ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЮ
(РОСНЕДРА)
ФГБУ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ГЕОЛОГИИ И МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ МИРОВОГО ОКЕАНА
ИМ. АКАДЕМИКА И. С. ГРАМБЕРГА»
(ФГБУ «ВНИИОКЕАНГЕОЛОГИЯ»)
СБОРНИК ТЕЗИСОВ ДОКЛАДОВ
научно-практической конференции
«С О С ТОЯ Н И Е И П Е Р С П Е К Т И В Ы Г Р Р
НА НЕФТЬ И ГАЗ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ»
1—2 ИЮНЯ 2023 ГОДА
ВЫПУСК 2
Санкт-Петербург
2023
УДК 553.98(063)
Сборник тезисов докладов научно-практической конференции «Состояние и перспективы ГРР на нефть и газ на континентальном шельфе
Российской Федерации», 1—2 июня 2023 года. Вып. 2. — СПб.: ВНИИОкеангеология, 2023. — 86 с.
ISBN 978-5-88994-135-4
В сборнике тезисов докладов представлены материалы научно-практической конференции «Состояние и перспективы ГРР на нефть и газ на
континентальном шельфе Российской Федерации», включающие данные
о текущем состоянии и перспективных направлениях геологоразведочных
работ на нефть и газ на континентальном шельфе Российской Федерации,
а также взгляды на научные проблемы, возникающие при решении прикладных геологических задач.
Обложка: спутниковое изображение «Google Планета Земля»
Гл. редактор: профессор, д. г.-м. н. О. И. Супруненко
ISBN 978-5-88994-135-4
© Коллектив авторов, 2023
© ВНИИОкеангеология, 2023
СОДЕРЖАНИЕ
Аксёнов И. В., Васильева Е. А., Петрушина Е. П.,
Кот О. Н., Крюкова Г. Г., Юсупова А. Р.
АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ПОЛУЧЕННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ В 2020—2022 ГОДАХ . . . . . . . . . . . 7
Андреева А. А., Якубович О. В.
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МЕТОДА ИЗОТОПНОЙ ГЕОХИМИИ
БЛАГОРОДНЫХ ГАЗОВ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЭТАПЕ РЕГИОНАЛЬНЫХ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Брехунцов А. М., Нестеров И. И.
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСНОГО
ПОТЕНЦИАЛА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ЯМАЛЬСКОЙ
И ГЫДАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ
ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ . . . . . . . . . . . . . . . 11
Васильева Е. А., Юсупова А. Р., Петрушина Е. П.,
Аксёнов И. В., Сорокина Е. Н.
ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА МОРЯ ЛАПТЕВЫХ И ЮЖНОЙ ЧАСТИ
СЕВЕРНОГО ЛЕДОВИТОГО ОКЕАНА ПО МАТЕРИАЛАМ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ АО «СМНГ», АО «ДМНГ» АО «РОСГЕО»
И АО «МАГЭ». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Воложанин М. С., Бекешко П. С., Лаптев Я. В.
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА СЕЙСМИЧЕСКОГО
ИЗОБРАЖЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ОБРАБОТКИ МОРСКИХ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ . . . . . . . . . . . . . . . . 15
Головнёв А. Л., Гуляев В. И.
ОПТИМИЗАЦИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПАО «ГАЗПРОМ»
НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ . . . . . . . . . . . . . . 17
Грецкая Е. В., Петровская Н. А., Савицкий А. В.
НОВЫЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ
ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА БАССЕЙНОВ ОХОТСКОГО МОРЯ
И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Гущин А. С., Медведева Т. Ю., Еремина Е. Г.
РАСПРЕДЕЛЕННЫЙ И НЕРАСПРЕДЕЛЕННЫЙ ФОНДЫ НЕДР
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ:
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Дзюбло А. Д., Маслов В. В.
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
ШЕЛЬФА ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3
Доронина М. С., Лейбенко А. И., Васильева Н. А., Пронкина С. С.,
Малышев Н. А., Вержбицкий В. Е.
РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
Емельяненко О. А., Деленгов М. Т.
ИНТЕГРАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ,
СЕДИМЕНТАЦИОННОГО И БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
ДЛЯ СНИЖЕНИЯ РИСКОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
Козлова А. В.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АКВАТОРИАЛЬНОЙ
ЧАСТИ ПРИЧЕРНОМОРСКО-КРЫМСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ОБЛАСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
Комаров А. Ю.
ОЦЕНКА ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ МАЛОИЗУЧЕННЫХ
РЕГИОНОВ: ПРИМЕНЕНИЕ СТОХАСТИЧЕСКОГО МЕТОДА
И ЕГО ОСОБЕННОСТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Крылов А. А., Логвина Е. А., Гусев Е. А.
АУТИГЕННЫЕ КАРБОНАТЫ КАК ВОЗМОЖНЫЙ ПОИСКОВЫЙ
ПРИЗНАК УГЛЕВОДОРОДОВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Маевский А. М., Занин В. Ю.
ПРИМЕНЕНИЕ ГРУПП ПОДВОДНЫХ И ВОЛНОВЫХ ГЛАЙДЕРОВ
КАК СИСТЕМ ПОДВОДНОГО ПОИСКА И ОБНАРУЖЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
Матвеева Т. В., Смирнов Ю. Ю., Чазов А. О.
ГИДРАТЫ МЕТАНА НА ШЕЛЬФЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ:
ПРОГНОЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ И ТЕХНОГЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ . . . . . . . . . . 38
Мельников П. Н., Соловьёв А. В., Скворцов М. Б., Грушевская О. В.,
Кравченко М. Н., Уварова И. Н.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
НА УГЛЕВОДОРОДНОЕ СЫРЬЕ НА ТЕРРИТОРИИ АРКТИЧЕСКОЙ ЗОНЫ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В 2020—2022 ГОДАХ
И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕЕ ДАЛЬНЕЙШЕГО ОСВОЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Петрушина Е. П., Васильева Е. А.
ПРЕДПОЛАГАЕМЫЕ ГАЗОГИДРАТЫ ЕВРАЗИЙСКОГО БАССЕЙНА
ПО МАТЕРИАЛАМ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ 2018—2019 ГОДОВ . . . . . . 44
Пискарёв А. Л., Безумов Д. В., Савин В. А., Смирнов О. Е.
ОТКРЫТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛУБОКОВОДНЫХ
РАЙОНАХ МИРОВОГО ОКЕАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ АРКТИЧЕСКОГО
БАССЕЙНА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
Прокопцева С. В., Круглякова М. В., Сенин Б. В., Леончик М. И.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА
В АКВАТОРИЯХ ЮЖНЫХ МОРЕЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
Римский-Корсаков Н. А., Пронин А. А., Мутовкин А. Д., Хортов А. В.
СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЯ МАТЕРИКОВОЙ ОКРАИНЫ КРЫМА
ПО ДАННЫМ СЕЙСМОАКУСТИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ . . . . . . . . . . . . 50
4
Cемёнов П. Б., Малышев С. А., Илатовская П. В.,
Шатрова Е. В., Киль А. О.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИНДИКАТОРЫ МИГРАЦИИ КАТАГЕНЕТИЧЕСКИХ
ГАЗОВ И ТЕРМИЧЕСКИ ЗРЕЛОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА
В СОВРЕМЕННЫХ МОРСКИХ ОСАДКАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Сенин Б. В., Леончик М. И.
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА АКВАТОРИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ:
ПРОБЛЕМЫ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
Сенин Б. В., Леончик М. И., Круглякова М. В.
ИСТОРИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАСШИРЕНИЯ
СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
НА СЕВЕРЕ ЧЕРНОГО МОРЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
Ступакова А. В., Малышев Н. А., Суслова А. А., Вержбицкий В. Е., Гилаев Р. М.,
Колюбакин А. А., Комиссаров Д. К., Мордасова А. В., Сауткин Р. С.
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО
ШЕЛЬФА РФ В УСЛОВИЯХ СЛАБОЙ ИЗУЧЕННОСТИ БУРЕНИЕМ. . . . . . . . . . . 58
Суворова Е. Б., Супруненко О. И., Евдокимова Н. К.,
Ханова Э. Н., Гущин А. С.
ГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ НА РЕГИОНАЛЬНОМ ЭТАПЕ ИЗУЧЕНИЯ —
ВАЖНЫЙ ЭЛЕМЕНТ РАЗВИТИЯ РЕСУРСНОЙ
БАЗЫ ШЕЛЬФА АРКТИКИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Ткаченко Г. Г., Ванштейн Б. Г., Семёнов П. Б., Ермакова Л. А., Разуваева Е. И.,
Иванов М. В., Горемыкин Ю. В., Лодочникова А. С.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
НА НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ АКВАТОРИЯХ: РЕЗУЛЬТАТЫ
И РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ
ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО
МОНИТОРИНГА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
Ульянов Г. В., Богоявленская О. В., Голованов Д. Ю., Никитина В. А.,
Малышев Н. А., Суслова А. А.
АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ФОРМИРОВАНИЯ И СОХРАННОСТИ
НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРЕДЕЛАХ АКВАТОРИИ
ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА. . . . . . . . . 64
Устьянцев В. Л., Калиниченко О. В., Арашкевич Л. В., Миноранская Е. В.
СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА И ВНУТРЕННИХ МОРЕЙ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
Феоктистов Д. В.
ИССЛЕДОВАНИЯ В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ ГУБЫ
НА ТЕРРИТОРИИ СЕМАКОВСКОГО УЧАСТКА НЕДР . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
Хомбак В. В., Куликов С. Н., Доронин С. И., Рокос С. И.
ОПЫТ И НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ БУРЕНИЯ ПИЛОТНЫХ
СКВАЖИН НА ЗАПАДНО-АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
5
Шарафутдинов Р. Ф., Куприянов М. Ю., Стуков А. А.,
Иванчик А. А., Петухов А. Ю.
ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ КОЛЛЕКТОРОВ АПТ-АЛЬБСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
В ПРЕДЕЛАХ ПРИЯМАЛЬСКОГО ШЕЛЬФА КАРСКОГО МОРЯ. . . . . . . . . . . . . . 78
Шельтинг С. К., Шейков А. А.
О МЕХАНИЗМЕ ОБРАЗОВАНИЯ СКЛАДОК
И ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ В ПРОГИБЕ СОРОКИНА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
Шкарубо С. И.
ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ РАБОТ
В БАРЕНЦЕВО-КАРСКОМ БАССЕЙНЕ В СВЯЗИ
С НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЯМИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . 82
Шумский Б. В., Черных А. А., Медведева Т. Ю., Гущин А. С.
СОСТОЯНИЕ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
И НАПРАВЛЕНИЯ БУДУЩИХ ГРР НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
84
АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПОЛУЧЕННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ДАННЫХ В 2020—2022 ГОДАХ
Аксёнов И. В., Васильева Е. А., Петрушина Е. П.,
Кот О. Н., Крюкова Г. Г., Юсупова А. Р.
АО «Севморнефтегеофизика» АО «Росгеология», Мурманск, AksenovIV@rusgeology.ru
В 2020—2022 гг. АО «Севморнефтегеофизика» АО «Росгеология» по договору
с ФГБУ «ВНИГНИ» были выполнены полевые и комплексные геофизические исследования по объекту RSB202D в северо-восточной части Баренцева моря объемом
2500 пог. км, а также произведены переобработка и переинтерпретация ретроспективных сейсморазведочных данных объемом 23 000 пог. км. Для более достоверного
Обзорная карта площади исследований
7
расчленения осадочного чехла на литолого-стратиграфические комплексы авторами
работ были привлечены материалы бурения как российского, так и норвежского секторов Баренцева моря (см. рис.).
По результатам работ была выполнена стратиграфическая привязка отражающих
горизонтов Ia(P1-С?), I2(P-Т), А11(Т1čb), А1—2(Т2аn), А3(T3), Б(T-J), В1(J1-J2), В(J3v),
В/(J3-K1), M(К1br) с использованием геологических данных по материковому обрамлению, скважин глубокого бурения российской и стратиграфических скважин норвежской частей шельфа [Комарницкий и др., 1991; Gilmullina et al., 2020; Хохлова, 2021].
По итогам интерпретационных работ построены карты изохрон и структурные
карты по 12 отражающим горизонтам: VI(PR?), III3(D3), Ia(P1-C?), I2(P-T), A11(T1čb),
A1—2(T2an), А3(T3), Б(T-J), В1(J1-J2), B(J3v), M(K1br), дну моря. На участке полевых работ RSB202D построены карты изохрон и структурные карты по горизонтам:
VI(PR?), III3(D3), Ia(P1-C?), IIa(MZ-KZ), L1(P1), L2(P1-P2), L3(P2-P3), L4(N1) и L5(N2).
Оценена мощность комплексов осадочного чехла и выделены области отсутствия
комплексов.
Создана сводная тектоническая схема, включающая элементы всех структурных
этажей с подэтажами с основой по ОГ В(J3v), дополненная в областях эрозионных
срезов верхнеюрских отложений тектоническими элементами по другим уровням: ОГ
VI(PR?), L4(N1) и Ia(P1-C?) [Пискарев, 2004; Atlas..., 2009; Алексеева, 2018].
Выполненные исследования позволили актуализировать тектоническое строение шельфа Баренцева моря, уточнить геологическое строение и выделить новые
структурно-тектонические элементы: поднятие Вербы и Восточно-Шпицбергенскую
впадину между архипелагом Шпицберген и архипелагом Земля Франца-Иосифа в отложениях кайнозоя, свод Крыловой и Кармакульский мегапрогиб на юге площади в
подошве осадочного чехла.
Список литературы
1. Комарницкий В. М. и др. Каталог. Стратиграфические таблицы поисковых и разведочных скважин, пробуренных на нефть и газ ПО «Арктикморнефтегазразведка» (по состоянию на 01.06.1991). Мурманск, 1991. Фонды АО «Арктикморнефтегазразведка».
2. Хохлова Ю. Н. Актуализированная модель геологического строения северной части
Баренцева моря для обоснования новых направлений ГРР на нефть и газ // Научно-практическая рабочая встреча «Состояние и перспективы геологоразведочных работ на нефть и газ
на континентальном шельфе Российской Федерации», 2021.
3. Пискарёв А. Л. Петрофизические модели земной коры Северного Ледовитого океана /
под ред. Ю. Е. Погребицкого // Труды ВНИИОкеангеология. СПб., 2004.
4. Atlas “Geological history of the Barents Sea”. Trondheim, Norway: Geological Survey of
Norway, Juni 2009.
5. Gilmullina A., Klausen T. et al. Regional correlation and seismic stratigraphy of Triassic
Strata in the Greater Barents Sea: Implications for sediment transport in Arctic basins. Basin Research November 2020. DOI: 10.1111/bre.12526.
6. Алексеева А. К. Отчет за 2018 год о проведении тематических и опытно-методических
работ, связанных с геологическим изучением недр (Государственное задание Федерального агентства по недропользованию от 16 января 2018 г. № 049-00010-18-00 на 2018 год и на
плановый период 2019 и 2020 годов). Отчет в 3 кн. Кн. 3, т. 2, ч. 2. Ч. 2. Обеспечение геологоразведочных работ на углеводородное сырье на континентальном шельфе РФ, в Арктике и
Мировом океане в 2018—2020 гг.
8
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МЕТОДА ИЗОТОПНОЙ ГЕОХИМИИ
БЛАГОРОДНЫХ ГАЗОВ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЭТАПЕ РЕГИОНАЛЬНЫХ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Андреева А. А.1, Якубович О. В.1, 2
АО «Радиевый институт им. В. Г. Хлопина», Санкт-Петербург, alalandreeva@rosatom.ru
2
Институт наук о Земле, СПбГУ, Санкт-Петербург, olya.v.yakubovich@gmail.com
1
Арктический шельф РФ относится к малоизученным регионам, на территории
которого, как считается, может быть сосредоточено не менее 25% мировых запасов
углеводородного сырья. Проведение геологоразведочных работ, в особенности поискового бурения, в Арктике чрезвычайно затратно, поэтому требуются новые технологии для повышения эффективности поиска месторождений углеводородов.
Уникальность арктического шельфа РФ с точки зрения постановки геологоразведочных работ состоит также в том, что он является очень широким и характеризуется
сложным геологическим строением. Поэтому прямая корреляция отложений от береговой линии не всегда возможна. Эти обстоятельства в совокупности со сложными
погодными условиями и хрупкостью арктических экосистем накладывают дополнительные ограничения на применяемые методы и подходы.
Гелиевая съемка получила широкое распространение в 50—80-х годах XX в.
[Яницкий, 1979]. Изначально этот метод разрабатывался для поиска месторождений
урана, являющегося особо важным стратегическим сырьем в связи с выполнением
советской ядерной программы. Большой объем работ, проведенный по мониторингу
потоков гелия из земной коры, показал, что эманации гелия плохо коррелируют с урановыми залежами, а в основном указывают на глубинные разломы и поля распространения углеводородов, которые являются его концентратором [Якуцени, 1968].
Аналогичный подход можно было бы применить и для выявления полей распространения углеводородов на арктическом шельфе РФ. Фоновые концентрации гелия
в морской воде на порядок ниже, чем в атмосфере, а значит, регистрация аномалий
должна быть проще. Но существует ряд обстоятельств, которые указывают на то, что
прямое измерение концентраций гелия в придонной воде может привести к выявлению ложных аномалий.
Испытания термоядерного оружия в 50—60-е годы XX в. в атмосфере привели
к существенному выбросу трития в атмосферу. Ввиду того что тритий является тяжелым изотопом водорода, этот радиоактивный элемент достаточно быстро попал в
верхние слои океана, где начал распадаться с образованием редкого изотопа гелия —
3
Не. Это обстоятельство привело к созданию большой международной программы
по изучению циркуляции вод в океане, в результате которой был накоплен огромный
массив данных по концентрациям и изотопному составу гелия в придонных водах
[Jenkins et al., 2019].
В результате этих исследований было установлено, что концентрации гелия, особенно в мелководных бассейнах, часто превышают равновесные, что указывает на
9
«затягивание» пузырьков воздуха на глубину. Поэтому для поиска залежей углеводородов требуется подход, который позволил бы отличать гелий воздушного происхождения от гелия, поступающего в придонные воды из осадков.
Изотопный состав гелия в земной коре и в атмосфере различается на порядки.
Для атмосферы Земли характерно отношение 3He/4He 1,34×10–6, в то время как для
земной коры его величина лежит в диапазоне 10–7—10–8 [Мамырин, Толстихин, 1981].
Таким образом, измеряя изотопный состав гелия в придонной воде, можно будет фиксировать непосредственно гелий, дегазирующийся из земной коры. Ввиду того что
изотопный состав гелия в земной коре не является константой, то, для того чтобы
определить его долю в пробе, необходимо привлечь еще одно изотопное отношение,
а именно 4He/20Ne.
В настоящее время в АО «Радиевый институт им. В. Г. Хлопина» ведутся работы
по развитию такого подхода, который предусматривает развитие методов герметичного пробоотбора, транспортировки и измерения изотопного состава благородных газов
с целью развития технологии для поиска залежей углеводородов на континентальном
шельфе РФ.
Список литературы
1. Яницкий И. Н. Гелиевая съемка. М.: Недра, 1979. 96 с.
2. Якуцени В. П. Геология гелия. Л.: Недра, 1968. 232 с.
3. Jenkins W. J., Doney S. C., Fendrock M. et al. A Comprehensive Global Oceanic Dataset
of Helium Isotope and Tritium Measurements // Earth System Science Data. 2019. Vol. 11, iss. 2.
P. 441—454.
4. Мамырин Б. А., Толстихин И. Н. Изотопы гелия в природе. М.: Энергоиздат, 1981.
224 с.
10
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ
РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
ЯМАЛЬСКОЙ И ГЫДАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ
ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Брехунцов А. М., Нестеров И. И.
ООО «МНП «ГЕОДАТА», Тюмень, nesterov@mnpgeodata.ru
Ямальская и Гыданская нефтегазоносные области (НГО) включают полуострова
Ямал, Гыданский, север Тазовского полуострова, Обскую, Тазовскую, Байдарацкую,
Гыданскую и Юрацкую губы (см. рис.). В этих двух НГО открыто 50 месторождений
углеводородного сырья: 33 газовых и газоконденсатных, 15 нефтегазоконденсатных и
2 нефтяных.
Обзорная карта месторождений углеводородного сырья севера Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции по состоянию на 01.05.2023: 1 — административные границы
областей, округов; месторождения углеводородного сырья: 2 — газовые, газоконденсатные,
3 — газонефтяные, нефтегазовые, 4 — нефтяные, 5 — нефтегазоконденсатные; границы: 6 —
нефтегазоносной провинции, 7 — нефтегазоносных областей
11
В 2022 г. открыты два крупных по запасам газоконденсатных месторождения:
Сеяхинское и имени В. И. Гири. Трехбугорное и Восточно-Бугорное месторождения
вошли в состав Геофизического. Таким образом, общее количество месторождений не
изменилось. В пределах рассматриваемых НГО 31 месторождение находится на суше,
5 месторождений полностью расположены в Обской и Тазовской губах, 14 месторождений находятся на суше и в акватории речных губ и Карского моря.
Фактически разрабатываются четыре месторождения: Бованенковское (добыча
осуществляется с 2011 г.), Южно-Тамбейское (с 2014), Новопортовское (с 2016) и
Восточно-Мессояхское (с 2017). В этом году планируется ввод в эксплуатацию Салмановского (Утреннего) месторождения, еще 13 месторождений планируется ввести
в эксплуатацию в период с 2024 до 2030 г.
По состоянию на 01.01.2022 суммарные текущие извлекаемые запасы свободного
газа Ямальской и Гыданской НГО по категориям АВ1С1 составляют 13,0 трлн м3, по
категориям В2С2 — 9,5 трлн м3. Максимальные запасы газа содержатся в апт-альбсеномане: 10,8 трлн м3 (АВ1С1) и 3,2 трлн м3 (В2С2), максимальные ресурсы по сумме
категорий D0DЛD1D2 приурочены к нижней-средней юре — 8,2 трлн м3.
Текущие извлекаемые запасы конденсата рассматриваемых НГО по категориям
АВ1С1 составляют 304,7 млн т, по категориям В2С2 — 717,2 млн т. Максимальные запасы конденсата примерно в равных объемах содержатся в апт-альб-сеномане и неокоме: порядка 115 млн т (АВ1С1) и около 90 млн т (В2С2). Максимальные ресурсы
конденсата по сумме категорий D0DЛD1D2 приурочены почти в равных объемах к
ачимовскому и нижне-среднеюрскому нефтегазоносным комплексам (НГК) — примерно по 1 млрд т.
Суммарные текущие извлекаемые запасы нефти Ямальской и Гыданской НГО
по категориям АВ1С1 составляют 554,6 млн т, по категориям В2С2 — 284,4 млн т.
Максимальные запасы нефти содержатся в апт-альб-сеномане: 313,7 млн т (АВ1С1)
и 127,8 млн т (В2С2). Они приурочены к месторождениям, расположенным на крайнем юго-востоке Гыданской НГО. Максимальные ресурсы нефти по сумме категорий
D0DЛD1D2 сосредоточены в неокомском и ачимовском НГК — по 1 млрд т.
Освоение ресурсного потенциала Ямальской и Гыданской НГО целесообразно
осуществлять, разделяя всю территорию на зоны развития нефтегазодобычи, в соответствии с комплексом промысловых и геолого-экономических характеристик. Прибрежно-шельфовая зона включает Бованенковскую группу месторождений с перспективой освоения месторождений Приямальского шельфа Карского моря. Северная
зона, включающая месторождения Ямала и Гыдана, предпочтительна для развития
производства сжиженного природного газа. Разработка месторождений южного Ямала предполагает транспортировку продукции через Обскую губу в районы развитой
инфраструктуры Надым-Пур-Тазовского региона. Четвертая зона включает месторождения Обской и Тазовской губ. Отдельная зона включает месторождения южной
части Гыдана.
Для обеспечения требований поступательного развития экономики страны необходима разработка стратегии развития нефтегазовой отрасли Арктической зоны Западной Сибири, включая постановку задач, обоснование объемов и стоимости работ,
вопросы разработки и внедрения технологий и оборудования. Необходимо усиление
государственного регулирования вопросов недропользования и освоения нефтегазового потенциала региона.
