CC BY
83
УДК 551.24 (571.1) DOI 10.31087/0016-7894-2018-3-5-25
Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации
© 2018 г.|А.И. Варламов1, А.П. Афанасенков1,2, М.Ю. Виценовский1, Б.И. Давыденко1, М.М. Иутина1, М.Н. Кравченко1, П.Н. Мельников1, В.И. Пороскун1, М.Б. Скворцов1, Н.К. Фортунатова1
1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; info@vnigni.ru; afanasenkov@vnigni.ru; vicin@vnigni.ru; boroil@vnigni.ru; iutina@vnigni.ru; kravchenko@vnigni.ru; sec@vnigni.ru; poroskun@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; fortunatova@vnigni.ru 2МГУ имени Ломоносова, Москва, Россия; apa1954@yandex.ru
Поступила 20.03.2018 г. Принята к печати 18.04.2018 г.
Ключевые слова: геолого-разведочные работы; запасы углеводородного сырья; рентабельные запасы; коэффициент компенсации добычи; сырьевая безопасность страны; бурение; сейсморазведка; нефтеперспек-тивные зоны; лицензирование.
В статье изложены состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов Российской Федерации, а также мировые тенденции развития добычи нефти и восполнения запасов углеводородного сырья. По результатам проведенного анализа рассчитан коэффициент компенсации, необходимый для обеспечения сырьевой безопасности страны, который оценивается в диапазоне 1,7-2,0. Показаны объемы геолого-разведочных работ, необходимые для обеспечения простого воспроизводства нефти, т. е. прироста рентабельных запасов в объемах, равных объемам добычи (не менее 500 млн т нефти), в том числе объемы параметрического бурения для подготовки достоверных прогнозных ресурсов в новых регионах. Представлены объемы геолого-разведочных работ, финансирование которых может обеспечить только государство. Вложения государства в геолого-разведочные работы повысят достоверность ресурсов и запасов и, как следствие, вырастут вложения в поисково-разведочные работы компаний. Представлены результаты геолого-разведочных работ пяти нефтеперспективных зон, где были сосредоточены основные объемы геолого-разведочных работ за счет средств федерального бюджета, что позволило значительно повысить эффективность работ и ускорить подготовку новых центров нефтедобычи.
1Для цитирования: Варламов А.И., Афанасенков А.П., Виценовский М.Ю., Давыденко Б.И., Иутина М.М., Кравченко М.Н., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Скворцов М.Б., Фортунатова Н.К. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации // Геология нефти и газа. - 2018. - № 3. - С. 2-25. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-3-5-25.
Status and ways to buildup the hydrocarbon raw materials base in the Russian Federation
© 2018 | A.I. Varlamov1, A.P. Afanasenkov1, 2, M.Yu. Vitsenovskii1, B.I. Davydenko1, M.M. lutina1, M.N. Kravchenko1, P.N. Mel'nikov1, V.I. Poroskun1, M.B. Skvortsov1, N.K. Fortunatova1
1FGBU «All-Russian Research Geological Oil Institute», Moscow, Russia; info@vnigni.ru; afanasenkov@vnigni.ru; vicin@vnigni.ru; boroil@vnigni.ru; iutina@vnigni.ru; kravchenko@vnigni.ru; sec@vnigni.ru; poroskun@vnigni.ru; skvortsov@vnigni.ru; fortunatova@vnigni.ru
2Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia; apa1954@yandex.ru
Received 20.03.2018 Accepted for publication 18.04.2018
Key words: exploration; hydrocarbon reserves; economic reserves; Voidage Replacement Ratio; raw material security of a country; drilling; seismic exploration; oil-bearing zones; licensing.
The paper discusses status and ways to buildup hydrocarbon raw material base of the Russian Federation, as well as global trends in oil production development and hydrocarbon reserves replacement ratio. Voidage Replacement Ratio required to ensure the raw material security of the country was calculated on the results of the analysis carried out; it is estimated in the range from 1.7 to 2.0. Scope of exploration works is presented that is necessary to ensure a simple oil replacement, i.e., additional economic reserves in amount equal to production (at least 500 MM tons of oil), including the amount of stratigraphic wells drilling to prepare the reliable undiscovered resources in new regions. Scope of exploration works is presented, the funding of which can be provided only by the state. State investments in E&P works will step up the validity of resources and reserves and, as a result, companies' investments in exploration and prospecting will grow. The results of exploration and prospecting in five oil bearing zones are presented, where the major amount of E&P work funded through the federal budget was focused, which allowed considerable advancing the work efficiency and speeding up preparation of new oil.
I For citation: VarlamovA.I., AfanasenkovA.P., VitsenovskiiM.Yu., Davydenko B.I., lutina M.M., Kravchenko M.N., Mel'nikovP.N., Poroskun V.I., SkvortsovM.B., Fortunatova N.K. Status and ways to buildup the hydrocarbon raw materials base in the Russian Federation. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2018;(3):2-25. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-3-2-25.
Состояние сырьевой базы нефти и газа России имеет огромное значение. Начиная с середины прошлого столетия Советский Союз, а затем Россия, по запасам углеводородов занимала лидирующее положение.
Было время, когда СССР занимал 1-е место и по запасам нефти, и по запасам газа. Однако в последнее десятилетие наша страна теряет лидерство, и сейчас по запасам газа по оценкам Международного Энергетического агентства Россия занимает 2-е место, а нефти — 6-е [1].
Мировые тенденции добычи нефти и газа и восполнения запасов углеводородного сырья (УВС) позволяют установить следующие закономерности.
1. Потребление УВС ежегодно растет и достигло в 2016 г. почти 4,4 млрд т [2].
2. Восполнение традиционных УВС в последние годы обеспечивает 15-20 % потребления, что свидетельствует о высокой разведанности основных нефтегазоносных бассейнов мира, с одной стороны, и качественном ухудшении состояния традиционных запасов в мире, с другой [2].
3. Все большее значение в объеме добычи нефти и газа приобретает доля сланцевых (сланцеподоб-ных) толщ. Если в 2010 г. добыча сланцевой нефти достигла 55 млн т, то за 2017 г. только в США добыто 290 млн т, за счет чего они вышли в абсолютные мировые лидеры по добыче нефти в целом.
В этой связи в весьма выгодном свете предстает сырьевая база России (табл. 1). Оговоримся, что структура запасов и ресурсов дается в старой классификации для удобства ретроспективного анализа. Сумма запасов нефти категорий А, В, С! за последние 25 лет сократилась на 0,6 млрд т, но это уменьшение компенсирует рост запасов категории С2 — с 8,7 млрд т в 1993 г. до 11,2 млрд т в 2018 г.
Следовательно, объем запасов по сумме всех категорий за последние 25 лет практически не меняется. При этом количественная оценка ресурсного потенциала с каждым этапом уточнения непрерывно растет [3, 4]. Для перспективных ресурсов, формирующихся на стадии подготовки поисковых объектов, увеличение составило от 9,3 млрд т в 1993 г. до 12,9 млрд т к 2018 г., т. е. за 25 лет объем перспективных ресурсов вырос на 39 %.
Близкая картина наблюдается в части прогнозных ресурсов. Сумма запасов категорий Д! и Д2 каждые 5 лет увеличивается примерно на 3 млрд т, т. е. на 6-7 %. Все проанализированные материалы свидетельствуют о том, что приращиваемые ресурсы, прогнозируемые в неохваченных ранее подсчетом нефтегазоперспективных зонах на стадиях регионального этапа геолого-разведочных работ, не вовлекаются в опоискование по той простой причине, что находятся в нераспределенном фонде недр, а государство поисковыми работами не занимается, так
как поисковый этап относится к компетенции недропользователей. Эта грубейшая ошибка в государственной политике по недропользованию является основным препятствием для развития минерально-сырьевой базы нефти и газа.
Рассматривая соотношение объемов добычи углеводородов и компенсацию этих объемов приростом запасов, следует сказать, что количественно, начиная с 2006 г., прирост запасов нефти и конденсата компенсирует на 100-200 % добычу (рис. 1). При этом нельзя не заметить, что начиная с 2015 г. объемы прироста запасов стали снижаться и в 2017 г. впервые приращенные запасы оказались меньше объемов добычи.
По приросту запасов газа картина существенно отличается, так как компенсация объемов добычи газа приростами запасов началась не с 2006 г., а только с 2010 г. (рис. 2). Добавим, что кривая прироста запасов по газу носит не линейный, а скачкообразный характер.
Анализируя качественную сторону приращиваемых запасов, приходим к нескольким очевидным выводам.
