Усть-Енисейская нефтегазоносная область -новая территория наращивания запасов углеводородов в Западной Сибири

УСТЬ-ЕНИСЕЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ -НОВАЯ ТЕРРИТОРИЯ НАРАЩИВАНИЯ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В.А.Балдин

Северная часть Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна является богатейшим регионом в мире по ресурсам и запасам свободного газа. Также огромны в этой части мегабассейна ресурсы и запасы нефти и конденсата. Основная часть прогнозных ресурсов и разведанных запасов УВ на севере Западной Сибири сосредоточена главным образом на территории Ямало-Ненецкого АО, который в течение многих лет является крупнейшим в мире регионом добычи газа, а по начальным извлекаемым ресурсам нефти и объемам ее добычи уступает в России только Ханты-Мансийскому АО. В настоящее время на севере Западной Сибири активно разрабатываются свыше 200 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Имеющиеся оценки начальных и перспективных ресурсов по нефтегазоносным комплексам (НГК) на севере Западно-Сибирского мегабассейна в пределах Ямало-Ненецкого АО [1, 3] показывают, что в связи с состоявшимся открытием большинства сеноманских газовых залежей и их интенсивной разработкой доля сеноманского НГК в общих ресурсах и добыче УВ катастрофически падает. По оценкам специалистов добыча дешевого сеноманского газа закончится в ближайшие 5-7 лет. Основные перспективы нефтегазоносности связаны с неокомской клиноформной толщей, включающей неокомский и ачимовский НГК.

Однако в связи с достаточно большой плотностью изученности территории Ямало-Ненецкого АО сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением подавляющее большинство объектов в неокоме с простым антиклинальным строением уже открыто и изучено бурением. Поэтому в настоящее время главным объектом исследований и основным резервом нефтегазодобычи на ближайшие годы в Ямало-Ненецком АО является ачимовский НГК, характеризующийся сложным геологическим строением пластов от бер-риаса до готерива, значительной глубиной залегания (до 3-4 км), преимущественным развитием неантиклинальных ловушек литологического и комбинированного типов, неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Все это ведет к удорожанию поисково-разведочных работ на нефть и газ, снижению темпа прироста запасов категорий С1+С2 и локализованных перспективных ресурсов категорий С3+Д0 на Ямале.

Уже к середине 90-х гг. добыча УВ в Ямало-Ненецком АО более чем в 3,5 раза превысила прирост разведанных запасов, и эта ситуация продолжает катастрофически ухудшаться. Разведанные запасы, если не учитывать того, что в результате заводнения и других технических причин какую-то их часть постоянно приходится списывать, обеспечивают сейчас только недалекую перспективу (ориентировочно до 2010 г.).

Решение задачи прироста запасов УВ, превышающего добычу, возможно только за счет вовлечения в поисково-разведочные работы новых малоизученных районов Западно-Сибирского мегабассейна с высокой плотностью ресурсов УВ и возможностью открытия новых крупных месторождений. Первоочередное внимание следует уделить территориям, где еще может быть открытие крупных залежей, связанных с простыми для поисков ловушками антиклинального строения в неокомской клиноформной толще — основном нефтегазоносном мегакомплексе Западной Сибири. К таким территориям относятся северо-восточные районы Западно-Сибирского мегабассейна.

Компактное расположение крупных месторождений газа и газоконденсата на Ямале и Гыдане, нефтяных месторождений в Боль-шехетской зоне на востоке Пур-Та-зовской нефтегазоносной области (включая земли Красноярского края и Таймырского АО) уже сейчас гарантирует плавный переход основных районов нефтегазодобычи в более северные, северо-восточные области Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна с тенденцией последовательного подключения глубокозалегающих горизонтов.

Проведение поисково-разведочных работ на нефть и газ и выполнение региональных исследований (в первую очередь сейсмораз-

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003

ведки МОГТ, параметрического и поискового глубокого бурения) позволили в последние 3-5 лет принципиально изменить общую модель строения Западно-Сибирского бассейна (Балдин В.А., 2001; [1]). Новая модель строения ярко свидетельствует о том, что на севере Западной Сибири развиты новые крупные зоны нефтегазонакопле-ния и даже новые нефтегазоносные области, новые перспективные горизонты.