12
ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА МОРЯ ЛАПТЕВЫХ И ЮЖНОЙ ЧАСТИ
СЕВЕРНОГО ЛЕДОВИТОГО ОКЕАНА ПО МАТЕРИАЛАМ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ АО «СМНГ», АО «ДМНГ» АО «РОСГЕО»
И АО «МАГЭ»
Васильева Е. А., Юсупова А. Р., Петрушина Е. П.,
Аксёнов И. В., Сорокина Е. Н.
АО «Севморнефтегеофизика» АО «Росгеология», Мурманск, VasilevaEA@rusgeology.ru
Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 1986—2014 гг., проведенные АО «МАГЭ»,
АО «Севморнефтегеофизика» (АО «СМНГ»), ОАО «Севморгео» и другими организациями, позволили авторам отчетов, в соответствии с техническим заданием, построить тектонические карты и схемы в масштабах 1:500 000—1:2500 000.
В АО «СМНГ» с 2006 г. было начато обобщение полученных тектонических карт [Васильева, 2014]. К настоящему времени возникла необходимость дополнения ранее созданной тектонической карты тектоническими элементами по результатам работ АО «СМНГ»
АО «Росгеология» в 2015—2021 гг. и АО «ДМНГ» АО «Росгеология» в 2020—2021 гг. и
составлена сводная тектоническая карта масштаба 1:2 000 000 (см. рис.).
Тектоническая карта Лаптевоморского шельфа и Северного Ледовитого океана (СЛО) масштаба 1:2 000 000 дополнена результатами работ преимущественно в
Тектоническая карта моря Лаптевых и южной части Северного Ледовитого океана
по материалам геофизических работ (по состоянию на 14.04.2023)
13
южной и северной частях планшета. В южной части моря Лаптевых было уточнено
сочленение Сибирской плиты и Лаптевской микроплиты, а также исследовано рифтогенное строение Усть-Ленского мегапрогиба в Омолойском заливе [Васильева и
др., 2016ф, 2021ф]. В северной части планшета было изучено сочленение Лаптевской
микроплиты и Таймырской складчатой системы с Евразийским бассейном, выделен
Западно-Лаптевский континентальный склон с клиноформным осадконакоплением,
оползнями и русловыми отложениями в кайнозое, изучено продолжение хребта Гаккеля на Лаптевской микроплите [Васильева и др., 2019ф; Петрушина и др., 2020ф].
В отчете АО «ДМНГ» АО «Росгеология» представлены временные сейсмические разрезы и карты изохрон [Савишкина и др., 2021ф], по которым нами было уточнено
строение хребта Гаккеля на севере планшета. На тектонической карте, помимо региональных элементов и элементов I порядка, выделены валы, горсты, прогибы, впадины
и седловины, проанализирован фонд локальных структур.
К достоинствам созданной сводной тектонической карты следует отнести использование подавляющего большинства имеющихся материалов сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D (кроме работ недропользователей на лицензионных участках) как на
шельфе, так и на прилегающей суше, а также результатов гравиметрических и магнитометрических работ. При составлении сводной тектонической карты учитывалась по
возможности авторская топонимика тектонических элементов и локальных структур.
Список литературы
1. Васильева Е. А. Особенности тектонического строения шельфов арктических морей
(по материалам сейсморазведочных работ МОВ ОГТ) // Тезисы международной конференции ЕАГЭ «Геомодель-2014», Геленджик, 2014.
2. Васильева Е. А., Понина В. А., Петрушина Е. П. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны их сочленения со структурами Сибирской
платформы / Государственный контракт № 05/04/70-36 от 22.07.2013 между ОАО «Севморнефтегеофизика» и Департаментом «Моргео». Мурманск, 2016. Фонды АО «СМНГ».
3. Васильева Е. А., Петрушина Е. П., Кот О. Н. Комплексные региональные геофизические исследования в зоне сочленения Лаптевской окраинно-материковой плиты со структурами Евразийского бассейна Северного Ледовитого океана / Государственный контракт
№ 15/18/520-2 от 31 июля 2017 г. между Департаментом по недропользованию на континентальном шельфе и Мировом океане (Департамент «Моргео») и АО «Росгеогеология». Мурманск, 2019. Фонды АО «СМНГ».
4. Петрушина Е. П., Аксёнов И. В., Васильева Е. А. Комплексные региональные геофизические исследования в зоне сочленения Таймыро-Североземельской складчатой системы
с Лаптевской окраинно-материковой плитой со структурами и прилегающего континентального склона СЛО / Государственный контракт № К.2018.004 от 29 июня 2018 г. между
АО «Росгео» и Департаментом Севзапнедра. Мурманск, 2020. Фонды АО «СМНГ».
5. Васильева Е. А., Петрушина Е. П., Абусева А. Р., Аксенов И. В. Отчет «Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности юго-восточной части моря Лаптевых (Омолойский залив) / Государственный контракт № К.2019.005 от 17 октября 2019 г.
между АО «Росгеология» и Департаментом по недропользованию по Северо-Западному федеральному округу, на континентальном шельфе и в Мировом океане (Севзапнедра). Мурманск, 2021. Фонды АО «СМНГ».
6. Савишкина М. А., Петровская Н. А., Грецкая Е. В. Отчет о результатах работ по объекту «Изучение геологического строения зоны сочленения окраинно-шельфовых структур
Восточно-Арктических морей в области перехода к Арктическому бассейну Российского
сектора Северного Ледовитого океана». Соглашение № 049-11-2021-003 от 28 декабря 2021 г.
Москва, 2021. Фонды АО «Росгео».
14
НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА
СЕЙСМИЧЕСКОГО ИЗОБРАЖЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБРАБОТКИ МОРСКИХ
СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ
Воложанин М. С., Бекешко П. С., Лаптев Я. В.
ООО «ГеоПрайм», Москва, mvolozhanin@geoprime.ru
В условиях санкций и сокращения геологоразведочных работ на акваториях морского шельфа не стоит недооценивать роль переобработки сейсмических материалов
прошлых лет. Современные технологии обработки сейсмических данных открывают
широкие перспективы к получению дополнительной информации о геологическом
строении изучаемой территории. Применение новых программных средств и углубленного графа обработки данных позволяет не только улучшать качество сейсмического изображения, но и извлекать принципиально новую информацию о глубинно-скоростном строении среды, повышающей точность дальнейших структурных
построений. В частности, за период до 2018 г. было получено большое количество
полевых сейсмических данных 2D/3D, которые были обработаны без применения современного графа.
В данной работе рассмотрены методы и результаты переобработки сейсмических
данных МОГТ-2D, полученных в акватории Российского шельфа, глубины моря в
пределах участка работ изменяются от 15 до 150 м.
Сложное геологическое строение, наличие «жесткого» дна и латеральной изменчивости скоростей продольных волн являются ключевыми факторами, обусловливающими сложную волновую картину данного региона:
– низкое отношение сигнал/помеха;
– интенсивный фон кратных волн;
– большое количество рассеянной энергии;
– негиперболичность формы годографа отраженных волн.
Особенности графа обработки. В обработке участвовали сейсморазведочные
данные МОГТ-2D, полученные в различные полевые сезоны (2010—2017) буксируемым оборудованием. При этом в каждой съемке использовалось различное сейсморегистрирующее оборудование, характеристики источников и глубин буксировки сейсмокосы и источника также различались.
Основными задачами современной обработки являются:
– подавление когерентного шума, линейных волн помех с защитой от аляйсинга;
– подавление вторичных пульсаций;
– подавление волн-спутников (дегостинг);
– подавление кратных волн;
– увязка данных разных лет по кинематическим и динамическим характеристикам;
– построение ГСМ и последующая глубинная миграция.
15
Суммарный разрез обработки прошлых лет (1а), пример современной обработки (1б),
суммарный разрез обработки прошлых лет (1в), пример современной обработки (1г)
Актуальные методы подавления помех позволяют улучшать когерентность сейсмического изображения путем «уплотнения» данных (при необходимости) вплоть до
1:4, что позволяет удалять шум, частично находящийся в зоне аляйсинга.
Одним из ключевых современных этапов является дегостинг как часть широкополосной обработки. Данный подход позволяет убрать ложные события от волнспутников, а также восстановить ультранизкие частоты, что важно для надежной
структурной прослеживаемости и динамической интерпретации.
Другим важным этапом обработки морских данных является подавление кратных
событий, возникших от морского дна, границы раздела вода — воздух, а также между
контрастными границами.
Далее (см. рис.) приводится сопоставление результатов обработки прошлых лет
(на уровне суммарных разрезов во временной области) с результатами обработки с
использованием современного графа для двух различных площадей акватории Российского шельфа.
Список литературы
1. Бекешко П. А., Журавко Н. С., Литвинов С. П., Никульников А. Ю., Горбачёв С. В., Нурмухамедов Т. В. Новые возможности улучшения качества сейсмического изображения при
использовании современных технологий обработки морских сейсморазведочных данных
Арктического шельфа // Материалы Международной научно-практической конференции
«Геомодель-2018». Геленджик, 10—14 сентября 2018.
2. Бекешко П. А., Литвинов С. П., Соколов Е. А., Хабибуллин И. И., Новиков С. С., Горбачёв С. В., Чибисов В. С. Применение современных технологий обработки для улучшения
сейсмического изображения и получения новой геологической информации на примере
сейсморазведочных данных Восточно-Сибирского моря // Материалы Международной научно-практической конференции «Геомодель-2019». Геленджик, 3—13 сентября 2019.
16
ОПТИМИЗАЦИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПАО «ГАЗПРОМ»
НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Головнёв А. Л., Гуляев В. И.
ООО «Газпром недра», Москва, a.golovnev@nedra.gazprom.ru
В 2013 г. ОАО «Газпром», согласно решениям Правительства РФ, получило 16 лицензий на участки Арктического шельфа для проведения работ по геологическому
изучению недр, разведке и добыче углеводородного сырья, из них 11 лицензий относятся к Приямальскому шельфу Карского моря и 5 лицензий — к шельфу Баренцева
моря.
ПАО «Газпром» в период с 2014 по 2022 год в акватории Карского и Баренцева
морей выполнен значительный объем геологоразведочных работ, включая сейсморазведочные работы.
Осуществление геологоразведочных работ в текущих условиях сопряжено со
многими рисками, которые включают как внешнеполитические и внешнеэкономические аспекты, так и гидрометеорологические трудности, связанные с ледовыми условиями.
Задействование собственного бурового флота является ключевым элементом программы геологоразведочных работ с целью сокращения экономических издержек,
а также повышения инвестиционной привлекательности будущего освоения морских
месторождений.
В 2022 г. ПАО «Газпром» впервые в новейшей истории России осуществлено
последовательное строительство двух разведочных скважин с применением одной
плавучей буровой установки (ПБУ) на шельфе Карского (разведочная скважина № 6
Ленинградского ГКМ) и Баренцева морей (разведочная скважина № 4, Ледовое месторождение).
Использование полупогружной плавучей буровой установки «Северное сияние»
в двух акваториях последовательно в один буровой сезон позволило снизить затраты
на строительство скважины за счет сокращения операционных расходов.
Начиная с 2021 г. ПАО «Газпром» для повышения безопасности работ при бурении, экономии времени и сокращения затрат на строительство скважин стал осуществляться подход опережающего бурения пилотных стволов.
С целью сокращения сроков строительства морских скважин на шельфе ПАО «Газпром» и ООО «Газпром недра» (ООО «Газпром геологоразведка») в 2015 г. разработаны и утверждены в ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» Роснедра «Методические рекомендации по обоснованию подсчета параметров
залежей в терригенных отложениях по данным ГИС и новым методам ГДК-ОПК при
постановке на учет и переводе УВС в промышленные категории запасов» и в 2017 г.
«Методические рекомендации по отбору представительных проб пластовых вод в открытом стволе скважин на нефть и газ опробывателями пластов на кабеле (ОПК)»
[Хоштария и др., 2021].
В 2019 г. с целью оптимизации отбора керна в поисково-разведочных скважинах
в сложных климатических условиях на континентальном шельфе ПАО «Газпром»
17
и ООО «Газпром недра» (ООО «Газпром геологоразведка») разработаны «Временные
методические рекомендации по отбору керна боковыми грунтоносами на морских лицензионных участках для подготовки материалов к подсчету запасов».
Для уменьшения рисков сближения ПБУ с дрейфующими айсбергами ПАО «Газпром» осуществляет постоянный спутниковый мониторинг за айсбергами в зоне работы ПБУ, проводятся ежегодные учения по выявлению айсбергов и в случае их обнаружения последующему перемещению данных айсбергов на безопасное расстояние.
Список литературы
1. Хоштария В. Н., Рыбин Н. А., Гуляев В. И. и др. Эффективность реализации современных геолого-технологических решений ПАО «Газпром» в процессе строительства скважин
на континентальном шельфе Карского моря // Строительство нефтяных и газовых скважин
на суше и на море. 2021. № 10 (346). С. 57—66.
18
НОВЫЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ
ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА БАССЕЙНОВ ОХОТСКОГО МОРЯ
И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Грецкая Е. В., Петровская Н. А., Савицкий А. В.
АО «Дальморнефтегеофизика», Южно-Сахалинск, E.Gretskaya@dmng.ru
В 2019—2022 гг. АО «Росгеология» (АО «ДМНГ») проводило работы по двум
объектам в Охотском море.
В акватории Шелиховского бассейна, интерес к которому при проектировании
работ определялся наличием осадочного чехла значительной мощности и больших
по площади перспективных структур, выполнен полный комплекс работ: полевые
(сейсморазведка МОГТ-2D 108*, гравиметрия, магнитометрия) в объеме 6600 пог. км
каждого метода, обработка и комплексная интерпретация полученных и ретроспективных сейсмических данных в объеме 1400 пог. км. Плотность кондиционных сейсмических профилей на участке достигла 0,28 пог. км/км2, сеть профилей — 6×4 км.
В результате интерпретации сейсмических данных изучено строение акустического
фундамента и осадочного чехла, расчлененного на пять сейсмокомплексов (СК), проведено структурно-тектоническое районирование, выделены локальные структуры и
антиклинальные зоны, для прогноза коллекторов выполнен AVO-анализ, нефтегазоносная система охарактеризована с использованием программного обеспечения TemisFlow,
разработанного компанией Beicip-Frаnlаb, оценены локализованные ресурсы газа для
17 ловушек палеоцен-среднеэоценового СК. Объектом дальнейшего исследования
предложен Кипинский участок, включающий шельф и транзитную зону, в пределах которого в палеоцен-среднеэоценовом СК (Воямпольский прогиб) выделены сейсмофации, характерные для дельт (р. Палеовоямполка). Особое внимание рекомендуется уделить выявлению неструктурных ловушек стратиграфического и литологического типа
в поле развития конусов выноса и малых дельт.
При выполнении работ по созданию региональной сети опорных геолого-геофизических профилей в Охотском море обработано 19 030 пог. км ретроспективных сейсмических данных и 8250 пог. км новых данных по базовому графу с целью
достижения максимальной разрешенности сейсмической записи и максимальной
прослеживаемости отражающих горизонтов. Обработка и интерпретация данных
гравиразведки и дифференциальной гидромагнитной съемки проведены АО «Южморгеология» (Геленджик).
Для решения поставленных геологических задач проинтерпретировано более
27 280 пог. км сейсмических профилей. Привязка отражающих горизонтов (ОГ)
осуществлена к разрезам шести глубоких скважин (Западно-Сухановская-1, Магаданская-1, Тойская-1, Дагинская-1, Киринская-1, Лебяжьинская-1). В результате выполненных работ в изученной части Охотского моря прослежено надрегиональное
несогласие в кровле акустического фундамента (Фа), четыре ОГ, разделяющих осадочный чехол на СК и ОГ дна моря. Выделены и прослежены тектонические нарушения различного ранга и кинематики, выполнен палеоструктурный, палеогеографический и литолого-фациальный анализ по кайнозойской части разреза, построены
19
структурно-тектонические схемы по разным уровням, актуализирована схема нефтегазогеологического районирования. Комплект карт масштаба 1:2 000 000 включает:
шесть карт изохрон, шесть структурных карт, шесть карт изопахит, четыре литологофациальные карты, четыре палеогеографические карты, две схемы тектонического
районирования; подготовлены также схемы и разрезы, иллюстрирующие полученные
результаты.
К важнейшим результатам выполненной работы отнесены:
1. Создание актуализированных схем структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования.
Новая структурно-тектоническая схема отличается от созданных ранее по ряду
позиций: уточнены границы поднятий: Центрально-Охотского, Института океанологии, Академии наук СССР, Полевого и др.; определено сочленение поднятий Института океанологии, Лебедя и Соболевского, а также Академии наук и Большерецкого;
уточнена морфология Онекотанского поднятия, разделяющего Голыгинский прогиб и
Южно-Охотский мегапрогиб; впервые установлено положение Южно-Охотского разлома, ограничивающего северный борт Южно-Охотского мегапрогиба.
В актуализированной схеме нефтегазогеологического районирования из состава
Охотской нефтегазоносной провинции исключены Центрально-Охотская и ЮжноОхотская перспективные нефтегазоносные области (ПНГО) и выделен самостоятельный Голыгинский перспективный нефтегазоносный район. ПНГО Тинро отнесена
в категории территорий с неопределенными перспективами (без оценки начальных
суммарных ресурсов (НСР)).
2. Установление отсутствия сноса обломочного материала с Охотского свода на
основе сейсмофациального анализа и широкого распространения кремнисто-терригенных (терригенно-кремнистых) отложений в нижне-среднемиоценовом, средневерхнемиоценовом и верхнемиоцен-нижнеплиоценовом СК по наличию литогенетической границы opal-A/opal-CT.
3. Снижение доли нефти в структуре НСР Западно-Камчатской и Южно-Сахалинской нефтегазоносных областей, Северо-Охотской и Шантарско-Лисянской ПНГО
относительно принятой количественной оценке на 01.01.2017.
20
РАСПРЕДЕЛЕННЫЙ И НЕРАСПРЕДЕЛЕННЫЙ ФОНДЫ НЕДР
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ:
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ
Гущин А. С., Медведева Т. Ю., Еремина Е. Г.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, a.gushchin@vniio.ru
В оценке площадей распределенного и нераспределенного фонда недр используются данные о лицензионных участках недропользователей. Участки с типами лицензий НР и НЭ относятся к распределенному фонду недр, а участки с типом лицензии
НП — к нераспределенному фонду недр.
Исходные данные для решения пространственных задач — набор базовых слоев,
относящихся к топографической основе России (береговая линия, государственные
границы, полигоны водных объектов), границы исключительных экономических зон,
слой границ лицензионных участков.
На настоящий момент решены следующие первоочередные пространственные задачи:
– выделение полигонов территориального моря и континентального шельфа
в пределах каждого из морей Российской Федерации с использованием границ
двенадцатимильной зоны;
– разделение площадей лицензионных участков береговой линией на сухопутную
и морскую части, разделение морских частей лицензионных участков на относящиеся к территориальному морю и к континентальному шельфу;
– для всех полученных объектов произведен расчет их площадей. В расчете
площадей распределенного и нераспределенного фондов недр принимают
участие части лицензионных участков, приходящиеся на акватории морей
Российской Федерации.
В условиях, когда площади участков варьируются в широком диапазоне и площадь некоторых из них составляет значительную величину, наиболее подходящим,
с точки зрения авторов, выбран способ расчета по сферическим координатам на поверхности сферы, эквивалентной заданному эллипсоиду.
Создан структурированный массив информации с возможностью экспресс-оценки площадей распределенного и нераспределенного фондов недр по отдельно взятому
морю Российской Федерации и в целом.
Задачи, решаемые в настоящее время и требующие пересмотра методики оценки:
– подсчет площадей морских частей лицензионных участков, приходящихся на
внутренние морские воды. Площади внутренних морских вод определяются в
соответствии с российским законодательством (Закон № 155-ФЗ «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации»), что, в свою очередь, требует верификации имеющегося слоя так называемых исходных линий и дополнительных картографических построений;
– введение дополнительной категории деления площадей лицензионных участков
по принадлежности к перспективным и неперспективным нефтегазоносным
областям.
21
В настоящий момент существуют вопросы юридического характера, касающиеся
выделения внутренних морских вод, территориального моря и шельфовой части в
составе Азовского, Черного и Каспийского морей. В частности, несмотря на подписание пятисторонней Конвенции, определяющей Каспийское море именно как «море»,
его шельфовая часть до сих пор не выделена, понятие «шельф Каспийского моря» в
Конвенции не значится. Определение «исходных линий», являющееся одной из задач
рабочей группы по Каспийскому морю, в настоящий момент не завершено, поэтому отсутствует возможность определить границу территориального моря по водному
пространству.
22
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ
ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ШЕЛЬФА
ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ
Дзюбло А. Д., Маслов В. В.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, Москва,
dzyublo.a@gubkin.ru
Проблема ускорения темпа поисков перспективных объектов на шельфе Западной
Арктики и доразведки уже открытых залежей в палеозойском нефтегазоносном комплексе весьма актуальна.
Исследования геологического строения шельфа Западной Арктики, к которому
относятся Баренцево-Печорский и Карский регионы, развиваются с середины прошлого столетия. Результаты ГРР послужили основой для открытия крупнейших нефтяных и газовых месторождений в основном в мезозойских отложениях.
Изученность отложений палеозойского комплекса на шельфе Западной Арктики
не высокая, вместе с тем открыто несколько нефтяных месторождений в Печорском
море. Здесь в результате региональных профильных работ МОВ ОГТ в комплексе с
набортной гравиметрией была выявлена и оконтурена Приразломная антиклинальная
структура — впоследствии нефтяное месторождение в палеозое на шельфе.
Другое крупное месторождение — Медынское-море — находится на стадии доразведки. Извлекаемые запасы нефти составляют 97,3 млн т. В основной залежи каменноугольно-нижнепермского возраста сосредоточено 96% выявленных запасов
нефти. В пределах северо-западного блока месторождения в отложениях верхнего
силура открыта пластово-сводовая залежь нефти. В интервале 3785—3805 получен
приток легкой нефти плотностью 0,83 г/см3.
Особенности стратиграфии палеозойских толщ, вскрытых бурением на месторождении Медынское-море, рассмотрены на фоне известных закономерностей строения осадочного чехла и литофациальной изменчивости палеозойских отложений в северной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны (ВАСЗ) [Дзюбло и др., 2021,
2022].
В южной части структурной зоны и на севере в районах продолжения ВАСЗ в
пределах акватории Печорского моря мощность палеозойских комплексов уменьшается как за счет их конседиментационного сокращения, так и за счет все более глубокого предпозднедевонского и других размывов. В северном направлении проявляется
и значительная литофациальная изменчивость ряда стратиграфических горизонтов.
На Паханческой площади в 2001 г. пробурена параметрическая скважина на силурийские отложения 4417 м. Силурийские отложения вскрыты в интервале глубин
3989—4417 м. Получен непромышленный приток нефти из венлокского яруса.
В 2022 г. на шельфе Печорского моря открыто новое крупное нефтяное месторождение — Мадачагское. Получен фонтанный приток легкой малосернистой нефти
максимальным дебитом 220 м3 в сутки из овинпармских отложениях нижнего девона,
извлекаемые запасы нефти — 82 млн т. Мадачагское месторождение стало одним из
самых крупных открытий на континентальном шельфе России за последнее время.
23
На основе новых представлений о перспективах акваториальной части ТиманоПечорского бассейна прогнозируется, что зоны нефтегазонакопления могут быть связаны со складчатыми структурами нижнепалеозойских отложений и с диапировыми
структурами. Высокопродуктивные ловушки нефти и газа, приуроченные к закарстованным карбонатам, перекрытым предфранским несогласием, могут иметь значительно более широкое распространение, чем представлялось ранее [Соборнов, 2023].
