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 D_1л, а возможно, и категории С₃ (при наличии подготовленных структур и месторождений УВ в том же районе)*. 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.

С 1.1.2009 г. в РФ вводится новая классификация запасов и ресурсов нефти и газа, в которой ресурсы категорий С₃ и D_1л 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.

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 C₃ и D_1л) 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 ВНИИокеангеологии по состоянию изученности на 01.01.2002 г. Основные ее результаты следующие:

• общие извлекаемые начальные суммарные ресурсы (НСР) УВ, по сравнению с предыдущей оценкой
• 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 С₃+D_1л, причем в разновозрастных отложениях, залегающих на глубине 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 С₃+D_1л 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.

Рис. 1. СТРУКТУРА НСР УВ НА 01.01.2002 г.

Более достоверные прогнозируемые ресурсы нефти категорий С₃+D_1л 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
• 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).

Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ КАТЕГОРИЙ С3+D1л В НЕДРАХ ОСНОВНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ А – нефть и конденсат, Б – свободный и растворенный газ

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 D_1л. 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 С₃+D_1л. 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.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
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.