CC BY
8
УДК 553.98(268.45+268.52)
А будет ли «большая нефть» в недрах морских осадочных бассейнов Северной Евразии?
Д.А. Астафьев1*, В.А. Скоробогатов1, А.В. Толстиков1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 * E-mail: D_Astafiev@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе проанализированы генетические условия газо- и нефтеносности недр морей, окружающих Северную Евразию, прежде всего генерационные (органическое вещество в материнских породах - глинах, карбонатах и углях, уровень его катагенеза) и консервационно-эволюционные (остаточные углеводороды - газ, нефть и их скопления в залежах внутри ловушек, сохранившиеся до наших дней) условия. Сделан вывод о малой вероятности существования и открытия крупнейших по запасам скоплений нефти (100...300 млн т извлекаемых и более) в мезозойских толщах Западной Арктики и кайнозойских Восточной Арктики, как и в недрах Охотского и Берингова морей.
Обязанность любой науки - ставить вопросы и по возможности отвечать на них. Так, и затрагиваемым в статье проблемам в течение последних трех десятилетий посвящено некоторое количество публикаций [1-15].
При выходе в любую новую область суши и шельфа перед нефтегазовой геологией всегда стоят научно-практические вопросы:
• какова в целом будет нефтегазоносность осадочного чехла данной области, региона, автономного комплекса пород (между двумя региональными покрышками)?
• углеводородные скопления (УВС) какого фазового состояния будут открыты -газовые (Г) / газоконденсатные (ГК), чисто нефтяные (Н) или смешанные, т.е. нефте-газоконденсатные (НГК), газоконденсатонефтяные (ГКН) и т.д.?
• каковы будут соотношения между газом и нефтью в запасах и ресурсах?
• какова будет крупность УВС, попадутся ли «гиганты», или все ограничится небольшими по запасам месторождениями и залежами?
• каковы будут добывные возможности УВС (рабочие дебиты, конечные коэффициенты извлечения газа или нефти)?
Безусловно, России нужна большая нефть. Всегда, везде, во все времена (и сейчас, и в будущем) все компании искали крупные (крупнейшие, гигантские и т.д.) месторождения углеводородов (МУВ), и чем крупнее - тем лучше по всем известным причинам.
Под «большой нефтью» (БН) авторы понимают нефтегазоносность крупных геологических объектов - осадочных бассейнов или автономных генерационно-аккуму-ляционных комплексов пород с уже выявленными или реально предполагаемыми разведанными / доказанными запасами (категорий А+В^С^ всех месторождений/залежей в объеме не менее чем 1,0.. .1,5 млрд т, которые могут дать потенциальную валовую добычу при вводе в разработку всех или значительной части нефтесодержащих МУВ более 35.40 млн т в год при их одновременной эксплуатации, что выполняется крайне редко, при разумном коэффициенте нефтедобычи 3,5.4,0 % в год от начальных извлекаемых запасов.
С газом всегда относительно легко, легче, чем с нефтью. Конечный коэффициент извлечения свободного газа ну просто не может быть менее 50.60 % от его первоначальных геологических запасов. Обычно это 75.85 % и до 90 %. Конечный коэффициент извлечения нефти может быть каким угодно - от 5 до 55 %, фон - 25.45 %.
Ключевые слова:
нефть, газ,
месторождение,
залежь,
запасы,
ресурсы,
поиски,
разведка,
добыча,
Арктика,
шельф,
перспективы.
Большой газ в Арктике точно будет. Он уже есть в Баренцевоморской нефтегазоносной провинции (НГП) и Южно-Карской области (ЮКО) Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП). Но вот большая нефть? По мнению двух соавторов, БН в Арктике точно не будет... Третий сомневается в таком выводе. А малая нефть в Арктике в ближайшие 30.40 лет и не нужна (с залежами от единиц до первых десятков миллионов тонн геологических, да еще в подгазовых оторочках.) [10].
Однако приведем факты и результаты научных исследований по проблеме. Аргументы за и против развития и обнаружения крупнейших нефтесодержащих МУВ в арктических провинциях и областях - вопрос далеко не риторический, а сугубо практический. Он связан с двумя моментами. Первый: возможности для поисков и открытия средних (10.30 млн т извлек.) и тем более крупных (> 30 млн т извлек.) нефтесодержащих месторождений типа Н, НГК, ГКН, НГ в большинстве осадочных бассейнов суши Северной Евразии (СЕА) близятся к завершению, а на шельфе, наоборот, начался период все более интенсивных поисково-разведочных работ (ПРР) на газ и нефть. И, как следствие, происходят открытия очень крупных га-зосодержащих МУВ (от 100 до 1000 млрд м3), чаще всего без нефти (в 2001-2022 гг.).
