In the article, the author summarizes information about the extraction of hard-to-recover oil in various Arctic zones — Russian, Scandinavian and North American. Various estimates of the Arctic hydrocarbon reserves are presented, but the Russian Arctic occupies a leading position in terms of its reserves. The number of deposits in the Russian sector exceeds the number of deposits in the North American and Scandinavian sectors of the Arctic by 4 and 8 times, respectively. For Russia, the Arctic has become one of the main driving forces of the growth of the Russian oil and gas industry in the coming decades. The problems of stabilization and growth of the level of development of hard-to-recover oil in modern conditions of oil production are indicated. Based on the analysis of information from the database of the Institute of Petroleum Chemistry, consolidated information on the development of hard-to-recover oil production in the Arctic zone of Russia, in particular, in the European and Siberian parts of the macroregion, on the physico-chemical properties of hard-to-recover oil, conditions of occurrence and spatial distribution. It has been established that heavy and viscous oils of the Siberian part of the Arctic are characterized by lower viscosity values, low concentrations of asphaltenes, sulfur and metals compared to similar European Arctic oils. The solidification temperature is in the negative temperature range. The established differences determine the features of the development, production and transportation of heavy and viscous oils at critically low temperatures. The article may be of interest to companies in the oil and gas sector net monitor Arctic projects and prospects for their implementation.
hard-to-recover Arctic oil, physical and chemical oil characteristics, oil-bearing basin, deposits, reserves, database
Введение
Арктика как северная полярная область Земли включает северные окраины Евразии и Северной Америки, остров Гренландия, моря Северного Ледовитого океана с островами, а также прилегающие части Атлантического и Тихого океанов. В состав Арктической зоны России (АЗР) законодательно входят [1, 6, 9, 10, 19—21]:
– территории четырёх субъектов РФ — Мурманской области, Ненецкого, Чукотского, Ямало-Ненецкого автономных округов;
– 35 муниципальных образований ещё пяти субъектов РФ: Республики Карелии, Коми, Саха (Якутия), Красноярского края (включая 10 сельских поселений, кроме муниципальных образований), Архангельской области;
– земли, острова, внутренние моря и континентальный шельф [18, 25, 28, 29].
Арктическая зона России на сегодняшний момент за счет огромного ресурсного потенциала, влияния на все сферы жизни и деятельности в результате глобальных климатических изменений, геостратегического, экономического, геополитического, оборонного, научного и социального положения заняла лидирующую позицию в списке государственных приоритетов. АЗР является большей частью всего Арктического региона Земли и занимает около 30 % территории России.
Однако в современных реалиях разработка углеводородов (УВ) в Российской Арктике сопряжена со множеством вызовов, как внешних, так и внутренних. К ним относятся глобальные климатические изменения, эпидемия короновируса, конфликтность арктических границ, функционирование Северного морского пути, экологическая устойчивость к нефтегазодобывающему производству, необходимость новых технологий добычи и транспорта УВ и др. В последнее время эти вызовы обострились и трансформировались, а также добавились новые — санкционная политика западных государств, эмбарго на поставки российской нефти и газа, уход иностранного капитала из арктических проектов, обострение нерешенных вопросов о границах континентального шельфа, увеличение военного присутствия в арктических государствах и др. Перечисленные факторы усложняют реализацию национальных проектов в АЗР, в том числе по разработке огромных запасов арктической трудноизвлекаемой нефти (ТИН) — стратегического резерва российской нефтедобычи.
Актуальность работы определяется недостаточной изученностью особенностей физико-химических показателей и условий залегания трудноизвлекаемых нефтей АЗР, что затрудняет оценку перспектив и определение направлений развития отечественного нефтегазодобывающего комплекса.
Цель работы — изучение пространственного распределения ТИН Арктики, особенностей физико-химических свойств трудноизвлекаемых нефтей как на планетарном, так и на региональном уровне, проведение сравнительного анализа свойств ТИН Арктической зоны России.
В работе использовались методы статистического анализа и классификации данных для исследования особенностей трудноизвлекаемых нефтей, методы геоинформационных систем для пространственного анализа данных о физико-химических характеристиках и условиях их залегания.
Общая характеристика запасов углеводородов Арктики
Интерес, проявляемый сегодня как арктическими (Россия, США, Канада, Норвегия и Дания от имени Гренландии), так и неарктическими государствами к освоению природных ресурсов Арктики, огромен [2, 3, 10, 13, 14, 51]. В минерально-сырьевой базе Арктики углеводороды являются главной в ресурсно-экономическом отношении группой полезных ископаемых [26, 28, 34, 40—44, 46].
В литературе в последнее время часто публикуются данные об углеводородном потенциале Арктики, которые значительно различаются между собой [17, 23, 27, 49].
Согласно оценкам Национального нефтяного совета США (National Petroleum Council), в Арктике находится более 25 % мировых неразведанных ресурсов нефти и газа [27, 38, 39]. Запасы нефти и газа в этом регионе составляют 191 млрд баррелей нефтяного эквивалента (далее — BOE), а ресурсы оцениваются
в 525 млрд BOE, значительная часть углеводородов (УВ) Арктики приходится на арктические зоны России и США (табл. 1). Как видно из табл. 1, на шельфе арктических морей сосредоточено более 74 % углеводородного потенциала Арктики.
По данным Министерства природных ресурсов и экологии, запасы АЗР составляют [12, 27]:
– нефти — 7.3 млрд т (52 млрд BOE);
– природного газа — около 55 трлн м3 (354 млрд BOE);
– конденсата — 2.7 млрд т (19 млрд BOE).
