ЛОКАЛИЗОВАННЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА - ГЛАВНЫЙ ФАКТОР ВЫДЕЛЕНИЯ УЧАСТКОВ ПРИ ЛИЦЕНЗИРОВАНИИ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ (на примере российского шельфа Баренцева моря)
Ю.Ф. Федоровский, Е.В. Захаров (ЗАО “Синтезморнефтегаз”)
Согласно государственной стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 г., региональные работы предполагалось проводить за счет средств федерального бюджета, а остальные - средств недропользователей. Согласно этому документу, до 2010 г. в Баренцевом море было намечено 20 участков, распределенных по 6 тендерам (Баренц-2, -3, -4, -5, -6, -7), для геологического изучения, поиска, разведки и добычи УВ на основе аукционов. Однако границы участков этих тендеров геологически совершенно необоснованны. Из всех перспективных участков в Баренц-4 и -5, а также на больших частях Баренц-2 (кроме Гуляевского блока), Баренц-3 (кроме Мурманского блока) и Баренц-7 (кроме Кильдинского блока) пока не выявлено залежей УВ, а оценены менее надежные прогнозные ресурсы категории D2. При совмещении границ участков этих тендеров с тектонической картой региона значительная часть их площади оказалась расположенной над глубокими прогибами или впадинами (т.е. в неблагоприятных структурных условиях). Кроме того, участки в тендерах Баренц-4, -5 и -7 характеризуются преимущественным развитием ловушек неструктурного типа, а на участках Рыбачинском и Семиостровском вообще отсутствует информация о вероятном типе ловушек и существенно сокращен разрез осадочного чехла, что свидетельствует о низкой вероятности открытия месторождений УВ. Такая ситуация характерна при действующем порядке предоставления права пользования недрами, когда на геологическое изучение предлагаются, прежде всего, наименее привлекательные участки. Понятно, что те из них, в которых подсчитаны прогнозные ресурсы категории D2 и оцененные по высокой стоимости, не могут вызвать заинтересованность недропользователей в проведении дорогостоящих поисково-разведочных работ.
Исправление этой ситуации для наиболее перспективного, но слабо изученного шельфа морей Западной Арктики, возможно, как это справедливо отметил О.М. Прищепа, если государство будет участвовать не только в региональном, но и поисково-оценочном этапах [2]. То есть это возможно в случае, если за счет федерального бюджета будут не только в полной мере (с параметрическим бурением) завершаться региональные работы, но и будет выполняться начальная стадия поисковых работ. Результаты региональных работ используются для определения аналогии геологического строения между выявленными и более изученными тектоническими элементами зонального уровня (зонами нефте- и (или) газонакопления). Результаты начальной стадии поисковых работ позволяют выявить локальные структуры-ловушки и оценить в них прогнозируемые ресурсы УВ категории D1л, а возможно, и категории С3 (при наличии подготовленных структур и месторождений УВ в том же районе). (С 1.1.2009 г. в РФ вводится новая классификация запасов и ресурсов нефти и газа, в которой ресурсы категорий С3 и D1л объединены в одну - локализованные ресурсы категории D1. Однако, поскольку эти ресурсы подсчитываются при разной степени изученности перспективных локальных структур, то это сохраняет различие в методике и достоверности их оценки.) И лишь после этого предоставлять компаниям-недропользователям лицензионные участки в соответствующих границах. В этом случае затраты государства окупятся последующей их компенсацией при получении лицензии недропользователем.
В 2006 г. министр МПР РФ Ю.П. Трутнев заявил, что “только мерами, находящимися в компетенции МПР, невозможно достичь серьезного прорыва в вопросе освоения российского шельфа” [3]. С этим трудно не согласиться. Достаточно напомнить, что аукционы на лицензионные участки в пределах российского шельфа Баренцева моря после 2000 г. не проводились [1]. Кроме того, негативное значение имеет решение об исключении из процесса геологоразведки частных российских компаний, привлечение которых могло бы компенсировать риски немалых вложений на геологическое изучение за счет их участия в добыче нефти или газа в случае открытия месторождения. В связи с изложенным, в оставшийся до 2010 г. период уже не удастся полностью выполнить предусмотренные “Государственной стратегией...” работы. Реальных предпосылок для этого при тенденциях, сложившихся в сегодняшнем недропользовании, нет.
Вместе с тем имеющаяся информация о геологическом строении и нефтегазоносности недр российского шельфа Баренцева моря (совместно с Печороморским шельфом) позволяет выбрать основные перспективные объекты зонального и локального уровней, которые по результатам оценки локализованных прогнозируемых ресурсов нефти и газа (категории С3 и D1л) имеют наибольшее практическое значение при определении приоритетных направлений и очередности проведения поисково-разведочных работ.
Нефтегазогеологическое районирование Восточно-Баренцевского мегапрогиба подробно изложено в многочисленных публикациях. Поэтому уделим внимание лишь распределению разновозрастных нефтегазоносных комплексов с установленной нефте- и (или) газоносностью в пределах перспективных тектонических элементов зонального уровня.