Рассмотрим эмпирические аргументы и факты, а также результаты научно-исследовательской работы в области онтогенеза углеводородов (УВ) в недрах крупных шельфовых осадочных бассейнов Арктики. Начнем с запасов, ресурсов и добычи УВ в шельфовых бассейнах СЕА.
Морская газонефтяная геостатистика такова. Из 3750 МУВ на суше и шельфе СЕА (Россия и окружающие ее моря - арктические, дальневосточные и южные внутренние) в недрах морских бассейнов обнаружены 56, в том
числе 53 газосодержащих (с залежами свободного газа (СГ), в том числе типа Г, ГК, ГКН, НГК), и 39 нефтесодержащих (Н, НГК и др.), при этом накопленная добыча Н составила к началу 2021 г. 0,3 млрд т, текущие разведанные запасы - 0,6 млрд т, предварительно оцененные запасы (по категориям В2+С2) -0,9 млрд т, в сумме - 1,8 млрд т. Запасы СГ начальные - 3,7 (0,7 + 3,0) трлн м3, предварительные - 5,2 трлн м3, в сумме - 9,9 трлн м3. Очевидно, что многие газосодержащие МУВ существенно недоразведаны, однако текущее отношение извлекаемых запасов Н:СГ составляет 2:11. Изменится ли оно в ходе доразведки и при дальнейших ПРР в результате новых открытий МУВ и залежей и будущих приростов? Данные о газе месторождений СЕА приведены в табл. 1.
Исключительно нефтеносны недра Балтийского моря (в российском секторе открыты 6 нефтяных месторождений с минимальными суммарными запасами менее 13 млн т). Преимущественно нефтеносны недра Печорского моря (5 Н, 1 НГК, 1 ГК месторождений) с начальными открытыми запасами менее 0,5 млрд т (в том числе В2+С2 - 340 млн т). Исключительно газоносны Баренцевоморская провинция (БМП - 5 газосодержащих МУВ без нефти) и ЮКО ЗСМП - 17 месторождений типа Г и ГК, в том числе на одном, возможно, обнаружено нефтяное скопление (притоков УВ не было, но запасы поставлены на государственный баланс - 1 и 138 млн т по кат. С; и С2 соответственно). Нефть, по сути, не открыта. Авторы убеждены в том, что истинные открытия происходят только в результате получения промышленных притоков Н в объеме не менее 10 т/сут, а так. выдается желаемое за действительное.
В историческом аспекте в ЮКО первыми были открыты два газовых МУВ
Таблица 1
Величина и структура запасов СГ шельфовых областей СЕА (на 01.01.2021)
Шельф Количество газо содержащих месторождений Накопленная добыча Запасы, трлн м3 Всего, трлн м3
кат. А+В1+С1 кат. В2+С2
Всего, в том числе: 52 0,7 10,2 5,2 16,1
Карское море 17 0,4* 4,2 4,1 8,7
Баренцево море 7 - 4,2 0,2 4,9
Охотское море (без о. Сахалин) 15 0,3 1,3 0,2 1,8
Прочие 13 - 0,5 0,2 0,7
Морская часть Юрхаровского месторождения типа суша/море (свод ловушки в акватории губы).
(без нефти) - Ленинградское и Русанов-ское (1990 и 1989 гг.). Оба - первыми присво-довыми скважинами. Разрез вскрыт до нижних горизонтов апта (гор. ТП12-15), выше, чем проходит «генерационная» линия нефти (в Ямало-Карском регионе (ЯКР) - с гор. ТП18-20). Тем не менее факт показательный. Подтвердятся ли открытые запасы Н - большой вопрос.
На Северном Каспии открыты 9 газосо-держащих и 10 нефтесодержащих МУВ, в том числе только одно нефтяное, однако начальные запасы СГ составляли почти 0,6 трлн м3 (в том числе по кат. В2+С2 - 0,2 трлн м3), Н -почти 0,4 млрд т (кат. В2+С2 - 143 млн т), т.е. газа больше, чем нефти, но не на много.
