Море Лаптевых как возможный плацдарм эффективного освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Море Лаптевых как возможный плацдарм эффективного освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России

В последнее время на различных уровнях, вплоть до вице-премьера А.В. Дворковича и премьер-министра Д.А. Медведева, при широком внимании СМИ проходит обсуждение подготовленного Минприроды России проекта «Программы разведки континентального шельфа и разработки его минеральных ресурсов» (далее - Программа).

Шельф далекий и близкий

Программа рассчитана до 2030 г. и предусматривает бурение 283 поисково-оценочных и разведочных скважин суммарным объемом 653,8 тыс. м, выполнение сейсморазведки 2D в объеме 860 - 930 тыс. пог. км, в том числе 626 тыс. пог. км в рамках региональных геологоразведочных работ, 3D - 60 - 80 тыс. км2, прирост запасов нефти и конденсата - до 1360 млн тонн и запасов газа - до 13 300 млрд м3, максимальный объем годовой добычи нефти в 2030 г. - 66,2 млн тонн, максимальный объем добычи газа в том же году - 231 млрд м3. 

Согласно проекту Программы, достижение этих солидных рубежей добычи будет обеспечено за счет разработки не менее 16 - 17 уже открытых и новых морских и транзитных (прибрежно-морских) месторождений в Баренцевом (с Печорским), Карском, Охотском и Каспийском морях. Иными словами, наиболее богатый углеводородными ресурсами Арктический шельф (более 80% начальных суммарных ресурсов УВ всего континентального шельфа России) намечается осваивать с лучше изученного, с уже открытыми месторождениями западного сектора.

Между тем в последние годы резко изменилась конъюнктура газового рынка (прежде всего интенсивное освоение ресурсов сланцевого газа в США с тенденцией превращения США из страны-импортера в экспортера газа; снижение потребления газа в странах ЕС). Это уже привело к выходу компаний «Статойл» и «Тоталь» из консорциума по освоению Штокмановского месторождения и переносу начала его разработки на неопределенный срок; предпринимаются усилия по увеличению поставок российского газа в страны Юго-Восточной Азии. С другой стороны, с учетом задачи обеспечить к 2030 г. годовой уровень добычи нефти более 66 млн тонн необходимо на Арктическом шельфе выявить новые (помимо восточной части Печорского моря) районы с преимущественной нефтеносностью разреза и срочно приступать к их освоению.

Направление поисков - море Лаптевых

В этих условиях и с учетом того внимания, которое стало уделяться правительством страны улучшению условий жизни населения Дальнего Востока и Северо-Востока Российской Федерации, повышению занятости, восстановлению и развитию инфраструктуры этих регионов, в частности Северному морскому пути (CМП), целесообразно обсудить возможность ускоренного полноценного изучения нефтегазового потенциала моря Лаптевых. 

Чем объясняется этот выбор? Рядом причин: достаточно высокой сейсмической изученностью моря и высокими предпосылками его нефтегазоносности; малыми глубинами большой прибрежной части моря и возможностью выполнять бурение с берега и насыпных островов; расположением моря практически посредине СМП и возможностью использования и СМП, и речного пути по р. Лене и газопроводов от газовых месторождений Якутии к системе ВСТО для транспортировки нефти и газа из будущих месторождений на шельфе моря Лаптевых к нашим дальневосточным морским портам.

Немалые надежды в решении этой проблемы мы возлагаем на объединение усилий федеральных органов (Роснедра) и руководства Республики Саха (Якутия).

Однако предлагаемая задача - далеко не простая, как не прост и объект исследований - уникальный Лаптевский рифтогенный бассейн, мощность осадочного чехла в котором достигает 10 - 12 км [1]. Структурно этот бассейн располагается на простирании Евразийского бассейна Северного Ледовитого океана и его срединно-океанического хребта Гаккеля.

Рис. 1. Структурная карта подошвы осадочного чехла южной части Лаптевского бассейна

1 - изогипсы подошвы осадочного чехла (км),

2 - разрывные нарушения, 3 - сейсмический профиль МОВ ОГТ 87722, 4 - рекомендуемый участок для бурения

