CC BY
54
УДК 553.98.04: 622.692.4 (571.5-13)
ТЕКУЩИЕ ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ВОЗМОЖНЫЕ УРОВНИ ЗАГРУЗКИ НЕФТЕПРОВОДА ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ -ТИХИЙ ОКЕАН
Л.С.Маргулис, Ю.Н.Григоренко, И.А.Кушмар, Ю.В.Подольский (Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт)
Рассмотрены особенности нефтегазонакопления и УВ-потенциал юга Восточной Сибири. Созданная здесь минерально-сырьевая база нефти (открыто 28 существенно нефтяных месторождений) позволяет достигнуть пиковый уровень добычи 30 млн т/год после 2015 г., что гарантирует заполнение трубопровода Восточная Сибирь — Тихий океан (первая очередь). Для удержания достигнутых уровней добычи нефти в перспективе на ближайшие 15-20 лет необходимо удвоить разведанные запасы нефти. Такой прирост запасов требует резкого увеличения объемов геолого-разведочных работ в зоне трубопровода и прилегающих к ней территорий.
Ключевые слова: Восточная Сибирь; УВ-потенциал; запасы нефти.
Восточная Сибирь — последний крупный регион на суше России, с которым связаны перспективы существенного прироста запасов УВ-сырья и создания новых центров нефтегазодобычи. По начальным суммарным ресурсам (НСР) УВ Восточная Сибирь уступает лишь территории Западной Сибири.
Площадь нефтегазоперспек-тивных земель Восточной Сибири, включающая Республику Саха (Якутия), Красноярский край и Иркутскую область, составляет 3,5 млн км2. На рассматриваемой площади выделяются две нефтегазоносные провинции (НГП): Лено-Тунгусская (2,9 млн км2), охватывающая Сибирскую платформу с древними ри-фей-нижнепалеозойскими нефтегазоносными комплексами (НГК), и Хатангско-Вилюйская (0,5 млн км2), объединяющая периферийные прогибы с верхнепалеозой-мезозой-
ским существенно газоносным чехлом [4]. Кроме того, к Восточной Сибири относится также небольшая часть (0,1 млн км2) Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской НГП, расположенной на северо-западной окраине Красноярского края.
Начальный нефтегазовый потенциал Восточной Сибири по официальной оценке на 01.01.2002 г. составляет около 100 млрд т нефтяного эквивалента (геологические), в том числе 13 млрд т извлекаемой нефти и почти 50 трлн м3 свободного газа. Основные ресурсы УВ и подавляющая часть открытых месторождений концентрируются в четырех южных НГО Ле-но-Тунгусской НГП: Байкитской, Непско-Ботуобинской, Катангской и Ангаро-Ленской, в структурном плане отвечающих приподнятым зонам (рис. 1). Этот ареал нефтега-
зонакопления относят обычно к главному нефтегазоносному поясу Сибирской платформы. Здесь отмечается наиболее благоприятное сочетание нефтегазогеологических показателей: наличие крупных сводов в поле распространения мощных толщ рифея, венда и кембрия, почти сплошное развитие кембрийского соленосного флюидоупора и слабое проявление траппового магматизма. Занимая всего четвертую часть перспективной территории Лено-Тунгусской НГП, эти четыре области содержат около половины нефтегазовых ресурсов и все запасы нефти (табл. 1). В указанных областях открыто 32 месторождения нефти и газа, в том числе 28 месторождений, содержащих нефть. По запасам нефти* здесь выделяются уникальное Юрубчено-Тохомское и четыре крупных (Верхнечонское, Среднеботуоби некое, Талаканское,
* Здесь и далее, согласно [2], по извлекаемым запасам нефти выделяются месторождения, млн т: уникальные — > 300, крупные — 60-300, средние — 15-60, мелкие — < 15; по запасам газа, млрд м3: уникальные — > 500, крупные — 75-500, средние — 40-75, мелкие — < 40.
Таблица 1
Структура начальных суммарных (извлекаемых) ресурсов нефти Восточной Сибири
(по состоянию на 01.01.2009 г.)
