Месторождения нефти у карского моря

Роснефть открыла в Карском море два новых газовых месторождения с запасами 1,3 трлн куб.м

3 декабря 2020, 13:34
Москва, 3 декабря. По итогам бурения поисково-оценочных скважин на шельфе Карского моря Роснефть открыла 2 новых газовых месторождения.

Об этом 3 декабря 2020 г. сообщил Интерфакс со ссылкой на Минприроды РФ.

Осенью 2020 г. Роснефть завершила бурение 2 поисково-оценочных скважин — на структуре Викуловская на участке недр Восточно-Приновоземельский-1 и на структуре Рагозинская (западный купол) на участке недр Восточно-Приновоземельский-2.

Обе скважины успешно пробурены, по результатам испытаний подтверждена продуктивность юрских отложений.

Итоги бурения позволяют говорить об открытии 2 новых газовых месторождений с предварительной суммарной оценкой запасов 1,3 трлн м3.

Это означает, что как минимум одно из открытых месторождений по размерам запасов может быть отнесено к уникальным.

Материалы по месторождениям представлены в Госкомиссию по запасам ГКЗ Роснедр.
Завершение экспертизы планируется в декабре 2020 г., в результате чего будет принято решение о статусе месторождений и их постановке на госбаланс.

Самостоятельное бурение на шельфе Карского моря Роснефть начала в июле 2020 г.
Информацией о проводимых работах компания делится очень ограниченно, учитывая санкции США, действующие против российских арктических шельфовых проектов.
Так, Роснефть так и не раскрыла названия буровых установок, которые вели бурение поисково-оценочных скважин.

Зато глава Роснефти И. Сечин рассказал президенту РФ В. Путину об уникальных технологических решениях, которые компания использовала при бурении скважин в районе, где работы осложнялись сравнительно небольшой глубиной моря и близостью к источникам образования айсбергов.

Для решения этой проблемы применялось решение, когда устье скважины убирается под поверхность дна, чтобы не допустить повреждений обломками айсбергов, которых много на мелководье.

Для этого бурится специальная шахта глубиной 15 м и диаметром почти 2 м, что уникально для российского шельфа.

Специально для проекта Корпоративный научно-проектный комплекс Роснефти спроектировал и изготовил специальное долото-расширитель диаметром 1,8 м.

Суммарные запасы участков недр Восточно-Приновоземельский-1 и 2 составляют 2 млрд т нефти и 3,7 трлн м3 газа.

Однако пока сообщается лишь об открытии газовых месторождений, хотя рассмотрение в ГКЗ пока не завершено.

В 2014 г. на участке недр Восточно-Приновоземельский-1 по итогам бурения скважины Университетская-1 было открыто месторождение Победа.

На тот момент партнером Роснефти по проекту являлась ExxonMobil, но из-за санкций США компания была вынуждена выйти из проекта.

Причем ExxonMobil приложила максимум усилий, чтобы завершить бурение, несмотря на угрозу санкций.

Компания объясняла невозможность остановки проекта сложностью работ и непростой экологической ситуацией, что обернулось для компании внушительным штрафом, который впрочем удалось оспорить.

Бурение оказалось успешным — скважина Университетская-1 подтвердила наличие залежей углеводородов.

Было открыто нефтегазовое месторождение Победа с запасами по категории С1+С2 — 130 млн т нефти и около 500 млрд м3 газа.

После ухода ExxonMobil Роснефть пообещала продолжить бурение в Карском море самостоятельно, на что потребовалось почти 6 лет.

Роснефть рассматривает Карское море как регион стратегической важности.
Запасы на шельфе в Карском море оцениваются в 4,9 млрд т нефти и 8,3 трлн м3 газа.

Компания серьезно нацелена освоение запасов южной части Карского моря, а также ведет серьезные исследования в северной части, включая стратиграфическое бурение для оценки нефтегазового потенциала Северо-Карского бассейна.

Ведомство Рогозина сумело при помощи мощного лазерного луча оживить «Луноход-2». С помощью мобильной бурильной установки (была изготовлена и смонтирована по программе КГБ СССР, но по причине секретности информация о ней ранее не сообщалось) было произведено пробное бурение и анализ проб. В результате, на глубине 4756 метров обнаружены породы лунного грунта с обводнением в 3,78 промилле на см2.
Данное открытие российских ученых позволит не только начать промышленную добычу и реализацию всем потребителям лунной поверхности, но и обеспечит промышленные объемы для загрузки в резервуары космических кораблей для снабжения МКС и транзита на Землю.

