CC BY
23
ГЕОТЕХНОЛОГИЯ
УДК: 553.041:622.276: 338.2
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ АРКТИЧЕСКОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ВДОЛЬ СЕВЕРНОГО МОРСКОГО ПУТИ
А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, З.Т. Краус, П.Н. Еремина
В своем выступлении в г. Тобольске первого декабря прошлого года Президент России В.В. Путин отметил важность развития внутреннего рынка с целью создания необходимых мощностей нефтегазоперерабатывающего и нефтегазохимического секторов экономики для полной переработки добываемого углеводородного сырья и выпуска продукции с высокой добавленной стоимости с последующим ее экспортом на мировой рынок. В связи с этим возрастает важность развития ресурсной базы углеводородов арктической части Сибирской платформы вдоль Северного морского пути. В настоящее время Сибирская платформа - третий регион России после Западной Сибири и Урало-Поволжья с крупной концентрацией ресурсов нефти и газа на арктическом шельфе и суше. Арктическая часть Сибирской платформы характеризуется большой концентрацией неразведанных ресурсов нефти и газа на суше и прилегающем шельфе окраинных морей Северного Ледовитого океана. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса в Арктических зонах позволит обеспечить экологичность, безопасность и высокую эффективность производства продукции с высокой добавленной стоимостью, нивелировать влияние человеческого фактора на надежность работы нефтегазовых производственных систем и в перспективе перейти на безаварийную эксплуатацию. Показана необходимость принятия срочных мер по ускоренной цифровой модернизации нефтегазовой отрасли с целью развития внутреннего рынка по производству продукции с высокой добавленной стоимостью в условиях высокой волатильности мирового рынка углеводородов, снижения углеводородного следа и санкционного давления.
Ключевые слова: Северный морской путь; внутренний рынок; снижение углеводородного следа; санкционное давление; нефтегазовый потенциал; арктическая часть Сибирской платформы; Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция; арктический шельф; Анабаро-Ленский прогиб; Енисей-Хатангский прогиб; Анабаро-Хатангская седловина; плита моря Лаптевых; Хатангская впадина; нефтегазонос-ность; Енисей-Хатангская, Анабаро-Хатангская; Анабаро-Ленская нефтегазоносные
области; нефтегазодобыча; нефтегазопереработка; нефтегазохимия; нефтегазовый мировой рынок.
Введение
Статья продолжает серию публикаций, посвященных потенциалу и перспективам развития ресурсной база углеводородов арктической части сибирской платформы вдоль северного морского пути [Дмитриевский, 2020; Дмитриевский, 2018, а - ж; 2017, а - б].
Арктический шельф Российской Федерации обладает уникальными запасами газа и нефти: более 85 трлн куб. м свободного газа и 17 млрд т нефти и газового конденсата. Он является стратегическим резервом развития минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса в соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 года. Согласно данным Геологической службы США недра арктических зон пяти прибрежных государств - Соединённых Штатов, Канады, России, Дании и Норвегии - содержат не менее 525 млрд ВВОЕ (баррелей нефтяного эквивалента). Недра арктической зоны России содержат 315,4 млрд ВВОЕ, в том числе в Арктической зоне Сибирской платформы 93,9 млрд ВВОЕ. [Gautier, 2009].
Поисково-разведочное бурение на Арктическом шельфе России с конца 1980-х годов по настоящее время позволило открыть и поставить на баланс гигантские и крупные месторождения, а именно: Штокмановское, Лудловское, Мурманское и Ледовое ГКМ в Баренцовом море, Долгинское, Приразломное, Медынское НМ в Печорском море нефтяные месторождения. Ленинградское, им. Жукова, Русановское, им. Рокоссовского и 75 лет Победы ГКМ в Карском море, Каменномысское-море и Северо-Каменномысское-море в Обско-Тазовской губе. Оценка перспектив нефте-газоносности шельфа Восточно-Арктических морей вдоль Северного морского пути становится актуальной задачей, в том числе в Арктической части Сибирской платформы. Оценки ресурсов углеводородов в Арктической зоне Сибирской платформы выполнялись в различные годы как в России (ПГО «Ленанефтьгазгеология», ПГО «Енисейнефтегаз» Мин-гео СССР, ФГУП «Южморгелогия», ФГУП «ВНИИГеосистем», ФГУП «СНИИГГиМС», ФГУП «ВСЕГЕИ», ФГУП «Севморнефтегеофизика», МАГЭ, ИПНГ РАН и ИПНГ СО РАН), так за рубежом [Арчегов, 1983; Ба-бинцев, 1983; Васильева, 2015; Вассоевич, 1973; Виноградов, 2013; Горшков, 2012; Герт, 2013; Дмитриевский, 2020; Дмитриевский, 2018а-з; Дмитриевский, 2017а,б; Дмитриевский, 2016; Дмитриевский, 1989; Дмитриевский, 1979; Еремин, 2018; Еремин, 2017; Еремин, 2016; Еремин, 2014; Еремин, 2013; Каминский, 2018; Клещев, 2009; Ларичев, 2011; Мейснер, 2010; Милановский, 1996; Мигурский, 2010; Никитенко, 2022; Парамонова, 2010; Пригула, 1973; Прокопцева, 2014; Сафронов, 2018; Сафронов, 2013; Савченко, 2014; Сидоренко, 1971; Супруненко, 2006;
Ульмасвай, 2017; Ушаков, 1972 а-в; Фомин, 2014; Dmitrievsky, 2021; Dmitrievsky, 2019; Dmitrievsky, 2018; Dmitrievsky, 2013; Gautier, 2009; Nikishin, 2017][1 - 41].
Для успешного освоения арктических нефтегазовых месторождений требуется создание инновационных наукоемких технологий извлечения нефти, газа и конденсата: безаварийных подводных заводов и добычных комплексов, нефтяных и газовых скважин-заводов, роботизированных буровых комплексов, скважинных и промысловых роботов. Как отметил Президент России 1 декабря 2021 г., необходимо создавать внутренний рынок спроса на высокотехнологичную переработку всего добываемого углеводородного сырья в нефтегазохимические продукты с высокой добавленной стоимостью. Стоимость таких продуктов, как правило, имеет мультипликаторы стоимости от 15 до 17 относительно стоимости углеводородного сырья.
Образование Арктического сегмента Земли началось в процессе распада в позднепалеозойское-мезозойское время суперконтинента Пангея. Формирование Евразийской литосферной плиты (плита моря Лаптевых) в Евразийском бассейне продолжается и в наше время. В Северном Ледовитом океане срединно-океанический хребет Гаккеля разделяет СевероАмериканскую и Евразийскую литосферные плиты (рис. 1 ).
На базе палеотектонического анализа на севере Сибирской платформы выделяют Турухано-Норильскую, Енисей-Хатангскую, Анабаро-Ленскую и Верхоянскую краевые системы, сформировавшиеся на ранне-палеозойском этапе развития Сибирской платформы.
Ресурсы Арктической зоны
Геологические исследования, выполненные на севере административной территории Республики Саха (Якутия) в 1931 - 1950 гг. подразделениями Главсевморпути и в 1950 - 2015 гг. организациями Мингео СССР и АН СССР, Минприроды России и АН России, указывают на достаточно высокую нефтегазоносность рифейских, вендских, кембрийских, пермских отложений, продолжение континентальных тектонических структур в акваторию моря Лаптевых. По данным ПГО «Енисейгеофизика», общая площадь нефтегазоперспективных земель на суше 55 - 56 тысяч кв.км [Арчегов, 1983; Бабинцев, 1983; Васильева, 2015; Вассоевич, 1973; Виноградов, 2013; Горшков, 2012; Герт, 2013; Клещев, 2009; Ларичев, 2011; Мейснер, 2010; Милановский, 1996; Мигурский, 2010; Парамонова, 2010; Пригула, 1973; Прокопцева, 2014; Сафронов, 2013; Савченко, 2014; Су-пруненко, 2006; Ушаков, 1972 а - в; Фомин, 2014].
В современных контурах Сибирская платформа на северо-западе, севере окаймлена Енисей-Хатангским региональным прогибом (ЕХРП), отделяющим Сибирскую платформу от Таймырской складчатой области. Восточная часть ЕХРП (Хатангский прогиб) смыкается с Анабаро-Ленским прогибом (АЛП), отделяющим на севере и северо-востоке Сибир-
скую платформу от плиты моря Лаптевых и Оленекской ветви Верхояно-Колымской складчатой области. Тектоническая схема Анабаро-Ленского мегапрогиба, построенная на основе данных ФГУП «Южморгеология», представлена на рис. 2.