Северная часть Карского моря представляет собой самостоятельную Северо-Карскую перспективную нефтегазоносную провинцию — осадочный бассейн, сложенный преимущественно допалеозойскими и палеозойскими отложениями. Учитывая,
что эта часть акватории не изучена глубоким бурением, модель геологического строения бассейна может базироваться только на геофизических материалах и геологических данных по островам и архипелагам [Мартиросян и др., 2011; Тарасенко и др.,
2021]. В Северо-Карском бассейне выявлено свыше 30 высокоперспективных структур на наличие углеводородного сырья, среди которых наиболее крупные Макарова-1,
Иванова-1, Меннера-1. Перспективные отложения: осадочный чехол сложен терригенными и карбонатными отложениями, предположительно, ордовик-силурийского,
девонского, каменноугольного, пермского, триасового и юрского возрастов, из которых поисковый интерес представляет интервал с ордовика по средний девон. Глубина
залегания — 500—4000 м.
Выводы. В первую очередь необходимо увеличить темп поисков перспективных
объектов на шельфе Западной Арктики, завершить промышленную оценку запасов
газа и нефти выявленных крупных месторождений, подготовив их к вводу в разработку, и в перспективе начать эксплуатацию залежей в мезозойских и палеозойских
отложениях. В результате создать новый морской Западно-Арктический нефтегазодобывающий центр.
Список литературы
1. Дзюбло А. Д., Маслов В. В., Сидоров В. В. Геологическая модель и перспективы нефтегазоносности отложений силурийского комплекса шельфа Печорского моря // SOCAR
Proceedings. 2022. Special Issue N 2. P. 95—102.
2. Дзюбло А. Д., Маслов В. В., Сидоров В. В., Шнип О. А. Прогноз и оценка углеводородного потенциала меловых и юрских отложений шельфа Карского моря по результатам геологоразведочных работ // SOCAR Proceedings. 2021. Special Issue N 2. P. 141—148.
3. Мартиросян В. Н., Васильева Е. А. и др. Север Карского моря — высокоперспективная
на нефть область Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. 2011. № 6. С. 99—115.
4. Тарасенко А. К., Алексеева А. К., Хохлова Ю. Н. Геолого-геофизическая модель осадочного чехла северной части Карского моря с целью обоснования перспектив нефтегазоносности района / Сборник тезисов докладов научно-практической рабочей встречи «Состояние
и перспективы ГРР на нефть и газ на континентальном шельфе Российской Федерации»,
24—25 июня 2021 г. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2021. С. 53—55.
5. Соборнов К. О. Региональная структура, диапиризм солей и нефтегазоносный потенциал акваториальной части Тимано-Печорского бассейна // Научный журнал Российского
газового общества. 2023. № 1 (37). С. 18—31.
24
РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ
Доронина М. С.1, Лейбенко А. И.1, Васильева Н. А.1,
Пронкина С. С.1, Малышев Н. А.2, Вержбицкий В. Е.2
1
2
ООО «РН-Эксплорейшн», Москва, msdoronina@rn-exp.rosneft.ru
ПАО «НК «Роснефть»», Москва
Нефтегазоносность триасовых терригенных пород-коллекторов доказана как в
норвежском, так и в российском секторах Баренцева моря. На норвежской территории,
помимо газонефтяного месторождения Голиаф (в южной части прогиба Хаммерфест),
в триасовых отложениях сделано 19 открытий углеводородов. В российской части
триасовые отложения продуктивны на Мурманском, Северо-Кильдинском, Песчаноозерском месторождениях. Разрез триасовых отложений представлен разнообразным
комплексом фаций: от морских относительно глубоководных до континентальных.
Предыдущими исследователями было предложено несколько комплектов палеогеографических карт [Васильев, 2012; Klausen et al., 2015; Glørstad-Clark et al., 2010,
2011; Lundschien et al., 2014; Riis et al., 2008]. Значительное увеличение объема сейсмических данных, в том числе 3D, позволило уточнить обстановки осадконакопления
и актуализировать палеогеографические модели для рассматриваемых отложений.
Анализ сейсмических разрезов триасового интервала свидетельствует о широком
распространении сейсмофации клиноформного комплекса, которая закономерно проградировала с юго-востока на северо-запад территории в течение триасового периода.
Эта закономерность была использована в качестве ключевого момента методического
подхода к палеогеографическим реконструкциям.
В индско-нижнекарнийском интервале разреза на территории исследования по
сейсмическим и скважинным данным выделено 27 секвенций 3—4-го порядков:
16 секвенций в индско-нижнеоленекском интервале разреза, 4 секвенции в разрезе
верхнеоленекско-нижнеладинских отложений, 5 секвенций в интервале верхнеладинско-нижнекарнийских отложений и 2 секвенции в верхнетриасово-нижнеюрском комплексе. В качестве границ секвенций выделялись поверхности несогласий
и коррелятивных им согласий. Наиболее ярко диагностические признаки границ
секвенций выражены в зонах развития клиноформ. Поверхности несогласий характеризуются кровельным прилеганием подстилающих отложений и подошвенным
налеганием перекрывающих. В скважинах границы секвенций чаще всего приурочены к наиболее резким литологическим и стратиграфическим границам, связанным с обмелением, а поверхности максимального затопления — к наиболее глинистым интервалам. Однако стоит отметить, что выделение и степень достоверности
картирования отражающих горизонтов и сейсмофаций зависят от качества данных.
Область развития интрузивных тел, занимающая значительную часть ВосточноБаренцевоморского мегапрогиба, низкое качество сейсмического материала и достаточно редкая сеть профилей затрудняют проведение атрибутного и сейсмофациального анализа и соответствуют области наименее уверенной прослеживаемости
отражающих горизонтов.
25
Наиболее уверенно в триасовом разрезе обособляются пять сейсмофаций, которые можно условно обозначить как «хаотичная», «субгоризонтальная» с разной
динамической выраженностью отражающих горизонтов, «клиноформенная», «субгоризонтальная», представленная ярким отражением в основании клиноформ, «холмообразная», развитая в основании или на склоне клиноформ, фрагментарно высокоамплитудная.
Анализ 2D- и 3D-сейсмических атрибутов, амплитудные атрибуты, послайсовый
анализ кубов структурных атрибутов и их цветовых сумм, а также спектральной декомпозиции использовался для определения областей потенциального развития пород-коллекторов, связанных с подводными и береговыми дельтовыми комплексами,
а также отложениями заполнения каналов, конусами выноса и шельфовыми песчаными грядами.
По результатам сейсмофациального анализа положение береговой линии проводилось по смене «субгоризонтальной» сейсмофации «хаотичной» и отражает ее положение на момент максимальной проградации секвенции. Граница шельфа и склона
проведена по наиболее выразительному перегибу клиноформенного комплекса, совпадающего с переходом в зону повышенных толщин. В пределах зоны «субгоризонтальной» записи были выделены прибрежно-морские и шельфовые обстановки.
По скважинным данным была подтверждена зависимость между выделенными сейсмофациями и обстановками осадконакопления. В районах, не изученных бурением,
обстановки осадконакопления интерпретировались только по результатам сейсмофациального анализа.
В результате комплексного анализа были построены карты сейсмофациальной
зональности с реконструкцией обстановок осадконакопления, выделены области потенциального развития песчаных отложений и нефтегазоматеринских толщ. Обобщая
полученные результаты реконструкции обстановок осадконакопления триасовых отложений, авторы составили схему эволюции положения бровок шельфа в индско-карнийское время.
Список литературы
1. Васильев В. Е. Седиментология пермско-триасового терригенного палеобассейна Баренцева моря // Газовая промышленность. 2012. Спецвыпуск. С. 12—18.
2. Glørstad-Clark E., Faleide J. I., Lundschien B. A., Nystuen J. P. Triassic seismic sequence
stratigraphy and paleogeography of the western Barents Sea area // Marine and Petroleum Geology.
2010. Vol. 27. P. 1448—1475. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2010.02.008.
3. Glørstad-Clark E., Birkeland E. P., Nystuen J. P., Faleide J. I., Midtkandal I. Triassic
platform-margin deltas in the western Barents Sea // Marine and Petroleum Geology. 2011. Vol. 28.
P. 1294—1314. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.03.006.
4. Klausen T. G., Ryseth A. E., Helland-Hansen W., Gawthorpe R., Laursen I. Regional
development and sequence stratigraphy of the Middle to Late Triassic Snadd Formation, Norwegian
Barents Sea // Marine and Petroleum Geology. 2015. Vol. 62. P. 102—122. DOI: https://doi.
org/10.1016/j.marpetgeo.2015.02.004.
5. Lundschien B. A., Høy T., Mørk A. Triassic hydrocarbon potential in the Northern Barents
Sea; integrating Svalbard and stratigraphic core data // Norwegian Petroleum Directorate Bulletin.
2014. N 11. P. 3—20. ISSN Online 1894—7670. ISBN 978-82-7257-117-6.
6. Riis F., Lundschien B. A., Høy T., Mørk A., Mørk M. B. E. Evolution of the Triassic shelf
in the northern Barents Sea region // Polar research. 2008. Vol. 27. P. 318—338. DOI: https://doi.
org/10.3402/polar.v27i3.6198.
26
ИНТЕГРАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ,
СЕДИМЕНТАЦИОННОГО И БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
ДЛЯ СНИЖЕНИЯ РИСКОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Емельяненко О. А., Деленгов М. Т.
ООО «БГТ», Москва, olga.emelianenko@bgtrus.ru
На этапе до начала проведения геологоразведочных работ в труднодоступных
районах оценка рисков является ключевым фактором, обуславливающим технический и экономический успех. Конечная цель геологического изучения — это бурение
скважин в пределах одного или нескольких перспективных участков, выбранных исходя из вероятности геологического и экономического успеха.
Предлагаемый подход, основанный на мультидисциплинарных принципах,
предусматривает интегрирование результатов работ в единую градационную систему оценок. Различные компоненты, такие как размер ловушки, наличие и качество
коллектора, наличие и эффективность флюидоупоров, насыщение углеводородами
залежи, являются определяющими факторами для оценки перспективности участков. Количественную оценку рисков, связанных с каждым из данных компонентов,
можно выполнить с применением набора критериев для каждого из соответствующих параметров (например, вероятность нахождения ловушки, минимальный объем ловушки, открытая пористость, насыщение нефтью и/или газом в пределах площади ловушки и т. д.).
Модель мультидисциплинарного подхода
27
Каждая из применяемых нами дисциплин позволяет учесть характеристики перечисленных компонентов и сформировать определенный взгляд на геологические условия. Использование независимых друг от друга методов позволяет повысить точность и качество прогноза наличия перспективных участков (см. рис.).
По результатам сейсмического описания, основанного на расчете акустического
импеданса, возможно получить распределение глинисто-песчаных разностей. Далее — уточнить данную модель по результатам седиментационного моделирования.
Седиментационное моделирование, в свою очередь, позволяет обосновать детальный прогноз распределения коллекторов, флюидоупоров, а также зон образования литологических и литостратиграфических ловушек. Программное обеспечение
для седиментационного моделирования проводит количественную оценку физических параметров, контролирующих осадконакопление, таких как погружение бассейна и эвстатические колебания уровня моря, расположение и активность источников
сноса осадочного материала, а также параметры, определяющие биопродуктивность
карбонатов. Полученные результаты далее лягут в основу флюидодинамического моделирования УВ.
Флюидодинамическое (бассейновое) моделирование, в свою очередь, позволяет
выполнить работы по оценке региональных нефтяных систем, а также количественную ресурсную оценку локальных объектов с учетом совокупности всех геологических рисков. Благодаря интеграции разнообразной геологической и геохимической
информации в единообразную систему появляется возможность в динамическом
режиме выполнить моделирование эволюции осадочного бассейна в геологическом
времени и провести оценку процессов генерации и миграции УВ, формирования и
накопления залежей.
Каждая из приведенных дисциплин привносит важную информацию о рисках,
связанных с четырьмя важными определяющими факторами: наличием ловушки,
коллектора, флюидоупора и насыщения. Ни одна из этих дисциплин по отдельности
не может дать количественную оценку всех рисков в полном объеме. Интеграция всех
дисциплин является единственным эффективным способом получения такой количественной оценки.
28
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АКВАТОРИАЛЬНОЙ
ЧАСТИ ПРИЧЕРНОМОРСКО-КРЫМСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ОБЛАСТИ
Козлова А. В.
ФГБУ «ВНИГНИ», Москва, kozlova.anna@vnigni.ru
Черное море является перспективной территорией для поисков, разведки и добычи углеводородов, его существенный углеводородный потенциал подтверждают
многочисленные месторождения нефти и газа, открытые в Российском, Румынском,
Болгарском и Турецком секторах Черного моря.
Автором выполнена количественная оценка ресурсов углеводородов северо-западной части Российского сектора Черного моря — мезозойско-кайнозойских отложений Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области.
Оценка ресурсного потенциала производилась по шести нефтегазоносным комплексам (НГК): верхнеюрскому, нижнемеловому, верхнемеловому-палеоценовому,
эоценовому, олигоцен-нижнемиоценовому (майкопскому) и миоцен-плиоценовому.
Расчеты выполнены с применением программно-технологического комплекса ГИС
INTEGRO.
Оценка проводилась методом геологических аналогий в вариации прогноза по
удельным плотностям запасов и ресурсов на единицу площади.
Для расчета коэффициента аналогии использовались следующие параметры прогноза:
– суммарная площадь структур по кровле НГК;
– средняя глубина залегания НГК;
– средневзвешенная общая толщина НГК;
– коэффициент изученности глубоким бурением;
– палеогеографический коэффициент;
– геохимический коэффициент.
Сравнение полученных результатов начальных суммарных ресурсов углеводородов (геол.)
с результатами предыдущей оценки по нефтегазоносным комплексам
29
В рамках данной работы было проведено уточнение и корректировка эталонных
участков по всем оцениваемым НГК.
По результатам выполненной оценки начальные суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) (геол.) составили 477,8 млн тут. Полученные результаты показали
увеличение НСР УВ на 35 млн тут (или 8%) по сравнению с результатами последней
официальной количественной оценки, выполненной по состоянию изученности на
01.01.2017.
Основная причина — это корректировка эталонных участков (изменение контура,
изменение используемых в эталоне месторождений), которая повлияла на изменение
их удельных плотностей НСР УВ как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Кроме того, была проведена оценка по двум ранее не оцениваемым в пределах
данной территории нефтегазоносным комплексам — верхнеюрскому и среднемиоцен-плиоценовому (см. рис.), НСР УВ (геол.) которых составили 30,5 и 18,7 млн тут
соответственно.
По результатам оценки выделены наиболее перспективные нефтегазоносные
комплексы — верхнемеловой-палеоценовый и олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский).
Смещение доли фазового состава в сторону газовой составляющей по результатам выполненной работы основано на использовании преимущественно газовых внутренних эталонных участков.
Список литературы
1. Аленин В. В., Батурин Ю. Н., Белонин М. Д. и др. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГНИ,
2000. 189 с.
2. Афанасенков А. П., Никишин A. M., Обухов А. Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. М.: Научный мир, 2007. 172 с.
3. Богаец А. Т., Бондарчук Г. К., Леськив И. В. и др. Геология шельфа УССР. Нефтегазоносность. Киев: Наукова думка, 1986. 152 с.
4. Глумов И. Ф., Гулев В. Л., Сенин Б. В., Карнаухов С. М. Региональная геология и перспективы нефтегазоносности Черноморской глубоководной впадины и прилегающих шельфовых зон. М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. 279 с.
5. Гайдук И. С. и др. Изучение физических параметров пород-коллекторов и оперативный подсчет запасов нефти и газа на выявленных месторождениях «Крымморгеология»: отчет. Симферополь: Объединение «Крымморгеология», 1973. 197 с.
6. Количественная оценка ресурсов нефти и газа РФ по состоянию на 01.01.2017: отчет.
М.: ФГБУ «ВНИГНИ», 2020.
7. Наумова М. Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнемиоценовых отложений северо-западной части Черного моря: дис. канд. геол.-мин. наук. М.,
2019. 156 с.
8. Дергачёва А. Я. и др. Оперативный подсчет запасов нефти и газа на площадях объединения «Крымморгеология»: отчет. Симферополь: Объединение «Крымморгеология», 1976.
143 с.
9. Лисицын А. П., Короновский Н. В., Шрейдер Ал. А. и др. Система Черного моря. М.: Научный мир, 2018. 808 c.
30
ОЦЕНКА ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ МАЛОИЗУЧЕННЫХ
РЕГИОНОВ: ПРИМЕНЕНИЕ СТОХАСТИЧЕСКОГО МЕТОДА
И ЕГО ОСОБЕННОСТИ
Комаров А. Ю.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, kom85288@gmail.com
Локализованные ресурсы, их роль и положение в классификации запасов нефти
и газа, а также в структуре запасов и ресурсов углеводородов до сих пор вызывают
множество дискуссий.
Согласно «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013, к локализованным ресурсам категории Дл относят ресурсы нефти,
газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью [Классификация запасов...,
2013]. При этом их оценка должна производиться строго объемным методом на поисково-оценочном этапе, который выполняется за счет средств недропользователя.
Несмотря на это, в настоящее время существует практика постановки задач оценки локализованных ресурсов на региональном этапе, что вызывает ряд вопросов и
замечаний: с одной стороны, к положению самой категории Дл и ее роли [Супруненко
и др., 2018], с другой — к точности и корректности выполненных оценок.
В данных ситуациях вполне логичным видится применение стохастического, или
вероятностного, подхода к оценке ресурсов, что позволяет использовать стохастиче-
Сравнение результатов оценки локализованных ресурсов при вероятностном
и детерминистическом подходах
31
ские распределения подсчетных параметров, входящих в объемную формулу оценки,
избегая применения «точечных» значений, а также позволяет оценить риски, вероятности точности оценки перспектив того или иного локального объекта, тем самым
появляется дополнительная возможность скорректировать стратегию дальнейшего
проведения геологоразведочных работ [Роуз, 2011].
Рассмотрен пример применения вероятностного подхода к оценке локализованных ресурсов для группы структур Прикамчатско-Тихоокеанского осадочного бассейна, где задача оценки локализованных ресурсов решена исполнителем (АО «Дальморнефтегеофизика») построением генерационной модели и использованием
детерминистического («точечного») подхода [Грецкая и др., 2019]. Однако выбор метода ресурсной оценки не исключает, а, наоборот, предполагает контроль результата
альтернативными подходами.
Для вероятностного подхода оценки локализованных ресурсов использовался
метод Монте-Карло, предполагающий проведение множественных испытаний с последующим статистическим анализом результатов. Ключевыми моментами здесь являются выбор граничных значений каждого из подсчетных параметров, а также определение характера распределения значений внутри обозначенного интервала: был
использован равномерный и нормальный характеры распределения, а также охарактеризованы и обоснованы граничные значения каждого подсчетного параметра при
оценке ресурсов газа.
Полученные данные, по оценкам, указывают на более оптимистичные результаты
детерминистического подхода исполнителя относительно результатов, полученных
при вероятностной оценке (см. рис.).
Значения, полученные исполнителем при детерминистическом подходе к оценке
ресурсов, находятся в пределах выполненной вероятностной оценки, отражая прогноз на уровне Р(10) — Р(30), поэтому можно говорить об успешном опыте применения вероятностного подхода к оценке локализованных ресурсов.
Список литературы
1. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ.
Утверждено приказом Министерства природных ресурсов РФ от 07.02.2001 № 126.
2. Грецкая Е. В., Савицкий А. В., Петровская Н. А., Рыбак-Франко Ю. В. Геологическое
строение и перспективы нефтегазоносности Российского сектора Берингова моря и Тихого
океана // Новые идеи в геологии нефти и газа — 2019. М.: МГУ им. М. В. Ломоносова, 2019.
С. 133—137.
3. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Утверждена приказом
Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 № 477.
4. Супруненко О. И., Медведева Т. Ю., Строганова Е. Д. О локализованных ресурсах нефти и газа категории Д л // Бурение и нефть. 2018. № 10. С. 20—23.
5. Прищепа О. М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа
в зонах нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6, № 4.
URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf.
6. Роуз Питер Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами // Библиотека нефтяного инжиниринга. М.: Ижевск, 2011. 301 с.
32
АУТИГЕННЫЕ КАРБОНАТЫ КАК ВОЗМОЖНЫЙ ПОИСКОВЫЙ
ПРИЗНАК УГЛЕВОДОРОДОВ
Крылов А. А., Логвина Е. А., Гусев Е. А.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, akrylow@gmail.com
Состав аутигенных карбонатов отражает физико-химические условия среды кристаллизации, которые могут быть реконструированы по результатам изотопно-геохимических исследований. Вариации изотопного (δ13С и δ18О) облика конкреций определяются особенностями фракционирования, которые связаны с фундаментальными
различиями между процессами седиментогенеза, диагенеза и катагенеза.
Способы формирования карбонатов одни из самых разнообразных среди осадочных пород. Как правило, выделяют четыре основных генетических типа: органогенный, обломочный, хемогенный и биохемогенный. Аутигенные карбонаты относятся к
двум последним, причем биохемогенный путь кристаллизации с активным участием
микробов преобладает в диагенезе, а хемогенный (без микробов) — в катагенезе.
Значения δ13С используются для выяснения источников углерода [Леин, 2004;
Galimov, 2006], и позволяют реконструировать главные генетические связи карбонатов — с органическим веществом (ОВ), углеводородами (УВ) или морской/озерной
водой. Значения δ18О служат для определения «палеосолености» (морской/озерной)
воды/флюида и палеотемпературы при кристаллизации (перекристаллизации) карбонатных минералов.
Основные генетические группы карбонатов выделяются по результатам изотопных исследований: 1) седиментогенно-органогенные; 2) диагенетические, подразделяемые далее по источникам углерода (микробная деструкция ОВ; окисление метана;
микробная генерация метана); 3) гидротермальные; 4) катагенетические; 5) биодеградированные — связанные чаще всего с формированием вторичного метана.
Наиболее распространенной в природе является седиментогенно-органогенная
генетическая группа, включающая органогенный (биогенный) и обломочный типы.
Они не относятся к аутигенным, но представляют собой важнейший репер, с которым
удобно сравнивать остальные карбонаты. Источником углерода и кислорода в этих
карбонатах является преимущественно морская (или метеорная) вода.
Значительная доля диагенетических карбонатов (биохемогенный генетический
тип) формируется за счет микробной деструкции ОВ. Мощность зоны их кристаллизации определяется доступностью ОВ для переработки микробами, а также наличием
соответствующих элементов-окислителей. Карбонаты, кристаллизующиеся за счет
аэробного/анаэробного окисления метана, характерны для областей фокусированной
разгрузки углеводородных флюидов. Наиболее распространенным механизмом повышения щелочности в поровых водах является сульфат-редукция. Формирование
карбонатов за счет генерации метана археями в диагенезе чаще всего идет либо по
пути деструкции ацетата, либо за счет восстановления СО2. Как правило, величины
δ13С карбонатов из зоны метаногенерации тяжелее +5‰ и могут доходить до +37,6‰.
Катагенетические аутигенные карбонаты относятся к хемогенному генетическому типу. Критерии выделения зоны катагенеза в стадиальном анализе не однозначны
33
[Лебедев, 1992]. Самым очевидным отличием от диагенеза является смена микробно-обусловленных биогеохимических процессов хемогенными, в которых ведущим
фактором преобразований становятся более высокие температуры. Как правило, активность микробов резко уменьшается при температурах выше 50—70 ℃ [Seewald,
2003] за счет трансформации доступного для них ОВ в кероген. Кристаллизация аутигенных карбонатов на этой стадии литогенеза происходит по двум основным путям.
Первый из них — термальное разрушение керогена, углей и т. п., сопровождающееся
процессами генерации УВ. Выделение СО2 из керогена начинается практически одновременно с формированием нефти при температуре около 50 ℃ и почти заканчивается в зоне максимума «нефтяного окна» с температурой 100—110 ℃ [Seewald, 2003].
Вторым путем образования карбонатов в зоне катагенеза является перекристаллизация известняков, доломитов и мергелей либо их растворение и миграция флюидов в
направлении зон, благоприятных для образования конкреций. Аутигенные карбонаты
в таких случаях наследуют изотопный состав δ13С исходных пород. Однако практически всегда будет присутствовать примесь углерода, связанного с деструкцией керогена, что сдвигает величину δ13С карбонатов в изотопно-легкую область.
Аутигенные карбонаты, связанные с биодеградацией УВ, слабо изучены с позиций изотопной геохимии. Биодеградация может начинаться при температурах менее
80 ℃ с образованием изотопно-тяжелой углекислоты (δ13ССО2 > +2‰) и метана, схожего с катагенетическим по величинам δ13С [Milkov, 2011]. Обогащение СО2 изотопом 13С происходит за счет метаногенерации.