Источник

Карское море – перспективный полигон для изучения и освоения углеводородных ресурсов

Представлены перспективные области взаимодействия компаний-недропользователей и предприятий Роснедра в изучении и освоении углеводородных ресурсов шельфа Карского моря: совместное обсуждение новых участков недр и выбора очередности в их представлении на аукционы; исследование перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений; проведение геолого-гидрогеохимических исследований и выполнение стратиграфического бурения. Карское море — это полигон интенсивного и, в целом — успешного взаимодействия государства и компаний-недропользователей, характеризующийся пониженными рисками, в частности — геологическими. Предложенные направления дальнейшего сотрудничества будут способствовать углублению геологических знаний о регионе и наращиванию ресурсной базы УВС.

Шельф Карского моря включает две существенно отличающиеся по геологическому строению части – южную и северную. Первая – Южно-Карская нефтегазоносная область (НГО) в нефтегазогеологическом отношении является акваториальным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и это является определяющей чертой перспективности региона на углеводородное сырьё (УВС). Еще в советское время здесь были открыты два уникальных газоконденсатных месторождения — Русановское и Ленинградское, а совсем недавно, в 2019 г. — третье уникальное газоконденсатное месторождение им. В.А. Динкова. Вторая – северная часть – является самостоятельной Северо-Карской перспективной нефтегазоносной областью (СПНГО), на площади которой до настоящего времени не пробурено ни одной скважины.

Карское море относится к западно-арктическим акваториям – в целом – наиболее изученным сейсморазведкой и бурением. В распределении ресурсов углеводородов (УВ) категории Д₀+Дл+Д₁+Д₂ (далее — Д₀+Д) для каждого типа флюида по акваториям арктических морей, проиллюстрированном на диаграмме (рис.1), отчетливо виден контраст между показателями западно-арктических и восточно-арктических морей. Шельфы первых характеризуются обширной ресурсной базой — в 5-7 раз превышающей аналогичные показатели восточно-арктических акваторий. Баренцево, включая Печорское, и Карское моря являются регионами с доказанной промышленной нефтегазоносностью, они хорошо изучены сейсморазведкой МОВ ОГТ 2D (рис.2), и на отдельных участках — сейсморазведкой 3D. Практически весь объем глубокого бурения сосредоточен в западной части Арктики.

Шельф Карского моря заметно выделяется на фоне шельфа Баренцева моря по количеству ресурсной составляющей по категориям Д₀+Д. Это неудивительно, т.к. в последние пять лет здесь интенсивно выполнялись геологоразведочные работы (ГРР). Например, в 2018 г. завершились 3 объекта ГРР за счет средств госбюджета, в результате которых оценено 34 локальных объекта по мезозойскому и палеозойскому осадочным комплексам. За последние 3-4 года в южной части Карского моря недропользователями было пробурено 5 глубоких (4 поисковых и 1 разведочная) скважин (рис.3). Только в минувшем 2019 г. были открыты 3 месторождения: вышеупомянутое уникальное газоконденсатное им. В.А. Динкова, крупное газовое Нярмейское и по результатам бурения на суше – прибрежно-морское газоконденсатное Няхартинское. Для сравнения, за этот же период пробурена 1 скважина в море Лаптевых – первооткрывательница Центрально-Ольгинского месторождения, и ни одной скважины – на остальной части Арктического шельфа, включая Баренцево море.

Рис.1. Диаграмма распределения ресурсов категорий Д₀+Д нефти, газа и конденсата по акваториям арктических морей к 2020 г.

Рис.2. Изученность морей Арктики сейсморазведкой МОВ ОГТ 2D и глубоким бурением.

Рис.3. Таймлайн глубокого бурения на шельфе Карского моря.