В Охотоморской провинции (ОМП) известны 19 МУВ, в том числе 15 газо- и 14 нефте-газосодержащих (4 чисто нефтяных, но мелких), среди ГК месторождений - гигант Южно-Киринское (0,8 трлн м3) с минимальными запасами нефти в тонкой оторочке под газом. Преимущественная газоносность ОМП очевидна (запасы СГ - 1,8 трлн м3, Н - 0,6 млрд т извлекаемых, хотя геологические запасы сопоставимы). Некоторые компании-операторы жаждут нефтяного прецедента на шельфе Арктики и «открывают» месторождения, которых, весьма вероятно, и нет в природе, а если и есть, то маленькие с точки зрения нефтяных возможностей. Тенденции установлены. Правда, кто-то скажет: еще не вечер; но, по мнению авторов, уже и не раннее утро, по крайней мере, для шести-восьми морей СЕА с установленной нефтегазоносностью недр. В табл. 2 приведены (по убывающей) запасы наиболее крупных морских МУВ.
В результате исследований газовых геологов России установлено, что фазовое состояние МУВ и соотношения запасов СГ и Н в открытых и предполагаемых МУВ, а в конечном итоге внутри начальных потенциальных ресурсов (НПР УВ), определяются и контролируются генетическими условиями, прежде всего генерационными и эволюционными [11]. При этом установлено, что главными показателями генетической природы и эволюционного этапа развития, на котором находятся нефти тех или иных скоплений, служат:
• их плотность («незрелые» тяжелые, нормальные, легкие, конденсатоподобные - перед их полным тепловым разрушением);
• сернистость (содержание серы обычно составляет от 0,1 до 2,0 %);
• парафинистость (т.е. содержание твердых алкановых УВ, или парафина).
Второстепенные показатели - смолистость нефтей, содержание в них асфальтенов.
Производными, «более тонкими» показателями генезиса Н являются содержание нафтеновых легкокипящих УВ, соотношение реликтовых УВ (отношение пристана к фитану больше или меньше 2), среди металлов - соотношение ванадия и никеля (У:№ больше или меньше единицы) и др. Не будем детально останавливаться на геохимических показателях. Они обсуждаются в специальных работах. Для авторов важнее ответ на поставленный в статье вопрос.
В ряде публикаций, в том числе авторов данной работы [7, 9, 11], приводятся необходимые геолого-геохимические, палеогеотерми-ческие и эволюционно-динамические условия
Таблица 2
Начальные запасы наиболее крупных шельфовых месторождений газа (слева)
и нефти (справа) СЕА
Месторождение газа НГП Начальные разведанные запасы НГП Месторождение нефти
СГ, трлн м3 нефти, млн т
Штокмановское БМП 3,9 113 ОМП Чайво
Крузенштернское (море/суша) ЗСМП 1,3 108 ОМП Пильтун-Астохское
Южно-Киринское ОМП 0,8 97 Тимано-Печорская провинция (ТПП, Печорское море) Медынское-море
Ленинградское ЗСМП 0,7 81 ТПП Приразломное
Каменномысское-море ЗСМП 0,6 74 ОМП Одопту-море
Лунское ОМП 0,4 - - -
Семаковское (море/суша) ЗСМП 0,3 - - -
Всего 8,0 473
крупного первичного и вторичного нефте-накопления в недрах осадочных бассейнов того или иного возраста и генезиса, в том числе и критерии крупного масштабного нефтена-копления. Итак, согласно исследованиям ряда экспертов, на вопрос, вынесенный в заголовок данной работы, следует ответ: на Дальнем Востоке точно не будет в силу генетических условий. А в Арктике? Остаются недра арктического шельфа - сектора западноарктических морей (Баренцева, Карского) и восточного сектора (море Лаптевых и др.) [1, 5, 7, 10].
Опыт изучения и освоения преимущественно нефтеносных и наоборот - газоносных провинций, регионов и областей мира позволил авторам сформулировать главные критерии крупного (достаточно масштабного по суммарным начальным запасам) нефтена-копления. Это:
• повышенное (в морских и дельтовых терригенных толщах) и высокое (в континентальных озерных) содержание рассеянного органического вещества (РОВ) сапропелевого и лейптинито-сапропелевого типа (соответственно > 1 % и > 2 %), преобразованного до градаций катагенеза ПК3...МК2 - переходной к МК3 (показатель отражения витринита R° = 0,45.1,00 %);
• оптимальное для нефти эмиграционно-миграционное соотношение мощностей выдержанных в пространстве (коэффициент кор-релируемости 0,8.0,9) пар таких пластов, как коллектор и покрышка единичной мощностью от 10 до 20.30 м (соответственно миграционные и эмиграционные условия) в морских толщах, повышенная глинистость (до 70.80 %) в континентальных озерных формациях;
• значительный автономный генера-ционно-аккумуляционный объем пород (между двумя региональными или областными покрышками) в пределах структурно-литологи-ческого влияния крупных по полезной емкости ловушек, приуроченных к осевым зонам сводов и мегавалов, реже во впадинах и на внешних моноклиналях;
• наличие мало- и среднеамплитудных по отношению к региональным покрышкам полупроводящих газопроницаемых разломов в континентальных толщах, высокая площадная и объемная нарушенность морских толщ (карбонаты);
• любой возраст, но наиболее благоприятный - мезозойский (мел + юра). Причина:
палеозой «перезрел» в целом, кайнозой «недозрел» для масштабной битумогенерации и последующего нефтенакопления в ловушках.