В статьях [23, 49] авторами приведены следующие цифры (по состоянию на 01.01.2018 г.): ресурсы газа — 205 трлн м3, ресурсы нефти и конденсата — 42.9 млрд т. В работе [18] А. Новак заявил, что ресурсный потенциал Арктической зоны РФ, по данным Министерства энергетики на 18.02.2019 г., составляет более 35 млрд т нефти и 210 трлн м3 газа.
По данным [13, 17] в табл. 2 приведена оценка перспектив нефтегазоносности территорий и акваторий Российской Арктики.
Как видно из приведенных материалов, оценки запасов разнятся, но ясно одно, что роль ресурсов УВ Российской Арктики в общем балансе топливно-энергетических ресурсов страны достаточно велика и в значительной степени обеспечивает будущее экономическое развитие страны.
Географические закономерности распределения запасов нефти Арктики
Исследование опирается на обширный информационно-статистический ресурс в области определения закономерностей изменений физико-химических свойств нефти мира, созданный на основе анализа российских и зарубежных источников, научных изданий, периодических материалов, — это база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти и газа Института химии нефти СО РАН [37]. База данных имеет свидетельства Государственного регистра баз данных и Роспатента (свидетельство № 2001620067) [47, 48]. Созданная с применением геоинформационных технологий БД функционирует почти три десятилетия и содержит более 37 тыс. образцов нефти и газа из 6 530 месторождений в 195 нефтегазоносных бассейнах на территории 98 стран всех континентов, из которых около 3 500 образцов относятся к нефтям Арктики.
В Арктической зоне на основе географических, геологических, экономических принципов выделяют три крупных сектора: североамериканский, скандинавский и российский [5, 9, 30], как это показано на рис. 1. Североамериканский сектор включает Аляску (США), северные регионы Канады (Юкон, северо-западные территории, Нунавут, Нунавик (часть Квебека) и Лабрадор) и Гренландию под управлением Дании. Скандинавский сектор представлен Фарерскими островами (Дания), Исландией, Норвегией (архипелаги Свальбард, Шпицберген и Ян-Майен, Нурланн, Тромс, Финнмарк), Швецией (Норрботтен и Вестерботтен), Финляндией (Лапландия, Северная Остроботния, Кайнуу) [5, 9, 30]. В российский сектор входят административно-территориальные образования, указанные выше.
В каждом секторе ведется крупная нефтедобыча, однако объем нефтегазового потенциала всей Арктики полностью не изучен и в мировом сообществе специалистов существуют различные оценки неразведанных арктических ресурсов [23]. В табл. 3 приведены данные о количестве открытых месторождений в каждом секторе Арктики по данным БД. Количество месторождений в российском секторе превышает количество месторождений в североамериканском и скандинавском секторах Арктики в 4 и 8 раз соответственно. Всего установлено 3 465 образцов из 1 038 месторождений 24 нефтегазоносных бассейнов (НГБ) Арктической зоны. Информация о количестве месторождений основана на сведениях из БД ИХН СО РАН [37].
Доли стран по запасам углеводородов в Арктике указаны в табл. 1. Информация из БД позволила установить 15 уникальных (запасы выше 300 млн т) месторождений, из них 11 месторождений (более 73 %) являются российскими из Западно-Сибирского (ЗСНГБ), Тимано-Печорского (ТПНГБ) и Баренцево-Карского нефтегазоносных бассейнов — это Пахтусовское в Баренцево-Карском бассейне, Уренгойское, Повховское, Русское, Северо-Комсомольское, Суторминское, Ванкорское, Самбургское, Восточно-Мессояхское в Западно-Сибирском бассейне, Северо-Долгинское и Южно-Хыльчуюское в Тимано-Печорском бассейне. Всего для российского сектора установлено 75 уникальных и крупных месторождений (почти 10 % от 770 месторождений, табл. 3). Больше всего арктических месторождений находится в ЗСНГБ — почти 52 % выборки всех арктических месторождений, около 15 % — в ТПНГБ, 3 % месторождений — в Енисейско-Анабарском бассейне, в сумме около 4 % арктических месторождений сосредоточено в следующих НГБ: Баренцево-Карском, Лено-Тунгусском, Притихоокеанском и Лено-Вилюйском.
Территория Арктической зоны России с границами нефтегазоносных бассейнов и месторождений представлена на рис. 2.
На рис. 3 по данным из БД представлены диаграммы распределения месторождений Арктической зоны России по категории запасов — крупных и уникальных, из которых видно, что наибольшее количество крупных (почти 72 %) и уникальных (почти 73 %) по запасам месторождений сосредоточено в Западно-Сибирском НГБ. Тимано-Печорский НГБ занимает следующую позицию в распределении — крупные месторождения составили более 23 %, уникальные — более 18 %.
На рис. 3 видно, что основные ресурсы углеводородов сосредоточены в европейской части АЗР и в северных районах Западной Сибири. В трех нефтегазоносных провинциях этого региона (Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и Западно-Сибирской) сосредоточено 85 % всего потенциала АЗР [25].