К числу важнейших результатов сейсморазведки МОГТ и глубокого бурения в 80-90-е гг. следует отнести определение северо-восточных границ Западно-Сибирского мегабассейна, приводящее к включению в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) новой крупной нефтегазоносной области (НГО) — Усть-Енисейской, расположенной главным образом на территории Таймырского АО (рис. 1). Раньше весь Енисей-Хатанг-ский региональный прогиб традиционно районировался как Ени-сей-Хатангская НГО Хатангско-Ви-люйской НГП. При этом северо-восточная граница Западно-Сибирской НГП обычно проводилась весьма условно по нижнему течению р.Ени-сей, что было обусловлено крайне слабой геолого-геофизической изученностью Енисей-Хатангского регионального прогиба.

Выполненные в 80-90 гг. геоло-го-геофизические исследования в Енисей-Хатангском региональном прогибе и на сопредельных территориях убедительно показали (Балдин В.А., Кунин К.Н., Кунин Н.Я., 1997; Балдин В.А., 2001), что Западно-Сибирский мегабассейн на северо-востоке не ограничивается нижним течением р.Енисей, а продолжается по Енисей-Хатангскому региональному прогибу на сотни километров, ограниченный в пределах прогиба с юго-востока Мало-хетско-Рассохинско-Балахнинским

глубинным разломом с системой одноименных высокоамплитудных (в несколько километров) приразломных мегавалов, формирующих единую диагональную перемычку Енисей-Хатангского регионального прогиба и разделяющих его по резко различным условиям седиментации на две впадины: Усть-Енисейскую и Хатангскую (рис. 2).

Усть-Енисейская впадина вместе с приразломными мегавалами Енисей-Хатангского регионального прогиба по особенностям строения и первичной седиментации входит в Западно-Сибирский нефтегазоносный мегабассейн и образует на севере Западной Сибири новую НГО: Усть-Енисейскую, включающую главным образом территории Таз-Енисейского и Енисей-Пясин-ского междуречий в пределах Таймырского АО.

Одним из основных критериев включения Усть-Енисейской НГО в Западно-Сибирский мегабассейн являются установленное развитие в пределах Усть-Енисейской впадины неокомского клиноформного комплекса, аналогичного таковому Западной Сибири (рис. 3, 4), и полное его отсутствие в восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба — в Хатангской впадине. По условиям седиментации и залегания в Енисей-Хатанг-ском региональном прогибе к концу 90-х гг. выделены и оконтурены различные обстановки седиментации юрско-меловых отложений. В неокомском разрезе установлены северо-западная зона клиноформ-но-некомпенсированной седиментации, представленная шельфовыми (ундаформными), склоновыми (ортоклиноформными) и бассейновыми (фондоформными) условиями осадконакопления, и юго-восточная зона покровов выравнивания компенсированной седиментации, разделенные в прогибе по

диагонали Малохетско-Рассохин-ско-Балахнинским глубинным разломом. Таким образом, неоком-ская клиноформная толща — основной НГК Западной Сибири — распространяется от Ямала и Гы-дана в северо-восточном направлении на всю территорию обширной Усть-Енисейской впадины, что значительно расширяет границы Западно-Сибирской НГП и тем самым увеличивает ее потенциальные ресурсы УВ.

По оценке СНИИГГиМСа в недрах Усть-Енисейской (Енисей-Ха-тангской) НГО сосредоточена основная доля начальных потенциальных ресурсов — 12971 млн т условных УВ, или 67,5 % суммарных по Таймырскому АО. Относительно низкие прогнозные ресурсы Усть-Енисейской НГО по сравнению с таковыми других НГО севера Западной Сибири обусловлены прежде всего низкой изученностью сейсморазведкой МОГТ и бурением, а также отсутствием целенаправленных научных исследований по проблеме неокомских клиноформ и типов ловушек УВ в Усть-Енисей-ской впадине. Оценка перспективных и прогнозных ресурсов УВ по Танамскому нефтегазоносному району (НГР) с учетом клиноформного строения неокома (Балдин В.А., Куликов Д.П., 2000) показывает, что суммарные ресурсы по выявленным и намеченным нефтегазоперспективным объектам юры—мела только одного Танамского НГР составляют 2052 млн т условных УВ, т.е. даже с учетом коэффициента подтверждаемости 0,5 превышают 1 млрд т.

