Перспективы наращивания сырьевой базы нефтегазодобычи на территории РС(Я)

Александр Федот ович Сафронов,

член-корреспондент РАН,

академик АН РС(Я), председатель Президиума Якутского научного центра СО РАН, директор Инсттута проблем нефти и газа СО РАН.

Разведанные геологические запасы нефти на территории Якутии оцениваются (состояние на 01.01. 2009 г.) по категории С, в 784,5 млн. т. (извлекаемые ? 218,3 млн. т.), по категории С2 - 707,4 млн. т. (извлекаемые ? 108,4 млн. т.); запасы природного газа по этим же категориям соответственно 1286,5 млн. м3 и 1194,3 млн. м3. Нефть имеет высокое качество, превосходящее по основным параметрам российский экспортный стандарт ига!з. Природный газ месторождений юго-западной Якутии характеризуется высоким содержанием гомологов метана и гелия. К настоящему времени на территории республики открыто 32 месторождения углеводородов.

В Институте проблем нефти и газа (ИПНГ) СО РАН была составлена схема размещения перспективных участков недропользования на территории Западной Якутии до 2020 ? 2030 гг., на которой в дополнение к 31 участку (утверждены до 2008 г. Министерством природных ресурсов РФ) нами было выделено еще 53.

В последние годы отмечается возрастание интереса к аукционам по продаже лицензионных участков на территории РС(Я). Еще в 2005 г. продажа Алинского и Тымпучиканского месторождений прошла при минимальном количестве участников и отсутствии какого-либо торга. Так, при стартовой цене 150 млн. руб. «Сургутнефтегаз» выиграл торги по Алин-скому месторождению (запасы нефти по категориям С + С - 5,2 млн. т; газа - 2,7 млрд. м3) после первого шага аукциона, составившего 15 млн. рублей. «Холмогорнефть» ? структура «Сибнефти» ? приобрела лицензию на Тымпучиканское месторождение (запасы нефти по категориям С + С -16,9 млн. т; газа ? 13,4 млрд. м3) по стартовой цене 440 млн. руб. Однако в декабре 2007 г. на проведенных аукционах по Нижне-Джербинскому, Сун-тарскому, Бирюкскому и Черендейс-кому участкам первые три были проданы по ценам, многократно превы-

А. Ф. Сафронов

шающим стартовые. Причем эти участки имеют ресурсы только по категории й1. Сунтарский участок был продан за 412,5 млн. руб. при стартовой цене 5 млн. руб.! В марте 2008 г. торги по пяти участкам (Мирнинский, Бах-чинский, Западно-Анабарский, Урин-ский, Станахский) прошли более спокойно - при суммарной стартовой цене всех участков 751 млн. руб. они были проданы за 826,1 млн. рублей.

Незначительный интерес к якутским участкам в 2005 г. был обусловлен, видимо, их труднодоступностью, отсутствием инфраструктуры и существенной неопределенностью в плане организации крупномасштабной добычи нефти и природного газа. В конце 2007 г. ажиотаж на торгах был обусловлен скорее всего решением о расширении трассы нефтепровода Восточная Сибирь ? Тихий океан, значительная часть протяженности которого пришлась на юго-запад и юг территории РС(Я). Однако в июне 2008 г. ЗАО «Сунтарнефтегаз» возвратило в «Роснедра» лицензии на Сунтарский и Бирюкский участки.

Поставленная федеральная задача формирования новых центров нефтегазодобычи на востоке России преимущественно экспортного направления делает актуальным увеличение разведанных запасов углеводородного сырья в республике. Такие работы, на наш взгляд, следует ориентировать по двум направлениям:

1) наращивание сырьевой базы на юго-западе республики, где планируется реализация проектов широкомасштабной добычи нефти и газа;

2) поиск месторождений в высокоперспективных районах, но территориально находящихся вне зоны, рассматриваемой в проектах.