Западно-Сибирский НГБ является уникальным по величине запасов нефти и газа среди НГБ земного шара. В недрах арктической части ЗСНГБ оцененные извлекаемые ресурсы нефти и природного газа составили 65 % ресурсов АЗР, четвертая часть этой величины прогнозируется в его акваториальной части. Открытые и разведанные запасы газа по промышленным категориям составляют свыше 30 трлн м3, нефти — более 2.5 млрд т, конденсата — свыше 900 млн т. Наибольшим потенциалом обладает Ямало-Ненецкий автономный округ. На него приходится примерно 43.5 % от начальных суммарных ресурсов Арктической зоны. На арктическом шельфе находится примерно 41 % нефтегазовых ресурсов региона [12]. Основную часть разведанных запасов нефти и газа промышленных категорий составляют неглубокозалегающие, высокоэффективные для разработки сеноманские залежи. Прогнозные же ресурсы в несколько раз превышают разведанные запасы, в их составе преобладают углеводороды глубокозалегающих (от 2 000 до 4 000 м) нижнемеловых и юрских горизонтов [25].
Баренцево-Карский НГБ расположен на шельфе — второй вслед за северным районом Западно-Сибирского НГБ по величине извлекаемых углеводородных ресурсов в Арктике. Это 32.4 млрд т условных УВ, причем свободный газ составляет более 87 % этой величины. Баренцево-Карский бассейн — это 13 % извлекаемых ресурсов углеводородов АЗР. Среди нефтегазоносных областей Баренцева моря наиболее богатой является Штокмановско-Лунинская — 38 % от общих ресурсов, на втором месте — Южно-Баренцевская нефтегазоносная область с 21 % общих ресурсов.
Тимано-Печорский НГБ расположен на территории Ненецкого автономного округа и в Республике Коми. Углеводородное сырье для экономики региона является главным полезным ископаемым, добыча которого определяет ее развитие. Этот НГБ в России является третьим после Западной Сибири и Урало-Поволжского региона по начальным суммарным ресурсам. Залежи приурочены к карбонатным породам верхнего карбона — нижней перми. Среди нефтегазоносных областей наиболее насыщенными углеводородами являются Печоро-Колвинская, Хорейверская и Северо-Предуральская. Извлекаемые ресурсы углеводородов ТПНГБ оцениваются как 6 % от ресурсов АЗР, в том числе в его сухопутной части — 8.4 млн т. На суше уже разведано около 43 % от начальных суммарных ресурсов углеводородов и только 5 % в пределах ее морского продолжения. По флюидному составу в недрах преобладает нефть с конденсатом — 76 %.
В Енисейско-Анабарском бассейне общие извлекаемые ресурсы оцениваются в 13.5 млрд т. Северные районы Красноярского края включают Енисей-Хатангскую, Анабаро-Хатангскую и Северо-Тунгусскую нефтегазоносные области с прогнозными ресурсами нефти и конденсата в 3.2 млрд т, а газа — 14.6 трлн м3.
Наименее изученными остаются нефтегазоперспективные земли севера Сибирской платформы и всего восточного района АЗР. В недрах этих земель прогнозируется около 23 млрд т УВ, что составляет примерно 9 % от всех ресурсов, прогнозируемых в недрах АЗР [25]. В Чукотском АО нефть и газ считаются перспективным для разработки сырьем. Извлекаемые ресурсы углеводородов составляют по нефти 107.3 млн т, по газу — 328.2 млрд м. В пределах арктического шельфа Чукотки извлекаемые запасы УВ оцениваются в 3—10 млрд т топлива (условного).
Считается [12, 25], что в недрах арктических шельфов сосредоточено около 85 % начальных суммарных ресурсов всех морей России. Так, нефтегазоносность Карского моря в значительной степени определяется ресурсами УВ, сосредоточенными в экваториальном продолжении Западно-Сибирского НГБ, в частности Северо-Ямальской НГО. Здесь прогнозируется 90 % ресурсов всего Карского моря. В Карском море на глубинах до 3000 м залегает около 74 % ресурсов углеводородов. Море Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское моря изучены в меньшей степени.
В последнее время правительство России уделяет большое внимание развитию нефтегазовой системы макрорегиона, декларируя интенсификацию геологоразведки, увеличение мер поддержки и технологического оснащения месторождений ТИН.
Классификация трудноизвлекаемых нефтей
Наиболее обоснованный подход к определению понятия трудноизвлекаемых запасов был предложен Э. М. Халимовым в 1987 г., на его основе вместе с Н. Н. Лисовским [15] сформулированы основные принципы и критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым. В результате обобщения этих критериев и с учетом предложений других специалистов получен перечень основных типов трудноизвлекаемых нефтей, согласно которому к трудноизвлекаемым можно относить нефти с перечисленными свойствами и условиями залегания:
– с аномальными физико-химическими свойствами (высокие вязкость и плотность, содержание парафинов, смол и асфальтенов);
– заключенные в водонефтяных и газонефтяных зонах;
– с высокой (более 500 м3/т) или низкой (менее 200 м3/т) газонасыщенностью либо при наличии в растворенном и/или свободном газе агрессивных компонентов (H2S, CO2) в количествах, требующих применения специального оборудования при бурении скважин и добыче нефти;
– залегающие на больших глубинах (более 4 500 м);
– с пластовой температурой 100 °С и выше либо ниже 20 °С (последнее условие обусловлено низкой разницей между пластовой температурой и температурой застывания парафина);
– с высокой степенью обводненности продукции (до 80 %);
– заключенные в слабопроницаемых (проницаемость менее 0.05 мкм2) и низкопористых (пористость менее 5 %) коллекторах;
– залегающие на территории распространения многолетнемерзлых пород глубиной более 100 м.