Нефтегазогеологиче-ские объекты Перспективная площадь, тыс. км2 НСР*, млн т Число месторождений с нефтью Накопленная добыча, млн т Перспективные ресурсы категории Сз, млн т С3+Д, млн т Разведанность, %
Восточная Сибирь, 3500 49396.0 13188,7 33 5,6 1878,6 10923,9 9
в том числе
Лено-Тунгусская НГП 2883 37877.5 10259,3 28 5,6 8801,9 8766,2 6
Зона нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, 677 25726.5 6841,2 28 5,6 1077,2 5348,1 10
в том числе
Байкитская НГО 87 7025,5 2510,1 4 0,6 569,9 1727,8 8
Катангская НГО 60 4119.8 1106.9 2 0,1 135,8 1090,2 1
Непско-Ботуобинская НГО 320 14200.2 3118,2 22 4,9 362,7 2424,1 15
Ангаро-Ленская НГО 210 381,0 106,0 0 0 8,8 106,0 0
* Числитель — геологические, знаменатель — извлекаемые.
Куюмбинское) месторождения, по запасам газа — четыре уникальных (Юрубчено-Тохомское, Ковыктин-ское, Чаяндинское, Ангаро-Лен-ское) и восемь крупных (Верхне-чонское, Собинское, Куюмбинское, Среднеботуобинское, Тас-Юрях-ское, Верхневилючанское, Дулис-минское, Верхнепеледуйское) месторождений.
Месторождения нефти и газа выявлены в расположенных группами зонах нефтегазонакопления, что определяет возможность организации нескольких центров нефтегазодобычи: Непско-Ботуобинского нефтегазового, Юрубчено-Тохомского нефтегазового и Ковыктинского газового.
Строящийся магистральный нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан вместе с нефтепроводами подключения обеспечивает транспорт сырой нефти из Неп-
ско-Ботуобинского и Юрубчено-То-хомского ЦНГД и, соединенный с западно-сибирской трубопроводной системой, призван реализовать крупные поставки сырья из Западной и Восточной Сибири в восточные регионы России и на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. По завершению строительства и организации отгрузочных терминалов в бухте Перевозная (Приморский край) нефтепровод сможет ежегодно перекачивать 80 млн т нефти [1].
Основной ближайшей целью освоения нефтегазового потенциала рассматриваемых областей является как можно более полное заполнение сырьем магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан. Достижение этой цели связано с решением многих задач.
Минимизация геологических рисков. Если исходить из официа-
льно утвержденных оценок НСР извлекаемой нефти четырех рассматриваемых областей (6841,3 млн т), то разведанность недр в них достаточно низкая (10 %). Это позволяет надеяться на открытие новых значительных скоплений нефти. Вместе с тем практика геолого-разве-дочных работ в регионе показывает, что нефтегазопоиски здесь связаны со значительными геологическими рисками, главный из них — сложнопостроенные и плохо прогнозируемые резервуары. В рассматриваемых НГО точный прогноз распределения улучшенных коллекторов обычно равносилен открытию месторождения.