Группа «гидротермальных» аутигенных карбонатов, как правило, формируется в
пределах срединно-океанических хребтов, трансформных разломов или в непосредственной близости от них: в трещинах, полостях серпентинизированных перидотитов, реже — базальтов; могут также цементировать брекчии или формировать постройки, являющиеся выводящими каналами для гидротермальных флюидов.
Результаты наших исследований позволяют сделать вывод о том, что аутигенные
карбонаты тесно связаны с УВ (диагенетические, катагенетические, биодеградированные, частично «гидротермальные»), и эта связь может быть реконструирована посредством изотопно-геохимических исследований. Таким образом, аутигенные карбонатные конкреции могут рассматриваться в качестве косвенного поискового признака УВ.
Работа поддержана грантом РНФ-23-27-00457.
Список литературы
1. Лебедев Б. А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л.: Недра,
1992. 239 с.
2. Леин А. Ю. Аутигенное карбонатообразование в океане // Литология и полезные ископаемые. 2004. № 1. С. 3—35.
3. Galimov E. M. Isotope organic geochemistry // Organic Geochemistry. 2006. Vol. 37.
P. 1200—1262.
4. Milkov A. V. Worldwide distribution and significance of secondary microbial methane formed
during petroleum biodegradation in conventional reservoirs // Organic Geochemistry. 2011. Vol. 42.
P. 184—207.
5. Seewald J. S. Organic-inorganic interactions in petroleum-producing sedimentary basins //
Nature. 2003. Vol. 426. P. 327—333.
34
ПРИМЕНЕНИЕ ГРУПП ПОДВОДНЫХ И ВОЛНОВЫХ ГЛАЙДЕРОВ
КАК СИСТЕМ ПОДВОДНОГО ПОИСКА И ОБНАРУЖЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ
Маевский А. М., Занин В. Ю.
Санкт-Петербургский государственный морской технический университет,
АО «НПП ПТ «Океанос», Санкт-Петербург nlk@oceanos.ru
Автономные подводные аппараты планерного типа сегодня являются одним из
самых перспективных направлений в области морской робототехники. Их постоянное применение и положительные результаты в различных исследовательских миссиях и проектах — тому подтверждение. В совокупности с не менее инновационной
разработкой волновых глайдеров единая группа подобных робототехнических объектов может существенно сократить время на получение океанологических данных.
Подводный глайдер может быть носителем многочисленной полезной нагрузки.
Принцип перемещения глайдера, высокая степень автономности, возможности интеллектуального анализа и планирования миссии в зависимости от сложившихся
условий, групповые алгоритмы применения в паре с волновым глайдером и многие
другие особенности данных морских робототехнических комплексов (МРТК) способны существенно увеличить скорость получения океанологических данных, что
позволяет формировать большие базы данных, необходимые для прогнозирования
климатических изменений, а также сократить экономические затраты на проведение исследований.
Подводные глайдеры применяют для исследования и мониторинга больших акваторий [Wagawa et al., 2016; Gajkovich et al., 2016]. Полезная нагрузка, установленная
на данных аппаратах, позволяет проводить анализ состояния морской среды и получать оперативную информацию о погодных условиях в регионе [Chang et al., 2015;
Testor et al., 2008], океанологическую и гидрологическую информацию [McMillan,
2015], в том числе о наличии примесей в результате таяния ледников и возможном
расположении нефтяных и газовых месторождений [Maevskij, Gajkovich, 2019].
Отдельно можно выделить область применения групп подводных глайдеров. Существует ряд успешных работ, в которых были использованы группы из подводных
глайдеров, что существенно увеличивает скорость получения океанологических данных.
Как правило, на такие устройства устанавливается следующая исследовательская
аппаратура:
– датчик метана, имеющий высокую скорость и работающий на малых растворениях: до 20 нмоль/л в течение нескольких секунд;
– высокоточный флуоресцентный сенсор создания полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) — до 0,1 мкг/л для фенантрена;
– различные анализаторы нефтепродуктов и т. д.
Проведенный анализ указывает на актуальность использования подводных глайдеров как носителей исследовательской аппаратуры, которые могут в течение нескольких месяцев выполнять поставленную задачу.
35
Цели и задачи. Целью работы является развитие теории применения группы
МРТК, состоящей из подводных и волновых глайдеров, способных обеспечить получение полезной физико-химической информации о состоянии акватории в режимах,
близких к реальному времени.
В основе работы лежит рассмотрение экспериментальных образцов подводного глайдера Shadow и волнового глайдера, разработанных специалистами АО «НПП
ПТ «Океанос» и Санкт-Петербургского государственного морского технического
университета соответственно (рис. 1), и возможности их использования в комплексе
[Gajkovich, Zanin, 2014; Zanin et al., 2020].
Использование волнового глайдера как межсредного шлюза-ретранслятора между
пунктом управления МРТК и подводным глайдером позволяет существенно повысить
автономность работы подводного глайдера, упростить процессы передачи океанологической и гидрологической информации, а также сократить расходы на проведение
исследований.
Пример перемещения подводного глайдера по заданным регионам представлен
на рис. 2.
Примеры полученных характеристик распределения солености и электрической
проводимости представлены на рис. 3.
Рис. 1. Подводный и волновой глайдеры разработки и производства АО «НПП ПТ «Океанос»
и Санкт-Петербургского государственного морского технического университета
Рис. 2. Траектория перемещения подводного глайдера в ходе выполнения миссии
В результате эксперимента видно, что аппарат прошел заданные области с небольшим
отклонением от целевой траектории. Максимальная глубина погружения составила до 18 м,
время выполнения миссии — 1,5 часа, пройденная дистанция во время эксперимента — 2 км
36
Рис. 3. Градиенты распределения параметров солености и электрической проводимости
в ходе выполнения миссии
Выводы. В работе представлены возможные варианты группового применения
необитаемых аппаратов в МРТК, состоящем из подводного и волнового глайдеров.
Рассмотрены особенности взаимодействия подводного и волнового глайдеров. Описан типовой сценарий использования МРТК для решения практических задач в ходе
морских экспедиций. Проведенные натурные эксперименты с использованием подводного глайдера демонстрируют возможность получения необходимых океанологических и гидрологических параметров в заданных разрезах глубин.
Список литературы
1. Wagawa T., Igeta Y., Honda N., Abe S., Ito M., Okunishi T. et al. Hydrographic 337 observations
in the Japan Sea with an underwater glider. In Proceedings of the 2016 Techno-Ocean (TechnoOcean). 2016. P. 595—598. https://doi.org/10.1109/Techno-Ocean.2016.7890725.
2. Gajkovich B., Zanin V., Kozhemyakin I. Issues of development of marine robotic platforms
on the example of the creation of the underwater vehicle “Glider”. Proceedings of XI All-Russian
Scientific and Practical Conference “Advanced systems and control problems”. Rostov on Don,
Russia, 6—8 April 2016. P. 151—163.
3. Chang D., Zhang F., Edwards C. Real-Time Guidance of Underwater Gliders Assisted by
Predictive Ocean Models // Journal of Atmospheric and Oceanic Technology. 2015. Vol. 32. P. 562—
578. https://doi.org/10.1175/JTECH-D-14-00098.1. 353.
4. Testor P., Mortier L., Lheveder B., Taillandier V., Send U., Smeed D. et al. Regional in-situ
observatory: glider observations in the northwestern Mediterranean Sea in winter 2008 (EGO). In
Proceedings of the GODAE Final Symposium. Nice, France, 12—15 November 2008.
5. McMillan J. Autonomous Underwater Vehicle Operations in the Arctic. 2015. https://doi.
org/10.4043/25543-MS.
6. Maevskij A., Gajkovich B. Development of hybrid autonomous uninhabited vehicles for the
exploration of hydrocarbon deposits // News of gas science. 2019. Vol. 2 (39). P. 29—40.
7. Gajkovich B., Zanin V. Issues of creating a family of marine gliders as elements of a global
maritime security system. Proceedings of IX All-Russian Scientific and Practical Conference
“Advanced systems and control problems”. 2014. P. 211—218.
8. Zanin V. Yu., Kozhemyakin I. V., Maevskij A. M. The use of marine robotics in the tasks
of operational oceanography. Domestic and foreign experience // Marine information and control
systems. 2020. Vol. 1 (17). P. 39—49.
37
ГИДРАТЫ МЕТАНА НА ШЕЛЬФЕ АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ:
ПРОГНОЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ И ТЕХНОГЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ
Матвеева Т. В.1, Смирнов Ю. Ю.1, 2, Чазов А. О.1, 3
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, tv_matveeva@mail.ru
2
ФГБУ ВО «Российский государственный гидрометеорологический университет»,
Санкт-Петербург
3
Санкт-Петербургский государственный университет, Санкт-Петербург
1
Возможность образования газовых гидратов при промерзании территорий современного арктического шельфа в субаэральных условиях, которые преобладали здесь в эоплейстоцене — неоплейстоцене, является одним из наиболее обсуждаемых вопросов четвертичной геологии в связи с начавшимся освоением шельфовых месторождений нефти
и газа и необходимостью создания сопутствующей инфраструктуры. Гидрат природного
газа представляет собой кристаллическое твердое вещество, образуемое в основном метаном и межпоровой водой под высоким давлением при низкой температуре. Скопления
гидратов метана широко распространены на континентальных склонах и на шельфе арктических морей в субаквальных многолетнемерзлых породах (СММП), где они приурочены к нормальным коллекторам.
Актуальность изучения криогенных гидратов метана и прогнозирование их распространения обусловлены ресурсным, экологическим и инженерно-геологическим
аспектами проблемы геологии газовых гидратов. Метастабильные гидраты могут легко диссоциировать в силу глобальных природных изменений — с повышением температуры (потепление климата) либо при понижении давления (падение уровня моря).
Однако наиболее вероятными причинами их разложения могут являться техногенные
воздействия, например буровые операции при разведке и добыче нефти и газа [Briaud,
Chaouch, 1997] или механические воздействия на придонные отложения (добыча океанических твердых полезных ископаемых, прокладка кабелей или строительство подводных сооружений), что напрямую снижает прочность гидратоносных отложений и
изменяет условия стабильности гидратов. При диссоциации всего лишь 1 м3 гидрата
метана выделяется около 164 м3 горючего газа и 0,8 м3 воды. При этом возникают
аномально высокие пластовые давления, а прочность отложений уменьшается. Если выделяемые флюиды не могут быстро мигрировать в окружающее пространство,
это может привести к целому ряду опасностей, таких как разрушение морских буровых платформ, нефтяных скважин, взрывы в результате спонтанных выбросов газа
[Milkov, 2000; Xu, Germanovich, 2006; Zhang et al., 2010, 2011; Chaouch, Briaud, 1997].
Глобальные статистические исследования, проводимые за рубежом, показали, что в
более 70% случаев бурение скважин для разведки и разработки углеводородов сопряжено с опасными геологическими процессами, вызванными выделением значительных количеств воды и/или газа из газовых гидратов, как, например, это случилось
при взрыве буровой платформы Deepwater Horizon (British Petroleum) в 2010 г., что
повлекло серьезное загрязнение окружающей среды и огромные финансовые потери
[Wu et al., 2011; Marcia et al., 2012].
38
Кровля СММП довольно четко прослеживается на сейсмоакустических записях;
сведений об их подошве нет ни по данным бурения, ни по результатам сейсморазведки. Идентификация криогенных скоплений газовых гидратов сейсморазведочными методами не представляется возможной из-за сходства их физических свойств и
свойств обычного льда. Натурных данных для обоснованных прогнозов недостаточно, в связи с этим основным источником информации о толщинах и распространении СММП и связанной с ними зоны стабильности криогенных газовых гидратов
(ЗСКГГ) является математическое моделирование.
Одним из направлений работ, проводимых ФГБУ «ВНИИОкеангеология», является
прогноз распространения СММП и связанной с ними ЗСКГГ на основании численного
моделирования, а также выявление геофизических и геохимических признаков, свидетельствующих о возможной деградации СММП и приуроченных к ней потенциальных
газогидратных скоплениях. Прогнозирование СММП и ЗСКГГ выполнялось на основе
решения основного уравнения теплопроводности (задача Стефана) как наиболее подходящей физической модели для описания изменения температуры отложений во времени и подбора подходящих кривых эвстатических колебаний уровня моря и вариаций
приземных температур воздуха. Базовыми критериями, позволяющими судить о возможности гидратообразования в геологическом прошлом и сохранения реликтов этих
гидратных скоплений до наших дней, служили (помимо прогноза СММП) геотермическое районирование акватории Северного Ледовитого океана и мощность осадочного чехла (как основное условие газогенерации). Составлена прогнозная карта распространения ЗСКГГ. Методами картографического анализа произведен расчет площади
ЗСКГГ, которая (в пределах ИЭЗ России) составила 1990 тыс. кв. км, что более 46%
общей площади изученных акваторий в пределах ИЭЗ. Максимальные толщины ЗСКГГ
варьируются от 400 до 1000 м, простирание ее ограничено изобатой 100 м.
Данные о молекулярном составе осадочных газов и результаты переинтерпретации материалов МОВ ОГТ и НСП послужили основой для локализации геологических опасностей в результате деградации СММП, нарушения условий стабильности
гидратов и их разложения. Собран фактический материал по обнаружению мерзлых
пород в кернах и создан цифровой массив геотемпературных измерений (с разбраковкой сомнительных данных), выполнено геотермическое районирование.
Выявлено три типа потенциально опасных геологических структур, локализующихся
именно в пределах прогнозируемой ЗСКГГ: очаги разгрузки газа, покмарки и диапиры.
Положение таких структур позволяет сделать важные выводы о геологических рисках,
связанных с деградацией мерзлоты и нарушением условий стабильности газовых гидратов. В частности, в акватории Карского моря максимальная глубина, с которой прослеживается большинство газообусловленных структур на сейсмической записи (очаги
разгрузки газа и покмарки), превышает расчетную глубину залегания подошвы СММП,
что говорит либо об отсутствии мерзлых пород, либо о деградации СММП и (возможно)
находящихся под СММП газовых гидратов. Некоторая часть аномалий начинает прослеживаться с глубин ниже кровли и выше подошвы СММП, то есть в пределах расчетной
зоны стабильности, что также может быть связано с деградацией гидратов.
Разрабатывается система анализа рисков, связанных с техногенными воздействиями на потенциально гидратоносные отложения, состоящая в оценке масштабов и
уровней воздействия (высокий, средний, низкий или минимальный риск). Идентификация и анализ потенциальных подводных геологических и техногенных опасностей
на арктическом шельфе очень важны для предотвращения аварий и во время разведки
и разработки морских углеводородных ресурсов.
39
Список литературы
1. Briaud J. L., Chaouch A. Hydrate melting in hydrate soil around hot conductor // J. Geotech.
Geoenviron. Eng. 1997. Vol. 123 (7). P. 645—653.
2. Milkov A. V. Worldwide distribution of submarine mud volcanoes and associated gas
hydrates // Mar. Geol. 2000. Vol. 167. P. 29—42.
3. Xu W., Germanovich L. N. Excess pore pressure resulting from methane hydrate dissociation
in marine sediments: a theoretical approach // J. Geophys. Res. 2006. Vol. 111. P. B011104.
4. Zhang X. H., Lu X. B., Li Q. P. Thermally induced evolution of phase transformations in gas
hydrate sediment//Sci. China. Phys. Mech. Astron. 2010. Vol. 53 (8). P. 1530—1535.
5. Zhang X. H., Lu X. B., Zheng Z. M. Layered fracture and outburst due to dissociation of
hydrate // J. Petrol. Sci. Eng. 2011. Vol. 76. P. 212–216.
6. Chaouch A., Briaud J. L. Post melting behavior of gas hydrates in soft ocean Sediments. In:
Offshore technology conference (OTC 8298). 1997. P. 1—11.
6. Marcia K. M., Rich C., Timothy J. C., George D. G., Paul A. H., Thomas B. R. et al. Review
of flow rate estimates of the deepwater horizon oil spill // Proc. Natl. Acad. Sci. 2012. Vol. 109 (50).
P. 20260—20267.
7. Wu S., Wang D., Qin Z. Geohazards and prediction techniques in deep-water oil and gas
development // J. Nat. Disasters. 2011. Vol. 20. P. 1—8.
40
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
НА УГЛЕВОДОРОДНОЕ СЫРЬЕ НА ТЕРРИТОРИИ АРКТИЧЕСКОЙ
ЗОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В 2020—2022 ГОДАХ
И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕЕ ДАЛЬНЕЙШЕГО ОСВОЕНИЯ
Мельников П. Н., Соловьёв А. В., Скворцов М. Б., Грушевская О. В.,
Кравченко М. Н., Уварова И. Н.
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»,
Москва, grushevskaya@vnigni.ru
Важнейшей задачей воспроизводства минерально-сырьевой базы страны является интенсификация геологического изучения и подготовки ресурсной базы углеводородов Арктической зоны Российской Федерации. Арктическая зона РФ обладает
высоким ресурсным потенциалом, что является ключевым фактором обеспечения
национальной энергетической безопасности на долгосрочную перспективу. Согласно
последней официальной Количественной оценке ресурсов углеводородов РФ по состоянию изученности на 01.01.2017, начальные суммарные ресурсы углеводородов
(УВ) Арктической зоны РФ составляют 281 млрд тут. На 01.01.2022 доля запасов УВ
категорий A+B1+C1+В2+C2 — 22,6% (63,6 млрд тут), доля неразведанного потенциала, ресурсы категорий D0+D1+D2, достигает 68,9% (193,6 млрд тут).
В соответствии с внесенными изменениями от 14.07.2022 в Федеральный закон
от 13.07.2020 № 193-ФЗ «О государственной поддержке предпринимательской деятельности в Арктической зоне Российской Федерации» состав Арктической зоны РФ
расширен. В нее вошли части территорий следующих субъектов РФ: Республики Карелия, Республики Коми, Красноярского края, Архангельской области [Федеральный
закон..., 2022].
Геологоразведочные работы (ГРР) на углеводородное сырье в Арктической зоне
РФ проводятся за счет средств федерального бюджета, субъектов федерации и собственных средств недропользователей. За счет федерального бюджета проводятся не
только региональные сейсморазведочные работы 2D и научно-тематические работы,
но и параметрическое бурение [Мельников и др., 2020а, 2021]. В период 2020—2022 гг.
за счет средств федерального бюджета на территории Арктической зоны РФ региональные ГРР выполнялись в рамках 18 объектов, в том числе на 5 объектах арктического шельфа. В 2023 г. региональные работы ведутся в рамках 12 объектов, включая
бурение двух параметрических скважин (Гыданская-118 и Новоякимовская-1).
Основные геологические результаты за счет средств бюджета в период 2020—
2022 гг. получены в пределах Анабаро-Хатангской площади, в районе южного склона
Анабарского свода, в южной части полуострова Ямал в пределах Щучьинской зоны.
В Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) завершен комплекс работ по ликвидации параметрической скважины Гыданская-130 [Грибова и
др., 2018ф]. Забой скважины составил 6126 м. По результатам бурения впервые в центральной части Гыданского полуострова вскрыты, изучены и оценены перспективы
нефтегазоносности нижнеюрского и триасового комплексов пород. По результатам
41
интерпретации данных ГИС выделены продуктивные коллекторы в ахской свите нижнего мела, газонасыщенные коллекторы в отложениях малышевской свиты средней
юры и тампейской свиты триаса.
В акваториальной части Арктической зоны РФ в море Лаптевых проводились
морские полевые геофизические исследования (сейсморазведка МОВ ОГТ 2D в комплексе с гравиразведкой и магниторазведкой) в объеме 6500 пог. км в Омолойском
заливе [Васильева и др., 2021ф] и в зоне сочленения Таймыро-Североземельской
складчатой системы с Лаптевской окраинно-материковой плитой и прилегающего
континентального склона Северного Ледовитого океана [Петрушина и др., 2020ф]
в объеме 4000 пог. км [Мельников и др., 2019]. По результатам работ была уточнена
геолого-геофизическая модель Омолойского залива и изучено геологическое строение зоны сочленения Притаймырско-Присевероземельской континентальной окраины со структурами Евразийского океанического бассейна.
В 2022 г. ФГБУ «ВНИГНИ» получены результаты в пределах Енисей-Хатангского прогиба [Варламов и др., 2017] в районе восточной части Рассохинского мегавала
и юго-западной части Балахнинского мегавала [Обухов и др., 2022ф.] и в Баренцевом море [Грушевская и др., 2022ф]. Также были начаты новые региональные ГРР на
нефтегазоперспективных территориях Арктической зоны РФ: Красноярского края и
ЯНАО в районе Анабарской антеклизы; Республики Саха (Якутия) на Дьяппальском
и Кютингдинском участках, в Жиганском районе на Мунском, Жиганском, Восточно-Линденском и Соболох-Маянском участках, Ундулюнгской площади; в ЯНАО в
Тазовском районе второй этап бурения параметрической скважины Гыданская-118;
на шельфе Восточно-Сибирского моря (ПНГО Де-Лонга) и в зоне сочленения склоновых структур Северного Ледовитого океана — хребта Гаккеля и котловины Нансена с шельфовыми структурами моря Лаптевых. Закончился второй этап бурения
параметрической скважины Новоякимовская-1, расположенной в восточной части
Агапского прогиба Енисей-Хатангской НГО. Получены литолого-стратиграфическая,
геофизическая, петрофизическая, геохимическая характеристики верхнемелового,
нижнемелового, верхнеюрского и среднеюрского разреза территории. В конце 2023 г.
ФГБУ «ВНИГНИ» завершит второй этап бурения параметрической скважины Новоякимовская-1, а с 2023 г. начаты работы по испытанию глубокой параметрической
скважины Новоякимовская-1 в рамках отдельного объекта ГРР.
Силами недропользователей ГРР осуществляются такими вертикально интегрированными нефтяными компаниями, как ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром»,
ПАО «Газпром нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «РуссНефть», ПАО «НОВАТЭК»,
ПАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть» [Мельников и др., 2020б]. В 2022 г. было
выдано 67 новых лицензионных участков, большая часть которых расположена на
сухопутной части Арктической зоны РФ.
На финансирование ГРР с нарастающим итогом с 2020 г. затрачено 461,7 млрд
рублей, из них за счет недропользователей — 98% (450,3 млрд рублей), а на сушу
приходится 74% (339,9 млрд рублей). За счет бюджета выполнено 12,8 тыс. пог. км
региональной и рекогносцировочной сейсморазведки 2D. За счет недропользователей выполнено 8,3 тыс. пог. км площадной сейсморазведки 2D и 43,7 тыс. км2 сейсморазведки 3D; пробурено 514,2 тыс. м, из них 250,4 тыс. м — поисковое бурение,
263,8 тыс. м — разведочное. По результатам бурения открыто 11 новых месторождений: Западно-Иркинское, им. Е. Зиничева, В. И. Гири, Сеяхинское, Новоогненное,
Нижне-Известинское, Северо-Мишваньское (сухопутные) и 75 лет Победы, им. Маршала Жукова, им. Маршала Рокоссовского, Мадачагское (морские).
42
Наиболее перспективными регионами для восполнения ресурсной базы УВ в
долгосрочной перспективе являются Красноярский край и Республика Саха (Якутия). Несмотря на явно недостаточную степень геолого-геофизической изученности,
не сопоставимую с изученностью основных регионов нефтегазодобычи, уже сейчас
можно с полным основанием утверждать, что Арктическая зона РФ является основным резервом нефтегазодобывающей промышленности страны. Главное достижение
геологоразведочных работ — открытие крупнейших нефтегазоносных провинций на
западно-арктическом шельфе. Здесь установлено три крупных узла нефтегазонакопления: Центрально-Баренцевский и Южно-Карский газоконденсатные и Печороморский нефтегазоконденсатный.
