CC BY
14
Ключевые слова:
месторождение,
залежь,
скважина,
нефть,
битумоид,
поиск,
запасы,
ресурсы,
баженовская свита, приток, перспективы, добыча.
УДК 553.98(571.1)
Баженовская нефть Западной Сибири: генезис, запасы, ресурсы, перспективы освоения
В.А. Скоробогатов
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе проанализировано современное состояние геолого-геохимической изученности и нефтеносность самого сложного геологического объекта Западно-Сибирской мегапровинции - ба-женовской битумогенерирующей (нефтематеринской) свиты волжского яруса центрально-западных районов. Приведены данные о нефтеносности (число месторождений, запасы нефти). Кратко проанализированы условия формирования нефтеотдающих зон и участков и главные генетические критерии прогноза (для дальнейших поисков). Приведена авторская точка зрения на извлекаемые ресурсы баженовской свиты и перспективы освоения баженовской сланцевой нефти.
Первопроходцу в области изучения и прогнозирования баженовской нефти, настоящему геологу земли сибирской - Фабиану Григорьевичу Гурари -посвящаю
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП) - крупнейшая в мире по суммарным ресурсам углеводородов (УВ) - начиналась с юры Березовского газоносного и Шаимского нефтеносного районов (1953-1960 гг.). Безусловно, ею она и завершится во 2-й половине XXI в. Именно с юрским литолого-стратиграфическим продуктивным комплексом (ЮК) связаны как традиционные нефть и газ, так и так называемые сланцевые нефть и газ (СлН и СлГ) ЗСМП. Юра Западной Сибири -по сути, продуктивный комплекс на все времена...
Нефтяная геостатистика ЗСМП
В пределах ЗСМП (суша и шельф) на 01.01.2022 обнаружены 935 месторождений УВ, в том числе нефтесодержащих 750 (типа нефтяных (Н), нефтегазоконденсатных (НГК), газонефтеконденсатных (ГКН) и др.), из них преобладают чисто нефтяные -без залежей свободного газа (СГ). За все годы эксплуатации открытых и разведанных нефтесодержащих1 месторождений накопленная добыча нефти составила почти 15 млрд т, текущие разведанные извлекаемые запасы (кат. А+В^С^ - 12 млрд т, предварительные (В2+С2) - 8 млрд т (по Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областям). Основные нефтесодержащие месторождения сосредоточены в Ханты-Мансийском автономном округе - ХМАО (450), меньше в Томской (122) и др. южных областях.
Залежи нефти - свободные и в виде подгазовых оторочек в объеме мезозойской части осадочного чехла - открыты в широком диапазоне от кровли сеномана до подошвы юры. Нефтяным доминант-комплексом в ЗСМП является неоком-аптский (более 70 % начальных запасов и большинство залежей), далее следуют юрский (с нижне-среднеюрским и верхнеюрским подкомплексами) и альб-сеноманский (незрелые,
1 См. Скоробогатов, В.А. Нефтеносность Западно-Сибирской мегапровинции / В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова, О.Г. Кананыхина // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - рис. 1. -С. 17.
тяжелые нафтеновые нефти). Известны залежи нефти в зоне контакта с доюрскими породами и одно «триасовое» месторождение - Северо-Рогожниковское.
Проблемам Западной Сибири (и ее нефтяных месторождений) посвящено очень много работ: статей, обзоров, монографий, справочников, в том числе и в последние годы [1-43 и др.]. Достаточно много исследований уделялось и уделяется проблемам юрского продуктивного литолого-стратиграфического комплекса (ЮК), в том числе тюменской и васюганской песчано-глинистым свитам и их аналогам [14, 30, 34, 35 и мн. др.], а также баженовской и абалакской свитам (БС и АС), сложенным непроницаемыми глинисто-кремнистыми породами, входящими в региональную покрышку верхней юры - валанжи-на [2-5 и др.].
В восточной половине ЗСМП в берриасе-валанжине развиты песчано-алевролитовые горизонты ачимовской толщи (АТ), залегающие выше кровли БС на 5...20 м и более. От кровли сеномана к средней и нижней юре в ЗСМП наблюдаются экспоненциальное усложнение условий локализации скоплений УВ и снижение открытых и разведанных запасов как отдельных залежей, так и суммарных газовых (от сеномана, альба и верхнего апта) и нефтяных (от нижнего апта и неокома к юре).
Именно в верхнеюрском подкомплексе восточной половины Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) наблюдаются самый широкий спектр природных резервуаров УВ и коллекторов: песчаники, алевролиты, аргиллитоподобные породы БС, известняки в составе продуктивных горизонтов П, Ю/СГ^ Ю0, наибольшее разнообразие неф-тей и газов по составу и физико-химическим свойствам, самый широкий диапазон термо-барокатагенетических условий локализации углеводородных промышленных скоплений (УВС) при минимальной толщине подкомплекса - от 20.30 до 100.120 м (от кровли БС, волжский ярус, до подошвы нижневасю-ганской подсвиты келловея).
Классическими областями распространения типичной БС (относительно мощной, высокобитуминозной) являются Среднеобская -Среднее Приобье (СП) с Салымским и Сургутским районами, Фроловская, Каймы-совская, а также западные районы Васюганской нефтегазоносной области (НГО).
Анализу условий формирования и геологического строения БС, состава слагающих ее органо-минеральных комплексов посвящены многочисленные работы, опубликованные главным образом в двадцатилетие с 1971-го по 1990 г. [4, 9-12, 16, 17, 21, 26, 32, 33, 39 и мн. др.]. Вместе с тем по числу публикаций за период 1969-2022 гг. БС существенно опережает другие песчано-глинистые объекты исследований, как нижнемеловые, так и юрские, и тем более АТ.
Характерной особенностью БС, отличающей ее от всех других толщ в разрезе осадочного чехла ЗСМП, является сложный («пестрый») литологический состав: глинистые и кремнистые компоненты слагают большую часть объема толщи, однако распространены также карбонаты (в отдельных прослоях), пирит (до 5 %) и, безусловно, органическое вещество (ОВ) в рассеянной (РОВ) и полуконцентрированной (ПКОВ) формах (5.25 %). В работах 1970-1980-х гг., когда литологический состав БС был изучен недостаточно, для ее макрохарактеристики С.Г. Краснов и В.А. Скоробогатов использовали обобщающий термин «глинисто-кремнисто-сапропелевая порода», поскольку эти три компонента занимают 80.90 % и более общего объема свиты [32]. Однако разберемся по порядку.
По опубликованным данным последнего десятилетия, детализирующим строение разреза БС, в объеме свиты распространены следующие основные литотипы пород:
• кремнисто-глинистые породы. Приурочены к переходной зоне контакта подошвы БС, или нижнетутлеймской подсвиты, с подстилающими отложениями АС;
• глинистые и сапропелево-глинистые си-лициты (глинисто-кремнисто-сапропелевые разности, по В.А. Скоробогатову и С.Г. Краснову, 1984 г.);
• в прослоях - глинисто-карбонатные породы.
ОВ относится ко второму типу (сапропелевое морское). В разрезах БС преобладают глинистые и кероген-глинистые силициты.
