CC BY
73
УДК 550.8(571.5)
Поисково-разведочные работы в Восточной Сибири: итоги, проблемы, риски, перспективы
В.Е. Крючков1*, В.А. Скоробогатов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Kryuchkov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Огромное значение в экономике Российской Федерации имеет состояние минерально-сырьевой базы, особенно величина и структура запасов, а также величина неоткрытых ресурсов углеводородов (УВ). На суше Российской Федерации перспективным для поиска УВ и наименее изученным регионом является Восточная Сибирь. В настоящее время и обозримом будущем этот регион будет основным резервом пополнения запасов и добычи газа и нефти в России.
Поиски и разведка нефти и газа в Восточной Сибири ведутся более 70 лет. Геологическая изученность региона крайне неравномерна. Наиболее полно изучен юг Сибирской платформы (СП). Здесь выполнен большой объем геофизических и буровых работ. К настоящему времени в пределах СП открыты 93 различных по запасам месторождения УВ.
Территория СП характеризуется крайне сложным геологическим строением осадочного чехла. Практически все недропользователи ведут геологоразведочные работы (ГРР) в наиболее изученной южной части СП - в зоне развития соленосной покрышки. Крайне низкие объемы региональных ГРР на огромной по площади, малоизученной территории СП не позволяют однозначно оценить перспективы этой территории, не дают возможности компаниям перенести работы за пределы хорошо изученных районов, где фонд крупных неразбуренных поднятий исчерпан.
Открытие новых крупных месторождений УВ сопряжено со значительным увеличением объемов и географии ведения ГРР. В качестве перспективных объектов ГРР следует считать зоны сочленения крупных тектонических структур, где в условиях интенсивной дизъюнктивной нарушенности расположены различные по величине выступы пород фундамента и рифея прежде всего в зоне развития региональной соленосной покрышки.
Огромное значение в экономике Российской Федерации имеют состояние и перспективы дальнейшего развития минерально-сырьевой базы (МСБ) газо- и нефтедобычи, особенно величина и структура запасов, а также величина неоткрытых ресурсов углеводородов (УВ). На суше РФ перспективным для поиска УВ и одновременно наименее изученным регионом является Восточная Сибирь. В настоящее время и обозримом будущем этот регион - основной резерв пополнения запасов и развития добычи газа и нефти на суше России. Крайне слабая производственная инфраструктура центральных районов Восточной Сибири (отдаленность от крупных промышленных центров, низкая плотность населения, полное отсутствие дорог, суровые географо-климатические условия) в значительной степени затрудняют поисково-разведочные работы (ПРР) на газ и нефть. Геологическое строение Сибирской платформы (СП) анализируется в работах А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, В.В. Симонова, В.А. Скоро-богатова, В.С. Старосельцева, В.С. Суркова, А.А. Трофимука, В.В. Харахинова, В.С. Шеина, Г.Г. Шемина и многих других исследователей [1-10].
В силу существенного истощения запасов месторождений УВ в традиционных районах добычи наращивание газо- и нефтедобывающей промышленности в Восточной Сибири становится приоритетной задачей экономического развития РФ. С целью освоения УВ-ресурсов построен нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан, в 2019 г. завершено строительство газопровода «Сила Сибири». Эти трубопроводы позволят транспортировать газ и нефть Восточной Сибири в дальневосточные порты России и далее в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
Основные запасы и ресурсы УВ Восточной Сибири выявлены в древних до-кембрийских осадочных породах протерозоя в междуречье крупнейших сибирских рек - Енисея (на западе) и Лены (на востоке). В административном отношении это
Ключевые слова:
Сибирская
платформа,
месторождения
углеводородов,
запасы,
газонефтеносность, поиски, разведка, перспективы.
территории Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (Якутия). В пределах СП выделяются Лено-Тунгусская и Лено-Вилюйская нефтегазоносные провинции (НГП) и ряд нефтегазоносных областей (НГО) (рис. 1).
Поиски и разведка нефти и газа в Восточной Сибири ведутся более 70 лет. Степень геологической изученности региона крайне неравномерная, наиболее полно изучен юг СП. Здесь выполнен большой объем геофизических и буровых работ (рис. 2).
Объем площадных сейсмических исследований методом отраженных волн в модификации общей глубинной точки (МОВ-ОГТ) превышает 150 тыс. км, из которых большая часть (> 100 тыс. км) в старых модификациях отработана в пределах южной части мегабас-сейна. В пределах Восточной Сибири пробурены около 300 опорных и параметрических скважин, в том числе 253 в Лено-Тунгусской НГП и 22 в Лено-Вилюйской НГП. Общий объем опорно-параметрического бурения
в Восточно-Сибирском регионе составляет 670 тыс. м, в том числе 620 тыс. м в Лено-Тунгусской НГП и 50 тыс. м в Анабаро-Вилюйском регионе. В пределах ВСМП пробурено значительно больше опорных и параметрических скважин, чем в Западно-Сибирском мегабассейне [4]. Здесь же пробурены около 2000 глубоких поисковых и разведочных скважин, из них большая часть (примерно 1500) -в ее южной части. Общий объем глубокого бурения достигает 5 млн м, из которых около 3,6 млн м приходятся на Лено-Тунгусскую НГП [5].