94° 102° 110° 118° 126° 134° 142° 150° 158° 166°
Рис. 1. Границы плит в море Лаптевых. [Dmitrievsky A.N., 2018; Дмитриевский А. Н., 2018в], где ЕП - Евразийская плита; ЛМП - Лап-тевская микроплита; САП - Северо-Американская плита; БСНП -Бельковско-Святоносский прогиб; ЛТПП - Лено - Таймырская зона пограничных поднятий; РЛ - разлом Лазарева; РС - разлом Северный. 1-3 - землетрясения разной магнитуды 1966 - 1969 гг. (М1 > 6; М2 = 5-5,9; М3 = 4-4,9); 4 - землетрясения, зарегистрированные после 1991 г.; 5 -оси напряжений растяжения и сжатия (длина стрелки пропорциональна косинусу угла наклона к горизонту); 6 -континентальный склон; 7 - границы плит (а - уверенные, б - предполагаемые); 8 - главные разломные зоны; 9 - разломы
Рис. 2. Тектоническая схема Анабаро-Ленского мегапрогиба
Нефтематеринские толщи приурочены к рифейским, вендским, нижне-среднекембрийским отложениям. Генерация углеводородов происходила длительное время. Интенсивная фаза реализации рассеянного органического вещества может быть отнесена к позднему рифею. Высокий нефтегенерационный потенциал обусловлен качеством рассеянного органического вещества в осадочных образованиях, содержащих нефтемате-ринские толщи и зоны промышленного нефтегазопроявления. В центральных районах Лено-Тунгусской НГП в рифейских отложениях сгенерировано 60... 90 % общего объема жидких и газообразных углеводородов. Рифейские отложения также развиты на севере и северо-востоке Сибирской платформы. Сводный литолого-стратиграфический разрез Ана-баро-Хатангской седловины по материалам бурения ПГО «Енисейгеофи-зика» представлен на рис. 3, данные по сейсмокаротажу глубоких скважин - на рис. 4.
Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины по материалам бурения с дополнениями [Дмитриевский, 2018 а]
Рис. 4. Данные сейсмокаротажа глубоких скважин Анабаро-Хатангской седловины [Дмитриевский, 2018 а], где скважины: С-С-2 - Северо-Суолемская-2;
Ю-С-10 - Южно-Суолемская-10; Улх-1 - Улаханская-1;
Улх-2 - Улаханская-2
Анабаро-Ленская НГО. Анабаро-Ленский прогиб полностью входит в Анабаро-Ленскую нефтегазовую область (НГО), граничащую на востоке с Анабаро-Хатангской НГО, на севере - с Лаптевской СПНГО, на востоке - с Предверхоянской НГО Лено-Вилюйской НГП. Фрагмент карты нефтегазоносности Российской Федерации и сопредельных стран СНГ, построенный на основе данных ФГУП «Южморгеология, представлен на рис. 5.
Стратиграфический разрез Анабаро-Ленского прогиба по данным глубокого бурения и выходам на бортах представлен рифейскими, вендскими, кембрийскими, пермскимии, мезозойскими отложениями. В разрезе отсутствуют ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные отложения. Кембрий широко представлен в центральной части и на южном борту прогиба (Чарчыкская, Хастахская,Бурская площади глубокого бурения) На Усть-Оленекской площади ордовик и силур залегают на рифей-вендской нерасчлененной толще и перекрываются пермскими терриген-ными осадками.
Рис. 5. Фрагмент карты нефтегазоносности Российской Федерации
и сопредельных стран СНГ
Стратиграфический разрез Анабаро-Ленского прогиба. Схема корреляции палеозойских отложений по линии скважин Усть-Оленекская 2370 - Бурская, построенная на основе данных ФГУП «Ленанефтегазгео-логия», представлена на рис. 6.
Южная прибортовая зона АЛП - базальные слои комплекса рифея-кембрия сложены обломочными породами прибрежной части моря, верхние слои представлены мелководными морскими карбонатными отложениями, в том числе и рифогенными образованиями.
Северный борт АЛП - нижний рифей не вскрыт. Средний-верхний рифей и нижний палеозой представлен карбонатами с пачками терриген-ных глинистых глинисто-карбонатных пород. Терригенно-карбонатный нижне-среднепалеозойский комплекс в АЛП отсутствует.
Рис. 6. Схема корреляции палеозойских отложений по линии скважин Усть-Оленекская 2370 - Бурская 3410
Верхний палеозой. Вышезалегающая пермская терригенная толща выклинивается к северу. Сохраняются три пермских мегацикла (тустах-ский, нижне и верхне кожевничевский), распространенных от Южного
Таймыра до низовьев реки Лены с направленностью циклов от морских к континентальным. Мощность верхнепалеозойских отложений сохраняется в Предверхоянском прогибе, но резко возрастает до 4 км на Средневилюй-ском поднятии в Вилюйской синеклизе. Мезозойские отложения прослеживаются от ЕХРП вдоль склонов Сибирской платфрмы до Вилюйской синеклизы. С низовьев реки Лены по бортам прогибов увеличивается бъем континентальных отложений. Отложения триса и мела на Сибирской платформе имеют меньшую площадь распространения, чем в ЕХРП. Прямые признаки нефте- и битумопроявлений были встречены в отложениях венда, кембрия, перми и мезозоя. На севере и северо-востоке Сибирской платформы известен ряд месторождений (скоплений) природных битумов (Рассохинское, Восточно-Анабарское, Силигир-Мархинское, Центрально-Оленекское, Оленекское), приуроченных к отложениям докембрия, нижнего и верхнего палеозоя и мезозоя. Суммарный генерационный потенциал пермских отложений в пределах восточной части южного борта Оле-некской синеклизы может составить свыше 32 млрд т [Сафронов А.Ф., 2013 и 2018]. На основе данных ФГУП «Южморгеология и ФГУП «Лена-нефтегазгеология» в осадочной толще Анабаро-Ленского мегапрогиба можно выделить рифейско-вендско-кембрийский, пермский, триасовый, юрско-неокомский ПНГК.
Рифейско-вендско-кембрийский ПНГК. Общая максимальная мощность отложений достигает 3 км. Нефтегазоносными являются терри-генно-карбонатные толщи рифея, венда и кембрия. Возможно обнаружение залежей нефти и газа в карбонатных резервуарах венда и кембрия.
Потенциальными коллекторами могут служить пачки терригенных (конгломераты, песчаники) и карбонатных (кавернозные известняки и доломиты) пород кютингдинской, арымасской и дебенгдинской свит рифея, старореченской свиты венда, хастахской толщи вендско-кембрийского возраста и чабурского горизонта кембрия. ФЕС карбонатных пород рассматриваемых отложений колеблются в широких пределах. Кавернозные разности карбонатов обладают наиболее высокими значениями пористости - до 25,5 %, а в массивных доломитах и известняках значения этого показателя составляют не более 5 %. Проницаемость изменяется от сотых долей мкм2 в массивных разностях до 8 мкм2 в кавернозных и оолитовых доломитах. Повышенную пористость имеют трещиноватые и кавернозные доломиты, доломитовые и оолитовые известняки - от 16 % до 26,4 % при проницаемости до 0,85 мкм2, приуроченные либо к интервалам крупных стратиграфических перерывов (основание венда, кровля венда - основание кембрия, кровля кембрия), либо следуют за ними. В песчаниках пористость изменяется от 7 до 19,6 % при проницаемости до 6,3 мкм2. Потенциальными флюидоупорами могут служить терригенные (алевролиты и аргиллиты) и карбонатные (плотные известняки и доломиты) пачки кю-тингдинской, дебенгдинской и хайпахской свит рифея, куранахского и
ленского горизонтов кембрия.
Пермский ПНГК является региональным для севера Сибирской платформы. Нефтепроявления в пермских отложениях известны на Ула-хан-Юряхской площади. С отложениями перми связано одно из крупнейших в мире Оленекское битумное месторождение. Покрышкой для пермского НГК могут выступать прослои аргиллитов пермского возраста, а также аргиллиты индского и оленекского ярусов. Мощность покрышки превышает 100 м. В этом комплексе в терригенных разностях содержатся поровые коллекторы с хорошими ФЕС (пористость 18...20 %, проницаемость 0,3... 0,6 мкм2), а также трещинного типа.
Нефтегазоматеринские толщи пермского ПНГК представлены тер-ригенными отложениями морского генезиса суммарной мощностью до 1,5 км и состоят из циклически построенных глинисто-алевритовых и песчаных пачек, в различной степени насыщенных мальтами, асфальтами, асфальтитами, линзами углей и углефицированным детритом. При содержании ОВ в материнском комплексе перми до 2,4 % количество сингенетичного битумоида достигает 2 %. В УВ-составе битумоида преобладают ароматические фракции. Битумоиды относятся к остаточным, син-генетичным. В УВ составе битумов резко преобладают ароматические фракции (до 80 %).
