Минерально-сырьевые ресурсы и охрана недр

Степень геологической изученности.
Геологоразведочные работы в 2007 году

Омская область относится к группе российских регионов, которые по своему геологическому строению и, главным образом, в связи с недостаточной геологической изученностью не считаются ведущими минерально-сырьевыми регионами России. Однако, как показали исследования последних лет, на ее территории возможно открытие и освоение месторождений полезных ископаемых: нефти, газа, титана, редких металлов, торфа, урана, стекольных песков, сапропелей, минеральных солей, строительных материалов и подземных вод. Недостаточная геологическая изученность территории и незначительные ежегодные объемы финансирования работ по геологическому изучению территории препятствуют выявлению новых месторождений полезных ископаемых.

Удовлетворяющими современным требованиям геологическими картами масштаба 1: 200 000 (с элементами прогноза), на базе которых проектируются геологоразведочные работы, обеспечено лишь 18 % территории Омской области.

Степень изученности недр Омской области на нефть и газ крайне низка, современные данные сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) с цифровой регистрацией имеются лишь по отдельным локальным поднятиям и отдельным региональным сейсмическим профилям. Степень разведанности ресурсов углеводородов не превышает 10 %.

В минерагеническом отношении южная часть Омской области входит в состав Урало-Енисейского ураноносного пояса, в пределах которого выявлены месторождения урана в соседних регионах России и Казахстана. В результате массовых поисков на территории Омской области при каротаже скважин выявлен ряд радиоактивных аномалий – Козельщинская, Московская, Пикетная, Славгородская, Таловская, Балангульская, Буньковская, Атрачинская. Изучение территории на уран начато в 2005 г.

В Омской области открыта Тарская циркон-ильменитовая россыпь – единственное на территории области крупное месторождение российского значения. Степень разведанности месторождения низкая – 1,5 %, поисковые работы проведены в объеме 12 %. С целью выявления перспективных для инвестирования участков необходимо проводить поисковые работы.

Недостаточна степень разведанности месторождений торфа, сапропеля, строительных материалов, подземных вод и других полезных ископаемых. Для решения проблемы необходимо привлечение средств как федерального, областного бюджетов, так и недропользователей.

Работы по геологическому изучению и воспроизводству минерально-сырьевой базы Омской области в 2007 г. проводились за счет средств федерального, областного бюджетов и собственных средств недропользователей на нефть, цветные и редкие металлы, уран, подземные воды, общераспространенные полезные ископаемые.

В 2007 г. работы по геологическому изучению недр, воспроизводству минерально-сырьевой базы и рациональному использованию недр на территории Омской области проводились в рамках финансирования объектов по следующим разделам:

– региональные геофизические и геологосъемочные работы,

– углеводородное сырье,

– подземные воды,

– мониторинг геологической среды.

Общий объем финансирования геологоразведочных работ за 2007 г. составил 335,4 млн р. В целом финансирование проводилось из федерального (31,7 млн р.) и областного (2,6 млн р.) бюджетов, а также за счет недропользователей, имеющих лицензии на право пользования недрами – 301,1 млн р.: 293,5 млн р. на углеводородное сырье, 7,6 млн р. – на твердые полезные ископаемые (ТПИ).

Финансирование мероприятий из федерального бюджета осуществлялось через Управление по недропользованию по Омской области – 19,3 млн р. (3 федеральных объекта), ОАО «Томскгеомониторинг» – 2,45 млн р. и Сибнедра – 10,0 млн р.; из областного бюджета – через Министерство промышленной политики, транспорта и связи Омской области.