Внутренняя структура Лаптевского бассейна представляет собой сочетание контрастно выраженных валообразных поднятий и грабенообразных прогибов север-северо-западного простирания (рис. 1). Крылья структур нередко осложнены разрывами. На сейсмических профилях МОВ ОГТ в Лаптевском бассейне выделяются два опорных сейсмических горизонта. Первый из них представляет собой подошву осадочного чехла, а второй следится в верхней части осадочного чехла. Заключенный между этими горизонтами нижний сейсмокомплекс составляет подавляющую часть общей мощности осадочного чехла (до 90%). Он характеризуется высокими отражающими свойствами и многочисленными проявлениями пликативных конседиментационных и разрывных деформаций, обусловленных достаточно контрастной структурой поверхности фундамента в виде грабенов и горстов. На некоторых сейсмических профилях, в частности на профиле 87722 ОАО «МАГЭ» (Мурманская арктическая геолого-разведочная экспедиция), граница раздела чехол - фундамент при погружении вглубь бассейна теряет свое четкое выражение. Это явление может быть обусловлено различными причинами как технического характера, так и геологического. В последнем случае можно предположить, что при возникновении Лаптевского бассейна в его внутренней части оказались погребенными верхние горизонты складчатого верхоянского комплекса (верхняя юра и берриас-валанжин). По-видимому, характер деформаций этих отложений, как и степень катагенеза, были весьма умеренными. При таком варианте утрачивается контрастность границы чехол - фундамент. Верхнеюрские и берриас-валанжинские морские отложения - преимущественно глинистые с признаками черносланцевой формации - могут рассматриваться как весьма важный продуцент углеводородов. Фациальная зональность позднеюрской и начала раннемеловой эпох, установленная на прилегающей суше, однозначно указывает на существование морского бассейна в северном направлении на месте современного моря Лаптевых.

Верхний сейсмокомплекс имеет покровный характер залегания, небольшую выдержанную мощность (до 1000 - 1200 м) и почти полное отсутствие разрывных нарушений, отличаясь сейсмической «прозрачностью». В настоящее время среди исследователей существует широкий разброс мнений о стратиграфической привязке рассматриваемых сейсмокомплексов. Одни из них датируют нижний сейсмокомплекс в объеме рифей-миоцен [1, 2] или пермь-миоцен [3], тогда как другие считают его верхнемеловым-кайнозойским [4, 5]. Относительно верхнего сейсмокомплекса нет такого разброса мнений. Он датируется плиоценом-квартером [1, 2, 3], либо верхним миоценом-квартером [5].

По нашему мнению, возрастной диапазон нижнего сейсмокомплекса находится в интервале апт-альб - поздний мел. Верхний же сейсмокомплекс представляет собой отложения кайнозоя [6]. Такая стратиграфическая привязка рассматриваемых сейсмокомплексов опирается на геологические данные, в том числе результаты картировочного бурения, по Новосибирским островам, острову Айон в Восточно-Сибирском море и прибрежной суше. Кроме того, основополагающее значение было придано стилю сейсмической записи этих сейсмокомплексов и их привязке к разрезам глубоких буровых скважин на Чукотском шельфе США в непосредственной близости к государственной границе между РФ и США в Чукотском море [7]. Дело в том, что как на Чукотском шельфе США, так и на всем российском Восточно-Арктическом шельфе выдерживается единый стиль сейсмической записи рассматриваемых сейсмокомплексов. Суть состоит в том, что нижний сейсмокомплекс всюду характеризуется отчетливо выраженной деформированностью пликативного и разрывного характера, то есть он структурирован. Верхний же сейсмокомплекс повсеместно находится в плащеобразном залегании и, что характерно, не затронут разрывами, развитыми в нижнем сейсмокомплексе [6]. В скважинах на шельфе США граница раздела данных сейсмокомплексов является границей нижнемеловых (баррем-альбских) и кайнозойских (начиная с палеогена) отложений [8]. Несогласное залегание кайнозойских отложений на подстилающих образованиях различного возраста установлено везде, где вскрыта подошва кайнозоя. В основании кайнозоя повсюду фиксируется кора выветривания в виде глин каолинит-гидрослюдистого состава мощностью от первых метров до 25 м [9, 10].

Необходимо отметить плавное изменение мощности кайнозойского сейсмокомплекса. На Восточно-Арктическом шельфе его мощность меняется от первых сотен метров на поднятиях до 1000 - 1300 м в большинстве прогибов и впадин, достигая 1800 м в осевой зоне очень глубокого Северо-Чукотского прогиба. Прямые геологические данные о мощности кайнозоя следующие: на Новосибирских островах 380 м - по результатам картировочного бурения, 671 м в скважине на о-ве Айон, где вскрыт полный разрез кайнозоя, начиная с датского яруса; 700 м в скважине «Крэкэр-Джек» на Чукотском шельфе США и 1500 м в скважине «Попкорн» на том же американском шельфе [8]. Вторая скважина расположена в 50 км севернее первой, уже в пределах Северо-Чукотского прогиба. Как видим, максимальная мощность кайнозоя в Северо-Чукотском прогибе устанавливается как по сейсмическим, так и по геологическим (буровым) данным.

