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.