Региональное изучение территории Омской области на нефть и газ за счет средств федерального бюджета проводится в соответствии со среднесрочной Программой региональных сейсморазведочных работ на территории Омской области, рассчитанной до 2010 г. Программа регионального изучения, разработанная Институтом геологии нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук (СО РАН) и Всероссийским научно-исследовательским геологоразведочным институтом с учетом комплексного изучения южных районов Западной Сибири на нефть и газ, практически завершена. Цель работ – уточнение региональной геологической модели юрско-нижнемелового и доюрского комплексов и обоснование направлений поисково-оценочных работ в северной части Омской области. В ходе реализации данной Программы в период 2004–2007 гг. отработано 5 региональных профилей общей протяженностью 1 211 п. км. В 2007 г. завершены начатые в 2006 г. работы по отработке регионального профиля «Омск-1». В зимний период 2007–2008 гг. завершен отработкой последний профиль («Омск-6»), предусмотренный Программой.

Общий объем финансирования геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ за 2007 г. составил 307,8 млн р. Из средств федерального бюджета поступило 14,3 млн р. Собственные средства недропользователей, направленные на геологическое изучение и воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, составили 293,4 млн р., что составляет 97,5 % от затрат всех недропользователей на территории Омской области.

За счет средств недропользователей в 2007 г. осуществлялись преимущественно подготовительные к геологоразведке полевые работы на следующих лицензионных участках: Аксеновском, Тяпугинском (ООО «ОмскГеоТЭК»), Западной и Восточной частях Улугульского участка (ООО «СибирьГеоТЭК»), Азановском, Крюковском, Листвягинском, Чебурлинском, Январском (ООО «СибГеоТЭК»), Тайтымском (ООО «ТНК-Уват»), Туйском и Верхнедемьянском (ОАО «Сургутнефтегаз»), юго-за­падной части Крапивинского месторождения нефти (ОАО «Газпром нефть». В зимний период 2007–2008 гг. проводились собственно площадные сейсморазведочные работы компаниями ОАО «Газпром нефть» (сейсморазведка МОГТ-3Д на Крапивинском месторождении нефти), ОАО «Сургутнефтегаз» (МОГТ-2Д), ОАО «ТНК-Уват» (МОГТ-3Д на Тайтымском месторождении и МОГТ-2Д), ООО «СибирьГеоТЭК» (МОГТ-2Д на двух участках), ООО «СибГеоТЭК» (МОГТ-2Д на пяти участках), ООО «ОмскГеоТЭК» (МОГТ-2Д на двух участках).

В настоящее время сложилась ситуация существования двух динамично развивающихся центров добычи нефти и газа. Первый – в северо-восточной части области на базе масштабного освоения Крапивинского месторождения нефти компанией «Газпром нефть». В последние годы на условиях аукционов на прилегающих к Крапивинскому месторождению территориях получили участки недр крупные компании ОАО «ТНК-ВР» (ОАО «ТНК-Уват», ОАО «Новосибирскнефтегаз») и ОАО «Сургутнефтегаз». В непосредственной близости от северо-западной границы Омской области (на территории Томской области) имеется приемный нефтепровод, планируется строительство нефтепровода вдоль северной границы области – на территории Тюменской области.

Второй центр – в северо-западной части области, в непосредственной близости от р. ц. Тевриз, создан на базе освоения Тевризского газоконденсатного (для местных промышленных и бытовых нужд) и Прирахтовского месторождения нефти. Здесь ведут работы 6 компаний.

Планируемый объем финансирования работ по геологическому изучению и воспроизводству минерально-сырьевой базы на 2008 г. – более 1 млрд р. Объем финансирования этих работ недропользователями в 2008 г. составит 993 млн р., преимущественно на нефть и газ. Из средств федерального бюджета должно поступить 10,9 млн р.