Перспективы дальнейшего освоения Арктической зоны сводятся к трем стратегическим направлениям. Во-первых, это дальнейшее геологическое изучение сухопутных территорий Арктической зоны РФ, а именно Красноярского края, Ненецкого автономного округа, ЯНАО и Республики Саха (Якутия). Во-вторых, доизучение
транзитных территорий [Мельников и др., 2019, 2020б] с целью поиска и открытия
месторождений, доступных к разработке с суши. В-третьих, в текущих геополитических условиях при отсутствии необходимых технологических решений и крайне
высокой стоимости разработки месторождений выполнение ГРР на шельфах. Важно
подчеркнуть, что наиболее перспективные на углеводороды акватории внутренних
морских вод, территориальных морей и континентального шельфа России залицензированы недропользователями, которые проводят изучение в рамках лицензионных
обязательств.
Список литературы
1. Варламов А. И., Афанасенков А. П., Пешкова И. Н., Унгер А. В., Кравченко М. Н., Обухов А. Н. Ресурсный потенциал и перспективы освоения Арктической зоны Российской Федерации // Нефть и газ. Евразия. 2017. № 2. С. 44—51.
2. Мельников П. Н., Скворцов М. Б., Агаджанянц И. Г., Грушевская О. В., Уварова И. В.,
Обухов А. Н. ГРР на шельфе: результаты 2020 г. и планы на 2021—2022 гг. // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2021. Т. 110, № 2. Режим доступа: https://magazine.neftegaz.ru/articles/
geologorazvedka/667331-grr-na-shelfe-rezultaty-2020-g-i-plany-na-2021-2022-gg/.
3. Мельников П. Н., Скворцов М. Б., Агаджанянц И. Г., Грушевская О. В., Уварова И. В.
Основные результаты геологоразведочных работ на нефть и газ недропользователей в период 2015—2019 гг. на континентальном шельфе Российской Федерации и перспективы его
освоения до 2025 г. // Геология нефти и газа. 2020а. № 6. С. 5—18.
4. Мельников П. Н., Скворцов М. Б., Кравченко М. Н., Агаджанянц И. Г., Грушевская О. В.,
Уварова И. В. ГРР в Арктике: ресурсный потенциал и перспективные направления // Деловой
журнал Neftegaz.RU. 2020б. Т. 97, № 1. Режим доступа: https://magazine.neftegaz.ru/articles/
geologorazvedka/524097-grr-v-arktike-resursnyy-potentsial-i-perspektivnye-napravleniya/.
5. Мельников П. Н., Скворцов М. Б., Кравченко М. Н., Агаджанянц И. Г., Грушевская О. В.,
Уварова И. В. Итоги геологоразведочных работ на арктическом шельфе России в 2014—
2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время // Геология нефти и газа. 2019.
№ 6. С. 5—18.
6. Федеральный закон от 13.07.2020 № 193-ФЗ (ред. от 14.07.2022) «О государственной
поддержке предпринимательской деятельности в Арктической зоне Российской Федерации» // СПС «КонсультантПлюс».
43
ПРЕДПОЛАГАЕМЫЕ ГАЗОГИДРАТЫ ЕВРАЗИЙСКОГО
БАССЕЙНА ПО МАТЕРИАЛАМ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
2018—2019 ГОДОВ
Петрушина Е. П., Васильева Е. А.
АО «Севморнефтегеофизика», Мурманск, PetrushinaEP@rusgeology.ru
В период 2018—2019 гг. АО «СМНГ» АО «РОСГЕО» были выполнены полевые
и комплексные геофизические исследования по объекту SL182D в зоне сочленения
Лаптевской микроплиты со структурами Евразийского океанического бассейна объемом 6000 пог. км.
На временных разрезах в осадочном чехле выделены многочисленные аномалии
сейсмической записи типа «яркое пятно». Кроме того, в верхней части сейсмических
разрезов отмечен высокоамплитудный отражающий горизонт, имитирующий форму
дна моря. Этот горизонт имеет название Bottom Simulating Reflector (BSR) и, вероятнее
всего, соответствует зоне стабильности газогидратов (см. рис.).
Фрагменты сейсмических разрезов
с выделенным горизонтом BSR
44
Горизонт BSR был выделен многими исследователями на разных площадях и
в дальнейшем был выявлен при бурении скважин. Успешный опыт в освоении газогидратов на континентальном склоне имеют Китай и Япония. В 2007 и 2010 гг. корейская организация по исследованию и разработке газовых гидратов в процессе бурения
скважин и отбора керна извлекла газогидраты на более чем 15 площадках в бассейне
Уллеунг (UBGH1 и UBGH2 — Ulleung Basin Gas Hydrate) на восточном континентальном склоне Кореи [Yoo, 2013].
В 2018 г. В. И. Богоявленским и др. был выделен горизонт BSR на временных
разрезах МОВ ОГТ объекта LS09, расположенного на юго-западе участка отчетных
работ. Профили объекта LS09 были отработаны в море ОАО «МАГЭ» в 2009 г. [Богоявленский др., 2018а; Богоявленский и др., 2018б].
Области распространения горизонта BSR, намеченные по профилям отчетных работ и по профилям объекта LS09, лежат в центральной и восточной частях площади
исследований и относятся к термобарической зоне, благоприятной для образования
газогидратов. Площадь распространения горизонта BSR, выявленная в пределах участка
работ, составляет порядка 23 тыс. кв. км.
Выполненные исследования показывают, что в верхней части разреза содержится
большое количество залежей газа в гидратном состоянии, что позволяет увеличить
прогнозируемый углеводородный потенциал восточной части Евразийского бассейна.
Список литературы
1. Богоявленский В. И., Казанин Г. С. и др. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: море Лаптевых // Бурение&Нефть. 2018а. № 5.
2. Богоявленский В. И., Богоявленский И. В. и др. Газовые гидраты на акваториях Циркумарктического региона // Арктика: экология и экономика. 2018б. № 3 (31). С. 42—55. DOI:
10.25283/2223-4594-2018-3-42-55.
3. Yoo D. G., Kang N. K., Yi B. et al. Occurrence and seismic characteristics of gas hydrate in
the Ulleung Basin, East Sea // Marine and Petroleum Geology. 2013. N 47. P. 236—247.
45
ОТКРЫТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ГЛУБОКОВОДНЫХ РАЙОНАХ МИРОВОГО ОКЕАНА
И ПЕРСПЕКТИВЫ АРКТИЧЕСКОГО БАССЕЙНА
Пискарёв А. Л.1, 2, Безумов Д. В.1, Савин В. А.1, 2, Смирнов О. Е.1
1
2
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, apiskarev@gmail.com
Санкт-Петербургский государственный университет, Санкт-Петербург
Рост добычи нефти и газа в мире в XXI в. происходит главным образом за счет
ввода в эксплуатацию месторождений в глубоководных районах Мирового океана.
И если сама добыча нефти из глубоководных месторождений составляет 10% мировой добычи, то доля глубоководных ресурсов от ежегодно рассчитываемого прироста
ресурсов нефти оценивается в последние годы в 80% [https://www.infield.com].
Глубоководные гигантские месторождения углеводородов (УВ) концентрируются в основном вдоль пассивных окраин Атлантического океана. В 80-е годы прошлого века в бассейне Кампос (Бразилия) на глубинах моря от 650 до 2600 м было
открыто нефтяное поле Marlim, к которому в 2000-е годы присоединилось нефтяное поле Roncador (1400 м) и нефтегазовые поля Barracuda и Caratinga (глубина моря 800—1100 м) [Piskarev, Shkatov, 2012]. Затем последовали открытия полей Tupi,
Sepia, супергиганта Carioca-Sugar Loaf (11 млрд тонн нефти), а последнее (2022) открытие — поле Alto de Cabo Frio NW, при глубинах моря 1800—2100 м и резервуарах,
расположенных примерно в 5 км под дном.
Профиль МОВ ОГТ, составленный из профиля TS182D06 (Росгеология, 2020) и фрагмента
профиля АО20L21 (Росгеология, 2021). Голубая линия — акустический фундамент
46
По другую сторону Атлантики в водах Анголы в 1996—1998 гг. были открыты
гигантские нефтяные поля Girassol, Dalia и Kizomba, при глубине моря 1000—1500 м.
Далее фронт открытий продвинулся на юг, в воды Намибии и Южной Африки, где
в пределах Orange Basin, при глубине моря 2100—4250 м, на глубинах 3—6 км под
дном, открыт ряд месторождений, крупнейшим из которых является нефтяное поле
Venus (2022) с запасами более 700 млн тонн нефти. На северо-западе Африки, в Сенегале, в 2016 г. открыто гигантское газовое поле Yakaar, с запасами около 500 млн тонн
нефтяного эквивалента, 4,7 км под дном, при глубине моря 2550 м.
На севере Мексиканского залива, в водах США, открыты гигантские нефтяные
поля Magnolia, Jack — 2,4 млрд тонн нефти (2004), Thunder Horse, Tajber — 1,8 млрд
тонн нефти (2009), при глубине моря 1400—2200 м.
У берегов Гайаны и Суринама в последнее десятилетие открыто несколько
крупных нефтяных полей. Новейшее открытие, поле Lau Lau, находится на глубине
5,7 км, при глубине моря 1,7 км. Общие запасы бассейна Starbroek Area оцениваются
в 1,3 млрд тонн нефтяного эквивалента.
Новым районом глубоководных открытий в XXI в. стало Восточное Средиземноморье. В водах Израиля в 2010 г. на глубине 5 км под дном, при глубине моря 1500 м,
открыто гигантское газовое месторождение Leviaphan с запасами более 1 млрд тонн
нефтяного эквивалента.
Единственным крупным шельфовым открытием последних лет стало месторождение Theta West в 50 км от северных берегов Аляски.
Технологии поисково-разведочных работ отрабатываются на турбидитах и карбонатных отложениях, которые находятся в центре внимания исследований, так как этими отложениями представлены 90% вновь открываемых резервуаров. Преобладают
юрско-меловые и третичные резервуары в рифтогенных или надвиговых зонах. Особо
благоприятны зоны перехода континент — океан.
В арктических морях России, несмотря на низкую геолого-геофизическую изученность, просматриваются протяженные зоны, строение которых весьма схоже с
описанными выше характеристиками открываемых глубоководных резервуаров УВ.
Прежде всего это 1500-километровая зона перехода от Баренцево-Карского шельфа
к котловине Нансена. Профиль МОВ ОГТ через восточную часть этой зоны вблизи
архипелага Северная Земля приведен на рисунке.
Особое внимание следует обратить на характер разреза в районе пикета 220 км, где
глубинный разлом, благоприятный для миграции УВ, перекрыт ненарушенными миоценовыми отложениями. Изменение разреза отражено и в гравитационных аномалиях.
Благоприятные для концентрации нефти и газа зоны могут быть выделены при
переходе от шельфа моря Лаптевых в Евразийский бассейн, от шельфа ВосточноСибирского моря в котловину Подводников, от шельфа Чукотского моря в Чукотскую
котловину. Все эти зоны высокоперспективны в свете строения открываемых в последние десятилетия гигантских месторождений и должны стать объектами региональных и модельных исследований.
Список литературы
1. URL: https://www.infield.com.
2. Piskarev A. L., Shkatov M. Yu. Energy Potential of the Russian Arctic Seas: Choice of the
Development Strategy. In: Developments in Petroleum Science. Vol. 58. Amsterdam: Elsevier,
2012. 420 p.
47
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА
В АКВАТОРИЯХ ЮЖНЫХ МОРЕЙ
Прокопцева С. В., Круглякова М. В., Сенин Б. В., Леончик М. И.
АО «Южморгеология», Геленджик, ProkoptsevaSV@rusgeology.ru
Анализ проведенных ранее исследований по поискам залежей углеводородов в
пределах акваторий Азовского, Черного и Каспийского морей выявил целый ряд нерешенных до настоящего времени нефтегазогеологических проблем, что позволило
наметить дальнейшие направления исследований этих акваторий.
Для глубоководной части Черного моря первоочередными для поисков углеводородов являются верхнемиоцен-плейстоценовые отложения большой мощности (до
3—5 км) авандельт и конусов выноса палеодолинных систем таких крупных рек Азово-Черноморского региона, как Дунай, Дон, Кубань, Днестр, Буг-Днепр, и других более мелких кавказских рек.
Высокие перспективы этих отложений подтверждены открытием средних и крупных газовых месторождений в глубоководной части румынского и турецкого секторов
недропользования, связанных с коллекторами турбидитного происхождения.
Благоприятными для поисков залежей нефти и газа в турбидитных коллекторах
являются древние континентальные склоны и подножия Западно-Черноморской и
Восточно-Черноморской впадин. Выклинивание на склонах кайнозойских отложений
создает предпосылки для обнаружения здесь крупных залежей в ловушках неантиклинального типа.
Открытым остается вопрос наличия залежей в верхнеюрских предполагаемых рифогенных постройках вала Шатского. Поисковый интерес могут представлять обнаруженные на крыльях вала зоны выклинивания майкопских и неогеновых отложений,
погребенные врезы, в частности палеорусло реки Мзымты [Геологическая съемка...,
2015], а также выделенные в юго-восточной части вала Шатского локальные поднятия.
На северо-западном шельфе перспективные для поисков углеводородов объекты
расположены на морском продолжении Тарханкутского полуострова, на бортах Каркинитского прогиба.
Для Керченско-Таманского прогиба не решен вопрос связи доказанных на суше
зон нефтегазоносности с их продолжением в акватории, требуют подтверждения и
локальные объекты, выявленные в прогибе Сорокина и в прилегающей зоне поднятий
Тетяева.
Акватория Азовского моря по результатам проведенных референдумов (решение
ГД РФ от 03.10.2022 и Указ Президента РФ от 05.10.2022) о присоединении Херсонской и Запорожской областей, ДНР и ЛНР к Российской Федерации является внутренним морем России, в связи с этим необходимо актуализировать количественную
оценку начальных суммарных ресурсов Азовского моря, включающую в том числе
оценку нефтегазоперспективы северо-западной части (Сивашской) акватории и локализованных ресурсов ранее выявленных поднятий.
Несмотря на довольно плотную сейсмическую изученность, сегодня все еще
сложно судить о глубинной структуре нижнемезозойско-палеозойского и юрско-три48
асового комплексов Азовского моря. Интерес вызывает и докембрийский фундамент,
в котором выявлены зоны трещиноватости, рассланцованности и коры выветривания,
которые могут быть зонами как миграции, так и аккумуляции углеводородов [Казанцев, Шайнуров, 2001]. Промышленные притоки углеводородов из коры выветривания
фундамента известны на расположенных вблизи на суше месторождениях Азовское,
Кущевское.
Слабо изучены южная прикерченская часть шельфа и транзитная зона Азовского
моря. Сложно судить о глубинном строении домайкопского структурного плана Индоло-Кубанского прогиба и миоцена — плиоцена в его западной части. Изученность
указанных районов довольно слабая, характеризуется сравнительно редкой сетью
профилей МОГТ 2D, отработанных в 70—80-х годах XX столетия. В то же время
здесь доказана продуктивность майкопских и среднемиоценовых отложений открытием газовых и газоконденсатных залежей и месторождений: Северо-Керченского,
Северо-Булганакского, Восточно-Казантипского, Северо-Казантипского.
Наличие не решенных до конца вышеперечисленных геологических вопросов
определяет достаточно низкую активность действующих и потенциальных пользователей недр Азовского моря. По состоянию на 01.01.2023 в нераспределенном фонде
недр остаются слабоизученными участки в северо-восточной части акватории Азовского моря и в южной части прикрымского шельфа.
Необходимо разработать современную Программу геологического и нефтегазогеологического изучения/доизучения акватории Азовского моря.
В Каспийском море одним из наименее изученных участков акватории остается
мелководная зона российского сектора, примыкающая к дельте Волги. Здесь до настоящего времени недостаточно ясной является граница распространения соленосных отложений и граница карбонатного палеозойского шельфа. Для завершения регионального этапа изучения северной части российского сектора Каспия необходимо
продолжение изучения этого района по сгущенной сети профилей.
Остаются слабоизученными обширные транзитные зоны, в том числе и в Кизлярском заливе, где возможны обнаружение и локализация зон рифовых ловушек пермо-триасового и триасового возрастов и зоны осушки Северного и Среднего Каспия.
Объектами, наиболее интересными в этом районе, являются структуры и биогермы в
подсолевых карбонатах каменноугольного возраста, признаки, наличия которых выявлены здесь на единичных сейсмических профилях исследований прежних лет.
Открытие в 2022 г. в нефтегазоносном районе Сулакского прогиба двух газоконденсатных месторождений Хазри и Титонское в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях существенно увеличивает перспективы нефтегазоносности этого региона,
оценку ресурсов и их категорийность.
По мере решения этих вопросов с привлечением геолого-геофизических материалов недропользователей, по срокам доступных к использованию, должна проводиться
регулярная актуализация ресурсной базы углеводородов южных морей.
Список литературы
1. Геологическая съемка масштаба 1:200 000 листов К-37-Х (подводный каньон Мзымты)
и К-37-VI (Абиссаль): отчет по объекту 11-13. ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»; отв. исполнитель А. А. Шейков. Геленджик, 2015.
2. Казанцев Р. Ф., Шайнуров Р. В. Открытие протерозой-палеозойского прогиба в северной части Азовского моря // Разведка и охрана недр. 2001. № 8. С. 36—38.
49
СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЯ МАТЕРИКОВОЙ ОКРАИНЫ КРЫМА
ПО ДАННЫМ СЕЙСМОАКУСТИЧЕСКОГО
ПРОФИЛИРОВАНИЯ
Римский-Корсаков Н. А., Пронин А. А., Мутовкин А. Д., Хортов А. В.
Институт океанологии им. П. П. Ширшова РАН, Москва,
khortov.av@ocean.ru
Исследования непрерывным сейсоакустическим профилированием (НСАП)
выполнялись отрядом Института океанологии РАН в экспедициях научно-исследовательского судна (НИС) «Профессор Водяницкий» (рейсы 115, 116, 124 и 126)
в 2020—2023 гг. в соответствии с Планом морских экспедиций на научно-исследовательских судах Минобрнауки России, в рамках государственного задания по темам № FMWE-2021-0010, № FMWE-2021-0004, а также при финансовой поддержке проекта РФФИ № 20-05 00384_А. Для непрерывного сейсмопрофилирования
использовался сейсмоакустический комплекс «Геонт-шельф» на основе электроискрового излучателя («спаркер») и приемной сейсмокосы. Также использовался
акустический профилограф АП-5Т [Римский-Корсаков и др., 2021, 2023; Мутовкин и др., 2022].
Полученные высокоразрешающие профили НСАП от широты города Евпатория
до меридиана Керченского пролива дали возможность выполнить сейсмостратигра-
Фрагмент профиля № 1 непрерывного сейсмоакустического профилирования в районе
Алупки, показывающий сейсмокомплексы в шельфовой части района исследования
50
Стратиграфия плейстоцен-голоценовых отложений района скважины Глубокая-2
Cейсмокомплексы
СК-7
СК-6
Стратиграфия слоев по определению
фауны скважины Глубокая-2
Индексы
Уровень подошвы слоев
от поверхности дна, м
Новочерноморские
IVnč
0,40—0,75
Древнечерноморские
IVdč
0,75—1,20
Поздние новоэвксинские
IIIne2
1,40—1,80
Ранние новоэвксинские
IIIne1
4,55—17,15
СК-4
Узунларские
IIuz
20,85—35,60
СК-3
Древнеэвксинские
IIde
39,25>50
фическую интерпретацию отражающих горизонтов (ОГ V — ОГ А6) с выделением
основных сейсмокомплексов в плейстоцен-голоценовой части разреза, уточнить палеогеографические условия их формирования. Стратиграфическая привязка отражений выполнялась с учетом данных инженерно-геологического бурения скважин
Глубокая-1 и Глубокая-2 [Программа работ..., 2019]. Мощность осадочной толщи на
шельфовом участке района исследования достигает 150 м. В пределах крымского
шельфа нами выделяются семь основных сейсмокомплексов (СК), отождествляемых
с голоценовыми (древнечерноморскими и новочерноморскими — IVdc-nc), новоэвксинскими (III4ne), карангатско-узуларскими (III3 kg — II1 — 6 uz) и древнеэвксинскочаудинскими (Ide-cd) отложениями (см. рис.).
С учетом изученности верхней части грунтовой толщи соседних участков прилегающего южно-крымского и керченско-таманского шельфов [Шнюков и др., 2003],
а также данных ближайших к району работ инженерных скважин Глубокая-1 и Глубокая-2 можно утверждать, что в строении разреза выделенных СК участвуют голоценовые ново- и древнечерноморские грунты (СК-7), новоэвксинские грунты верхнего
неоплейстоцена (СК-6), карангатские и узунларские (СК-5, СК-4) и древнеэвксинские
(СК-3) отложения среднего неоплейстоцена (см. табл.).
CK-2 и СК-1 представлены, по-видимому, более древними, ранними неоплейстоценовыми отложениями чаудинского ритма. На сейсмоакустических профилях
НСАП рейсов 115, 116, 124 и 126 НИС «Профессор Водяницкий» в пределах траверса
мыс Ай-Тодор — Ялта — Алушта выявлены погребенные палеорусла с характерной
U-образной формой. К погребенным палеоруслам приурочены многочисленные проявления газа, который в сейсмическом поле выражается в виде аномалий типа «яркое
пятно», зоны потери корреляций, флюидных прорывов.
Список литературы
1. Мутовкин А. Д., Пронин А. А., Хортов А. В. Сейсмоакустические исследования плейстоцен-голоценовых отложений Крымско-Керченского шельфа / Сборник «Геология морей
и океанов» // Материалы XXIV Международной научной конференции (школы) по морской
геологии. 2022. С. 295—298.
2. Программа работ по выполнению морских инженерных изысканий на участке
недр Глубокая, расположенном на шельфе Черного моря. ООО «ЦМИ МГУ», 2019. 309 с.
https://istina.msu.ru›projects/264053847/.
51
3. Римский-Корсаков Н. А., Бурдиян Н. В., Пронин А. А., Мутовкин А. Д., Лесин А. В., Тихонова Н. Ф. Технология и результаты геолого-геофизических исследований в 116-м рейсе
НИС «Профессор Водяницкий» // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2021. № 11. С. 84.
4. Римский-Корсаков Н. А., Пронин А. А., Хортов А. В., Литвинюк Д. А., Коротаев В. Н.,
Поротов А. В., Мутовкин А. Д. Технология и результаты сейсмоакустического профилирования на шельфе Крыма в 124-м рейсе НИС «Профессор Водяницкий» // Международный
журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2023. № 2. С. 37—43.
5. Шнюков Е. Ф. и др. Литолого-стратиграфическая характеристика донных отложений
крымского шельфа и глубоководной части Черного моря // Геологический журнал. 2003. № 1.
С. 9—23.
52
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИНДИКАТОРЫ МИГРАЦИИ
КАТАГЕНЕТИЧЕСКИХ ГАЗОВ И ТЕРМИЧЕСКИ ЗРЕЛОГО
ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В СОВРЕМЕННЫХ МОРСКИХ
ОСАДКАХ
Cемёнов П. Б., Малышев С. А., Илатовская П. В., Шатрова Е. В., Киль А. О.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, petborsem@gmail.com
Изучение процессов миграции и разгрузки катагенетических газов и термически зрелого органического вещества в поверхностных донных осадках представляет
огромный интерес для фундаментальной и прикладной науки. Поступление древнего
углерода в современные обстановки осадконакопления способствует выходу локального диагенеза и сопряженного с ним биогеохимического цикла углерода из стационарного состояния¸ что, в частности, может быть причиной увеличения эмиссии
парниковых газов. С другой стороны, признаки разгрузки природного газа и нефти
на поверхности морского дна в виде характерных геохимических аномалий активно
используются в геохимическом поиске скоплений углеводородов в осадочном чехле.