Согласно общемировым тенденциям от одной эры к другой увеличивается доля гумусовой компоненты в суммарном органическом веществе: палеозой - минимум (со среднего девона); мезозой - повышенная доля; кайнозой -высокая, преобладающая. Это связано с эволюцией органического мира на поверхности Земли и в Мировом океане: в последние 66,5 млн лет все большие объемы терригенных пород от разрушающихся альпийских сооружений вместе с остатками наземной органики перемещались реками и ветром в шельфовые области и захоранивались в морских осадках. Отсюда в породах палеогена и особенно миоцена и плиоцена в большинстве осадочных бассейнов мира гумусовая компонента (витринит + фюзинит) «подавляет» количественно морскую сапропелевую компоненту - производную морской биоты. Это доказано для большинства дельтовых и морских бассейнов (Южно-Каспийского, Северо-Сахалинского - суша и присахалин-ский шельф, Левантийского, межгорных бассейнов Индонезии и др.). В этой связи в кайнозойских толщах должны формироваться преимущественно скопления нефтей высокопарафиновых, низкосернистых в виде подгазо-вых оторочек. Они и развиты во многих нефтегазоносных бассейнах. Такие нефти и будут открывать в осадочных бассейнах Восточной Арктики, однако мощные озерные толщи, предрасположенные к нефтенакоплению, в разрезе кайнозоя, вероятнее всего, не предвидятся (подобные нижнесреднеюрским и нижнемеловым толщам молодых плит - Западно-Сибирской, Скифско-Туранской в СЕА, бассейну Сунляо и др. в Китае, бассейнам Карнарвону и реки Эроманги в Австралии). Таким образом, крупнейшие нефтяные месторождения в кайнозойских толщах - скорее, исключение, чем правило, и они, если где развиты, чаще всего имеют вторичный генезис (дегазационно-остаточные). Как исключение приведем пример уникального месторождения тяжелой сернистой генетически первичной нефти сапропелевого происхождения - Уилмингтон (кайнозойский бассейн Лос-Анджелеса, Калифорния, США).
Известно, что «гумусово-континенталь-ные» нефти - мало- и бессернистые (содержание S - 0,0.0,2 %, обычно легкие - плотностью 0,820.0,850 г/см3), малосмолистые,
но высокопарафиновые (от 5.7 до 18.25 % парафина); «сапропелево-морские» - повышенной и высокой плотности, сернистые и высокосернистые (более 1 %, до 2.3 %), смолистые, с повышенным содержанием ас-фальтенов, малопарафинистые (содержание парафина менее 4 %). Первые - детище неморских и дельтовых толщ, часто угленосных и субугленосных. Вторые - производные морских терригенных и карбонатных пород с существенно сапропелевым органическим веществом (типа II).
Промежуточный характер имеют озерные нефти - малосернистые (содержание серы 0,2.0,3 %), но и малопарафинистые (парафин - 2.4,5 %) - производные от смешанного (сапропелево-гумусового или гумусо-сапропелевого), геохимически наиболее благородного органического вещества типа I, 1/11.
Газо- и нефтеносность осадочных бассейнов типа суша/море относительно хорошо изучена на примере Западной Сибири и ЮКО -в Ямало-Карском регионе. В ЗСМП к регионам и областям образования БН относятся, безусловно, Среднее Приобье (СП, неоком, юра) и Фроловская НГО с Красноленинским нефтегазоносным районом (озерная нижняя-средняя юра + морской апт), вероятно, Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР - начальные запасы Н - 2 млрд т), а, например, Ямальская НГО и тем более Гыдано-Енисейский регион к таковым уже не относятся, и даже открытие и разведка гигантского Пайяхского нефтяного месторождения в Енисей-Хатангском мегапроги-бе делу не поможет (его запасы оцениваются значительно менее 1 млрд т к завершению ПРР, сейчас, на 01.01.2022, - «всего» в 250 млн т). Речь идет именно о потенциальных запасах
(начальных) и ежегодной добыче Н не менее 1 млрд т / 40.50 млн т соответственно.
