Для снижения геологических рисков рекомендуется:

Перспективный участок «Тинро» площадью около 40 тыс. кв. км расположен на юго-западном борту одноименного прогиба в пределах областей аккумуляции изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) и принадлежит Тинровской промышленной нефтегазовой области (ПНГО) (рис. 1). В осадочном чехле прогнозируются четыре перспективных комплекса: эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый, нижне-среднемиоценовый и средне-верхнемиоценовый. Наиболее перспективными являются эоценовые и средне-верхнемиоценовые отложения. Общие начальные прогнозные ресурсы площади могут составить около 4,5 млрд т условного топлива (УТ). В фазовом составе прогнозируемых скоплений преобладают жидкие углеводороды. Залежи прогнозируются на глубинах от 1500 до 3500 км [2].

Перспективный участок «Дерюгинский» площадью около 96 тыс. кв. км охватывает практически весь Дерюгинский прогиб, формирующий Дерюгинсккую ПНГО (см. рисунок 1). Осадочный чехол в пределах участка может содержать значительный ресурсный потенциал — почти 8.5 млрд т УТ. Половина этого объема, как показывают проведенные исследования, сосредоточена в эоценовых отложениях на значительных глубинах: от 3 до 4 км. Хорошие перспективы ожидаются также в двух верхних структурных этажах: нижне-среднемиоценовом и средне-верхнемиоценовом (табл. 1). В средне-верхнемиоценовых отложениях залежи углеводородов прогнозируются на более привлекательных глубинах: от 3 до 2 км. В составе прогнозируемых скоплений УВ, как ожидается, будет преобладать жидкая фаза [7].

«Пограничный» участок площадью около 43 тыс. кв. км расположен в восточной бортовой части Пограничного прогиба и принадлежит Северо-Сахалинской НГО. В пределах участка, в отличие от описанных, прогнозируется три перспективных комплекса: эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый и средне-верхнемиоценовый. Основной ресурсный потенциал, около 3 млрд т УТ, сосредоточен в эоценовой части разреза (табл. 1), где скопления преимущественно жидких УВ ожидаются на глубинах 2—3 км [1].

«Голыгинский» перспективный участок занимает площадь почти 78 тыс. кв. км, расположен в пределах одноименных прогиба и ПНГО. По степени перспективности земель участок уступает остальным, рекомендованным для лицензирования. Однако эта область акватории наименее изучена, и, возможно, после доизучения его перспективы будут выше. В соответствии с текущей оценкой в пределах площади прогнозируется 1,2 млрд т УТ, которые могут быть сосредоточены в нижнем (эоценовом) перспективном комплексе на глубинах 2—3 км. В составе скоплений преобладают жидкие УВ [5].

Все рекомендованные для лицензирования перспективные площади занимают значительные территории и требуют поэтапного доизучения, в том числе на региональном и зональном уровнях [8].

На первом этапе необходимо провести ревизию существующих сейсморазведочных данных с точки зрения вертикальной разрешенности и установить, таким образом, актуальную сейсмическую изученность. С учетом этой информации спроектировать и выполнить дополнительные объемы 2D-сейсморазведки, достаточные для решения поставленных геологических задач, основной из которых является построение детального структурного каркаса осадочного чехла. Детальная структурная модель необходима для тщательной реконструкции эволюции осадочного бассейна, выявления и учета всех поверхностей несогласия и тектонических событий, влияющих на образование и переформирование залежей. На основе детальной модели необходимо выполнить сиквенс-стратиграфический анализ, палеогеографические реконструкции с целью более обоснованного прогноза вещественного состава отложений [3].

Результаты выполненного нефтегазогеологического исследования показали, что значительный потенциал акватории может быть связан с нижним (эоценовым) структурным этажом. Однако эти оценки опираются на обнадеживающую, но далеко не полную геохимическую информацию о потенциале нефтегазоматеринской толщи (НГМТ). Поэтому второй по значимости геологической задачей, которую необходимо решить, является масштабное изучение геохимических свойств органического вещества пород эоценовой части разреза (в обнажениях, скважинах), установление изменения этих свойств в зависимости от палеогеографической обстановки для более корректной их экстраполяции в акваториальную область [9].

С учетом полученной информации необходима актуализация бассейновой модели и моделей углеводородных систем с детализацией в пределах перспективных участков, переоценка геологических рисков и выделение площадей для выполнения 3D-сейсморазведки [11].

Последняя оценка углеводородного потенциала выполнена авторами текущего проекта в рамках Государственного контракта в 2014 г. Сравнительная характеристика наиболее современных ресурсных оценок приведена в таблице 2.

Оценки сильно отличаются у разных авторов. Например, по данным Союзморгео (Сенин. 2010 ф.) на 01.01.2010 оценка составляет 6,6 млрд т н.э., а оценка ВНИГНИ (Лождевская 2012 ф.) на 01.01.2009 составляет 14,1 млрд т н.э. [12].

В числителе — минимальные и максимальные значения локализованных ресурсов с учетом моделирования, в знаменателе — результаты бассейнового моделирования (объемно-генетический метод).

Следует учитывать, что ранее выполнялись оценки локализированных ресурсов с применением метода аналогий. Антиклинальные объекты, участвующие в оценке, как правило, одни и те же — состоящие на учете ВНИГНИ. Они, в подавляющем большинстве, сосредоточены в пределах шельфов (Сахалинсского, Камчатского, Магаданского...), т.е. в наиболее изученных областях акватории. Различия обусловлены различными подсчетными параметрами, принятыми авторами оценок [10].

Оценка, выполненная в 2014 г., отличается от предыдущих, т.к. локализованные ресурсы и подсчетные параметры оценивались с учетом результатов моделирования. При выполнении локализованной оценки учитывался возраст ловушки (принадлежность структурному этажу), принадлежность к очагу генерации, а также прогноз заполнения перспективного объекта по результатам моделирования. Также были рассмотрены несколько сценариев. Расчеты были сделаны отдельно для шельфов и для всей акватории в целом. Параллельно была выполнена оценка объемно-генетическим методом для двух структурных этажей. Из таблицы видно, что объемно-генетический метод дает более высокие значения по сравнению с локализованной оценкой. Разница в значениях показывает, какой дополнительный потенциал можно ожидать в регионе за счет поиска дополнительных объектов, например в ловушках неантиклинального типа [4].

На региональной стадии моделирования применение объемно-генетического метода является более корректным, т.к. позволяет оценивать территории в условиях слабой и/или различной сейсмической изученности, когда выявлены далеко не все перспективные объекты [14].

В рамках настоящего проекта структурный каркас был детализирован. Выполнены уточняющие палеогеографические реконструкции. Это позволило спрогнозировать потенциальные НГМТ не на 2, как ранее, а на 4 стратиграфических уровнях. Соответственно, были выделены и оценены дополнительные очаги генерации УВ. Это привело к увеличению потенциала в целом и позволило более качественно сравнивать отдельные области Охотского моря между собой, выявить наиболее перспективные из них, требующие дальнейшего дополнительного изучения, в том числе локализации перспективных объектов. Дополнительные геохимические исследования нацелены на уточнение генерационных свойств потенциальных НГМТ, которые определяют начальный углеводородный потенциал очагов ГАУС [13].