По состоянию на 01.01.2018 наибольшая плотность бурения в пределах СП отмечается в Непско-Ботуобинской НГО: семь скважин на 1000 км2. Южнее, в прилегающей к ней Ангаро-Ленской НГО, а также на западе в Байкитской НГО плотность бурения составляет порядка трех скважин на 1000 км2. В Катангской НГО разбуренность территории - примерно одна скважина на 1000 км2,
Границы: I I НГО I I НГП
Т всмп
Рис. 1. Нефтегазогеологическое районирования СП:
ВСМП - Восточно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция
У
Г\Г
сейсмопрофиль скважина глубокого бурения границы НГМ
^ границы НГО
Рис. 2. Изученность СП сейсмическими работами и бурением
(по данным В.С. Старосельцева и др.)
на остальной территории - менее одной скважины на 1000 км2. В центральных и северных районах СП объем выполненных геологоразведочных работ (ГРР) крайне ограничен, пробурены редкие параметрические и первые поисковые скважины, месторождения УВ не обнаружены.
В 2003-2010 гг. объем поискового бурения в незначительной степени превышал объем разведочного бурения. В дальнейшем объем последнего значительно вырос и в настоящее время превышает объем поискового бурения. В Восточно-Сибирском регионе в 20092016 гг. за счет федерального бюджета пробурены 24,7 тыс. м, компаниями - 1215 тыс. м. В аналогичной пропорции выполнены и сейс-моразведочные работы [11].
Первое промышленное месторождение (Усть-Вилюйское газовое) открыто в Восточной Сибири в 1956 г. Наиболее же крупные открытия здесь сделаны в период 1981-1990 гг., когда бурение в основном было сосредоточено в приподнятых зонах Непско-Ботуобинской
и Байкитской антеклиз, на Ковыктинском выступе фундамента. В это время открыты Куюмбинское, Верхнечонское, Юрубчено-То-хомское, Ковыктинское, Чаяндинское, Тала-канское, Собинское и многие другие крупные и уникальные по запасам месторождения УВ. В 1991-2000 гг. объемы ГРР, прежде всего глубокого бурения, резко снизились (табл. 1, рис. 3). Фонд крупных положительных структур в южной части СП к этому времени был практически исчерпан, бурение переместилось в менее перспективные зоны - на склоны крупных поднятий, мелкие локальные поднятия, во впадины и прогибы. Успешность ГРР снизилась. В центральных и северных районах платформы объем выполненных региональных и поисковых работ ограничен (см. рис. 2), что, возможно, является основной причиной отсутствия здесь открытий промышленных скоплений УВ .
На 01.01.2017 в отложениях верхнего ри-фея, венда и нижнего кембрия в пределах Лено-Тунгусской НГП открыты 82 различных
т н
8 н
й а
§
т *
+ о й +
й т
о
£ и
к -
т +
<
Й §
л
ю
о
«
к Й а
Л Ч Н
5Т й о
н ^ ю
О Й Й
к &
К о
+ О
й +
£ +
й т
о
т +
<
к £
К й Л н
в
о с
й о
^ ю
й й
к л
к "
+ О
й +
£ +
з т
о
&
и
т +
<
й §
л
ю
о
«
§ й й о ^ ю й й к л
[2 . £ В
Л о
' " О
О
«
о К л и ЕР
-
я
V
х
& Я
я
3
*
Я
&
е^ 3500
Н
В 3000
а
г:
2000
о &
^ 1500
1000
500
33403,72;
'721,521 >853,133 430,651
^,298 228,831* 228,229
0 0 0 0 0 0
ю 00 с^ 0 1 1
0 0 0
1 1 1 1 2 2 2
51 01
Ю г- 00 с^ 1
0 0
1 1 1 1 1 2 2
Годы
Рис. 3. Динамика интегрального прироста
разведанных запасов УВ на месторождениях СП (по десятилетиям)
по запасам месторождения УВ. Фазовый состав УВ - газ, газовый конденсат, нефть. На многих площадях зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления. В пределах Лено-Вилюйской синеклизы (Вилюйская НГО) в отложениях верхней перми - нижнего мела открыты 10 газосодержащих месторождений, всего в мегапровинции - соответственно 92.
В последние годы прирост запасов УВ в основном осуществлялся за счет доразведки месторождений, открытых в советское время. Большинство ранее открытых месторождений к настоящему времени существенно недоразве-даны, здесь имеются резервы прироста разведанных запасов УВ [12].
Месторождения УВ СП многопластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные и ограниченные. Для них характерны интенсивная дизъюнктивная нарушен-ность и блоковое строение. Глубина залегания продуктивных горизонтов - 1,0...3,5 км.
Многие исследователи в качестве важнейшего источника УВ в Лено-Тунгусской НГП рассматривают глубокопогруженные обогащенные органическим веществом карбонатные толщи рифея. В карбонатных породах верхнего рифея выявлены крупные скопления УВ на вершине Камовского свода Байкитской антеклизы - Юрубчено-Тохомская зона неф-тегазонакопления (ЮТЗ). По запасам здесь
0
доминирует нефть (Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ)). Коллекторами, вмещающими УВ, служат выходящие на предвендскую эродированную поверхность доломитизирован-ные водорослевые известняки. Породы интенсивно изменены постседиментационны-ми преобразованиями. Структура водорослевых компонентов различается с трудом, часто уничтожена полностью [13]. Пустотное пространство представлено порами и кавернами выщелачивания карбонатного материала, трещинами. Покрышками, экранирующими ри-фейские залежи УВ, служат аргиллиты и глинистые алевролиты нижнего венда.