 

 

Состояние и использование минерально-сырьевой базы

Горючие полезные ископаемые

Углеводородное сырье

Северная часть области площадью более 59 тыс. км², перспективная на нефть и газ, наряду с сопредельными территориями Томской и Тюменской областей входит преимущественно в состав Каймысовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Небольшая часть (северо-запад области) входит в состав Приуральской и Фроловской НГО Западно-Сибирской НГП. На территории северной части Омской области выделено 7 нефтегазоносных районов. За период с 1971 по 1991 гг. в северной части Омской области открыто 5 месторождений нефти и газа, 2 из них находятся в разработке, 2 – на стадии проведения разведочных работ. По строению месторождения относятся к группе сложных, часть из них – с трудноизвлекаемыми запасами. Продуктивными являются нижнемеловые и верхне-среднеюрские терригенные отложения, а также палеозойские измененные породы коры выветривания. Добыча нефти на Прирахтовском месторождении для местных нужд проводилась с перерывами в период 1992–2005 гг. Добыча природного газа и нефти в Омской области в промышленных масштабах начата соответственно в 1998 и 2001 гг.

Последняя оценка ресурсной базы углеводородов по Омской области проведена Институтом геологии нефти и газа СО РАН, утверждена в Министерстве природных ресурсов (МПР) России по состоянию на 1 января 2002 г. на основании рекомендации Западно-Сибирской экспертно-методической рабочей группы по количественной и геолого-экономической оценке перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (сессия № 4 от 18–19 декабря 2001 г., Новосибирск). По сравнению с предыдущей оценкой 1993 г. произошло существенное увеличение начальных суммарных ресурсов углеводородов до 246,4 млн т (извлекаемые). К настоящему времени также произошло изменение структуры начальных суммарных ресурсов углеводородов по Омской области. Это обусловлено процессами, связанными с добычей и приростом запасов нефти и газа в результате геологоразведочных работ (см. табл. 1.19). По состоянию на 1 января 2008 г. геологическое изучение за счет собственных средств пользователей недрами проводится на 18 участках, с учетом совмещенных лицензий – на 26 участках общей площадью более 33 тыс. км². Ведется добыча нефти и газа на двух месторождениях. Общая площадь распределенного фонда недр углеводородного сырья составляет 54 % всего фонда недр, наиболее перспективного на нефть и газ в Омской области.

 

Таблица 1.19

Динамика добычи и прироста запасов углеводородов
в Омской области

 

По итогам года	Нефть, тыс. т	Газ, млн м^3
Запасы (извлек., С1 + С2)	Добыча/ прирост запасов	Запасы свободного газа (извлек., С1 + С2)	Добыча/ прирост запасов
	14 594	0/0		3/0
	22 015	0/7 421		9/0
	23 144	64/1 129		12/0
	22 859	285/0		13/0
	21 826	498/0		12/0
	22 502	952/676		11/0
	21 390	1 112/0		12/0
	25 430	1 130/4 040		15/0
2008 (прогноз)		1 250/		14/

 

 

Нефть. По официальной оценке, утвержденной МПР России 1 января 2002 г., начальные суммарные ресурсы нефти (извлекаемые) по Омской области составляют 216,5 млн т. По состоянию на 1 января 2008 г. извлекаемые запасы нефти по области составляют 25,4 млн т, в том числе С₁ – 24,2 млн т, С₂ – 1,2 млн т (в распределенном фонде недр (РФН) – 23,0 млн т), перспективные ресурсы категории С₃ – 61,5 млн т (все в РФН), накопленная добыча нефти 4,0 млн т (все в РФН), прогнозные ресурсы категории Д₁ – 125,6 млн т. Существенный прирост запасов нефти обеспечивался в 2001–2007 гг. при проведении разведочных работ в юго-западной части Крапивинского месторождения. Государственным балансом запасов полезных ископаемых в Омской области учтено 4 нефтяных месторождения, в том числе юго-западная часть Крапивинского месторождения (другая часть месторождения расположена в Томской области). По составу нефти месторождений Омской области преимущественно легкие (до 0,87 г/см³), среднесернистые (0,5–2,0 %), малопарафинистые (Прирахтовское и Крапивинское месторождения) и высокопарафинистые (Ягыл-Яхс­кое и Тайтымское месторождения). По величине извлекаемых запасов нефти (кат. В + С₁ + С₂) месторождения Прирахтовское, Ягыл-Яхское и Тайтымское являются мелкими (менее 15 млн т).