Уровень освоения Карского моря по программе ВИПР

Действующим документом, целью которого является обеспечение сбалансированного развития минерально-сырьевой базы для удовлетворения потребностей экономики страны и выполнения экспортных обязательств Российской Федерации (РФ) на основе современной геологической изученности, служит государственная программа «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (ВИПР), утвержденная постановлением Правительства от 15 апреля 2014 г. № 322. Срок реализации программы установлен — с 1 января 2013 до 31 декабря 2024 г. Этот документ является законодательным основанием для сотрудничества с недропользователями. К 2018 г. стало возможным оценить уровень выполнения программы ВИПР по подпрограмме «Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологического изучения недр», по ее основным показателям, которыми являются – прирост ресурсов УВ по категории Д_л (локализованные) с нарастающим итогом и прирост запасов УВ категории С₁ (разведанные) с нарастающим итогом, за истекший 5-летний период. Прирост ресурсов Д_л происходит в результате ГРР на объектах работ, выполняемых за счет средств госбюджета, а прирост запасов С₁ – в результате ГРР, включая бурение, выполняемых недропользователями на лицензионных участках.

Так, по воспроизводству и использованию УВ ресурсов категории Д_л на континентальном шельфе РФ с 2013 по 2015 гг. происходило перевыполнение запланированных объемов прироста на 174%, 68% и 13%, соответственно. Пропорции по разным фазам УВ следующие: нефть+конденсат — 198%, 86% и 37%, газ — 166%, 63%, 7%, соответственно) (рис.4).

В 2016 и 2017 гг. приросты ресурсов оказались ниже запланированных. Это связано с тем, что работы по обработке и комплексной интерпретации полученных при проведении ГРР на нефть и газ в 2015-2016 гг. геолого-геофизических данных были выполнены позднее – АО «Росгеология» в 2018 г., в рамках отдельного Государственного Контракта №82 от 16.09.2016 г., финансируемого через Департамент по недропользованию по Центрально-Сибирскому Федеральному округу (Центрсибнедра). Поэтому существенный прирост ресурсов категории Д_л произошел уже в 2018 г. Однако, большая часть прироста в 2018 г получена в результате ГРР на Восточно-Белоостровской площади, финансирование по котором осуществлялось через Департамент по недропользованию по Северо-Западному Федеральному округу.

Рис.4. Прирост ресурсов по категории Дл с нарастающим итогом и плановый показатель по государственной программе ВИПР.

В структуре запасов по Карскому морю основные изменения запасов произошли в результате ГРР и переоценки. В 2013 г. основной прирост по запасам газа произошел в связи с ГРР на Крузенштернском месторождении (часть запасов впервые была поставлена на баланс по шельфу). В 2014 г. основной прирост запасов газа связан с работами на месторождениях Юрхаровское, Победа и Семаковское. В 2015 г. прирост запасов газа произошел в результате ГРР на Тота-Яхинском месторождении. В 2016 г. списаны запасы по газу в результате их переоценки на Юрхаровском месторождении. В 2017 г. прирост запасов газа произошел в результате ГРР на Салмановском (Утреннем) и Каменномысском месторождениях. В 2019 г. прирост газа связан с открытием месторождений им. В.А. Динкова и Нярмейского.

Запасы нефти на шельфе Карского моря уменьшились в 2017 г. в результате ГРР на Салмановском (Утреннем) месторождении.

По запасам газоконденсата происходили следующие изменения: в 2013 г. – в результате ГРР на Юрхаровском, Салмановском (Утреннем) и Салекаптском месторождениях; в 2014 г. – ГРР на Юрхаровском месторождении; в 2016 г. – переоценка запасов на Юрхаровском, Северо-Парусовом, Южно-Тамбейском месторождениях; в 2017 г. – ГРР на Салмановском (Утреннем) месторождении и ГРР и переоценка на Крузенштернском месторождении; в 2019 г. получен прирост за счет открытия месторождений Няхартинского и им. В.А. Динкова.

Рис.5. Прирост запасов по категории С₁ с нарастающим итогом и плановый показатель по государственной программе ВИПР.

Если прирост запасов категории С₁ происходит в основном за счет ГРР проводимых недропользователями в южной части Карского моря, т.к. именно там расположены месторождения УВ, то прирост ресурсов по категории Дл получен в результате ГРР за счет госбюджета, проводимых не только на объектах в южной части шельфа, но и расположенных в Северо-Карской СПНГО и на границе Южно-Карской НГО и Северо-Карской СПНГО (рис.6). Среди объектов ГРР, выполненных с 2013 по 2018 гг. выделяется объект по Восточно-Белоостровской площади, ресурсная оценка которого от 3 до 6 раз превышает аналогичные показатели по другим объектам. Причина столь значительной разницы заключается в расположении этого участка недр в наиболее изученном и перспективном центральном секторе Южно-Карской НГО.