В составе триасового ПНГК потенциально нефтегазоматеринскими свитами являются глинистые отложения триаса, для которых характерны многочисленные макро- и микропроявления битумов и повышенная биту-минозность разреза. В песчаных слоях триаса отмечается обогащение би-тумоида легкими УВ-компонентами, наличие которых отражает миграционные процессы. В Анабаро-Ленском районе триасовые отложения представлены морскими фациями середины-конца градации МК2 (К% -0,99.1,12 %). Пористость песчаников триасового ПНГК изменяется от 16 до 28 % при проницаемости до единиц мкм2.
Породы юрско-неокомского НГК являются одним из важных комплексов не только на континентальном обрамлении, но и, возможно, на шельфе моря Лаптевых. Отложения представлены терригенными, часто черными глинистыми породами с небольшими прослоями алевролитов и песчаников морского генезиса, в которых ОВ имеет смешанный (гумусово-сапропелевый) состав. Содержание ОВ в глинистых породах составляет 0,89. 1,54 %, битумоид в ОВ характеризуется концентрациями 0,1.0,2 % и имеет преимущественно метанонафтеновый состав. Отложения комплекса пронизаны большим количеством твердых и жидких битумов (мальты, метановые мальты), УВ-состав которых близок к битумоидам и свидетельствует о сингенетичности вмещающим породам. Уровень преобразования ОВ отложений юрско-неокомского НГК на материковом обрамлении изменяется в соответствии с глубиной их залегания. Пористость юрских по-
тенциальных коллекторов достигает 21 % при проницаемости от 0,010 мкм2 до 0,033 мкм2.
В целом, диапазон перспективных отложений в пределах Анабаро-Ленского прогиба достаточно широк. Основные перспективы нефтегазо-носности связываются с двумя ПНГК: рифей-венд-нижнепалеозойским и верхнепалезойско-мезозойским. В пределах нижнего нефтегазоносного этажа наиболее перспективные толщи приурочены к верхам венда - к подошве и к верхам кембрия.
Фрагмент глубинного сейсмогеологического разреза по профилю 4012504, иллюстрирующий возможные антиклинальные ловушки в морской части Анабаро-Ленской НТО, представлен на рис. 7.
Возможные антиклинальные ловушки в нижне-средне-
Рис. 7. Фрагмент глубинного сейсмогеологического разреза по профилю 4012504, иллюстрирующий возможные антиклинальные ловушки в морской части Анабаро-Ленской НГО
Ресурсы Анабаро-Ленской НГО. По оценке специалистов ФГУП «СНИИГГ и МС» извлекаемые ресурсы Анабаро -Ленской НГО составляли 1062,3 млн т УТ по категориям С3+Э. По данным ВНИГНИ суммарная плотность извлекаемых ресурсов для Анабаро -Ленской НГО равна 21,9 тыс. т УТ/км2. По нашим расчетам извлекаемые ресурсы Анабаро -Ленской НГО составляют по категории Д 1204,5 млн т УТ до 1314 млн т. УТ. Программой геологического изучения и представления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) предусмотрено проведение нефтепоисковых работ на севере Лено-Тунгусской НГП в Анабаро-Хатангской зоне, площадь которой 94,6 тысяч кв. км. Анабаро- Хатангская зона включает северо-восток Красноярского края и северо-западную часть Республики Саха (Якутия). На данной территории выданы пока 3 лицензии: на За-падно-Анабарский участок (ООО Анабаранефтегаз), Журавлиный участок (ОАО «Лукойл»), Хатангский залив (ОАО «Роснефть»). Отсутствие в данном регионе инфраструктуры для транспортировки геологоразведочного оборудования и потенциально добываемых углеводородов сдерживает лицензирование перспективных участков. Для повышения инвестиционной привлекательности Анабаро -Хатангской зоны наряду с Анабаро-Хатангской НГО, занимающей Анабаро -Хатангскую сеждлови-ны/ Хатангскую впадину и Анабаро-Ленской НГО, занимающей, соответственно, Анабаро-Ленский прогиб целесообразно включить шельфо-вую территорию Хатангского, Анабарского и Оленекского заливов. Это позволит спланировать создание инфраструктуры для добычи, переработки и транспортировки продуктов с высокой добавленной стоимости по Северному Морскому Пути.
Был проведен сравнительный анализ геологического строения и перспектив нефтегазоносности Анабаро-Ленского прогиба и сходных по генезису и геологическому строению периферийных структур Сибирской платформы с целью уточнения перспектив нефтегазоносности района исследований. Геолого-геофизическая изученность Анабаро-Ленского ме-гапрогиба в настоящее время является весьма низкой, чтобы иметь возможность проводить детальный сравнительный анализ геологического строения с другими периферийными надпорядковыми структурами Сибирской платформы, изученность которых также оставляет желать лучшего. Поэтому соотнесение структур друг с другом может носить только общий характер. Среди сопоставимых критериев геологического разреза можно остановиться на его полноте и составе, параметрах основных тектонических структур, глубине залегания комплексов и геохимии органического вещества.
Стратиграфический разрез Анабаро-Ленского мегапрогиба, изученный глубоким бурением и в естественных выходах по его бортам, представлен рифейскими, венд-кембрийскими, пермскими и мезозойскими от-
ложениями. Из разреза выпадают ордовикские, силурийские, девонские и каменноугольные системы. Причём кембрийские отложения не обнаруженные на северном борту мегапрогиба, широко представлены в его центральной части и на южном борту (Чарчыкская, Хастахская, Бурская площади бурения). И, напротив, в разрезе Усть-Оленёкской площади встречены ордовикская и силурийская системы, охарактеризованные морскими окаменелостями, залегающие на рифей-вендской нерасчлененной карбонатной толще и перекрытые пермскими терригенными образованиями. В южной прибортовой части мегапрогиба базальные слои рифея и кембрия представлены обломочными породами прибрежной части моря, верхние слои систем сложены мелководно-морскими преимущественно карбонатными пестроцветными, в т.ч. рифогенными образованиями. На северном борту (нижняя часть рифея не вскрыта) разрез рифея и нижнего палеозоя представлен карбонатными отложениями с пачками терригенных глинистых и глинисто-карбонатных разностей пород.
Распространение терригенно-карбонатного нижне-и среднепалео-зойского комплекса, отсутствующего в Анабаро-Ленского мегапрогиба (за исключением кембрия), предполагается в Енисей-Хатангском региональном прогибе (вскрыт на Танамо-Малохетском валу и представляет собой промежуточный платформенный комплекс) и на продолжении прогиба в Анабаро- Хатангскую синеклизу (АХС). Затем контур развития проходит по северному борту ЛАМП и уходит в Верхоянский антиклинорий, возвращаясь в пределы Вилюйской гемисинеклизы (Ыгыаттинский, Кемпен-дяйский и Вилюйский грабен-рифты) и прилегающую часть Предверхоян-ского краевого прогиба.
Залегающая выше пермская терригенная толща в зоне выклинивания и на севере различается набором свит, однако три пермских мегацикла (тустахский, нижне- и верхнекожевниковский), распространенных от Южного Таймыра до низовьев р. Лены, в полных разрезах сохраняют свое развитие и направленность циклов от морских к континентальным. В Пред-верхоянском краевом прогибе мощность верхнепалеозойских отложений несколько сокращается и вновь резко возрастает в Вилюйской гемисине-клизе до 4 км (вскрытая на Средневилюйском поднятии).
Мезозойские отложения от Енисей-Хатангского регионального прогиба вдоль склонов платформы до Вилюйской гемисинеклизы построены по единой последовательности. Но, начиная с низовьев р. Лены и на юг (а также к бортам палеопрогибов), возрастает роль континентальных отложений, хотя трансгрессивные уровни распространяются до восточных районов системы Ангаро-Вилюйских прогибов, сохраняя при этом свои экранирующие свойства. При этом триасовые и меловые отложения на территории Сибирской платформы имеют значительно меньшую площадь развития, нежели юрские, а меловые распространены шире юрских только в Енисей-Хатангском региональном прогибе.
