К оглавлению	УДК 553.98(470.13)
	© Коллектив авторов, 1998

СОСТОЯНИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

В.В. Ремизов (РАО "Газпром"), В.Н. Данилов, А.С. Шутов, М.Ю. Острижный (СеверНИПИгаз)

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является одним из крупных нефтегазоносных регионов на территории Российской Федерации с развитой нефтегазодобывающей отраслью, обеспеченной минерально-сырьевой базой, достаточной для ее устойчивого развития на ближайшую перспективу. Тимано-Печорская провинция располагается в пределах северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и включает такие крупные тектонические элементы, как Тиманская гряда, Печорская синеклиза и северная часть Предуральского краевого прогиба. В акватории Баренцева и Печорского морей Тимано-Печорская провинция сливается с Восточно-Баренцевоморской газонефтеносной провинцией, на юге - с перспективной Мезенской и давно осваиваемой Волго-Уральской нефтегазоносными провинциями.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция - старейший нефтегазодобывающий регион на территории Российской Федерации. В период ее активного освоения с 1929 по 1991 г. было открыто более 200 месторождений нефти и газа, 170 из которых учтены Государственным балансом запасов полезных ископаемых РФ.

Перспективные территории провинции разделены на 6 нефтегазоносных областей (НГО) (рисунок) и 29 нефтегазоносных районов (НГР). Нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне - от верхнего ордовика до триаса включительно, но основные разведанные запасы сосредоточены в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. К потенциально перспективным относятся также мощные терригенные и карбонатно-терригенные толщи нижнего-среднего ордовика и рифейского промежуточного комплекса. Все перспективные горизонты и пласты осадочного комплекса объединены в девять нефтегазоносных комплексов (НГК).

Последняя оценка HCP УВ провинции проведена по состоянию на 01.01.93 г. Количественная оценка HCP по континентальной части провинции составила 7334 млн. т условного топлива (нефть, растворенный газ, конденсат - извлекаемые, свободный газ - геологические).

Структура HCP в пределах НГО и НГК свидетельствует о неравномерной степени их изученности и соответственно разведанности и выработанности.

Текущие извлекаемые запасы нефти на 01.01.98 г. составляют 41 % объема HCP и сосредоточены в 155 месторождениях. Нефти отличаются большим разнообразием физико-химических свойств, содержания попутных компонентов и вредных примесей, а также геолого-экономических условий их залегания и разработки.

Текущие запасы свободного газа составляют 26 % объема HCP и характеризуются крайней неравномерностью их территориального размещения и степени освоенности. Они сосредоточены в 41 газовом и смешанном месторождениях. Значительная часть этих месторождений на юге провинции выработана, законсервирована и только пять находятся в промышленной эксплуатации. За 1997 г. добыча газа в провинции составила 3,4 млрд. м³, что значительно меньше ранее достигнутых уровней (19,7 млрд. м³ в 1976 г.). Резкий спад вызван главным образом снижением уровня добычи газа в связи с вступлением Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения с 1983 г. в период естественно падающей добычи. Всю добычу газа в провинции и его транспортировку осуществляет предприятие "Севергазпром".

Снижение уровня добычи нефти и газа вызвано как истощением сырьевых ресурсов разрабатываемых месторождений, так и экономической политикой, повлекшей разрушение промышленного производства, но никак не обусловлено истощением ресурсной базы провинции.

К характерным экономическим особенностям структуры промышленных запасов газа относятся как высокая степень их выработанности на территории Республики Коми - в целом на 68 %, в том числе на 78 % базового Вуктыльского месторождения, обеспечивающего 90 % всей добычи газа в республике, так и неосвоенность этих запасов на территории Ненецкого АО, где только по пяти крупным газоконденсатным и нефтегазоконденсатным месторождениям нарьянмарской группы запасы промышленных категорий составляют 428 млрд. м³.

Особенностями качественной характеристики газовых ресурсов являются их конденсатность (от 20 до 460 г/м³), этаносодержание (2-120 г/м³), гелиеносность (до 0,35 % в Тиманской НГО), сероводородное заражение (0,05-28,0 %) в залежах, связанных с карбонатными коллекторами. При этом в Ненецком АО к сероводородсодержащим относится до 56 % запасов газа промышленных категорий, в Республике Коми - 9,4 %. В основном это месторождения Предуральского краевого прогиба (Косью-Роговская, отчасти Верхнепечорская впадины).