Освоенность ресурсов УВ-сырья на территории Таймырского АО очень низкая. Доля запасов промышленных категорий С1+С2 в общем балансе начальных извлекаемых ресурсов условных УВ (в оценке СНИИГГиМСа) составляет всего 4 %.

OIL AND GAS GEOLOGY, 22003

Рис. 1. ЗАПАДНО-СИБИРСКИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ МЕГАБАССЕЙН С НЕКОМПЕНСИРОВАННЫМ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЕМ В НЕОКОМЕ

1 - ориентировочная граница бассейна неокомских клиноформ; 2 - зона развития некомпенсированного осадконакопления в пределах Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба (Усть-Енисейская НГО); 3 - административная граница

Основные разведанные запасы УВ сосредоточены в Танамском НГР Усть-Енисейской НГО, наиболее освещенном сейсморазведкой и бурением. При этом по мере изученности месторождений постоянно происходит переоценка запасов категорий С1+С2 в

сторону увеличения. Так, выполненная в 2001 г. переоценка запасов Пе-ляткинского газоконденсатного месторождения на основе накопленных данных 2й-МОГТ (порядка 1000 км) и всего фонда поисково-разведочных и первых эксплуатационных

скважин (32 скважины) привела к увеличению запасов категорий С1+С2 в 1,7 раза по отношению к стоящим на Госбалансе. Запасы газа были увеличены более чем на 100 млрд м3, что соизмеримо с открытием еще одного крупного месторождения.

у*~НН

1 - изогипсы поверхности среднеюрских пород; 2— область развития клиноформ неокома; 3- зоны эрозионного размыва юрско-валанжинских отложений; 4 - граница прогиба; 5 - граница зон выклинивания среднеюрских отложений; 6- главные разрывы системы Малохетско-Рассохинско-Балахнинского глубинного разлома; 7- границы структур 1-Й порядков

Рис. 3. СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ НЕОКОМСКОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА (А) И ПАЛЕОРАЗРЕЗ (ГОРИЗОНТ 1 г) НА КОНЕЦ ГОТЕРИВСКОГО ВРЕМЕНИ (Б) ЧЕРЕЗ ЗАПАДНУЮ ЧАСТЬ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА В ТАЗ-ЕНИСЕЙСКОМ МЕЖДУРЕЧЬЕ

о 10

& 2 во

3 I

бм гиб ки ос рр по хм

ви

ок

X с йб

о * а

б

и

м £ & и

а

е

° г-

е

2

х с а 5 § 8 оа £ I

ПЗ I

О ^

§8 О I ое а г= ое оп £ £

Я *

^ I

иг ко р дк р ад ;ет оса я; е о

I I

а в о р и с

I

е п м ко

е

I

е о

I

<5 £ р ге озр риг вр ор х ^ д т; о я; мр ао

тка м

аст оог

^ £ е од и во

3 с 2 * веи

Ь2! ст е е

Бса о е а

8Э*

, из а

£ I *

ь 1 с о3е

03 J я

N « 5 0^1

8 0 £ йс мо кт

се ог ет (о

Ё§§^

о;

м о

йик

есо

с ос бо 1 £ &

^ О Е

Таким образом, для Усть-Ени-сейской НГО имеющиеся оценки перспективных ресурсов и запасов УВ занижены, и поэтому требуется переоценка потенциальных ресурсов УВ с учетом клиноформного строения неокома и на основе всех имеющихся данных МОГТ и бурения. Заниженные оценки продолжают играть свою отрицательную роль в неоправданном свертывании геолого-разведочных работ в этом регионе, перспективы нефтегазо-носности которого в действительности могут оказаться очень велики на уровне других более хорошо изученных НГО севера Западной Сибири.

Площадь нефтегазоперспективных земель Таймырского АО составляет около 550 тыс. км2, что соизмеримо с площадью Тимано-Пе-чорской НГП. При этом около половины площади приходится на Усть-Енисейскую НГО. В распределенном фонде недр Таймырского АО находится всего 2,2 % площади перспективных земель. К нераспределенному фонду недр относятся высокоперспективные земли почти всей (кроме Пайяхского нефтяного месторождения) правобережной части Усть-Енисейской НГО и преобладающая часть земель левобережья р.Енисей.