На юге Лено-Тунгусской НГП выделяются три нефтегазоносных комплекса (НГК):
рифейский терригенно-карбо-натный, вендский терригенный и венд-нижнекембрийский карбонат-
Рис. 1. КАРТА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСГИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
1 - плотность геологических ресурсов УВ, тыс. т/км2: а - >100, б-51-100, в - 6-50, г- < 5, д- бесперспективные земли; 2
месторождения УВ; ^ граница Сибирской платформы; 4 - границы НЮ; 5- выходы кристаллического фундамента; 6 - выходы рифейских отложении; 7- нефтепровод: а - строящийся Восточная Сибирь - Тихий океан, б - действующий, в - проектируемый; 8- границы субъектов РФ; 9 - железные дороги; геологическое районирование: /- Бахтинская ПНГО, II- Эвенкийская ПНГО, Ш- Западно-Вилюйская НТО, IV- Байкитская НТО, V- Катангская НГО, VI- Непско-Бопуобинская НТО, VII Предбайкальская НГО, VIII- Саяно-Енисейская НГО, IX- Ангаро-Ленская НГО, Х- Северо-Адданская ПНГО; месторождения (н - нефть, г - газ, к - конденсат): 1 - Оморинское гк, 2- Камовское н, 3 - Юрубчено-Тохомское нг, 4 - Куюмбинское нгк, 5 Шушукское нг, 6-Собинское нгк, 7- Пайгинское нгк, 8-Имбинское г, 9- Агалеевское г, 10-Берямбинское гк, 11- Братское гк, 12 - Ангаро-Илимское гк, 13 - Ангаро-Ленское гк, 14 - Ковыкгинское гк, 15 - Левобережное гк, 16- Чиканское гк, 17-Атовское гк, 18-Марковское нгк, 19- Яракгинское нгк, 20 - Аянское г, 21 - Западно-Аянское гн, 22- Лулисьминское нгк, 23 Пилюдинское н, 24 - Даниловское нг, 25- Верхнечонское нгк, 26 Вакунайское нгк, 27-Тымпучиканское гн, 28 - Верхнепе-ледуйское гк, 29- Алинское гн, 30 - Талаканское нгк, 31 - Восточно-Алинское н, 32-Северо-Талаканское н, 33 - Чаяндинское нгк, 34 - Среднеботуобинское нгк, 35 - Хотого-Мурбайское г, 36 - Тас-Юряхское нгк, 37- Маччобинское нг, 38-Мирнинское нг, 39- Нелбинское г, 40 - Иреляхское нгк, 41 - Северо-Нелбинское нг, 42 - Станахское нг, 43- Бесюряхское г, 44 - Ик-техское нгк, 45 - Верхневилючанское нг, 46 - Вилюйско-Джербинское г, 47 - Отраднинское г,48- Бысахгахское гк
ный (табл. 2). Кроме того, не исключается возможность открытия крупных скоплений УВ в коре выветривания кристаллического фундамен-
та, представленного в основном гранитами и гнейсами. С выветре-лыми породами фундамента связаны значительные нефтегазопрояв-
ления на Верхнечонской и Вэдрэ-шевской площадях. По запасам нефти наиболее богатыми являются ри~ фейский и вендский НГК.
Таблица 2
Ресурсы и извлекаемые запасы нефти НТК южной части Лено-Тунгусской НГП (Байкитская, Непско-Ботуобинская, Катангская и Ангаро-Ленская НТО)
Число Накоп- Запасы, млн т Перспективные ресурсы категории С3, млн т Разведан ность, %
НГК НСР*, млн т месторождений Дебиты**, т/сут ленная добыча, млн т A+B+Ci с2 С3+Д, млн т
Рифейский тер- 4987.5 3 25-35 0,6 177,9 366,9 455,0 1266,4 10,0
ригенно-карбо- 1811,8 410
натный
Вендский терри- 5933г3 18 40-100 2,7 324,8 228,2 261,6 938,4 22,0
генный 1494,1 300
Венд-нижнекем- 14805.7 9 30-80 2,3 149,5 240,2 209,2 3143,3 4,0
брийский карбо- 3535,3 350
натный
Итого 25726.5 6841,2 28 — 5,6 652,2 835,3 1077,2 5348,1 9,6
* Числитель — геологические, знаменатель — извлекаемые. ** Числитель — среднее, знаменатель — максимальные значения.
Рифейский НГК мощностью до 5 км на значительной территории в Байкитской и Катангской НГО размыт (рис. 2). Работами последних лет показано, что перспективные толщи рифея широко развиты и на северо-восточном склоне Байкитской антиклизы (приток газа на Аргишской площади подтвердил прогноз о наличии здесь перспективных ловушек). Основными продуктивными горизонтами рифея являются сильноизмененные доло-митизированные известняки и доломиты, обладающие трещинно-поровым и трещинно-кавернозным типами коллекторов. Лучшими фи-льтрационно-емкостными свойствами обладают толщи пород, залегающие под предвендской эродированной поверхностью, и породы в зонах тектонической трещи нова-тости. Притоки нефти из рифей-ских карбонатов колеблются в широких пределах, достигая в трещинных зонах сотни тонн в сутки. Тип коллектора, его мозаичное распространение по площади, так
и глубине определяют сложное строение НГК. Резервуары, обладая литологическим и дизъюнктивным контролем, большей частью разобщены. Общепринятых геологических моделей для уже разведываемых месторождений пока не существует. Предварительно оцененные запасы рифейского комплекса более чем в 2 раза преобладают над разведанными (см. табл. 2).