Первое направление предусматривает первоочередное продолжение геологоразведочных работ в пределах Непско-Ботуобинской анте-клизы. К настоящему времени в пределах северо-восточной части этой структуры открыто 20 месторождений

нефти и газа, в том числе уникальное Чаяндинское неф-тегазоконденсатное и крупное Талаканское газонефтяное месторождения ((НГКМ и ГНМ, соответственно).

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы основные задачи геологоразведочных работ по нефти и газу можно сформулировать следующим образом.

1. Наращивание разведанных запасов нефти на территориях, непосредственно примыкающих к Тала-канскому мест орождению (Алинская, Верхнепеледуй-ская, Пеледуйская площади). В пределах Алинской площади установлена промышленная нефтегазоносность хамакинского горизонта - в пробуренных на площади скважинах получен приток нефти (до 61 м3/сут) и газа (до 95 тыс. м3/сут). На Верхнепеледуйской площади в первой же пробуренной параметрической скважине (№ 360-0) получен приток нефти.

2. Возобновление разведочных работ на участках уже открытых мест орождений (Восточный блок Тала-канского ГНМ, Тымпучиканское, Станахское и Маччо-бинское ГНМ). На Тымпучиканском ГНМ открытые залежи нефти и газа приурочены к хамакинскому и талахско-му горизонтам. Это месторождение по своему строению сложное: продуктивные горизонты литологически неоднородны и разделены на блоки по разломам. Дебит газа достигает 500 тыс. м3/сут (талахский горизонт) и 280 тыс. м3/сут (хамакинский горизонт); дебит нефти ? до 15,7 м3/сут и 18,2 м3/сут (по горизонтам, соответственно).

Для наращивания разведанных запасов сырьевой базы нефтедобычи в окрестностях г. Мирного в долгосрочной перспективе следует ориентироваться в первую очередь на проведение комплекса разведочных работ на Станахском и Мирнинском месторождениях. В этот комплекс должны входить сейсморазведка 30 (трехмерная) и глубокое бурение.

Станахское месторождение, открытое в 1993 г., расположено в 30 км восточнее г. Мирного. К настоящему времени на месторождении, приуроченном к двум тектоническим блокам (Станахский и Нелятский), пробурено три скважины. Первая поисковая скважина № 2591, пройденная на Нелятском блоке, подтвердила наличие пород-коллекторов ботуобинского и улаханского горизонтов суммарной эффективной мощностью около 18 м. Приток газа дебитом 85 тыс. м3/сут был получен из ботуобинского горизонта. Вторая скважина № 2611, пройденная в наиболее приподнятой части Станахского блока, вскрыла эти же продуктивные горизонты суммарной эффективной мощностью более 20 м. В ней при совместном опробовании был получен приток газа дебитом более 110 тыс. м3/сут, а при испытании нефтенасыщен-ной части ботуобинского горизонта ? приток нефти дебитом 8,5 т/сут. По результатам сейсморазведки и бурения было сделано предположение о том, что вскрытые скважинами залежи имеют единые газожидкостные контакты. Однако пробуренная на южной периклинали Нелят-ского блока третья скважина № 2592 вскрыла ботуобин-ский горизонт более чем на 100 м выше глубины, предполагавшейся по данным сейсморазведки. Вместо ожидавшегося газонефтяного контакта был подсечен водо-нефтяной. Из этого следует, что месторождение имеет весьма сложное строение.

Мирнинское месторождение, на котором пробурено семь скважин, расположено в 25 км юго-западнее г. Мирного. Дебит газа ? 200 и 220 тыс. куб3 м/сут из ботуобин-

ского и улаханского горизонтов, соответственно (скважины 12401 и 20409). В двух других скважинах установлены газонефтяные контакты. Имеющиеся данные свидетельствуют о весьма сложном строении этого месторождения, что характерно для всех месторождений данного региона.