Несмотря на высокие перспективы нефтегазоносности, изученность территории Таймырского АО бурением и сейсморазведкой остается крайне низкой, что не позволяет должным образом наращивать запасы категорий С1+С2 и выполнять локализованную оценку ресурсного потенциала УВ по категориям С3+Д0.

Плотность бурения на перспективных землях округа незначительна и в среднем составляет 1,0 м/км2. Максимальна она на небольшом участке (в границах Таймырского АО) Пур-Тазовской НГО (2,5 м/км2). В пределах Усть-Ени-сейской НГО плотность бурения — 1,34 м/км2.

Рис. 4. СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ АГАПСКИЙ ПРОГИБ В ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЕНИСЕЙ-ПЯСИНСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ

СЗ ПР 102889 ЮВ

-450 8650 17750 26850 35950 45050 54150 63250 72350 81450 90550 99650 108750 117850 126950 136050 145050 154250 163350 172450

250-

750 -

1250 -

1750

2250 -

2750 -

3250

3750 -

4250-

шшif 1 ж

iii I тк Li 1 !

I i\>ri--1 | 11

HHHMHLv ....

иииииаиииимю 1 1 1 1 I i i Гш?/ I 11 I

• i 1 ii i

1 i 1 I 1 ml to I I i I

________________!_____________________

'i.wV

Изученность территории Таймырского АО сейсморазведкой также чрезвычайно слабая и составляет на перспективных землях в среднем 0,12 км/км2 МОВ+МОГТ; 0,05 км/км2 МОГТ. Для сравнения: на сопредельных территориях Ямало-Ненецкого АО (Пур-Тазовская НГО) средняя плотность только профилей МОГТ, без учета МОВ, составляет 0,8-0,9 км/км2, достигая на отдельных площадях 1,0-1,2 км/км2. Относительно изучена западная часть Усть-Енисейской НГО, в пределах Таз-Енисейского и Енисей-Пясинско-го междуречий, где плотность МОГТ на отдельных участках составляет

0,2-0,6 км/км2, достигая в единичных случаях 1,0-1,2 км/км2. Наибольшая изученность МОГТ соответствует Танамскому НГР — 0,4 км/км2. Большая часть нефтегазоперспективных территорий остается абсолютно “белым пятном” в плане изучения сейсморазведкой и бурением. Так, в

крупном Агапском прогибе клиноформное строение неокома установлено только на основании двух региональных маршрутов МОГТ. В Таймырском АО до сих пор не отработано ни одного регионального опорного геофизического профиля.

Несмотря на сравнительно небольшие объемы выполненных сейсморазведочных и буровых работ, таймырскими геологами и геофизиками открыто 18 месторождений нефти и газа в Усть-Енисейской НГО (включая приграничные земли Ямало-Ненецкого АО) и четыре нефтегазовых месторождения в Пур-Та-зовской НГО (включая приграничные земли Красноярского края), в том числе в западной части Усть-Енисейской НГО открыто четыре месторождения, приуроченных к неантиклинальным ловушкам нео-комского клиноформного комплекса, установлен сложнопостроенный характер отдельных ловушек УВ в

этом интервале разреза на ряде многозалежных месторождений.

Резервный фонд нефтегазоперспективных объектов, подготовленных к бурению сейсморазведкой МОГТ по современным кондициям, практически отсутствует. Официально в резервном фонде по Усть-Енисейской НГО числятся: 13 подготовленных к бурению объектов, в том числе 10 локальных поднятий, 3 неактиклинальные ловушки. Но готовились все они в 60-80-е гг. или по МОВ, или по редкой сети профилей МОГТ с суммарной плотностью МОВ+МОГТ не выше 0,4-0,8 км/км2 и по современным требованиям могут быть отнесены только в разряд выявленных. К тому же три локальных поднятия на севере Усть-Енисейской НГО (Хабейский НГР) готовились по триасовым и верхнепалеозойским отложениям с невыясненными пока перспективами нефтегазоносности.

#%+*$%)(#)#)%$&$)$'$#$(*'+&%'$#&)#)%&)$%$#%($%

В то же время редкая, но относительно равномерная сеть профилей МОВ и МОГТ в Таз-Енисей-ском и Енисей-Пясинском междуречьях позволила выявить или наметить по ограниченным сейсмическим данным в Усть-Енисейской НГО и на северо-востоке Пур-Та-

зовской НГО значительное (более 60) число нефтегазоперспективных объектов (рис. 5). При этом большинство из них относится к локальным поднятиям с простым строением и имеет достаточно большие размеры перспективных площадей (от 100 до 200 км2).