Согласно [4, 35, 45, 50], к трудноизвлекаемым относятся запасы малоподвижных нефтей (в частности, с высокими вязкостью или плотностью и высоким содержанием твердых парафинов, смол и асфальтенов), нефтей с высокой (более 500 м3/т) или низкой (менее 200 м3/т) газонасыщенностью, с высоким содержанием металлов (ванадия и никеля), либо при наличии в растворенном и/или свободном газе агрессивных компонентов H2S, CO2 в таких количествах, при котором необходимо применение специального оборудования при бурении скважин и добыче нефти. Нефти с перечисленными свойствами будем называть нефтями с аномальными свойствами [11, 15, 22, 24, 31, 32].
Вторую группу трудноизвлекаемых нефтей, согласно [15, 32, 35, 45, 50], составляют нефти с сложными условиями залегания (из геологически сложно построенных пластов и залежей, водонефтяных и газонефтяных зон, слабопроницаемых и низкопористых коллекторов, из коллекторов с аномально высокой или аномально низкой пластовой температурой и др.), а также нефти на территории многолетней мерзлоты и на шельфах морей [11, 22, 24, 29, 31].
В связи с вышесказанным и ввиду сложных горно-геологических и геокриологических условий Арктики большая часть запасов нефти на континентах и в акваториях северных морей относится к трудноизвлекаемым [6, 40, 46, 47, 51], общая характеристика и классификация их представлена в БД ИХН СО РАН ([36, 37], табл. 4).
Анализ физико-химических свойств арктических нефтей
Данные об изменении значений показателей физико-химических свойств арктических нефтей рассматриваемых секторов приведены в табл. 5. Статистический анализ данных табл. 5 выявил, что средние значения показателей значимо отличаются. Выявлены особенности изменения физико-химических свойств в разных секторах Арктической зоны. Нефти, приуроченные к территории североамериканского сектора, по сравнению с нефтями скандинавского и российского секторов являются самыми тяжелыми, содержат значительно больше серы, смол и асфальтенов (на порядок и более), но меньше парафинов (практически в 5 раз), отличаются меньшей газонасыщенностью. Нефти российского сектора относятся к классу нефтей со средней плотностью, но в то же время характеризуются высокой вязкостью при 20 °С (вязкость выше, чем в нефтях североамериканского сектора в 10 раз, скандинавского сектора — в 46 раз). Нефти скандинавского сектора являются наиболее качественными — обладают средней плотностью, маловязкие, с наименьшим содержанием серы, асфальтенов и металлов, но повышенным содержанием парафинов и нефтяного газа. Нефти всех рассматриваемых секторов Арктики отличаются относительно низким содержанием серы и смол. Как было указано выше, месторождения скандинавского сектора являются шельфовыми, выявленные свойства этих месторождений в дальнейшем могут быть использованы при прогнозировании свойства нефтей арктических акваторий в проектах освоения глубоководных морских нефтяных ресурсов.
Рассмотрим подробнее свойства ТИН российского сектора. Средние значения физико-химических характеристик ТИН сибирской и европейской частей АЗР представлены в табл. 6. Показано, что нефти в разных бассейнах имеют значительные различия по физико-химическим свойствам. Так, нефти в Лено-Тунгусском бассейне являются тяжелыми (с плотностью более 0.88 г/см3), к нефти средней плотности относятся енисейско-анабарские и тимано-печорские нефти, к легким — нефти Баренцево-Карского, Западно-Сибирского и Притихоокеанского НГБ. По вязкости нефти Тимано-Печорского бассейна соответствуют сверхвязким нефтям, к высоковязким относятся нефти Енисейско-Анабарского бассейна, с повышенной вязкостью — нефти Западно-Сибирского бассейна, со средней вязкостью — нефти Лено-Тунгусского НГБ, а нефти Баренцово-Карского и Притихоокеанского бассейнов являются маловязкими. Положительной температурой застывания отличаются нефти Притихоокеанского и Тимано-Печорского НГБ. По содержанию серы арктические нефти Баренцево-Карского, Западно-Сибирского и Притихоокеанского бассейнов характеризуются как малосернистые (менее 0.5 мас. %), самое высокое содержание серы установлено в нефти Лено-Тунгусского бассейна (1.45 мас. %).
К высокопарафинистым нефтям (содержание более 6 мас. %) относятся нефти Притихоокеанского и Тимано-Печорского НГБ. Содержание смол и асфальтенов самое минимальное в нефти Западно-Сибирского бассейна, а самое максимальное — в нефти Лено-Тунгусского НГБ. В среднем арктические нефти Сибири по плотности не отличаются от европейских арктических нефтей, но наименее вязкие. Сибирские арктические нефти характеризуются более высоким содержанием смол, парафинов, асфальтенов, нефтяного газа, ванадия, углекислоты и повышенной коксуемостью. Самая качественная нефть находится в Баренцево-Карском нефтегазоносном бассейне.
Уникальные и крупные по своим запасам месторождения Арктики: Русское, Северо-Комсомольское, Новопортовское, Комсомольское, Вынгапуровское, Западно-Мессояхское, Тазовское в Западно-Сибирском НГБ, Наульское, Ярегское, Медынское-море, Приразломное, Сюрхаратинское, Торавейское в Тимано-Печорском НГБ, Оленекское в Лено-Тунгусском НГБ и др. — отличаются большими запасами тяжелых и вязких нефтей [50]. Особенность тяжелой нефти в том, что из нее можно получить низкотемпературные масла и дорожные битумы, которые весьма эффективны в критических условиях Арктики (рис. 4, [33]).