Одной из особенностей строения периферийных бассейнов Сибирской платформы является преимущественное залегание мезозойских отложений, по которым проводятся контуры надпорядковых структур, в зоне их выклинивания со стратиграфическим несогласием на разных стратиграфических комплексах: в северных районах на верхнепалеозойских (или на траппах триаса), на востоке на нижнепалеозойских. Это обстоятельство свидетельствует о различиях предюрской истории формирования осадочных бассейнов. Северные склоны имели более длительную историю погружения, нежели восточные. Отсутствие на северо-востоке платформы части нижне-и среднепалеозойских отложений (верхи кембрия - карбон), компенсировано присутствием их на юго-востоке. Таким образом, каждая из групп надпорядковых структур периферии Сибирской платформы в до-юрское время испытывала периодические асинхронные колебания, обусловившие современные контуры распространения отложений разного возраста, отражённые, кроме того, в мощности и, вероятно, составе соответствующих пород.
Исходя исключительно из мощности фанерозойского осадочного чехла, можно констатировать, что нефтегазоперспективной является северная часть Анабаро-Ленского прогиба и прилегающая к нему территория шельфа моря Лаптевых, где мощность чехла более 3 км. В центральной части современных контуров Анабаро-Ленского мегапрогиба контрастных поднятий не установлено, за исключением Хастахского. Но ничто не мешает рассматривать в качестве центрального поднятия систему Хатангско-Ленских валов. В последнем варианте описанная выше тектоническая "триада" имеет место и на рассматриваемой территории, где, по аналогии с соседними надпорядковыми структурами, могут быть сосредоточены основные ресурсы углеводородов. Конец перми - начало триаса ознаменовался на Сибирской платформе проявлением исключительно интенсивной вулканической деятельности, которая привела к изменению структурного плана залегания подстилающих осадков, внедрению даек и силлов траппов, сопровождающихся дроблением пород, к перераспределению скоплений УВ и вертикальной миграции флюидов. В меньшей степени структурные изменения коснулись востока платформы и центральной части Анабаро-Ленского мегапрогиба.
Триас-среднеюрское время характеризовалось относительно спокойным тектоническим режимом, накоплением на севере мелководно- и прибрежно-морских пород на определенных уровнях высокобитуминозных или содержащих пласты с хорошей проницаемостью. В юго-восточном направлении морские осадки сменяются континентальными и дельтовыми, причём трансгрессивные глинистые уровни юры и триаса, в том числе битуминозные, распространены вплоть до юго-западных районов Вилюйской гемисинеклизы и являются региональными флюидоупора-ми.
На рубеже поздней юры и раннего мела центральные части погруженных надпорядковых структур периферии Сибирской платформы были вовлечены в горстообразные поднятия, образуя систему мегавалов в Ени-сей-Хатангском региональном прогибе, Анабаро-Хатангской седловине, на северном борту Анабаро-Ленского прогиба. Началось замыкание Предвер-хоянского краевого прогиба и Вилюйской гемисинеклизы (геми... от греч. hëmi... - полу...). Это событие в очередной раз обусловило значительное перераспределение скоплений углеводородов во всех нефтегазоносных комплексах склонов платформы, их латеральную и вертикальную миграцию. Часть залежей верхнего палеозоя и триаса севера Сибири были выведены в зону гипергенеза или были расформированы. Из более глубоких горизонтов происходила вертикальная миграция УВ, насыщавших трещиноватые зоны и пласты вышележащих отложений. Общая площадь нефтегазоносности Енисей-Хатангской и Анабаро-Ленской краевых систем превышает 550 тыс. км2. Распределение извлекаемых ресурсов условных углеводородов (УУВ) НГО периферии Сибирской платформы: Ени-сей-Хатангская - 10962,9; Анабаро-Хатангская - 910,4; Анабаро-Ленская -1062,3; Предверхоянская - 763,9 и Вилюйская - 2562,4, всего - 16261,9 млн т УУВ.
Территории Анабаро-Ленской и Анабаро-Хатангской НГО характеризуются исключительно перспективными ресурсами категории Д2, что и отличает их от территорий остальных НГО (табл. 1). Морская часть Ана-баро-Ленской НГО является довольно перспективной на обнаружение залежей углеводородов.
Таблица 1
Запасы и локализованные ресурсы углеводородов в Арктической части Сибирской платформы [ОтШвУзку, 2018; Дмитриевский, 2018в]
Нефтегазоносные области АВС1+ С2, млн т н. э. млн т н. э. \)2, МЛН т н. э. Всего, млн т н. э.
Енисей-Хатангская - суша 409,6 5538 7597 13544,6
Енисей-Хатангская - шельф - - - 1318
Анабаро-Хатангская - суша - 5807 1969 7776
Анабаро-Хатангская - шельф 2117
Анабаро-Ленская - суша 1801 636 2437
Анабаро-Ленская - шельф 384 384
Предве_рхоянская 1 952 953
Вилюйская 471 1216 1169 2385
Итого 881,6 14362 12707 27950,6
Приведённый выше сравнительный анализ геологического строения и предпосылок нефтегазоносности территории позволяет надеяться на более оптимистичные выводы. Необходимо повышать изученность территории, тем самым увеличивая её ресурсный потенциал. Южная часть площа-
ди работ относится к северной половине Анабаро-Ленской НГО, куда также входят юрско-меловой Анабаро-Ленский прогиб и ограничивающая его с севера Оленекская зона складок, сформировавшаяся в позднекиммерий-скую (юрско-меловую) стадию тектогенеза. Юрско-меловые отложения на изученной площади Анабаро-Ленской НГО, где их мощности не превышают 1,5 км, не считаются перспективными для поисков даже средних месторождений УВ. Следует лишь отметить, что эти отложения, по данным бурения и геологической съемки, содержат прослои, обладающие хорошими коллекторскими свойствами. В этой НГО следует обратить внимание на рифейские и венд-киммерийские отложения, тектоника которых отлична от тектоники юрско-меловых отложений.
Начальные суммарные ресурсы, локализованные по нефтегазоносным комплексам, представлены табл.2.
Таблица 2
Начальные суммарные ресурсы, локализованные по нефтегазоносным комплексам, млн т н. э. [ВтМгузку, 2018; Дмитриевский, 2018в]
Нефтегазоносные области Рифейский НГК/ Вендский НГК/ Венд-среднепалео- Верхнепалеозойский НГК/ Мезозойский НГК/ Всего
категория категория эойский НГК/категория категория категория
Анабаро-Хатангская 1001/ 0?ло, 968/ 02лок. 5807/ 01лок 7776
Анабаро -Ленская - суша 216/ 0? пок. 420/ 02 лок 1570/ „™_ 231/ «п». 2437
Анабаро -Ленская - шельф 2М/02„о, 91/В? „ж. 384
Итого 1217 420 968 7670 322 105977
Самые древние битумопроявления на севере Сибирской платформы связаны с известняками и доломитами верхнего рифея и низами венда на Оленекском поднятии. На многих площадях Анабаро-Ленской краевой системы достоверно установлены месторождения природных битумов или битумных полей: Нордвикское; Нижне-Оленекское; Чекуровское, Северо-, Западно-, Восточно- и Южно-Анабарское; Верхне-Мунско-Моторчонское. Оленекское месторождение открыто в зоне вклинивания пермских отложений на северном склоне Оленекского поднятия (рис. 8).
Распространение битумопроявлений контролируется, с одной стороны, зоной тектонической трещиноватости, с другой стороны, интервалами разреза, обладающими высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Эти интервалы разреза приурочены, как правило, к региональным стратиграфическим перерывам, достигающим мощности 70 метров. Состоят они из двух элементов: древней коры выветривания и перекрывающих ее базальных слоев трансгрессивной серии (грубообломочные породы, он-колитовые известняки и т.п.). С пермскими отложениями связаны небольшие полупромышленные залежи нефти на Кожевниковской, Ильинской и Южно-Тигянской площадях в пределах Хатангской впадины. Продуктивные горизонты выявлены в верхнепермских (верхнекожевниковская свита) и нижнепермских (нижнекожевниковская свита) отложениях. Коллекторы
представлены песчаниками. Коллекторские свойства подвержены значительным изменениям по разрезу и простиранию. Открытая пористость колеблется от 15 % до 23 %, абсолютная проницаемость — от 1 до 100 мД.