Вендский НГК мощностью до 500 м представлен терригенными отложениями, несогласно залегающими на рифейских породах либо непосредственно на фундаменте. Комплекс имеет широкое площадное распространение (см. рис. 2). Обнаружение этого комплекса скважинами Аргишской площади свидетельствует о широком его распространении при погружении Байкитской антеклизы в Курейскую сине-клизу. Продуктивные горизонты (от 2 до 6) — это песчаники мощностью до 50 м, обычно кварцевые, реже полевошпат-кварцевые, значительно реже полимиктовые с пористо-
стью, редко превышающей 10 %. Продуктивные горизонты в разных частях рассматриваемых областей имеют собственные названия и подчас трудно поддаются сопоставлению. Они не выдержаны как по мощности, так и петрофизическим свойствам. Песчаники с улучшенными коллекторскими свойствами (пористость 15-20 %) в виде узкой полосы обрамляют зону выклинивания и включают почти все залежи УВ, открытые в терригенном комплексе.
Залежи УВ в рассматриваемом НГК обычно комбинированного типа. Преобладают литологические ловушки на склонах и в присводо-вых частях поднятий. Часто ловушки разбиты разломами и разобщены. Петрофизические свойства их пород изменчивы. Дебиты нефти обычно колеблются в пределах десятков тонн в сутки, достигая 100-300 т/сут (см. табл. 2). Вендские залежи нефти изучены лучше рифейских: разведанные запасы (325 млн т) превышают предварительно оцененные (228 млн т).
ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ
Рис. 2. СХЕМА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕВЕНДСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА
ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Светлый'
Чернышевский Мирный
Лесосибирск
У«ть-Илимск
Карабула
Усть-Дут'
КРАСНОЯРСК
• ТЗйиЛ»Т
А^арЪк
ИРКУТ!
Ачинск
^з Низккеангарск
Г
. /МТА
1 - область отсутствия нижневендского терригенного комплекса; зоны коллекторов терригенното комплекса: 2- мозаичного распространения песчаников, 3 - благоприятных коллекторских свойств пород (преобладающая пористость 10-15 %), 4 -спорадического распространения пород-коллекторов (преобладающая пористость < 10 %), 5 - пород со стадией катагенеза выше МКз с плохими коллекгорскими свойствами; 6 - крупные разрывы в осадочном чехле; 7- границы распространения кембрийской соленосной покрышки; 8 - гранила высокой (> 30 %) траппонасышенности в венд-среднекембрийских отложениях; 9- граница высокой (^ 600 м) траппонасышенности в верхнекембрийских - нижнетриасовых отложениях; 10 - выход рифейских пород на дневную поверхность; 11- месторождения УВ; 12 - граница Сибирской платформы; 13- границы НЮ; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Основной метод прогноза высокоемких нижневендских резервуаров — палеогеографический. Как показали исследования на Анга-ро-Илимской, Западно-Аянекой и Вакунайской площадях, важным
подспорьем определения районов сноса обломочного материала являются гравиметрические данные, а комплексная интерпретация сейсморазведки и ГИС уточняют картирование резервуаров по площади.
Венд-нижнекембрийский НГК мощностью до 1500 м представлен верхневендскими карбонатами и нижнекембрийской, существенно галогенной усольской свитой. В пределах комплекса выделяются
три продуктивных горизонта: верхневендские Преображенский, усть-кутский и нижнекембрийский осин-ский. Коллекторские свойства этих горизонтов, в основном сложенных известняками и доломитами, непостоянны. Их прогноз основан на анализе литолого-фациальной зональности отложений и распространении разрывов, с которыми связана трещиноватость пород. Наиболее выдержан осинский горизонт, залегающий в основании соленос-ной толщи. Его мощность изменяется от 15 до 100 м. Коллекторы осин-ского горизонта контролируются органогенно-обломочными незасо-лоненными доломитизированными известняками и рифоподобными водорослевыми образованиями. Пористость последних достигает 20 %, тогда как на основной территории значение этого показателя редко превышает 5 %. На пересечении зон биогермных построек и субширотных разломов располагается крупное Талаканское месторождение, где дебиты нефти из оси некого горизонта достигают 150 т/сут.