На рис. 5 приведены диаграммы распределения количества тяжелых и вязких нефтей в рассматриваемых секторах Арктики. Как видно на рис. 5, а и b, российский сектор занимает лидирующие позиции по количеству тяжелых и вязких нефтей, на североамериканский сектор приходится 18 % тяжелых нефтей Арктики и около 10 % вязких нефтей. В скандинавском секторе вязких нефтей не выявлено, доля тяжелых нефтей мала и составляет всего 2.3 %.
Данные об изменении показателей физико-химических свойств арктических тяжелых и вязких нефтей на территориях секторов приведены в табл. 7. Показано, что тяжелые и вязкие нефти, приуроченные к территории российского сектора, по сравнению с аналогичными нефтями североамериканского и скандинавского секторов являются самыми тяжелыми и вязкими, содержат значительно больше серы и парафинов (выше почти в 1.5—2 раза). Тяжелые нефти североамериканского сектора являются высокоасфальтеновыми (содержание асфальтенов выше в 3—10 раз). Тяжелые нефти скандинавского сектора наименее тяжелые и маловязкие (вязкие нефти отсутствуют, см. рис. 5), с низким содержанием серы и асфальтенов.
На рис. 6, а и b представлено количественное соотношение тяжелых и вязких нефтей между европейской и сибирской частями АЗР. Можно отметить, что распределение почти одинаково — больше половины всей выборки арктических российских как тяжелых (рис. 6, а), так и вязких (рис. 6, b) нефтей приходится на европейскую часть АЗР, количество тяжелых нефтей сибирской части АЗР составило более 41 %, вязких нефтей — 35 %.
На рис. 7 и 8 представлено распределение ТИН с аномальными физическими и химическими свойствами (тяжелые, вязкие, парафинистые, смолистые, асфальтеновые и сернистые нефти) для европейской АЗР (рис. 7, а и 8, а) и сибирской АЗР (рис. 7, b и 8, b). Количество тяжелых нефтей в обеих частях АЗР составило 2/3 нефтей (рис. 7, а и b), в сибирской АЗР тяжелых нефтей чуть больше, а вязких нефтей на 5 % меньше, чем в европейской АЗР. Для европейской части АЗР установлена высокая доля парафинистых нефтей (78 %, рис. 8, а), почти 13 % составляют смолистые нефти, сернистые нефти — более 5 %, минимальное количество — это асфальтеновые нефти (3.6 %, рис. 8, а). Аналогично распределение ТИН по химическим свойствам в сибирской части АЗР (рис. 8, b), а именно наибольшее количество парафинистых нефтей (84 %), почти 9 % смолистых нефтей, от 3 до 4 % асфальтеновых и сернистых нефтей соответственно.
В табл. 8 приведена общая характеристика информации из БД о физико-химических свойствах тяжелых и вязких нефтей на территории АЗР. Сравнительный анализ показал, что более тяжелыми и вязкими являются нефти европейской части (рис. 6). Эти нефти обладают положительной температурой застывания, что характеризует ухудшение их реологических свойств. Содержание парафинов, асфальтенов, серы и металлов также более высокое по сравнению с нефтями сибирской части АЗР. Содержание смол и нефтяного газа существенных различий не имеет. Тяжелые и вязкие нефти сибирской части АЗР характеризуются более низкими значениями вязкости, самыми низкими концентрациями асфальтенов, серы и металлов. Температура застывания находится в диапазоне отрицательных значений.
Установлено, что для европейской части АЗР парафинистые нефти (по классификации ТИН содержание парафинов более 6 %) характеризуются более высокой концентрацией парафинов по сравнению с аналогичными нефтями сибирской АЗР (табл. 9), разница концентраций парафинов составила почти 19 %. Смолистые (содержание смол более 13 %), асфальтеновые (содержание асфальтенов более 10 %) и сернистые нефти (содержание серы более 3 %) сибирской части АЗР обладают наибольшими концентрациями смол, асфальтенов и серы примерно на 20—28 % по сравнению с европейскими соответствующими нефтями (табл. 9).
Установленные отличия определяют особенности разработки, добычи и транспортировки тяжелых и вязких, а также парафинистых, смолистых и сернистых нефтей в условиях критически низких арктических температур, что очень актуально для современной России.
Заключение
В статье проведен анализ нефтяных ресурсов Арктики. Представлено пространственное размещение месторождений и нефтегазоносных бассейнов арктических территорий, в частности Российской Арктики, где по своим запасам лидирующие позиции занимают Западно-Сибирский, Баренцево-Карский и Тимано-Печорский бассейны.
Сравнительный анализ физико-химических свойств нефтей всей Арктики показал, что свойства нефтей шельфовых месторождений на примере месторождений скандинавского сектора Арктики существенно отличаются от остальных — нефти по плотности средние, мало- или средневязкие, с наименьшим содержанием серы, асфальтенов и металлов, но повышенным содержанием парафинов и нефтяного газа.
Проведен анализ распределения арктических нефтей с аномальными физико-химическими свойствами — тяжелых, вязких, парафинистых, смолистых, асфальтеновых и сернистых. Выявлено, что российский сектор занимает лидирующие позиции по количеству тяжелых и вязких нефтей, в североамериканском секторе находится 18 % тяжелых нефтей всей Арктики и около 10 % вязких нефтей. В скандинавском секторе вязких нефтей не выявлено, доля тяжелых нефтей мала и составляет всего 2.3 %.
