Стратегия нефтегазопоисковых работ в оценке минерально-энергетического потенциала шельфа Арктических морей России

Здесь раскрыта общая геологическая структура изученных шельфовых зон, выявлены основные параметры нефтегазоносности, определены структурные элементы и тенденции изменения мощностей осадочного чехла.

Установлено, что средняя плотность извлекаемых НСР УВ составляет 20-25 тыс. т/км² [85]. В Западной Арктике (Баренцево и Карское моря), несмотря на скромный объем выполненных геологоразведочных работ (сейсморазведки в 5—6 раз, а бурения в 20—25 раз меньше, чем в норвежском секторе Северного моря – таблица 23), геологоразведочными работами закартированы многочисленные локальные объекты, выявлено 22 месторождения.

На шельфе Баренцева (включая Печорское) моря открыты Приразломное, Варандей-море, Медынское-море, Долгинское нефтяные, Приразломное, Варандей-море, Медынское-море, Долгинское нефтегазоконденсатное, Штокмановское, Поморское, Ледовое газоконденсатные и Северо-Кильдинское, Мурманское, Лудловское газовые месторождения (табл.22).

Таблица 22. Характеристика месторождений нефти и газа, открытых в акватории Баренцева моря

На шельфе Карского моря, в Тазовской и Обской губах открыты Салекаптское. Юрхаровское нефтегазоконденсатные, Ленинградское, Русановское газоконденсатные и Антипаютинское, Семаковское, Тота-Яхинское, Каменомысское-море, Северо-Каменомысское, Гугорьяхинское, Обское газовые месторождения (табл. 23).

Таблица 23. Уникальные и крупные месторождения нефти и газа

За относительно короткий срок в Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции можно разведать несколько супергигантских по запасам газовых месторождений и подготовить к освоению 20-25 трлн. м³ газа с газоконденсатом, а вместе с Русановским и Ленинградским месторождениями - 30-35 трлн. м³, что приведет к созданию новой, надежной, крупнейшей российской базы газоснабжения планетарного значения, способной обеспечить решение проблем энергетической политики страны, развитие производственного потенциала ее регионов в XXI в.

Для бурения поисково-разведочных скважин на континентальном шельфе, как показывает отечественный опыт, в зависимости от глубины моря могут применяться следующие технические средства: от 20 до 75 м – самоподъемные установки с выдвижными опорами; от 50 до 200 м – полупогружные установки с якорной системой позиционирования; от 50 до 300 м – буровые суда с динамической системой позиционирования.

Проведен сравнительный анализ характеристик водной среды арктических морей России (тип моря, площадь, объем, глубина средняя/максимальная, температура /воздуха, воды/, скорость ветра, соленость воды, плотность воды, циркуляция вод, приливы, колебания уровня моря, льды, содержание /кислорода, питательных солей/, хозяйственное использование) Чукотского и Восточно-Сибирского морей, моря Лаптевых, Карского и Баренцева морей (Табл. 24).

Таблица 24. Характеристика вод арктических морей

В зоне транзитного мелководья (СПб., ВНИГРИ, 2004) целесообразно применение самоподъемных установок с выдвижными опорами. В других частях морей, где глубины нарастают, складывается сложная ледовая обстановка и проявляются другие климатические характеристики, повышающие риск ведения бурения с морских платформ.

С целью изучения глубинного строения шельфа предлагается глубокое бурение с островов арктических морей. Первоочередными объектами для постановки глубокого бурения могут быть острова Врангеля (о.Геральд), Айон, Медвежьи, Бол. Ляховский (о-ва Мал. Ляховский, Котельный, Новая Сибирь), дельта Лены, острова Бол. Бегичев, Большевик (о-ва Октябрьской Революции, Комсомолец), мыс Челюскина, острова Свердрупа (о-ва Арктического института, Известий ЦИК и др.), Гыданский полуостров, острова Вайгач, Колгуев, полуостров Канин (мыс Канин Нос).

Бурение с островов будет способствовать и решению ряда экологических проблем (утилизация технических вод, бурового фильтрата и др.). Бурение с морских платформ - вопросы транспортировки, утилизации и захоронения отходов бурения – большая экологическая проблема! Акватории морей надо беречь! Биоценозы! Экологическое равновесие! Арктические моря наиболее подтвержены техногенному вмешательству.

