасов газа и их освоения в I кластер включены три участка (Русановский, Ленинградский и Невский) Русановско-Ленинградского мегавала, во II — также три
ООО "GAZPROM GEOLOGORAZVEDKA" - 5th ANNIVERSARY
Рис. 5 ОТОБРАЖЕНИЕ В ВОЛНОВОМ СЕЙСМИЧЕСКОМ ПОЛЕ ВЫЯВЛЕННЫХ
И ПРОГНОЗНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА В ИНТЕРВАЛЕ ЗАЛЕГАНИЯ АЛЬБ-СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПЛОЩАДЯХ ПАО «ГАЗПРОМ» НА ЯМАЛЕ И ПРИЯМАЛЬСКОМ ШЕЛЬФЕ (составлено по материалам ООО «Газпром геологоразведка» и ООО «Ингеосервис», 2015)
1,0
f "
1,5
t, с
участка (Нярмейский, Скуратовский и Белоостровской) Скуратовского мегавала. Суммарный их ресурсный потенциал газа соизмерим с Бова-ненковско-Харасавэйским центром газодобычи на Ямале. Подготовку запасов газа ресурсов выявленных и прогнозных залежей в сено-ман-альб-аптских и неокомских отложениях, залегающих до глубины 2500-2700 м, этих кластеров принято считать приоритетной задачей в ПАО «Газпром» за 10-летний период действия лицензии, до 2023 г. включительно. В случае подтверждения ресурсного потенциала участков II кластера и открытия здесь месторождения, уникального по запасам газа, освоение начнется именно с него, как наиболее приближенного (до 10 км) к западному побережью Ямала. Русановское и Ленинградское месторождения по оценкам авторов статьи, обладают более весомыми запасами и ресурсами газа, чем объекты II кластера. В комплексной программе освоения Ямала (2010) ввод в разработку этих месторождений планировалось начать на рубеже 30-х гг. текущего столетия. При этом рассматривались варианты как трубной транспортировки газа, так и сжиженного природного газа. С учетом необходимости создания единой подводной инфраструктуры подготовки и транспортировки газа и жидких УВ до западного побережья Ямала, первоочередной ввод в освоение ресурсного потенциала участков II кластера наиболее рационально по технико-экономическим критериям (см. рис. 1, 3).
В III кластер включены участки Обручевского геми-вала (Западно-Шараповский, Амдерминский), а также Северо-Харасавэйский, приближенный как к гемивалу, так и участку Харасавэй-море приямальской транзитной зоны. Суммарный ресурсный потенциал этого кластера оценивается не более 1 млрд т усл. топлива, который в большей своей части связан с перспективными объектами сеноман-альб-аптских отложений Севе-ро-Харасавэйского поднятия. Последнее в тектоническом отношении приурочено к Пухучанской впадине, сформировано за счет инверсии структурного плана в неотектонический период. При этом некоторые иссле-
L'
Г1Н
. са>Ю"дна и аг-»6о
.............
„ -----------
J
^ Т Г 1
В
N
t : г ^ - - _ _____
Прогнозные заявим газа ■ с«чо««ие и лгзбв
Газоконденсатные месторождения: А - Малыгинское, Б - Ленинградское, поднятия: В-Скуратовское, Г- Нярмейское
дователи по морфологии считают его седловиной, другие самостоятельной структурой, расположенной на структурной оси, соединяющей Нурминский и Русанов-ско-Ленинградский мегавалы Ямала и шельфа Карского моря. По перспективным объектам поисковых участков этого кластера велики геологические риски низких коэффициентов подтверждения ресурсного потенциала. В этой связи после проведения сейсморазведочных работ МОГТ 30, разработки дополнений к существующим Проектам поисково-оценочных работ предполагается выполнить по ним ТЭО целесообразности их освоения. Выполнение объемов глубокого бурения, рекомендованных в лицензионных обязательствах, начать только по тем участкам, по которым в результате технико-экономических расчетов будет установлена возможность рентабельности освоения ресурсного потенциала.
■ OlE AND GAS GEOLOGY, г 2016
А
IV кластер составили Морской и Обручевский участки, приуроченные к Пухучанской впадине. Их уточненный ресурсный потенциал уже сейчас позволяет утверждать о нецелесообразности его освоения при существующих технологиях поисково-разведочных работ и подводной добыче газа. По ним высоки риски отсутствия крупных скоплений газа в сеноман-альб-аптских отложениях на глубине до 2500 м, которые доступны для поисково-разведочного бурения за один короткий сезон (до 3 месяцев) открытой воды в Карском море. В этой связи предлагается по этим участкам сдать лицензии в Роснедра, дабы исключить санкции по невыполнению лицензионных обязательств. Это кластер может пополниться участками либо частью объектов из них за счет 111 кластера по результатам ТЭО.