Южные моря, Берингово и даже Охотское море (ОМП) явно не потянут на БН. На при-сахалинском шельфе добыча Н падает, и никакими силами ее уже не раскачаешь до уровня хотя бы 20 млн т в год. Подгазовую нефть (в оторочках) трудно «брать». Она мешает и добыче газа (сдерживает ее).
Прогностическое влияние отдельных факторов нафтидогенеза УВ отражено в табл. 3.
Генетические условия и причины разномасштабной газо- и битумогенерации и углево-дородонакопления в недрах шельфовых областей СЕА обсуждаются в ряде работ, в том числе и авторов данной статьи [1, 4, 9, 11]. Результаты исследования генерационных свойств пород на примере Ямала отражены в табл. 4.
Установлено, что в северных и особенно в арктических областях ЗСМП во всем стратиграфическом диапазоне от кровли сено-мана до низов юры рассеяно гумусовое ОВ, в меньшей степени сапропелевое, а также концентрированная органика - угли (гумолиты) в апт-альб-сеноманской толще, в верхах неокома и в нижнесреднеюрской толще, а глины верхней юры - валанжина содержат смешанное РОВ невысокого содержания (от 0,8.1,0 до 2,0.2,5 %) и не могут являться эффективными битумогенерирующими (нефтематеринс-кими) толщами (северная половина НПТР, Ямал, Гыдан, ЮКО) (см. табл. 4).
Результаты налицо: в арктических областях открыты уже 68 МУВ, в том числе только два нефтяных (в Усть-Енисейском районе), остальные типа Г+ГК. Существенно меньше выявлено смешанных месторождений - ГКН/НГК. Итак, БН в недрах шельфа не предвидится
Таблица 3
Соотношение генетических факторов онтогенеза и прогностических параметров УВС в недрах осадочных бассейнов различного типа и возраста
Параметр УВС Факторы онтогенеза
генерационные миграционные (первичные / вторичные) аккумуляционно-консервационные (первичные) эволюционно-консервационные (вторичные)
тип органического вещества уровень катагенеза
Тип по фазовому состоянию +++ +++ + + ++
Величина (запасы) - + ++ +++ ++
Добывные возможности - ++ + - +++
Примечание: три плюса - влияние важнейшее, определяющее; два плюса - влияние важное; один плюс - влияние второстепенное или опосредованное пр. факторами; минус - не влияет.
Таблица 4
Генерационные свойства меловых и юрских пород Ямальской области (суша):
Г - гумусовое; СГ - сапропелево-гумусовое; ЛГ - лейптинито-гумусовое
Комплекс Содержание органического углерода, % (количество тестов)
глина и глинистые алевролиты алевролиты и песчаники тип РОВ диапазон катагенеза %)
Альб-сеноманский 2,7 (30) 1,1 (10) Г/СГ ПК2.ПК3 (0,40.0,50 %)
Неоком-аптский 2,4 (250) 1,5 (70) Г/ЛГ* ПЩ.МЩ (0,48.0,75 %)
Ачимовская толща 3,0 (10) - ГС/СГ МК1.МК2 (0,55.0,20 %)
Региональная глинистая покрышка (валанжин-готерив) 1,9 (10) - СГ МК32.МК2 (0,65.0,85 %)
Верхняя юра (низы покрышки) 2,7 (25) - СГ/ГС МК2 (0,80.0,90 %)
Нижняя-средняя юра 1,75.2,25 (135) 1,7 (20) Г/СГ/ЛГ МК21.МК4 (0,85.1,35 %)
ИТОГО тестов 460 110
(генетически «запрещена»), а почти все ее запасы составят нефтяные оторочки преимущественно в низах песчано-глинистого неокома. Генетические условия, благоприятствующие крупному нефтенакоплению на севере ЗСМП, отсутствовали. А чего нет в природе, того не откроешь и не прирастишь (на бумаге и в балансах «нарисовать» можно, но что потом будем добывать?).
В Баренцевом море геохимические и генерационные условия в породах нижнего мела, юры и триаса изучены достаточно хорошо [13]. В глинисто-кремнистых породах верхней юры (возрастной и отчасти фациаль-ный аналог классической битумогенерирую-щей толщи - баженовской свиты центральных областей ЗСМП - рассеянно-смешанное ОВ типа П/Ш (СГ/ГС). При этом неглубоко залегающие толщи в диапазоне от средней юры до низов мела к тому же еще и малопреобра-зованы, находятся в диапазоне протокатагене-за (ПК^.ПК^ R° до 0,5 %) и не могли быть эффективными продуцентами битумоидов в тонкопористых породах, а без этого и нефть не скопится в ловушках в объеме природных резервуаров. Что и наблюдается фактически.