В 2007 г. на юго-западной части Крапивинского месторождения впервые достигнут уровень добычи нефти 1,13 млн т.

Природный газ. Начальные суммарные ресурсы свободного газа по Омской области составляют 23,1 млрд м³, прогнозные ресурсы категории Д₁ – 22,5 млрд м³. Запасы газа сосредоточены пока в одном месторождении (Тевризское газоконденсатное месторождение), по состоянию на 1 января 2008 г. составляют по категории С₁ – 0,56 млрд м³, накопленная добыча газа для местных нужд трех северных районов Омской области за период с 1998 г. по 2007 г. составила 0,09 млрд м³.

На территории Омской области имеются значительные перспективы выявления новых месторождений и залежей нефти и газа. В соответствии с рекомендациями научных организаций (Институт геологии нефти и газа СО РАН, ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья») наибольшие перспективы связываются с освоением перспективных земель на нефть и газ в северной части области. Здесь достаточно высокие степень изученности и плотность начальных геологических ресурсов (до 50 тыс. т/км²). В соответствии с Программой лицензирования в 2001 г. проведена нарезка 41 участка с площадями примерно 1–2 тыс. км². Для каждого участка оценены ресурсы углеводородного сырья, дана краткая характеристика и схема изученности.

ОАО «Газпром нефть» (до 2006 г. – ОАО «Сибнефть») начиная с 2001 г. обеспечивает прирост запасов и основной объем добычи нефти на юго-запад­ной части Крапивинского месторождения. Прирост запасов и ресурсов нефти и газа в ближайшие годы будет обеспечиваться также при реализации планов пользователей недрами (ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ТНК-ВР» и др.).

На территории Омской области по состоянию на 1 января 2008 г. имеют лицензии на углеводородное сырье 10 пользователей недрами на 26 участках:

1. ООО «ОмскГеоТЭК» (Тяпугинский и Аксеновский – на геологическое изучение, регистрация).

2. ООО «СибирьГеоТЭК» (Западно-Улугульский и Восточно-Улугульский участки, западная часть Журавлевского участка на геологическое изучение; Прирахтовское месторождение нефти – разведка и добыча).

3. ОАО «Газпром нефть» (юго-западная часть Крапивинского месторождения нефти – совмещенная лицензия с 2000 г.).

4. ОАО «Тевризнефтегаз» (центральная часть Журавлевского участка на геологическое изучение; Тевризское газоконденсатное месторождение – совмещенная лицензия с 1998 г.).

5. ООО «ТНК-Уват» (Тайтымский участок, совмещенная лицензия с 2006 г.);

6. ОАО «Сургутнефтегаз» (Туйский и Верхнедемьянский участки, совмещенные лицензии).

7. ОАО «Новосибирскнефтегаз» (Баклянский, Кутисский и Литковский участки – совмещенные лицензии).

8. ООО «СибГеоТЭК» (Азановский, Листвягинский, Чебурлинский, Крюковский, Январский участки – на геологическое изучение).

9. ООО «Росс Энтерпрайз» (Северо-Нагорнинский, Восточно-Нагорнинский, Нагорнинский, Бичинский, Мисский участки – на геологическое изучение).

10. ООО «Иртышнефтегаз» (Завьяловский участок на геологическое изучение).

Значительная часть территории северной части области (46 %) пока еще представляет собой нераспределенный фонд недр.

 

Торф

В Омской области выявлено 429 месторождений и залежей торфа площадью свыше 10 га с суммарными ресурсами 5,8 млрд т и общей площадью в границах промышленной глубины залегания 1 735,7 тыс. га.