На бурение глубоких скважин в арктической зоне возложить задачи, присущие задачам опорного и параметрического бурения.

Данные бурения глубоких скважин будут способствовать:

- повышению достоверности интерпретации геофизических исследований;

- получению обоснованной количественной оценки нефтегазового потенциала;

- выявлению районов преобладающей нефте- или газоносности;

- прогнозу и определению нефтегазоносных комплексов, зон нефтегазонакопления и типов ловушек;

- получению информации о нефтегазоносности континентального склона и глубоководной области в пределах экономической зоны России.

Острова арктических морей России – объекты для постановки глубокого бурения с целью изучения геологического строения и нефтегазоносности осадочного чехла шельфовых и глубоководных зон северных морей.

Учитывая средние и максимальные глубины арктических морей, климатические условия (айсберги, дрейфующие льды и ледовые поля, шторма) представляется возможным использование для выполнения научно-исследовательских и буровых работ подводного флота (В.Б.Арчегов, 2013).

Подводные лодки, отработавшие свой штатный срок, но корпуса и двигательные установки которых могут ещё послужить (!) должны быть оборудованы буровыми установками и специальной аппаратурой для проведения гидрологических и геофизических исследований (послойное изучение температур, солености, плотности, газогидратности и других характеристик вод морских бассейнов) и «точечного» бурения с бортов подводных судов для изучения донных осадков и геологического разреза чехла в обусловленных пунктах перспективных земель.

Впервые морские научно-исследовательские работы с борта подводной лодки «Северянка» (переоборудованный «дизель» среднего класса) были осуществлены еще в 1950-годы в СССР. Сегодня, судя по открытой печати, в этом направлении наглядным примером служат США.

Регулярные научные исследования Арктики в интересах ВМС США начались в 1994 г., когда была утверждена 5-летняя программа сотрудничества ВМС и ученых различных научных учреждений SCICEX (Scientific Ice Expedi-tions) по исследованию окружающей среды на период 1995–1999 гг. для которых военно-морские силы выделили атомные многоцелевые подводные (ПЛА) лодки типа «Стерджен » («Sturgeon») (Ю.М.Зайцев, 2014).

Первое пробное плавание ПЛА «Парго» (SSN-650 «Pаrgo») в 1993 г. с гражданскими учеными в Северный Ледовитый океан показало высокую эффективность такого сотрудничества. В дальнейшем плавание подводных лодок «Кавалла», «Поджи», «Арчерфиш» и «Хокбилл» («Kavalla», «Pogy» «Archerfish», «Hawkbill») позволило совместно с гражданскими учеными получить разнообразную информацию по геологии, физике, химии и биологии этого региона, динамике ледового покрова, циркуляции вод и батиметрическим характеристикам океана, которая могла быть использована при изучении влияния этих факторов на использование подводных лодок и их вооружения в арктических широтах.

Высокая мобильность подводных лодок обеспечила получение данных и позволила собрать образцы из недоступных ранее областей с маршрутов общей протяженностью более 100000 миль. На первом этапе исследования проходили в околополюсном районе и в море Бофорта. Продолжение исследований последовало в 2000 (SSN-686 L. Mendel Rivers), 2001 (SSN-756 Scranton), 2003 (SSN-718 Honolulu) и 2005 (SSN-716 Salt Lake City) гг. В июне 2010 г. было подписано соглашение о проведении второго этапа программы SCICEX (Phase II SciencePlan – U.S. Arctic Research Commission) (Ю.М.Зайцев, 2014).

Серьёзный риск при постановке и проведении морских буровых работ представляют газогидраты, которые все еще мало изучены в наших арктических морях.

Газовые гидраты - твердые соединения природного газа и воды, образующиеся в условиях относительно больших давлений и низких температур. Они представляют собой кристаллические, макроскопически-льдоподобные вещества, относящиеся к особому типу соединений, которые описываются общей формулой M·nH2O, где “M” - молекула газа-гидратообразователя, а “n” (от 6 до 17) характеризует состав и зависит от условий гидратообразования. Большинство компонентов природного газа - некоторые исследователи считают, что за исключением водорода, гелия, неона, нормального бутана и более тяжелых углеводородов, способно к образованию газовых гидратов.