Увеличенная мощность биогермных построек позволяет осуществлять прогноз зон улучшенных коллекторов по сейсмическим данным. На Западно-Игнялинской и Восточ-но-Сугдинской площадях (Непско-Ботуобинская НГО) сейсморазведкой выделены и частично подтверждены бурением биогермные ловушки. Менее морфологически выражены биостромы Преображенского и усть-кутского горизонтов. Они вскрыты на Верхнечонском и Даниловском месторождениях и предполагаются по анализу сейсмического поля на западе Непского свода (Преображенская, Ербогаченская, Тэтэйская площади).
Таким образом, все нефтегазовые резервуары рассматриваемых областей имеют сложное строение. Их прогноз связан с определением литолого-фациальной зональности НГК и региональной сети разломов.
Минимизация геологических рисков при обнаружении УВ-зале-жей может быть достигнута, прежде всего, проведением на слабоизу-ченных территориях сейсморазведки и бурением параметрических скважин, а также тщательными ли-толого-фациальными построениями по продуктивным интервалам разреза. Важное значение приобретают сейсмогеологическое моделирование и выявление индикаторов нефтегазовых скоплений.
Определение оптимального уровня добычи нефти и необходимого прироста запасов. Важнейшим вопросом снабжения сырьем нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан является прогноз динамики добычи нефти в Юрубчено-Тохомском и Непско-Бо-туобинском ЦНГД. Концептуальным для такого прогноза является положение о том, что для проектирования промышленной инфраструктуры региона, в том числе и мощностей трубопроводных систем, следует использовать только данные по запасам месторождений [2, 3]. Игнорирование этого положения и использование в этих целях прогнозных ресурсов УВ могут привести к крупным ошибкам и значительным экономическим просчетам.
В отношении Восточной Сибири это положение особенно актуально по следующим обстоятельствам: за четыре 10-летия в регионе выполнен значительный объем неф-тегазопоисковых работ и создана крупная УВ-база, содержащая только в рассмотренных ЦНГД 652 млн т разведанных и свыше 835 млн т предварительно оцененных извлекаемых запасов нефти;
регион обладает чрезвычайно сложным геологическим строением и уникальными условиями нефтега-зоносности, которые, сказываясь на неоднозначности оценки прогнозных ресурсов и высоких рисках нефтегазопоисков, не позволяют рассчитывать на стремительное наращивание запасов;
суровые природно-климатиче-ские условия, горная местность и отсутствие социально-промышленной инфраструктуры требуют применения неординарной техники и значительных финансовых затрат.
Как известно, уровень добычи нефти в регионе определяется тремя основными факторами: 1 — возможным максимальным извлечением нефти на месторождениях относительно объемов их промышленных запасов; 2 — временем (графиком) ввода в эксплуатацию месторождений; 3 — сохранением стабильно высокого уровня добычи на длительную перспективу.
Максимальный отбор нефти в России для крупных и уникальных месторождений колеблется в диапазоне 2-4 % текущих разведанных запасов, для мелких — выше, иногда до 20 %. В среднем по России он составляет 3,5 %. Учитывая сложность строения и невысокие кол-лекторские свойства продуктивных горизонтов древних нефтегазоносных комплексов Восточной Сибири, для крупных и средних по запасам месторождений максимальный годовой отбор нефти может быть определен в объеме не более 3,5 % их текущих запасов. Такой темп отбора продукции обеспечивает долговременное поддержание добычи нефти на сравнительно высоком уровне и в целом согласуется с плановыми показателями недропользователей.