3. Пост ановка сейсморазведочныхработ и поискового бурения на перспективных неантиклинальных ловушках (НАЛ) в зоне сочленения Непско-Боту-обинской антеклизы с Предпатомским прогибом (Иллегинская, Юктекенская и др.) Проведение работ необходимо также с целью поисков залежей в карбонатных коллекторах осинского горизонта к востоку и северо-востоку от Талаканского месторождения. На всей этой территории открытие залежей возможно не только в установленных продуктивных горизонтах, но и на других уровнях, продуктивность которых доказана на смежных территориях (преображенский, телгеспитский).

Один из наиболее перспективных нефтегазоносных районов республики ? северо-западный борт Кемпен-дяйской впадины. Суммарная толщина осадочного горизонта здесь достигает 10 км, мощность среднепалеозой-ских отложений ? 6000 м. Характерной особенностью впадины является присутствие в среднепалеозойских отложениях каменных солей при толщине соленосного горизонта до 1000 м. Развитые в пределах впадины положительные структуры, известные как «кемпендяйские дислокации», представляют собой диапировые и крип-тодиапировые структуры. До 1985 г. на территории впадины было пробурено четыре глубоких скважины, которые не вышли из соленосных среднепалеозойских отложений. В 1985 г. параметрической скважиной № 251 (Атыяхская площадь) впервые были вскрыты переходные слои от соленосного среднего палеозоя к подсоле-вым отложениям нижнего палеозоя. Бурение производилось с использованием оборудования вскрытия на равновесных условиях (система «Бароид»; США). При проходке скважины в интервале глубин 3560 ? 3582 м резко возросла скорость механического бурения, было зафиксировано интенсивное разгазирование бурового раствора (содержание газа в жидкости достигало 30 ? 40%). Состав газа здесь характеризовался более высоким содержанием гомологов метана (С2Н6 - 8,4%; С3Н8 -5,4%; С4Н,о - 2,3%), по сравнению с газом газонефтяных месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы, и соответствует составу газовой шапки нефтяного месторождения. Пластовое давление, рассчитанное в процессе задавки скважины (устье скважины не было оборудовано под давление свыше 40 МПа) с целью предотвращения аварийного выброса газа, составляло 50 ? 52 МПа, что более чем на 15 МПа превышало условное гидростатическое давление. Расчетный потенциальный дебит при 50 ? 52 МПа мог достичь 1,1 млн. м3/сут. Данный факт ? аномально высокое пластовое давление ? может быть обусловлен высотой газовой залежи (газовой шапки); гидравлической связью вскрытого горизонта с нижележащими отложениями; передачей части лито-статического давления на залежь, находящуюся в пластичных породах. Все это позволяет очень высоко оценить перспективы подсолевых нижнепалеозойских и более древних отложений впадины. Наиболее перспективным объектом в пределах впадины на современной стадии изученности является Атыяхская структура (рис. 1).

сз

юв

+ + + + + +

|1нмнум:№ И1-11' ч:н ГтШ |р|[;|л н-ьмн I >:ш*нн14-

..IV: ||-- , -гчи!-^1 ¡м;!. .- |-мл--:|г  ii--i-.ii {мп: М'НШ ЦШВДМ 4Л.'С*АмнЙ

Рис. 1. Геолого-геофизический профильный разрез (Атыяхская площадь). По мат ериалам ОАО «Якут скгеофизика».

Поисково-разведочные работы должны быть продолжены в зоне сочленения Нюйско-Джербинской впадины с Сунтарским поднятием. По результатам сейсмо-разведочных работ (1998 ? 2000 гг.) на юго-западном склоне Сунтарского поднятия был уточнен структурный план этой зоны по горизонтам II (кровля билирской свиты), КВ (кровля терригенных отложений венда) и В (подошва хоронохской свиты ? Хр), а также выделена Сун-тарская неантиклинальная ловушка в вилючанском горизонте, по типу являющаяся лито-логической (рис. 2). Она рассечена тектоническими нарушениями на четыре блока. Каждый из этих блоков может содержать отдельные залежи как в вилючанском горизонте, так и в горизонтах на других стратиграфических уровнях. Наиболее изученным является южный блок.