Можно утверждать, что в Западно-Сибирском нефтегазоносном мегабассейне осталась единственная перспективная территория — Усть-Енисейская НГО, которая располагает значительным резервным фондом выявленных локальных поднятий по меловым отложениям.

1 - границы НГО Западно-Сибирской НГП

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003

И это единственная территория Западно-Сибирской НГП, где еще возможно открытие крупных месторождений УВ в неглубокозалегаю-щих меловых отложениях по простой антиклинальной методике поиска с минимальными затратами.

Одной из интереснейших разновидностей меловых поднятий на севере Западной Сибири являются “инверсионные кольцевые структуры" (ИКС), которые состоят из изо-метричных мульд в нижненео-ком-триасовой части разреза, ограниченных антиклинальными поднятиями сверху по меловым отложениям, а также в большинстве случаев и снизу по отложениям палеозоя.

Сейчас уже достоверно установлено (Балдин В.А., 1994, 2000, 2001; [2]), что ИКС являются характерным тектонотипом для геологических условий северо-востока Западной Сибири и образованы в результате длительного развития при совместном влиянии тектонического и седиментационного факторов. Характерно, что на всех разбуренных ИКС, которые выявлены в Пур-Та-зовской, Гыданской и Усть-Енисей-ской НГО, в отложениях мела открыты месторождения УВ, в том числе гигантские и крупные: Ямбург-ское, Оликуминское, Находкинское, Пякяхинское, Южно-Мессояхское, Пеляткинское и др.

В Усть-Енисейской НГО по данным МОГТ установлено как минимум восемь ИКС. Есть некоторые основания считать, что этот список может быть расширен, в первую очередь за счет поднятий, выявленных в 60-70-е гг. по данным МОВ по уровню меловых отложений. В пределах западной части Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба инверсионное строение по юре—мелу имеют Пеляткинское, Северо-Соле-нинское, Нанадянское, Казанцев-ское, Озерное месторождения.

Инверсионные кольцевые структуры на северо-востоке Западной Сибири должны быть пер-

воочередными объектами поисковых работ как легко выявляемые и имеющие коэффициент подтверж-даемости флюидонасыщением 1,0. Работы по открытию месторождений на ИКС связаны с минимальными затратами на сейсморазведку МОГТ (до 1 км/км2) и бурение (1-2 скважины).

Резервными объектами прироста запасов УВ в рассматриваемом регионе являются недоизученные нефтегазоперспективные горизонты меловых отложений на открытых месторождениях:

в Усть-Енисейской НГО: Пайях-ском, Казанцевском, Ушаковском, Пеляткинском, Нанадянском, Гор-чинском, Ново-Соленинском и др.;

в Пур-Тазовской НГО: Сузун-ском, Ванкорском и др.

Усть-Енисейская НГО, кроме основного НГК — неокомского, перспективна по ачимовскому и другим НГК юры — мела. Наиболее значительны перспективы ачимовской толщи, мощность которой здесь даже больше, чем в других районах Западной Сибири. Вскрытые бурением песчаные линзы имеют мощность до 40 м, нефтегазоносность, несмотря на слабую изученность, подтверждена открытием Пайях-ского и Ново-Соленинского нефтяных, Дерябинского газоконденсатного и Хабейского газового месторождений, многочисленными неф-тегазопроявлениями. Залежи УВ в юрских отложениях обнаружены на Зимнем, Нижнехетском, Хабей-ском, Балахнинском месторождениях, а также получены незначительные проявления нефти и газа на многих площадях.

В сводовых частях внутренних приразломных мегавалов Ени-сей-Хатангского регионального прогиба (Малохетского, Рассохинско-го, Балахнинского) и на бортах прогиба в пределах моноклиналей также перспективны триасовые и палеозойские толщи, представлен-

ные в основном мощными терри-генными отложениями преимущественно морского генезиса и залегающие на доступных для бурения глубинах (2-5 км).

В целом нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне от аалена средней юры (Балахнинское месторождение) до коньяк-сантона верхнего мела (Казанцевское месторождение). Известны выходы природных газов и многочисленные нефте- и битумопроявления по подстилающим отложениям мезозоя (нижняя юра — триас) и палеозоя.