Рис. 8. Местоположение месторождений природных битумов на севере Сибирской платформы ртМвУзку, 2018]
Углеводородный потенциал континентального шельфа Российской Федерации существенно превышает 100 млрд т н.э. В ресурсах углеводородов арктических морей преобладает газ - более 84 % [Каминский, 2018]. Была проведена количественная оценка ресурсов углеводородов указанных областей. НСР шельфа моря Лаптевых, по оценкам разных специалистов, составляет от 3,8 до 7,36 млрд т УТ [А.Ф. Сафронов, 2013 г.]. Последняя официальная оценка ресурсов для Анабаро-Ленской НГО была дана специалистами СНИИГГ и МС по состоянию на 01.01.2009 и составила 1978/1062,3 млн т УТ, что, по мнению авторов [Девятов, 2013], является весьма пессимистичным. Оценка морской части участка работ по ГК 40/01/70-108, используя для оценки данные удельных плотностей ресурсов из отчета ВНИИОкеангеологии [Супруненко, 2006], по мезозойско-кайнозойским отложениям составляет 2230 млн т УТ. По данным оценки М.С. Парамоновой [Парамонова, 2010], оценка морской части листа S-50 по мезозойско-кайнозойским отложениям, составляет 3116 млн т УТ, оценка сухопутной части листа S-50 по мезозойско-кайнозойским отложениям, по данным того же автора, куда входит западная часть сухопутного
участка по ГК 40/01/70-108, составляет 450 млн т УТ. Оценка локализованных ресурсов поднятий морской части листа S-50 / составляет 189/161 млн т УТ. По данным ВНИГНИ на 01.01.2009 по официальной оценке плотность ресурсов НСР для Анабаро-Хатангской НГО и Анабаро-Ленской НГО представлены в таблицах 15.11 и 15.12. Суммарная плотность ресурсов для Анабаро-Хатангской НГО составляет 22,9/11,3 тыс т УТ/км2, для Анабаро-Ленской НГО составляет 39,5/21,9 тыс т УТ/км2. По данным ВНИГНИ на 01.01.2009 удельная плотность ресурсов на шельфе моря Лаптевых попадает в категорию ресурсов с удельной плотностью от 10 до 30 тыс. т УТ/км2, а на суше в категорию ресурсов с удельной плотностью от 30 до 50 тыс. т УТ/км2.
В шельфовой зоне оценка проведена по мезозойским отложениям и составила 27 млн т УТ. Во II шельфовой зоне оценка проведена по мезозойским отложениям (124 млн т УТ) и по верхнепалеозойским отложениям (238 млн т УТ). В III сухопутной зоне оценка дана по по мезозойским отложениям (369 млн т УТ), верхнепалеозойским отложениям (708 млн т УТ) и венд-средне-нижнепалеозойским отложениям (1270 млн т УТ). В IV сухопутной зоне оценка дана по мезозойским отложениям (144 млн т УТ), верхнепалеозойским отложениям (276 млн т УТ), венд-средне-нижнепалеозойским отложениям (494 млн т УТ) и рифейским отложениям (880 млн т УТ). Суммарная оценка составила: для I зоны - 27 млн т УТ; для II зоны - 362 млн т УТ; для III зоны - 2347 млн т УТ; для IV зоны -1794 млн т УТ. Суммарная оценка всех зон - 4530 млн т УТ. К категории Д1 (с доказанной нефтегазоносностью: на месторождении Южно-Тигянское и нефтегазопроявлениях Нордвикском, Чайдахском и др.) нами отнесена оценка сухопутной III зоны ВНГН по мезозойским и верхнепалеозойским отложениям, которая составляет 1077 млн т УТ. К категории Д2 отнесены остальные ресурсы по всем зонам ВНГН, которые составляют 3453 млн т УТ. Была проведена количественная оценка локализованных ресурсов углеводородов. Оценка прогнозных ресурсов локальных поднятий проведена специалистами ГНЦ ФГУП «Южморгеология» на основе выполненных в данном отчете структурных построений. Авторы оценили локализованные прогнозные ресурсы поднятий, выделенных по результатам работ в рифейском, верхневендско-нижнепалеозойском, верхнепалеозойском и мезозойском нефтегазоносных комплексах, расположенных на глубинах до минус 5 км. Была проведена количественная оценка ресурсов углеводородов. НСР шельфа моря Лаптевых, по оценкам разных специалистов, составляет от 3,8 до 7,36 млрд т УТ [Сафронов, 2013]. Последняя официальная оценка ресурсов для Анабаро-Ленской НГО была дана специалистами СНИИГГ и МС по состоянию на 01.01.2009 и составила 1978/1062,3 млн т УТ, что, по мнению авторов [Девятов, 2013], является весьма пессимистичной оценкой. По данным ВНИГНИ на 01.01.2009 удельная плотность ресурсов на шельфе моря Лаптевых попадает в катего-
рию ресурсов с удельной плотностью от 10 до 30 тыс. т УТ/км2, а на суше в категорию ресурсов с удельной плотностью от 30 до 50 тыс. т УТ/км2. На схеме нефтегазогеологического районирования и прогноза зон нефтегазо-носности авторами отчета выделены четыре зоны возможной нефтегазо-носности: I, II, III, IV. Для оценки зон ВНГН использовались данные по удельным плотностям по эталонным участкам [Девятов, 2013]. отложениям (708 млн т УТ) и венд-средне-нижнепалеозойским отложениям (1270 млн т УТ). В IV сухопутной зоне оценка дана по мезозойским отложениям (144 млн т УТ), верхнепалеозойским отложениям (276 млн т УТ), венд-средне-нижнепалеозойским отложениям (494 млн т УТ) и рифейским отложениям (880 млн т УТ). Суммарная оценка составила: для I зоны - 27 млн т УТ; для II зоны - 362 млн т УТ; для III зоны - 2347 млн т УТ; для IV зоны - 1794 млн т УТ. Суммарная оценка всех зон - 4530 млн т УТ. К категории Д1 (с доказанной нефтегазоносностью: на месторождении Южно-Тигянское и нефтегазопроявлениях Нордвикском, Чайдахском и др.) нами отнесена оценка сухопутной III зоны ВНГН по мезозойским и верхнепалеозойским отложениям, которая составляет 1077 млн т УТ. К категории Д2 отнесены остальные ресурсы по всем зонам ВНГН, которые составляют 3453 млн т УТ. Суммарная оценка ресурсов локальных поднятий по комплексам составляет 2797/1077 млн т УТ.
С геологической точки фактической информации крайне мало. Крайне низкая на данный момент плотность сети сейсмических профилей не позволяет говорить о высокой точности производимых оценок ресурсного потенциала. Изучаемая территория представляется высокоперспективной для дальнейшей постановки работы на поиск перспективных структур и уточнение геологической модели.
Заключение
Выделены основные нефтегазовые комплексы в Арктической зоне Сибирской платформы, на шельфе и побережье моря Лаптевых и восточной части Карского моря (Енисей-Хатангская и Анабаро-Ленская краевые зоны) на основе анализа архивных геологических данных. Проведена количественная оценка ресурсов углеводородов по основным нефтегазовым комплексам. Общие суммарные условные ресурсы Енисей-Хатангской, Анабаро-Хатангской и Анабаро-Ленской НГО не менее 19997 млн т НСР, включая 13244 млн т НСР на суше и 6753 млн т НСР на прибрежном шельфе моря Лаптевых. Отмечено, что арктическая часть Сибирской платформы представляется высокоперспективной для поиска перспективных структур.
Большой поисковый интерес вызывают не вскрытые бурением, глубоко залегающие рифей-среднепалеозойские отложения, сложенные, вероятно, терригенными и карбонатными отложениями. Наряду с этим очень интересны галогенные отложения, вскрытые на Анабаро- Хатангской си-неклизе и прогнозируемые в Хатангском заливе и на мелководном шельфе
Анабаро-Ленской НГО. Целесообразно провести геолого-поисковые работы в прибрежной зоне суши и на шельфе моря Лаптевых в Анабаро-Ленской НГО и Анабаро- Хатангской НГО. Оценка ресурсного потенциала может значительно возрасти, в связи с высокой точностью структурных построений при использовании высокопроизводительных вычислительных комплексов и возможного обнаружения дополнительных структур. Существующая система международной торговли на мировом рынке нефти не может содействовать желанию одной страны или группы стран не приобретать нефть у другой страны. При санкционном давлении и декарбонизации увеличивается цепь посредников и растет цена на энергоресурсы.
Статья подготовлена в рамках выполнения государственного задания (тема «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности (фундаментальные, поисковые и прикладные исследования)», № ААААА19-119013190038-2).
Список литературы
1. Комплексный анализ критериев нефтегазоносности с целью выделения основных направлений и объектов нефтепоисковых работ в Ана-баро-Ленском прогибе / В.Б. Арчегов [и др.] // Ленинград, ВНИГРИ. 1982.
2. Бабинцев А.Ф. Составление сводной карты геолого-экономического районирования Красноярского края (1/500 000) и объяснительной записки к ней. 1983.
3. Васильева Е.А. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны сочленения со структурами Сибирской платформы. Мурманск: ОАО «Севморнефтегеофизика», 2015.
4. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложениях. Сборник «Природа органического внещества современных и ископаемых осадков» / Н.Б. Вассоевич [и др.] // Москва, Наука. 1973.
5. Виноградов В. А., Горячев Ю. В., Супруненко О. И. Море Лаптевых как возможный плацдарм эффективного освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России // Бурение и нефть. 2013. № 2. С. 1519.
6. Герт А.А. Мониторинг и анализ результатов выполнения мероприятий «Программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)». Рекомендации по корректировкам и уточнению основных программных показателей и мероприятий. Госконтракт № 4 Ф-11 от 28.04.2011 г. Новосибирск. ФГУП СНИИГГиМС. 2013.
7. Горшков А.С. Геофизические работ на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования. Геленджик: ФУГП «Южморгеология». 2012.
8. О проекте Стратегии цифровой модернизации нефтегазового комплекса РФ / А. Н. Дмитриевский [и др.] // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 12(241). С. 9-13.
9. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Сейсмологическая характеристика разреза осадочного чехла арктической зоны Сибирской платформы // Геология нефти и газа. 2018. № 1. С. 29-47.
10. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Углеводородный потенциал Арктической зоны Сибирской платформы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 1. С. 4-10.
11. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Арктический потенциал. Оценки нефтегазоносности шельфа Сибирской платформы // Нефть России. 2018. № 5. С. 9-13. БЭК УК717Б.
12. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Арктический углеводородный шельф Сибирской платформы // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2018. № 9(81). С. 72-77. БЭК РЬУМХ1^.
13. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А. Цифровое развитие Арктической зоны России: состояние и лучшие практики // Региональная энергетика и энергосбережение. 2018. №3. С.2-3. БЭМ ИГЛОЙ.
14. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Потенциал углеводородного шельфа окраинных морей Сибирской платформы // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2018): сб. науч. тр. VII Междунар. науч.-техн. конф. Москва, 27-28 ноября 2018 года. Москва: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2018. С. 24. БЭК YVOTFZ.
15. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Арктическая зона сибирской платформы - ресурсная база и потенциал развития // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: сб. науч. тр. Москва, 12-14 февраля 2018 года. М.: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2018. С. 18. БЭК XVMRMT.
16. Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Данилова М.В. Углеводородный потенциал Пур-Тазовской НГО в пределах Таймырского автономного округа и степень его освоения // Сб. науч. тр. «XX Губкинские чтения, Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». 28-29 ноября, 2013 г. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. С.41-2. БЭМ ХЛиНЛТ.
17. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние изученности и перспективы освоения / В. Д. Каминский, О. Н. Зуйкова, Т. Ю. Медведева, О. И. Супруненко // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2018. № 1. С. 4-9. БЭК YNZODG.
18. Карта нефтегазоносности Российской Федерации и сопредельных стран СНГ, м-ба 1:5 000 000 / ред. Клещев К.А., Варламов А.И. 2009.
19. Конторович В.А., Конторович А.Э. Структурно-тектонические характеристики Лено-Анабарского региона // Геология нефти и газа. 2014. № 1. EDN: RUMREJ.
20. Разработка современной модели геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Анабаро-Хатангской седловины и прилегающих территорий / В.И. Ларичев [и др.]. Санкт-Петербург: ВСЕГЕИ, 2011.
21. Мейснер Л.Б. Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности недр Енисейского и Хатангского заливов. Геленджик: ФГУП «Южморгеология». 2010.
22. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (северной Евразии). М.: МГУ, 1996. 448 с.
23. Мигурский Ф.А., Смирнов Е.В. Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносности Лено-Тунгуской нефтегазоносной провинции на основе моделирования процессов формирования залежей УВ и бассейнового моделирования. Госконтракт № 12Ф-07 от 22.10.2007 г. Новосибирск: ФГУП СНИИГГ и МС, 2010.
24. Стратиграфия, литология и геохимия прибрежных и мелководно-морских разрезов верхов средней юры-низов мела Р. Анабар (Арктическая Сибирь) / Б. Л. Никитенко [и др.] // Геология и геофизика. 2022. Т. 63. № 5. С. 673-708. DOI 10.15372/GiG2020189. EDN RIAACB.
25. Парамонова М.С. Отчет по объекту «Создание комплекса Геол-карты-1000/3 листов S-48, 49 (морская часть О S-50 на основе доизучения геологического строения юго-западного шельфа моря Лаптевых. Мурманск, МАГЗ. 2010.
26. Пригула Ю.А. Геологическое развитие Сибирской платформы как основа для оценки перспектив ее нефтегазоносности и методики поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Ленинград: ВНИГРИ, 1973.
27. Комплексные геолого-геофизические работы в области сочленения Лено-Тунгуской НГП и Лаптевской НГО. Госконтракт № 40/01/30-108 от 30.03.2012 г. / С.В. Прокопцева [и др.]. Геленджик: ГНЦ ФГУП «Южморгеология», 2014.
28. Сафронов А. Ф., Сивцев А. И. История формирования Оле-некского месторождения природных битумов // Геология нефти и газа. 2018. № 1. С. 115-120. EDN YPSURO.
29. Начальные геологические ресурсы углеводородов шельфа моря Лаптевых / А. Ф. Сафронов [и др.] // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 1275-1279. EDN RAPЮF.
30. Савченко В.И. Комплексные геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Геленджик: ФГУП «Южморгеология». 2014
31. Сидоренко А.В., Сидоренко Св.А. Органическое вещество в до-кембрийских осадочно-метаморфических породах и некоторые геологические проблемы. Советская геология. № 5. 1971.
32. Нефтегазовый потенциал Анабаро-Ленского прогиба / Ф.С.Ульмасвай, Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин, Св. А. Сидоренко // Neftegaz.Ru. 2017. N 1. С. 46-52. EDN: XUVIHF.
33. Ушаков С.А., Федынский В.В., Шабалин Н.А. Геофизические данные о природе рифтовых зон // Вестник Московского университета. Сер. 4 «Геология». 1972. № 3. С. 3.
34. Ушаков С.А., Федынский В.В., Шабалин Н.А. Возраст дна мирового океана по геофизическим данным // Доклады Академии наук СССР. 1972. Т. 204. № 6. С. 1442.
35. Ушаков С.А., Федынский В.В., Шабалин Н.А. Динамика лито-сферных плит и геосинклинальных областей // Внутренняя геодинамика. Общие вопросы геодинамики. Вып. 1 . 1972.
36. Фомин А.М. Разработка элементов вероятностных моделей нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем района исследований на основе геолого-геохимических и геофизических данных // Новосибирск, СНИИГГиМС. 2014.
37. The oil and gas potential of the north of the Siberian platform and adjacent shelf / A. N. Dmitrievskiy [et al.] // COTech & OGTech 2021. Vol. 1201 of IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. IOP Publishing November 25- 26, 2021, University of Stavanger, Norway and Russian State Gubkin University of Oil and Gas, Russia, 2021. P. 012076. http://dx.doi.org/10.1088/1757-899x/1201/1/012076.
38. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., Shabalin N. A. Oil and gas bearing complexes of the sedimentary cover of the Arctic zone of the Siberian platform marginal zones of the north of the Siberian Platform? // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2019, RPTC 2019, Moscow, 22-24 октября 2019 года. Moscow: Society of Petroleum Engineers (SPE), 2019. DOI 10.2118/196946-MS. EDN HPLYYV.
39. Dmitrievsky A., Eremin N., Shabalin N. Arctic zone of the Siberian platform - Resource base and development potential // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2018, RPTC 2018, Moscow, 15-17 октября 2018 года. Moscow: Society of Petroleum Engineers, Inc., 2018. P. 191676. DOI 10.2118/191676-18RPTC-MS. EDN EMIULY.
40. Dmitrievsky A.N., Eremin N.A., Shabalin N.A. SPE-166815-MS Hydrocarbon potential of the Enisei-Khatangsk Region with in Taimyr Autonomous district (TAD) and the extent of its development // The second SPE arctic and extreme environments technical Conference Exhibition. Moscow, 15-17 Oc-tober2013 (SPE AEE, 2013). DOI: 10.2118/166815-MS EDN: SLNXMH.
41. Rift systems of the Russian eastern Arctic shelf and Arctic deep-water basins: Link between geological history and geodynamics / A.M. Ni-
kishin, E.I. Petrov, N.A. Malyshev, V.P. Ershova // Geodynamics & Tectono-physics. 2017. T. 8. Ns 1. C. 11-43. EDN: YPOZGP.