В Салымской и Красноленинской зонах в разрезе БС самые высокоомные, а значит, обогащенные ОВ и битумоидами, слои залегают в верхних десяти-пятнадцати метрах (ближе к кровле свиты), что означает, что максимальная биопродуктивность волжского моря отмечалась в конце века (привнос терригенного материала
был минимальным). Первоначальный объем органики (при содержании органического углерода (Сорг) 20...25 % при показателе отражения витринита R° = 0,5 % - самое начало мезо-катагенеза) достигал 30.33 %. ОВ было действительно породообразующим компонентом органо-флюидоминеральной системы. Именно за счет трансформации 15.18 % объема комплекса и перехода части ОВ в подвижное жидкое и газообразное состояния и создавались все последующие генетические условия для баженовской нефти (БН).
В малопрогретых районах СП в качестве породообразующего компонента выступает тонкорассеянное ОВ, содержание которого в отдельных прослоях может доходить до 22.25 % масс. и более, в высокопрогре-тых районах оно снижается до 9.8 % и менее (за счет выгорания керогена с образованием органических подвижных соединений (ОПС), в том числе битумоидов и природного «нефтяного» газа).
В ряде публикаций исследователей ВНИГРИ и СНИИГГиМСа высказывалась идея о том, что главной и даже единственной продуцирующей толщей в объеме осадочной макролинзы ЗСМБ является юрская, в том числе БС для меловых нефтей СП (работы 1960-х - начала 1970-х гг.). Геолого-геохимический интерес к БС активизировал ряд открытий скоплений нефти в проницаемом гор. Ю0 свиты (БН). В работах исследователей научных школ ВНИГНИ, ВНИИГАЗа и ЗапСибНИГНИ неоднократно подчеркивалось, что в качестве эффективных продуцентов ОПС - битумоидов, УВ-газов и др. может рассматриваться практически весь объем осадочного чехла плиты в интервале глубин от 0,5.0,7 до 5,0 км и более, поскольку в разрезе нижнего мела и юры развиты превосходные, отличные, хорошие и средние по качеству материнские породы: газо- и битумоге-нерирующие толщи и отдельные пласты глин, глинистых алевролитов, углей, углистых и горючих (= битуминозных) сланцев, а нефтемате-ринская роль БС сильно преувеличена (по масштабам нефтенакопления в породах неокома) даже для районов СП. В большинстве случаев БС работала в плане нефтенакопления сама на себя (БН) - см. ниже.
Необходимо особо подчеркнуть, что предтечей мировой сланцевой нефти (СлН) стала именно БС Западной Сибири. Первые притоки обычной нефти типично
«сапропелево-морского» генетического типа (умеренно сернистой - содержание S от 0,5 до 2,0 %, малопарафинистой, - содержание парафина обычно 2,5.3,5 %) были получены в конце 1960-х - начале 1970-х гг. в ареале Салымского нефтяного месторождения на западе Салымско-Правдинской зоны (СПЗ).
В 1970-х и 1980-х гг., несмотря на разбури-вание большого числа перспективных площадей в ХМАО, число открытых залежей с промышленными запасами обычной нефти в БС увеличивалось медленно, однако число научных работ, в том числе диссертационных, посвященных геологии и нефтеносности верхнеюрского подкомплекса, стремительно росло.
К 1990 г. нефтеносность БС с учетом полупромышленных притоков была установлена на 31 площади СП.
Давно замечено: в нефтегазовой геологии чем сложнее проблема и чем дальше от ее решения, тем интенсивнее растет число публикаций (статей и книг), тем интенсивнее информационный шум, тем больше публикуется работ - пустых, никчемных, надуманных, узкопроблемных, дублирующих друг друга, далеких от решения главной проблемы. Такой проблемой для БС стала проблема качественного и количественного прогноза нефтеносности: где и как искать новые промышленные скопления, каковы количественные соотношения между запасами и ресурсами традиционной и «сланцевой» нефти и как они распределены в пространстве. По богатейшему - мирового масштаба - альб-сеноманскому газоносному комплексу за почти шесть десятилетий его изучения и освоения (1965-2022 гг.) опубликовано немного статей и всего несколько монографий, причем ни одной специальной [30], однако совсем мало работ «не по делу...». Но что такое сеноманский газ для России - знают даже школьники, но БС - пока «вещь сама по себе», особенно в практическом смысле, в том числе и к настоящему времени (2021-2022 гг.).
Обратное наблюдается для БС: сотни работ только после 2000 г., многие десятки монографий, множество статей, мелкотемных, в том числе околонаучных [22, 23, 25, 40], а главные проблемы не решены до настоящего времени. Хорошо изучена литология свиты, недостаточно - геотермическая характеристика и особенно онтогенез УВ (как все сформировалось). При этом многие отечественные авторы ссылаются на зарубежные оценки ресурсов СлН
в Западной Сибири (лучше говорить - неф-тебитумоидов/битумонефти) - нет пророков в своем Отечестве?
Автор занимается комплексом проблем БС с 1972 г. С первых образцов баже-новского керна, отобранных в июле 1972 г. в пос. Горноправдинск. В первое десятилетие были отобраны и проанализированы 850 образцов пород БС и АС (плюс до 500 образцов по тюменской свите нижней-средней юры) по десяткам разведочных площадей западных районов СП в Правдинской, Сургутской, Красноленинской, Назымской нефтегазоразве-дочных экспедициях «Главтюменьгеологии», сделано большое число геохимических и угле-петрографических (по углям средней юры) анализов. Уже к 1978 г. была разработана авторская концепция онтогенезиса БН центрально-западных районов Среднеобской и Фроловской областей, вошедшая составной частью в кандидатскую диссертацию «Геолого-геохимические и палеогеотермические условия нефтегазонос-ности пород юры Западной Сибири», результаты которой опубликованы [30, 32, 34, 35]. Уже тогда многие мысли, идеи, выводы были сформулированы и высказаны. Они практически не изменились до настоящего времени (2022 г.). Их суть заключается в следующем.
1. БС волжского возраста, сложенная глинисто-кремнистыми аргиллитоподобны-ми с высоким содержанием сапропелевой органики (Сорг = 5.25 %) породами, - наиболее выдающаяся, но не единственная битумогене-рирующая толща Западной Сибири. Ее нефте-материнская роль вольно или невольно сильно преувеличена. В большинстве случает она «работала» или сама на себя (автоаккумуляция нефти - БН), или на близлежащий коллектор - песчано-алевролитовые горизонты ва-сюганской свиты (гор. Ю^, в меньшей степени - на АТ (берриас). Кстати, до кровли тюменской свиты (гор. Ю2-3) «эмиграционная волна» баженовских битумоидов не доходила (на 20.30 м вниз).
2. Породы БС объемно насыщены ОПС (нефтебитумоидом = битумонефтью) только в средне- и высокопрогретых зонах (современные геотемпературы (СТ) - 105.110 °С и более, R° > 0,75.0,80 %, газовые угли в кровле тюменской свиты в гор. Ю2.Ю3 в 10.20 м ниже подошвы БС), вследствие генерационной термодеструкции существенно сапропелевого ОВ образуется горизонт Ю0 - трещинно-поровая
система, насыщенная обычной нефтью плотностью 0,840.0,870 г/см3, далее - легкой в интервале СТ = 115.125 °С и конденсатоподоб-ной, начиная с СТ = 126.128 °С, плотностью менее 0,8 г/см3.