Приведенные сведения позволяют утверждать, что вся слабоизу-ченная Усть-Енисейская НГО, а также северо-восточная окраина Пур-Тазовской НГО относятся к разряду первоочередных территорий на поисковые работы по локализации и оценке ресурсного потенциала нефти и газа с целью восполнения запасов УВ на среднюю (2010-2020 г.) и дальнюю (2030 г. и дальше) перспективы, а северо-восток Пур-Тазовской НГО, возможно, и на ближнюю (до 2005 г.).

Исходя из состояния низкой и к тому же крайне неравномерной геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории основными задачами нефтегазопоисковых работ являются:

для западной части Усть-Ени-сейской НГО в пределах Таз-Ени-сейского и Енисей-Пясинского междуречий, а также северо-восточной окраины Пур-Тазовской НГО: формирование резервного фонда подготовленных к бурению по современным кондициям нефтегазоперспективных объектов (в первую очередь локальных поднятий по юрско-меловым отложениям) и последующая проверка их нефтегазонос-ности глубоким бурением с целью прироста запасов УВ в больших масштабах (до 1,5-2,5 млрд т условных УВ и больше);

OIL AND GAS GEOLOGY, 22003

для восточных частей Енисей-Хатангского регионального прогиба (восточнее р.Пясина): создание опорной региональной сети профилей МОГТ повышенной глубинности для уточнения геологического строения осадочного чехла и регионального нефтегазогеологического районирования, оценки начальных потенциальных ресурсов УВ.

Решение задачи скорейшего прироста запасов УВ облегчается тем, что в Таз-Енисейском и Ени-сей-Пясинском междуречьях по неокомским отложениям — основной нефтегазоносной толще Западной Сибири — уже выявлено или намечено по ограниченным данным МОВ и МОГТ несколько десятков локальных поднятий, в том числе крупных по размерам (100-200 км2). Требуется только сгустить сеть профилей МОГТ и подготовить эти поднятия к глубокому бурению по современным кондициям (с плотностью МОГТ до 1,0-2,0 км/км2), а затем проверить нефтегазонасыщен-ность каждого поднятия 1-2 скважинами в сводовой части. На многочисленных прогнозируемых в неокомском клиноформном комплексе нефтегазоперспективных объектах сложнопостроенных типов проведение поисковых работ должно начинаться с доведения плотности сети профилей МОГТ до 2,5-3,0 км/км2.

Таким образом, на I этапе (2003-2005 гг.) прежде всего необходимо значительное усиление сейсморазведочных работ. По нашим оценкам объем поисковой сейсморазведки 2й-МОГТ в Усть-Енисейской НГО на ближнем этапе должен составлять ежегодно более 3,0-4,0 тыс. км. В этом случае можно будет ежегодно подготавливать к глубокому бурению по 3-5 нефтегазоперспективных объектов (в первую очередь локальные поднятия) с площадями ловушек от 50 до 200 км2 и более, а также выявлять новые объекты.

Обязательным элементом нефтегазопоисковых работ должно быть систематическое проведение научно-тематических исследований по различным направлениям с ведением полноценного банка данных гео-лого-геофизической информации.

Результатом I этапа будет формирование резервного фонда подготовленных к бурению нефтегазоперспективных объектов с перспективными ресурсами порядка 1 млрд т условных УВ.

На II этапе (2006-2010 гг.), возможно, будет постепенное увеличение объемов буровых работ на надежной основе, если предлагаемая начальная программа сейсмических и научно-тематических исследований будет к тому времени выполняться в полном объеме. При этом с целью создания богатого резервного фонда объектов и его поддержания на оптимальном уровне ежегодные объемы поисковых работ МОГТ должны оставаться не ниже предлагаемого уровня I этапа.

При наличии соответствующих инвестиций (ориентировочно 1 млрд р. ежегодно) и их рациональном размещении к 2010 г. в Усть-Енисейской НГО в пределах Таз-Енисейского и Енисей-Пясин-ского междуречий возможен прирост запасов в объеме 2 млрд т условных УВ суммарной ценностью около 4 трлн р.