Дмитриевский Анатолий Николаевич, академик РАН, д-р геол.-минер. наук, проф., научный руководитель ИПНГ РАН, [email protected], Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук; Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина
Еремин Николай Александрович, д-р техн. наук, проф., гл. науч. сотр., [email protected], Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук; Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина,
Краус Зоя Тимофеевна, канд. экон. наук, вед. экономист, [email protected], Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии наук,
Еремина Полина Николаевна, лаборант, [email protected], Россия, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина
DEVELOPMENT PROSPECTS OF THE HYDROCARBON RESOURCE BASE OF THE ARCTIC PART OF THE SIBERIAN PLA TFORM ALONG THE NORTHERN
SEA ROUTE
A.N. Dmitrievsky, N.A. Eremin, I.K. Basnieva, P.N. Eremina
President of Russia V.V. in his speech in the city of Tobolsk on December 1 last year, noted the importance of developing the domestic market in order to create the necessary capacities of the oil and gas processing and petrochemical sectors of the economy for the complete processing of extracted hydrocarbon raw materials and the production of high value-added products with their subsequent export to the world market. In this regard, the importance of developing the hydrocarbon resource base of the Arctic part of the Siberian Platform along the Northern Sea Route is growing. At present, the Siberian platform is the third region of Russia after Western Siberia and the Ural-Volga region with a large concentration of oil and gas resources on the Arctic shelf and on land. The Arctic part of the Siberian Platform is characterized by a large concentration of unexplored oil and gas resources on land and the adjacent shelf of the marginal seas of the Arctic Ocean. Digital modernization of the oil and gas complex in the Arctic zones will ensure environmental friendliness, safety and high efficiency in the production of products with high added value, neutralize the influence of the human factor on the reliability of oil and gas production systems and, in the future, switch to accident-free operation. It is necessary to take urgent measures to accelerate the digital modernization of the oil and gas industry in order to develop the domestic market for the production ofproducts with high added value in the context of high volatility in the global hydrocarbon market, reducing the hydrocarbon footprint and sanctions pressure.
Key words: Northern Sea Route; domestic market; reduction of hydrocarbon footprint; sanctions pressure; oil and gas potential; the arctic part of the Siberian platform; Le-na-Tunguska oil and gas province; arctic shelf; Anabar-Lena trough; Yenisei-Khatanga trough; Anabar-Khatanga saddle; plate of the Laptev Sea; Khatanga depression; oil and gas potential; Yenisei-Khatanga, Anabar-Khatanga; Anabar-Lena oil and gas regions; oil and gas production; oil and gas processing; petrochemicals; oil and gas world market.
H3Becmg TvafY. HavKH o 3eMne. 2022. Ban. 4
Dmitrievsky Anatoly Nikolaevich, academician of the russian academy of sciences, dr. geol.-miner. of sciences, professor, scientific supervisor of IPNG RAS, [email protected] , Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS); Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) " (Russian State University of Oil and Gas (NRU) named after I.M. Gub-kina),
Eremin Nikolay Alexandrovich, doctor of technical sciences, professor, chief of science. sotr., [email protected] , Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS); Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NRU)),
Kraus Zoya Timofeevna, candidate of economics. sciences, ved. economist, [email protected] , Russia, Moscow, Federal State Budgetary Institution of Science Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS),
Eremina Polina Nikolaevna, lab., [email protected] , Russia, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Gubkin National Research University)" (Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NRU))
Reference
1. Kompleksniy analiz kriteriev neftegazonosnosti s tselyu Vl-deleniya osnovnix napravleniy I obisov neftepoiskovix Rabot V Ana-Baro-Lenskom progibe / V.B. Archegov [I Dr.] / / Leningrad, VNIGRI. 1982.
2. Babintsev A.F. Sostavlenie svodnoy Karti geologo-ekonomicheskogo rayon-irovaniya Krasnoyarsk Kraya (1/500 000) I obyasnitelnoy zapiski K Ney // 1983.
3. Vasilyeva E.A. Utochnenie model stroeniya osadochnix pool-Nov Laptevomor-skogo shelf I Zoni sochleneniya so structurami Siberian-skoy platform // Murmansk, OAO Sevmorneftegeophysics. 2015.
4. K probleme neftegazoobrazovaniya V dokembriyskikh otlojeniyakh. Sbornik "Pri-roda organicheskogo vnetshestva sovremennix I iskopaemix osadkov" / n.B. Vassoevich [I Dr.] / / Moscow, Nauka. 1973.
5. Vinogradov V. A., Goryachev Yu. V., Sopronenka A. I. More Laptevix Kak vozmojniy plasdarm effektivnogo osvoeniya neftegazovix resov Arkticheskogo shelf Rossii / / Burenie I Oil. 2013. № 2. S. 15-19.
6. Gert A.A. Monitoring I analiz rezultatov vipolneniya Mero-priyatiy " program geologicheskogo izucheniya I predostavleniya V Pol-zovanie mestorojdeniy hydrocarbonod-nogo sirya Vostochnoy Siberia I Respubliki Sakha (Yakutia)". In addition, there are many different types of software that can be used to improve the quality of your work. Goskon-tract № 4 F-11 horse 28.04.2011 G. Novosibirsk. FGUP Sniiggims. 2013.
7. Gorshkov A.S. Geofizicheskie Rabot na Anabaro-Khatangskoy sed-Lovine s tselyu podgotovki eksotkov licensirovaniya // Gelendzhik, FUGP "Yuzhmorgeologiya". 2012.
8. O proke strategii tsifrovoy modernizasii neftegazovogo complex RF / a. N. Dmitrievsky [I Dr.] / / Oil. Gas. Novasii. 2020. № 12(241). S. 9-13.
9. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Seismologist-cheskaya characteristic razreza osadochnogo chekhla arkticheskoy zone Sibirskoy platform // Geology oil I Gaza. 2018. № 1. C. 29-47.
10. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Karbiko-Rodny potential Arkticheskoy zone Sibirskoy platform / / Geology, Geophysics I razrabotka neftyanikh I gazovikh mestorojdeniy. 2018. № 1. S. 4-10.
11. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Arkticheskiy potential. Otsenki neftegazonosnosti shelf Sibirskoy platform / / Oil Rossii. 2018. № 5. S. 9-13. EDN VGZCZE.
12. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Arktichesky hydrocarbon shelf Cibirskoy platform / / Delovoy magazine Neftegaz.RU. 2018. № 9(81). S. 72-77. EDN PLVMXW.
13. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A. Tsifrovoe razvitie Arkticheskoy Zoni Rossii: sostoyanie I luchshie praktiki // energosberejenie I Regionalnaya energy. 2018. №3. C.2-3. EDN: IJTAGH.
14. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Potential hydrocarbon shelf okrainnix Morey Sibirskoy platform / / SB. nauch. TR. Oswoenie resource oil I Gaza rossiyskogo shelf: Arctic I Dalny Vostok (ROOGD-2018): VII mezhdunar. nauch.- texn. kanf., Moscow, 27-28 November 2018 Goda. Moscow: OOO "Gazprom VNIIGAZ", 2018. S. 24. EDN YVATFZ.
15. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., N Of The Department. A. Arkticheskaya zone sibirskoy platform-resource base i potential razvitiya // SB. nauch. TR. Aktualnie problem razvitiya neftegazovogo kompleksa Rossii: Moscow, 12-14 February 2018 Goda. Moscow: Rossiysky gosudarstvenny university oil I Gaza (nasionalny issledovatelsky University) imeni I.M. Gubkina, 2018. S. 18. EDN XVMRMT.
16. Eremin N.A., N Of The Department.A., Danilova M.V. Hydrocarbon potential Pur-Tazovskoy NGO V predelax Taymirskogo avtonomnogo district I Stepen ego oswoeniya / / SB. nauch. TR. XX Gubkinskie chteniya, Fundamentalny Bazis innovasionnix technologiy poiskov, intelligence I razrabotki mestorojdeniy oil I Gaza I prioritetnie napravleniya razvitiya resourcenoy some Tek Rossii, 28-29 Noya. 2013 G. M.: RGU oil I Gaza im. I.M. Gubkina, 2013. S.41-2. EDN: HAUHAT.
17. Hydrocarbon potential kontinentalnogo shelf Rossii: sostoyanie izuchennosti I perspective oswoeniya / V. D. Kaminsky, O. N. Zuykova, T. Yu. Medvedev, A. I. Suprunen-ko / / Mineralnie resursi Rossii. Ekonomika I Upravlenie. 2018. № 1. S. 4-9. EDN YNZODG.
18. Card neftegazonosnosti Rossiyskoy Federasii I sopredel-Nix Stran SNG, M-ba 1:5 000 000 / red. Kletshev K.A., Varlamov A.I. 2009.