Залегающие выше по разрезу терригенные отложения нижнего венда - основной газонефтеносный комплекс СП, в них сосредоточены основные запасы и ресурсы УВ. Коллекторами, вмещающими УВ, служат образованные в раз-нофациальных условиях пористые песчаники и алевролиты. В фазовом составе УВ резко доминирует газ. Месторождения различны по запасам - от мелких до уникальных. Наиболее крупные месторождения - Ковыктинское га-зоконденсатное (ГКМ) и Чаяндинское НГКМ. Природные газонефтеносные резервуары, как правило, представляют собой структуры об-лекания различных по величине выступов пород фундамента и рифея, их величина определяется размерами подстилающих поднятий. На отдельных тектонических блоках многих месторождений абсолютные отметки газоводяного (ГВК), газонефтяного (ГНК) и водонефтя-ного (ВНК) контактов продуктивных пластов находятся на разных уровнях (рис. 4). Пласты-коллекторы, вмещающие УВ, характеризуются значительной латеральной и вертикальной ли-тологической изменчивостью, что определяет большие вариации фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород. По мере удаления от сводов поднятий возрастают толщины терриген-ных пластов, в их составе увеличивается количество глинистого цемента, и, как следствие, ухудшаются ФЕС пород, образуются ли-тологические экраны [14]. На глубинах свыше 3500...4000 м в породах отмечается наличие конформных и инкорпорационных контактов вдавливания зерен, существенно сокращается объем пустотного пространства под воздействием геостатического давления, породы интенсивно уплотнены. Локальными флюидоупора-ми служат аргиллиты и глинистые алевролиты.
Отложения верхнего венда - нижнего кембрия СП представлены доломитами. Их основной составной частью, как и в верхнем рифее, служат остатки известковых, доломитизиро-ванных сине-зеленых водорослей. Пласты-коллекторы залегают на вершинах приподнятых тектонических блоков. На склонах поднятий пористые доломиты замещаются плотными глинистыми доломитами.
Региональным флюидоупором, экранирующим залежи УВ, служит нижнекембрийская соленосная толща, за пределами ее распространения скоплений УВ не обнаружено [1, 3]. Не выявлены УВ и в надсолевых отложениях повсеместно.
В осадочном чехле СП широко распространены пластовые интрузии - траппы. Тектоно-динамические подвижки на протяжении длительного времени формирования осадочного чехла платформы обусловили процессы переформирования, а также частичного или полного разрушения образованных ранее залежей УВ. Лено-Тунгусская провинция представляет собой существенно разрушенную УВ-систему с остаточной газо- и нефтеносностью в недрах, вследствие чего наблюдается небольшое число гигантских месторождений в южной части ме-габассейна [5].
Макро- и микроскопическое изучение керна показало, что наиболее оптимальные условия формирования высокоемких терриген-ных и карбонатных газонефтеносных резервуаров существовали на вершинах выступавших в рельефе морского дна тектонических блоков во время мелководно-морских циклов осадконакопления. Эти зоны наиболее интенсивно подвержены гидродинамической, преимущественно волновой, переработке песчано-алевритовых осадков, что обусловило существенное увеличение первичного порового пространства и улучшило ФЕС пород [13]. На вершинах поднятий формировались высокопористые песчано-алевритовые тела, сложенные отсортированными зернами кварца и полевых шпатов с небольшим количеством цемента. В процессе карбонатного осадконакопления на вершинах приподнятых тектонических блоков формировались высокоемкие водорослевые биогермы и биостромы [14].
Наиболее крупный недропользователь Восточной Сибири - ПАО «Газпром» - ведет ПРР в данном регионе с 2002 г. В период 2002-2017 гг. ПАО «Газпром» и его дочерними
скв. 570
скв. 556
ю-в
Песчаники и алевролиты: газонасыщенные *.*.] нефтенасыщенные
водонасыщенные
алевролиты глинистые аргиллиты
переслаивание плотных алевролитов и аргиллитов
плотных алевролитов тектонические разломы
Рис. 4. Схематический геологический профильный разрез продуктивных отложений Тас-Юряхского НГКМ
предприятиями закончены строительством 136 поисковых и разведочных скважин. Суммарный объем бурения на лицензионных участках (ЛУ) составил 361,3 тыс. м, выполнен большой объем геофизических работ, открыты восемь новых месторождений УВ, подготовлено к промышленной эксплуатации Собинское НГКМ. Прирост разведанных запасов УВ на ЛУ акционерного общества в Восточной Сибири составил 1040,7 млн т у.т., в том числе газа - 1016,5 млрд м3. Основной прирост получен при доразведке ранее открытых месторождений - Чаяндинского НГКМ и Ковыктинского ГКМ (табл. 2, 3). Суммарный прирост запасов УВ на этих месторождениях составил 936,64 млн т у. т., газа - 914,90 млрд м3. На вновь открытых месторождениях успехи значительно более скромные.
Основной объем ГРР в настоящее время концентрируется в зоне газопровода «Сила Сибири». Чаяндинское НГКМ подготовлено к разработке и введено в эксплуатацию (декабрь 2019 г.). В период до конца 2021 г. намечено завершить доразведку открытых залежей УВ и подготовить к промышленной эксплуатации Ковыктинское месторождение. Необходима доразведка и подготовка к промышленной
эксплуатации месторождений-спутников: Верхневилючанского и Тас-Юряхского НГКМ, а также Чиканского, Соболох-Неджелинского и Среднетюнгского ГКМ.