1. Основной объем прироста запасов нефти (6085 %) осуществляется за счет доразведки и открытия месторождений и залежей на старых площадях. Большая часть месторождений, открываемых на новых площадях, относится к очень мелким и мелким. Так, из 67 месторождений, открытых в наиболее удачном 2009 г., 40 являются очень мелкими, 16 — мелкими, 8 — средними и 3 — крупными (рис. 3). За последние 5 лет из 226 открытых месторождений 148 относятся к очень мелким, 49 — к мелким, 25 — к средним и только 4 — к крупным. При этом следует сказать, что достоверность поставленных на государственный баланс запасов некоторых крупных месторождений многими экспертами ставится под сомнение.
2. Общее количество приращиваемых за счет геолого-разведочных работ запасов снижается с 1062,8 млн т в 2007 г. до 474,7 млн т в 2017 г. Прирост запасов за счет геолого-разведочных работ заметно снижается в последние годы, начиная с 479,2 млн т в 2014 г. до 338,1 млн т в 2017 г. (рис. 4).
3. Доля рентабельных запасов нефти, приращиваемых в последние годы, в среднем не превышает 44,3 % (рис. 5). Понятно, что при повышении цен на нефть и понижении курса рубля относительно доллара, процент рентабельных запасов будет возрастать. Вместе с тем расчеты за 2017 г. показывают, что даже при увеличении цены на нефть до 90 долл. США за баррель и при курсе доллара, равном 65,9 р., доля рентабельных запасов увеличивается незначительно (рис. 6).
Это позволяет рассчитать значение коэффициента компенсации, необходимого для обеспечения сырьевой безопасности страны, который авторами статьи оценивается в диапазоне 1,7-2,0. Как видим,
Табл. 1. Состояние минерально-сырьевой базы запасов и извлекаемых ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации, 2018 г. Table 1. Status of raw materials base of oil, gas, and condensate reserves and recoverable resources in Russia, 2018
Сравнение уровней запасов и ресурсов 1993-2017 гг. Он,коп. Запасы (извлекаемые) Ресурсы (извлекаемые)
A + B + Ci С2 Перспективные (С3) Прогнозные (Д1 + Д2)
Нефть, млрд т
01.01.2017 г. 23,2 18,5 11,2 12,9 53,4
01.01.2009 г. 19,3 17,2 9,5 12,0 53,4
01.01.2002 г. 16,2 16,6 7,6 13,2 50,2
01.01.1993 г. 13,4 19,1 8,7 9,3 47,6
Изменение за 1993-2017 гг. 9,8 -0,6 2,5 3,6 5,8
Конденсат, млрд т
01.01.2017 г. 0,5 2,3 1,2 1,8 12,2
01.01.2009 г. 0,3 2,0 1,5 1,8 12,2
01.01.2002 г. 0,2 2,0 1,1 1,5 9,5
01.01.1993 г. 0,2 1,9 0,8 2,1 8,2
Изменение за 1993-2017 гг. 0,3 0,4 0,4 -0,3 4,0
Свободный газ, трлн м3
01.01.2017 г. 22,2 50,5 18,7 31,7 173,1
01.01.2009 г. 17,3 48,1 19,8 29,1 173,1
01.01.2002 г. 12,9 47,2 17,0 20,2 151,3
01.01.1993 г. 7,7 49,1 12,0 25,5 140,4
Изменение за 1993-2017 гг. 14,5 1,4 6,7 6,2 32,7
Рис. 1. Fig. 1.
Прирост извлекаемых запасов нефти категорий А + В1 + С1 за счет разведки и переоценки
Addition of recoverable oil reserves of A + B1 + C1 categories resulting from exploration and prospecting activities and re-assessment
1200
1 — годовая добыча; прирост за счет (2, 3): 2 — геолого-разведочных работ, 3 — переоценки 1 — annual production; addition resulting from (2, 3): 2 — exploration activities, 3 — re-assessment
Прирост запасов свободного газа и газовых шапок категорий А + В1 + С1 за счет разведки и переоценки, млрд м3
Addition of free gas and gas cap reserves of A + B1 + C1 categories resulting from exploration and prospecting activities and re-assessment
743
486
757
845
750
792
1
1095
2
4
1278
1120
1095
854
1097
2004 2005 200« 2007 2003 2009 2010 2011 201!
2014 201S 2016 2017
гсрел »зрительные донные
1 — годовая добыча + потери; 2 — суммарные значения приростов; прирост за счет (3, 4): 3 — геолого-разведочных работ, 4 — переоценки 1 — annual production + losses; 2 — total addition value; addition resulting from (3, 4): 3 — exploration activities, 4 — re-assessment
Рис. 3. Fig. 3.
Число новых месторождений нефти, открытых в Российской Федерации, по крупности, млн т (2009-2017 гг.) Number of new oil fields discovered in the Russian Federation, by size (2009-2017)
млн т
■ 1 2 ■ 3 ■
4
1 — очень мелкие (< 1); 2 — мелкие (1-5); 3 — средние (50-30); 4 — крупные (30-300) 1 — very small (< 1); 2 — small (1-5); 3 — medium (50-30); 4 — large (30-300)
Рис. 4. Fig. 4.
Динамика суммарного прироста извлекаемых запасов нефти категорий A + B1 + C1 Dynamics of overall growth of recoverable oil reserves of A + B1 + C1 categories
1 — новые месторождения; 2 — новые залежи на открытых месторождениях; 3 — открытые за счет геолого-разведочных работ; 4 — открытые за счет переоценки; 5 — всего
1 — new fields; 2 — new deposits in discovered fields; 3 — discovered as a result of exploration activities; 4 — discovered resulting from re-assessment; 5 — total
Рис. 5.
Fig. 5.
Прирост рентабельных запасов нефти в РФ по открытиям за 2014-2017 гг. при цене 69,1 долл/баррель и курсе 60,5 р/долл. (А + В + С1 + С2)
Addition of economic oil reserves in RF associated with discoveries during 2014-2017 at a price of 69.1 $/barrel and rate of exchange 60.5 RUR/$ (A + B + C1 + C2)
0
млн т
114,60
109,30
83,50
71,48; 67,45;
62% 62%
72,19; 35%
1
2
Прирост (1, 2): 1 — общий, 2 — рентабельных запасов Reserves addition (1, 2): 1 — total, 2 — sub-economic
Рис. 6.
Fig. 6.
Прирост рентабельных запасов нефти в РФ по открытиям за 2017 г. при различных макроэкономических условиях (А + В + С1 + С2)
Addition of economic oil reserves in RF associated with discoveries during 2017 under various macroeconomic conditions (A + B + C1 + C2)
1
2
Прирост запасов (1, 2): 1 — рентабельных, 2 — нерентабельных. Общий прирост запасов нефти по открытиям за 2017 г. — 205,4 млн т
Reserves addition (1, 2): 1 — economic, 2 — sub-economic. Total in 2017 — 205,4 million tons
5U
2U14
2U15
2U16
2017
Динамика объемов сейсморазведки 2D, выполненной в 2004-2017 гг. за счет средств федерального бюджета Dynamics of 2D seismics conducted in 2004-2017 and funded from federal budget resources
Рис. 8. Fig. 8.
Динамика объемов параметрического бурения,
выполненного в 2004-2017 гг.
за счет средств федерального бюджета
Dynamics of stratigraphic drilling meterage completed in
2004-2017 and funded from federal budget resources
текущее изменение рентабельных балансовых запасов имеет вид нисходящей кривой.
Попробуем проанализировать существующие объемы геолого-разведочных работ и определить уровень, достаточный для пополнения балансовых запасов нефти рентабельными запасами.
Региональные работы, финансируемые из федерального бюджета, имеют очевидные тенденции сокращения физических объемов по всем видам. Сейсморазведочные работы 2D сократились в среднем в 2 раза с максимального значения 55,5 тыс. км в 2007 г. до минимума 14,5 тыс. км — в 2017 г. (рис. 7, 8). Объемы параметрического бурения за последние годы сократились в среднем не меньше чем в 2 раза, с максимума 17,4 тыс. м до минимума — 0,4 тыс. м в 2016 г.
При таких объемах бурения рассчитывать на выявление и подготовку перспективных объектов для поисковых работ не приходится. Можно было бы надеяться на успехи недропользователей в распределенном фонде недр, но и здесь наблюдается двухкратное сокращение поискового бурения (рис. 9).
Учитывая, что площадь нефтегазоперспектив-ных зон превышает 2 млн км2, только для установления нефтегазоносности выделенных зон необходимо провести бурение более 10 параметрических скважин. Специалистами ВНИГНИ подсчитаны объемы геолого-разведочных работ, необходимые для обеспечения простого воспроизводства нефти, т. е. прироста рентабельных запасов в объемах, равных объемам добычи (не менее 500 млн т нефти). В табл. 2 приведены объемы геолого-разведочных работ, подсчитанные с учетом существующих тенденций успешности и на существующей методической основе в области поисков.