В зоне сочленения Сунтар-ского поднятия с Ыгыаттинской впадиной газовые залежи установлены на Буягинской площади в юряхском, харыстанском и осин-ском горизонтах. Намечены проницаемые пласты в отложениях бэсюряхской свиты на Буягинской площади и несколько пластов-коллекторов в отложениях венда на Шеинской площади (по данным ГИС). При опробовании скважины № 472 из отложений в интервале 3380 ? 3364 м (низы кембрия) получено 0,4 м3 нефти. Перспективы поиска залежей в пределах

Шеинской структуры весьма высоки. Первоочередным объектом здесь является юго-восточный склон Сунтарского поднятия, где сейсморазведоч-ными работами оконтурена Сун-тарская неантиклинальная ловушка (см. рис. 2). Пробуренной здесь параметрической скважиной (№ 361-0) установлена неф-тенасыщенность вендской части отложений. Анализ нефти, извлеченной из нефтенасыщенно-го керна, свидетельствует о практически полной идентичности всех ее характеристик на месторождениях Непско-Ботуобин-ской антеклизы (анализ выполнен в ИПНГ СО РАН).

Необходима постановка разведочных работ в пределах Нюйско-Джербинской и Березовской впадин Предпатомского прогиба. В пределах Предпа-томской нефтегазоносной области открыто три газовых и газо-конденсатных месторождения (Хотого-Мурбайское, Отраднин-ское и Бысахтахское). Высоки перспективы открытия здесь новых месторождений подобного типа.

Осадочный чехол Нюйско-Джербинской впадины сильно деформирован. Развитые здесь линейные складки и антиклинальные зоны отражают сложную глубинную чешуйчато-надвиговую структуру и представляют собой различные комбинации дуплексов, рамповых антиклиналей и чешуйчатых вееров. Наиболее изученной из подобных структур является Отраднинская антикли-

'Иг- тарричм^кя отшаш* Ртм

__--

Рис. 2. Геолого-геофизический профильный разрез (Сунтарская площадь). По мат ериалам ОАО «Якут скгеофизика».

наль. Фиксируемые в пределах этой структуры локальные поднятия связаны с отдельными чешуями, смещенными относительно друг друга, что придает такому образованию клавишный характер.

К другому типу относится Хотого-Мурбайская локальная структура, к которой приурочено одноименное месторождение. Данная структура является лобовой антиклиналью, расположенной в зоне сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы с субмеридиональной частью Нюйско-Джербинской впадины. Подобный тип складок характерен для всей зоны сочленения востока Непско-Ботуобинской антеклизы с Предпатомским прогибом. Кинематически это обусловлено, по-видимому, более высоким гипсометрическим положением цоколя кристаллического фундамента в зоне сочленения Неп-ско-Ботуобинской антеклизы с Предпатомским прогибом, что не позволило чешуйчатым деформациям распространиться на запад. В то же время, более глубокое и пологое залегание кристаллического фундамента не препятствовало распространению чешуйчато-надвиго-вых структур на север в пределах Нюйско-Джербинской впадины в сторону Сунтарского поднятия и Кемпендяй-ской впадины.

Если в западной и центральной частях Нюйско-Джербинской впадины преобладают локальные структуры субширотного простирания, то в восточной появляются подобные структуры субмеридионального простирания. Типичной структурой такого типа является Нижне-Джербинская, очень сложная по строению (рис. 3).

Таким образом, в пределах рассматриваемой территории развиты локальные положительные структуры весьма широкого спектра, строение и морфология которых обусловлены сочетанием ряда факторов: чередованием в разрезе очень плотных и пластичных пород, значительным развитием разрывных дислокаций в кристаллическом фундаменте и проникновением разрывов в

-0,6-

Рис. 3. Геолого-геофизический профильный разрез (Нижне-Джербинская структ ура). По мат ериалам ОАО «Якут скгеофизика».