3. Настоящим «полюсом» нефтенакопле-ния в БС является Салымская зона (СЗ) - западная часть крупной СПЗ, приуроченная к ярко выраженной термоаномалии (средний градиент температур - 4,0.4,5 °С / 100 м; СТ = 85.145 °С). Вторая термоаномалия -Красноленинская - находится на западной окраине геохимически благоприятного ареала распространения БС с несколько худшими условиями для формирования нефтеносных зон с традиционными («обычными») запасами нефти. От СЗ в центробежном направлении перспективы нефтеносности БС (гор. Ю0) снижаются.
4. Наиболее действенный фактор формирования «отдающей» нефтеносности БС -геотермический. Эмпирически установлено, что в диапазоне современных геотемператур получаются:
• при СТ = 60.85 °С - нефтепроявления из БС, поровые, часто нефтенасыщенны коллекторы Ю! и АТ;
• при СТ = 85.100 °С - непромышленные притоки нефти из БС (0,5.4 т/сут);
• при СТ = 100.115 °С - различные промышленные притоки нормальной нефти (от 4.5 до 50.100 т/сут и более), промышленная нефтеносность поровых коллекторов (гор. АТ, Ю;, Ю2) затухает;
• при СТ = 115.130 °С - главная нефтеносность БС (высокие и средние по величине притоки нефти средней и пониженной плотности, малосернистой);
• при СТ = 130.150 °С - начало и завершение разрушения нефти и нефтебитумоидов в объеме толщи, притоки легкой и конденсато-подобной нефти, часто уже бессернистой (содержание S менее 0,3 %), но и малопарафинис-той (содержание парафина 1,5.2,5 %).
Справедливо подчеркнуть, что настоящим первопроходцем проблемы БС был и остается Ф.Г. Гурари. Низкий ему поклон. Именно он на рубеже 1960-1970-х гг. акцентировал внимание геологической общественности на проблемах свиты.
В первое двадцатилетие активного изучения (1971-1990 гг.) вся толща БС рассматривалась как условно единый (литологически)
трещиноватый резервуар. Уже в 1977-1980 гг. были обозначены факторы, благоприятствующие образованию нефтеотдающих интервалов разреза и площадных участков в ареале Большого Салыма: геохимический, геотермический (генерация битумоидов), литологичес-кий (изоляция БС от поровых коллекторов -сверху (АТ) и снизу (гор. Юь при этом гор. Ю2 в кровле тюменской свиты не рассматривался -«далековато» от подошвы свиты), тектонический (отсутствие «дренирующих» разломов).
В 1991-2000 гг. в нефтяной промышленности России наблюдалась пауза в сфере разведки и добычи, вызванная известными причинами. Необходимо отметить, что в «золотое» двадцатилетие развития нефтяной и газовой отраслей промышленности России (1971-1990 гг.) установленная нефтеносность БС ограничивалась Салымско-Приобским и в меньшей степени Сургутским районами. Первые открытия нефти начинались на востоке Фроловской НГО, но, например, в Красноленинской зоне (районе) нефтенакопления в породах юры даже в высо-копрогретой Пальяновской - восточной - зоне из БС были получены только первые непромышленные притоки (скв. № 34, дебит нефти -1,13 м3/сут), а в Томской области - нефтепрояв-ления в ареале Колтогорского мегапрогиба, на Восточно-Моисеевской и Саймовской площадях (0,2.0,5 м3/сут) при СТ = 100.105 °С. Помимо Салымского нефтяного месторождения залежи были обнаружены на Малобалыкском, Верхнесалымском и Приразломном месторождениях опять же в ареале Большого Салыма, но, несмотря на бурение многих десятков поисковых и разведочных скважин, например, в пределах гигантских Приобского и Правдинского нефтяных месторождений, скоплений БН обнаружено не было.
Особенности геологического строения, ли-тологического состава и нефтегазоносности БС, в том числе геохимии ОВ и нефтей, изучались О.В. Барташевич, В.И. Белкиным, Ф.Г. Гурари,
B.М. Добрыниным, Т.В. Дорофеевой, М.Ю. Зуб-ковым, Г.А. Калмыковым, А.Э. Конторовичем,
C.Г. Красновым, Н.В. Лопатиным, С.Г. Неру-чевым, И.И. Нестеровым, Г.Р. Новиковым, Ф.К. Салмановым, В.А. Скоробогатовым и др. [1-40]. «Патриархом» проблемы, безусловно, является Ф.Г. Гурари (работы 1969-1998 гг.) [9, 10, 11 и др.].
Сложнейшая комплексная проблема нефтеносности БС к 1991 г. решена не была,
по крайней мере, в части оценки начальных потенциальных извлекаемых ресурсов в БС всей территории мегапровинции, прогнозирования и направленных поисков залежей нефти с «отдающими» коллекторами и запасами. Именно с ресурсами БН было мало что понятно. Их величина рассматривалась в диапазоне 3.20 млрд т извлекаемой обычной нефти из трещиноватых коллекторов (официальная оценка в 1989 г. - 5 млрд т).
С 2001 г. возобновились работы целевым назначением на БС, низы тутлеймской свиты и АС (гор. ЮК1 в восточных районах Красноленинского свода). Они продолжаются и до настоящего времени (2023 г.). В эти годы была установлена промышленная нефтеносность не только БС, но и АС на востоке Красно-ленинской зоны нефтенакопления (КЗН).
Успехи в освоении сланцевой нефти (СлН) в США, а также реальная нефтеносность горизонтов Юо.Ю^ послужили мощным стимулом для дальнейшего изучения БС и ее аналогов не только как эффективной битумоге-нерирующей (= нефтематеринской) свиты, но и как нетрадиционного коллектора для прироста запасов и промышленной добычи обычной - традиционной - нефти в Среднеобской и Фроловской областях и для оценок перспектив освоения битумонефти (БН ~ СлН).
По проблемам БС (а их много: генерационные, эмиграционные, коллекторские, ресурсные и др.) число публикаций в последние годы все увеличивается, но практически во всех из них отсутствуют ответы на главные проблемы: как сформировались «сладкие зоны» (участки) с отдающими коллекторами в БС? где искать новые для организации промышленной по масштабам добычи нефти из нее? совокупность каких условий привела к формированию нефтеносных зон (участков) с нормальной нефтью и промышленными запасами? каковы ресурсы обычной нефти и СлН в объеме БС?
ЗСМП, по общему признанию, рассматривается как своеобразная мегалаборатория для изучения большинства процессов нефтегазовой геологии и онтогенеза УВ, а БС - это «лаборатория в лаборатории» для познания онтогенеза морской «сапропелевой» нефти всей генетической цепочки процессов и явлений: генерация, эмиграция, консервация и разрушение - тепловое, но без вторичной миграции и аккумуляции, невозможных в изначально непроницаемой
глинисто-кремнисто-карбонатной («сапропелевой») толще.
Современная нефтяная геостатистика БС и АС такова. В пределах ХМАО открыты 85 месторождений с промышленными извлекаемыми запасами нефти в диапазоне от десятков тысяч тонн (по сути, непромышленные запасы на глубинах 2,7.3,2 км в СП) до 100 млн т, из них только 15 с запасами более 1 млн т, в том числе одно крупнейшее - Салымское, два крупных, три средних, 9 мелких, их запасы показаны в табл. 1.
