Углеводородный потенциал Печорско-Баренцевоморского бассейна

Печорско-Баренцевоморский бассейн (ПББ) терра-аквального типа занимает обширную область погружений земной коры, ограниченную Канино-Тиманской грядой, сeверо-восточным склоном Балтийского щита, Уральской и Пайхойско-Новоземельской складча-то-надвиговыми областями. Ha сeверо-востоке бассейн ограничивается Тай-мыро-Североземельским поднятием, a в северной части — поднятиями Земли Франца-Иосифа и Шпицбергена. На крайнем сeверо-западе граница ПББ с Норвежским бассейном несколько условно проводится по восточным склонам поднятий Стаппен и Лоппа (рис. 1). Общая площадь бассейна оценивается в 2100 тыс. км2, а объем осадочного выполнения — в 11—13 млн км3. Площадь континентальной части бассейна составляет около 320 тыс. км2, а объем осадочных пород — 1.8 млн км3 (Малышев, 2002).

ПББ является одной из крупнейших по запасам нефтегазоносных территорий России. Нефтегазовый потенциал региона достигает сегодня 10 % рeсур-сов углеводородного сырья (УВС) Российской Федерации [3].

В пределах ПББ традиционно выделяются Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) (суббассейн) с акваториальным продолжением в Печорском море, а также Баренцевомор-ско-Северокарская нефтегазоносная провинция. Эти суббассейны на определенных этапах своей эволюции характеризовались автономностью в условиях генерации углеводородов (УВ) и формирования их скоплений.

Тимано-Печорская НГП, к которой относятся Печорский осадочный бассейн и часть его структурного обрамления (юго-восточный склон Тиманс-кой гряды и передовые складки Урала), в тектоническом отношении соответствует Печорской плите. В провинции промышленная нефтегазоносность установлена практически по всему разрезу осадочного чехла, и на сегодняшний день открыто более 220 месторождений УВ (рис. 2). B Тимано-Печорской HΓΠ выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: среднеордовикско-нижнедевонский терригенно-карбонат-ный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, среднефранско-турнейс-кий терригенно-карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, верхне-визейско-нижнепермский карбонатный, нижнепермский (артинско-кунгур-ский) терригенно-галогенный, верхне-

Рис. 1. Осадочные бассейны европейского сeвера России: ПБ — Печорско-Баренцево-морский, М — Мезенский, СР — Среднерусский, ВУ — Bолго-Уральский, ЗС — Западно-Сибирский (Малышев, 2002).

Условные обозначения: 1—3 — границы: 1 — подвижных поясов, 2 — крупнейших (надпорядковых) структур, 3 — осадочных бассейнов; 4 — тектонический уступ в пределах континентальной ступени, 5 — краевые части осадочных бассейнов, перекрытые по взбросо-надвигам складчатыми сооружениями Урала, Пай-Хоя и Тимана.

Крупнейшие структуры (цифры в квадратиках): 1 — Уральский кряж, 2 — Пайхойско-Новоземельская гряда, 3 — Северо-Сибирская седловина (порог), 4 — Таймырская гряда, 5 — поднятие Свальбарда, 6 — Балтийский щит, 7 — Канино-Тиманская гряда

пермский и триасовый терригенные. В настоящее время основная промышленная добыча нефти, газа и конденсата на европейском сeвере России связана с Тимано-Печорской НГП, где накопленная добыча нефти превысила 500 млн т, газа — 400 млрд м3.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) УВС провинции оценены в 20.5/8.2 млрд т. условного топлива (гео-

Рис. 2. Карта нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции

логические/извлекаемые), в том числе нефти — 16.3/5.0 млрд т (60 %), свободного газа — 2.7 трлн м3 (33 %), попутного газа — 1.2/0.4 трлн м3 (5 %) и конденсата — 404/196 млн т (2 %) (табл. 1).

Разведанность НСР УBС провинции составила 45 % с учетом предварительно оцененных запасов (категории С2), а без учета — 37 %; нефти — соответственно 47 и 36 %; свободного газа — 40 и 37 %.

Извлекаемые запасы нефти (категорий A+B+С1) по месторождениям Ти-мано-Печорской НГП составляют 1.3 млрд т, свободного газа — 637 млрд м3. По запасам нефти Тимано-Печорская НГП занимает четвертое место в стране и, несмотря на высокую степень разведанности недр, имеет хорошие перспективы для их наращивания.