В Красноярском крае на ЛУ ПАО «Газпром» после 2002 г. в зоне Ангарских складок открыты четыре газосодержащих месторождения: Абаканское, Ильбокичское, Берямбинское, Восточно-Имбинское. Получен прирост запасов газа на Имбинском газовом месторождении. Месторождения средние и мелкие по запасам. Суммарные запасы по ним на 01.01.2018 составляют по категориям С1 и С2 соответственно: газа - 58,192 и 74,18 млрд м3; газового конденсата - 0,265 и 0,65 млн т. На незначительном удалении расположено крупное Собинское НГКМ. Учитывая относительно высокоразвитую экономическую инфраструктуру этого района, целесообразно после доразведки базовых месторождений сформировать здесь субрегиональный центр газодобычи, для чего в 2020-2025 гг. завершить ГРР на ЛУ
Большой объем ПРР выполнен на юго-западном склоне Камовского свода Байкитской антеклизы (Оморинский ЛУ) (рис. 5). До начала работ ПАО «Газпром» на Оморинском ЛУ (2005 г.) по результатам бурения и испытания
Таблица 2
Приросты УВ по месторождениям, открытым ПАО «Газпром» в 2002-2017 гг.
Месторождение Газ, млрд м3 Конденсат (извлек.), млн т Нефть (извлек.), млн т Условное топливо, млн т
Берямбинское ГКМ 1,893 0,074 1,967
Чиканское ГКМ 39,257 1,564 40,821
Камовское нефтяное 0 0 0,787 0,787
Абаканское газовое 25,735 0 25,735
Ильбокичское ГКМ 12,77 0,235 13,005
Новоюдоконское ГКМ 0,858 0,081 0,939
Вост.-Имбинское газовое 5,157 5,157
Салаирское ГКМ 1,365 0,109 1,474
Всего 87,035 2,063 0,787 89,885
Таблица 3
Приросты УВ по месторождениям, открытым до 2002 г.
Месторождение Газ, млрд м3 Конденсат (извлек.), млн т Нефть (извлек.), млн т Условное топливо, млн т
Чаяндинское НГКМ 620,195 8,719 7,011 635,925
Ковыктинское ГКМ 294,703 6,014 0 300,717
Собинское НГКМ 1,582 0,886 0,204 0,9
Имбинское газовое 12,571 0 12,571
Оморинское НГКМ 0,381 0,036 0,243 0,66
Всего 929,432 13,883 7,458 950,773
Рис. 5. Схема расположения Оморинского ЛУ
(по материалам ООО «Газпром геологоразведка»)
двух параметрических (Ом-1, -3) и шести поисково-оценочных (Ом-2, -4, -5, -7, -8, -9) скважин открыто Оморинское НГКМ. Продуктивны два пласта оскобинской (пласт Б-УШ) и катанг-ской (пласт Б-У11) свит венда. При испытании скважины Ом-10 из пласта Б-УШ-1 оскобинской свиты получен промышленный приток газа с конденсатом, открыта новая газоконден-сатная залежь. Всего на Оморинском НГКМ ООО «Газпром геологоразведка» закончены строительством четыре скважины (Ом-10, -11, -12, -17). Прирост запасов газа по результатам работы ООО «Газпром геологоразведка» составил 0,381 млрд м3, конденсата (извлек.) -0,036 млн т, нефти - 0,66 млн т.
На других площадях Оморинского ЛУ также проводились поисковые работы. До 2002 г. одна глубокая скважина пробурена на Верхнетохомской площади и две скважины - на Верхнетайгинской площади. Притока УВ не получено. После 2005 г. помимо Оморинского месторождения в пределах Оморинского ЛУ ООО «Газпром геологоразведка» пробурены еще 12 скважин: Чегалбуканская-1; Верхне-Камовская-1; Платоновская-1, -2, -3; Верхне-Тайгинс-кая-3, -4; Камовская-1, -2, -3; Салаирская-1, -2.
По результатам бурения промышленный приток нефти получен в скв. Камовская-1 из оскобинской свиты венда, открыто Камовское нефтяное месторождение. В скв. Камовская-2, -3 притоков УВ не получено. Притоки газа с конденсатом получены из двух пластов верхнего рифея в скв. Салаирская-1, открыто Салаирское ГКМ. В скв. Салаирская-2 притока УВ не получено.
Оба вновь открытых месторождения мелкие по запасам (< 1 млн т у.т.), расположены в присводовой части Камовского свода Байкитской антеклизы в непосредственной близости от высокопродуктивной ЮТЗ, расположенной на вершине Камовского свода. Вероятно, присводовая часть южного склона Камовского свода является зоной выклинивания продуктивных пластов, залегающих на вершине свода. На поисковых площадях, отстоящих от вершины Камовского свода, притоков УВ не получено. Всего к настоящему времени на Оморинсом ЛУ пробурены 27 глубоких скважин (из них 12 на Оморинском НГКМ).
Анализ работ, выполненных ПАО «Газпром» в 2002-2017 гг., показал наличие сходных проблем ПРР для всего Восточно-Сибирского региона [11, 12]. Основной прирост запасов
УВ получен при доразведке ранее известных месторождений, расположенных на вершинах крупных тектонических поднятий. Большая часть вновь открытых месторождений относится к категории мелких. Объем приращиваемых запасов УВ за счет ГРР на новых ЛУ имеет тенденцию к снижению.