Основные торфяные ресурсы в территориальном отношении находятся в Большеуковском, Тарском, Тевризском, Усть-Ишимском районах, где выявлены крупные месторождения площадью свыше 1 000 га. Мелкие месторождения площадью до 100 га расположены преимущественно в Тюкалинском, Крутинском и Большереченском районах. Наиболее крупные месторождения площадью свыше 10 000 га каждое представлены Килейным, Рахтовым, Морозкиным, Артево-Утичьим, Романовским, Степановским, Иониновским, Кусяй-Куль­ским, Яровским и Широким месторождениями.

Балансом запасов Омской области по состоянию на 1 января 2007 г. учтено 68 месторождений, разведанных по категориям А + В + С₁ + С₂ общей площадью в границах промышленной глубины торфяной залежи 237 881 га. Суммарные разведанные запасы (при 40 % влажности) составляют 770 013 тыс. т, в том числе балансовые – 693 951 тыс. т, забалансовые – 76 062 тыс. т. К забалансовым отнесены запасы мелкозалежных месторождения и прослои торфов с зольностью свыше 35 %.

Основные направления использования торфяного сырья – органо-минеральные удобрения, гуминовые препараты, питательные грунты, топливные брикеты. Имеются предпосылки создания сырьевой базы для получения продуктов гидролизного производства: кормовых дрожжей, торфяной мелласы, осохаренного торфа и др.

В 2007 г. добыча торфа на территории Омской области не производилась.

 

Цветные и редкие металлы

Эта группа твердых полезных ископаемых на территории Омской области представлена залежами титана и циркония, приуроченными к Борисовско-Павлог­радской и Тарской россыпям, расположенным соответственно в южной и северной частях области.

Россыпи выявлены при проведении поисковых работ в 1959 г., а оконтурены и оценены по результатам работ государственного геологического картирования (ГГК) и государственного геологического доизучения (ГДП) площадей, проведенных в 1990–2002 гг.

Борисовско-Павлоградская россыпь залегает на глубине 107–110м и оконтурена единичными пересечениями при ГДП–200. Суммарная площадь одноименного россыпного района – 1,5 тыс. км². В пределах его выделено 5 россыпных полей общей площадью 120 км² с экономически эффективными прогнозными ресурсами по категории Р2 только по одному – Борисовскому россыпному полю площадью 23,7 км².

Прогнозные ресурсы циркония (в пересчете на ZrO₂) по Борисовскому россыпному полю, утвержденные МПР РФ по состоянию на 1 января 2003 г., составляют (категория Р2) 380 тыс. т (здесь и далее количественные показатели приведены при оконтуривании россыпей по минимальному промышленному содержанию условного ильменита 60 кг/м³, минимальной промышленной мощности – 1 м).

Тарская россыпь (см. табл. 1.20) изучена на стадии ГДП-200 и ГГК-50, отдельные площади россыпи изучены поисковыми и разведочными работами. Иртышом россыпь условно делится на левобережную, с глубиной залегания продуктивной толщи 53–55 м, и правобережную, с глубиной залегания продуктивной толщи 43–110 м.

По степени изученности в пределах Тарской россыпи по состоянию на 1 января 2008 г. выделяются: Калининское рудное поле (оценка ресурсов TiO₂ и ZrO₂ по категории Р2), Тарское россыпное поле (оценка ресурсов TiO₂ и ZrO₂ по категории Р2), южная часть левобережного участка (оценка запасов по категории С2), опытный блок левобережного участка (запасы TiO₂ и ZrO₂ по категориям В и С1).

Прогнозные ресурсы титана (TiO₂), циркония (Zr O₂) Тарской россыпи по состоянию на 1 января 2003 г. апробированы в профильных институтах и утверждены МПР РФ; запасы титана (TiO₂) и циркония (ZrO₂) утверждены Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) Роснедра по состоянию на 1 января 2007 г. (см. протокол от 6 апреля 2007 г. № 1370).

Таблица 1.20