Прежде всего, необходимо существенно повысить объемы параметрического бурения, что обеспечит достоверность прогнозных оценок (как положительных,
так и отрицательных). Уже в 2020 г. реально пробурить 15 000 м и, постепенно наращивая темпы, за 7-8 лет довести объем бурения до 50 000 м в год, а затем — до 80-100 000 м в год. Такие объемы параметрического бурения позволят надежно оценить перспективы неф-тегазоносности на новых территориях. Это, в свою очередь, существенно повысит привлекательность лицензионных участков, и компаниям будет выгодно вкладывать деньги в достоверные поисковые объекты.
Для обоснованного размещения параметрических скважин необходимо выполнить дополнительные профильные и площадные сейсморазведочные работы, объемы которых также отражены в табл. 2.
Финансирование этих видов геолого-разведочных работ может обеспечить только государство, поэтому уже сейчас МПР РФ и Федеральному агентству по недропользованию необходимо подготовить и направить в Правительство Российской Федерации обоснование на увеличение затрат на геолого-разведочные работы при поисках месторождений нефти и газа. Расчеты необходимых средств из Федерального бюджета и прогноз развития сырьевой базы также даны в табл. 2.
На первые 2019-2020 гг. необходимо финансирование 20-25 млрд р., которые ежегодно должны нарастать и достигнуть уровня 100 млрд р. к 2033 г. Комментируя эти расчетные объемы финансирования, следует сказать, что программой «Геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы Российской Федерации» [5], утвержденной Правительством в 2008 г., уже в 2012 г. было предусмотрено выделение из Федерального бюджета на УВС около 19-20 млрд р. в год с последующим индексированием (рис. 10). На этом же рисунке отражены фактические объемы финансирования геолого-разведочных работ на нефть и газ, выделяемые Правительством РФ в последние годы. Очевидно, что недофинансирование за последние годы соста-
400
ЛИ зоо
200
466
422
483
428
399
264
297
277
-Jf.1 JfZ "б,,
— ¿г-""*** — — Jf
„ Л 300
19 S
Ed
180
192
230 185
Табл. 2. Прогноз добычи и прироста запасов; объемы геолого-разведочных работ и финансирования
за счет средств федерального бюджета, необходимые для обеспечения сырьевой безопасности по углеводородному сырью Table 2. Forecast of production and reserved addition; E&P and amount of funding from federal budget resources, which are required to ensure raw material security in terms of hydrocarbons
Годы Прогнозная добыча нефти и конденсата, млн т Прирост запасов нефти и конденсата, млн т Сейсморазведка 2D Параметрическое бурение Финансирование за счет средств недропользователей, всего, млн р.
профильная, км площадная, км финансирование 2D, млн р. тыс. м финансирование, млн р.
2019 551 550 30 000 10 000 14 500 10 8000 22 500
2020 551 550 35 000 15 000 18 300 15 12 000 30 300
2021 551 560 40 000 20 000 22 000 20 16 000 38 000
2022 555 560 40 000 20 000 22 000 25 20 000 42 000
2023 555 570 45 000 20 000 23 700 30 24 000 47 700
2024 555 580 45 000 20 000 23 700 35 28 000 51 700
2025 560 590 50 000 25 000 27 500 40 32 000 59 500
2026 560 600 50 000 25 000 27 500 45 36 000 63 500
2027 560 620 50 000 25 000 27 500 50 40 000 67 500
2028 565 650 55 000 25 000 29 300 60 48 000 77 300
2029 565 680 55 000 25 000 29 300 65 52 000 81 300
2030 565 700 55 000 25 000 29 300 70 56 000 85 300
2031 570 730 60 000 30 000 33 000 75 60 000 93 000
2032 570 750 60 000 30 000 33 000 80 64 000 97 000
2033 570 780 60 000 30 000 33 500 85 68 000 101 500
2034 575 800 60 000 30 000 33 500 90 72 000 105 500
2035 575 800 60 000 30 000 33 500 100 80 000 113 500
Динамика затрат на проведение геолого-разведочных работ на нефть и газ Cost behaviour in exploration for oil and gas
1 — согласно «Долгосрочной Госпрограмме изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России», 2008; затраты на геолого-разведочные работы за счет средств (2, 3): 2 — федерального бюджета, 3 — недропользователей 1 — according to the Long-term National Program for Subsurface Exploration and Reserves Replacement in Russia, 2008; exploration activities funded (2, 3): 2 — from federal budget resources, 3 — by subsoil users
Табл. 3. Прогноз объемов геолого-разведочных работ и финансирования за счет средств недропользователей, необходимых для обеспечения сырьевой безопасности по углеводородному сырью Table 3. Forecast of E&P scope and amount of funding at the expense of subsoil users, which are required to ensure raw material security in terms of hydrocarbons
Сейсморазведка Бурение Финанси-
Поисковое Разведочное рование за
Годы 2D, км финансирование, млн р. 3D, км2 финансирование, млн р. тыс. м финансирование, млн р. тыс. м финансирование, млн р. счет средств недропользователей, всего, млн р.
2019 65 000 32 500 50 000 60 000 670 100 500 630 95 000 288 000
2020 65 000 32 500 55 000 60 000 660 100 000 715 100 100 292 600
2021 70 000 35 000 60 000 65 000 700 105 000 700 98 000 303 000
2022 70 000 35 000 70 000 77 000 700 105 000 700 98 000 315 000
2023 70 000 35 000 75 000 82 000 720 106 500 700 98 000 321 500
2024 70 000 35 000 80 000 88 000 710 106 500 710 99 400 328 900
2025 70 000 35 000 90 000 99 000 720 108 000 710 99 400 341 400
2026 75 000 38 000 100 000 110 000 750 112 500 750 105 000 365 500
2027 75 000 38 000 110 000 120 000 760 114 000 750 105 000 377 000
2028 75 000 38 000 120 000 132 000 810 121 500 800 112 000 403 500
2029 75 000 38 000 120 000 132 000 830 124 500 840 117 600 412 100
2030 75 000 38 000 120 000 132 000 840 126 000 900 126 000 422 000
2031 75 000 38 000 120 000 132 000 870 130 500 950 133 000 433 500
2032 75 000 38 000 120 000 132 000 880 132 000 900 126 000 428 000
2033 75 000 38 000 120 000 132 000 900 135 000 1050 147 000 452 000
2034 77 000 39 000 120 000 132 000 950 142 500 1050 147 000 460 500
2035 77 000 39 000 120 000 132 000 950 142 500 1050 147 000 460 500
вило около 50 млрд р. Невыполнение этих плановых показателей привело к значительному снижению приростов запасов углеводородов и качественному ухудшению состояния балансовых запасов нефти. Если сегодня не исправить это положение, то завтра неизбежно произойдут падение добычи нефти, повышение ее себестоимости и ощутимый рост процента трудноизвлекаемых запасов в общем балансе.
Авторы статьи убеждены, что вложения государства в геолого-разведочные работы повысят до-
стоверность ресурсов и запасов и, как следствие, вырастут вложения в поисково-разведочное работы компаний (табл. 3).
Чтобы сравнить требуемое для геолого-разведочных работ на территории России финансирование с зарубежными странами и мировыми тенденциями, приведем несколько цифр. Мировые затраты на геолого-разведочные работы в 2014 г. составили 129 млрд долл. США, в 2015 г. — 91 млрд долл. США, а в 2016 г. — 60 млрд долл. США, что составило соот-
ветственно 16, 15 и 14 % затрат на добычу [2]. В России в 2015 и 2016 гг. было потрачено примерно по 250 млрд р., или по 4 млрд долл. США (см. рис. 10), что существенно ниже 10 %. По данным различных экспертов, вложения в геолого-разведочные работы в России примерно в 2 раза ниже среднемировых.
Тем не менее претензий к недропользователям не может быть никаких. Согласно «Стратегии развития геологической отрасли...» [6], компании должны вкладывать в геолого-разведочные работы примерно 90 % общих объемов, а государство — 10 %. Фактически в 2016 г. вклад компаний составил более 95 %, а в 2017 г. — 97 %, а это значит, что государство нарушает установленную пропорцию более чем в 3 раза.
Здесь же стоит отметить, что, хотя затраты недропользователей выросли более чем в 6 раз, физические объемы геолого-разведочных работ остаются примерно на одном уровне (рис. 11).