Используемые геохимические индикаторы должны идентифицировать сигнал миграции термогенных газов и органического вещества на фоне сигнала, генетически связанного с современными/диагенетическими источниками. В этой работе, основываясь
на собственном опыте и материалах научных публикаций, мы анализируем некоторые
трудности интерпретации геохимических данных, а также перспективные методологические подходы выявления и изучения геохимии миграционных процессов в донных осадках. Наиболее подвижными компонентами мигрирующих углеводородных
флюидов служат углеводородные газы, среди которых доминирует метан. Изотопный
состав углерода позволяет определить генезис метана, однако значения изотопных отношений, характерные для метана катагенетического генезиса, могут также отмечаться при изотопном фракционировании вследствие анаэробного окисления микробиологического метана, а также при поступлении в поверхностные осадки вторичного
микробного метана, который образуется из углекислого газа катагенетического происхождения. Современные подходы изотопной систематики метана позволяют более
четко и достоверно решить проблемы генезиса метана и идентифицировать миграционный термогенный метан. Жидкие органические соединения термогенного происхождения, транспортируемые с восходящими флюидами из скоплений углеводородов, как правило, обнаруживаются в меньших концентрациях, и для их обнаружения
требуется высокая чувствительность аналитических методов. Высокочувствительные
3D-флуориметрические исследования экстрактов воды и донных осадков позволяют
обнаружить следовые количества нефтяных углеводородов, разгружающихся с газонасыщенными флюидами в поверхностные донные осадки и водную толщу. Математическая обработка спектральных данных позволяет идентифицировать флуорофоры,
связанные с различными источниками органического вещества, и четко отслеживать
миграционную составляющую в современных донных осадках. Оптимальный комплекс методологических решений с четкой фиксацией сферы их применения в отношении объекта изучения определяет успех геохимических исследований водной
толщи и морских осадков, доступных для донного опробования.
53
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА АКВАТОРИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ:
ПРОБЛЕМЫ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
Сенин Б. В., Леончик М. И.
АО «Южморгеология», Геленджик, LeonchikMI@rusgeology.ru
По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ, на конец 2015 г.
нефтегазоперспективная площадь российских зон недропользования 12 арктических,
дальневосточных и «малых» морей (Каспийское, Азовское, Черное, Балтийское),
омывающих территорию РФ, составляет около 4,38 млн км2. Около 1,6 млн км2 этой
площади находится в распределенном фонде недр, и основные направления развития
сырьевой базы углеводородов (УВ) и решаемых при этом геологических задач определяются здесь владельцами лицензий. Оставшаяся часть перспективной площади
акваторий, составляющая 2,72 млн км2, относится к нераспределенному фонду недр
(НФН) и образует основное поле геологоразведочной деятельности в интересах воспроизводства минерально-сырьевой базы УВ и, возможно, поисков россыпных месторождений ценных видов твердых полезных ископаемых (ТПИ), выполняемой в
рамках федеральных заказов.
Наибольшими площадями НФН отличаются районы арктических и дальневосточных акваторий. Существенно меньшие возможности для выполнения геологоразведочных работ представляет НФН малых морей.
Современное состояние сейсмической изученности акваторий крайне неравномерно: средняя плотность сейсмических наблюдений в западно-арктических, Охотском и Японском морях оставляет 0,2—0,5 км/км2, в восточно-арктических морях она
существенно меньше — 0,15 км/км2 и менее, а в «малых» морях, как правило, превышает 1,0 км/км2.
Что касается обеспеченности перспективных акваторий скважинными данными,
дающими основные представления о вещественном составе и нефтегазогеологических свойствах осадочного разреза, то она крайне низка (средняя разбуренность составляет одну скважину на 22 тыс. км2), а в восточно-арктических морях не пробурено ни одной глубокой скважины, и представления об их нефтегазоносности строятся
исключительно на косвенных данных или весьма удаленных аналогиях.
Неравномерная и в целом недостаточная геолого-геофизическая изученность
крупных районов практически всех российских акваторий, нерешенность или «недорешенность» важных геологических задач, реально определяющих перспективность
этих районов не только по их структуре, но и по вещественному составу их разрезов,
показывают целесообразность, а в некоторых случаях — и крайнюю необходимость
первоочередной реализации следующих перспективных направлений геологоразведки, ориентированных на ускорение раскрытия минерально-сырьевого потенциала
НФН как в части УВ сырья, так и в части ценных видов ТПИ:
1) активизация геолого-геофизического изучения и оценки нефтегазоносности
транзитных зон Восточной Арктики, «малых» морей и внутренних вод РФ, примыкающих к продуктивным или перспективным территориям суши, а также прибрежных
54
мелководий на удалениях от берега, доступных для освоения с использованием континентальных технологий;
2) геолого-геофизическое изучение островных территорий и приостровных мелководий, обладающих геологически обоснованными признаками нефтегазоносности;
3) существенная активизация и увеличение объемов мелкого профильного параметрического бурения, выполнение специальных опережающих исследований для
решения этой задачи;
4) развитие программы бурения глубоких параметрических скважин на отдельных островах Восточной Арктики для изучения реальных нефтегазогеологических
характеристик осадочного разреза восточно-арктических морей (по согласованию с
Министерством природных ресурсов и экологии РФ);
5) изучение перспектив нефтегазоносности олигоцен-миоценовых и миоценплейстоценовых отложений глубоководной зоны Черного моря;
6) изучение перспектив нефтегазоносности западной части Азовского моря (как
внутреннего моря РФ);
7) выполнение целевых геофизических исследований доюрского нефтегазоперспективного этажа НФН Баренцева моря (целевые комплексы: долинно-дельтовые,
баровые, турбидитные отложения перми — триаса и комплексы карбонатных платформ девона — карбона) и доверхнеюрского перспективного этажа Каспийского моря (пермско-триасовый комплекс и подсолевые карбонаты Северного Каспия, зоны
развития перспективной верхнепермско-триасовой толщи и глубокозалегающих комплексов юры Среднего Каспия);
8) изучение перспектив нефтегазоносности мощных мел-кайнозойских отложений присклоновых прогибов северной части Алеутской глубоководной котловины
Берингова моря;
9) изучение условий формирования промышленно значимых скоплений ценных
видов ТПИ в транзитных зонах, примыкающих к рудным районам приморских территорий (моря Белое, Баренцево, Притаймырская зона Карского моря, Чукотское, Берингово, Охотское, Азовское, Черное моря) с использованием транзитных геологогеофизических технологий.
Каждое из этих направлений может, очевидно, иметь определенные проблемы по
их реализации и требует программной детализации и обсуждения как на уровне экспертов, так и на уровне федеральных органов управления минерально-сырьевыми ресурсами недропользования Российской Федерации.
Список литературы
1. Сенин Б. В., Керимов В. Ю., Богоявленский В. И., Леончик М. И., Мустаев Р. Н. Нефтегазоносные провинции морей России и сопредельных акваторий: В 4 кн. Кн. 3. Нефтегазоносные провинции морей Восточной Арктики и Дальнего Востока. М.: РГГУ, 2022. 239 с.
2. Сенин Б. В., Керимов В. Ю., Богоявленский В. И., Леончик М. И., Мустаев Р. Н. Нефтегазоносные провинции морей России и сопредельных акваторий: В 4 кн. Кн. 2. История
освоения и общая характеристика морской периферии России. Нефтегазоносные провинции
морей Западной Арктики. М.: Издательский дом «Недра», 2020. 340 с.
3. Сенин Б. В., Керимов В. Ю., Леончик М. И., Серикова У. С. Углеводородные ресурсы
территорий и акваторий Черноморско-Каспийского региона // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2023. № 1. С. 16—30.
55
ИСТОРИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАСШИРЕНИЯ
СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
НА СЕВЕРЕ ЧЕРНОГО МОРЯ
Сенин Б. В., Леончик М. И., Круглякова М. В.
АО «Южморгеология», Геленджик, KruglyakovaMV@rusgeology.ru
Литолого-палеогеографическое моделирование истории развития региона осуществлялось в варианте непалинспастических реконструкций на основе использования классического метода анализа мощностей и литолого-фациального состава
отложений. Реконструкции строились для шести геохронологических интервалов:
средней юры, поздней юры, раннего мела, позднего мела, палеоцена — эоцена и олигоцена — раннего миоцена.
Среднеюрская эпоха в регионе в целом характеризуется преобладанием континентальных условий над морскими, развитием терригенных отложений в установленных зонах их седиментации и развитием вулканизма. В эпоху поздней юры происходит некоторое продвижение морских пространств в сторону материковых территорий
Скифской плиты и Восточно-Черноморской («палеоплитной») области. К югу от зоны
Скифской плиты местами сохраняются проявления вулканизма, в мелководных шельфовых зонах происходит накопление карбонатов, в том числе органогенных и рифовых. Раннемеловая эпоха отличается существенным расширением в регионе морских
пространств, преобладание которых над континентальными устанавливается во второй половине эпохи. Позднемеловая эпоха в целом характеризуется существенным
преобладанием в регионе морских условий, с постепенным углублением акваторий
в южной половине региона, осушением и поднятием отдельных участков прежнего
шельфа, относящихся к положительным тектоническим элементам Скифской плиты,
и существенным преобладанием карбонатного осадконакопления над терригенным.
В эпоху палеоцена — эоцена в основных чертах сохраняется соотношение морских и
континентальных пространств, установившееся в позднем мелу. Продолжается углубление морской впадины в южной части региона, а преимущественно карбонатное в
предыдущую эпоху осадконакопление сменяется карбонатно-терригенным. Эпоха
олигоцена — раннего миоцена / майкопская эпоха характеризуется существенным
углублением морского бассейна южной части региона, с которой сопрягается и южная впадина современного Азовского моря, а также — сменой карбонатного и терригенно-карбонатного осадконакопления почти исключительно терригенным, со значительной долей в составе отложений в некоторых районах глинистой составляющей.
На основе анализа результатов литолого-палеогеографических реконструкций
выявлено распространение потенциальных нефтегазоматеринских толщ, коллекторских толщ и покрышек; определен характер чередования элементов углеводородных
и потенциально углеводородных систем. Проведенный бассейновый анализ позволил
определить основные благоприятные и неблагоприятные факторы для поисков залежей углеводородов для каждой из нефтегазоносных областей северной части Черного
моря, что, в свою очередь, способствует определению дальнейших направлений ГРР
в регионе.
56
Палеогеографическая схема
Условные обозначения: палеогеографические обстановки: 1 — возвышенности (>500 м);
2 — равнины (200÷500 м); 3 — низкие равнины (20÷200 м); 4 — низменности (±20 м);
5 — равнины, сухопутные на ранних стадиях, затопленные морем на поздних стадиях; 6 —
внутренний шельф (0÷–200 м); 7 — внешний шельф (–200÷–1000 м); 8 — материковый склон
(–500÷–2000 м); 9 — глубоководные котловины (>–2000 м)
57
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РФ В УСЛОВИЯХ
СЛАБОЙ ИЗУЧЕННОСТИ БУРЕНИЕМ
Ступакова А. В., Малышев Н. А., Суслова А. А., Вержбицкий В. Е.,
Гилаев Р. М., Колюбакин А. А., Комиссаров Д. К.,
Мордасова А. В., Сауткин Р. С.
МГУ им. М. В. Ломоносова и ПАО «НК «Роснефть»
Геологическое строение акваториальных частей арктических регионов Российской Федерации до сих пор остается спорным ввиду отсутствия масштабного глубокого бурения и малой степени изученности осадочного чехла. Одной из ключевых
проблем в оценке перспектив нефтегазоносности арктического шельфа РФ является
отсутствие доказанной стратиграфической модели осадочного чехла. Представление о
стратиграфии осадочного чехла основывается на анализе разрезов архипелагов и прилегающей суши. Вариативность стратиграфических моделей влечет за собой отсутствие консенсуса по вопросам истории развития региона, возраста и эволюции нефтяных систем и, соответственно, критериев прогноза месторождений нефти и газа.
Критерии оценки прогноза нефтегазоносности бассейнов континентального шельфа Арктики сводятся к анализу наличия возможных нефтегазоматеринских
толщ, интервалов разреза, благоприятных для формирования пород-коллекторов и региональных флюидоупоров, к выявлению крупных антиклинальных структур. Процессы, обусловливающие генерацию, миграцию, аккумуляцию и консервацию углеводородов, оценить намного сложнее из-за отсутствия ясного представления об этапах
структурных перестроек в регионе и их стратиграфической привязки. Региональные
сейсморазведочные работы направлены на поиск антиклинальных структур и не могут быть однозначно проанализированы на время и интенсивность процессов работы
углеводородной системы из-за неоднозначности стратификации глубоких горизонтов.
В связи с этим бурение стратиграфических скважин на мелководном шельфе вносит
неоценимый вклад в общее понимание развития нефтегазоносных бассейнов.
На примере малоизученной зоны сочленения Северо-Баренцевской и СевероКарской впадин показана возможная модель геологического строения этой части
акватории, где в разрезе осадочного чехла принимают участие нижнепалеозойские
преимущественно карбонатные породы, верхнепалеозойские карбонатно-терригенные породы и мезозойские терригенные породы. В осадочном чехле северной части
Баренцево-Карского шельфа можно выделить четыре перспективных НГК: доверхнедевонский, верхнедевонско-нижнекаменноугольный, пермско-триасовый и юрскомеловой. Отложения доверхнедевонского перспективного НГК в пределах изучаемой
акватории выделяются только в Северо-Карской впадине, а углеводородные системы
в его пределах могут быть аналогичны тем, которые описаны для нефтегазоносных
бассейнов окраин древних платформ. Формирование нефтегазоносности наложенных
верхнепалеозойских и мезозойских НГК может быть осложнено влиянием углеводородных систем глубоких горизонтов.
58
Пермско-триасовый потенциальный НГК распространен в основном в пределах
Северо-Баренцевской впадины, где он может содержать нефтегазоматеринские толщи, богатые смешанным сапропелево-гумусовым органическим веществом в отложениях нижнепермского и среднетриасового возраста. Литологические, стратиграфически экранированные ловушки и песчаные резервуары могут быть благоприятны для
формирования скоплений углеводородов на склонах поднятий. Юрско-меловой НГК
с доказанной нефтегазоносностью в Южно-Баренцевской и Южно-Карской впадинах
может быть перспективен и в Северо-Баренцевской и Северо-Карской впадинах. Он
залегает на небольших глубинах, от менее 1 км в Северо-Карской впадине до 2—3 км
в Северо-Баренцевской впадине, и содержит потенциальные верхнеюрские НГМТ и
резервуары юрского и мелового возраста.
59
ГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ НА РЕГИОНАЛЬНОМ ЭТАПЕ ИЗУЧЕНИЯ —
ВАЖНЫЙ ЭЛЕМЕНТ РАЗВИТИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ
ШЕЛЬФА АРКТИКИ
Суворова Е. Б., Супруненко О. И., Евдокимова Н. К., Ханова Э. Н., Гущин А. С.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, e.suvorova@vniio.ru
Все этапы геологоразведочных работ тесно взаимосвязаны друг с другом. Пропуская важные процессы в одном из них сейчас, получаем существенную потерю времени и колоссальные финансовые затраты в будущем. Арктический шельф является
примером, хорошо отражающим этот тезис.
Первые лицензии выданы именно здесь, на арктическом шельфе, в 1993 г., это
были Штокмановское и Приразломное месторождения Баренцева моря. Это стало
первым шагом в освоении региона в постсоветском периоде. К этому времени западно-арктические моря были хорошо изучены геофизическими методами, особенно их
южные провинции, был пробурен ряд параметрических скважин на островах, выполнено морское бурение (более 40 скважин), открыто шесть месторождений в Баренцевом море и два — в Карском море.
В следующие два десятилетия полученная сырьевая база развивалась именно в
этой части региона. До 2000 г. активно шли работы в Баренцевом море, в результате
бурения на морских локальных объектах было открыто пять месторождений. Затем
темпы бурения существенно снизились и акцент перешел на геофизические исследования северных частей акваторий Баренцева, Карского морей. Начали проводиться
комплексные геофизические работы в восточно-арктических морях, в особенности в
море Лаптевых.
В 2013 г. на шельфе Арктики было выдано максимальное количество лицензий за
всю историю его освоения — 37 лицензий. На многих из них этап регионального геологического изучения еще не был даже завершен. Это касается восточно-арктических
морей, где не было ни единой глубокой скважины.
После 2013 г. значительно возрос объем работ недропользователей по сейсморазведке
2D. Так продолжалось до 2017 г., после чего началось резкое снижение объемов работ.
Объемы госбюджетных работ начали снижаться с 2013 г. и даже чуть раньше, с 2011 г. На
арктическом шельфе не оставалось перспективных неизученных площадей нераспределенного фонда недр, где можно было бы проводить новые региональные работы.
По состоянию на 01.01.2021 подготовленные к бурению объекты арктического
шельфа представлены лишь на лицензионных участках, расположенных в западноарктической части. Их суммарные ресурсы, по данным ГБЗПИ, составляют практически 7 млрд т н. э., это 70% ресурсной базы подготовленных объектов континентального шельфа Российской Федерации. Планомерное бурение с 2017 г. происходит
в основном в Карском море. Именно здесь за последнее время открыто большинство
месторождений. Запасы шельфа Арктики также сосредоточены только на западе региона (за исключением запасов единственного месторождения на восточно-арктическом шельфе) и составляют 14 млрд т н. э., это 80% общих запасов углеводородов континентального шельфа РФ. При этом 50 из 80% приходится на шельф Карского моря.
60
Незавершенность регионального этапа изучения и отсутствие глубокого бурения
в некоторых районах Арктики привели к ситуации, когда развитие и наращивание
сырьевой базы происходят только в районах с доказанной нефтегазоносностью и, соответственно, низким уровнем риска для недропользователя. Ситуация будет сохраняться до того момента, пока не будут приняты решительные меры, которые смогут
перенаправить ее в сторону развития.
Важнейшей из этих мер мы видим глубокое параметрическое бурение. Нами
предложены рекомендации по бурению параметрических скважин в районах арктического шельфа с недоказанной нефтегазоносностью. Скважины позволят дать прямое
представление о составе пород осадочного разреза, стратиграфических границах и
переходах, коллекторских и экранирующих свойствах пород, а также характеристике
и качестве нефтегазопроизводящих толщ.
61
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
НА НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ АКВАТОРИЯХ:
РЕЗУЛЬТАТЫ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ
ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО
МОНИТОРИНГА
Ткаченко Г. Г., Ванштейн Б. Г., Семёнов П. Б., Ермакова Л. А.,
Разуваева Е. И., Иванов М. В., Горемыкин Ю. В., Лодочникова А. С.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, vanshbor@mail.ru
Комплексные геолого-гидрогеохимические исследования в качестве прямых поисков морских месторождений нефти и газа с участием специалистов ФГБУ «ВНИИОкеангеология» на шельфах морей России и стран СНГ (на Черном, Азовском, Каспийском, Белом, Баренцевом и Балтийском морях) проводились с 1969 до 2007 г.
Начиная с 2008 г. регулярные исследования проводятся на Баренцевом и Карском морях, а также эпизодические рекогносцировочные — на море Лаптевых и Чукотском
море. Все работы, как правило, проводятся до производства глубокого поисково-разведочного бурения на конкретных локальных структурах с их оценкой на наличие или
отсутствие скоплений нефти, газа и газоконденсата в разрезе осадочного чехла.
При региональных работах в пределах отдельных нефтегазоносных бассейнов
расширялся также фонд перспективных аномальных объектов в зонах сочленения
крупных прогибов и валообразных поднятий, особенно на моноклиналях. С последними обычно связаны ловушки неантиклинального типа — литологические, тектонически и стратиграфически экранированные, рифогенные.
Основы методики геолого-гидрогеохимических исследований базируются на выявлении мигрирующих из скоплений нефти и газа в разрезе осадочного чехла эпигенетичных аномалий жидких и газообразных углеводородов в позднечетвертичных
донных осадках и в воде из придонно-пограничного слоя водной толщи. Необходимо
также сопутствующее изучение гидрофизической изменчивости структуры всей водной толщи, связанной с влиянием флюидных субмаринных разгрузок нефтяных и
газообразных компонентов, отражающих наличие залежей в разрезе осадочного чехла, в режиме реального времени. Выявление таких «сквозных» аномалий от донных
осадков до придонной воды позволяет судить о высокой реальной нефтяной или газовой продуктивности залежей в конкретной локальной структуре. Морфология выявленных перспективных аномалий углеводородов обычно представлена кольцевыми и
полукольцевыми фрагментами, согласующимися с контуром структуры по предельно
замкнутому опорному сейсмогеологическому горизонту, а также аномалиями, полностью закрывающими их сводовую часть. Особое место занимают кольцевые аномалии в донных осадках, связанные с так называемым структурным фактором, когда
они формируются на бесперспективных пустых структурах, отражая лишь интегральную десорбцию углеводородных компонентов из всего разреза осадочного чехла, обусловленную сжатием разреза при антиклинальном перегибе, и развитием кливажной
трещиноватости на крыльях локальной структуры. Разбраковка таких аномалий на
62
перспективные и бесперспективные проводится с применением широкого комплекса
геолого-гидрогеохимических методов, используемых в настоящей методике.
В методическом плане морские экспедиционные исследования обычно складываются из двух этапов. Первый этап — регионально-рекогносцировочный — проводится в пределах нефтегазоносных бассейнов по профилям сейсморазведки 2D
синхронно или по ранее проведенным профилям. Работы на каждом сейсмическом
профиле начинаются с проведения опережающих пробоотбор гидроакустического
профилирования и многолучевого эхолотирования для изучения рельефа и выявления
участков дна и в придонной водной массе признаков субмаринных разгрузок минерализованных вод и газов. Их целевое назначение — уточнение регулярного шага расположения станций комплексного геолого-гидрогеохимического пробоотбора с охватом высокоамплитудных акустических аномалий, «покмарок» и «газовых факелов».
Комплексный пробоотбор донных осадков, воды из придонно-пограничного слоя
сопровождается CTD-зондированием водной толщи с метановым датчиком, что обеспечивает выявление изменчивости в структуре водной толщи по гидрофизическим
показателям, обусловленным субмаринными флюидными разгрузками из скоплений
углеводородов в разрезе осадочного чехла.
На втором этапе проводятся отдельные профильные работы в пределах выявленных локальных структур вкрест или вдоль их простирания или детальные площадные
по регулярной сети синхронно с сейсморазведкой 2D и с использованием «легких»
геофизических методов, указанных на первом этапе, для выявления структурных неоднородностей в верхней части осадочного чехла и в разрезе позднечетвертичных
донных осадков.
В камеральный период строятся комплексные геолого-гидрогеохимические профили, последовательно совмещающие глубинные опорные сейсмогеологические
разрезы осадочного чехла, гидроакустические или сейсмоакустические разрезы его
верхней части, эхограммы многолучевого эхолота с рельефом дна, литологические
разрезы позднечетвертичных и современных донных отложений, залегающих на поверхности дна, со структурой водной толщи, кривые или гистограммы распределения компонентов жидких углеводородов и газовой фазы в донных осадках и водной
толще. Сопоставление таких комплексных профилей и структурно-геохимических
карт по опорным сейсмогеологическим горизонтам наглядно обеспечивает интерпретацию всех полученных результатов с выводами о наличии скоплений нефти и газа
в разрезе осадочного чехла, определение их контуров и привязку к конкретным опорным сейсмогеологическим горизонтам.
63
АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ФОРМИРОВАНИЯ И СОХРАННОСТИ
НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРЕДЕЛАХ АКВАТОРИИ
ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Ульянов Г. В.1, Богоявленская О. В.1, Голованов Д. Ю.1, Никитина В. А.1,
Малышев Н. А.2, Суслова А. А.3
ООО «РН-Шельф-Арктика», Москва, gvulyanov@rnsha.rosneft.ru
ПАО «НК «Роснефть», Москва
3
МГУ им. М. В. Ломоносова, Москва
1
2
По последним оценкам, извлекаемые ресурсы углеводородов на континентальном шельфе Российской Федерации составляют около 100 млрд т, в том числе более
13,5 млрд т нефти, 73 трлн м3 газа [Стратегия изучения..., 2020]. Основной объем
ресурсов приходится на шельфы Баренцева и Карского морей, что подтверждается
открытиями уникальных и крупных газовых и газоконденсатных месторождений
(Штокмановское, Ленинградское, им. Маршала Жукова, им. Маршала Рокоссовского
и др.) и крупных нефтяных и газонефтяных месторождений (Победа, Мадачагское,
Медынское-море, Приразломное, Долгинское и др.).