Освоение газового потенциала Тимано-Печорской провинции относится к началу 40-х гг., когда в разработку была вовлечена группа месторождений Омра-Сойвинского ИГР. Открытие и ввод в эксплуатацию крупнейшего Вуктыльского месторождения обусловили создание в регионе крупнейшей в то время в стране газодобывающей отрасли и транспортной системы, что оказало положительное влияние на темпы развития и освоения ресурсного потенциала соседней Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Успехи геологоразведочных работ, приведшие к открытию газовых месторождений как на востоке провинции, так и в ее северной части (группа газовых и газоконденсатных месторождений в Ненецком АО), должны были бы оказать положительное влияние на активизацию геологоразведочных работ на газовом направлении, однако в последние десятилетия наметилось устойчивое снижение объемов геологоразведочных работ на газ. В 1994 г. геологоразведочными предприятиями работы на газ полностью прекращены. В связи с резким сокращением объемов бурения прироста запасов газа за 1991-1993 гг. не получено.

В результате этого состояние газовой отрасли в провинции, обладающей развитой добывающей промышленностью, транспортной системой и богатым научно-техническим потенциалом, характеризуется крайним истощением сырьевой базы, что предопределило прогрессирующее на протяжении последнего десятилетия снижение добычи газа.

Несмотря на значительную степень разведанности утвержденных НСР газа (44 % по провинции), обусловленную в основном разведанностью северной части Денисовского прогиба, Среднепечорского поднятия и севера Верхнепечорской впадины (Вуктыльское месторождение), Тимано-Печорская провинция обладает значительным газовым потенциалом. Так, практически не разведаны значительные территории Предуральского краевого прогиба.

Говоря о распределении и величине НСР свободного газа в провинции, следует отметить недостаточную полноту их оценки. Помимо величины утвержденных НСР УВ, существует еще ряд оценок начальных потенциальных ресурсов. В 1993 г. специалистами ГГП "Ухтанефтегазгеология" проведена переоценка газового потенциала Предуральского краевого прогиба с выделением новых газонефтеносных районов в пределах складчато-надвигового пояса западного склона Урала. Только по вновь выделенным районам величина потенциальных ресурсов составила более 900 млрд. м³ газа. В 1995 г. был сделан расчет начальных потенциальных ресурсов УВ специалистами Ухтинского индустриального института на основе тектонодинамического метода. По их оценке величина начальных потенциальных ресурсов газа провинции составила около 7000 млрд. м³. Предварительная оценка начальных потенциальных ресурсов свободного газа по поднятию Чернышева, выполненная специалистами ВНИИгаза и СеверНИПИгаза, составляет более 400 млрд. м³. Приведенные данные свидетельствуют о недостаточной полноте оценки ресурсов и наличии реальной возможности увеличения ресурсной базы. Однако незавершенность программы регионального изучения Тимано-Печорской провинции сейсморазведочными работами, а также крайняя недостаточность параметрического бурения в новых и малоизученных газонефтеносных районах не позволяют провести более достоверную оценку газового потенциала.

Вместе с тем анализ результатов геолого-геофизических исследований последних лет все же позволил наметить основные направления геологоразведочных работ на газ, реализация которых даст возможность изменить тенденцию снижения добычи газа в провинции.

В первую очередь это относится к районам Предуральского краевого прогиба и прилегающим территориям западного склона Урала. Новые данные геолого-геофизических исследований позволили коренным образом пересмотреть представления о геологическом строении поднятия Чернышева и получить еще одно подтверждение ранее существовавшим взглядам о сложном чешуйчато-надвиговом строении западного склона Урала и развитии значительных по площади Лемвинского и Малопечорского аллохтонов. Под аллохтонными пластинами, шарьированными далеко на восток в пределах поперечных опусканий Урала и сложенными известняково-кремнисто-глинистыми формациями палеозоя, прогнозируются карбонатные шельфовые формации. В пределах их развития геофизическими методами выявлен ряд валообразных поднятий, генетически однородных и сопоставимых по размерам со структурой Вуктыльского месторождения. Перспективность зоны повышается в связи с существованием раннепалеозойского барьерного рифа, который протягивается на большое расстояние и картируется геологической съемкой в пределах поперечных поднятий Урала.