При этом известны 32 мельчайших месторождения (от 0,1 до 0,99 млн т, извлек.) и 17 непромышленных, хотя и они отражены в Государственном балансе запасов (в диапазоне от 22 до 99 тыс. т). Интересны Жумажановское (0,1 млн т) и Южно-Жумажа-новское нефтяные месторождения (36 тыс. т), продуктивные только по БС (выше и ниже -вода, в поровых коллекторах средней юры (гор. Ю23), в АТ и в неокомских горизонтах групп «А» и «Б»). Вообще в ХМАО открыто большое число нефтяных месторождений, в пределах которых БС непродуктивна.
На севере Тюменской области (к югу от ХМАО) открыты 7 месторождений с залежами в БС, в том числе два с запасами более 1 млн т (извлек.), пять мельчайших
с суммарными разведанными запасами 4,5 млн т по кат. В1+С1 и 24,4 млн т по кат. В2+С2, все месторождения существенно недораз-веданы. В Томской области известно только одно официально открытое Федюшкинское нефтяное месторождение (0,018 млн т), на юге Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) - два, Вэнгаяхинское и Известинское месторождения, с извлекаемыми запасами соответственно 0,2 и 0,07 млн т по кат. В1+С1 и 0,97 млн т по кат. С2, т.е. мельчайшие.
Есть много скважин на большом числе площадей, которые при испытании интервала БС давали притоки нефти менее 1 т/сут, часто только десятки литров (практически «сухо»). Кроме того, известны 11 месторождений с разведанными запасами 0,8.1,0 млн т, 10 месторождений в диапазоне 0,5.0,8 млн т, 17 месторождений с разведанными запасами 0,1.0,5 млн т, 17 месторождений запасами менее 0,1 млн т (непромышленные по величине запасов), всего 65 месторождений в ХМАО, а вместе с крупными - 85.
Всего из верхнеюрских глинистых коллекторов (БС + АС) добыты 16 млн т, включая мелкие нефтяные месторождения, разведанные извлекаемые запасы всех нефтяных месторождений составляют 280 млн т, предварительно оцененные - около 520 млн т, в сумме
Таблица 1
Извлекаемые запасы нефти наиболее крупных месторождений ХМАО (БС + АС), млн т,
на 01.01.2018
№ п/п Месторождение Добыча накопленная Запасы
кат. А+В1+С1 кат. В2+С2 Всего
1 Салымское (СНМ) 4,3 96,7 38,3 139,3
2 Приразломное 0,2 69,2 77,0 146,7
3 Красноленинская зона 6,3 9,4 70,5 86,2
4 Правдинское 0,2 37,8 20,8 58,8
5 Северо-Салымское 0,3 29,0 0,9 30,2
Итого по Большому Салыму 5,0 232,7 137,0 374,7
6 Мурьяунское - 9,7 4,9 14,6
7 Айпимское 2,5 2,3 4,1 8,9
8 Кечимовское 0,02 3,4 4,8 8,2
9 Приобское - 4,0 98,2 102,2
10 Галяновское 0,3 2,4 8,8 11,5
11 Западно-Сахалинское 0,3 2,0 - 2,3
12 Средне-Шапшинское 0,1 1,9 2,4 4,4
13 Мултановское* - 1,7* - 1,7
14 Верне-Салымское - 1,1 5,8 6,9
15 Западно-Асомкинское - 1,0 - 1,0
Итого по месторождениям вне СНМ 3,2 29,5 129,0 157,7
Итого по наиболее крупным месторождениям 8,2 262,2 262,0 532,4
* Малодостоверные запасы, по-видимому, «битумонефти».
они не достигли даже 1 млрд т традиционной нефти. Насчитывается еще до 80 площадей с залежами УВ в нижнем мелу и песчано-гли-нистой юре, в пределах которых в одной или нескольких скважинах были получены дебиты на уровне 1.2 т/сут или нефтепроявления (десятки и сотни литров в сутки), однако промышленные скопления не установлены.
Курьезный случай произошел в Правдин-ской нефтегазоразведочной экспедиции в начале 1980-х гг. Для выполнения плана бурения прямо в поселке в речному порту пробурили, по сути, «дикую кошку» - поисковую скважину на площади, названной Имбирной. Так, даже в ней был получен приток из БС сотни литров в сутки. Эти и многие другие случаи в практике поисков нефти в гор. Ю0 доказывает тезис, высказанный автором [35], что в ареале распространения БС (рис. 1) в любом месте можно пробурить скважину и при тщательном испытании получить промышленный приток или (что чаще) непромышленную нефть (0,5.3,0 т/сут), т.е. породы свиты насыщены нефтью повсеместно, объемно, однако только в зонах, где современные геотемпературы (СТ) превышают 75.80 °С (в начале «нефтяного окна» для поровых традиционных коллекторов и залежей катагенез соответствует градации МК;). Очень показательна нефтепро-дуктивность БС на большинстве месторождений, которая отмечается на отдельных участках и не «соединяется» в единые залежи, как обычно происходит для выдержанных в пространстве песчано-алевролитовых коллекторов.
На востоке зоны термоаномалии КЗН выделяется целый ряд участков с нефтью в БС и АС, но явно не соединяющихся флюидодинамиче-ски друг с другом (они «стратифицированы» по вертикали). На востоке Сургутского свода в разрезе БС часто появляются линзы песчано-алевролитовых пород, чередующиеся с битуминозными глинами. Из них получают небольшие притоки нефти (на Курраганской и др. площадях), при этом запасы БС часто не фигурируют в государственном балансе, учитываются вместе с нефтью обычных коллекторов (АТ и др.). Таким образом, полюс нефтеносности БС - район Большого Салыма с центром в западной, высокопрогретой, части одноименного месторождения [14, 32, 35]. В центробежном направлении нефтеносность собственно битуминозных пород экспоненциально снижается. В верхней части абалакской сероцветной
толщи на западе ХМАО (Фроловская НГО) появляется коллектор, из которого на ряде площадей получены промышленные притоки нефти (гор. ЮК1).
При отборе керна (на Салымской и др. площадях) по микротрещинам постоянно наблюдаются капельки нефти, настоящей, «живой». Все породы БС в СП и прежде всего в Салымском нефтегазоносном районе высоко-битуминозны, объемно насыщены битумонеф-тью (нефтебитумоидом).
Необходимо отметить, что оперировать геологическими запасами нефти по БС не вполне корректно, так как вся толща насыщена биту-монефтью (нефтебитумоидом) в рассеянном состоянии и только малую их часть составляет нефть гор. Ю0 - отдающего трещиноватого коллектора. Таким образом, богатейшая нефтеносная зона по БС - Салымско-Правдинская в ближнем ареале двух одноименных месторождений. На других месторождениях продуктивны одна-две, максимум три скважины на фоне десятков непродуктивных (малопродуктивных) скважин.
В центральных и северных районах Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), на Ямале и Гыдане в БС не зафиксировано даже нефтепроявлений, хотя в одной из скважин на площади Харасавэйской из интервала БС, представленного серыми глинами (на 100 м выше гор. Ю2), получен промышленный приток газа с конденсатом при пластовой температуре 130 °С. С чем связан приток, осталось неясным, так как при подобных и даже более высоких СТ в гор. Ю0 сохраняется нефтяная фаза. Есть авторы, которые высоко оценивают роль БС в нефтенакоплении в арктических областях ЗСМП [27]. Однако эти предположения нереальны: породы свиты здесь небитуминоз-ны, а все «северные» нефти имеют «гумусово-континентальной» облик [30, 36].