осадочный чехол на всех стадиях геологического развития. Это приводило или к субпластовым срывам по контактам толщ разной степени пластичности (Нюйско-Джербинская впадина), или к распространению разрывов на всю толщу осадочного чехла с формированием чаще всего взбросов (Березовская впадина). Сказалось также интенсивное динамическое влияние формировавшегося Байкало-Патомского складчатого пояса.

Бысахтахское месторождение находится в пределах типичного горста (рис. 4). Залежи газа приурочены здесь к кавернозно-порово-трещинным карбонатным породам-коллекторам и к существенно кварцевым по составу песчаникам, которые в силу широкого развития процессов регенерации кварца потеряли первоначальный облик. Полезная емкость в этих породах обусловлена тем, что они формируют своеобразную зону дробления, находящуюся в состоянии разуплотнения под влиянием арочного эффекта в пределах горстовой структуры [1].

Объединяет такие месторождения только приуроченность открытых залежей газа и газоконденсата к породам-коллекторам, в которых в силу постседиментацион-ных преобразований утрачена первичная седиментоген-ная пористость. Это или сложно построенные каверноз-но-порово-трещинные породы-коллекторы, или своеобразная зона дробления очень плотных высококремнистых пород.

Уровень изученности геологического строения дает возможность предположить, что в пределах Нюйско-Джербинской впадины наиболее перспективны внешние, приплатформенные зоны. В пределах субширотной части территории впадины, особенно в ее западной половине, перспективна венд-нижнекембрийская часть отложений. Можно с высокой долей вероятности ожидать развитие здесь только газовых месторождений. В восточной части этой впадины, в районе Нижне-Джер-бинской структуры, возможна продуктивность отложений и верхнего рифея.

В пределах Березовской впадины установлено четыре валообразных поднятия субмеридионального простирания, где локальные структуры представлены горстами или горстообраз-ными структурами, аналогичными Бысахтахской. Можно предположить, что в пределах этих структур продуктивные горизонты образуют коллекторы кавер-нозно-порово-трещинного типа в карбонатных породах и трещиноватые в терригенных (бысах-тахский горизонт). Общегеологические построения дают основание считать, что в направлении от складчатого пояса на восток к северному склону Алданской антеклизы доля трещинной составляющей в породах-коллекторах будет сокращаться. В отличие от Нюйско-Джербинской впадины, здесь могут присутствовать нефтяные залежи в зонах выклинивания рифейских и вендских терриген-

ЮВ

Н. ил

аенд-рифеи

- Г-ГфН№н1йГы«и1в 1 «И ОСИ

масштаб--------

ж^лччипьнын | 20 ООО

ираНаиЁРй!

I СйХллмтй

1П|ч;«иннн

им

-

I Бодиойсшли "I Иотр сюдонны ]«груОннн ийся. ы

Ж}

г^у.  ЛТ^ЧН л

Илаимьцгр^Ьммп г.г.^ о,::::-г го ¿им^ла

Рис. 4. Разрез продуктивных горизонт ов Бысахтахского газоконденсатного мест орождения.

ных пород в районе сочленения Березовской впадины с северо-западным склоном Алданской антеклизы. Помимо зафиксированных здесь нафтидопроявлений как в скважинах, так и в естественных выходах пород на дневную поверхность, а также возможности существования структурных условий довольно широкого спектра, необходимо отметить и весьма благоприятное сочетание здесь в разрезе проницаемых пород и потенциальных флюидоупоров. Так, открытая пористость песчаников верхнего рифея в естественных выходах в бассейне рек Олекмы, Ат-Бастаха и Чары достигает 23% (преобладают значения 10 ? 20%) при газопроницаемости до 0,170 мкм2. На большей части территории зоны сочленения Алданской антеклизы и Березовской впадины в нижнекембрийских отложениях присутствуют каменные соли - идеальный флюидоупор. Следует отметить, что именно к зоне сочленения Алданской антеклизы с Березовской впадиной приурочена Русско-Реченская положительная структура. Из пробуренной здесь в 1953 г. скважины впервые в Якутии, по сути дела, был получен приток природного газа промышленного масштаба - аварийный его выброс дебитом до 100 тыс. м3/сут. Однако скважина на второй день заглохла - по-видимому, в ее стволе образовалась гидратная пробка.