По мнению авторов, преимущественная газоносность мезозойских отложений БМП и ЮКО предопределена условиями онтогенеза, которые выражаются в следующем их наборе [4-6, 9-12, 14]:
• устойчивое погружение в мезозойское и кайнозойское время, способствовавшее
мощному газообразованию и формированию газосодержащих залежей (типа Г, ГК);
• относительно небольшие глубины и мягкие термокатагенетические условия современного нахождения неморских сероцветных песчано-глинистых генерационно-аккумуля-ционных толщ;
• преимущественно гумусовый тип органического вещества в объеме рассеянной и концентрированной (угли) компонент во всем диапазоне от триаса до апта и сеномана;
• невысокая нарушенность недр запад-ноарктических морей разломами, благоприятствовавшая сохранности газа в виде скоплений.
Официальные оценки НПР нефти в недрах арктических морей СЕА (2009/2012 гг.), млрд т: БМП - 3,0; ЮКО - 5,0; восточный сектор морей - 2,5; всего - 10,5. По расчетам В.А. Скоробогатова, Д.А. Соина и др., соответствующие оценки реальных подтверждаемых ресурсов: 2,0 + 2,5 + 1,5 = 6,0 млрд т. Разница существенная. С более высокой вероятностью подтвердится в ходе дальнейших ПРР нижняя оценка нефтяного потенциала северного шельфа СЕА.
Согласно исследованиям авторов и др., если среди первых пяти открытых и частично разведанных МУВ и залежей в пределах перспективной территории (на суше) и в акватории (на шельфе) отсутствуют какие-либо виды УВС в виде крупнейших и гигантских скоплений (0,1.1,0 млрд т или 0,1.1,0 трлн м3), то, скорее всего, они никогда и не будут выявлены,
поскольку фактически (реально) их нет в при- сапропелевой компоненты, а значит, условия
роде. В БМП соотношение открытий примени- для масштабной битумогенерации не выполня-
тельно к нефти таковы: 5/0; в ЮКО - 8/0 (1?); лись. Генетически недра ЯКР предрасположе-
в восточно-арктических морях пока 0/0. ны к мощному газообразованию за счет РОВ
Итак, феномен БН в недрах арктических мо- и углей (см. табл. 4). Для суши Ямала этот кар-
рей СЕА ожидать вряд ли стоит. Из этого и надо динальный вывод никем никогда не оспари-
исходить при стратегическом планировании ре- вается уже три десятка лет [11]. зультатов ПРР в первой половине XXI столе- Стратегическое планирование дальней-
тия. Подчеркнем, что во всем разрезе продуци- ших ПРР любой компанией-оператором долж-
рующей части осадочного чехла ЯКР и Гыдана но учитывать уже накопленные эмпирические
(сеноман - низы юры) напрочь отсутствуют факты и результаты теоретических исследова-
пласты даже морских по генезису глин с вы- ний, но только неангажированных - независи-
соким содержанием РОВ и повышенной долей мых экспертов [3, 5-7].
Список литературы
1. Астафьев Д.А. Газонефтяная геостатистика недр шельфовых бассейнов Северной Евразии в связи с освоением запасов и ресурсов углеводородов до 2050 г. / Д.А. Астафьев, Е.С. Давыдова, Г.Р. Пятницкая и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 72-80.
2. Афанасенков А.П. Нефть России: проблемы, риски, перспективы / А.П. Афанасенков, В.А. Скоробогатов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2022. -№ 5-6. - С. 2-12.
3. Варламов А.И. Газовое будущее России: Арктика / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, О.М. Прищепа и др. // Мировые ресурсы
и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2017): тезисы докл. IV Межд. научно-практич. конференции. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - С. 9-10.
4. Кирюхина Т.А. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири
и прилегающего шельфа / Т.А. Кирюхина, Г.В. Ульянов, А.Д. Дзюбло и др. // Газовая промышленность. - 2011. - № 7. - С. 66-70.
5. Ковалёва Е.Д. Западно-Сибирская Арктика: новый взгляд на перспективы освоения углеводородного потенциала недр
в XXI веке / Е.Д. Ковалёва, О.Г. Кананыхина, В.А. Скоробогатов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 3. - С. 3-17.