Установлено, что в европейской части Российской Арктики сосредоточено больше половины всех тяжелых и вязких российских арктических нефтей (58.8 и 64.8 % соответственно), а также наибольшее количество смолистых, асфальтеновых и сернистых нефтей. В сибирской части находится больше всего парафинистых нефтей и минимальное количество сернистых нефтей.
Сравнительный анализ физико-химических свойств тяжелых и вязких нефтей всей Арктики показал, что тяжелые и вязкие нефти российского сектора являются самыми тяжелыми и вязкими, содержат значительно больше серы и парафинов (выше почти в 1.5—2 раза). Тяжелые нефти североамериканского сектора отличаются высоким содержанием асфальтенов, а тяжелые нефти скандинавского сектора легче всех остальных и маловязкие, с низким содержанием серы и асфальтенов. При сравнении свойств тяжелых и вязких нефтей на российской арктической территории установлено, что европейские арктические нефти являются в среднем наиболее тяжелыми, вязкими, содержание парафинов, асфальтенов, серы и металлов также более высокое по сравнению с сибирскими нефтями АЗР. Однако смолистые, асфальтеновые и сернистые нефти европейской АЗР обладают меньшим содержанием смол, асфальтенов и серы соответственно по сравнению с аналогичными нефтями сибирской территории, разница концентраций составляет в среднемот 20 до 30 %.
В целом установлено, что свойства арктических нефтей имеют существенные различия как на планетарном, так и региональном уровне, что требует внедрения новых методов и технологий для поиска, разведки, разработки, добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья арктических территорий. Проведенные в статье анализ и обобщение информации по трудноизвлекаемой арктической нефти полезны для определения перспектив нефтегазоносности шельфовых и континентальных территорий Арктики, оценки запасов арктических УВ и прогноза их качества.
1. Alsuf'ev A. V., Shnayder A. G. Perspektivy vklyucheniya Leshukonskogo i Pinezhskogo municipal'nyh rayonov Arhangel'skoy oblasti v sostav Arkticheskoy zony Rossiyskoy Federacii // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2016. № 3 (23). S. 58—66.
2. Ashabov A. M., Burcev I. N., Kuznecov S. K., Timonina N. N. Arkticheskiy vektor geologicheskih issledovaniy: neftegazovye i mineral'no-syr'evye resursy // Vestnik Instituta geologii Komi NC UrO RAN. 2014. № 9. S. 3—10.
3. Bogoyavlenskiy V. I. Poisk, razvedka i razrabotka mestorozhdeniy uglevodorodov v Cirkumarkticheskom regione // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2013. № 2 (10). S. 62—71.
4. Bortnikov N. S. Strategicheskie mineral'nye resursy Rossiyskoy Arktiki i problemy ih osvoeniya // Nauchno-tehnicheskie problemy osvoeniya Arktiki: Nauchnaya sessiya obschego sobraniya chlenov RAN 16 dekabrya 2014 g. Rossiyskaya akademiya nauk. M.: Nauka, 2014. S. 40—47.
5. Bortnikov N. S., Lobanov K. V., Volkov A. V., Galyamov A. L., Murashov K. Yu. Arkticheskie resursy cvetnyh i blagorodnyh metallov v global'noy perspektive // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2015. № 1 (17). S. 38—46.
6. Brehuncov A. M., Petrov Yu. V., Prykova O. A. Ekologicheskie aspekty razvitiya prirodno-resursnogo potenciala Rossiyskoy Arktiki // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2020. № 3 (39). S. 34—47. DOI: 10.25283/2223-4594-2020-3-34-47.
7. Vetrov V. A., Kuzovkin V. V., Manzon D. A. Kislotnost' atmosfernyh osadkov i atmosfernye vypadeniya sery i azota v Arkticheskoy zone Rossiyskoy Federacii po dannym monitoringa himicheskogo sostava snezhnogo pokrova // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2014. № 3 (15). S. 46—51.
8. Gorodeckiy A. E., Ivanov V. V., Filin B. N. Pravovye i metodicheskie problemy strategicheskogo planirovaniya razvitiya arkticheskih regionov Rossii // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2014. № 4 (16). S. 4—13.
9. Zabanbark A., Lobkovskiy L. I. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost' arkticheskoy chasti Severo-Amerikanskogo kontinenta // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2013. № 3 (11). S. 64—75.
10. Zaykov K. S., Kalinina M. R., Kondratov N. A., Tamickiy A. M. Strategicheskie prioritety nauchnyh issledovaniy Rossii i zarubezhnyh gosudarstv v Arkticheskom regione // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2016. № 3 (23). S. 29—37.
11. Ibraev V. I. Prognozirovanie napryazhennogo sostoyaniya kollektorov i flyuidouporov neftegazovyh zalezhey v Zapadnoy Sibiri. Tyumen': Tyumenskiy dom pechati, 2006. 208 s.
12. Kobylkin D. N. Resursy arkticheskogo shel'fa — eto nash strategicheskiy zapas // Energeticheskaya politika: Obschestvenno-delovoy nauchnyy zhurnal pod rukovodstvom Ministerstva energetiki. 14.11.2019. URL: https://energypolicy.ru/resursy-arkticheskogo-shelfa-eto-nash/business/2019/22/14/ (data obrascheniya: 26.01.2022).