В объеме свиты наблюдается макрорас-сеянное состояние битумоидов и микроконцентрированное состояние нефти (в трещинно-поровой системе гор. Ю0) с отдающими возможностями структурно-литолого-флюидальной системы. Битуминозность пород составляет в СПЗ 0,5.1,5 (до 2), % масс. [20, 24], т.е. в 1 м3 (2,3 т) породы содержится только жидких ОПС от 10 до 50 кг.
Все геохимические параметры нефтей БС тесно связаны с пластовыми температурами. По данным автора (табл. 2), при увеличении СТ
25 0 25 50 75 100 125 км \
белоярский
о
(7
ХМАО
<*> сг?
1 ® ЯНАО
* л Ьт <*Г 1
° А® А
«
12
Ханты-Мансийск4
£
О
о
Кондимское
Ю о СИ
* юг Тюменской (\ л обл.
# О
¿Уват /
ё>
• залежи нефти в БС
контуры месторождений: 1 - Салымского; 2 - Приразломного; 3 - Верхне-Салымского; 4- Верхне-Шапшинского; 5 - Средне-Шапшинского; 6 - Северо-Салымского; 7 - Правдинского; 8 - Петелинского; 9 - Малобалыкского; 10-Западно-Балыкского; 11 -Тундринского; 12-Сыньеганского; 13-Назымского; 14-Рогожниковского; 15-Айпимского; 16-Нижнесортымского; 17-Тевлинско-Русскинского; 18-Конитлорского; 19-Ватьеганского; 20-Средне-Ватлорского; 21 - Северо-Тромьеганского; 22 - Пякутинского; 23 - Малопякутинского
Рис. 1. Фрагмент схемы месторождений ХМАО с залежами нефти в горизонте Ю0 БС.
Районы: I - Салымский, II - Сургутский, III - Фроловский, IV - Красноленинский,
V - Надым-Пурский
от 90.95 °С до 135.140 °С плотность нефти снижается от 0,930.0,900 до 0,800 г/см3 и менее (рис. 2), содержание серы в том же диапазоне СТ - от 1,8.1,5 до 0,2 % и менее, вплоть до практически полного природного очищения нефти от сернистых соединений.
Точно так же резко уменьшается содержание смол и особенно асфальтенов (в сумме до 2 % и менее), которые разрушаются, и часть их массы снова переходит в твердые
состояния. Появление пирита (FeS) в БС связано, по-видимому, именно с процессом десуль-фуризации нефтей и битумоидов (а иначе куда девается сера?).
В пределах Салымского месторождения плотность нефти закономерно увеличивается от 0,798.0,818 г/см3 в «горячих» центральной и западной зонах до 0,873.0,916 г/см3 в более низкотемпературных периферийных восточных и северных зонах. Классическая нефть
о 1 1 • Салымское месторождение " О другие месторождения ГМултановское и дв.)
О о
о
© • п *|в
• •
о а 1 3 • о •О • . •
• о • • 1 лт * *1 • •
• • •• ^
■• Г •
ч*. •
4 ^ ^ •
80 90 100 110 120 130 140 150
СТ,°С
Рис. 2. График зависимости плотности нефтей БС от современных геотемператур
Таблица 2
Зависимость физико-химических свойств нефтей БС Салымского и Сургутского районов
от современных геотемператур
Месторождение, номер скважины СТ, °С Плотность, г/см3 Содержание в нефти, %
парафина серы смол силикагелевых асфальтенов
Мултановское, 2 88 0,929* 3,51 1,52 33,19** 6,07**
Салым, 139 99 0,873 2,96 1,04 6,45 0,88
Салым, 167 128 0,827 3,1 0,14 1,67 -
Салым, 141 138 0,798 2,4 0,11 0,75 -
* Тяжелая нефть = нефтебитумоид (приток 2 т/сут), по сути, это незрелая нафтеновая нефть [36]. ** Для обычной нефти «многовато» неуглеводородных соединений.
гор. Ю0 на участках среднепрогретых (по отношению к БС - 110.115 °С) имеет усредненные геохимические характеристики: плотность - 0,83.0,84 г/см3; содержание серы -0,5.1,0 %; парафинистость - 1,5.2,0 %; содержание смол и асфальтенов - 5.15 %.
Интересна битумонефть Конитлорского месторождения на западе СП: плотность -0,897 г/см3, содержание серы - 1,39 %, парафина - 2,15 %, смол - 4,85 %, асфальтенов -12,4 % (аномальное содержание). По сути, это недостаточно «созревшая» битумонефть, скопившаяся в еще неразвитой трещинной системе БС. И притоки подобной нефти невысокие: 5.10 т/сут.
Есть ряд нефтесодержащих месторождений, где нефтепродуктивны гор. АТ, Ю0 и Ю^ правда, с небольшими запасами нефти. При этом характеристики нефтей различаются порой существенно, что прямо показывает самобытность этих нефтяных систем, их син-генетичность вмещающим породам при вертикальных расстояниях между горизонтами
10.20 м. Нет разломов - нет субвертикальной миграции нефти в свободном состоянии, а эмиграция эффективна при малых расстояниях от кровли и подошвы БС до песчано-алевролитовых коллекторов (5.7 м, предел -10 м) [8, 33].
Интересно Малобалыкское нефтяное месторождение, расположенное непосредственно к востоку от СПЗ на юго-западе от Сургутского района. Оно представляет собой своеобразные полюсы нефтеносности в АТ с начальными запасами нефти почти 300 млн т (уже добыто 160 млн т). В БС запасы здесь минимальны - 0,8 и 8,1 млн т (кат. В! и В2), в гор. Ю2 тюменской свиты - 1,3 и 0,4 млн т соответственно (гор. Ю! отсутствует - глины). Нефти залежей горизонтов АТ, Ю0 и Ю2 существенно различаются по всем параметрам при СТ 98 °С, например, по плотности - соответственно 0,85; 0,88; 0,89 г/см3, сернистости - 1,2; 0,8; 1,1% и т.д. Причем битумонефть следует охарактеризовать как малозрелую (не вполне созревшую) в объеме свиты (менее 100 °С).
В пределах СП наиболее крупные залежи нефти образовались в гор. БС10 и БВ8 среднего валанжина (на Самотлорском, Федоровском и др. месторождениях), где зрелость РОВ позволяет развиваться процессам масштабного би-тумообразования в морских глинах мегионской свиты (градации катагенеза МК1 .начало МК2, показатель отражения витринита R° > 0,5 %).
Если битумонефть имеет возможность эмигрировать в близлежащий традиционный коллекторский горизонт (песчано-алевролито-вый или карбонатный - в низах БС), она уходит из материнского пласта (прослоя, обогащенного ОВ). То же относится и к БС, когда она «зажата» между АТ и гор. Ю1 (глинистые перемычки между ними не более 10 м).
Для понимания процессов онтогенеза и нефтенакопления оценен генерационный потенциал БС в трех зонах СП (табл. 3), для чего автор провел расчеты объемов битумоге-нерации для ряда площадей и зон нефтенакоп-ления с привлечением методики генерационно-массовых расчетов [8, 36] и данных о содержании, типе и степени катагенеза ОВ [31].