Геолого-геофизические работы последних лет позволили установить надвиговую природу восточного и западного ограничений поднятия Чернышева, которое рассматривается теперь как шовная бескорневая структура, ограниченная сериями встречнопадающих надвигов. Этими надвигами на протяжении 600 км выведены на поверхность послеордовикские отложения, слагающие аллохтон поднятия Чернышева. По морфологии приповерхностных структур в пределах поднятия выделяются пять поперечных блоков-чешуй и две продольные структурные зоны в центральной части. Если в продольных структурных зонах поднятия Чернышева сейсморазведкой картируются линейно вытянутые антиклинальные и тектонически экранированные ловушки УВ в аллохтонных частях разреза, то в пределах поперечных блоков ожидается наличие крупных локальных структур различной морфологии и генезиса в автохтонах и паравтохтонах. Примерами таких структур являются Воргамусюрская структура, подготовленная к бурению в паравтохтоне Тальбейского блока по отложениям нижнего палеозоя; предполагаемая по грави- и сейсморазведке Поварницкая структура площадью более 180 км² в автохтоне Шарью-Заостренского блока по подсолевым отложениям ордовика, рекомендованная к параметрическому бурению. Подтверждением перспективности такого типа структур является Южно-Степковожское нефтяное месторождение, расположенное в автохтоне самого северного блока.

Близость перспективных объектов поднятия Чернышева и Западно-Уральской зоны к проектируемой трассе газопровода Ямал - Центр повышает привлекательность освоения этих районов и позволяет рассмотреть вопрос о комплексном освоении сырьевой базы региона, учитывая наличие многочисленных проявлений и месторождений твердых полезных ископаемых, известных на западном склоне Урала.

Вторым направлением остается проведение геологоразведочных работ в районах газодобычи или вблизи ранее открытых месторождений.

Высокая эффективность поисков залежей газа в этих районах доказана проведением геологоразведочных работ предприятием "Севергазпром" в пределах Среднепечорского поперечного поднятия и южной части Печоро-Кожвинского мегавала (открытие Югид-Соплесского и Западно-Печорогородского месторождений, новых залежей в верхних горизонтах осадочного чехла на Печорокожвинском месторождении, переоценка в сторону увеличения запасов ранее открытых залежей).

Последние данные геолого-геофизических исследований позволяют рассчитывать на открытие здесь новых мелких и средних месторождений нефти и газа, вовлечение в разработку которых в условиях развитой инфраструктуры будет экономически оправдано.

Значительным объемом разведанных запасов свободного газа (более 450 млрд. м³), практически не вовлеченных в разработку, характеризуется и северная часть Денисовского прогиба. Кроме разведанных запасов УВ-сырья, этот район обладает значительным объемом неразведанной части НСР, о чем свидетельствуют материалы интерпретации сети сейсмостратиграфических профилей, отработанных в последние годы. В основном ресурсный потенциал связывается с нижнепалеозойским карбонатным комплексом. Начало разработки Лаявожского газоконденсатного месторождения в Ненецком АО (лицензия предприятия "Севергазпром") также будет способствовать увеличению уровней добычи газа в провинции и вовлечению в разработку соседних как газовых, так и нефтяных месторождений.

Abstract

The Timano-Pechora oil and gas province is one of the major oil and gas regions over the territory of Russia with developed oil-and gas-producing industry supplied by resources base which is sufficient for its stable development for the nearest future. Promising territories of the province are subdivided into six oil and gas zones and 29 oil and gas areas. Recoverable oil reserves as of 01.01.1998 account for 41% of the volume of ultimate potential resources and are concentrated at 155 fields. Remaining free gas reserves comprise 26% of ultimate potential resources and are concentrated at 41 fields. A drop in oil and gas production is caused by both mineral resources depletion of producing fields and national economic policy, however it is in no way due to the resources depletion of the province. Inspire of significant extent of exploration of the confirmed ultimate potential resources (44% for the province), the Timano-Pechora province possesses a high gas potential. For example, large territories of Cis-Ural foredeep are practically not explored. Promising plays of the Chernyshev high and West-Ural zone adjacent to projected gas pipeline Yamal-Centre are recognized. Of priority are regarded prospecting trends in the areas of gas production or near previously discovered fields.

Рисунок

Структура и качественный состав УВ тимано-печорской нефтегазоносной провинции

1 - накопленная добыча; 2 - запасы категорий А+В+С₁+С₂; 3 - всего начальных суммарных ресурсов (НСР) (1-3 в млн. т условного топлива)