Прогнозные (неразведанные) ресурсы нефти на суше Тимано-Печорской НГП оцениваются в 2.45 млн т, газа — 1.55 млрд м3.

Bместе с тем следует отметить значительную диспропорцию в степени вовлечения в промышленную разработку месторождений УBС по территориям субъектов федерации.

Так, в Республике Коми в разработке находится уже более 67 % запасов промышленных категорий нефти и 64% запасов газа, в Ненецком АО 28 % запасов нефти и 17 % газа.

Bыработанность запасов нефти (категорий A+B+С1) также существенно различается: в Республике Коми она составляет около 49.4 %, в Ненецком АО — 7.6 %.

Bыработанность запасов газа (категорий A+B+С1) в Республике Коми составляет 73 %, в Ненецком АО — 0.7 % [4].

Акваториальное продолжение Ти-мано-Печорской провинции в Печорском море и Баренцевоморско-Северо-карская провинция являются одними из важнейших и первоочередных для освоения регионов России, где предполагаются высокая рентабельность морских работ и реальная возможность открытия крупных месторождений УB. B соответствии с прогнозной оценкой, НСР УBС шельфа России составляют около 136 млрд т у. т., извлекаемые суммарные ресурсы — более 100 млрд т у. т. НСР нефти и газа составляют в общем объеме соответственно 13 и 87 % (приблизительная оценка). Анализ структуры распределения НСР по акваториям показывает, что более 90 % ресурсов сосредоточено на континентальном шельфе арктических и дальневосточных морей. На долю шельфов Барен-

Рис. 3. Распределение НСР УBС по морям Российской Арктики

цева и Печорского морей приходится около 40 % НСР УBС морей Российской Арктики (рис. 3). Общие суммарные ресурсы Баренцево-Карского региона оцениваются приблизительно в 80 млрд т у. т. [5].

Освоение шельфа Арктики будет являться принципиально новым этапом развития топливно-энергетического комплекса России в XXI в. На сегодняшний день в пределах шельфа Баренцева и Печорского морей открыто 11 месторождений УB (рис. 4, табл. 2), в том числе четыре нефтяных (Приразломное, Bарандейское-море, Медынское-море, Долгинское), одно нефтегазоконденсатное (Северо-Гуляевское), три газоконденсатных (Штокмановское, Поморское, Ледовое), три газовых (Северо-Киль-динское, Мурманское, Лудловское). Для Баренцева моря характерна преимущественно газовая составляющая, а для Печорского — нефтяная. Коэффициент успешности поисковых работ на шель-

Таблица 1

Регион	Нефть, млн т	Свободный газ, млрд м3	Растворенный газ, млрд м3	Конденсат, млн т	Всего УВ, млн т у. т.
Печорско-Баренцевоморский бассейн, всего	25 753 7 845	28 481	2 006 637	1 282 809	57 521 37 772

Структура НСР УВС Печорско-Баренцевоморского бассейна (геологические/извлекаемые) [1]

В том числе:

Тимано-Печорская провинция	16 229 4 905	2 701	1 166 381	404 196	20 500 8 183
Республика	7418	1 673	476	337	9 904
Коми	2 181		158	156	4 168
Ненецкий АО	8 811	1 028	689	67	10 596
	2 724		223	41	4 016
Акватория	9 524	25 780	840	878	37 021
	2 940		256	613	29 589
Баренцево	2 030	23 466	250	524	26 270
море	609		75	389	24 539
Печорское	7 494	2 314	590	354	10 751
море	2 331		181	224	5 050

ЭЛИТЕ                      «ЛИГЕ                    5ОХПГЕ                    «ЛИГЕ                     ИЛЛГЕ

Рис. 4. Месторождения углеводородов Баренцева и Карского морей

фе в среднем составляет около 0.6. Наряду с довольно большим количеством локальных антиклинальных поднятий, сейсморазведкой здесь установлен ряд органогенных построек девонского и каменноугольно-раннепермского возраста, а также отдельные неантиклинальные ловушки других типов.

Перспективы дальнейших исследований во многом будут связаны с технико-экономическими возможностями освоения уже открытых запасов углеводородов. «Первыми ласточками» в освоении континентального шельфа Арктики будут являться два пилотных проекта, которые связаны с уникальным по величине запасов Штокмановским газоконденсатным месторождением, расположенным в центральной части Баренцева моря, а также Приразломным нефтяным месторождением в восточной части Печорского моря. Нача- ло разработки этих месторождений станет важным этапом в освоении нефтяных и газовых ресурсов арктического шельфа России.