6. Коваленко В.С. Арктические районы Западной Сибири: запасы и ресурсы углеводородов, проблемы поисков, разведки и освоения месторождений газа и нефти / В.С. Коваленко, В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа.
К созданию общей теории нефтегазоносности недр / под ред. Б.А. Соколова, Э.А. Абля. -М.: Геос, 2002. - Кн. 1. - С. 233-237.
7. Мельников П.Н. Итоги поисково-разведочных работ на Арктическом шельфе России
в 2014-2019 гг. и перспективы проведения работ на ближайшее время / П.Н. Мельников, М.Б. Скворцов, М.Н. Кравченко и др. // Геология нефти и газа. - 2019. - № 6. - С. 5-18.
8. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? / Е.Е. Поляков, В.В. Рыбальченко,
A.Е. Рыжов и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -С. 45-57.
9. Прищепа О.М. Углеводородный потенциал Арктической зоны России и перспективы его освоения / О.М. Прищепа, Д.М. Меткин, И.С. Боровиков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2019. -№ 3. - С. 14-28.
10. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги и перспективы / Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 86-104.
11. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,
B.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003 -352 с.
12. Скоробогатов В.А. Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов
до 2040 и 2050 гг. / В.А. Скоробогатов, М.Ю. Кабалин // Деловой журнал Neeftegaz.ru. - 2019. - № 11 (95). - С. 36-51.
13. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) / Д.А. Соин, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - С. 59-65.
14. Ступакова А.В. Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна / А.В. Ступакова, Т. А. Кирюхина, А.А. Суслова и др. // Георесурсы. - 2015. - № 2. - С. 13-27.
15. Толстиков А.В. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения
и промышленного освоения недр морей России в XXI в. / А.В. Толстиков, Д.А. Астафьев, Я.И. Штейн и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -С. 73-85.
Will the "big oil" be found in subsoil sedimentary basins of Northern Eurasia, or not?
D.A. Astafyev1*, V. A. Skorobogatov1, A.V. Tolstikov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: D_Astafiev@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Authors analyze the genetic conditions for gas and oil presence in bowels of the seas surrounding the Northern Eurasia territory. First of all, the generation conditions are intended, namely: the organic matter in the parent rocks like clays, carbonates, coals, a level of its catagenesis). Besides, the preserving-evolutionary conditions are intended, namely: the residual hydrocarbons such as gas and oil and their agglomerations survived nowadays within the traps. Authors concluded that there is a little hope to discover big oil agglomerations (1.. .3108 t recoverable resources and more) either in the Mesozoic series at Western Arctic, or in the Cenozoic series of Eastern Arctic, as well as in waters of Okhotsk and Bering seas.
Keywords: oil, gas, field, deposit, reserves, resources, search, prospecting, production, Arctic, continental shelf, outlooks.
References
1. ASTAFYEV, D.A., Ye.S. DAVYDOVA, G.R. PYATNITSKAYA, et al. In-situ gas-and-oil statistics of the offshore basins in Northern Eurasia in relation to development of hydrocarbon reserves and resources till 2050 [Gazoneftyanaya geostatistika nedr shelfovykh basseynov Severnoy Yevrazii v svyazi s osvoyeniyem zapasov i resursov uglevodorodov do 2050 g.]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3(35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 72-80. ISSN 2306-9849. (Russ.).
2. AFANASENKOV, A.P., V.A. SKOROBOGATOV. Oil of Russia - challenges, risks, prognosis. [Neft Rossii: problemy, riski, perspektivy]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2022, no. 5-6, pp. 2-12, ISSN 0869-3188. (Russ.).
3. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, O.M. PRISHCHEPA et al. Gas future of Russia: Arctic. In: IV International Conference "World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies" (WGRR-2017): Abstract of papers presented at the International Conference, November 08-10, 2017 [online]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, pp. 8-9. Available from: http://vesti-gas.ru/sites/ default/files/attachments/wgrr-2017_en.pdf
4. KIRYUKHINA, T.A., G.V. ULYANOV, A.D. DZYUBLO, et al. Geochemical aspects of gas and oil presence in Jurassic and pre-Jurassic sediments at north of Western Siberia and in adjacent waters [Geokhimicheskiye aspekty gazoneftenosnosti yurskikh i doyurskikh otlozheniy severa Zapadnoy Sibiri i prilegayushchego shelfa]. Gazovaya Promyshlennost, 2011, no. 7, pp. 66-70, ISSN 0016-5581. (Russ.).