13. Kontorovich A. E. Energoresursy Rossiyskogo sektora Arktiki, glavnye napravleniya i metody ih osvoeniya // Nauchno-tehnicheskie problemy osvoeniya Arktiki: Nauchnaya sessiya obschego sobraniya chlenov RAN 16 dekabrya 2014 g. / Rossiyskaya akademiya nauk. Moskva: Nauka, 2014. S. 31—39.
14. Laverov N. P., Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I. V. Seysmorazvedka i osvoenie morskih mestorozhdeniy nefti i gaza Arktiki i Zapadnogo polushariya // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2011. № 3. S. 16—27.
15. Lisovskiy N. N., Halimov E. M. O klassifikacii trudnoizvlekaemyh zapasov // Vestnik CKR Rosnedra. 2009. № 6. S. 33—35.
16. Lukin Yu. F. Arkticheskie vyzovy Rossii // Rossiya: obschestvo, politika, istoriya. 2022. № 2 (2). S. 59—85.
17. Neftegazodobyvayuschaya i neftepererabatyvayuschaya promyshlennost': tendencii i prognozy / Reytingovoe agentstvo OOO «RIA Reyting» // Analiticheskiy byulleten' Vyp. 45, itogi 2021 goda. 49 s.
18. Novak A. Arktika — investicii v buduschee uglevodorodov // Neftegazovaya vertikal'. 2019. № 4. S. 10—11. URL: file:///C:/Users/yig/Downloads/Kolonka_Novak.pdf (data obrascheniya: 20.03.2022).
19. O vnesenii izmeneniy v Ukaz Prezidenta Rossiyskoy Federacii ot 2 maya 2014 g. № 296 «O suhoputnyh territoriyah Arkticheskoy zony Rossiyskoy Federacii» ot 27 iyunya 2017 g. № 287: Ukaz Prezidenta RF. URL: http://static.kremlin.ru/media/acts/files/0001201706270043.pdf.
20. O suhoputnyh territoriyah Arkticheskoy zony Rossiyskoy Federacii ot 2 maya 2014 g. № 296: Ukaz Prezidenta RF. URL: http://static.kremlin.ru/media/acts/files/0001201405050030.pdf.
21. Prisyazhnaya A. A., Kruglova S. A., Hrisanov V. R., Snakin V. V. Kartografirovanie ohranyaemyh na federal'nom urovne vidov rasteniy v Arkticheskoy zone Rossiyskoy Federacii // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2018. № 4 (32). S. 43—54. DOI: 10.25283/2223-4594-2018-4-43-54.
22. Prischepa O. M. Sostoyanie syr'evoy bazy i dobychi trudnoizvlekaemyh zapasov nefti v Rossii // Mineral'nye resursy Rossii. Ekonomika i upravlenie. 2019. № 5(168). S. 14—20.
23. Prischepa O. M., Metkin D. M., Borovikov I. S. Uglevodorodnyy potencial Arkticheskoy zony Rossii i perspektivy ego osvoeniya // Mineral'nye resursy Rossii. Ekonomika i upravlenie. 2019. № 3(166). S. 14—28.
24. Purtova I. P., Varichenko A. I., Shpurov I. V. Trudnoizvlekaemye zapasy nefti. Terminologiya. Problemy i sostoyanie osvoeniya v Rossii // Nauka i TEK. 2011. № 6. S. 21—26.
25. Robinson B. V., Tatarenko V. I. Problemy osvoeniya uglevodorodnyh resursov Rossiyskoy Arktiki // Interekspo Geo-Sibir'. 2009. T. 3. № 1. S. 108—114.
26. Rudskiy V. V. Ekologiya i prirodopol'zovanie Rossiyskoy Arktiki: sostoyanie. Problemy, perspektivy // Severnyy region: nauka, obrazovanie, kul'tura. 2015. № 2. S. 187—198.
27. Safonova T. Yu. Perspektivy rossiyskoy neftegazodobychi v Arktike: ot obvala do razvitiya // Kreativnaya ekonomika. 2020. Tom 14. № 10. S. 2569—2590. DOI: 10.18334/ce.14.10.111085.
28. Tkachev B. P. Riski prirodopol'zovaniya neftegazodobyvayuschih regionov Severa (Arktika) // Severnyy region: nauka, obrazovanie, kul'tura. 2015. № 2. S. 210—215.
29. «Trudnaya» neft': vyzovy i perspektivy. 2018: Analiticheskiy doklad CSP «Platforma». URL: https://pltf.ru/2019/03/05/trudnaja-neft-vyzovy-i-perspektivy/ (data obrascheniya: 26.02.2022).
30. Fauzer V. V., Smirnov A. V. Mirovaya Arktika: prirodnye resursy, rasselenie naseleniya, ekonomika // Arktika: ekologiya i ekonomika. 2018. № 3 (31). S. 6—22. DOI: 10.25283/2223-4594-2018-3-6-22.
31. Halimov E. M. Geotehnologii razvedki i razrabotki neftyanyh mestorozhdeniy. Izbrannye trudy (1958—2000 gg.). M.: IGiRGI, 2001. 656 s.
32. Halimov E. M. Koncepciya differencirovannoy stavki naloga na dobychu poleznyh iskopaemyh // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy. 2004. № 11. S. 44—50.
33. Hlyupin P. A., Hazieva R. T., Vahedi A. Razrabotka novyh elektrotehnologicheskih sistem i kompleksov v dobyche trudnoizvlekaemyh zapasov nefti // Nauchnye trudy NIPI Neftegaz GNKAR. 2021. № S. S. 125—137.