Второе направление предусматривает разведку месторождений нефти и газа в тех районах республики, которые не рассматриваются в крупномасштабных проектах. Решение проблемы газоносности пермских отложений Хапчагайского мегавала, поиски месторождений в Вилюйской синеклизе, в северной части Предверхоянс-кого прогиба неоднократно обсуждалось в литературе. Остановимся на оценке перспектив нефтегазоносности некоторых слабо изученных территорий РС(Я).

Большой интерес в отношении нефтегазоносности представляет крупная своеобразная зона выклинивания отдельных частей нижнего кембрия и позднего докембрия, приуроченная к восточному склону Саппыйского выступа. По сейсморазведочным данным здесь достаточно отчетливо фиксируется региональное сокращение толщины нижнекембрийских и вендских отложений, вплоть до полного выклинивания отдельных интервалов, что наблюдается в разрезе. В этой связи указанный

район может рассматриваться как перспективный в отношении возможного обнаружения залежей в ловушках неантиклинального типа в отложениях верхнего докембрия и кембрия [2]. Значительный приток (до 360 ? 870 м3/сут) высокоминерализованной пластовой воды с растворенным газом, полученный в более северной Чарчыкской скважине из карбонатных отложений венда и нижнего кембрия, связан с кавернозными коллекторами типа изученных в Юруб-чено-Тахомской зоне нефтега-зонакопления (Красноярский край).

Существенный интерес представляет восточная часть Анабаро-Хатангской седловины, которая соответствует зоне сочленения Лено-Анабарского прогиба и Хатангской впадины, расположенной в Красноярском крае. Строение района сложное. Глубина залегания кристаллического фундамента на значительной части территории седловины ? не менее 8 ? 10 км. В северо-восточной ее части в сводах локальных структур на дневной по-верхности залегают отложения верхнего и среднего палеозоя. Толщина терригенных отложений верхнего палеозоя и мезозоя составляет 4,0 ? 4,5 км. Толщина карбонатно-тер-ригенной и эвапоритовой формаций средне- и нижнепалеозойского возраста достигает, очевидно, 6 ? 8 км ( в основном за счет соленосных толщ девона).

Многие из установленных локальных структур являются открытыми соляными куполами. Кроме того, предполагается наличие «погребенных» структур аналогичного типа. Площадь таких локальных поднятий не превышает 100 км2, амплитула их изменяется от 50 до 800 м.

В 1940-х годах в пределах Анабаро-Хатангской седловины проводились разведочные работы. Было открыто четыре небольших скопления нефти, наиболее крупное из которых (Южно-Тягинское) расположено на территории республики. Основные продуктивные горизонты приурочены к пермским отложениям. Дебит нефти из песчаников горизонта XI на западном куполе достигал 15 м3/сут (скв. 102-Р, интервал 1583 ? 1670 м).