Рис.6. Объекты ГРР в Карском море, выполненные за счет средств государственного бюджета в период с 2013 по 2018 гг. и ресурсы категории Дл по этим объектам.

Сокращения к рисунку, площади ГРР: Северо-Сибирский порог (ССП), Припайхойская моноклиналь (ПМ), прогибы Святой Анны и Воронина (САиВ), Байдарацкая губа (БГ), Енисейский залив (ЕЗ), Восточно-Белоостровская площадь (ВБ); *- по этим объектам приведена единая оценка по нефти и конденсату.

В целом можно констатировать, что освоение Карского шельфа идет особенно успешно в его южной части, в центральном секторе и на приямальском шельфе. Большую роль в этом играет близость п-ова Ямал, где открыто множество месторождений и уже активно идет их разработка и добыча УВ.

Перспективные направления работ

В связи с вышесказанным представляется, что существуют достаточно широкие, пока не используемые возможности для наращивания ресурсной базы УВС и продолжения успешного сотрудничества компаний-недропользователей и организаций Минприроды – Роснедр в изучении и освоении нефтегазовых ресурсов Карского моря. Среди них можно выделить следующие направления:

— подготовка новых лицензионных участков;

— прогноз продуктивности палеозойских отложений;

— включение в комплекс выполняемых ГРР геолого-гидрогеохимических исследований;

— выполнение малоглубинного структурного бурения в северной части Карского моря.

Подготовка новых лицензионных участков

В России ГРР по поискам и освоению месторождений нефти и газа разделены между предприятиями системы Минприроды России – Роснедра, выполняющими региональный этап ГРР за счет средств федерального бюджета, и недропользователями, осуществляющими поисково-оценочный и разведочный этапы. В идеале компания-недропользователь получает лицензионный участок с завершенным региональным этапом ГРР, что подразумевает заверку его геологического строения данными ближайшей параметрической скважины и приступает к поисково-оценочным работам.

Действительность, по крайней мере, на арктическом шельфе оказалась жестче. Во-первых, параметрическое бурение как завершающий элемент регионального этапа ГРР в последние десятилетия не выполнялось, в том числе – в неразбуренной северной части Карского моря. Во-вторых, недропользователи получили в свое распоряжение практически все перспективные участки арктического шельфа, включая огромные по площади, с незавершенным региональным этапом ГРР. По действующему законодательству дальнейшая деятельность организаций Минприроды России – Роснедра на этих участках исключена. Таким образом, в последние годы функции Минприроды России в отношении УВС свелись к контролю за выполнением условий лицензионных соглашений и выполнению весьма ограниченных объемов ГРР для подготовки участков для аукционов, преимущественно в транзитных зонах внутренних морских вод и территориального моря.

По результатам ГРР, выполненных за счет средств госбюджета, в южной части Карского моря специалистами ФГБУ «ВНИИОкеангеология» предлагается достаточно широкий выбор перспективных объектов лицензирования. Он включает следующие участки недр (УН): Мордыяхинский, Южно-Новопортовский, Северо-Сандибинский, Усть-Обский, Гыданский 1 и 2 и др. Среди последних – участки, рекомендованные к лицензированию в результате завершенных в 2018 г. объектов ГРР – Байдарацкий, Енисейский и Восточно-Белоостровский (рис.7). Два участка – Усть-Енисейский и Минховский – были выставлены на аукцион в 2019 г.

Рис.7. Участки недр, предлагаемые ФГБУ «ВНИИОкеангеология» к лицензированию в Карском море.

Изучение перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений

Широко известно, что в южной части Карского моря промышленной нефтегазоносностью обладают юрско-меловые отложения. Однако, по последним данным, предполагается наличие перспективных объектов и в палеозойской части осадочного чехла. Проблема изучения перспектив нефтегазоносности палеозоя южной части Карского моря может стать предметом совместной разработки организаций Минприроды – Роснедра и недропользователей.