Очередность ввода базовых месторождений диктуется реальными сроками формирования инфраструктуры и степенью подготовки месторождений к полномасштабной эксплуатации. Наиболее подготовленным к освоению является Центральный блок Талаканского месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз"), разрабатывающийся с 2004 г. Здесь в 2009 г. предполагается получить 1,9 млн т нефти, а в 2015 г. ОАО "Сургутнефтегаз" (Талаканское, Северо-Талаканское, Алин-ское, Восточно-Алинское) планиру-
ет добывать 5,5 млн т (отбор 3,6 %). Находится в разработке и крупнейшее в Непско-Ботуобинском ЦНГД Верхнечонское месторождение (ОАО "НК Роснефть", ОАО "ТНК-ВР"), где к 2015 г. предполагается достичь уровня добычи нефти 6-7 млн т (отбор 3,1-3,7 %). Крупное Чаяндин-ское месторождение находится в разведке. Планируемый срок ввода в разработку — 2014 г., максимальный уровень годовой добычи (1,4-1,5 млн т) ожидается достичь в 2019-2020 гг. (отбор продукции 3 %). Начало добычи нефти в Юрубче-но-Тохомском ЦНГД предполагается не ранее 2013 г., сразу после до-разведки и строительства нефтепровода, соединяющего центр нефтедобычи с трубопроводом Восточная Сибирь — Тихий океан.
Прогноз динамики добычи нефти в пределах рассматриваемой территории исходит из следующих допущений:
максимальная добыча нефти достигается запасами уже открытых месторождений;
при определении суммарных извлекаемых запасов месторождений коэффициент подтверждаемо-сти предварительно оцененных запасов составляет 50 %;
годовые отборы составляют 3,5 % текущих запасов;
достижение пикового уровня добычи — 5 лет от начала полномасштабной разработки месторождений (оптимистическая оценка).
Опираясь на состояние УВ-ре-сурсной базы и условия ее реализации, а также учитывая планы нефтяных компаний, осуществлен прогноз добычи нефти на юге Сибирской платформы (табл. 3).
Предполагается, что максимальных значений (25-30 млн т) добыча нефти достигнет после 2015 г., когда на полную мощность будет разрабатываться подавляющее большинство открытых на сегодня месторождений. Для достижения и сохранения такого уровня добычи до 2030 г. уже к 2025 г. потребуется
прирастить и ввести в разработку не менее 700 млн т новых разведанных запасов, из них около 400 млн т путем доразведки открытых месторождений и около 300 млн т во вновь открываемых месторождениях. По существу, за 15 лет предстоит удвоить разведанную УВ-базу рассматриваемой территории. Задача очень сложная, и поэтому этот вариант прогноза следует рассматривать как оптимистический.
При изложенном варианте раз-веданность ресурсов нефти четырех рассматриваемых областей к 2025 г. достигнет 20 % и эффективность нефтегазопоисков скорее всего начнет падать. Это потребует ввода в разработку и подключения к магистральному нефтепроводу вновь открываемых месторождений из других перспективных областей Сибирской платформы.
Активизация нефтегазопоисков и рациональное недропользование. Для наиболее полного заполнения нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан реализуется "Программа геологического изучения и предоставление в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)", утвержденная приказом МПР России № 219 от 29.07.2005 г. Ключевым в этой "Программе..." являются мероприятия по лицензированию недр и расширению нефтегазопоисков с целью наращивания запасов УВ-сырья для достижения высокого уровня (до 80 млн т/год) добычи нефти. Территория рассматриваемых областей разделена на 285 участков. По состоянию на 01.01.2009 г. распределены 142 участка. Темпы лицензирования снижаются (в 2008 г. распределено только 12 участков), что может быть объяснено как объективными причинами — увеличением геологических рисков по мере удаления участков от месторождений, так и субъективными — сложностью получения лицензий и ограни-
ченностью средств в условиях финансового кризиса.
К наиболее перспективным районам нераспределенного фонда недр, требующим первоочередного лицензирования, относятся северо-восток (Вилючанская седловина) и юго-запад Непско-Ботуобинской НГО, а также северная часть Бай-китской НГО.