Нами была сделана оценка запасов нефти на западном блоке в горизонте XI по первичным материалам научно-исследовательского института геологии Арктики (отчет М.К. Калинко,1955 г.). По категории С2 геологические запасы составляют 6946 тыс. т., извлекаемые -2083 тыс. т; по категории С1 (в радиусе дренирования скв. 102-Р) ? соответственно 1448 и 434 тыс. т. Анализ проведенных в те годы работ по испытанию скв. 102-Р показал следующее: на протяжении всего времени испытания и эксплуатации эта скважина работала в режиме естественного фонтанирования; пластовое давление, по-видимому, было несколько ниже или близко к условному гидростатическому; газовый фактор, видимо, не превышал 15 ? 20 %. По нашему мнению, невысокая продуктивность скважины при удовлетворительных коллек-торских свойствах песчаников обусловлена неопти-

„ _ ^ Mpj UH ГГЛТаЛа«

мальными условиями вскрытия - использование глинистых буровых растворов с применением в качестве утяжелителей барита и гематита привело к существенной коль-матации порового пространства пласта в призабойной зоне скважины.

С позиций нефтегазоноснос-ти значительный интерес представляет северный склон Якутского поднятия. Работами ИПНГ СО РАН здесь выделено Якутско-Алданское погребенное поднятие, в пределах которого Якутский свод занимает гипсометрически наиболее высокое положение. Гидрогеологическими скважинами, пробуренными на северном склоне этого свода в начале 80-х годов прошлого столетия в районе поселков Борогонцы и Кептени, были вскрыты нижнемеловые песчаники, содержащие подмерзлотные воды высокой газонасыщенности (газовый фактор 35 ? 45%). В газе преобладал метан (84 ? 98%). В некоторых скважинах были зафиксированы выходы свободного газа. Из отложений нижнего мела и верхней юры в Намской опорной скважине был получен приток пластовых вод с растворенным газом.

В качестве наиболее перспективной территории по комплексу показателей нефтегазонос-ности нами выделяется зона шириной до 50 км, протягивающаяся в широтном направлении от района расположения Ивановской параметрической скважины на запад к Намской скважине. В этой зоне предполагается выклинивание пермских и триасовых отложений, моноклинально вздымающихся на северный склон Якутского поднятия в южном направлении (рис. 5).

Открытие здесь даже небольшой по запасам газовой залежи будет иметь несомненный экономический эффект, поскольку в настоящее время ведется строительство сетевой системы газоснабжения населенных пунктов заречных улусов.

На юго-восточном склоне Якутско-Алданского погребенного поднятия в зоне сочленения с Алдано-Майским прогибом возможно открытие залежей нефти и газа в ловушках неантиклинального типа в отложениях верхнего докембрия и кембрия. В качестве примера можно привести бологурское проявление тяжелой нефти, приуроченное к кавернозным доломитам танхайской свиты среднего кембрия. Оно вскрыто двумя гидрогеологическим скважинами в долине р. Амги в интервале глубин 70 ? 75 м (скважина Т-1 ) и 282 ? 284 м (скважина Б-3) [3].

В восточной части Алданской ветви Предверхоян-ского прогиба, в пределах Томпонской впадины, наиболее интересным на данной степени изученности является Томпорукский вал, представляющий собой положительную структуру, осложненную надвигом. Здесь в поле развития нижнемеловых отложений на дневную поверх-

ность выведены отложения средней и верхней юры (рис. 6). Этот вал по своему строению и генезису, по-видимому, близок к Соболоох-Майанскому, расположенному в северной части Ленской ветви Предверхоянского прогиба [4].

ЮДООиМЛи-ий могооа

Рис. 5. Сейсмогеологический разрез северного склона Якут ского поднятия по профилю 930401. По данным А.А. Егошина (1994) с дополнениями А.И. Сивцева.