Нефтегазоносность палеозойских карбонатных пород установлена в юго-восточной части п-ова Ямал на Новопортовском месторождении. В интервале от 2486-2940 м открыты 4 газоконденсатные залежи [Скоробогатов, 2003], одна из которых приурочена к палеозойской органогенной постройке. В восточной части южного купола палеозойские отложения опробованы в скважинах 107 и 129, где получены притоки газа дебитами 379.1 и 20.7 тыс. м 3 /сутки на диафрагмах 14.8 и 11 мм, соответственно. В скважинах 91 и 104 в этой части получены притоки воды. Размеры залежи составляют 11 х 6.5 км, высота 130 м. В северной части, при опробовании скважины 124 получен совместный приток газа и воды. Дебит газа составил 145.2 тыс м 3 /сутки, воды 14.7 м 3 /сутки на диафрагме 8.6 мм. В газоконденсатных залежах в палеозойских отложениях содержание стабильного конденсата в газе составляет 43.5 г/м 3 . В скважинах 216 и 217 получены данные о карбонатном массиве. В скважине 216 на глубине от 2940 до 3308 м в десяти интервалах получены притоки газа (местами с водой и нефтью) дебитами 582.1 тыс м 3 /сутки на 20.3 мм диафрагме [Скоробогатов, 2003]. В скважине .217 в кровельной части получен приток газа дебитом 496.6 тыс. м 3 /сутки на 16.2 мм диафрагме.

Приведенные данные по нефтегазоносности палеозойской части разреза представляют очевидный практический интерес и должны учитываться при разработке на участках недр, в частности, в южной части Обской губы – ранее упомянутых Южно-Новопортовском, Северо-Сандибинском и Усть-Обском. Вместе с этим очевидно, что прогнозируемые ресурсы палеозоя будут играть здесь подчиненную роль по отношению к ресурсам мезозойского интервала разреза.

Иначе может обстоять дело с предлагаемыми к лицензированию участками в Байдарацкой губе и Енисейском заливе. По мнению специалистов АО «Южморгеология», выполнявших здесь комплексные геолого-геофизические исследования за счет федерального бюджета, с палеозойскими отложениями связаны главные перспективы нефтегазоносности. На Байдарацком УН выявлены перспективные объекты связанные с аномалиями типа «риф» по кровле каменноугольных (ОГ II) и девонских (ОГ III) отложений. Глубины их залегания составляют от 600 до 2100 м. Локализованные ресурсы по категории Д_л на Байдарацком УН по газу составляют 343 млрд. м 3 и по конденсату 9 млн. т. На юго-востоке Карского моря, в Енисейском заливе (Енисейский УН) в палеозойской осадочной толще оконтурено восемь антиклинальных ловушек по кровле вендско-нижнекембрийских (ОГ VIII) и среднекембрийско-среднедевонских (ОГ VIIа) отложений, которые залегают на глубинах доступных для бурения – от 1800 до 4600 м. Прогнозные ресурсы УВ по категории Д_л на Енисейском УН для объектов палеозоя оцениваются в 123 млн.т. по нефти и 279 млрд.м 3 по газу.

В северной части Карского моря, в качестве перспективных рассматриваются в основном отложения палеозоя, которые доминируют в составе осадочного чехла. Косвенные сведения о составе и нефтегазоносности пород получены по результатам изучения обнажений на близлежащих островах и архипелагах. По результатам ГРР, завершенных АО «Росгеология» в 2017 г. в северной части Карского моря в районе прогибов Святой Анны и Воронина (рис.6), прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 302 млн. т, газа – в 124 млрд.м 3 . Причем, наличие нефти предполагается исключительно в отложениях палеозоя, а наличие газа не только в триасовых и юрских породах, но и в ордовикско-нижнесилурийском осадочном комплексе.