Основными продуктивными и перспективными интервалами в литолого-стратиграфическом разрезе осадочных отложений этого региона служат:
для скоплений нефти - верхне-среднепалеозойские карбонатные отложения;
для скоплений газа и газоконденсата - нижне-среднетриасовые и среднеюрские терригенные отложения.
Промышленная нефтеносность установлена на Сорокинском и Медынском валах в нижнепермско-каменноугольных отложениях, а на Медынском валу еще и в овинпармских отложениях нижнего девона. Кроме того, на этих же поднятиях, по аналогии с сопредельной сушей Тимано-Печорской НГП, перспективны верхнедевонские и верхнесилурийские отложения. Перспективы преимущественной нефтеносности палеозойских отложений обоснованно предполагаются в локальных структурах, расположенных между северными периклиналями упомянутых валов, а также в Рахмановской, Западно-Матвеевской, Папанинской и Междушарской структурах, расположенных в северо-восточной части погребенного Печороморского выступа, и на Костиншарском, Дмитриевском, Адмиралтейском валах, находящихся на Приновоземельской ступени (Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В., 2008).
Промышленная газоносность в нижне-среднетриасовых отложениях установлена на структурных выступах, расположенных в западной прибортовой зоне мегапрогиба (Кильдинский, Мурманский). Подобные же условия для обнаружения залежей газа в тех же отложениях вероятны на Надеждинском выступе и в северо-восточной части Куренцовской ступени, а также на Гусиноземельском, Лунинском и Альбановском выступах. Установлено также, что континентальные отложения триаса местами могли быть и нефтепроизводящими, однако масштабы генерации жидких УВ в таких толщах невелики.
Промышленная газоносность среднеюрских отложений установлена в пределах Восточно-Федынского выступа и Лудловской седловины. Именно в них открыты газоконденсатные Штокмановское, Ледовое и газовое Лудловское месторождения. Перспективы этих же отложений предполагаются в пределах погружения Восточно-Персейского выступа и Демидовско-Ферсмановской зоны поднятий (Захаров Е.В., Штейн Я.И., 2002).
На Восточно-Федынском выступе перспективны не только терригенные среднеюрские отложения, но и терригенные триасовые (особенно в ее юго-западной части, примыкающей к Центрально-Баренцевской зоне поднятий). Здесь вероятно выявление газоконденсатных залежей, причем содержание стабильного конденсата в газе вниз по разрезу, по-видимому, будет возрастать.
Продуктивность меловых отложений в рассматриваемом регионе еще не установлена. Предполагается возможная газоносность нижнемеловых песчано-алевритовых пород в пределах Лунинского выступа.
Количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа российской части Баренцева моря (вместе с Печороморским шельфом) осуществлена во ВНИИокеан- геологии по состоянию изученности на 01.01.2002 г. Основные ее результаты следующие:
общие извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) УВ, по сравнению с предыдущей оценкой (на 01.01.1993 г.), увеличились по нефти и конденсату на 265 млн т, а по свободному газу - на 3500 млрд м3;
в современной структуре этих ресурсов преобладают прогнозные ресурсы категории D2, на которые приходится 64,6 % УВ, что связано с низкой разведанностью недр (рис. 1);
увеличилась доля извлекаемых локализованных прогнозируемых ресурсов категорий C3+D1л, причем в разновозрастных отложениях, залегающих на глубине от 3 до 5 км, они составляют по нефти и конденсату 3,3 %, а по свободному и растворенному газу 11,9% соответствующих общих извлекаемых НСР УВ;
большая часть ресурсов нефти в Баренцевом море прогнозируется в верхне-среднепалеозойских отложениях, а свободного газа и конденсата - в нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложениях;
важно, что 15 % ресурсов УВ категорий C3+D1л оценено на участках шельфа с глубиной дна моря до 100 м, 52 % - на участках шельфа с глубиной дна от 100 до 200 м и 33 % - на участках шельфа с глубиной дна от 200 до 300 м и более.
Более достоверные прогнозируемые ресурсы нефти категорий С3+D1л в палеозойских отложениях оказались размещены таким образом, что:
в выявленных нефтяных месторождениях Приразломное, Варандейское, Медынское, Долгинское моря в упомянутых перспективных локальных структурах, расположенных между северными периклиналями валов Сорокина и Медынского, а также на восточной части погребенного Печороморского выступа, - 44,7 %; на Адмиралтейском валу - 40,3 % (рис. 2). Аналогичные ресурсы свободного газа в мезозойских отложениях рассредоточены на перспективных локальных структурах в тектонических элементах зонального уровня следующим образом:
в пределах Восточно-Федынского выступа и Лудловской седловины - 34,6 %;
в районе расположения таких крупных локальных структур, как Ферсмановская, Демидовская, Вернадского и Средняя, - 47,6 % (см. рис. 2).
Таким образом, очевидно, что недра шельфа российской части Баренцева моря (совместно с Печороморским шельфом), во-первых, обладают весьма значительным нефтегазовым потенциалом, во-вторых, более достоверная его часть - локализованные прогнозируемые ресурсы как нефти, так и газа технически достижима для выявления и разработки.