Самым распространенным природным газом-гидратообразователем является метан. Единица объема гидрата метана может содержать до 164 объемов газа (при нормальных условиях).

Газовые гидраты в целом должны рассматриваться не сами по себе, а как одна из форм существования обычного природного газа в недрах (наряду со свободным, водорастворенным и сорбированным), определяемая жесткими термодинамическими и геологическими условиями. Особенностью газовых гидратов, в частности, субаквальных является их распространение преимущественно в виде скоплений (приуроченных в основном к глубоководным акваториям и полярным шельфам), поскольку они могут быть стабильными только в условиях предельного газонасыщения (при соответствующих давлении и температуре) сосуществующей с ними поровой воды. Такие условия возможны лишь в определенных геологических обстановках, в которых обеспечивается в том или ином виде относительно постоянная миграция газа в зону гидратообразования. Зона стабильности газовых гидратов – часть литосферы и гидросферы Земли, термобарический и геохимический режим которой соответствует условиям устойчивого существования гидратов газа определенного состава. Под понятием «скопление газовых гидратов» следует понимать некоторый объем породы, поровое пространство которого, в большей или меньшей степени, занято гидратами. Размеры таких скоплений могут быть любыми, поскольку они ограничены только областью распространения предельно газонасыщенной поровой воды; в условиях недонасыщения газовые гидраты существовать не могут. Положение скоплений гидратов контролируется геологическими неоднородностями: температурным полем, определяющим растворимость газа в воде; полем проницаемости, определяющим условия миграции флюидов; соленостью поровых вод, также влияющей на растворимость газа; условиями генерации газа.

Принципиально важная роль в образовании скоплений субмаринных газовых гидратов принадлежит фильтрации флюидов, поставляющих вещество (воду и газ) в зону гидратообразования (т.е. в зону стабильности газовых гидратов), а также диффузионным процессам. Выделение потенциально газогидратоносных районов (и скоплений гидратов) возможно по геофизическим и геохимическим признакам.

Анализ данных по известным на сегодняшний день гидратопроявлениям и их признакам в Мировом океане и озерах позволяет заключить, что субаквальные газовые гидраты могут образовывать скопления двух типов. К первому типу относятся скопления, находящиеся на значительной поддонной глубине (сотни метров) и контролируемые зонами проницаемости в условиях рассредоточенной фильтрации флюидов, что подтверждается результатами глубоководного бурения.

Скопления второго типа располагаются в непосредственной близости от дна, на дне или на очень незначительной поддонной глубине (первые метры) в зонах разгрузки газосодержащих флюидов и контролируются флюидопроводниками (разломами, грязевыми вулканами и диапирами).

Выбросы углеводородных флюидов на поверхность, развитие грязевых вулканов, покмарков (газовых воронок на дне) и т.п. всегда считались прямыми признаками нефтегазоносности осадочно-породных бассейнов. Как правило, они должны быть ассоциированы с нефтегазоносными регионами. Поскольку именно фильтрация газосодержащих флюидов является ключевым процессом при формировании скоплений субаквальных газовых гидратов в низких и средних широтах и во внешельфовых арктических акваториях, потенциально газогидратоносные акватории должны характеризоваться геологической обстановкой, благоприятной для фильтрационных процессов. С другой стороны, здесь должны быть и источники газа, существовать условия для газогенерации. Третье необходимое условие - благоприятные для газогидратообразования температура и давление. По геологическим условиям, потенциально газогидратоносные акватории должны находиться либо в границах бассейнов с мощным осадочным чехлом в целом, либо быть приуроченными к областям с большими скоростями кайнозойского осадконакопления, или располагаться в пределах зон субдукции и аккреционных комплексов. В любом случае они ассоциируются с нефтегазоносными регионами. Суммарная площадь этих акваторий достигает 35,7 млн. км², что составляет приблизительно 10% площади всех океанов. Из них на долю арктических акваторий приходится 12,3%, на прибрежье Антарктиды - 19,7%, на Атлантический океан - 38,2%, на Тихий океан - 15,4% и на Индийский океан - 14,4%. Имеющийся фактический материал свидетельствует, что наименьшие глубины воды, на которых были обнаружены газовые гидраты вблизи дна, составляют 380 м в Охотском море и 480 м в Каспийском море. Безусловно, в более высоких широтах, где придонная температура океанической воды ниже, гидраты могут находиться на меньших глубинах, хотя пока и не были обнаружены.