Морские геолого-гидрогеохимические исследования

Следующее направление сотрудничества – включение в комплекс ГРР, выполняемых на лицензионных участках, геолого-гидрогеохимических исследований по методике, разработанной в ФГБУ «ВНИИОкеангеология». Проведенные Институтом в 2008-2014 гг. на арктическом шельфе геолого-гидрогеохимические исследования базировались 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 вплоть до поверхносного микрослоя (Ткаченко и др., 2015). Они доказали свою высокую эффективность на рифогенных структурах Кольско-Канинской моноклинали в Баренцевом море, в пределах транзитной зоны западного приямальского шельфа и в Байдарацкой губе (рис.8), а также на подготовленной к глубокому поисковому бурению Университетской структуре на лицензионном участке Восточно-Приновоземельский-1 – в Карском море (рис.9). В последнем случае, выявленные в 2013 г. интенсивные миграционные аномалии газообразных УВ и жидких хлороформенных битумоидов с высокой долей масел при наличии парафинов в природной воде и проявлении термогенных изопреноидов (пристана и фитана) в донных осадках, позволили дать прогноз на наличие залежей нефти и газа. Этот прогноз полностью подтвердился в результате бурения первой поисково-оценочной скважины Университетская-1 – первооткрывательницы нефтегазового месторождения «Победа», запасы которого по юрско-меловому комплексу оцениваются в более 100 млн. т. легкой нефти и 338 млрд. м 3 газа.

Изложенное позволяет рекомендовать комплексирование сейсморазведочных и геолого-гидрогеохимических исследований на всех этапах нефтегазопоисковых работ – прежде всего, на региональном этапе, а также – поисково-оценочном. Результаты этих исследований могут служить дополнительным критерием при выборе участка недр для последующего лицензирования или для постановки поискового бурения, соответственно. Отработанная в ходе ГРР в южной части Карского моря комплексная методика поиска УВ может далее применяться и в северной его части, а также на других малоисследованных участках арктического шельфа. Это позволит осуществлять более обоснованный прогноз нефтегазоносности акваторий. Помимо этого, геолого-гидрогеохимические исследования позволяют проводить экологический мониторинг участков добычи УВ, что становится весьма важным в новых условиях проведения ГРР, производства и добычи УВ, к которым предъявляются все более строгие требования более бережного отношения к природной среде. А российские нефтегазовые компании всегда старались уделять должное внимание этому аспекту недропользования.

Рис.8. Участки нераспределенного фонда недр Карского моря, на которых проводились геолого-гидрогеохимические исследования, и сопоставление их с фрагментом (западная часть приямальского шельфа) структурно-геохимической схемы (Ткаченко и др., 2015).

Рис.9. Схема расположения станций комплексного гидрогеохимического пробоотбора в районе Университетской структуры и гистограммы распределения гидрогеохимических показателей в придонно-пограничном слое водной толщи вдоль сейсмических профилей VP 0736 и VP 0738 (Ткаченко и др., 2015).

Малоглубинное структурное бурение

Как было сказано выше, палеозойские отложения как главный перспективный комплекс предполагаются в Северо-Карской СПНГО, и для подтверждения этого прогноза специалистами ФГБУ “ВНИИОкеангеология» и АО «Росгеология» предлагается выполнение здесь малоглубинного структурного бурения.

Вопрос о необходимости выполнения на шельфе структурного (стратиграфического) бурения как обязательного элемента ГРР ставился специалистами Института уже давно, по крайней мере, с 2005-го г., но безрезультатно. Данный вид бурения осуществляется нашим соседом по шельфу – королевством Норвегия, в лице Норвежского нефтяного директората – государственного специализированного управления и распорядительного органа. Коллеги с конца 1980-х гг. последовательно реализуют малоглубинное стратиграфическое бурение на акватории Баренцева моря для решения фундаментальных задач нефтяной геологии. Глубины пробуриваемых ими скважин составляют первые сотни метров. Однако это позволяет в благоприятных геологических условиях изучить весь стратиграфический разрез конкретного участка акватории. По мнению норвежских коллег, малоглубинное бурение сегодня является наиболее доступным методом для получения стратиграфической информации о глубокозалегающих отложениях в областях Баренцева моря, закрытых для коммерческого (в нашем случае – глубокого) бурения [Resource report. 2016]. Так, в 2015 г. ими был выполнен 45-дневный рейс в северную часть моря (район о.Белый), в ходе которого при глубинах моря 230-260 метров были успешно пробурены семь скважин от 52 до 200 м глубиной. Общий выход керна составил 1048 м.