Вопрос фазового состава будущих открытий является одним из критически важных с позиций технико-экономического освоения ресурсов региона. Если преимущественная газоносность Южно-Карского нефтегазоносного бассейна (НГБ) подтверждается последними открытиями и хорошо согласуется с точки зрения единой (схожей)
модели эволюции углеводородных систем (УВС) северных, преимущественно газоносных, районов Западной Сибири, то возможность образования и сохранности нефтяных углеводородов в недрах Восточно-Баренцевского НГБ до сих пор является
дискуссионной. К западу (норвежская часть Баренцева моря) и югу (Печорское море)
от Восточно-Баренцевского НГБ открыты промышленные залежи нефти; на востоке
(архипелаг Новая Земля) и севере (архипелаг Земля Франца-Иосифа) установлены
прямые признаки нефтеносности в виде битумопроявлений, однако все пробуренные
в акватории скважины указывают на преимущественную газоносность бассейна.
Особенности геологического строения Восточно-Баренцевского НГБ позволяют
выделить три УВС, доминирующие в различных частях НГБ: среднепалеозойсконижнетриасовая в восточной Предновоземельской области; триас-нижнемеловая в
центральной части бассейна (Южно-и Северо-Баренцевские впадины) и, преимущественно, триасовая (?) — в пределах западных бортовых поднятий на границе с
норвежским сектором акватории. Ввиду отсутствия скважин, вскрывших полный разрез осадочного чехла в регионе, существуют неопределенности в стратиграфическом
расчленении разреза, особенно это касается базальных горизонтов мезозойского комплекса и палеозоя, что в настоящее время может быть решено в рамках программы
стратиграфического бурения, инициированной ПАО «НК «Роснефть» [Малышев и
др., 2023]. Безусловно, детализация хроностратиграфических единиц и вариации фациального состава отложений будут оказывать влияние на развитие углеводородных
систем региона, однако оно будет не столь значительное. Вне зависимости от возраста УВС основные факторы, определяющие тип флюида в залежах, являются универ64
сальными для всех бассейнов, их можно объединить в три группы: 1) тип и зрелость
нефтегазоматеринской породы (НГМП); 2) структурные перестройки; 3) изменения
термобарического режима.
Современные технологии прогноза и оценки перспектив нефтегазоносности различных регионов во многом связаны с применением инструментов бассейнового
моделирования и сейсмических (геофизических) преобразований. Если вторые работают непосредственно с конкретным объектом, характеризуя особенности его литологического состава и флюидонасыщения на текущий момент, то первые позволяют
восстановить всю историю формирования потенциальных залежей, включая оценку
сохранности с учетом воздействия множества геологических факторов (магматизм,
эпизоды эрозии, оледенения, вторичные преобразования и т. д.). Авторами в рамках
региональных исследований выполнено бассейновое моделирование с учетом положения в разрезе, времени внедрения и оценки мощностей субпластовых интрузий в
осадочном чехле, последовательного восстановления мощности эродированных отложений и влияния оледенений [Голованов и др., 2022].
Анализ сейсмических и гравимагнитометрических данных показывает, что в осадочном чехле Восточно-Баренцевского мегапрогиба (преимущественно в северной
части) выявлено большое количество магматических тел, внедрение которых, основываясь по большей части на изотопных датировках 40Ar/39Ar методом образцов
силлов и даек с обрамляющих островов (архипелаги Земля Франца-Иосифа, Новая
Земля), происходило в два основных эпизода: раннемезозойский (раннеюрский) и
позднемезозойский (позднеюрско-раннемеловой) [Karyakin et al., 2021]. По оценкам
авторов, катагенетический скачок с учетом внедрения интрузий в бассейне составляет 1,5—2,5 единицы по шкале отражательной способности витринита (ОСВ), что
неблагоприятно сказывается на генерационных характеристиках триасовых НГМП
в зоне контакта и, в меньшей степени, юрских, преобразование которых позволяет
предполагать локальную генерацию углеводородов. Сохранность потенциальных залежей контролируется в том числе за счет экранирования интрузивными телами.
Для апробации результатов моделирования в полевой сезон 2022 г. ПАО «НК «Роснефть» в рамках инновационной программы развития совместно со специалистами
Северного (Арктического) федерального университета им. М. В. Ломоносова (САФУ)
проведена полевая экспедиция на острова архипелага Земля Франца-Иосифа с целью
исследования битумопроявлений современными аналитическими методами для прогноза их источников. В настоящее время образцы находятся в лабораториях фонда
НИР «Иннопрактика» на базе геологического факультета МГУ им. М. В. Ломоносова.
Первые результаты показывают хорошую сходимость группового состава битумов с
опубликованными данными [Безруков и др., 2006], а также их низкую зрелость, несмотря на приуроченность выходов битумов к дайковому комплексу, что установлено
впервые методом хромато-масс-спектрометрии. Выходы магматических тел на морское дно фиксируются по сейсмическим данным и в пределах Северо-Баренцевской
впадины, где, по аналогии с архипелагом Земля Франца-Иосифа, можно предположить сохранность углеводородов нефтяного ряда.
Таким образом, факт наличия жидких углеводородов в пределах Восточно-Баренцевского НГБ подтвержден вещественными методами и цифровыми симуляторами,
однако природа битумов на текущий момент остается дискуссионной. Обоснование
их источников и оценка объемов генерации остаются одними из приоритетных задач,
решение которых должно лечь в основу долгосрочной программы геологоразведочных работ в регионе.
65
Список литературы
1. Безруков В. М., Винокуров И. Ю., Пигготт Н., Фугелли Э., Стоувер Ш. Результаты
битуминологических исследований на островах севера Баренцевоморского шельфа // Природные битумы и тяжелые нефти. СПб.: Недра, 2006. 588 с.
2. Голованов Д. Ю., Богоявленская О. В., Никишин В. А., Малышев Н. А., Вержбицкий В. Е.,
Комиссаров Д. К. Анализ Кайнозойской эрозии осадочных отложений Восточно-Баренцевского мегабассейна с учетом трехмерного моделирования углеводородных систем // Арктика: экология и экономика. 2022. Т. 12, № 3.
3. Малышев Н. А., Вержбицкий В. Е., Скарятин М. В., Балагуров М. Д., Илюшин Д. В.,
Колюбакин А. А. и др. Стратиграфическое бурение на севере Карского моря: первый опыт
реализации проекта и предварительные результаты // Геология и геофизика. 2023. Т. 64, № 3.
С. 311—326.
4. Стратегия изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации на период до 2020 г. https://mnr.gov.ru/docs/strategii_i_doktriny/
strategiya_izucheniya_i_osvoeniya_neftegazovogo_ potentsiala_kontinentalnogo_shelfa_
rossiyskoy_federa/?special_version=Y.
5. Karyakin Yu. V., Sklyarov E. V., Travin A. V. Plume magmatism at Franz Josef Land //
Petrology. 2021. Vol. 29, N 5. P. 528—560.
66
СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ
КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА И ВНУТРЕННИХ МОРЕЙ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Устьянцев В. Л., Калиниченко О. В., Арашкевич Л. В., Миноранская Е. В.
Морской филиал ФГБУ «Росгеолфонд», Геленджик, Kalinichenko@marine.rfgf.ru
Морской филиал ФГБУ «Росгеолфонд» выполняет работы, связанные с формированием и ведением специализированного морского геологического фонда (Моргеолфонд), формированием и ведением специализированного банка данных морской
геолого-геофизической информации (Моргеобанк) [Устьянцев и др., 2020].
В хранилищах Морского филиала находится первичная и интерпретированная геологическая информация по континентальному шельфу, внутренним морским водам,
территориальному морю Российской Федерации и Мировому океану общим объемом
примерно 3 Пб, которая включает БД PetroVision/GeoStore, цифровые автоматизированные архивы. По существу, БД PetroVision является универсальным хранилищем
данных.
В цифровых архивах Моргеолфонда хранится 6447 документов, в том числе
3848 геологических отчетов о результатах морских ГРР.
Важнейшей функцией Морского филиала является ведение геолого-геофизической изученности шельфа Российской Федерации.
Объем информации, занесенной в БД «Геология» по состоянию на 01.06.2023:
– рейсов — 3563;
– объектов ГРР — 2057;
– профилей — 154 725;
– станций пробоотбора — 164 466;
– общее количество записей БД — 145 128 644.
Отдел формирования и ведения Моргеолфонда, изученности и кадастра месторождений шельфа Морского филиала ФГБУ «Росгеолфонд» в непрерывном режиме
осуществляет мониторинг геолого-геофизической изученности шельфа Российской
Федерации и Мирового океана (см. табл.).
В рамках государственного задания Морской филиал выполняет работы по сбору,
систематизации, учету данных по скважинам, пробуренным на нефть и газ.
Выполняется подготовка:
– массивов данных для занесения в файловую базу скважин;
– атрибутивных таблиц с общими сведениями по скважинам (номер, тип, глубина, альтитуда скважины, координаты устья, дата окончания бурения, наличие
дела скважины, данных ГИС, РИГИС, испытаний, проведенных в скважине);
– создаются таблицы с показателями по результатам испытания скважин.
В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 48 от 30 января 2016 г.
создана и введена в эксплуатацию государственная информационная система «Единый фонд геологической информации о недрах» (ФГИС «ЕФГИ»). В реестр ФГИС
«ЕФГИ» занесены сведения о 3144 информационных объектах, хранящиеся в Морском филиале.
67
Объем занесенной в банк данных информации по состоянию на 01.06.2023
Южные моря
Арктические
моря
Дальневосточные
моря
Сейсморазведка 2D (пог. км)
136 437,83
911 385,68
468 844,15
Сейсморазведка 3D (кв. км)
24 416,46
89 597,38
48 096,31
2 754 718
60 950 461
50 022 187
—
13 842 484
81 216
3 383 908
76 172 134
18 755 318
358 504
75 693 792
340 155
Бурение (общее кол-во скважин)
249
117
273
Бурение (кол-во скважин с исследованиями)
176
91
246
Методы
Гравиразведка (физ. набл.).
Морская съемка
Гравиразведка (физ. набл.).
Аэрогравиметрия
Магниторазведка (физ. набл.).
Морская съемка
Магниторазведка (физ. набл.).
Аэромагнитометрия
В Комплекс хранения информации ФГИС «ЕФГИ» загружена геологическая информация о недрах, полученная в результате выполнения морских геологоразведочных работ:
– 1422 электронные копии геологических, научно-исследовательских отчетов и
других документов;
– подготовлено для загрузки 782,55 Тб первичной и интерпретированной геологической информации.
В соответствии с приказом Минприроды России № 547/04 от 23 августа 2022 г. утвержден порядок представления геологической информации о недрах в федеральный
фонд геологической информации о недрах (ФГИС «ЕФГИ»).
Морской филиал ФГБУ «Росгеолфонд» предоставляет в пользование органам государственной власти, органам местного самоуправления, организациям, пользователям недр и гражданам Российской Федерации геологическую информацию о недрах,
полученную в результате государственного геологического изучения недр или перешедшую, согласно закону «О недрах», в правообладание Роcсийской Федерации на
безвозмездной основе.
Морской филиал осуществляет в соответствии с действующим законодательством
Российской Федерации иные виды деятельности (не являющиеся основными) по договорам на возмездной основе c юридическими и физическими лицами.
Список литературы
1. Устьянцев В. Л., Шумейкина Н. Е., Калиниченко О. В., Лукьянова С. Ю. Морские недра
России: состояние изученности ресурсной базы // Neftegaz.RU. 2020. № 11.
68
ИССЛЕДОВАНИЯ В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ ГУБЫ
НА ТЕРРИТОРИИ СЕМАКОВСКОГО УЧАСТКА НЕДР
Феоктистов Д. В.
ООО «РусГазАльянс», Москва, feoktistov_dv@rusgasalliance.ru
Освоение месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе является
важным и актуальным направлением нефтегазовой геологоразведки. Среди разнообразия территорий стоит отметить Тазовскую губу Карского моря, в акватории которой
располагаются уникальные по запасам месторождения газа, включая Семаковское. 75%
площади этого транзитного месторождения приурочено к акватории Тазовской губы.
Разведка месторождений в северной части губы, несмотря на неглубокие (0—
10 м) воды, сопряжена с тяжелыми природно-климатическими (арктические температуры, штормовые ветра, обледенения конструкций), гидрологическими (ледовый покров до 3 м, короткая навигация) и инженерно-геологическими (слабые грунты дна)
условиями.
Изученность Семаковского месторождения глубоким бурением в акватории Тазовской губы характеризуется шестью скважинами. Из-за короткого периода навигации указанными скважинами был вскрыт и испытан только сеноманский комплекс.
В результате нижележащие горизонты до настоящего времени не опоискованы глубоким бурением, что делает данную область перспективной для будущих геологоразведочных работ, но требует поиска лучших и наиболее доступных технологий для их
выполнения.
Перечисленные скважины, как выполнившие свое назначение, ликвидированы.
Согласно требованиям законодательства РФ необходимо вести контроль их состояния
с целью получения информации о наличии или отсутствии утечек углеводородов из
устьев скважин, грифонов, посторонних техногенных предметов.
С началом активной разработки Семаковского месторождения особое внимание
уделяется охране окружающей среды и акватории как наиболее уязвимой ее части.
С учетом типа буровой установки и параметров судового приборного комплекса, проведенного анализа дел морских скважин, а также международной проблематики по
данному вопросу был выполнен пересмотр подхода к осмотру устьев ликвидированных скважин.
Учитывая тот факт, что обсадные колонны описываемых ликвидированных скважин срезаны на глубине 40 м ниже уровня дна, это препятствует их визуальному обнаружению под водой. Встал также вопрос о расположении на морской платформе
прибора для фиксации координат относительно устьев скважин. В этой связи возникла гипотеза, что указанные в делах скважин координаты могут отличаться от их
реального местоположения.
В результате выполненного анализа доступных технологий по поиску и определению под водой точного местоположения техногенных объектов выбор был сделан
в пользу магнитометрических исследований. С учетом работы на малых глубинах использовалась оригинальная конфигурация магнитометра. Исследования проводились в
летнюю навигацию 2021 г. и подтвердили гипотезу о расхождении координат (рис. 1).
69
Рис. 1. Карта изодинам аномального магнитного поля в районе скважины и схема взаимного
расположения устьев скважин в проектных и уточненных по результатам морской магнитной
съемки координатах
На базе полученного опыта в 2022 г. изготовлена и используется морская версия
магнитометра в модификации градиентометра — SeaPOS2 (рис. 2). Данное оборудование спроектировано и собрано в ИО РАН на базе двух протонных малогабаритных
оверхаузеровских компонентных датчиков с магнитной системой, которые производятся лабораторией квантовой магнитометрии УрФУ. Данные, поступающие с магнитометра SeaPOS2, регистрируются и обрабатываются с помощью отечественных
программных комплексов POS-Manager (УрФУ) и МATROS-IV (ИО РАН) соответственно.
Дополнительно был рассмотрен вопрос о выборе способа осмотра зоны расположения скважин c помощью телеуправляемого необитаемого подводного аппарата
либо водолазной службы. Из-за высокой мутности вод Тазовской губы предпочтение было отдано водолазной службе с использованием легководолазного снаряжения,
позволяющего перемещаться без взмучивания воды донным песком. При подводном
осмотре применялся круговой способ обследования. Водолазное обследование территории в приустьевой зоне скважин пропусков углеводородов не выявило, однако подтвердило наличие ряда техногенных объектов вблизи устьев скважин, выделенных
магнитной съемкой.
Рис. 2. Морской магнитометр SeaPOS2
70
Таким образом, использование выбранных технологий для обследования ликвидированных устьев морских скважин на Семаковском месторождении позволило
эффективно решить поставленные задачи по снижению рисков и предупреждению
возможных техногенных катастроф. С учетом увеличивающейся активности по добыче полезных ископаемых на континентальном шельфе предлагается создать единый
реестр морских ликвидированных скважин с обязательным предоставлением недропользователями карт изодинам магнитного поля с уточненными координатами расположения скважин по результатам выполнения магнитометрических исследований.
Список литературы
1. Феоктистов Д. В., Шарифуллин И. Ф., Брусиловский Ю. В., Веклич И. А., Иваненко А. Н.
Определение пространственного положения устьев ликвидированных скважин в акватории
Тазовской губы методом магнитной съемки // Океанологические исследования. 2022. Т. 50,
№ 2.
2. Иваненко А. Н., Брусиловский Ю. В., Хортов А. В., Веклич И. А. Геофизические исследования Керченско-Таманского шельфа Черного моря при инженерном строительстве //
Океанологические исследования, 2020. Т. 48. № 2.
3. Christoph Böttner. Greenhouse gas emissions from marine decommissioned hydrocarbon
wells: leakage detection, monitoring and mitigation strategies // International Journal of Greenhouse
Gas Control. 2020.
4. Helmholtz Centre for Ocean Research Kiel (GEOMAR). “Extensive gas leaks in the North
Sea: Abandoned wells // ScienceDaily. 30 July 2020.
71
ОПЫТ И НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ БУРЕНИЯ ПИЛОТНЫХ
СКВАЖИН НА ЗАПАДНО-АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Хомбак В. В.1, Куликов С. Н.1, Доронин С. И.2, Рокос С. И.1
АО «Арктические Морские Инженерно-Геологические Экспедиции», Мурманск,
RokosSI@rusgeology.ru
2
АО «Росгеология», Москва
1
В границах Западно-Арктического шельфа России установлено наличие многолетнемерзлых пород (ММП), приповерхностных газовых скоплений с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) [Рокос, 2008; Рокос и др., 2009; Хоштария и
др., 2015], интервалов сильнотрещиноватых пород, а также присутствие глинистых
слаболитифицированных пластичных и плывунных песчаных пропластков в глубине
разреза и др. Эти явления рассматриваются как весьма значимые риски при строительстве нефтегазовых скважин.
При этом, очевидно, наибольшую опасность в верхней части разреза представляют газовые скопления, или «карманы», с АВПД. Вскрытие таких образований может
привести к аварии с тяжелыми последствиями, гибели людей и буровой установки,
а также загрязнению среды. В связи с этим риски, связанные с наличием газовых скоплений с АВПД, отнесены нами к потенциально фатальным.
При наличии указанных рисков, а также в связи со слабой буровой изученностью
региона, в соответствии с [ГОСТ Р 59996-2022; Дзюбло, Савинова, 2018; Hoetz et al.,
2013] рекомендуется перед началом строительства нефтегазовых скважин проводить
пилотное бурение. Основными задачами, которые решаются методом пилотного бурения, являются:
– оценка горно-геологических (горно-технологических) условий крепления и забуривания скважины в верхней части разреза;
– выявление и оценка геологических рисков (включая ММП и наличие приповерхностных газовых скоплений с АВПД);
– заверка данных сейсмического профилирования высокого (СВР) и сверхвысокого разрешения (ССВР).
Бурение поисково-оценочных и разведочных скважин на шельфе — самая затратная и важная часть геологоразведочных работ, требующая наличия как инженерногеологических данных, так и данных о горно-геологических условиях (особенно в
районах, слабоизученных бурением). При этом данные об инженерно-геологических
условиях обеспечивают безопасность постановки, эксплуатации в период бурения и
снятия платформы с точки скважины, а данные о горно-геологических условиях —
задачу по выявлению геологических рисков, состава и свойств пород в верхней части
разреза. Этим обусловлена необходимость бурения как инженерно-геологических,
так и пилотных скважин.
Сопряженность задач пилотного и инженерно-геологического бурения предполагает целесообразность выполнения этих видов работ в составе единого цикла морских
инженерно-геологических изысканий с использованием одного носителя (бурового
геотехнического судна). При этом важно учитывать, что затраты на пилотное бурение
72
с геотехнического судна значительно ниже, чем при пилотном бурении с плавучей
буровой установки, предназначенной для проходки нефтегазовых скважин.
Целевая глубина пилотного бурения определяется конструкцией проектируемой
нефтегазовой скважины и составляет 300—800 м ниже уровня морского дна. Бурение
пилотных скважин обычно осуществляется сплошным забоем. При этом глубина инженерно-геологического бурения с отбором керна составляет в основном 20—70 м
ниже дна, достигая в отдельных случаях 100—150 м.
В течение навигационных сезонов 2021 и 2022 гг. по заказу одной из крупнейших российских нефтегазодобывающих компаний впервые на арктическом шельфе
России подобные работы были выполнены АО «АМИГЭ», находящегося в составе
холдинга «Росгеология» [Бурение пилотных скважин..., 2022]. Каротажные работы
по технологии проводились АО «Пермьнефтегеофизика», также входящего в состав
«Росгеологии».
Бурение выполнялось со специализированного геотехнического судна «Бавенит».
Данное судно (рис. 1) имеет усиленный корпус (ледовый класс Arc-4 проекта П-2790).
Оно было построено в Финляндии в 1986 г. и оснащено двумя независимыми системами удержания судна в точке — четырехъякорной и динамического позиционирования с использованием спутниковой и подводной навигации. В 2018 г. была выполнена
глубокая модернизация судна. В рамках этого была также проведена полная замена
всего бурового и геотехнического оборудования.
Для проведения буровых работ в средней части судна предусмотрена вертикальная шахта размером 4,5×4,5 м и буровая вышка с рабочей грузоподъемностью 40 т и
высотой 26 м от главной палубы судна. Также при бурении используется донная рама с гидравлическим трубным зажимом. Все это позволяет судну работать с буровой
колонной общей длиной до 1500 м в случае использования облегченных алюминиевых труб. Бурение может осуществляться как на морской воде, так и с использованием
глинистого раствора. Для приготовления бурового раствора используется пресная вода.
Рис. 1. Научно-исследовательское судно «Бавенит»: слева — общий вид; справа — общая
технологическая схема бурения
73
Для ее хранения на судне имеется емкостной парк общим объемом 500 т. Для пополнения запасов пресной воды в море применяются опреснительные установки общей
производительностью до 24 т/сут. Для хранения глинистого раствора на судне предусмотрено три емкости по 30 м3 каждая.
Превенторное и/или газоотводное оборудование на судне отсутствует. В связи с
этим при выборе точек бурения предварительно проводился анализ сейсмических
материалов СВР-ССВР на предмет выявления приповерхностных газовых карманов
с АВПД. В рамках камеральной обработки полученных данных проводится их поинтервальный анализ. По каждой точке бурения формируется планшет опасностей с
оценкой степени риска. Для бурения выбираются только те точки, в которых сейсмические признаки наличия потенциальных фатальных рисков отсутствуют.
Скважины бурились без обсадки. Водоотделяющая колонна и кондуктор не устанавливались. Устье скважины оставалось открытым.
Бурение осуществлялось вращательным способом со скоростью до 120 об/мин
посредством вертлюга-сальника, к которому присоединялась буровая колонна. Буровая колонна одновременно являлась и водоотделяющей. Наращивание колонны производилось посредством манипулятора при зажатом состоянии колонны в клиньях.
Использовалась комбинированная бурильная колонна 127/185 мм. Ее верхняя
часть была составлена из стальных буровых труб СБТ внешним диаметром 127 мм.
Нижняя компоновка колонны, для создания необходимой нагрузки на забой, была составлена из стальных утяжеленных бурильных труб (УБТ) диаметром 185 мм. Сюда
также входили модули с каротажным оборудованием. В качестве породоразрушающего инструмента использовались PDC-долота диаметром 215,9 мм (см. рис. 1).
По достижении проектного забоя скважина ликвидировалась путем закачки цементного раствора. После завершения разборки бурильной колонны устье ликвидированной скважины повторно осматривалось телеуправляемым аппаратом.
Для получения геологической информации выполнялись каротажные измерения по
технологии LWD (Logging While Drilling, то есть каротаж в процессе проходки скважины), работы с применением телеметрической системы ЗТК-42ЭМ производства российской компании ООО НПФ «ВНИИГИС-ЗТК». Датчики и электронное оборудование
были смонтированы в модулях в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
Передача скважинных данных осуществляется беспроводным способом посредством
передачи электрического сигнала от погружного скважинного оборудования на поверхностное (палубное) устройство регистрации через буровой раствор и морскую воду.
При LWD-каротаже, выполненном в рамках данного проекта, производилась непрерывная запись интенсивности естественного гамма-излучения в осадочной толще (гамма-каротаж) и кажущегося электрического сопротивления пород методом
индукционного каротажа (измерения по амплитудам фазового сдвига и по ослаблению амплитуды при переменном токе частотой 800 и 1200 Гц). Также фиксировались
значения давления на забое, осевой нагрузки, частоты вращения бурового снаряда,
скорости проходки и температуры в призабойной части (рис. 2). Кроме того, выполнялась инклинометрия ствола скважины.