В Якутии газогидраты известны в зоне вечной мерзлоты. Они образуются на границе мерзлых и талых пород, где достаточно воды и метана, а давление и температура соответствуют необходимому уровню. Считается, что в газогидратах углеводородного сырья содержится в 10 раз больше, чем в месторождениях нефти и газа. Тем не менее, их извлечение со дна морей и использование для промышленных целей к настоящему времени не имеет удовлетворительного решения.

Трудности извлечения метана из газогидратов связаны с тем, что месторождения залегают на больших глубинах. Газогидраты интересны не только как возможный источник углеводородного сырья. Их изучение имеет геологическое и экологическое значение.

При самопроизвольном разрушении газогидратов на склонах, простирающихся от шельфа до ложа моря или океана, происходит интенсивное взрыхление осадков и их перемещение вниз по склону. Если в этом районе на морском шельфе размещены какие-либо сооружения (например, нефтяные вышки), создаются предпосылки для их повреждения.

Газовые гидраты участвуют в процессе формирования залежей нефти и газа, так как являются хорошим покрытием для их сохранения.

Наиболее многочисленные и активные выходы метана обнаружены на северо-восточном шельфе Сахалина и материковом склоне Охотского моря (рис. 57, 58).

В глубоководной зоне Баренцева моря природные условия также благоприятны для образования и стабильного существования гидрата метана: глубина моря свыше 240 м, температура придонной воды – -1°С, геотермический градиент 20-40 град/км, достаточная концентрация растворённого газа. Происхождение газа, по всей видимости, связано с миграцией из нижних слоёв осадочного чехла. В поверхностных окисленных осадках концентрации метана низки, близки к фоновому содержанию – (20-30)х10-6 мг/кг. Затем количество метана резко увеличивается до (400-500)х10-6 мг/кг в интервале 45-50 м на глубине 280-360 м концентрация метана достигает уже (1400-1700) х10-6 мг/кг. По предварительным оценкам специалистов АМИГЭ, мощность слоя гидратообразования может меняться в рассматриваемых условиях от десятков до 200-300 м. Поля газосодержащих осадков могут способствовать развитию воронок. Воронки глубиной 2-8 м формируются неожиданно и проявляются катастрофически для инженерных объектов.

Плотность их распространения может достигать 35 на 1 км², иногда с некоторой, вероятно, вызванной донными течениями, квазилинейностью. Не исключено развитие генетически родственных воронкам грязевых вулканов.

Высокое газосодержание переводит мелко- и тонкозернистые пески в плывунное состояние. Пузырьки газа, содержащиеся в поверхностных осадках Печорского моря, снижают водо- и газопроницаемость грунта, переводят его в состояние «тяжёлой жидкости».

Прочность таких жидкообразных систем стремится к нулю, погружение в них конуса под заданной нагрузкой, несколько замедляясь, может продолжаться до подошвы толщи. Песчаные и супесчаные газонасыщенные толщи Печорского моря (и других аналогичных акваторий), таким образом, не могут рассматриваться в качестве надёжного основания для любых инженерных сооружений.

Серьёзные проблемы для проектирования и строительства буровых платформ и других подводных сооружений на морском дне под толщей воды свыше 240-300 м создаёт возможность присутствия в грунтах природных газовых гидратов. На морских глубинах менее 240 м такие же проблемы возникают на площадях распространения ММП и подземного льда, с которыми также могут ассоциироваться газовые гидраты. В любом случае, учитывая неустойчивость гидратоносных м многолетнемёрзлых грунтов с подземными льдами, следует избегать контактов с ними подводных сооружений.

Весьма актуальным является изучение процессов гидратообразования, прогноз зон газогидратообразования, влияние новейшего тектогенеза на рельефопреобразующую роль газовых гидратов и оценка рисков при разработке месторождений нефти и газа в зонах гидратообразования Баренцева моря.

Инвестирование Государственной Программы комплексных нефтегазопоисковых работ в арктической зоне России должны в значительной степени осуществлять крупнейшие нефтегазодобывающие компании, кровно заинтересованные в устойчивости и пополнении своего капитала, связанного с освоением новых нефтегазоперспективных территорий и акваторий (В.Б.Арчегов, 2013).