В меловом, как мы предполагаем, сейсмокомплексе Лаптевского бассейна, впрочем, как и на остальной части Восточно-Арктического шельфа, установлены элементы проградационной слоистости клиноформ, дельтовых фаций и признаки глиняного диапиризма [1, 6]. Все это в сочетании с громадной мощностью мелового сейсмокомплекса (до 10 км), его сейсмической и структурной контрастностью указывает на лавинный характер осадконакопления в меловом периоде. Высокий уровень геодинамической активности в это время выражается также в формировании конседиментационных структур и крупных оползней в сейсмотолщах мощностью более 1 км [6]. Вероятнее всего, перечисленные характеристики суть не что иное, как проявление сейсмичности, наблюдаемой в Лаптевском бассейне и в настоящее время. Продолжительная тектоническая активность в Лаптевском бассейне неизбежно должна была сопровождаться повышенным тепловым потоком. Некоторым косвенным подтверждением этому могут служить многочисленные мелкие локальные магнитные аномалии в бассейне, верхние кромки которых располагаются преимущественно в верхней части мелового сейсмокомплекса. Скорее всего, они обусловлены дайками базитов, представляющих внешний ореол базитового магматизма Евразийского бассейна океана. Мнение о широком площадном апт-альбском базальтовом вулканизме в Лаптевском бассейне [11] не находит подтверждения в характере аномального магнитного поля и геологических данных по обрамляющей суше материка и островов.

Газогеохимическое опробование донных осадков в Лаптевском бассейне выявило аномальное содержание углеводородных газов (0,05 - 1,0 см3/кг) в нескольких десятках проб. Они приурочены к границам положительных и отрицательных структур, осложненных разрывами. Помимо метана в газах присутствуют, а иногда и преобладают тяжелые гомологи, включая бутан. Глубинный фактор при формировании газовых аномалий подтверждается присутствием в них аргона и гелия [1]. Эти аномалии в донных осадках проявились на поверхности дна в результате современной сейсмичности бассейна. Мы полагаем, что большая часть их экранирована региональной глинистой покрышкой (корой выветривания) в основании кайнозоя, что было отмечено выше. Косвенным подтверждением такому предположению могут служить данные о нефтегазопроявлениях в разрезах американских скважин на шельфе Чукотского моря. В них отложения нижнего мела характеризуются многочисленными проявлениями нефти и газа, а перекрывающий кайнозойский комплекс оказывается стерильным от углеводородов [8].

Необходимо бурение параметрической скважины

Рис. 2. Глубинный и временной разрезы по профилю МОВ ОГТ МАГЭ - 87722, к западу от дельты р. Лены

KZ - кайнозойский сейсмокомплекс, K - меловой сейсмокомплекс

Особенность Лаптевского бассейна состоит в том, что его структурные зоны с мощным осадочным чехлом оказываются в непосредственной близости от обрамляющей суши и простираются в сторону последней. В частности, таким участком является северо-западный край дельты р. Лены. Здесь ожидается наземное юго-восточное продолжение Сардахского поднятия (рис. 2), установленного на сейсмическом профиле 87722. Предполагаемая мощность осадочного чехла на краю дельты около 5 - 6 км (рис. 1). Таким образом, представляется уникальная возможность получить прямую информацию о строении разреза и проявлениях углеводородов шельфового бассейна с помощью бурения первой в восточном секторе Арктического шельфа России параметрической скважины глубиной около 5 км. Учитывая, что северо-западная часть дельты р. Лены входит в пределы Усть-Ленского государственного природного заповедника, бурение скважины следует осуществлять со специально насыпанного острова. Даже с учетом строительства острова стоимость скважины окажется существенно меньше стоимости бурения с использованием плавучей буровой установки, а значение полученной информации трудно переоценить. В частности, будет положен конец спорам о возрастном диапазоне осадочного чехла, получены прямые данные о степени катагенетической преобразованности ОВ и нефтегазонасыщенности разреза. Тем самым будет полноценно завершен региональный этап изучения моря Лаптевых и обеспечен переход к поисково-оценочному этапу.

На рис. 3 приведен проектный геологический разрез предлагаемой скважины.

Рис. 3. Ожидаемый геологический разрез скважины у северо-западной окраины дельты р. Лены

1 - галечники и конгломераты на поверхности размыва, 2 - линзы галечников и конгломератов, 3 - пески и песчаники, 4 - алевриты, 5 - алевролиты, 6 - глины, 7 - аргиллиты

нефтегазовый море скважина

Естественно, для выбора точки заложения параметрической скважины необходим минимальный объем дополнительных сеймических исследований. На рис. 1 показано примерное положение участка, где рекомендуется заложение параметрической скважины. Организация ее бурения достаточно проста. Все необходимое оборудование завозится водным (морским или речным) транспортом в морской порт Тикси, а далее в зимне-весеннее время (февраль - апрель) - санно-тракторными поездами к месту бурения. Оптимальным маршрутом движения санно-тракторных поездов являются многочисленные протоки дельты, скованные в это время года почти двухметровой толщей льда.