Объемы региональных работ на нефть и газ в Российской Федерации, к сожалению, также имеют тенденцию к снижению. Объем сейсморазведки МОГТ-2Б с максимума в 2007 г. (55,5 тыс. км) сократился в 2017 г. до 14,5 тыс. км [11]. Объем параметрического бурения с максимума 17,4 тыс. м в 2013 г. снизился до минимума 0,4 тыс. м в 2016 г., в 2017 г. он составил 6,3 тыс. м. Компании в 2017 г. выполнили поисково-разведочное бурение в объеме примерно 1204 тыс. м, поисковый метраж составляет в среднем 57 %.
На территории СП в 2014-2017 гг. региональные работы за счет федерального бюджета проводились в Аргишско-Чунской зоне в пределах четырех крупных тектонических структур - на северо-восточном склоне Байкитской антеклизы, на южном борту Курейской син-клизы, в северной части Катангской седловины и на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. За это время выполнено параметрическое бурение объемом 2270 м, отработаны 4236 км сейсморазведки МОГТ-2Б, 2492 км гравиразведки, 6527 км магнитотеллурического зондирования и зондирования становлением поля в ближней зоне [11].
Наиболее инвестиционно привлекательные участки, расположенные в зоне строящегося газопровода (Иркутская область, юг Якутии), уже распределены. Снижение интереса недропользователей к новым участкам в нераспределенном фонде объясняется невысокой эффективностью ведения ПРР в малоизученных зонах. В последние два десятилетия многие недропользователи практически бесплатно приватизировали сырьевую базу нефти и газа. Не имея достаточных финансовых средств для проведения необходимого объема работ, они ведут работы в небольших объемах, не выполняя полный цикл геологического изучения, либо не ведут работ вовсе. Для увеличения ресурсной базы строящегося стратегического газопровода в сложившейся ситуации целесообразно приобретение предприятиями ПАО «Газпром» не только месторождений нераспределенного
фонда, но и ранее открытых месторождений, на которых недропользователи в настоящее время практически не ведут ГРР. Со стороны государственных органов необходимо обязать недропользователей продолжить разведку месторождений, коммерческая ценность которых характеризуется как неопределенная. В дальнейшем понадобится вовлечение этих месторождений в промышленную эксплуатацию, в первую очередь тех, что расположены в зоне строящегося газопровода.
В качестве примера рассмотрим ситуацию на Ангаро-Ленском газоконденсатном и Левобережном газовом месторождениях, расположенных в пределах Ангаро-Ленской ступени (Иркутская обл., недропользователь ООО «Петромир»). Так, Ангаро-Ленское ГКМ открыто в 2006 г., на 01.01.2018 на государственном балансе числятся запасы свободного газа по категориям, млрд м3: С - 1,512; С2 -1220,086. Левобережное месторождение открыто в 2004 г., на 01.01.2018 на государственном балансе числятся запасы свободного газа по категориям, млрд м3: С - 0,748; С2 - 50,977. Соотношения запасов категорий С1 и С2 на этих месторождениях явно спекулятивные. На протяжении многих лет эти соотношения не меняются, что свидетельствует об отсутствии разведочных работ на данных месторождениях. И такие примеры, к сожалению, в Восточной Сибири не единичны. Здесь государственным надзорным органам следует жестко придерживаться канадского правила: «работай или уходи» [15].
По мнению авторов, невысокая эффективность ПРР в Восточной Сибири обусловлена в основном следующими причинами:
• крайне сложным геологическим строением осадочного чехла СП, а именно наличием многочисленных разломов и литологических замещений, участков уплотнения природных резервуаров, пластовых интрузий;
• древностью продуктивных толщ. В породах длительное время протекали постседи-ментационные преобразования, сокращающие пустотное пространство, - ангидритиза-ция, засолонение, окремнение, кальцитиза-ция, уплотнение под воздействием геостатического давления;
• большими геологическими рисками проведения ГРР в глубоко опущенных зонах (впадинах и прогибах) или на их бортах. Максимальные глубины,
на которых к настоящему времени в пределах СП выявлены залежи УВ, не превышают 3500 м (Чиканское ГКМ), «наилучшие» глубины распространения углеводородного сырья - 1,5...3,0 км;
• недостаточно высоким уровнем буровых работ и испытаний скважин. Многие скважины бурятся неоправданно долго (более года). Скважины, заложенные в наиболее приподнятых зонах тектонических структур, необходимо бурить до вскрытия перспективных горизонтов верхнего рифея, что выполняется не всегда;
• низкой степенью региональной изученности северной части Восточно-Сибирской мегапровинции;
• ведением ПРР практически всеми недропользователями, в том числе и ПАО «Газпром», в наиболее изученой южной части СП в зоне развития соленосной покрышки. Фонд крупных неразбуренных поднятий здесь исчерпан;
• завышенными оценками потенциальных и особенно перспективных ресурсов УВ, в ряде случаев низкой подтверждаемостью ресурсов категории С3;
• переразведкой многих площадей (Омо-ринской, Берямбинской и др.);
• очень высокой стоимостью ГРР в Восточной Сибири;
• недостаточным финансированием региональных работ за счет госбюджета. Крайне низкие объемы региональных ГРР на огромной по площади малоизученной территории СП (более 3 млн км2) не позволяют однозначно оценить перспективы этой территории, не дают возможности компаниям перенести работы за пределы хорошо изученных районов, где не осталось неразбуренных крупных поднятий;
• границами ЛУ, как правило, проведенными формально и не учитывающими реальных границ геологических объектов. На смежных участках разными методами ПРР ведут разные недропользователи, обладающие неодинаковыми финансовыми и техническими возможностями.