В последние 25 ? 30 лет в мировой практике нефтегазодобывающей промышленности четко проявляется тенденция увеличения добычи углеводородного сырья на месторождениях морского шельфа. В зарубежных странах доля добычи нефти и газа на шельфе достигает в настоящее время 30 ? 35% всей добычи. В России добыча нефти на шельфе началась 10 лет назад и составляет сегодня менее 1% общего объема производства. В соответствии с Долгосрочной программой «Возобновление минерально-сырьевой базы» в период до 2015 г. предусматривается подготовка двух-трех перспективных площадей на шельфе моря Лаптевых. Здесь выделяется Лаптевоморская потенциально нефтегазоносная провинция. Однако в ее пределах не пробурено пока ни одной скважины, поэтому об этой провинции можно судить только по косвенным признакам. В частности, исходя из принятой нами геолого-тектонической модели развития шельфа моря Лаптевых, можно утверждать о безусловной нефтегазоносности средне- и позднепалеозойских отложений. Определенно перспективны и более древние отложения в пределах поднятий, доступных глубокому бурению. В отличие от континентальной части рассматриваемой территории, в пределах шельфа перспективными представляются отложения дельтового комплекса р. Лены кайнозойского возраста, которые, скорее всего, выполняют южные части Усть-Ленского желоба и Омолойского прогиба.

масштаб 1 1С(ХЮ

а,б

-Ii

Услсянье гбрэивнсииа с? -Цпнртич.ь" J1-? 1ИРКЧ" «PB-Iiwiwai [wr> Т || ipuc

V. З^ишп наши J- В Cpr3i~"4W - Стрии |B)II BIIII l'^lltll

и |щш1 шп. ЫЬашж um i -L3 (вчшы ihIe (Пирнй J^ ULJia'W'Chaa :№г: ^»hja-IKI^^ псчг

Рис. 6. Схематический геологический разрез Томпорукской площади по данным структ урного бурения. Данные В.В. Обухова (1962) с дополнениями А.И. Сивцева.

По разным оценкам, начальные суммарные ресурсы углеводородов в пределах шельфа моря Лаптевых сопоставимы с уже имеющимися их балансовыми геологическими запасами в Республике Саха (Якутия).

сат ного мест орождения // Новые идеи в геологии и геохимии нефт и. Мат ериалы т ретьей Международной конференции. - М.: МГУ, 1999. -С. 225?226.

2. СафроновА.Ф., Ситников

B.С., Каширцев В.А., Микулен-ко К.И. Перспективы нефтега-зоносности арктической части территории Западной Якутии // Российская Артктика: геологическая история, мине-рагения, геоэкология. - СПб: ВНИИокеангеология, 2002. ?

C. 347?353.

3. Каширцев В.А., Микулен-ко К.И, Сафронов А.Ф. и др. Геохимия венд-кембрийских неф-т епроявлений Лено-Амгинс-кого междуречья (Сибирская платформа) //Актуальные вопросы геологии нефти и газа Сибирской платформы: Сб. научн. ст атей. - Якут ск: Изд-во ЯФ СО РАН, 2004. - С. 156?167.

4. Сафронов А.Ф. Историко-генетический анализ процессов нефтегазообразова-ния (на примере востока Сибирской платформы). -Якут ск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 1992. -148 с.

^^ r^iriftrssw.iHfttiraifcfiraiüiraiibjciora четгаент

А ПрЗ&лМЬ-ъй LP.ilчшмны

Лит ерат ура

1. Сафронов А.Ф, Бубнов А.В., Москвитин И.Е. Нет радиционный коллект ор Бысахт ахского газоконден-

МШШШШШМ КЙЕНЫ

tmm вышшвм m\mi> ншымм um |и*ш

Сафронов А.Ф., Сафронов Т.А. Геолого-экономические аспекты развития нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия) /

А.Ф. Сафронов, Т.А. Сафронов; [отв. ред. А.Э. Конторович] ; ИПНГ Со РАН. - Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 2008. - 184 с.

В работе приведены данные по геологическому строению месторождений нефти и газа в РС(Я) и по современному состоянию НГК республики, рассмотрены основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в республике с целью увеличения сырьевой базы нефте- и газодобычи и основные параметры развития НГК республики до 2020 г., оценены добывные возможности основных месторождений углеводородов республики.

Книга предназначена для специалистов в области нефтегазовой геологии и студентов высших и средних учебных заведений.