Более половины суммарных затрат (как правило, более 60 %) приходится на поисково-разведочное бурение. Ежегодные объемы буровых работ в 20042017 гг. превышали 1 млн м. Максимальный объем поисково-разведочного бурения был достигнут в
2008 г. (1546,8 тыс. м), а минимальный — в кризисном
2009 г. (853 тыс. м). В 2017 г. объем поисково-разведочного бурения по предварительным данным составил около 1204 тыс. м. При этом объем поискового бурения в целом по стране, начиная с 2015 г., превышает объем разведочного и составляет в среднем 57 %. Наибольший объем поискового бурения приходится на Волго-Уральскую НГП. Динамика объемов сейсмических исследований МОГТ 2D, проводимых недропользователями, характеризуется их ростом с 90,9 до 108,7 тыс. км в 2004-2007 гг. с последующей тенденцией их резкого снижения в 2008-2011 гг. до 42,0 тыс. км и роста в 2012-2014 гг. до 70,7 тыс. км с последующей стабилизацией объемов и некоторым ростом в 2017 г. до 66 тыс. км (рис. 12).
Рост объемов сейсморазведки 2D связан только с шельфовыми проектами, на суше наблюдается их сокращение. Это в очередной раз показывает, что происходит сокращение объемов поискового этапа на суше. Правда при этом стоит учитывать, что компании выходят на все более сложные поисковые объекты и это заставляет их уже на поисковом этапе применять сейсморазведку 3D.
Во многом вследствие этого изменение во времени объемов сейсморазведки МОГТ 3D имеет более плавную тенденцию. Объемы этих работ в целом росли с 13,95 тыс. км2 в 2004 г. до 51,03 тыс. км2 в 2014 г. с некоторым провалом в 2008-2011 гг. (особенно в кризисный 2009 г.). В 2017 г. объем сейсморазведки МОГТ 3D по предварительным данным составил 48 тыс. км2.
В 2009-2017 гг. за счет средств пользователей недр было открыто 399 нефтяных месторождений
с суммарными извлекаемыми запасами категорий С1 + С2 более 1,7 млрд т. Из общего числа открытых месторождений 5 относятся к крупным (60-300 млн т), 21 — к средним (15-60 млн т), остальные 373 (менее 15 млн т) — к мелким. За этот же период открыто 59 газовых месторождений с суммарными запасами более 1,6 млрд т усл. УВ, из которых 3 — крупных (75500 млрд м3), 4 средних (40-75 млрд м3), остальные мелкие (менее 40 млрд м3).
Наиболее значимые открытия:
1. Впервые в Хатангском заливе, акватории моря Лаптевых, было открыто нефтяное Центрально-Оль-гинское месторождение, в Карском море — Победа, а на акватории Охотского моря — Южно-Киренское и Южно-Лунское газоконденсатные месторождения.
2. На суше в Иркутской области — месторождение им. Лисовского, Санарское, им. Севастьянова, в Ямало-Ненецком автономном округе — Падинское.
На территории Волго-Уральской НГП по запасам нефтив последние годыоткрываютсяместорождения преимущественно мелкие и очень мелкие. На фоне подавляющего числа открытий мелких месторождений выделяются результаты поисково-разведочных работ, проводимых компанией ООО «Сладковско-Заречное», в юго-восточной части Бузулукской впадины, в зоне ее сочленения с Прикаспийской впадиной. За последние 7 лет компанией открыто 3 нефтяных месторождения — Сладковско-Заречное (2011), Кошинское (2015) и Яснополянское (2015). В настоящее время ведется их разведка. По состоянию на 01.01.2018 г. начальные извлекаемые запасы нефти категорий С! + С2 этих месторождений оценены в объеме: Сладковско-Зареченое — 33,620 млн т, Кошинское — 78,989 млн т и Яснополянское — 10,724 млн т.
Все месторождения многопластовые, характеризуются широким стратиграфическим и глубинным интервалами продуктивности. Максимальный этаж нефтеносности установлен на Сладковско-Заречном месторождении, где выявлено 17 продуктивных горизонтов в стратиграфическом интервале от среднего девона до нижней перми. Продуктивны бийские, афонинские, ардатовские, пашийские, фаменские, турнейские, бобриковские, окские, башкирские, ар-тинские и филипповские отложения. Глубинный интервал продуктивности — от 2700 до 5700 м. Залежи нефти приурочены как к карбонатным, так и терри-генным коллекторам, по типу — пластовые сводовые и массивные, осложненные тектоническими нарушениями.
В 2017 г. получены новые данные по перспективам нефтеносности палеозойских отложений Анаба-ро-Хатангской седловины. ПАО «ЛУКОЙЛ» закончило бурение поисковой скважины на Журавлиной структуре. При окончательном забое 5750 м вскрыты отложения девона, представленные известняками и до-
Динамика объемов поисково-разведочного бурения, выполненного за счет средств недропользователей Dynamics of exploratory drilling funded by subsoil users
тыс. м 1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1523 1547
1204
1026
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
_1_| 2
Бурение (1, 2): 1 — разведочное, 2 — поисковое Drilling (1, 2): 1 — exploratory, 2 — prospecting
Динамика объемов сейсморазведочных работ, выполненных за счет средств недропользователей Dynamics of seismic data acquisition funded by subsoil users
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
2
Сейсморазведка (1, 2): 1 — 2D, 2 — 3D Seismics (1, 2): 1 — 2D, 2 — 3D
ломитами. Терригенные отложения перми разбиты многочисленными интрузиями. По результатам ГИС отложения девона и карбона в отношении нефтеносности интереса не представляют. Испытан первый объект — тустахская свита перми — объект «сухой». В 2018 г. планируется испытание двух объектов — нижнекожевниковской свиты перми (по керну отмечается слабый запах УВ) и зимней свиты нижней юры.
ПАО «Роснефть» закончило бурение поисковой скважины на Центрально-Ольгинской структуре, расположенной в акватории Хатангского залива моря
Лаптевых. При окончательном забое 5523 м вскрыты отложения девона. По ГИС интерес представляют отложения перми, представленные низкопроницаемыми песчаниками. При проведении в открытом стволе MDT получены признаки газа. По этим результатам ГКЗ РФ поставило на баланс Центрально-Ольгинское нефтяное месторождение с извлекаемыми запасами категорий С1 + С2 80,4 млн т. При испытании в эксплуатационной колонне первого объекта в отложениях перми получен незначительный приток флюида, представленный продуктами реакции соляной кислоты и битума. При опробовании второго объекта
получен приток нефти дебитом около 0,5 м3/сут, плотностью 0,86 г/см3.
Таким образом, результаты бурения показали сложное геологическое строение региона, как в части наличия коллекторов, так и неоднозначного состава флюида и многочисленных интрузий.
Из шельфовых проектов наиболее значимый — бурение поисковой скважины на структуре Мария в Черном море. Скважина прекращена бурением при забое 5265 м (глубина моря в точке бурения 2000 м). При этой глубине скважина вскрыла 300 м проницаемых верхнеюрских карбонатов без признаков углеводородов. Покрышка над карбонатной толщей отсутствует.
Результаты бурения косвенно подтверждают отсутствие надежных нефтематеринских свит в юрских отложениях и затруднение миграции из зрелых майкопских отложений.
Таким образом, после бурения наиболее перспективным направлением работ в российском секторе Черного моря являются терригенные палеоген-меловые отложения западной части вала Шатского и в целом Туапсинского прогиба.
Несколько лет назад на территории Российской Федерации было выделено 5 нефтегазоперспектив-ных зон (рис. 13), подготовленных для интенсивного изучения сейсморазведочными работами с последующей заверкой параметрическим бурением [7]. Всего по предложениям институтов (ВНИГНИ, ВНИГРИ, СНИИГГиМС, НВНИИГГ, ЗапСибНИИГГ, НАЦ имени В.И. Шпильмана и ЗАО «СибНАЦ») было выделено 26 зон, из которых 5 первоочередных — Озинско-Алта-тинская, Карабашская, Югано-Колтогорская, Аргиш-ско-Чунская и Гыдано-Хатангская.
Следует признать, что темпы и объемы геологоразведочных работ в этих районах были не столь велики, как хотелось бы, но положительные результаты — налицо.
Суммарный нефтегазовый извлекаемый потенциал неразведанных ресурсов категорий С3 + Д пяти основных нефтегазоперспективных зон нераспределенного фонда России по состоянию на 2009 г. составляет 35 604,2 млн т усл. УВ, в том числе нефти — 4844 млн т усл. УВ.
По результатам проведенных региональных работ в 2013-2017 гг. на эти зоны выдано 83 новых лицензии на недропользование. Особенно активно лицензирование проходило в Карабашской, Юган-ско-Колтогорской и Гыдано-Хатангской зонах. Суммарный разовый платеж составил 35,6 млрд р. По состоянию на 1.01.2017 г. открыто 8 месторождений нефти с суммарными извлекаемыми запасами нефти категорий С! + С2 — 72,7 млн т. По шести из них оформлены добычные лицензии, разовый платеж по которым составил более 31,7 млрд р., в 3 раза превысив общие затраты на геолого-разведочные работы за счет средств федерального бюджета (12 млрд р.).