Отметим специфику работ ПАО «Газпром» на территории Восточной Сибири. На момент их старта в 2002 г. фонд крупных положительных структур в южной части СП был уже исчерпан, бурение со сводов крупных поднятий переместилось в менее перспективные зоны. Дальнейшие ГРР на территории СП могут
осуществляться по трем территориальным направлениям:
1) в южных, наиболее освоенных и изученных районах СП. Здесь еще имеются резервы новых открытий, однако вероятность обнаружения месторождений УВ с запасами более 100 млн т у. т. невелика. В нераспределенном фонде имеются лишь малоперспективные ЛУ, на которых в лучшем случае возможны открытия средних и мелких месторождений УВ;
2) в малоизученных районах впадин и прогибов южной части СП на больших (свыше 3,5 км) глубинах. Однако геологические риски очень велики, целесообразность ГРР проблематична;
3) в центральных и северных малоизученных районах Восточной Сибири (к северу от ЮТЗ). Здесь резко возрастают геологические риски неполучения положительных результатов ПРР.
К настоящему времени в отношении территории южной части СП накоплен большой объем геолого-геофизической информации. В значительной степени изучены особенности геологического строения осадочного чехла и фундамента, условия формирования и закономерности пространственного размещения углеводородного сырья. Перспективными объектами дальнейших поисковых работ следует считать зоны сочленения крупных тектонических структур, где в условиях интенсивной дизъюнктивной нарушенности расположены различные по величине выступы пород фундамента и ри-фея прежде всего в зоне развития региональной соленосной покрышки. Перспективны (1) зона тройного сочленения Тунгусской синеклизы с Непско-Ботуобинской и Байкитской антекли-зами, а также с Турухано-Норильской грядой и (2) зона сочленения Вилюйской синеклизы и Алданской антеклизы. Эти территории должны служить первоочередными объектами дальнейших исследований (гравиметрическая и магнитная съемки, сейсморазведка МОГТ-2Б, параметрическое бурение).
Значительную часть северной половины СП занимает Тунгусская синеклиза, где широко развиты терригенные и карбонатные отложения рифея мощностью до 4.5 км, но на глубинах более 4,5 км, а также мощные толщи палеозоя и триаса. На бортах Тунгусской синеклизы и на сводах крупных поднятий ее центральных районов рифейские отложения доступны для
глубокого бурения (3,5.4,5 км). Карбонатные отложения верхнего рифея северных районов СП могут не только генерировать УВ, но и служить природными резервуарами, вмещающими залежи газа, а возможно, и нефти. Вместе с тем здесь отсутствует соленосная покрышка кембрия.
Авторским коллективом ВНИГНИ [11] в качестве перспективного газонефтеносного района для постановки региональных ГРР намечена Кочечумо-Мархинская рифоген-ная зона ранне-среднекембрийского возраста, расположенная на территориях Сюгджерской и Анабарской НГО в южной части Курейской синеклизы. Она установлена по данным бурения нескольких скважин, оказавшихся, однако, непродуктивными, выделяется по региональным профилям в южной части Курейской синеклизы. Ширина рифовой зоны 6.12 км, площадь - 25 тыс. км2, геологические ресурсы УВ по категории Б2 - 2,1 млрд т у. т. Здесь предполагается бурение трех параметрических скважин. Рифы перекрыты доломитами и доломитовыми мергелями майской свиты кембрия. Из описания разреза следует, что соленосные пласты нижнего кембрия, служащие в южных районах СП региональной покрышкой, на данной территории отсутствуют, что повышает геологические риски постановки ГРР.
Реально перспективное направление увеличения запасов УВ СП - комплексное изучение нетрадиционных коллекторов. Газонефтеносные резервуары многих месторождений имеют сложное трехчленное строение. Здесь присутствуют существенные резервы прироста запасов УВ. Пласты-коллекторы, вмещающие газ и нефть на месторождениях СП, не превышают 3. 5 % мощности рифей-нижнекембрийского подсолевого разреза, что очень немного (к примеру, на многих месторождениях Западной Сибири доля коллекторов в разрезе юры-сеномана доходит до 70.80 %). Около 90 % разреза составляют плотные и слабопористые разновидности песчаников, алевролитов, доломитов, которые в подсолевом
разрезе служат промежуточными толщами рассеивания УВ. При использовании современных методов интенсификации притоков эти толщи могут служить резервом значительного увеличения разведанных запасов газа и нефти на месторождениях СП [16].
Для повышения эффективности ГРР необходимо:
• в ближайшие годы провести на территории Восточной Сибири обобщающие исследования по результатам ПРР в целях обоснования стратегии дальнейших поисков прежде всего крупных и крупнейших по запасам месторождений УВ (более 30 млн т у. т. каждое);
• разработать единую концепцию ведения дальнейших ПРР на газ и нефть в ВосточноСибирской мегапровинции и на ее основе стратегическую программу ГРР до 2040 г.;
• значительно увеличить объемы региональных работ в малоизученных северных областях Восточной Сибири за счет государственного бюджета, пробурить до 2025 г. не менее пяти-шести параметрических скважин со вскрытием рифейского комплекса на 250.300 м. Без этого возобновление ПРР в Северо- и Южно-Тунгусской областях представляется нерациональным;
• обеспечить свободный доступ предприятий, ведущих ГРР, ко всей имеющейся геологической информации о территории региона, в том числе периода 1951-1992 гг., для ее обобщения;
• более тщательно подходить к оценке перспективных ресурсов локальных объектов и выбору их очередности для ввода в ПРР.