И, конечно, вновь необходимо обратить внимание на крайнюю мелководность южной части моря Лаптевых, где около 30 тыс. км2 акватории имеют глубину менее 20 м. В случае выявления промышленных углеводородных залежей их освоение в южной части бассейна не потребует использования морских платформ. Его можно осуществлять путем создания искусственных насыпных или намывных островов.

Кто выполнит параметрическое бурение и приступит затем к поисково-оценочным и разведочным работам в море Лаптевых? В настоящее время на два участка в южной части моря Лаптевых претендует ОАО «НК «Роснефть». Есть желание организовать работы в море Лаптевых со стороны НК «ЛУКОЙЛ» с ее богатым успешным опытом работ в Каспийском море и ОАО «Зарубежнефть». НК «ЛУКОЙЛ» готова вложить в освоение Арктического шельфа 2,7 млрд долл. Минприроды России неоднократно высказывало пожелание расширить список компаний, допущенных к работам на Арктическом шельфе. Думается, что море Лаптевых предоставляет возможность реализовать эти пожелания Минприроды России, особенно с учетом того, что ОАО «НК «Роснефть» вынуждено приглашать к реализации работ на своих лицензионных участках зарубежные нефтяные компании. Мы уже давно призываем к организации консорциумов нефтегазовых компаний для выполнения параметрического бурения и дальнейшего освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа [12]. Думается, что с учетом задач, сформулированных в проекте «Программы разведки…», этот путь требует скорейшей реализации.

При пристальном внимании, которое уделяет освоению шельфа комиссия по ТЭК при Президенте Российской Федерации, можно надеяться, что энергичное изучение и освоение нефтегазовых ресурсов моря Лаптевых начнется в ближайшие годы.

Литература

Геология и полезные ископаемые России. Т. 5, кн. 1. Арктические моря. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004. 468 с.

Лазуркин Д.В. Структурная позиция и геологическое строение моря Лаптевых // Геологические характеристики литосферы Арктического региона. Вып. 2. СПб.: ВНИИокеангеология, 1988. С. 132 - 134.

Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики // Научно-технический вестник ОАО НК «Роснефть». 2010. №1. С. 20 - 28.

Драчев С.С. Тектоника рифтовой системы дна моря Лаптевых // Геотектоника. 2000. №6. С. 43 - 58.

Franke D., Hinz K., Oncken O. The Laptev Sea Rift // Marine and Petroleum Geology. 2001. V. 18. P. 1083 - 1127.

Виноградов В.А., Горячев Ю.В., Гусев Е.А., Супруненко О.И. Осадочный чехол Восточно-Арктического шельфа России и условия его формирования в системе материк - океан // 60 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане / Под ред. В.Л. Иванова. СПб.: ВНИИокеангеология, 2008. С. 63 - 78.

Государственная геологическая карта РФ масштаба 1:1 000 000. Лист S-1,2 - Чукотское море. Объяснительная записка. СПб.: ВСЕГЕИ, 2005. 60 с. (Авторы В.А. Виноградов, С.А. Бондаренко, Ю.В. Горячев и др.).

Undiscovered Oil and Gas Resources, Alaska Federal Offshore (As of January 1995) // Sherwood K.W. (ed) / U.S. Minerals Management Service, OCS Monograph MMS98-0054. 531 p.

Государственная геологическая карта РФ масштаба 1:1 000 000. Лист S-53-55 (Новосибирские острова). Объяснительная записка. СПб.: ВСЕГЕИ, 1999. 206 с. (Авторы Д.А. Вольнов, М.К. Косько, Б.Г. Лопатин).

Слободин В.Я., Ким Б.И., Степанова Г.В., Коваленко Ф.Я. Расчленение разреза Айонской скважины по новым биостратиграфическим данным // Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики. Сборник научных трудов / Ред. Н.И. Шульгина. Л.: ПГО «Севморгеология», 1990. С. 43 - 58.

Ким Б.И., Харитонова Л.Я. К вопросу о возрасте первого опорного магнитного горизонта на шельфе моря Лаптевых и центриклинальном замыкании Евразийского бассейна // Российский геофизический журнал. СПб.: ВИРГ - Рудгеофизика, 2001. № 23 - 24. С. 74 - 83.

Каминский В.Д., Супруненко О.И., Суслова В.В. Состояние и перспективы освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа России // Бурение и нефть. 2008. №12. С. 3 - 7.

Размещено на Allbest.ru