Рассмотрим кратко основные итоги геолого-разведочных работ на первоочередных территориях.
Гыдано-Хатангская зона расположена на землях Ямало-Ненецкого АО (запад) и Красноярского края (восток). В тектоническом отношении зона включает Енисей-Хатангский региональный прогиб, северную часть Мессояхского порога и восточную часть Карско-Гыданской синеклизы. Общая площадь зоны составляет 243,2 тыс. км2, основная часть которой (230,2 тыс. км2) незалицензирована.
В пределах Гыдано-Хатангской нефтегазопер-спективной зоны открыто 14 месторождений УВ с общими начальными извлекаемыми запасами УВ категорий А + В + С! + С2 более 2 млрд т с преобладанием газовой составляющей. Основные перспективы нефтегазоносности Гыдано-Хатангской зоны связываются с аптским, неокомским клиноформ-ным (включая ачимовский), юрским и палеозойским платформенным комплексами.
Оценка начальных суммарных ресурсов всей Гыдано-Хатангской перспективной зоны достигает 34,085 млрд т усл. УВ, в том числе нефти — 2,712 млрд т, свободного газа — 29,038 трлн м3 и конденсата — 2,335 млрд т. Неразведанная часть ресурсов категорий С3 + Д зоны оценивается по нефти в 1,970 млрд т, свободному газу в 26,180 трлн м3, конденсату — в 2,296 млрд т.
За 2014-2017 гг. в пределах зоны общие затраты на геолого-разведочные работы (за счет средств федерального бюджета) составили 6610,2 млн р. Отработано 9106 км сейсморазведки 2D, пройдено 5067 м параметрического бурения. Выполнены работы: МТЗ и ЗСБ — 8542 км, гравиразведка — 2029 км и магниторазведка — 1 220 км. Закончено бурение параметрической скв. Гыданская-130, по данным ГИС выделено 9 перспективных уровней, впервые на Гыданском полуострове обоснована продуктивность нижнемеловых, юрских и триасовых отложений. В настоящее время проводятся подготовительные работы к испытанию четырех перспективных объектов в эксплуатационной колонне. Полученные результаты позволяют существенно увеличить потенциал Гыданского месторождения за пределами лицензии, которой владеет ПАО «НОВАТЭК».
Подтверждена рифтовая модель развития Ени-сей-Хатангского регионального прогиба [8]. Впервые прослежено развитие клиноформного комплекса в центральной и восточной частях Енисей-Хатангского регионального прогиба, уточнены структурные карты по основным нефтегазоносным комплексам, выявлены локальные объекты в Дудыптинском прогибе, прослежены нефтематеринские отложения в Ждани-хинском прогибе (возрастной аналог баженовской свиты) и песчаные тела на склонах Рассохинского и Балахнинского мегавалов (рис. 14).
Обзорная карта нефтегазоперспективных зон на территории РФ
Location map of oil-bearing zones in the Russian Federation
Границы (1-3): 1 — нефтеперспективных зон, 2 — НГП и СНГО, 3 — НГО; 4 — месторождения УВ; плотность перспективных и прогнозных извлекаемых ресурсов
нефти категорий С3 + Д, тыс. т/км2 (5-9): 5 — 20-50, 6 — 10-20, 7 — 5-10, 8 — 3-5, 9 — < 3.
Нефтегазоперспективыне зоны: 1 — Западно-Кубанская, 2 — Терско-Каспийская, 3 — Озинско-Алтатинекая, 4 — Южно-Бузулукская, 5 — Предуральская, 6 — Печорско-Малоземельская, 7 — Северо-Хорейверская, 8 — Коротаихинская, 9 — гряды Чернышева, 10 — Ляпинская, 11 — Карабашская, 12 — Южно-Сибирская, 13 — Юга не ко-Кол то горская, 14 — Гыдано-Хатангская, 15 — Предъенисейская, 16 — Томская, 17 — Анабаро-Хатангская, 18 — Хантайско-Северореченская, 19 — Кочечумско-Мархинская, 20 — Южно-Тунгусская, 21 — Аргишско-Чунская, 22 — Вилюйская, 23 — Предпатомская, 24 — Желдонская, 25 — Предверхояно-Майская, 26 — Северо-Сахалинская
Boundaries {1-3): 1 — oil-bearing zones, 2 — Petroleum Province and Independent Petroleum Region, 3 — Petroleum Area; 4 — HC deposits; density of prospective (SFR) and predicted recoverable oil resources of C3 + D categories, thous.t/km2 (5-9): 5 — 20-50; 6 — 10-20; 7 — 5-10; 8 — 3-5; 9 — < 3.
Oil and gas bearing zones: 1 — West Kubansky, 2 — Tersky-Caspian, 3 — Ozinsky-Altatinsky, 4 — South Buzuluksky, 5 — Pre-Urals, 6 — Pechorsky-Malozemelsky, 7 — North Khoreiversky, 8 — Korotaikhinsky, 9 — Chernyshev Ridge, 10 — Lyapinsky, 11 — Karabashsky, 12 — South Siberian, 13 — Yugansky-Koltogorsky, 14 — Gydan-Khatangsky, 15 — Pre-Yeniseisky, 16 — Tomsky, 17 — Anabar-Khatangsky, 18 — Khantaisky-Severorechensky, 19 — Kochechumsky-Markhinsky, 20 — South Tungussky, 21 — Argishsky-Chunsky, 22 — Vilyuisky, 23 — Pre-Patomsky, 24 — Zheldonsky, 25 — Pre-Verkhoyano-Maisky, 26 — North Sakhalinsky
V__
Рис. 14.
Fig. 14.
Сейсмогеологический субмеридиональный профиль через Енисей-Хатангский региональный прогиб Гыдано-Хатангской нефтегазоперспективной зоны Geoseismic roughly NS trending section across the Yenisei-Khatangsky regional trough of the Gydansky-Khatangsky oil and gas bearing zone
О Ь О ~~1 s
bQ
ЗАПАДНО-! All M bl P СКИ И ПАЛЕОЗОЙСКИЙ ПРОГИБ
ЮЖНО-ТАЙМЫРСКАЯ МОНОКЛИЗА
СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА ЦЕНТРАЛЬНО-ТАЙМЫРСКИЙ ШЕЛ О 6 СЕВЕРО-СИБИРСКАЯ МОНОКЛИЗА (~512км]
ОБС КОЛАГтВСКДЯ ГРЯДА
е ч
>
UJ >
ю 00
го
О
I—
СО
Намечено завершение региональных сейсмо-разведочных работ, продолжится бурение Новоя-кимовской и Гыданской параметрических скважин по оценке перспектив мезозойских и палеозойских нефтегазоперспективных комплексов. Подготовлено под лицензирование 9 перспективных участков.
В пределах Гыдано-Хатангской зоны по результатам проведенных работ выдано 24 лицензии: 8 лицензий типа НП и 16 — НР. Разовый платеж составил 14,6 млрд р.
Карабашская перспективная зона расположена в восточной части Ханты-Мансийского АО, в юго-западной части Тюменской области и включает крайний северо-восток Свердловской области. Ее площадь составляет 107 тыс. км2, включая незалицензирован-ную часть — 75 тыс. км2. Зона находится в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом плане приурочена к Карабашской моноклинали Западно-Сибирской плиты, частично (на востоке) — к Шугурской мегатеррасе и Бортовой моноклинали, а на западе — к Тавдинскому мегавалу.
В пределах Карабашской зоны открыто 20 средних и мелких по запасам месторождений нефти с суммарными запасами категорий А + В + С! + С2 147 млн т. Нефтегазоносными и перспективными являются до-юрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский, в том числе клиноформный, и аптский комплексы. Выявлено 200 ловушек, 19 из них подготовлены к поисковому бурению. Выдано 7 лицензий типа НП. В 2014 г. зарегистрировано открытие одного крупного нефтегазового месторождения — Оурьинского с запасами нефти категорий С! + С2 33,792 млн т и газа 9,489 млрд м3. Месторождение открыто на лицензии НР, зарегистрированной в 2008 г. На нераспределенном фонде недр по результатам испытания ранее пробуренных скважин зарегистрировано мелкое нефтяное месторождение — Шугурское с запасами нефти 2,776 млн т.
Начальные суммарные ресурсы нефти Карабаш-ской зоны оценены в 1,337 млрд т, в том числе неразведанные ресурсы категорий С3+Д — 1,190 млрд т.
За 2014-2017 гг. в пределах зоны общие затраты на геолого-разведочные работы, проведенные за счет средств федерального бюджета, составили 852 млн р. Отработано 2298 км сейсморазведки 2D.