5. KOVALEVA, Ye.D., O.G. KANANYKHINA, V.A. SKOROBOGATOV The West-Siberian Arctic: new vision of further development of hydrocarbon subsoil potential in 21st century [Zapadno-Sibirskaya Arktika: novyy vzglyad na perspektivy osvoyeniya uglevodorodnogo potentsiala nedr v XXI veke]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 3, pp. 3-17, ISSN 2070-6820. (Russ.).
6. KOVALENKO, V.S., V.A. SKOROBOGATOV, L.V. STROGANOV. Arctic regions of Western Siberia: reserves and resources of hydrocarbons, issues of searching, prospecting and developing oil and gas fields [Arkticheskiye rayony Zapadnoy Sibiri: zapasy i resursy uglevodorodov, problemy poiskov, razvedki i osvoyeniya mestorozhdeniy gaza i nefti]. In: SOKOLOV, B.A., E.A. ABEL (eds.). New ideas in oil and gas geology and geochemistry. To creation of a general theory of subsoil oil-and-gas bearing capacity [Novyye idei v geologii i geokhimii nefi i gaza. K sozdaniyu obshchey teorii neftegazonosnosti nedr]. Moscow: Geos,
2002, bk. 1, pp. 233-237. (Russ.).
7. MELNIKOV, P.N., M.B. SKVORTSOV, M.N. KRAVCHENKO, et al. The results of geological exploration on the Russian arctic shelf in 2014-2019 and prospects for future development [Itogi poiskovo-razvedochnykh rabot na Arkticheskom shelfe Rossii v 2014-2019 gg. i perspektivy provedeniya rabot na blizhaysheye vremya]. Geologiya Nefti i Gaza, 2019, no. 6, pp. 5-18, ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. POLYAKOV, Ye.Ye., V. V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Where must the new the biggest, gigantic and unique gas-bearing fields be looked for in Northern Eurasia? [Gde iskat novyye krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya v Severnoy Evrazii?] Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 45-57. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. PRISHCHEPA, O.M., D.M. METKIN, I.S. BOROVIKOV. Hydrocarbon potential of Russian Arctic zone and outlooks for its development [Uglevodorodnyy potentsial Arkticheskoy zony Rossi ii perspektivy yego osvoyeniya]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2019, no. 3, pp. 14-28, ISSN 0869-3188. (Russ.).
10. PYATNITSKAYA, G.R., V.A. SKOROBOGATOV. Studying and developing hydrocarbon potential of Lower-Middle-Jurassic deposits in northern areas of Western Siberia: resume and perspectives [Izucheniya i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nizhne-sredneyurskoy tolshchi severnykh oblastey Zapadnoy Sibiri: itogi i perspectivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3(35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 86-104. ISSN 2306-9849. (Russ.).
11. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological structure and gas-oil-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye stroyeniye i gazoneftenosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Bisnestsentr,
2003. (Russ.).
12. SKOROBOGATOV, V.A., M.YU. KABALIN. West-Arctic shelf of Northern Eurasia - reserves, resources and production of hydrocarbons up to 2040 and 2050 [Zapadno-Arkticheskiy shelf Severnoy Evrazii: zapasy, resursy i dobycha uglevodorodov do 2040 i 2050 gg.]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru, 2019, no. 11, pp. 36-51. ISSN 2410-3837. (Russ.).
13. SOIN, D.A., V.A. SKOROBOGATOV. Pressure and temperature conditions of gas-and-oil occurence of northern regions of Western Siberia (land and shelf) [Termobaricheskiye usloviya gazoneftenosnosti severnykh rayonov Zapadnoy Sibiri (susha i shelf)]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 59-65. ISSN 2306-8949. (Russ.).
14. STUPAKOVA, A.V., T.A. KIRYUKHINA, A.A. SUSLOVA, et al. Outlooks for oil-gas presence in Mesozoic sequence of Barents basin [Perspektivy neftegazonosnosti mezozoyskogo razreza Barentsevomorskogo basseyna]. Georesursy. 2015, no. 2, pp. 13-27. ISSN 1608-5043. (Russ.).
15. TOLSTIKOV, A.V., D.A. ASTAFYEV, Ya.I. SHTEYN, et al. Reserves and resources of hydrocarbons, outlooks for exploration and commercial development of the seabed subsoil in Russia in 21st century [Zapasy i resursy uglevodorodov, perspektivy izucheniya i promyshlennogo osvoyeniya nedr morey Rossii v XXI v.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4, pp. 73-85. ISSN 0016-7894. (Russ.).