Мало того, что объемы и плотности генерации нефтебитумоидов на востоке СП были намного меньше, чем в Салымском районе, возможности для сохранности в объеме БС были практически нулевыми (массовая эмиграция), поэтому-то и отсутствует нефтеносность БС за редкими исключениями.
Вывод очевиден: в западных районах Среднеобской области масштабы генерации битумонефтей были несравненно выше, чем в восточных, в силу этой генетической причины и сформировались богатейшая нефтеносная зона в ареале Салымского месторождения и ряд менее значимых зон (участков с отдающими нефть коллекторами).
Все онтогенетические «необходимости» для крупномасштабной битумогенерации: вещество - энергия - пространство - время - катализ (природный) в объеме БС западной половины СП выполняются полностью (Салым) или в значительной степени (западные и северные склоны Сургутского свода, центрально-восточные районы Фроловской НГО).
Ареал установленной промышленной нефтеносности БС простирается от северных районов Тюменской области до севера ХМАО и юга НПТР, от восточных участков Красноленинского свода до западных склонов Нижневартовского свода (Поточное и Урьевское месторождения).
В работах автора конца 1970-х - середины 1980-х гг. подчеркивались онтогенетически необходимые условия для промышленной нефтеносности гор. Ю0: современное содержание РОВ не менее 6.7 %, СТ не менее 110 °С (чем больше, тем лучше), литологическая изоляция БС обычными серыми глинами сверху и снизу не менее 10 м (при отсутствии даже малоамплитудных разломов - 7.8 м при фоновой мощности БС 25.35 м). Это прогностические параметры для поисков «обычной» нефти в БС.
При условии невозможности или минимальной эмиграции (при отсутствии разломов) в объеме БС сохраняется до 3,8 т нефтепо-добного газонасыщенного битумоида на 1 м2; 3,8 млн т - на 1 км2 и т.д. Это геологически рассеянные ресурсы СлН и обычной (в трещинах гор. Ю0) нефти. Таким образом, в пределах вы-сокопрогретой зоны (110.140 °С) на площади Большого Салыма около 10 тыс. км2 в объеме БС содержится до 38.40 млрд т нефтебиту-моидов / битумонефти.
Для всех перспективных земель расчеты становятся менее доверительными:
Таблица 3
Удельные плотности генерации битумоидов в различных зонах СП* по усредненным генерационным параметрам на 1 м2
Генерационный параметр Зона
Приобская Салымская (центр) Самотлорская
Мощность БС, м 30 35 12
Содержание РОВ, среднее, % 14 10 16
Масса РОВ на 1 м2, т, (в столбе породы) 9,2 8,4 4,4
R°, % 0,65 1,0 (0,55.1,35 %) 0,70
Удельная битумогенерация на 1 т ОВ, % 10,4 24,0 12,7
Масса генерации нефтебитумоидов на 1 м2 0,96 2,0 0,56
Примечание. РОВ существенно сапропелевого типа (II) с малой примесью гумусовой компоненты (менее 10 %), «окно в нефть» для БС сдвинуто по шкале катагенеза до интервала = 0,65.1,40 %.
площадь распространения «классической» БС - 300 тыс. км2; средняя толщина свиты -25.30 м (во многих зонах СП - до 40.45 м); современное Сорг (РОВ) - от 6.7 до 17.20 %; территория с уровнем катагенеза от 0,75 до 1,15 % (Я°) в кровле тюменской свиты -200 тыс. км2.
Минимальная общая масса генерированных битумоидов на площади 200 тыс. км2 -220 млрд т (на самом деле, существенно больше с учетом площади до 300 тыс. км2 и зон катагенеза в БС = 0,60.0,80 %).
При среднем коэффициенте эмиграции 0,15 (при ее полном отсутствии в центрально-западных районах и с учетом частичной эмиграции на востоке СП - до 50.60 %) ориентировочная оценка остаточной (неэмигрировавшей) массы битумоидов (микронефти) составит около 190 млрд т. Это и есть «геологические ресурсы» нефтебитумоидов = СлН в БС свите центрально-западных районов ЗСМП.
Вопрос о массе (ресурсах) извлекаемой части СлН остается технологически неопределенным. Даже создание специальных «ба-женовских» полигонов пока мало что дало в плане масштабного освоения битумонефти [15, 42]. Чисто экспертно эту величину можно оценить в 10.12 % (19.23 млрд т) при использовании в будущем новейших инновационных технологий. При этом ресурсы обычной нефти становятся частью этой интегральной величины, а ресурсы собственно СлН в Западной Сибири составят до 20 млрд т (извлек.). Это оценка «сверху» нефтяного потенциала БС (в рассеянном виде). По данным Минприроды РФ, ресурсы СлН в ХМАО оцениваются в 11 млрд т (извлек.), при этом конкретные расчеты отсутствуют. Где же истина? По-видимому, внутри интервала 11.20 млрд т (извлек.).
Представляется, что в силу ряда причин именно БС станет лидером по добыче СлН в России. По расчетам ряда исследователей, возможная добыча баженовской СлН может достигнуть в 2030 г. 20 млн т, но, по мнению автора, масштаб нефтеносности верхнеюрских битуминозных пород в центрально-западной части ЗСМП таков, что реально позволит добывать ежегодно до 45.50 млн т, возможно, до 70 млн т. Итак, геологический феномен БС налицо. Предстоит самое трудное: промыш-ленно освоить запасы обычной баженовско-абалакской нефти и очень значительные
ресурсы нефтебитумоидов = битумонефти (СлН) [1, 8, 31, 37, 43].
Таким образом, при движении с запада на восток от Салымского и Сургутского районов с появлением «принимающего» горизонта Ю! вся нефтеносность БС «завершается»: эмиграционный поток части нефтебитумоидов устремляется вниз, насыщая близлежащий песчано-алевролитовый коллектор (гор. Ю^, или вверх - в ачимовские линзы (АТ). Учтем также, что разломов, даже среднеамплитудных (10.20 м), в СП мало.
В северных областях мегапровинции снижается содержание в БС органики, ухудшаются ее свойства (смешанное ОВ гумусово-сапропелевого типа), и, как следствие, нефтеносность свиты практически исчезает уже на юге НПТР [8, 35]. В ЯНАО из многих сотен разбуренных площадей нефтеносность в БС установлена только на четырех (на двух - полупромышленная).
Вне ареала промышленной нефтеносности БС поиски месторождений успеха иметь не будут, как и их научное обеспечение. В этой связи проводить обширные научно-аналитические исследования БС в Томской области, на востоке ХМАО (Вахский район) и тем более в северных и арктических областях ЗСМП совершенно бессмысленно с практической, да и с научной точки зрения: их результаты не приведут к новым открытиям, что было показано еще в работах 1980-х гг. [14, 35], и последующие бурение скважин и испытание гор. Ю0 только подтвердили этот вывод. Усилия будут напрасными.
Итак, несмотря на «научную бездонность» проблемы баженовской нефти в ее концентрированном и рассеянном состояниях в центрально-западных районах ЗСМП, публикацию десятков монографий, сотен статей, защиту множества кандидатских и докторских диссертаций, пора все же приходить к единому мнению о ресурсах баженовской - действительно сланцевой - нефти, к реальному прогнозированию, направленным поискам, рациональной разведке, промышленному освоению и добыче битумонефти в ощутимых объемах.