Несколько лет назад данное предложение получило новый импульс благодаря возвращению в РФ научно-исследовательского судна «Бавенит», принадлежащего ОАО «Арктическая инженерно-геологическая экспедиция (АМИГЭ)» (входит в АО Росгеология) [Черных и др., 2019]. Это судно ледового класса ARC-4 проекта П-2790, имеющее классификацию DYNPOS-2 и неограниченный район работ. В настоящее время НИС «Бавенит» является одним из самых оснащенных инженерно-геологических судов в России. Оно способно выполнять бурение (с использованием комбинированной колонны из стальных и алюминиевых труб) инженерно-геологических/структурных скважин на глубину до 400 м при глубинах воды до 1200 м, а также пилотных скважин — на глубину до 500 м при глубинах воды до 1500 м. Недавно был проведен капитальный ремонт судна на верфи Tallinn Shipyard с заменой и модернизацией основных узлов и агрегатов. В результате НИС «Бавенит» было укомплектовано новым буровым и геотехническим оборудованием, позволяющим бурить инженерно-геологические скважины и выполнять статическое зондирование (РСРТ) как донной забортной установкой с усилием до 20 т, так и внутрискважинным оборудованием в любом интервале бурения. Оборудование дает возможность отбирать ненарушенные образцы проб как в текучих, так и в полускальных грунтах всеми имеющимися в настоящий момент технологиями: задавливаемой, ударной, вибрационной и вращательной колонковой.

НИС «Бавенит» располагает богатым опытом выполнения неглубокого бурения с отбором керна в диапазоне глубин моря от нескольких десятков до 1713 м. Применительно к обсуждаемым нами проблемам теперь главное — поставить во главу угла не инженерно-геологические, а стратиграфические задачи. Площади будущих работ — это вышеупомянутые неизученные области всех арктических морей, включая обсуждаемую северную часть Карского моря. Всюду здесь существуют участки, на которых можно решать ключевые стратиграфические задачи с применением малоглубинного, до 500 м, бурения. В настоящее время разработан (и планировался к реализации в 2019 г.) проект бурения трех структурных скважин в северной части Карского моря, в нераспределенном фонде недр. Проектные разрезы скважин предполагают уточнение возраста и литологии маломощной толщи мезо-кайнозойских отложений и, главное – вскрытие перспективных палеозойских толщ, получение первых прямых данных о свойствах этого перспективного нефтегазового комплекса отложений (рис.10).

Подобные проекты в настоящее время запланированы к выполнению и на лицензионных участках ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром». Это позволит получить важную геологическую информацию, не дожидаясь того времени (возможно, весьма отделенного) когда будут решены проблемы с приобретением/арендой необходимого «стандартного» оборудования для глубокого бурения на шельфе.

Рис.10. Проектные разрезы стратиграфических малоглубинных скважин в северной части Карского моря.

Существуют вполне определенные возможности более широкого и, со всей очевидностью, более успешного сотрудничества организаций Минприроды России – Роснедра и недропользователей в государственном деле изучения и освоения нефтегазовых ресурсов шельфа Карского моря. Основными перспективными направлениями взаимодействия и сотрудничества могут быть:

— подготовка к лицензированию новых участков;

— изучение перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на акватории Карского моря;

— выполнение геолого-гидрогеохимических исследований в ходе региональных и поисково-оценочных работ;

— выполнение стратиграфического бурения на неразбуренных перспективных площадях северной части Карского моря.

Таким образом, можно утверждать, что Карское море – это полигон интенсивного и, в целом – успешного взаимодействия государства и компаний-недропользователей, характеризующийся пониженными рисками, в частности геологическими, и обладающий перспективами усиления такого взаимодействия. Предложенные направления дальнейшего сотрудничества будут способствовать углублению геологических знаний о регионе и наращиванию ресурсной базы УВС.

Авторы выражают благодарность за помощь в подготовке материалов к статье сотрудникам сектора информационного обеспечения недропользования Т.Н. Матюхиной и А.С. Гущину.

1. Ткаченко Г.Г., Ванштейн Б.Г., Супруненко О.И., Поселов В.А. Основы эффективной методики нефтегазопоисковых геолого-гидрогеохимических исследований на арктическом шельфе России // Neftegas.ru, 7-8, 2015, с.28-33

2. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение Ямала // Недра, 2003, 352 с.

3. Черных А. Супруненко О., Руденко М. Бурить на арктическом шельфе или ждать? // Нефтегазовая вертикаль, 2019, №3-4 (448), с. 42-47.

Источник