Увеличение сырьевой базы на одном из наиболее перспективных и финансово-привлекательном при существующем налоговом режиме шельфе рассматриваемого региона - важнейшая задача. Успешное ее решение может быть обеспечено только при проведении в перспективных, но малоизученных районах дополнительных экологических исследований, сейсморазведки 2D поискового масштаба, а также инженерных изысканий и поискового бурения на подготовленных и выявленных локальных структурах, характеризующихся высокой концентрацией извлекаемых ресурсов категорий С3 и D1л. Для реализации этого требуются много времени и значительные средства, прежде всего, на аренду/фрахт ПБУ для бурения глубоких поисковых скважин. И в этой связи представляется необходимым участие в процессе геологоразведки на континентальном шельфе Арктики частных российских (обладающих соответствующими профессиональными подразделениями) и зарубежных (обладающих современными техникой и технологиями) компаний.
Очевидно, что на континентальном шельфе, особенно наиболее перспективных морей Западной Арктики, следует не только наращивать запасы, но и развивать добычу нефти, конденсата и газа. При этом необходимо учитывать, что разработка Штокмановского газоконденсатного месторождения предусматривается в 2013 г., а Приразломного нефтяного месторождения - в 2011 г. Это означает, что для каждого из них следует своевременно выявить и подготовить к разработке месторождения-сателлиты.
Для Приразломного нефтяного месторождения ими могут стать прежде всего залежи, выявленные на перспективных структурах-ловушках, расположенных между северными периклиналями валов Сорокина и Медынского. Позже, после их выявления, могут быть использованы также прогнозируемые ныне месторождения на восточной части погребенного Печороморского выступа и на Адмиралтейском валу.
Для Штокмановского месторождения сателлитами могут быть прежде всего залежи, выявленные на локальных структурах, расположенных в западных частях Восточно-Федынского выступа и Лудловской седловины, а также в Ферсмановско-Демидовской зоне поднятий, где в целом сосредоточено 82,2 % ресурсов категорий C3+D1л. Из первоочередных перспективных локальных структур на нефть представляют интерес Дмитриевская и Папанинская, а на газ - Средняя и Медвежья.
Активному освоению УВ-месторождений, особенно в условиях морей Западной Арктики, препятствует существующая в России система налогообложения. Необходимо предусмотреть при этих работах на арктическом шельфе не только определенные налоговые льготы, но и создать эффективную нормативно-правовую базу.
Таким образом, представляется необходимым за счет средств федерального бюджета выполнять работы начальной стадии поискового этапа для выявления локальных структур и оценки в них локализованных ресурсов нефти и газа, после чего передавать участки их размещения в недропользование. При оценке стоимости нефтегазового актива должен использоваться коэффициент геологической успешности открытия месторождений нефти и газа с вероятностными средними значениями ресурсов (Захаров Е.В., Хоштария В.Н., 2008). Это снизит геологические риски для инвесторов и повысит востребованность лицензионных участков.
Для планирования добычи нефти и газа из морских месторождений в условиях Арктики необходимо уже в настоящее время проводить работы по выявлению и изучению нефтегазоносности недр новых перспективных структур - сателлитов выявленных месторождений.
Реализация изложенных предложений позволит повысить инвестиционную привлекательность соответствующих лицензионных участков и более целенаправленно проводить геолого-разведочные работы. Их целесообразно учесть при завершении разработки государственной целевой программы, уточняющей стратегию развития и освоения сырьевой базы континентального шельфа страны.
Литература
1. Богданчиков С.М. Плацдарм для Арктики // Нефть и капитал. - 2007. - № 7.
2. Прищепа О.М. Запасы запасам рознь // Нефтегазовая вертикаль. - 2008. - № 3.
3. Трутнев Ю.П. Основной резерв развития (национальная стратегия разработки нефтегазового потенциала континентального шельфа России) // Нефть России, спецвыпуск “Освоение российского шельфа”, 2006.
Ю.Ф. Федоровский, Е.В. Захаров, 2008
By authors’ opinion, the sites assigned by tenders for geological study, prospecting, exploration and hydrocarbon production on auction base are insufficiently well-grounded therefore it is necessary at the cost of Federal budget to perform works of initial exploration stage for revealing local structures and evaluating there localized resources of oil and gas and then conduct auctions for subsurface use. In estimating oil and gas active cost, oil and gas fields discovery ratio with probabilistic average values of resources should be used that will decrease geological risks for investors and increase demand for licensed sites.
For planning oil and gas production from marine fields under Arctic conditions it is necessary even presently to carry out works on revealing and studying oil and gas potential of new prospective structures - satellites of discovered fields.
Realization of the presented proposals will allow to increase investment interest of corresponding licensed sites and more purposefully carry out exploration activity. Their results should be taken into consideration in accomplishing the state target program establishing raw material base development strategy of country’s continental shelf.
Рис. 1. СТРУКТУРА НСР УВ НА 01.01.2002 г.
Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ КАТЕГОРИЙ C3+D1л, В НЕДРАХ ОСНОВНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ
А - нефть и конденсат, Б - свободный и растворенный газ