Эта комплексная мегапроблема должна наконец-то найти практический выход к масштабному производству - добыче «морской сапропелевой», по генезису, нефти верхнеюрского подкомплекса ЗСМП - в промышленных масштабах, на уровне десятков миллионов тонн в год [1, 31].
Список литературы
1. Афанасенков А.П. Нефть Западной Сибири /
A.П. Афанасенков, В.А. Скоробогатов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2022. - № 2. - С. 12-26.
2. Балушкина Н.С. Закономерности строения баженовского горизонта и верхов абалакской свиты в связи с перспективами добычи нефти / Н.С. Балушкина, Г.А. Калмыков,
Т. А. Кирюхина и др. // Геология нефти и газа. -2013. - № 3. - С. 48-61.
3. Билибин С.И. К оценке запасов и ресурсов сланцевой нефти / С.И. Билибин,
Г.А. Калмыков, Н.С. Балушкина и др. // Недропользование XXI век. - 2015. - № 1. -С. 34-45.
4. Брадучан Ю.В. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность) / Ю.В. Брадучан, Ф.Г. Гурари,
B.А. Захаров и др. - Новосибирск: Наука, 1986.
5. Брехунцов А.М. Нефти битуминозно-кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород / А.М. Брехунцов, И.И. Нестеров // Горные ведомости. - 2011. -№ 6. - С. 30-61.
6. Варламов А.И. Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефти Российской Федерации в свете существующих проблем / А.И. Варламов // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 14-23.
7. Гончаров И.В. Геохимические особенности нефтей баженовской свиты Салымского месторождения / И.В. Гончаров,
Н.К. Винокурова, М.П. Бодрягина // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: сб. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. -
C. 115-123.
8. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров,
B.И. Высоцкий и др. - М.: Недра, 2014. - 284 с.
9. Гурари Ф.Г. Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности / Ф.Г. Гурари. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - 135 с.
10. Гурари Ф.Г. Региональный прогноз промышленных скоплений углеводородов
в доманикитах / Ф.Г. Гурари // Геология нефти и газа. - 1984. - № 2. - С. 1-5.
11. Гурари Ф.Г. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты / Ф.Г. Гурари и др. -
М.: Недра, 1988. - 199 с.
12. Дорофеева Т.В. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири / Т.В. Дорофеева,
C.Г. Краснов, Б.А. Лебедев и др. - Л.: Недра, 1983.
13. Дорофеева Т.В. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты / Т.В. Дорофеева, М.Г. Аристаров, Е.Ю. Блинкова и др. -
М.: Недра, 1992.
14. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. -М.: Недра, 1986. - 221 с.
15. Забелло Е. Бажену - национальный статус. Нефтяники планируют объединить усилия
по поиску технологий для бажена / Е. Забелло // Oil and Gas J., Russia. - 2017. - № 7. - С. 50-53.
16. Зубков М.Ю. Коллекторы в бажен-абалакском комплексе Западной Сибири и способы
их прогноза / М.Ю. Зубков // Геология нефти и газа. - 2014. - № 5. - С. 58-72.
17. Зубков М.Ю. Органическое вещество баженовской свиты Салымского месторождения / М.Ю. Зубков, Н.М. Зубарева, А.Х. Сайфуллина // Геология нефти и газа. -1988. - № 5. - С. 19-25.
18. Калмыков Г.А. Нефтегазоносные высокоуглеродистые толщи на границе юры и мела / Г.А. Калмыков, Н.Л. Киселева, Н.С. Балушкина и др. - Ярославль: Аверс Плюс, 2017. - 308 с.
19. Колпаков В.В. Нефтеносность и геологическое строение нормального и аномального разрезов баженовской свиты Когалымского региона / В.В. Колпаков, Д.А. Спиридонов, Г.Х. Шайхутдинов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 11. - С. 5-17.
20. Конторович А.Э. Геохимия битумоидов баженовской свиты / А.Э. Конторович,
Е.А. Костырева, С.В. Родякин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 2. - С. 79-88.
21. Корж М.В. Особенности литогенеза аргиллитов баженовской свиты и возможный механизм образования в них залежей нефти / М.В. Корж, С.И. Филина // Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири: сб. - М.: ИГиРГИ, 1980. - С. 6-17.
22. Коровина Т.А. Особенности вещественного состава пород баженовской свиты на Ай-Пимской площади / Т. А. Коровина,
Е.П. Кропотова, И.В. Федорцов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 6. - С. 18-21.
23. Лимбергер Ю. Загадки баженовской свиты. Остались ли на земле гигантские месторождения нефти? / Ю. Лимбергер // Нефтегазовая вертикаль. - 2017. - № 12. -С. 70-73.
24. Лопатин Н.В. Баженовская свита ЗападноСибирского бассейна: нефтегенерационные свойства и катагенетическая
зрелость / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 1999. - № 7. - С. 2-17.
25. Немова В.Д. Эффективные подходы
к изучению и прогнозу нефтеносности отложений баженовской свиты / В.Д. Немова, Е.П. Аташева, И.В. Панченко и др. // Геология нефти и газа. - 2014. - № 6. - С. 36-47.
26. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский, А.Я. Малых и др. -
М.: Недра, 1987. - 256 с.
27. Полякова И.Д. Баженовская свита -источник промышленных нефтей и жирных газов в титон-неокомских отложениях Южно-Карского региона / И.Д. Полякова,
B.И. Богоявленский // Докл. АН. - 2011. -Т. 440. - № 1. - С. 105-110.
28. Предтеченская Е.А. Баженовская свита как «промежуточный» коллектор углеводородов в зонах дизъюнктивных нарушений / Е.А. Предтеченская, О.Н. Злобина // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 11. - С. 20-33.
29. Скворцов М.Б. Новые данные о размещении нефтегазопродуктивных зон баженовских отложений Западной Сибири / М.Б. Скворцов, Г.В. Кузнецов, Н.Д. Сурова и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 2. - С. 89-96.
30. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - 2014. - № 3 (19). - С. 8-26.
31. Скоробогатов В.А. Практические аспекты изучения и освоения нефтяного потенциала баженовской битумогенерирующей толщи Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, А.П. Афанасенков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2019. -№ 6. - С. 3-12.
32. Скоробогатов В.А. Некоторые критерии перспектив нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири / В.А. Скоробогатов,
C.Г. Краснов // Геология нефти и газа. - 1984. -№ 3. - С. 15-19.
33. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений
углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1991. - № 8. - С. 23-29.
34. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) /
B.А. Скоробогатов // Советская геология. -1984. - № 9. - С. 3-13.
35. Скоробогатов В.А. Условия формирования углеводородных скоплений в верхнеюрских отложениях центральных и северных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1980. - № 11. -
C. 25-32.
36. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов,
B.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
37. Ступакова А.В. К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти / А.В. Ступакова,
Г. А. Калмыков, Н.П. Фадеева и др. // Вестник Моск. ун-та. Серия 4: Геология. - 2015. -№ 3. - С. 3-10.
38. Трофимук А.А. Баженовская свита -уникальный природный резервуар нефти /
A.А. Трофимук, Ю.Н. Карогодин // Геология нефти и газа. - 1984. - № 4. - С. 29-33.