В настоящий момент на территории зоны за счет средств федерального бюджета проводятся региональные сейсмические работы на двух площадях. После завершения этих объектов планируется прекращение региональных работ. По результатам будет разработана уточненная программа лицензирования.
Юганско-Колтогорская нефтегазоперспек-тивная зона расположена в пределах центральной части Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, включает северо-восток Тюменской области и северо-восток Томской области. Площадь зоны —
130,7 тыс. км2, нераспределенной части — 99,3 тыс. км2. Зона охватывает значительную часть Юганской мега-впадины и Колтогорско-Толькинскую шовную зону Западно-Сибирской плиты, разделенные Нижневартовским сводом. В границах рассматриваемой территории расположен Юганский заповедник.
В Юганско-Колтогорской зоне открыто 114 месторождений с начальными суммарными извлекаемыми запасами нефти категорий А + В + С! + С2 1,112 млрд т.
Нефтеносными в Юганско-Колтогорской зоне являются неокомские (в том числе клиноформные), верхнеюрские, среднеюрские, а также сеноман-апт-ские отложения.
Начальные суммарные ресурсы зоны оцениваются в объеме 2,904 млрд т нефти, в том числе категорий С3 + Д — 1,253 млрд т.
Юганско-Колтогорскаянефтегазоперспективная зона была полностью завершена региональными геолого-геофизическими исследованиями до 2016 г. За 2014-2015 гг. в пределах зоны общие затраты на геолого-разведочные работы (за счет средств федерального бюджета) составили 693,4 млн р. Отработано 2324 км сейсморазведки 2D. Выделены крупные зоны и ловушки различного типа, перспективные на поиски залежей УВ. Выполнена оценка 70 новых ловушек УВ.
По результатам комплекса этих работ на территории зоны ведется активная лицензионная деятельность, недропользователям выдано 40 лицензий, из них 11 — НП, 26 — НР и 3 — НЭ. На лицензионных участках Юганско-Колтогорской зоны в 2013-2016 гг. зарегистрировано открытие 6 месторождений (За-падно-Колтогорское, им. Н.Я. Медведева, Баклян-ское, Тауровское, Кирилкинское и Северо-Кеум-ское) с суммарными извлекаемыми запасами нефти 35,933 млн т. Разовый платеж составил 19,1 млрд р.
Озинско-Алтатинская перспективная зона в административном отношении расположена на юго-востоке Саратовской области. В тектоническом плане она приурочена к внутренней части прибор-товой зоны Прикаспийской впадины. До настоящего времени промышленная нефтегазоносность подсо-левых отложений в пределах рассматриваемой зоны не установлена.
Перспективы нефтегазоносности связываются с нижнепермским и среднефранско-нижнебаш-кирским карбонатными комплексами. Суммарные извлекаемые ресурсы Озинско-Алтатинской зоны площадью 2,75 тыс. км2 оцениваются в 461,2 млн т усл. УВ. За счет средств федерального бюджета целенаправленное изучение Озинско-Алтатинской зоны подсолевых поднятий геофизическими методами ведется 15 лет. Отработано 2135 км сейсмопрофилей МОГТ 2D, из них 1010 км в комплексе с электроразведкой. Проведена гравиразведка.
По итогам выполненных работ прогнозируется крупная палеозойская карбонатная платформа, осложненная органогенными постройками. В ее пределах на Алтатинском и Озинском участках закартиро-вано два крупных поисковых объекта.
В 2014 г. на Озинский участок площадью 0,263 тыс. км2 выдана лицензия. На участке недропользователем отработано 260 км МОГТ 2D и переобработано 555 км сейсмических профилей прошлых лет. По итогам выполненных работ Озинская структура была подготовлена к глубокому бурению с оценкой извлекаемых ресурсов категории Д0 47,9 млн т усл. УВ и выбрана точка заложения поисково-оценочной скважины проектной глубиной 7000 м.
На Алтатинском участке рекомендовано для постановки параметрического бурения южное двухвершинное поднятие. Составлен проект на бурение параметрической скв. Алтатинская-1 глубиной 7200 м со вскрытием среднедевонских отложений.
На Алтатинском участке в 2009 г. АО «НВНИИГГ» на тектонически экранированной ловушке предположительно по девонским отложениям рекомендована точка для постановки параметрического бурения. Составлен проект на бурение параметрической скв. Алтатинская-1 глубиной 7200 м со вскрытием среднедевонских отложений. В 2014-2016 гг. на Алтатинском участке ФГБУ «ВНИИГеосистем» выполнены опытно-производственные полевые работы в объеме 100 км сейсморазведки МОГТ 2D и 1250 км2 гравиметрической съемки масштаба 1 : 50 000. На основе полноволнового компьютерного моделирования сейсмического и гравитационного полей дан прогноз строения подсолевого разреза. Согласно структурным построениям по горизонту Пь ранее предложенная АО «НВНИИГГ» точка заложения параметрической скважины оказалась в прогнутой зоне на глубине более 6000 м.
В 2017 г. завершены обработка и интерпретация сейсмических материалов МОГТ 2D в объеме 400 км, полученных в 2014-2015 гг. в Алтатинско-Ершов-ской зоне (исполнитель — АО «ЦГЭ»). В результате выполненных работ построены временные и структурные карты по надсолевым и подсолевым отражающим горизонтам. Структурные карты подсолевых осадочных комплексов отражают моноклинальное погружение горизонтов в южном направлении, не осложненное локальными поднятиями. По мнению специалистов АО «ЦГЭ», в подсолевом разрезе развиты депрессионные фации. Таким образом, ставится под сомнение точка зрения специалистов АО «НВНИ-ИГГ» о развитии здесь карбонатной платформы верх-недевон-башкирского возраста, осложненной органогенными постройками. Бурение параметрической скважины на южной структуре Алтатинского объекта, рекомендованное АО «НВНИИГГ» признано недостаточно обоснованным и преждевременным. Специалисты АО «ЦГЭ» предлагают переориентировать гео-
лого-разведочные работы в Алтатинско-Ершовской зоне на надсолевые и межсолевые (подкарнизные) отложения, в которых выделено 4 перспективные ловушки в юрских и триасовых отложениях с оценкой извлекаемых ресурсов нефти категории Д в объеме 22 988 тыс. т. С позиции ФГБУ «ВНИГНИ», потенциал подсолевых отложений недоизучен из-за низкой достоверности наблюдений 2D под сложнодислоциро-ванной толщей солей, и предлагается провести широкоазимутальной 3D-сейсморазведкой профиль от борта Прикаспийской впадины до границы с Казахстаном, а также при технической возможности углубить до 7 км остановленную из-за аварии скв. Южно-Алтатинская-2 (забой 5749 м).
Аргишско-Чунская нефтеперспективная зона расположена в центральной части Красноярского края, северной части Иркутской области и небольшой своей частью захватывает запад Республики Саха (Якутия).
В геологическом плане зона выделена в центральной части Сибирской платформы и охватывает территории четырех крупных тектонических структур — северо-восточный склон Байкитской антекли-зы, южный борт Курейской синеклизы, северную часть Катангской седловины и северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы.
Площадь незалицензированной части зоны составляет 115,1 тыс. км2.
Непосредственно в зоне открытых месторождений нефти нет. Перспективными на поиск залежей нефти являются рифейский, вендский и верхневенд-нижнекембрийский нефтегазоносные комплексы, меньшими перспективами обладают кембрийский и ордовик-девонский НГК.
Начальные суммарные ресурсы всей зоны в целом составляют 2 254,2 млн т усл. УВ, в том числе нефти — 829,1 млн т.
За 2014-2017 гг. в пределах зоны общие затраты на геолого-разведочные работы, проведенные за счет средств федерального бюджета, составили 3470,5 млн р. Выполнено параметрическое бурение объемом 2270 м, отработано 4236 км сейсморазведки 2D, МТЗ и ЗСБ — 6527 км, гравиразведки — 2492 км2.
По результатам лицензионной деятельности недр пользователям выдано 11 лицензий, из них 6 — типа НП и 5 — НР. Разовый платеж составил 1,6 млрд р.
Из основных результатов параметрического бурения последних лет необходимо отметить получение промышленных притоков газа из Арака-евской параметрической скважины в отложениях аллохтонного блока надвигового комплекса в зоне передовых складок Урала (Предуральская зона), открытие газоконденсатной залежи в вендских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы скв. Чайкин-ская-279 (Предпатомская зона).
Результаты бурения скв. Северо-Новоборская-1 в северной части Ижма-Печорской синеклизы и скв. Усть-Камчатская-1 в Тюшевском прогибе Восточной Камчатки положительных результатов не дали.
В качестве новой перспективной нефтегазопоис-ковой зоны приведем краткое описание кембрийской рифовой системы в Кочечумо-Мархинской зоне.
