Север и рынок. 2018, № 6.

прогнозные оценки техногенного воздействия на ММП основываются на традиционных геомеханических и теплофизических моделях [35-37]. Редким исключением из этой общей картины можно считать разработки экспертов отраслевого института «Газпром ВНИИГАЗ» по инновационным технологиям строительства газодобывающих скважин в ММП с горизонтами ГСГГ [38]. Во многом эта неблагоприятная ситуация связана с тем, что вплоть до последнего времени в России отсутствовали эффективные технические и технологические средства для выявления и отслеживания газогидратных слоев в процессе геологоразведочных работ на нефть и газ. Даже на Мессояхском газогидратно- газовом месторождении, открытом в 1968 г. и эксплуатировавшемся с 1969 по 2000 гг., наличие газогидратов в «шапке» газовой залежи предполагается только на основе модельных расчетов и до сих пор не подтверждено ни подъемом образцов, ни каротажем разведочных скважин [39]. В реальной современной практике наличие газогидратов в недрах осваиваемых нефтегазовых полей Западной Сибири осуществляется только по геофизическому каротажу скважин, при этом разрешающая способность применяемых методов уступает на порядок уровню, достигнутому норвежскими сейсморазведчиками еще в 2008 г. без применения дорогостоящего бурения [40]. Следует отметить, что другие приарктические страны при освоении арктического шельфа уже более 20 лет активно внедряют инновационные геофизические методы дистанционного обнаружения газогидратов в геологических формациях, содержащих месторождения углеводородов. Передовые позиции в совершенствовании законодательного регулирования природопользования в ареалах развития ГСГГ занимает Канада, которая в 2012 г. вынесла на публичное обсуждение свод регламентаций и правил по ведению инженерно-геологических изысканий и учету данных о распределении газогидратов в недрах при строительстве нефтегазовых промыслов на арктической территории [41]. Норвегия, создавшая в 2013 г. при Арктическом университете в городе Тромсё Центр изучения газогидратов и их влияния на климат и экологическую обстановку в Арктике [42], выдвинулась в мировые лидеры по применению волоконно-оптических технологических систем для сейсмоакустического зондирования (на глубинах до 500 м от поверхности морского дна картируются пласты от 2 м мощности с насыщенностью газогидратами более 16 %, а на опорных одномерных разрезах детальность выделения пропластков ГСГГ повышается до 1 м и 5 % насыщения метангидратами [43, 44]). Для ведения непрерывного геофизического мониторинга микросейсмичности недр и контроля движения флюидов при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на лицензионных участках создаются донные сети типа фазовых сейсмоакустических антенн, использующие конверсионные мониторинговые кабельные системы FOSAR и OPTOSEIS™ с числом регистрирующих ячеек от 2400 до 10 000, разработанные в 2006-2009 гг. английским концерном Stingray Geophysical. Первая донная сеть гражданского назначения площадью 64 км2 была продана за 40 млн долл. США норвежской компании Statoil в 2010 г. и внедрена в практику управления морским нефтегазовым промыслом в Северном море. Это позволило в течение последующих трех лет вести мониторинг динамики недр в режиме 4D (то есть с определением временного тренда вариаций динамических параметров потенциально опасных процессов в трехмерном пространстве отрабатываемого лицензионного участка) без периодического подъема кабельной сети со дна моря. Инновационный подход позволил создать «умные скважины» (smart wells), на которых коэффициент извлечения нефти почти удвоился и достиг уровня 50-68 % (для сравнения: в проекте освоения месторождения Приразломное плановый коэффициент задан в 26 % [4]). За счет роста извлечения расходы по установке первых донных систем ВОИС на нефтепромыслах Северного моря окупались после двух лет применения. В последующие годы серийные образцы оптоволоконных кабельных сетей существенно подешевели: в 2013 г. для геофизического контроля подземных хранилищ углекислого газа малоапертурные комплексы предлагались университетам США по цене 1 млн долл. США. В Норвегии принято считать, что без проведения детальных структурных исследований с высокочувствительной аппаратурой на основе ВОИС в режиме 3D на стадии разведки шельфовых месторождений и последующей организации контроля флюидодинамичиских процессов в недрах в режиме 4D на стадии эксплуатации строительство оффшорных нефтегазовых промыслов в Западной Арктике слишком рискованно, поскольку операторы проектов не могут гарантировать безаварийность производства и его экологическую безопасность [43-45]. C учетом этих концептуальных установок развернута подготовка к производству донных оптоволоконных «мегаантенн» с миллионом ячеек, состоящих из трехкомпонентных акселерометров и геофона. Они предназначены для установки на морских промыслах, которые Норвегия планирует создать в 2025-2030 гг. для освоения нефтегазовых ресурсов норвежской части бывшей спорной зоны Баренцевого моря, разделенной в 2010 г. по двустороннему соглашению между Россией и Норвегией [45, 46]. 8