Объем сейсморазведочных работ и глубокого бурения, выполняемых в Восточной Сибири недропользователями и государством, недостаточен для получения существенных приростов разведанных запасов УВ. Открытие новых крупных месторождений УВ может быть сопряжено только со значительным увеличением объемов и расширением географии ведения ГРР, выполняемых в рамках единой стратегии опоискования малоизученной территории СП.
Список литературы
1. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов,
B.Е. Бакин, И.П. Варламов и др.; под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981. - 552 с.
2. Конторович А.Э. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович и др. // Геология и геофизика. - 1996. - Т. 37. - № 8. -
C. 166-195.
3. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы / Н.В. Мельников // Стратиграфия, история развития. - Новосибирск: СО РАН, 2009. -148 с.
4. Скоробогатов В.А. Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и ВосточноСибирской мегапровинций / В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова // Вести газовой науки. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 33-43.
5. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.
6. Старосельцев В.С. Основные тектонические этапы формирования чехла Сибирской платформы в связи с нефтегазоносностью рифейских отложений / В.С. Старосельцев // Геология и геофизика. - 1996. - Т. 37. - № 8. -С. 206-212.
7. Трофимук А.А. Теоретические и прикладные вопросы цикличности осадконакопления /
A.А. Трофимук, Ю.Н. Карогодин // Основные теоретические вопросы цикличности седиментогенеза. - М.: Наука, 1977. - С. 9-33.
8. Харахинов В. В. Новые данные
о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В. Харахинов,
B.Н. Нестеров, Е.П. Соколов и др. // Геология нефти и газа. - 2000. - № 5. - С. 12-20.
9. Шеин В. С. Тектоническое районирование
и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С. Шеин, Н.К. Фортунатова, С.В. Ивашко и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - Спецвыпуск. -
C. 64-88.
10. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы, Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. -
М.: СО РАН, 2007. - 467 с.
11. Варламов А.И. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.Ю. Виценовский и др. // Геология нефти
и газа. - 2018. - № 3. - С. 5-25.
12. Скоробогатов В.А. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ на газ с целью развития минерально-сырьевой базы газодобычи в России в 2021-2040 гг. / В.А. Скоробогатов, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибулин и др. // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения: тез. докл. IV Межд. науч.-практ. конф. 8-10 ноября 2017 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 24-25.
13. Крючков В.Е. Литолого-фациальные особенности формирования карбонатных газонефтеносных резервуаров юга Сибирской платформы / В.Е. Крючков, С.Б. Коротков,
A. Г. Медведев и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -
№ 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 92-99.
14. Крючков В.Е. Литологические условия формирования, размещения и прогнозирования скоплений углеводородов в терригенных породах нижнего венда Сибирской платформы /
B. Е. Крючков, А.А. Пензин // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -
№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 157-166.
15. Орлов В.П. О некоторых достижениях
и проблемах отечественной геологии за 50 лет / В. П. Орлов // Минеральные ресурсы России. -2016. - № 1-2. - С. 11-17.
16. Крючков В.Е. Перспективы увеличения разведанных запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / В.Е. Крючков, А.А. Пензин // Вести газовой науки: - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 34-39.
Searching and prospecting hydrocarbons in Eastern Siberia: results, challenges, risks, and outlooks
V.Ye. Kryuchkov1*, V.A. Skorobogatov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Kryuchkov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Status of mineral reserves has the paramount importance for economic life of Russian Federation, especially it concerns with the amounts and structure of hydrocarbon reserves and undiscovered potential resources. In relation to searching hydrocarbons, East Siberia is a promising and the least studied region onshore Russia. Nowadays and in the nearest future, this region will provide main restocking of oil and gas reserves in Russia.
In Eastern Siberia, oil and gas have been searched and prospected for more than 70 years. Geological knowledge of the region is quite spotty. Southern part of Siberian platform has been studied best of all including lots of logging and drilling campaigns. Up to now, 93 hydrocarbon fields of various bigness categories (i.e., reserve amounts) have been discovered within the margins of Siberian platform.
The territory of Siberian platform is notable for quite elaborate structure of a sedimentary apron. Nearly all mineral developers carry geological prospecting in the most well-studied southern part of Siberian platform in a zone of saliferous cap. Extremely low amounts of regional geological surveys over the huge poorly studied territory of Siberian platform do not enable definite estimation of Siberian platform potential, and relocation of developers' works beyond the well-studied regions where a fund of big undrilled elevations is already exhausted.
Discoveries of new big hydrocarbon fields need considerable enlargement of amounts and geography of geological prospecting. Zones of symphysis of big tectonic structures should be considered promising, as there in conditions of intensive disjunctive fracturing there are the basement and Riphean horsebacks of different sizes, first of all, within the zone of the regional saliferous cap.
Keywords: Siberian platform, hydrocarbon fields, reserves, gas and oil presence, search, prospecting, outlooks. References
1. ANTSIFEROV, A.S., V.Ye. BAKIN, I.P. VARLAMOV et al. Petroleum and gas geology of Siberian platform [Geologiya nefti i gaza Sibirskoy platformy]. Eds.: A.S. KONTOROVICH, V.S. SURKOV, A.A. TROFIMUK. Moscow: Nedra, 1981. (Russ.).
2. KONTOROVICH, A.E., A.N. IZOSIMOVA, A.A. KONTOROVICH et al. Geological structure and provisions for generation of a gigantic Yurubchen-Tokhom zone of oil and gas accumulation in the Upper-Proterozoic layers of Siberian platform [Geologicheskoye stroyeniye i usloviya formirovaniya gigantskoy Yurubcheno-Tokhomskoy zony neftegazonakopleniya v verkhnem proterozoye Sibirskoy platformy]. Geologiya i Geofizika. 1996, vol. 37, no. 8, pp. 166-195. ISSN 0016-7886. (Russ.).
