В 2037 году в Восточной Сибири планируют добывать 35 млн тонн нефти

Нижневартовск. Восточная Сибирь остается перспективным нефтегазоносным регионом в 2026 году благодаря сочетанию ресурсного потенциала, геополитических факторов и технологических возможностей. Несмотря на то, что добыча в регионе пока не достигла уровня Западной Сибири, есть ряд причин, которые делают его привлекательным для новых открытий и разработок. Агентство нефтегазовой информации познакомилось с некоторыми из них.

Ресурсный потенциал

Восточная Сибирь обладает крупными запасами углеводородов. По данным на 2017 год, в регионе сосредоточено более 14 млрд т начальных суммарных ресурсов нефти (НСР), что составляет около 15% от общероссийских запасов. Это означает, что большая часть ресурсов остается неразведанной, что создает предпосылки для открытия новых месторождений. 

В настоящее время под Восточной Сибирью, как нефтегазодобывающим регионом подразумевают месторождения Иркутской области и юга Красноярского края (месторождения севера Красноярского края относят к Арктической зоне, а месторождения Республики Саха (Якутия) к ДВФО). По данным ФБУ ГКЗ, всего это 46 месторождений углеводородного сырья в которых сосредоточено около 3 млрд т жидких углеводородов и около 5 трлн м3 газа.

«В период с 2016 по 2025 годы в пределах данной территории было открыто 16 месторождений углеводородного сырья, суммарные запасы жидких углеводородов которых составили  121 млн т, газа – 606 млрд м3. Все новые открытия происходят за счет применения современных методов поиска и разведки», - рассказал генеральный директор ФБУ «Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых» Игорь Шпуров.

Геологические особенности пород Восточной Сибири

Как отмечают в ГКЗ, в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции все открытые месторождения приурочены к древнейшим породам, в отличие от Западной Сибири, это породы доюрского времени – рифей, венд, кембрий. Глубины залегания продуктивных горизонтов обычно не превышают 2,5 км. Осложняющими факторами является то, что углеводороды зачастую находятся в коллекторах с двойной порово-трещинной средой, а сами пласты разобщены на несообщающиеся тектонические блоки. Кроме того, многие нефтяные залежи содержат газовые шапки, что также осложняет их разработку.

«Наличие активных разломов и сопряженных с ними зон динамического влияния требует адекватного отношения к нефтегазоперспективным объектам, целевого изучения этих разломов (и их элементов), оценивать их роль в динамике и формировании термобарической обстановки в системе порода-флюид. Этому отвечают свидетельства масштабного проявления вторичного минералообразования, способствующего «залечиванию» пустот минералами (вплоть до галита) и образованию катагенетических скоплений углеводородов (УВ)», - отмечает заслуженный геолог России Валерий Карпов.

Он считает, что несовпадение структурных планов кровель продуктивного карбонатного горизонта (нижний кембрий) и терригенных пород венда может рассматриваться в качестве одного из особенностей строения региона, осложняющей его изучение.

«Есть мнение, что в ряде регионов формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле происходит за счет подтока основной массы  нефти  и газа из  фундамента, накопившихся в его  проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов. В Восточной Сибири наблюдаются некоторые признаки этого явления, что заставляет считать фундамент регионально нефтегазоперспективным и обеспечит адекватное его изучение. Нередко снижение градиента пластового давление сверху вниз в разрезе наблюдается в низах осадочной толщи (в талахском горизонте), что создает серьезные предпосылки для поиска залежей в этой части разреза и в фундаменте. И это, в свою очередь, требует внесение корректив в методику работ», - добавляет Валерий Карпов.

По его мнению, геология Восточной Сибири весьма разнолика, как и условия нефтегазонакопления. Более того, здесь развиты как терригенные, так и карбонатные (в т.ч. рифогенные) формации. Интенсивная разломная тектоника привела к заметному развитию тектонитов – особых вместилищ углеводородов, обязанных разломам, проявившимся прежде всего в фундаменте.