19. Kontorovich V.A., Kontorovich A.E. Strukturno-tektonicheskie characteristic Leno-Anabarskogo region // Geology oil I Gaza, 2014. № 1. EDN: ROMREC.
20. Razrabotka sovremennoy model geologicheskogo stroeniya I otsenka perspective neftegazonosnosti paleozoyskikh otlojeniy Anabaro-Hatangskoy sedlovini I prilegayutshikh territory / V.I. Larichev [I Dr.] / / St. Petersburg, VSEGEI. 2011.
21. Meysner L.B. Izuchenie geologicheskogo stroeniya I otsenka per-spektiv neftegazonosnosti nedr Eniseyskogo I Hatangskogo zalivov / / Gelendzhik, FGUP "Yu-zhmorgeologiya". 2010.
22. Milanovsky E.E. Geology Rossii I blijnego zarubejya (se-vernoy Evrazii) // Moskovsky gosudarstvenny University, Moscow. 1996. 448 P.
23. Migursky F.A., Smirnov E.V. Otsenka resucnogo potentiala neftegazonosnosti Leno-Tunguskoy neftegazonosnoy provintsii na osnove modelirovaniya prosessov formiro-vaniya zalejey UV I poolovogo modelirovaniya. Goskontrakt No. 12f-07 horse 22.10.2007 G. // Novosibirsk. FGUP SNIIGG I MS. 2010.
24. Stratigraphy, lithology I geochemistry pribrejnix I melkovodno-morskikh razre-zov verkhov sredney Yuri-nizov Mela R. Anabar (arkticheskaya Siberia) / B. L. Nikitenka [I
Dr.] / / Geology I geophysics. 2022. T. 63. № 5. S. 673-708. DOI 10.15372 / GiG2020189. EDN RIAACB.
25. Paramonova M.S. Otchet po object " Sozdanie kompleksa Geolkarti-1000/3 lis-tov S-48, 49 (Morskaya Chast O S-50 na osnove doizucheniya geologicheskogo stroeniya Yugo-zapadnogo shelf Morya Laptevix. Murmansk, Magz. 2010.
26. Prigula Yu.A. Geologicheskoe razvitie Sibirskoy platform Kak Osnova dlya otsenki perspective EE neftegazonosnosti I methodiki pois-kovix I Intelligence Rabot na oil I Gas / / Leningrad, VNIGRI. 1973.
27. Kompleksnie geologo-geofizicheskie Rabo V region sochleneniya Leno-Tunguskoy NGP I Laptevskoy NGO. Goskontrakt № 40/01/30-108 horse 30.03.2012 G. /
5.V. Prokopseva [I Dr.] / / Gzlendjik, GNS FGUP "Yujmorgeology". 2014.
28. Safronov A. F., Sivsev A. I. Istoria formirovaniya Ole-nekskogo mestorojdeniya prirodnix bitumov / / Geology oil I Gaza. 2018. № 1. S. 115-120. EDN YPSURA.
29. Nachalnie geologicheskie resource hydrocarbons shelf Morya Laptevix / a. F. Safranov [I Dr.] / / Geology I geophysics. 2013. T. 54. № 8. S. 1275-1279. EDN RAPIOF.
30. Savchenko V.I. Kompleksnie geofizicheskie raboti na Anabaro-Hatangskoy sed-lovine s tselyu utochneniya geologicheskogo stroeniya I perspective neftegazonosnosti // Gelendzhik. FGUP"Yuzhmorgeology". 2014
31. Sidorenko A.V., Sidorenka SV.A. Organicheskoe vetshestvo V dokembriyskikh osadochno-metamorficheskix porodax I nekotorie geologicheskie problemi //Moscow, So-vetskaya geology. № 5. 1971.
32. Neftegazovy potential Anabaro-Lenskogo progiba / F.S.Ulmasvey, N.A. Eremin, N.A. Shebalin, SV. A. Sidorenka // Neftegaz.Ru. 2017. N 1. S. 46-52. EDN: XUVIHF.
33. Ushakov S.A., Fedinsky V.V., N Of The Department.A. Geofisicheskie Dannie O prirode riftovix Zon // Vestnik Moskovskogo University. Sir. 4: Geology. 1972. № 3. S. 3.
34. Ushakov S.A., Fedinsky V.V., N Of The Department.A. Vozrast DNA Mi-rovogo Okeana po geofizicheskim dannim // docked Akademii Nauk USSR. 1972. T. 204. №
6. S. 1442.
35. Ushakov S.A., Fedinsky V.V., N Of The Department.A. Dynamics Lito-sphernix Plit I geosinklinalnix oblastey // m. Vnutrennyaya geodinami-ka. Obtshie vopros is geody-namically. VIP. 1. 1972.
36. Famin A.M. Razrabotka elementov veroyatnostnix modeley neftegazovix genera-sionno-akkumulyasionnix sistem rayona issledova-niy na osnove geologo-geoximicheskix I geofizicheskix dannix // Novosi-birsk, Sniiggims. 2014.
37. The oil and gas potential of the north of the siberian platform and adjacent shelf / A. N. Dmitrievsky [et al.] / / COTech & OGTech 2021. Val. 1201 of IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. IOP Publishing November 25-26, 2021, University of Stavanger, Norway and Russian State Gubkin University of Oil and Gas, Russia, 2021. P. 012076. http://dx.doi.org/10.1088/1757-899x/1201/1/012076.
38. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., Shabalin N. A. Oil and gas bearing complexes of the sedentary cover of the Arctic zone of the Siberian platform marginal zones of the north of the Siberian Platform? // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2019, RPTC 2019, Moscow, October 22-24, 2019 Goda. Moscow: Society of Petroleum Engineers (SPE), 2019. DOI 10.2118/196946-MS. EDN HPLYYV.
39. Dmitrievsky A., Eremin N., Shabalin N. Arctic zone of the Siberian platform-Resource base and development potential // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2018, RPTC 2018, Moscow, October 15-17, 2018 Goda. Moscow: Society of Petroleum Engineers, Inc., 2018. P. 191676. DOI 10.2118/191676-18RPTC-MS. EDN EMIOLY.
40. Dmitrievsky A.N., Eremin N.A., Shabalin N.A. SPE-166815-MS Hydrocarbon potential of the Enisei-Khatangsk Region with in Taimyr Autonomous district (TAD) and the extreme of its development // The second SPE arctic and extreme environments technical Conference Exhibition. Moscow, 15-17 0ctaber2013 (SPE AEE, 2013). DOI: 10.2118 / 166815-MS EDN: SLNXMH.
41. Rift systems of the Russian eastern Arctic shelf and Arctic deep-water bases: link between geological history and geodynamics / A.M. Ni-kishin, E.I. Petrov, N.A. Malyshev, V.P. Ershova / / Geodynamics & Tectono-physics. 2017. T. 8. Ns 1. C. 11-43. EDN: YPOZGP.
УДК 622.62
СТАБИЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ ПАРКА ГОРНО-ТРАНСПОРТНЫХ МАШИН НА РОССЫПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ В КРИОЛИТОЗОНЕ
Ю.С. Бочкарев, И.В. Зырянов
Выполнен анализ динамики добычи песков на россыпных алмазоносных месторождениях криолитозоны. Установлены факторы, оказывающие влияние на безотказность карьерных автосамосвалов на прииске «Маят» Анабарского района Якутии. Приведены рекомендации по эксплуатации карьерных автосамосвалов при разработке россыпных месторождений в криолитозоне.
Ключевые слова: карьерный автосамосвал, количество отказов, россыпные месторождения, криолитозона, зависимость, стабильность.
Введение
Вектор развития горнодобывающей промышленности направлен на Север, где освоение запасов месторождений имеет особенности, обусловленные суровым северным климатом, большими расстояниями и плохо развитой транспортной инфраструктурой, мерзлым состоянием горных пород.
Запасы россыпей больших размеров разрабатываются открытым раздельным способом с использованием землеройной и автотранспортной техники. Вскрыша складируется бульдозерами в отвалы, пески в кучи для погрузки в карьерные автосамосвалы. Модельный ряд транспортных средств представлен самосвалами БелАЗ, Caterpillar, Perlini, Howo, Volvo, Scania, КрАЗ, КамАЗ. Более 70 % составляют БелАЗы [1].
Наиболее широко такая технология используется на алмазоносных россыпях Анабарского, Жиганского, Мирнинского и Нюрбинского районов, разрабатываемых ОАО «Алмазы Анабара», АО «АЛМАР», ПАО «АЛРОСА».