Всего за период 2021—2022 гг. опережающее бурение пилотных стволов было
выполнено в девяти точках заложения поисково-разведочных скважин при глубинах
моря от 55 до 270 м. Общая глубина бурения пилотных скважин составила 3829 пог. м,
из них в 2021 г. — 1912 пог. м, в 2022 г. — 1917 пог. м. Наибольшее число скважин было выполнено в Карском море, за период 2021—2022 гг. здесь было пробурено шесть
скважин общей глубиной 3277 пог. м.
74
Рис. 2. Пример результатов LWD-каротажа в пилотной скважине на одном из
месторождений шельфа Баренцева моря. Обработка и интерпретация данных выполнены
АО «Пермьнефтегеофизика»
75
Основные результаты проведенных работ на основании данных LWD-каротажа:
– по каротажным данным получены литологические разрезы верхней части осадочной толщи в точках заложения нефтегазовых скважин;
– подтверждено отсутствие приповерхностных газовых карманов с АВПД;
– выявлены основные геологические осложнения (риски) нефатального характера (интервалы плывунных песков, пластичных набухающих глин, пород повышенной трещиноватости и пр.);
– проведено литологическое «наполнение» сейсмических толщ верхней части
разреза.
При сопоставлении материалов LWD-каротажа и инженерно-геологического бурения была проведена верификация каротажных данных в интервалах, вскрытых инженерно-геологическими скважинами. Корреляция каротажных и керновых материалов
показала хорошее соответствие результатов (рис. 3), что подтверждает корректность
интерпретации данных каротажа. Это также открыло возможность построения уточненных зависимостей для каротажных измерений и лабораторных определений физико-механических свойств из кернов инженерно-геологических скважин в интервалах
нелитифицированных осадков или дисперсных грунтов верхней части разреза.
Экономический эффект от выполненных работ может быть рассчитан только с
определенной долей допущения. Если сосредоточиться на основных влияющих факторах, то ввиду удаленности района работ от крупных портов экономический эффект
от применения новой технологии сильно зависит от сроков мобилизации и демобилизации, а также наличия длительных переходов между участками работ. Кроме того,
на оценку экономического эффекта значительно влияет тип применяемой платформы
для бурения нефтегазовых скважин за счет значительной разницы в размере суточной
ставки работы.
Рис. 3. Сопоставление данных LWD-каротажа и инженерно-геологического бурения
на площади одного из месторождений Карского моря. Каротажные данные уверенно
коррелируются в колонках инженерно-геологических скважин по всему району работ
76
В целом, по весьма приближенному расчету, реализация бурения девяти пилотных скважин в период 2021—2022 гг. с использованием геотехнического судна дала
экономический эффект более 1 млрд рублей. Кроме того, митигация рисков сделала
возможным избежать излишних и сверхпроектных затрат на строительство поисковоразведочных скважин.
При выполнении пилотного бурения с геотехнического судна типа «Бавенит»
всегда существует возможность оперативно дополнить и/или заверить данные LWDкаротажа бурением с отбором керна, что сделает более обоснованной и достоверной
интерпретацию геофизических данных.
Кроме того, в стволе пробуренной пилотной скважины с помощью оптико-волоконных линий могут быть также проведены вертикальное сейсмическое профилирование и измерение температуры in situ после соответствующей выстойки. Технологии
температурного каротажа и вертикального сейсмического профилирования с применением оптико-волоконных линий на геотехнических судах (в том числе и на «Бавените») были успешно апробированы ранее.
Принимая во внимание все вышеупомянутые факторы, выполнение бурения пилотных стволов скважин с борта «легкого» геотехнического судна является новой для
российского рынка эффективной технологией, хорошо себя зарекомендовавшей в
рамках работ 2021—2022 гг.
Список литературы
1. Бурение пилотных скважин на шельфе — безопасность и экономия / Росгеология.
Коалиция авторов Росгео, 2021. https://blog.rusgeology.ru/category/burenie-pilotnykh-skvazhinna-shelfe-bezopasnaya-ekonomiya.
2. ГОСТ Р 59996-2022 Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Морские исследования грунтов.
3. Дзюбло А. Д., Савинова М. С. Опасные природные явления при освоении нефтегазовых месторождений на шельфе Охотского моря // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018.
Вып. 4 (23). С. 1—7. http://oilgasjournal.ru/issue_23/dzyublo-savinova.html.
4. Рокос С. И. Инженерно-геологические особенности приповерхностных зон аномально
высокого пластового давления на шельфе Печорского и южной части Карского морей // Инженерная геология. 2008. № 4. С. 22—28.
5. Рокос С. И., Длугач А. Г., Локтев А. С., Костин Д. А., Куликов С. Н. Многолетнемерзлые
породы шельфа Печорского и Карского морей: генезис, состав, условия распространения и
залегания // Инженерные изыскания. 2009. № 10. С. 38—41.
6. Хоштария В. Н., Трифонов А. Н., Окишев Р. Н. и др. Особенности геологического строения придонной части разреза в поисково-оценочных и разведочных скважинах на морских
лицензионных участках ОАО «Газпром» и предотвращение возникновения геологических
осложнений с целью оптимизации строительства скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 11. С. 4—9.
7. Hoetz G., Jaarsma B., Kortekaas M. Drilling Hazards Inventory: the Key to Safer and
Cheaper-Wells // SPE Annual Technical Symposium and Exhibition. 2013. Paper 166254. https://
kennisbank.ebn.nl/wp-content/uploads/2021/05/2013-Drilling-Hazards-pres1.pdf.
77
ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ КОЛЛЕКТОРОВ АПТ-АЛЬБСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ ПРИЯМАЛЬСКОГО ШЕЛЬФА
КАРСКОГО МОРЯ
Шарафутдинов Р. Ф.1, Куприянов М. Ю.1, Стуков А. А.1,
Иванчик А. А.1, Петухов А. Ю.2
1
2
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московская область, A_Stukov@vniigaz@gazprom.ru
ПАО «Газпром», Санкт-Петербург
Уникальные и крупные по запасам залежи газа на полуострове Ямал приурочены
к апт-альбским отложениям яронгской и танопчинской свит. На прилегающем к полуострову Приямальском шельфе Карского моря в пределах участков недр ПАО «Газпром» в последнее десятилетие были проведены масштабные детальные сейсморазведочные работы 3D.
По результатам этих работ были закартированы многочисленные перспективные объекты в альбском и аптском нефтегазоносном комплексах (НГК), характеризующиеся уникальным ресурсным потенциалом. В отличие от сеноманского НГК,
данные отложения имеют более сложное геологическое строение, подтвержденное
бурением на месторождениях Ямала и единичными поисково-оценочными и разведочными скважинами на шельфе Карского моря. Сильная литолого-фациальная
изменчивость и невыдержанность по разрезу и латерали, обилие углей в аптских
отложениях затрудняют прогноз зон улучшенных коллекторов по сейсмическим
данным и оптимальное заложение дорогостоящих морских скважин, строительство
которых необходимо завершить за короткий навигационный период (три месяца)
в Карском море.
С целью подтверждения перспектив нефтегазоносности не изученных бурением апт-альбских отложений на Приямальском шельфе Карского моря предлагается
разработка единых региональных сейсмогеологических и сейсмофациальных моделей по участкам недр шельфа и суши полуострова Ямал на основе комплексирования современных материалов сейсморазведки 3D с результатами строительства
скважин. На их основе будет выполнено ранжирование и определены наиболее
приоритетные объекты для проведения геологоразведочных работ на апт-альбские
горизонты.
В процессе реализации поставленной задачи была выполнена детальная корреляция комплекса пластов группы ХМ6—9 и ТП1—10 яронгской и танопчинской свит
апт-альбского возраста по скважинам акватории шельфа Карского моря и на суше
полуострова Ямал. Построены карты песчанистости с учетом структурного каркаса и выделенных геологических комплексов пластов групп ХМ6—7, ХМ8—9, ТП1—3,
ТП4—5, ТП5—7, ТП8—10.
В процессе подготовки комплексной сейсмолитологической модели апт-альбского
отложений в пределах шельфа Карского моря была выполнена оценка корреляционных связей скважинной литологии и сейсмических скоростей, обнаружена устойчивая сходимость прогнозных сейсмических оценок и скважинных литологических
78
моделей, прослежены закономерности латеральной изменчивости геологического
строения и развития песчанистости по группам пластов, осуществлен прогноз коллекторов по сейсмическим данным.
Список литературы
1. Конторович А. Э., Ершов С. В., Казаненков В. А., Карогодин Ю. Н., Конторович В. А.,
Лебедева Н. К. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом
периоде // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. С. 745—776.
2. Нежданов А. А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. Тюмень,
2000.
79
О МЕХАНИЗМЕ ОБРАЗОВАНИЯ СКЛАДОК
И ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ В ПРОГИБЕ СОРОКИНА
Шельтинг С. К., Шейков А. А.
АО «Южморгеология», Геленджик, scheltinga@mail.ru, Anatoliyshey@mail.ru
Прогиб Сорокина протягивается на 150 км вдоль южного побережья Крыма от
меридиана мыса Чауда до меридиана Ялты. Ширина его до 50 км. В 1964 г. в прогибе
на профилях MOB впервые зафиксированы складки, А. П. Милашин назвал их криптодиапировыми, сложенными майкопской серией. Материалы начавшихся в 1979 г.
региональных исследований МОГТ позволили уточнить описание складок [Тектоника..., 1985].
Важным вкладом в развитие представлений о геологии прогиба стали исследования в нем грязевого вулканизма. В рейсах НИС «Геленджик» («Южморгеология»)
1996 г. (программа ЮНЕСКО «Обучение через исследования») и M52/1 НИС Meteor
2002 г. выполнен большой объем работ: МЛЭ, НСАП, геоакустическое профилирование комплексом МАК, опробование гравитационными трубками и др. Установлено
секущее положение осей складок относительно бортов и оси прогиба. Принимая за
основу полученные данные, А. Ф. Лимонов с соавторами пришли к выводу о существенной роли гравитационного фактора в формировании складок [Лимонов, 1999].
В прогибе обнаружено 16 грязевых вулканов, приуроченных к брахиантиклинальным структурам. Обломочный материал грязевулканической брекчии представлен
известняками плиоцен-плейстоценового возраста и глинистыми породами олигоцена — нижнего миоцена. Матрикс образуют плейстоценовые серые кремнистые глины
с включениями глин майкопских [Woodside et al., 1997].
Материалы сейсморазведки высокого разрешения, полученные авторами при выполнении геолого-съемочных работ на листах L-36-XXXV, -XXXVI, детально показали
Чешуи — надвиги гравитационных складок. Профиль 1120m12
80
гравитационную природу складчатости прогиба [Шельтинг, Шейков, 2023]. На сейсмопрофилях, выше горизонта Iа (подошва миоцена), закартированы тела Южнокрымского и Южнокерченского олистостромов, прослежены поверхности (зоны) скольжения
оползневых тел, выяснены детали строения толщ, вовлеченных в гравитационное оползание и сложенных образованиями майкопа, миоцен-плиоцена и гурия.
Результатом интерпретации стало подтверждение высказывавшегося ранее мнения о бескорневом характере складок в прогибе Сорокина. Доказано, что складки,
ранее считавшиеся диапировыми, формировались в результате оползневых дислокаций.
Материалы сейсморазведки позволили установить единство природы чешуй и оплывин, развитых в деляпсивной части оползней и формирующих складки, чешуй, изгибов слоев и структур течения в детрузивной части оползневых тел (см. рис.). Удалось
проследить этапы развития складок начиная с возникновения первичных оползневых
дислокаций.
В толще майкопа, в детрузивной части оползней, под действием давления верхней
(деляпсивной) части развиваются пластические деформации сжатия, формируются
складки, разорванные сетью смещений надвигового типа по притертым поверхностям скольжения. Во фронтальной части оползневых тел, за границей, проходящей
через точки низшего положения главной поверхности скольжения, часть составляющих оползень пакетов начинает выжиматься вверх, образуя серию пологих надвигов — чешуй.
С формированием поверхностей скольжения связано возникновение избыточного
давления в глинах. В образовавшихся над надвигами-чешуями локальных поднятиях
в рельефе кровли майкопа происходит скопление флюидов, к ним приурочено образование зон АВПД, что, свою очередь, приводит к развитию грязевого вулканизма:
формированию подводящих каналов, зон миграции флюидов, скоплений газогидратов, грязевулканических построек, кальдер и др. [Wagner-Friedrichs et al., 2008]. Полученные новые данные необходимо принимать во внимание, оценивая перспективы
нефтегазоносности майкопской серии в прогибе Сорокина.
Работа выполнялась в рамках контракта с ФГБУ «ВСЕГЕИ» № 15-3/20-2.
Список литературы
1. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины. М.: Недра, 1985.
215 с.
2. Лимонов А. Ф., Козлова Е. В., Мейснер Л. Б. Структура верхней части осадочного чехла
в прогибе Сорокина (Крымская континентальная окраина) и механизм формирования его
складчатости / Геология и полезные ископаемые Черного моря. Киев: ОМГОР НАНУ, 1999.
С. 167—172.
3. Шельтинг С. К., Шейков А. А. Гравитационная складчатость кайнозойских отложений
прогиба Сорокина (Черное море) по данным геологической съемки / Сборник материалов
конференции «Санкт-Петербург 2023. Геонауки: время перемен, время перспектив». СПб.:
ООО «Геомодель», 2023. С. 451—454.
4. Woodside J. M. et al. Neotectonics and fluid flow through seafloor sediments in the Eastern
Mediterranean and Black Seas. Parts I and II. UNESCO IOC Tech. Ser. 1997. N 48. 224 p. Intergovt.
Oceanogr. Comm., UNESCO, Paris.
5. Wagner-Friedrichs M. et al. Three-dimensional seismic investigations of the Sevastopol mud
volcano in correlation to gas/fluid migration pathways and indications for gas hydrate occurrences
in the Sorokin Trough (Black Sea) // Geochem. Geophys. Geosyst. 2008. Vol. 9, N 5. P. 1—22.
81
ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ РАБОТ
В БАРЕНЦЕВО-КАРСКОМ БАССЕЙНЕ В СВЯЗИ
С НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЯМИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
Шкарубо С. И.
АО «МАГЭ», Мурманск, shkarubo.si@mage.ru
История изучения бассейна и основные открытия. Широкомасштабное изучение геологии и нефтегазоносности Баренцево-Карского шельфа продолжается уже
более 50 лет и увенчалось значительными успехами: здесь достигнута максимальная для арктического и дальневосточного шельфа России плотность сейсморазведки,
пробурены десятки скважин и открыт ряд месторождений.
В Баренцевом море большая часть крупных открытий, ныне составляющих минерально-сырьевую базу энергетического сектора российской экономики на арктическом шельфе, была сделана еще на первом этапе его изучения, до начала 90-х годов
XX в. На подготовленных сейсморазведчиками (МАГЭ и СМНГ) структурах «Арктикморнефтегазразведка» пробурила порядка 50 скважин, открыв 10 месторождений.
В их числе три нефтяных (Приразломное, Варандей-море, Медынское-море), одно нефтегазоконденсатное (Северо-Гуляевское), три газоконденсатных (Штокмановское,
Поморское, Ледовое), три газовых (Северо-Кильдинское, Мурманское, Лудловское).
В 1999 г. ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» было пробурено две скважины, подтвердившие нефтяную залежь на Долгинской структуре. И только в 2022 г. на шельфе
Печорского моря ПАО «НК «Роснефть» было открыто Мадачагское нефтяное месторождение.
В южной части Карского моря, напротив, за последнее десятилетие начиная с
2014 г., к известным Ленинградскому и Русановскому добавился целый ряд уникальных и крупных нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, открытых недропользователями на своих лицензионных блоках. Это месторождения Победа, им.
Маршала Жукова, им. Маршала Рокоссовского («Роснефть»); Нярмейское, им. Василия Динкова, 75 лет Победы («Газпром»). В Обской губе, в дополнение к открытым в
2000—2003 гг. Северо-Каменномысскому, Каменномысскому-море и Обскому, ПАО
«НОВАТЭК» в 2018 г. открыто уникальное Северо-Обское газоконденсатное месторождение.
Существенное оживление региональных сейсморазведочных работ на нефть и
газ по государственному заказу в морях Арктики произошло в начале XXI в. Исследования, проведенные в это время (2005—2022) МАГЭ и СМНГ, внесли значительный вклад в региональное изучение и оценку перспектив на нефть и газ арктического
шельфа, в том числе слабоизученных прежде северных районов Баренцева и Карского
морей. Кроме этого, с 2013 г. большие объемы сейсморазведочных работ выполнены
по заказам недропользователей («Роснефть», «Газпром нефть шельф»). В Баренцевом
море, в южной части, создана каркасная сеть глубинных сейсмических профилей, которые освещают не доступные прежде нижние слои осадочного чехла глубоких впадин. На севере Баренцева моря установлено более 60 антиклинальных структур общей площадью свыше 20 тыс. км2 [Шельфовые…, 2020], а на западе изучено строение
82
бывшей «серой зоны». В 2022 г. завершено обобщение сейсморазведочных материалов по Баренцевоморскому бассейну («Росгео», ВНИГНИ).
В Карском море изучено строение палеозойских прогибов Карской плиты и Северо-Сибирского порога — пограничной структуры, разделяющей разновозрастные
осадочные бассейны: преимущественно газоносный на юге и нефтегазоносный на
севере Карского шельфа. Структурным бурением уточнены литолого-стратиграфический состав и возраст комплексов палеозойского чехла [Малышев и др., 2023].
В новом тысячелетии, с 2005 до 2021 г., МАГЭ в тесном сотрудничестве с
ВНИИОкеангеология и ВСЕГЕИ на базе новых материалов сейсморазведки были
созданы комплекты Государственной геологической карты третьего (геоинформационного) поколения Западно-Арктического шельфа.
Нерешенные проблемы геологического строения. Несмотря на полувековую
историю изучения Баренцево-Карского шельфа и достигнутые результаты, до сих пор
не выяснены отдельные аспекты геологического строения и развития осадочных бассейнов.
В Баренцевом море дискуссионными остаются вопросы регионального характера: о стратиграфическом объеме доверхнедевонских комплексов чехла в ВосточноБаренцевском мегапрогибе и степени их дислоцированности (или отсутствии) в западной и северо-западной части бассейна, о прослеживании границы перми — триаса
на сейсмических разрезах. Актуальной остается проблема увязки палеозойских комплексов чехла Баренцевского и Северо-Карского бассейнов.
На Южно-Карском шельфе представляет интерес изучение доюрского основания:
распространения и состава триасовых образований, структуры палеозойских комплексов, соотношения байкалид/тиманид, герцинид и ранних киммерид.
Направления региональных работ. Большие площади нераспределенного фонда остаются лишь в Баренцевом море, и здесь можно предложить следующие направления региональных работ:
– профили региональной увязки с целью прослеживания и корреляции палеозойских комплексов по линиям Печорский бассейн ‒ запад Баренцева моря; Печорский — Баренцевский — Северо-Карский бассейны, при возможном партнерстве с недропользователями;
– площадные работы на относительно слабоизученных участках, в том числе в
зоне Куренцовской ступени, с целью изучения структуры палеозойских комплексов и поиска тектонически экранированных и литологических ловушек;
– изучение и картирование клиноформенных комплексов перми (Печоро-Южнобаренцевская область), триаса (северо-западная часть бассейна), юры — мела
(центральная часть бассейна).
Список литературы
1. Малышев Н. А., Вержбицкий В. Е., Скарятин М. В., Балагуров М. Д., Илюшин Д. В.,
Колюбакин А. А. и др. Стратиграфическое бурение на севере Карского моря: первый опыт
реализации проекта и предварительные результаты // Геология и геофизика. 2023. № 3.
С. 311—326.
2. Шельфовые осадочные бассейны Российской Арктики: геология, геоэкология, минерально-сырьевой потенциал / под ред. док. техн. наук Г. С. Казанина; АО «МАГЭ». Мурманск; СПб.: Реноме, 2020. 544 с.
83
СОСТОЯНИЕ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
И НАПРАВЛЕНИЯ БУДУЩИХ ГРР НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
ШЕЛЬФЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Шумский Б. В., Черных А. А., Медведева Т. Ю., Гущин А. С.
ФГБУ «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, a.a.chernykh@vniio.ru
Шельф Российской Федерации весьма обширен. Его площадь составляет свыше
6,5 млн км2 (в зависимости от методики подсчета: по бровке (изобате 600 м) — около
5,5 млн км2; с учетом исключительной экономической зоны РФ, где сохраняется суверенитет России на дно и недра, — более 7 млн км2). Около 4 млн км2 (~60%) шельфа
перспективны на углеводородное сырье (УВС).
В настоящее время перспективные участки на УВС распределены между недропользователями — 1,7 млн км2 (149 лицензионных участков). Пик лицензирования
пришелся на 2013 г., когда были предоставлены в пользование 32 участка континентального шельфа.
При достаточно неравномерной плотности сейсморазведочных работ МОВ ОГТ
2D (средняя плотность сейсмической изученности варьируется по морям — от 0,05 до
2,2 пог. км/км2) начальные суммарные ресурсы УВС составляют 129 млрд т условного
топлива (КО 01.01.2021).
Максимальные объемы сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D выполнены с
2014 по 2017 г. в восточно-арктических морях — свыше 76 тыс. пог. км (4,4%). Это
позволило увеличить плотность сейсмической изученности в морях Лаптевых и Чукотском с 0,07 до 0,17 и 0,13 пог. км/км2.
С 2000 г. закончено строительством 157 скважин глубокого бурения (447 тыс. пог. м).
Максимальное их количество пришлось на 2008 г. — 12 скважин и 2014 г. — 11 скважин.
С 2000 г. на шельфе открыто 49 месторождений УВС. Запасы УВС увеличились с
8,6 до 17,5 млрд т условного топлива.
Количество объектов, подготовленных к глубокому бурению, выросло с 21 до 94,
ресурсы УВС увеличились на 1,8 млрд т условного топлива и составили 9,9 млрд т
условного топлива.
Максимальный объем финансирования ГРР за счет всех источников финансирования пришелся на 2014 г. — 118 млрд рублей. В остальные годы объем финансирования ГРР составлял от 5 млрд (2003) до 78 млрд рублей (2017), включая ежегодные
затраты государства в среднем около 2 млрд рублей.
Введенные секторальные санкции сформировали новую реальность для российского нефтегазового сектора российской экономики.
Незавершенность регионального этапа изучения большей части регионов (северная часть западно-арктических и восточно-арктических акваторий) и отсутствие глубокого бурения привели к ситуации, когда развитие и наращивание сырьевой базы
происходят только в районах с доказанной нефтегазоносностью и, соответственно,
низким уровнем риска для недропользователя.
84
В этом, 2023 г. малоглубинное стратиграфическое бурение будет выполнено под
руководством нашего института в северо-западной части Баренцева моря с целью изучения триасово-юрских отложений и уточнения перспектив Центрально-Баренцевской ПНГО. Важно отметить, что все эти работы выполняются в тесном взаимодействии государственных учреждений и недропользователя. Планируется продолжение
подобных работ на участках слабоизученных акваторий с благоприятными геологическими условиями.
В дополнение к этим осуществляются и будут осуществляться геологоразведочные работы за счет средств государственного бюджета, нацеленные на снижение неопределенностей в углеводородных системах осадочных бассейнов континентального
шельфа и на повышение достоверности ресурсных оценок слабоизученных территорий шельфа.
85
Сборник тезисов докладов
научно-практической конференции
«Состояние и перспективы ГРР
на нефть и газ на континентальном шельфе
Российской Федерации», 1—2 июня 2023 года. Выпуск 2
Компьютерная верстка Е. В. Бурыкиной, корректор В. М. Гончар
Подписано в печать 30.05.2023. Формат 60×90 1/8
Уч.-изд. л. 4,5. Усл. печ. л. 5,5. Тираж 300 экз.
Отпечатано с готового оригинал-макета
в секторе научно-технической продукции ФГБУ «ВНИИОкеангеология»
190121, СПб., Английский пр., д. 1