Лицензиями на разведку и добычу углеводородов на обоих месторождениях владеет ЗАО «Севморнефтегаз» — дочернее предприятие ОАО «Газпром».

Штокмановское газоконденсатное месторождение было открыто в 1988 г. с борта научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получило своё название. Оно расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска, на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

На месторождении пробурено семь поисковых и разведочных скважин. Промышленная газоносность связана с терригенными среднеюрскими коллекторами, в которых выявлены три залежи на глубине 1900—2300 м, тип залежей — пластовые сводовые. Коллекторы — песчаники с гранулярной открытой пористостью от 16 до 26 %, газопроницаемость достигает 2 мкм2. Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощности достигают 85 м.

Газ месторождения метановый (93—97 %), бессернистый, низкоуглекис-лый (до 1.2 %), низкогелиеносный (0.021—0.027 %). Содержание конденсата низкое — от 5 до 12.5 г/м3. Конденсат малосмолистый (0.14—0.19 %), мало-

Таблица 2

Месторождения углеводородов Печорско-Баренцевоморского шельфа [2]

Месторождение, год открытия	Фазовое состояние УB	Bозраст вмещающих отложений	Крупность месторождения	Тип коллектора
	Печорское море
Поморское, 1985	нефть, газоконденсат	С 3 —Р 1	среднее	карбонатный
Северо-Гуляевское, 1986	нефть, газоконденсат	Р 2 , С 3 —Р 1	среднее	терригенный, карбонатный
Приразломное, 1989	нефть	С 3 —Р 1	крупное	карбонатный
Bарандей-море, 1995	то же	С 3 —Р 1	среднее	карбонатный
Медынское-море, 1997	– // –	С 3 —Р 1 , D 3 , D 1	крупное	карбонатный
Долгинское, 1999	– // –	Р 2 , С 3 —Р 1	крупное	терригенный, карбонатный
	Баренцево море
Мурманское, 1983	газ	триас	крупное	терригенный
Северо-Кильдинское, 1985	газ	триас	среднее	то же
Штокмановское, 1988	газоконденсат	юра	уникальное	– // –
Лудловское, 1992	газ	юра	крупное	– // –
Ледовое, 1992	газоконденсат	юра	крупное	– // –

сернистый (0.013—0.015 %), плотностью 0.798—0.820 г/см3.

Разведанные запасы месторождения оцениваются в 3.7 трлн м3 газа и более 31 млн т газового конденсата. Действующий проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд м3 природного газа и 0.6 млн т газового конденсата. Это сопоставимо с годовой добычей одного из крупнейших европейских поставщиков газа — Норвегии. Начальный этап реализации проекта предполагает годовой уровень добычи в 22.5 млрд м3 природного газа и 205 тыс. т газового конденсата. Разработка месторождения будет вестись с использованием нескольких плавучих платформ типа TLP (Tension Leg Platform). Платформы будут соединяться подводными трубопроводами с двумя наземными объектами на берегу Кольского полуострова (пос. Териберка Мурманской обл.) — заводом сжижения природного газа (СПГ) и компрессорной станцией (рис. 5). На берег пойдут чистый газ и газовый конденсат, вода будет закачиваться обратно в пласт. Полный срок разработки месторождения составит 50 лет.

Рис. 5. Схема разработки Штокмановского месторождения

B начале 2008 г. была создана компания специального назначения, которая займется разработкой Штокмановского газоконденсатного месторождения. Новая компания получила название «Shtokman Development AG», контрольным пакетом акций (51 %) владеет «Газпром», а 25 и 24 % получили, соответственно, французская «Total» и норвежская StatoilHydro. B задачи новой компании будут входить проектирование, разработка, строительство, финансирование и собственно эксплуатация объектов первой фазы освоения месторождения, которая, по предвари- тельным оценкам, обойдется в 12—14 млрд дол. Месторождение станет ресурсной базой для поставок российского газа (как по трубопроводам, так и полученного с использованием СПГ-техно-логий) на европейский и северо-американский рынки. Начало промышленной разработки планируется на 2013 г.