34. Yudin S. S., Cherepovicyn A. E. Konceptual'nye podhody obespecheniya ustoychivosti promyshlennyh neftegazovyh sistem Arktiki // Rossiyskiy ekonomicheskiy internet-zhurnal. 2021. № 4. URL: http://www.e-rej.ru/upload/iblock/e2b/e2b5ed53638f66f 692ec364b69af5a5b.pdf (data obrascheniya: 18.03.2022 g.).
35. Yakuceni S. P. Rasprostranennost' uglevodorodnogo syr'ya, obogaschennogo tyazhelymi elementami-primesyami. Ocenka ekologicheskih riskov. SPb.: Nedra, 2005. 372 s.
36. Yaschenko I. G. Glubokozalegayuschie trudnoizvlekaemye nefti — zakonomernosti razmescheniya i fiziko-himicheskie svoystva // Vestnik Instituta geologii Komi nauchnogo centra UrO RAN. 2014. № 11(239). S. 3—6.
37. Yaschenko I. G., Polischuk Yu. M. Trudnoizvlekaemye nefti: fiziko-himicheskie svoystva i zakonomernosti razmescheniya / Pod red. A. A. Novikova. Tomsk: V-Spektr, 2014. 154 s.
38. Arctic potential: realizing the promise of US Arctic oil and gas resources. National Petroleum Council, 2019. 106 p. URL: https://www.npcarcticreport.org/ (data obrascheniya: 18.03.2022).
39. Arctic potential: realizing the promise of US Arctic oil and gas resources // Committee on Arctic Research Rex W. Tillerson, Chair. National Petroleum Council, 2015, 87 p. URL: https://www.npcarcticreport.org/pdf/AR-Executive_Summary-Final.pdf (data obrascheniya: 18.03.2022).
40. Harsem O., Eide A., Heen K. Factors influencing future oil and gas prospects in the Arctic // Energy Policy. 2011. vol. 39. No. 12. pp. 8037—8045. DOI: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2011.09.058.
41. Kaminskii V. D., Suprunenko O. I., Suslova V. V. The continental shelf of the Russian Arctic region: the state of the art in the study and exploration of oil and gas resources // Russian Geology and Geophysics. 2011. vol. 52. No. 8. pp. 760—767. DOI: https://doi.org/10.1016/j.rgg.2011.07.001.
42. Kaminsky V. D., Suprunenko O. I., Smirnov A. N. Mineral Resources of the Russian Arctic Continental Margin and Prospects for Their Development // The Arctic: ecology and economy. 2014. No. 3 (15). S. 52—61.
43. Kontorovich A. E., Epov M. I., Burshtein L. M., Kaminskii V. D., Kurchikov A. R., Malyshev N. A., Prischepa O. M., Safronov A. F., Stupakova A. V., Suprunenko O. I. Geology and hydrocarbon resources of the continental shelf in Russian Arctic seas and the prospects of their development //Russian Geology and Geophysics. 2010. vol. 51. No. 1. pp. 3—11. DOI: https://doi.org/10.1016/j.rgg.2009.12.003.
44. Laverov N. P., Bogoyavlensky V. I., Bogoyavlensky I. V. Fundamental aspects of the rational development of oil and gas resources of the Arctic and Russian shelf: strategy, prospects and challenges // The Arctic: ecology and economy. 2016. No. 2 (22). pp. 4—13.
45. Lukyanov E. E., Trenin Yu. A., Derevyagin A. A. Reliability of Geological and Geophysical Information for Oil Reserves Evaluation // Electronic scientific journal «Oil and Gas Business». 2008. № 1. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Lukyanov/Lukyanov_1.pdf (data obrascheniya: 26.02.2022).
46. Piskarev A. L., Shkatov M. Yu. Potential Oil-and-Gas Presence in the Sedimentary Basins of the Arctic Seas of Russia as Compared with the Largest Developed Basins of the World Ocean // Developments in Petroleum Science. 2012. vol. 58. pp. 197—276. DOI: 10.1016/B978-0-444-53784-3.00004-X.
47. Polichtchouk Yu. M., Yaschenko I. G. Statistical Analysis of Regional Variation in the Chemical Composition of Eurasian Crude Oils // Petroleum Chemistry. 2001. Vol. 41. No. 4. pp. 247—251. DOI: https://doi.org/10.1016/S0146-6380(02)00110-9.
48. Polichtchouk Yu. M., Yashchenko I. G. Possible Correlations between Crude Oil Chemical Composition and Reservoir Age // Journal of Petroleum Geology. 2006. Vol. 29. No. 2. pp. 189—194. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1747-5457.2006.00189.x.
49. Prischepa O. M., Nefedov Y. V., Ibatullin A. K. Raw material source of hydrocarbons of the arctic zone of Russia // Periodico Tche Quimica, 2020. No. 17(36). pp. 506—526. DOI: 10.52571/PTQ.v17.n36.2020.521_Periodico36_pgs_506_526.pdf.
50. Prischepa, O. M., Nefedov, Y. V., Kochneva, O. E. Raw material base of hard-to-extract oil reserves of Russia // Periodico Tche Quimica, 2020. No. 17(34). pp. 915—924.
51. Sidortsov R. A perfect moment during imperfect times: Arctic energy research in a low-carbon era // Energy Research & Social Science. 2016. vol. 16. pp. 1—7. DOI: https://doi.org/10.1016/j.erss.2016.03.023.