По региональным работам в восточной части Енисей-Хатангско-го регионального прогиба прежде всего требуется отработка субме-ридиональных маршрутов МОГТ, пересекающих Рассохинский и Ба-лахнинский мегавалы, Агапский и Жданихинский прогибы с выходом за современные границы Енисей-Хатангского регионального прогиба (Горный Таймыр, Сибирская платформа). Изученность сейсморазведкой и бурением этой части нефтегазоперспективных земель Таймырского АО ничтожна. В то же

время крупный Агапский прогиб с установленным клиноформным строением в неокоме, а также Рассохинский и Балахнинский мегавалы, по всей видимости, следует включать в состав Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна с высокой плотностью ресурсов УВ.

К настоящему времени остаются невыясненными перспективы нефтегазоносности Жданихинского мегапрогиба, в котором общая мощность мезозойских отложений преимущественно морского генезиса составляет 8-10 км, кровля верхней юры погружена до 4 км, а мощность неокомских отложений достигает 2 км. Вместе с тем классические неокомские клиноформы сигмовидно-косослоистого строения в Жданихинском мегапрогибе отсутствуют. По нашему мнению, Жданихинский мегапрогиб следует относить уже к Хатангско-Вилюй-ской НГП.

Проведение в 2003-2010 гг. в восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба региональных сейсморазведочных работ с ежегодными объемами около 1 тыс. км МОГТ позволит уточнить геологическое строение и прогнозные оценки нефтегазоносности этой в целом высокоперспективной территории. Тем самым будет заложена основа к наращиванию ресурсного потенциала страны на далекую перспективу (до 2030 г.).

Освоение ресурсов УВ-сырья в Таймырском АО и на сопредельных территориях Ямало-Ненецкого АО, Красноярского края в начале XXI в. способствует решению следующих стратегических задач:

максимальное самообеспечение потребностей Таймырского АО и Норильского промышленного района в газовом топливе и основных видах нефтепродуктов (не позднее 2005 г.);

поставки на мировые рынки УВ-сырья: нефти (с 2010 г.), газа (с 2030 г.);

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003

реализация Федеральной программы возрождения торгового флота России, в том числе восстановления активности Северного морского пути (с 2010 г.);

сохранение и развитие инфраструктуры геолого-разведочного, газонефтяного и вообще всего хозяйства Таймырского и Ямало-Ненецкого АО, Красноярского края как крупных внутренних регионов России (с 2003 г.).

Таким образом, развитие гео-лого-разведочных работ на нефть и газ в Таймырском АО и на сопредельных территориях Ямало-Не-

нецкого АО, Красноярского края и освоение УВ-ресурсов Усть-Енисей-ской, Гыданской и северо-востока Пур-Тазовской НГО будет способствовать не только экономическому развитию этих районов, но и реализации геополитических и экономических интересов России.

Литература

1. Анализ ресурсной базы ЯНАО, доля в ней ачимовского комплекса и региональные особенности его строения / А.М.Брехунцов,

В.Н.Бородкин, В.С.Бочкарев и др. // Матер. геол.-техн. совещ. “Строитель-

ство разведочных скважин на ачимов-ские отложения Восточно-Уренгойской зоны”. — Екатеринбург: Путиведъ, 1999. - С. 7-34.

2. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г. Поднятия чехла над глубинными кольцевыми депрессиями на севере Западной Сибири // Сов. геология. — 1990. — № 1. — С. 57-63.

3. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э.Конторо-вич, И.И.Нестеров, В.Р.Лившиц и др. // Геология нефти и газа. — 1998. — № 9. —

С. 2-9.

© В.А.Балдин, 2003

The article describes the ways of solving a task of HC reserves growth exceeding production in West Siberian oil and gas megabasin. To solve the problem of the country’s oil and gas resource potential restoration is recommended due to the enlargement of exploration activity and oil and gas production in north-eastern areas of West Siberian megabasin with a wide distribution of forecast resources but weakly studied by seismic prospecting and drilling up to now.

The north-eastern boundaries of West Siberian megabasin were established that allowed to include a new large oil and gas area in West Siberian oil and gas province — Ust-Enisei located mainly on the territory of Taimyr autonomous okrug.

It was grounded that north-eastern areas of West Siberian megabasin should be referred to the first priority territories for oil and gas exploration with the aim of HC reserves increment in large scales (up to 1.5-2.5 bln.t of HC) at comparatively small investments for period of up to 2010.

OIL AND GAS GEOLOGY, 22003