За 4 года действия (2005-2008 гг.) " П рограм мы..." нед ропол ьзовате-лями открыто 8 месторождений, в том числе 5 месторождений с нефтью (Шушукское, Камовское, Севе-ро-Талаканское, Восточно-Алин-ское, Западно-Аянское), с суммарными извлекаемыми запасами около 84 млн т (в том числе категории С-] — около 4 млн т). Прирост разведанных запасов по открытым месторождениям за это время составил 134 млн т. В зоне нефтепровода опытно-промышленная эксплуатация нефтяных залежей ведется на б месторождениях (Талаканское, Верхнечонское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Западно-Аянское). В 2008 г. добыча нефти составила 1,3 млн т.
Такие темпы и результаты геолого-разведочных работ недостаточны для поддержания пиковых уровней добычи нефти из уже известных месторождений (25-30 млн т/год) на длительную перспективу.
Инвестиционную привлекательность новых участков, лицензионный процесс и результативность нефтегазопоисков можно усилить за счет реализации следующих мероприятий:
уменьшения геологических рисков путем проведения предлицен-зионных региональных работ;
разработки лицензионных требований по проведению геологоразведочных работ и их постоянного мониторинга;
четкой регламентацией условий предоставления и сроков налоговых льгот;
формирования отчетливой политики подключения к нефтепрово-
Таблица
Вероятные уровни добычи нефти на юге Восточной Сибири (в зоне нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан) до 2030 г., млн т
Центры нефтедобычи (месторождения) С| + 0,5С2, млн т Фактическая добыча в 2008 г. Прогноз добычи, годы Запасы в разработке на 01.01.2031 г.
2009 2010 2015 2020 2025 2030
Юрубчено-Тохомский
Юг Красноярского края: Юрубчено-Тохомское, Куюм-бинское, Пайгинское, Собин-ское, Шушунское, Камовское 206,6 + 295,7 0,1 0,1-0,2 0.3-0.4* 6.0-6.5 12.0-13.0 12.0-13.0 11.0-12.0 315,3
1,2 17,6 64,5 127,0 187,0
Непско-Ботуоби некий
Иркутская обл.: Верхнечонское, Дулисьмин-ское, Ярактинское, Марковское, Даниловское, Пилю-динское, Западно-Аянское, Вакунайское 197,2 + 26,3 0,5 1,2-1,5 2,0-2,5 7,0-7,5 6,5-7,0 5,5-6.0 3,5-4,0 103,6
6,0 29,8 64,8 96,1 119,9
Юго-запад Республики Саха (Якутия): Талаканское, Чаяндинское, Северо-Талаканское, Алин-ское, Восточно-Алинское, Тымпучиканское 149,7 + 43,7 0,6 1,5-2,0 4.0-4.5 5.5-6.0 5.0-5.5 4.0-4.5 3.0-3.5 91,4
7,0 32,0 59,5 83,3 102,0
Северо-восток Республики Саха (Якутия): Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Верхневилю-чанское, Станахское, Маччо-бинское, Иктехское 98,4 + 50,4 0,1 0,1-0,2 0,7-1,0 1,5 3.0-3.5 11,5 4.5-5.0 31,5 4,0-4,5 54,0 2.5-3.5 72,1 76,7
Итого: по открытым (28) месторождениям по новым месторождениям 652,0 + 416,0 1,3 2,9-3,9 7.0-8.4 21.5-23.5 28.0-30.5 25.5-28.0 20.0-23.0 587,0 243,0
15,7 90,6 220,3 0-1,5 2,0 360,4 2.0-4.5 12,0 481,0 7.0-10.0 42,0
Всего 1.3 2,9-3,9 7.0-8.4 15,7 20.5-22.5 90,6 28.0-32.0 222,3 27.5-32.5 372,4 27.0-33.0 523,0 830,0
* Числитель — годовая добыча, млн т; знаменатель — средняя накопленная добыча, млн т.