Зона развития нижне-среднекембрийских рифовых отложений установлена по данным бурения нескольких скважин (Танхайская-708, Айхальская-703, Удачнинская-2531 и др.) на территориях Сюгджер-ской и Анабарской НГО и хорошо выделяется по региональным профилям в южной части Курейской си-неклизы.
Рифовая система по данным сейсморазведки прослеживается субширотно, погружается на запад и проходит через западный склон Сюгджерской седловины к южной части Тунгусской синеклизы.
В скважинах, вскрывших риф на небольших глубинах (1300-1500 м), получены мощные притоки воды с газом — до 1448 м3/сут. Кроме того, в керне наблюдались многочисленные выпоты нефти из удач-нинской и чукукской свит [9, 10].
В скв. Танхайская-708, по данным изучения керна, пористость изменяется от 6-7 % до 16-19 %.
Удачнинская рифогенная свита включает отложения ботомского, тайонского и амгинского ярусов. Толща вскрыта как минимум восемью скважинами, в их числе Танхайская-708, опорная Мархинская, Айхальская-703, гидрогеологическими скважинами 306, 308, 310 и др. Разрезы изучены довольно детально. Рифогенная толща залегает в интервале глубин 2458,0-1464,0 м; подстилается эмяксинской свитой — пестроцветной карбонатной толщей атдабан-ского яруса. Перекрывается пачкой переслаивания доломитов и доломитовых мергелей хабардинской свиты, относимой к майскому ярусу.
Эмяксинская свита сложена известняками и доломитами, в нижней части с прослоями мергелей. Породы характеризуются серыми, буровато-коричневыми окрасками с прослоями светло-серых. Породы плотные, крепкие, отдельными уровнями с многочисленными стилолитами, пигментированными темно-серым до черного глинисто-органическим веществом.
Микроскопически установлены следующие структурные типы карбонатов:
1. Известняк пелитоморфный прерывисто микрослоистый, неравномерно пиритизированный, обогащенный тонкодисперсным ОВ;
2. Известняк пелитоморфный со шламом, до-ломитистый, с тонкими линзовидными прослоями, обогащенными тонкодисперсным ОВ;
3. Карбонатный гравелит с пелитоморфно-ми-крокристаллическим доломитовым заполнителем;
гравийные обломки сложены пелитоморфными и пе-литоморфно-шламовыми карбонатами;
4. Известняк микрокомковатый, с детритом трилобитов, спикулами губок и шламом, доломитовый биотурбированный (рис. 15 А);
5. Известняк спикуловый с редким раковинным детритом;
6. Известняк спикуловый с многочисленным трилобитовым детритом;
7. Известняк аулопоровый с раковинным детритом.
Для карбонатов пестроцветной толщи характерны вторичные комковатые текстуры, образованные в результате будинажа. Будины разделяются карбонатом, обогащенным тонкодисперсным органическим и глинистым веществом.
Удачнинская свита сложена известняками и доломитами. Породы светло-серые, серые, розовато-буроватые, кремово-серые внизу с прослоями, обогащенными глинистым веществом, переходящие в мергели. Породы плотные, крепкие со стилолитами и трещинами, заполненными глинисто-органическим веществом с включениями светло-серого ангидрита. Вверху в карбонатах появляются пористые и кавернозные участки.
Микроскопически установлены следующие структурные типы карбонатных пород:
1. Известняк пелитоморфный с раковинным детритом и шламом, линзовидно-слоистый, брекчие-видный.
2. Известняк водорослевый эпифитоновый био-гермный с раковинным детритом, разным количеством пелитоморфного карбоната (от незначительного до обильного).
3. Известняк водорослевый проаулопоровый с обломками археациат, раковинным детритом, редкими оолитами, доломитистый (см. рис. 15 В);
4. Карбонатный гравелит с тонкокристаллическим доломитовым заполнителем, в обломках водорослевые известняки.
5. Доломиты и известняки обломочные песча-но-гравийные, в обломках известняки и доломиты микрокристаллические, между обломками водоросли, раковинный детрит, шлам, пелитоморфный карбонат (см. рис. 15 С).
6. Карбонатная конгломератобрекчия; в обломках известняки шламово-мелкодетритовые, заполнитель — тонкокристаллический доломит;
7. Известняковые и доломитовые брекчии взламывания (см. рис. 15 D).
8. Доломит мелкообломочный, разнонаправленно косослоистый с терригенной примесью;
9. Доломит известковый, пелитоморфно-микро-кристаллический с редким шламом, неотчетливо линзовидно-слоистый.
Рис. 15. Шлифы коллекторов из отложений различного типа (профиль PR 10) Fig. 15. Thin sections from reservoirs of the various types (PR 10 cross-section)
A — отложения открытого шельфа, детритовые известняки (вакстоуны); B — водорослевые известняки (бауидстоуны); C — обломочные известняки зарифовых шлейфов (грейнстоуны - пакстоуны); D — отложения конусов выноса, обломочные известняки; E — оолитовые известняки (грейнстоуны) зарифовых отмелей; F — строматолитовый доломит
A — open shelf sequences, detritic limestone (wakestone); B — algal limestone (boundstone); C — clastic limestone of backreef apron (grainstone - packstone); D — fan sequences, clastic limestone; E — oolite limestone (grainstone) of backreef bars; F — stromatolitic dolomite
Седиментологическая интерпретация сейсмопрофиля PR 10 Sedimentological interpretation of PR 10 seismic section
Cks. Танхайеная-70S
Сне. Сохсолохская-706
t, мс
10. Доломит пелитоморфный с алевритово-тон-копесчаной примесью кварца, прерывисто линзо-видно-слоистый.
11. Доломит микро-тонкокристаллический с реликтами обломочной структуры.
12. Известняки и доломиты оолитово-обломоч-ные с раковинным детритом, крустификационно-по-ровым карбонатным цементом (см. рис. 15 Е).
13. Доломит строматолитовый пластовый.
14. Доломит строматолитовый желваково-пласто-вый (см. рис. 15 F).
15. Доломит микрокристаллический с реликтами строматолитового строения.
16. Доломит мелко-среднекристаллический с реликтами строматолитового строения, кавернозный.
17. Доломит микрокомковатый.
18. Доломит мелко-среднекристаллический, кавернозный.
Нижняя часть разреза с глубины 2434,3 м сложена известняками пелитоморфно-микрокристал-лическими, пелитоморфно-шламовыми, шламово-детритовыми, микрокомковатыми, водорослевыми, доломитами микро-тонкокристаллическими с реликтами первичных структур, обломочными карбонатами — от песчаных, песчано-гравийных, гравийных до конгломератобрекчий.
В верхней прикровельной части разреза залегают доломиты пелитоморфные неравномерно прерывистые линзовидно-слоистые, содержащие алевритовую и тонкопесчаную примесь кварца, участками с деформированной текстурой, доломиты мелкообломочные разнонаправленно косослоистые, с терригенной примесью и доломитовые брекчии взламывания.
Строение рифовой системы хорошо видно на сейсмопрофиле PR 10 (рис. 16), проходящем через скважины Сохсолохская-706 и Танхайская-708 и пересекающем ее практически вкрест простирания.
В пределах рифовой системы и ее окружения выделяется четыре типа разрезов:
1) собственно рифовый комплекс;
2) клиноформные комплексы и конусы выноса обломочного карбонатного материала на северном склоне рифовой системы;
3) нефтематеринская куонамская свита, развитая к северу от рифовой зоны;
4) тыловая часть рифовой системы к югу от нее.
Ширина рифовой зоны составляет 6-12 км. Она
состоит из отдельных рифовых массивов, разделенных межрифовыми проливами. Размеры рифовых массивов в среднем составляют 5-10 км, ширина межрифовых проливов — 2-10 км. Размеры тел обломочных карбонатных пород конусов выноса и в клиноформных комплексах также невелики — до 1015 км в поперечнике.
Плотность ресурсов для верхних 100 м разреза составляет около 500 тыс. т/км2. Плотность рассчитана по графику зависимости удельной плотности ресурсов УВ от коэффициента эффективной мощности разреза, определенной для месторождений в карбонатных рифовых комплексах в работе [11]. В скв. Тан-хайская-708 Кэф равен 0,39. Площадь развития рифовой системы в Кочечумо-Мархинской зоне составляет 24626 км2. Геологические ресурсы УВ категории Д2 в пределах рифовой зоны рассчитаны с учетом межрифовых проливов, разделяющих рифовые массивы, площади тыловой части рифовой системы и распределения структурных ловушек и составят 2,1 млрд т.
Рис. 17. Fig. 17.