3. MELNIKOV, N.V. Vendian-Cambrian saliferous basin of Siberian platform [Vend-kembriyskiy solenosnyy basseyn Sibirskoy platformy]. In: Stratigraphy, history [Stratigrafiya, istoriya razvitiya]. Novosibirsk: Siberian branch of RAS, 2009. (Russ.).
4. SKOROBOGATOV, V.A., Ye.S. DAVYDOVA. Comparative oil and gas geostatistics of the Western Siberian and Eastern Siberian megaprovinces [Sravnitelnaya neftegazovaya geostatistika Zapadno-Sibirskoy i Vostochno-Sibirskoy megaprovintsiy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 33-43. ISSN 2306-8949. (Russ.).
5. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
6. STAROSELTSEV, V. S. Main tectonic stages of Siberian platform mantle forming in relation to oil-gas presence in Riphean sediments [Osnovnyye tektonicheskiye etapy formirovaniya chekhla Sibirskoy platform v svyazi s neftegazonosnostyu rifeyskikh otlozheniy]. Geologiya i Geofi zika. 1996, vol. 37, no. 8, pp. 206-212. ISSN 0016-7886. (Russ.).
7. TROFIMUK, A.A., Yu.N. KAROGODIN. Theoretical and applied questions of sedimentation periodicity [Teoreticheskiye i prikladnyye voprosy tsiklichnosti osadkonakopleniya]. In: Main theoretical issues in circulation of sediment genesis [Osnovnyye teoreticheskiye voprosy tsiklichnosti sedimentogeneza]. Moscow: Nauka, 1977, pp. 9-33. (Russ.).
8. KHARAKHARINOV, V.V., V.N. NESTEROV, Ye.P. SOKOLOV et al. New data on geological structure ofKuyumba field in the Yurubchen-Tokhom zone ofoil and gas accumulation [Novyye dannyye o geologicheskom stroyenii Kuyumbinskogo mestorozhdeniya Yurubcheno_tokhomskoy zony neftegazonakopleniya]. Geologiya Nefti i Gaza. 2000, no. 5, pp. 12-20. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. SHEIN, V.S., N.K. FORTUNATOVA, S.V. IVASHKO et al. Tectonic zoning and prospects for oil-gas-bearing capacity of basins of the Siberian platform [Tektonicheskoye rayonirovaniye i perspektivy neftegazonosnosti basseinov Sibirskoy platformy]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, spec. is., pp. 64-88. ISSN 0016-7894. (Russ.).
10. SHEMIN, G.G. Geology and outlooks for Vendian and Lower Cambrian oil-gas-bearing capacity of Siberian Platform regarding its central regions (Nepa-Botuoba and Baykit anteclises, Katanga saddle) [Geologiya i perspektivy neftegazonosnosti venda i nizhnego kembriya tsentralnykh rayonov Sibirskoy platform (Nepsko-Botuobinskaya, Baykitskaya anteklizy, Katangskaya sedlovina)]. Novosibirsk: Siberian branch of RAS, 2007. (Russ.).
11. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.Yu. VITSENOVSKIY, et al. Status and ways to enlarge the base of raw hydrocarbons in Russian Federation [Sostoyaniye i puti narashchivaniya syryevoy basy uglevodorodov v Rossiyskoy Federatsii]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 3, pp. 5-25. ISSN 0016-7894. (Russ.).
12. SKOROBOGATOV, V.A., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULLIN, et al. New paradigm of gas prospecting and exploration targeted at development of mineral raw material base for gas extraction in Russia in 2021-2049. In: IV International Conference «World Gas Resources andReserves and Advanced Development Technologies» (WGRR-2017): abstract of papers [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, pp. 19-20. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/default/files/attachments/wgrr-2017_en.pdf
13. KRYUCHKOV, V.Ye., S.B. KOROTKOV, A.G. MEDVEDEV, et al. Lithologic and phase features in generation of calcitic gas-oil-bearing reservoirs southward Siberian Platform [Litologo-fatsialnyye osobennosti formirovaniya karbonatnykh gazoneftenosnykh rezervuarov yuga Sibirskoy platformy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 92-99. ISSN 2306-9849. (Russ.).
14. KRYUCHKOV, V.Ye., A.A. PENZIN. Lithologic provisions for generation, location and forecast ofhydrocarbon agglomerations in the terrigenous Lower-Vendian rocks of Siberian platform [Litologicheskiye usloviya formirovaniya, razmeshcheniya i prognozirovaniya skopleniy uglevodorodov v terrigennykh porodakh nizhnego venda Sibirskoy platformy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 157-166. ISSN 2306-9849. (Russ.).
15. ORLOV, V.P. On some achievements and issues of domestic geology during 50 years [O nekotorykh dostizheniyakh i problemakh otechestvennoy geologii za 50 let]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 2016, no. 1-2, pp. 11-17. ISSN 0869-3188. (Russ.).
16. KRYUCHKOV, V.Ye., A.A. PENZIN. Prospects to enlarge explored reserves of hydrocarbons at the Chayanda oil-gascondensate field [Perspektivy uvelicheniya razvedannykh zapasov uglevodorodov Chayandinskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 34-39. ISSN 2306-8949. (Russ.).