CURRENT PROBLEMS OF RESOURCE DEVELOPMENT OF SOUTHERN SIBERIAN PLATFORM AND POSSIBLE LEVELS OF EAST SIBERIA - PACIFIC PIPELINE CHARGING
Margulis L.S., Grigorenko Yu.N., Kushmar I A., Podolsky Yu.V. (All-Russian petroleum research geological institute)
Peculiarities of oil and gas accumulation and HC potential on the south of East Siberia are considered in the article. Produced here mineral resources base of oil (28 oil fields discovered) allows to attain the maximum production level in 30 million tons annually after 2015 that guarantees the East Siberia — Pacific pipeline filling (the first phase). To maintain the achieved oil production levels in perspective in the nearest 15-20 years it is necessary to double explored reserves of oil. Such reserves growth will require considerable increase of exploration activity in zone of pipeline and adjacent territories.
Key words: East Siberia; HC potential; oil reserves.
ду и государственно-частного партнерства при строительстве отводных нефтепроводов.
Выводы
1. Максимальный уровень добычи нефти из месторождений в полосе прохождения магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан предполагается в период до 2030 г. на уровне 25-30 млн т/год и может быть достигнут после 2015 г.
2. Для поддержания этого уровня на длительный период к 2025 г. следует удвоить существующие сейчас (650 млн т) разведанные запасы нефти. Это можно реализовать при условии выполнения значительных объемов сейсморазведки и бурения, потребующих не менее 500 млрд р. затрат [1].
3. Активизация нефтепоисков возможна за счет упрощения процедур выдачи лицензионных участков и предоставления инвесторам налоговых льгот.
4. Для минимизации геологических рисков и рационального недропользования следует усилить научные исследования по зональному и локальному прогнозу нефтегазо-носности и продолжить региональные работы (сейсморазведка, бурение параметрических скважин, электроразведка) в наименее изученных районах полосы прохождения нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан: в бортовых частях Сая-но-Енисейской синеклизы, на северном погружении Алданской ан-тиклизы и в Березовской впадине Предпатомского прогиба.
5. Для поддержания достигнутого высокого уровня добычи и заполнения нефтепровода Восточная
Сибирь — Тихий океан нефтью на длительную перспективу важно осуществить планомерное региональное изучение более северных НГО Восточной Сибири, в первую очередь терригенных вендских отложений Сюгджерской ПНГО и карбонатов кембрия Бахтинской ПНГО.
Литература
1. Варламов А.И. Перспективы создания новой базы нефтегазодобычи в Восточной Сибири / А.И.Варламов, А.С.Ефимов, А.А.Герт и др. // Геология нефти и газа. — 2007. — № 2.
2. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. — М.: МПР России, 2001.
3. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М.: МПР России, 2005.
4. Кушмар И.А. Нефть и газ Восточной Сибири // И.А.Кушмар, Ю.Н.Гри-горенко, В.В.Ананьев и др. — СПб.: Недра, 2006.
О Коллектив авторов, 2009
Лазарь Соломонович Маргулис, заведующий отделом, доктор геолого-минералогических наук, [email protected];
Юрий Николаевич Григоренко,
заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, [email protected];
Ирина Анатольевна Кушмар, заведующая лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, [email protected];
Юрий Васильевич Подольский, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, [email protected].
Уважаемые a€ffioftbt!
Зля публикации аЯсиЯей в жд[шале "Теология нефЛи и газа " необходима выполшиНь слеццкнцие /¡¡(гебования. ЖекаЯ afuudeu nfiucbuaetfic& на quacetde или по эл&аЩюнной почМе в /ЯексШовых fieqcuadofiax Word 6.0, 7.0 или Word 7.0/97 для Windows. ЫлмоаЩмции nfieqafutfUsuoificA в фо/ьисийах любой ве/icuu Corel 2)гщ и 7J3& с /газ/миением. не менее 600 гЯоьек. Лросьба иллюай/ищии, выполненные в Hfiotfuucue, не полшцшЯь в Word. Список, лшЯе/юЩ/ил должен не гфевышагЯь hsuhu названий. СобаЯвешше ¡габогны авгЯо/юв в списке лшЯе/юЩ/ил не KfuUloqAt&cA, ссылка gaetficA в tdetcade. Общий объем. аЯсиЯш не должен nfie£bau.cufU> 8 полос, включая /иш/нки. Число авгИо/юв айа&ьи должно бьиОь не более пшЯи.