Структурная карта по отражающему горизонту Nk (кровля ичерской свиты в пределах карбонатной платформы и пачки аргиллитов внутри куонамской свиты)
Depth map over the Nk reflector (top of the Ichersky Fm within the carbonate platform and claystone member within the Kuonamsky Fm)
67°- -
66°-
65 - -—
64°
66"
■■-- 65
u— 64°
102°
104"
106:>
108"
1 2 ® 3 ©
-2800- 5 6 7
110° 112° Кровля рифогенного комплекса, м
8
-8800
-700
Границы (1, 2): 1 — Кочечумо-Мархинской нефтегазоперспективной зоны, 2 — распространения барьерной рифовой системы нижнего кембрия; 3 — скважины; 4 — рекомендованные скважины (Трк-1 — Туруканская-1, Кнд-279 — Канандин-ская-278, Врм-1 — Верхнемархинская-1); 5 — изогипсы кровли рифогенного комплекса; сейсморазведочные профили (6-8): 6 — региональные геотраверсы, 7 — Экондинская с/п 2012-2014, 8 — Вилюйско-Мархинская с/п № 8/2011-2013 Boundaries (1-2): 1 — Kochechumsky-Markhinsky oil and gas bearing zone, 2 — occurrence of barrier reef system of the Lower Cambrian; 3 — wells; 4 — recommended wells (Трк-1 — Turukansky-1, Кнд-279 — Kanandinsky-278, Врм-1 — Verkhnemarkhinsky-1); 5 — structural contours of reef sequence; seismic lines (6-8): 6 — regional geotraverses, 7 — Econdinsky SC 2012-2014, 8 — Vilyuisky-Markhinsky SC № 8/2011-2013
4
Для изучения строения рифового комплекса и терригенных вендских отложений предлагается бурение трех параметрических скважин на юго-западном склоне Анабарской синеклизы. Скв. Канан-динская-278 закладывается в наиболее приподнятой центральной части одного из рифовых массивов в пределах рифовой системы (рис. 17). Параметрическая скв. Верхнемархинская-1 предлагается к бурению в центральной части барьерно-рифовой окраины, глубина вскрытия кровли рифового комплекса прогнозируется на глубине -800 м, проектный забой — на глубине -2550 м (кристаллический фун-
дамент). Помимо оценки перспектив нефтегазо-носности нижне-среднекембрийских отложений, скважиной предполагается оценить перспективы бюкской свиты венда. Положительными предпосылками можно считать полученные притоки нефти из карбонатных отложений бюкской свиты в скв. Тан-хайская-708, расположенной в 40 км юго-восточнее рекомендуемой скважины и гипсометрически ниже, чем проектная, на 150 м.
Скважину Тр-1 глубиной 5000 м предполагается пробурить на профиле PR 08 до вскрытия подошвы рифовых отложений (рис. 18).
Сейсмоакустический разрез по профилю 01.04.14 (оптимизационная технология динамической интерпретации) Seismoacoustic cross-section along the line 01.04.14 (optimization technology of amplitude interpretation)
Тр 1
СЗ
О о о о
со &
Nk
2100
2200 ПР
2300
ЮВ
Nk
t, мс
5000 _I_
1000 _I м
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
B
Основные задачи бурения скважины — обоснование и прослеживание нижне-среднекембрийской рифовой системы, определение фильтрационно-ем-костных свойств пород рифового комплекса, стратификация разреза, привязка отражающих горизонтов, выявление характера насыщения пород и возможности формирования залежи УВ в рифовом комплексе. Определение экранирующих свойств, перекрывающих риф глинисто-карбонатных отложений верхо-ленской свиты.
В связи с получением новой геологической информации и переоценкой ресурсных потенциалов
Литература
возникла необходимость корректировки перечня первоочередных зон. Исходя из степени геологической изученности и перспективности, предлагается следующий перечень:
1. Гыдано-Хатангская (Анабаро-Хатангская);
2. Аргишско-Чунская;
3. Кочечумско-Мархинская (зона развития кембрийских рифов);
4. Предверхоянская (Предверхоянско-Майская);
5. Предуральская (Южно-Предуральская, Средне-Предуральская).
1. Высоцкий В.И. Ресурсы нефти и газа мира. Глобальные и региональные тренды их освоения // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2017. - № 5. - С. 22-26.
2. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира в 2010-2016 гг. Информационно-аналитический обзор. - М. : ОАО «ВНИИ-Зарубежгеология», 2017. - 59 с.
3. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Лоджевская М.И., Кравченко М.Н., Шевцова М.И. Ресурсный потенциал углеводородов — основа развития топливно-энергетического комплекса России // Геология нефти и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.
4. Варламов А.И. Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефти Российской Федерации в свете существующих проблем // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 14-23.
5. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья с изменениями и дополнениями в соответствии с поручением Правительства Российской Федерации от 28 сентября 2007 года N ВЗ-П9-4722, протоколом заседания Правительства Российской Федерации от 27 марта 2008 года N 12 : утверждена приказом Минприроды России от 16 июля 2008 г. N 151. - М., 2008.
6. Стратегия развития геологической отрасли до 2030 года : утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 21 июня 2010 года N 1039-р.
7. Каспаров О.С., Хлебников П.А., Варламов А.И., Киселев Е.А., Мельников П.Н., Соловьев Б.А. Оценка состояния геолого-разведочных работ на нефть и газ на территории России и ее континентальном шельфе в период между проведением VII и VIII Всероссийских съездов геологов (2012-2016) // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 4-13.
8. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Унгер А.В. Мезо-кайнозойская история развития севера Западной и Восточной Сибири на основе анализа сейсмических данных (Гыдан, Енисей-Хатангский район) // Геология нефти и газа. - 2017. - №. 1. - С. 34.
9. Шабанов Ю.Я., Асташкин В.А., Пегель Т.В. и др. Нижний палеозой юго-западного склона Анабарской антеклизы (по материалам бурения). - Новосибирск : Наука, 1987. - 207 с.
10. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Кембрий Сибирской платформы : в 2 т. Т. 1. Стратиграфия / Под ред. Ю.Я. Шабанова. - Новосибирск : Изд-во ИНГГ СО РАН, 2016. - 497 с.
11. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М. : Недра, 1988. - 201 с.
References
1. Vysotsky V.I. Oil and gas resources of the world. Global and regional trends in their development. Mineral'nye resursy Rossii. Ekonomika i upravlenie. 2017;(5):22-26.
2. Vysotsky V.I. World petroleum industry in 2010-2016. Information and analytical review. Moscow: OAO "VNIIZarubezhgeologiya"; 2017. 59 p.
3. Varlamov A.I., Afanasenkov A.P., Lodzhevskaia M.I., Kravchenko M.N., Shevtsova M.I. Hydrocarbon resources potential — the backbone of Russian fuel-and-energy sector development. Geologiya nefti i gaza. 2016;(3):3-13.
4. VarlamovA.I. Present state and further development of crude oil basis of the Russian Federation in the light of current challenges. Geologiya nefti i gaza. 2016;(5):14-23.
5. Long-term national program of subsurface exploration and reserves replacement in Russia on the basis of mineral raw materials demand and replacement balance, with amendments according to instruction of the Government of the Russian Federation No. B3-n9-4722 dated 28.09.2007, Records of the Government of the Russian Federation meeting No. 12 dated 27.03.2008; approved by the Ministry of Natural Resources and Environment of the Russian Federation on 16.07.2008 No. 151. Moscow; 2008.
6. Strategy of geological industry development for the period until 2030; approved by the Government Executive Order dated 21.06.2010. N 1039-p.
7. Kasparov O.S., Khlebnikov P.A., Varlamov A.I., Kiselev E.A., Melnikov P.N., Soloviev B.A. The assessment of oil and gas geological exploration state within Russia and Russian continental shelf during the period between the Vllth and VIIIth All-Russian congresses of geologists (2012-2016). Geologiya nefti i gaza. 2016;(5):4-13.
8. AfanasenkovA.P., Nikishin A.M., UngerA.V. Mesozoic-Cenozoic geological history of the north of Western and Eastern Siberia based on the seismic data analysis. Geologiya nefti i gaza. 2017;(1):34.
9. Shabanov Yu.Ya., Astashkin V.A., Pegel' T.V. et al. Lower Palaeozoic of the south-western slope of Anabar anteclise (according to drilling data). Novosibirsk: Nauka; 1987. 207 p.
10. Stratigraphy of the Siberian oil and gas bearing basins. Siberian Platform: Cambrian: in two volumes; Vol. 1. Stratigraphy / edited by Shabanov Yu.Ya. Novosibirsk: Izdatelstvo INGG SO RAN; 2016. 497 p.
11. Il'in V.D., Fortunatova N.K. Oil and gas bearing reef sequences: methods of prediction and prospecting. Moscow: Nedra; 1998. 201 p.