Приразломное нефтяное месторождение было открыто в 1989 г. ГПК «Арктикморнефтегазразведка» на продолжении вала Сорокина бурением в сводовой части антиклинальной структуры поисковой скв. 1 (гл. 3100 м). При испытании верхнекаменноугольнонижнепермских отложений в интервалах 2369—2438 и 2447—2487 м, после проведения солянокислотной обработки был получен промышленный приток нефти с дебитом 393 м3/cyт. Месторождение расположено в восточной части Печорского моря, в 60 км от поселка Bарандей (Ненецкий автономный округ), глубина моря в районе — 19— 20 м. На месторождении пробурено пять поисковых и разведочных скважин, в четырех из которых получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит нефти после кислотной обработки при испытании пласта был получен в скв. 3 и составил 677 м3/сут. Нефтегазоносность связана с карбонатными каменноугольно-нижнепермскими коллекторами, в которых выявлено три продуктивных горизонта, образующих единую массивную, тектонически ограниченную залежь. Извлекаемые запасы нефти категорий С1+С2 составляют 83.2 млн т.

Нефть Приразломного месторождения по качеству уступает российскому сорту Urals. Ее плотность в верхнем горизонте составляет 0.908—0.914 г/см3, а содержание серы колеблется в диапазоне 1.98—2.34 %. Она парафинистая

(весовое содержание парафина 0.14— 1.78 %) и смолистая (весовое содержание смол 8.7—10.61 %), с низким содержанием легких фракций (например, бензино-лигроиновый дистиллят — 7.8 %) и высоковязкими остатками. B двух нижних горизонтах нефть еще более тяжелая (плотность 0.928—0.94 г/см3). Кроме нефти на Приразломном имеются запасы газа в объеме 10.3 млрд м3.

Проектный уровень добычи нефти составляет 6.59 млн т, накопленная добыча нефти за рентабельный 22-летний период эксплуатации оценивается в объеме 74.45 млн т.

Проект обустройства и освоения Приразломного нефтяного месторождения реализуется силами российских научных, конструкторских, проектных и промышленных организаций. Данный проект не имеет аналогов в мировой практике, с помощью одной морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) гравитационного типа в условиях сложной ледовой обстановки будет выполняться весь комплекс технологических операций бурения и добычи нефти (рис. 6). Подготовленная к транспортировке нефть будет накапливаться в нефтехранилищах объемом до 110 тыс. м3. Далее она будет перевозиться тремя челночными танкерами усиленного ледового класса дедвейтом 70 тыс. т, которые будут доставлять нефть в Мурманск на супертанкер-накопитель «Белокаменка», принадлежащий компании «Роснефть». Затем нефть будет перегружаться на линейные танкеры дедвейтом 120—170 тыс. т и отправляться на экспорт. Начало промышленной разработки планируется на 2010 г.

Bместе с тем перспективы открытия новых месторождений УB в Печорско-Баренцевоморском бассейне далеко не исчерпаны. Как на суше, так и в шельфовой части региона к настоящему времени выявлено и подготовлено к глубокому бурению более 100 перспективных объектов, что позволяет рассчитывать в будущем на значительный прирост перспективных ресурсов и разведанных запасов углеводородов.

Открытия гигантских и крупных месторождений газа и конденсата в Барен-цевоморском регионе сделаны на отдельных, наиболее изученных участках акватории в мезозойских отложениях. Новые открытия крупных газовых месторождений в этой толще ожидаются в умеренно и слабо изученных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин, а крупных и средних по запасам место- 11

Рис. 6. МЛСП «Приразломная»

рождений нефти — в слабоизученных и неизученных палеозойских и триасовых отложениях в ловушках структурного и седиментационного (рифы, палеодельты и др.) типов на отдельных участках Кольской моноклинали, Центрального района, Адмиралтейского вала и Приновоземельской зоны.

B Печорском море на морском продолжении Тимано-Печорской провинции открытия месторождений УB сделаны в хорошо изученной верхнедевонско-триасовой части разреза, в основном на востоке акватории. Новые открытия средних и крупных залежей нефти можно ожидать в ордовикско-триасовых отложениях по всему бассейну.

Дальнейшие геолого-геофизические исследования в Западно-Арктическом секторе шельфа должны быть направлены:

— на выявление зон нефтегазона-копления в слабоизученных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин;

— на изучение особенностей строения нижних горизонтов осадочного чехла в пределах Печорского моря;

— на поиск и картирование зон развития неантиклинальных и комбиниро- ванных структурно-литологических ловушек.

По оценкам специалистов [5], только проведение комплекса региональных геолого-разведочных работ в Баренцевом море может обеспечить прирост ресурсов УB в объеме 4.5—5.4 млрд т у. т., в том числе 0.5—0.6 млрд т нефти, а в Печорском море соответственно — 0.9—1.2 млрд т у. т., в том числе 0.6—0.8 млрд т нефти.