«Огромный спектр ожидаемых типов ловушек УВ, часто не подчиненных структурному плану, заставляет озаботиться своевременным внедрением «прямых» методов картирования скоплений УВ, сменой объекта поиска, ибо только таким образом можно избавиться от главного парадокса современной нефтегазовой геологии, когда ищем не нефть собственно, но ловушку, что не одно и тоже», - отмечает геолог.

Валерий Карпов считает, что «прямые» поиски УВ должны быть обеспечены адаптированным комплексом геофизических, геохимических, геоморфологических и других методов исследований. Особая роль в этих условиях должна отводиться бурению, так как, скопления УВ имеют свойство не подчиняться структурному плану, обладать изменчивостью коллекторских свойств по латерали, встречаться на любых глубинах. Последнее подразумевает способность современного бурения обеспечить максимум информации с любой глубины и возможность бурения горизонтальных стволов на максимально большие расстояния, а учитывая низкие термобарические параметры, возможность вскрытия пластов на депрессии.

«Кроме того, высоконапорные пласты некоторых месторождений содержат рассолы с концентрацией солей более 600 г/л и плотностью до 1,45 г/см3, нередко с газом, что существенно осложняет процесс их вскрытия. Рапа содержит в своем составе литий, являющийся ценным гидроминеральным сырьем. Ее залежи еще надо научиться прогнозировать, учтя должным образом особенности тектоники региона», - добавляет эксперт.

По мнению геолога, учитывая необходимость скорейшего перехода к наиболее эффективным методам прогноза и реализации в таких сложных геологических условиях, стоит задуматься о создании органа, способного координировать действия немалого количества разномасштабных компаний, уже действующих в этом регионе.

«Демаркационные линии, однажды возникшие, не перестают мешать прогрессу ГРР на УВ, тормозят тиражирование открытий новых типов скоплений УВ, не способствуют повышению успешности ГРР», - заключил Валерий Карпов.

Льготы и механизмы господдержки

Для такого относительно нового региона нефтедобычи как Восточная Сибирь, уже действуют специальные налоговые режимы, отдельные группы НДД и прочий спектр налоговых стимулов, который можно применять в соответствии с НК РФ. В ГКЗ отмечают, что все существующие стимулы для нефтяного промысла работают эффективно и, возможно нуждаются лишь в тонкой настройке.

«Работу по газовым ТРИЗ еще предстоит провести. В целом целесообразно сосредоточиться на стимулировании геологического изучения Восточной Сибири и решении инфраструктурных задач, - добавляет Игорь Шпуров. - Затраты на освоение здесь кратно выше, чем в центральной России или Западной Сибири ввиду отсутствия транспортной, энергетической, логистической инфраструктуры, высокой стоимости мобилизации техники и крайне сложных климатических условий работы. Решать эти задачи предстоит путем создания добывающих и перерабатывающих кластеров и минерально-сырьевых центров».

По его словам, сегодня из месторождений Восточной Сибири добывается 19 млн т нефти с конденсатом (4% суммарной добычи по России) и 18 млрд м3 газа (3% от суммарной добычи по России). В соответствии с утвержденными проектными документами к 2030 году добыча нефти с конденсатом составит 27,6 млн т, газа – 30,5 млрд м3, а пиковые значения добычи жидких углеводородов будут достигнуты в 2037 году (35 млн т), газа – в 2048 году (45 млрд м3).

«Это связано с выходом уже разрабатываемых месторождений на свои пиковые значения по добыче и вводом в разработку молодых месторождений, которые в настоящее время находятся в стадии разведки. Вместе с тем, нужно понимать, что несмотря на все сложности, Восточную Сибирь еще предстоит изучать и открывать новые месторождения, а прогнозные уровни добычи углеводородов будут переоцениваться по результатам геологоразведки», - подчеркнул генеральный директор ГКЗ.

Фото с сайта: ООО «Газпром добыча Ноябрьск».