Обоснование направлений проведения поисково-разведочных работ на лицензионных участках ПАО «Газпром» в Карском море выполнено с учетом уточнения их ресурсной базы, которая претерпела существенные изменения относительно представленной в лицензиях. При концентрации объемов геолого-разведочных работ на участках, которые объединены в I и II кластеры для освоения, можно подготовить весомые запасы газа на уникальных открытых и прогнозируемых месторождениях, где залежи связаны с сеноман-альб-аптски-ми отложениями, которые залегают на глубине до 2500-2700 м, доступной для изучения скважинами за один сезон открытой воды. Это будет способствовать ускоренному формированию нового морского центра газодобычи вблизи от функционирующего на базе Бо-ваненковского супергиганта.
Для первоочередного освоения ресурсного потенциала первых двух кластеров в перспективе до 2030 г. необходимо проработать сложные вопросы по обустройству, технологии добычи и транспортировке газа и жидких УВ до западного побережья Ямала. Пока разработана концептуальная схема транспортировки газа по нескольким направлениям (см. рис. 1). Одно из них в направлении Малыгинской и Тамбейской групп месторождений для сжижения газа и вывоза сжиженного природного газа из порта Сабетта. Второе направление касается транспорта газа с Ленинградского и Русановско-го месторождений до Харасавэй-Бованенковского пром-узла с последующей его транспортировкой по системе магистрального газопровода Бованенково — Центр.
Литература
1. Богоявленский В.И. Перспективы нефтегазоноснос-ти больших глубин Южно-Карского региона / В.И.Богоявленский, И.Д.Полякова // Арктика: экология и экономика. -2012. - № 3 (7).
2. Огнев А.Ф. Разломно-сдвиговые деформации при коллизии Тазовского и Гыданского геоблоков и их влияние на
распределение газа в массивных ловушках сеноманских отложений по результатам 2D и 30 сейсмогеологического моделирования в акватории Тазовской губы и прилегающих участков суши / А.Ф.Огнев, М.Ю.Куприянов и др. // Материалы III Международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2010). - 2010.
3. Огнев А.Ф. Перспективы подготовки запасов газа и жидких УВ на Семаковском, Антипаютинском и Тота-Яхин-ском участках ОАО «Газпром» в акватории Тазовской губы / А.Ф.Огнев, М.Ю.Куприянов и др. // Тр. 10-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO / CIS Offshore 2011). - 2011.
4. Огибенин В.В. Шельфовые проекты ГРР в Карском мо ре для восполнения сырьевой базы ОАО «Газпром» в Западной Сибири / В.В.Огибенин, АВ.Погрецкий, А.Ф.Огаев, М.Ю.Куп риянов // Газовая промышленность. — 2014. - № 11 (714).
О Коллектив авторов, 2016
Сергей Геннадьевич Крекнин, главный геолог, s.kreknln@ggr.gazprom.ru;
Роман Николаевич Окишев, первый заместитель генерального директора, r.oki3hev@ggr.gazprorn.ru;
Анатолий Федорович Огнев, начальник отдела, кандидат геолого-минералогических наук, a.ognev@ggr.gazprom.ru;
Михаил Юрьевич Куприянов, заместитель начальника отдела, m.kupriyanov@ggr.gazprom.ru;
Константин Викторович Пушников.
начальник Управления, k.pushnikov@ggr.gazprom.ru;
Алексей Николаевич Рыбьяков, начальник отдела, A.Rybiakov@adm.gazprom.ru;
Екатерина Анатольевна Литвинова, заместитель начальника отдела, EUtvlnova@adm.gazprom.ru.
HYDROCARBON DEPOSITS EXPLOITATION PROSPECTS FOR PJSC -GAZPROM" OBJECTS IN THE KARA SEA
Kreknin S.G., Okisheu R.H., Ognev A.F., Kupriianou MJu., Pushni-kou K.V. (ООО "Gazprom Geoiogorazvedka"), Rybiakou A.N., Litoi-nova E.A. (PJSC "Gazprom")
Seismic geological models of deposits and promissirig objects in the PJSC "Gazprom" license regions of the Kara Sea were detailed on the basement of geological and geophysical data reinterpretation and new 2D and 3D CPD seismic survey data. The results of the resources potential réévaluation according to the models are presented and the order of the deposits research and exploitation is substantiated in view of the present and planned infrastructure in the Yamal peninsula and the ne-ar-Yamal shelf.
Key words: the Kara Sea shelf; Obsko Tazovsk shallow waters; geological exploration; hydrocarbon output; resource potential.