39. Ушатинский И.Н. Литология и перспективы нефтеносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири / И.Н. Ушатинский // Сов. геология. -1981. - № 2. - С. 11-22.
40. Цветков Л.Д. Сланцевая нефть России / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -
№ 5 (16): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -
C. 219-230.
41. Шандрыгин А.Н. Состояние и перспективы разработки месторождений сланцевой нефти / А.Н. Шандрыгин, И.В. Шпуров,
B.Г. Браткова // Недропользование XXI век. -2015. - № 1. - С. 52-63.
42. Шпильман А.В. О принципах создания научного полигона «Баженовский» в Ханты-Мансийском автономном округе - Югра // Недропользование XXI век. - 2015. - № 1. -
C. 4-10.
43. Шутько С.Ю. Сценарный прогноз параметров добычи нефти из низкопроницаемых нефтегазовых резервуаров баженовской свиты / С.Ю. Шутько, Д.А. Дубровский, А.Н. Лопатников // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. - С. 56-64.
Bazhenovo oil from Western Siberia: genesis, reserves, resources, prospects for recovery
V.A. Skorobogatov
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Author analyzes modern status of the geological-geochemical knowledge oil-bearing capacity of the most problematic geological object in central-western regions of West-Siberian megaprovince, such as the Bazhenovo bitumen-generating (oil-source) series dated by Volgian stage. There are data on oil presence (number of fields, amounts of oil reserves). The paper includes the brief analysis of conditions favorable for generation of the oil-giving zones and sites, as well as the main genetic criteria of prediction (in view of further searching). Author enunciates his own vision of the recoverable resources of Bazhenovo series and gives the prognosis for development of Bazhenovo shale oil.
Keywords: field, deposit, well, oil, bitumoid, search, reserves, resources, Bazhenovo series, inflow, prospects, production.
References
1. AFANASENKOV, A.P., V.A. SKOROBOGATOV. Petroleum at Western Siberia [Neft Zapadnoy Sibiri]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomuka i Upravleniye, 2022, no. 2, pp. 12-26, ISSN 0869-3188. (Russ.).
2. BALUSHKINA, N.S., G.A. KALMYKOV, T.A. KIRYUKHINA, et al. Regularities of structure of Bazhenov horizon and upper parts of Abalak suite in view of oil production prospects [Zakonomernosti stroyeniya bazhenovskogo gorizonta i verkhov abalakskoy svity v svyazi s perspektivami dobychi nefti]. Geologiya Nefti i Gaza, 2013, no. 3, pp. 48-61, ISSN 0016-7894. (Russ.).
3. BILIBIN, S.I., G.A. KALMYKOV, N.S. BALUSHKINA, et al. Revisited to the assessment of reserves and resources of oil shale [K otsenke zapasov i resursov slantsevoy nefti]. NedropolzovaniyeXXIvek, 2015, no. 1, pp. 34-45. ISSN 1998-4685. (Russ.).
4. BRADUCHAN, Yu.V., F.G. GURARI, V.A. ZAKHAROV, et al. Bazenovo horizon at Western Siberia (stratigraphy, paleogeography, ecosystem, oil presence) [Bazhenovskiy gorizont Zapadnoy Sibiri (stratigrafiya, paleogeografiya, ekosistema, neftenosnost)]. Novosibirsk: Nauka, 1986. (Russ.).
5. BREKHUNTSOV, A.M., I.I. NESTEROV. Oils from bituminous-siliceous-argillaceous and carbonaceous-siliceous-argillaceous rocks [Nefti bituminozno-kremnisto-glinistykh i karbonatno-kremnisto-glinistykh porod]. Gornyye Vedomosti, 2011, no. 6, pp. 30-61, ISSN 1818-5606. (Russ.).
6. VARLAMOV, A.I. Status and prospects for development of the crude oil in-situ resources of Russian Federation through the lens of actual problems [Sostoyaniye i perspektivy razvitiya seryevoy basy nefti Rossiyskoy Federatsii v svete sushchestvuyushchikh problem]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 5, pp. 14-23. ISSN 0016-7894. (Russ.).
7. GONCHAROV, I.V., N.K. VINOKUROVA, M.P. BODRYAGINA. Geochemical specifics of Bazenovo oils from Salymskoye field [Geokhimicheskiye osobennosti neftey bazhenovskoy svity Salymskogo mestorozhdeniya]. In: Structure and oil-gas-bearing capacity of West-Siberian bazhenits [Stroyeniye i neftegazonosnost bazhenitov Zapadnoy Sibiri]: collected bk. Tyumen: ZapSibNIGNI, 1985, pp. 115-123. (Russ.).
8. GULEV, V.L., N.A. GAFAROV, V.I. VYSOTSKIY, et al. Alternative gas and oil resources [Netraditsionnyye resursy gaza i nefti]. Moscow: Nedra, 2014. (Russ.).
9. GURARI, F.G. Siberian domanikites and their impact to oil and gas presence [Domanikity Sibiri i ikh rol v neftegazonosnosti]. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1982. (Russ.).
10. GURARI, F.G. Regional forecast of commercial hydrocarbon agglomerations within domanikites [Regionalnyy prognoz promyshlennykh skopleniy uglevodorodov v domanikitakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 1984, no. 2, pp. 1-5, ISSN 0016-7894. (Russ.).
11. GURARI, F.G. Conditions favorable for generation and searching procedure for oil deposits in argillites of Bazhenovo formation [Usloviya formirovaniya i metodika poiskov zalezhey nefti v argillitakh bazhenovskoy svity]. Moscow: Nedra, 1988. (Russ.).
12. DOROFEYEVA, T.V., S.G. KRASNOV, B.A. LEBEDEV, et al. Oil reservoirs at Bazhenovo formation in Western Siberia [Kollektory nefti bazhenovskoy svity Zapadnoy Sibiri]. Leningrad, USSR: Nedra, 1983. (Russ.).
13. DOROFEYEVA, T.V., M.G. ARISTAROV, Ye.Yu. BLINKOVA, et al. Local forecast of oil deposits in Bazhenovo formation [Lokalnyy prognoz zalezhey nefti bazhenovskoy svity]. Moscow: Nedra, 1992.
14. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermal field of the young plates in the USSR [Teplovoye pole molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1986. (Russ.).
15. ZABELO, Ye. National status to Bazhenovo.Oil suppliers plan to combine efforts in seeking for technologies for Bazhenovo oil [Bazhenu - natsionalnyy status. Neftyaniki planiruyut obyedinit usiliya po poisku tekhnologiy dly bazhena]. Oil and Gas J., Russia, 2017, no. 7, pp. 50-53. (Russ.).
16. ZUBKOV, M.Yu. Reservoirs in the Bazheno-Abalak complex of the Western Siberia and methods of forecasting its spread [Kollektory v bazhen-abalakskom komplekse Zapadnoy Sibiri i sposoby ikh prognoza]. Geologiya Nefti i Gaza, 2014, no. 5, pp. 58-72, ISSN 0016-7894. (Russ.).
17. ZUBKOV, M.Yu., N.M. ZUBAREVA, A.Kh. SAYFULLINA. Organic matter of Bazhenovo formation at Salymskoye field [Organicheskoye veshchestvo bazhenovskoy svity Salymskogo mestorozhdenoya]. Geologiya Nefti i Gaza, 1988, no. 5, pp. 19-25, ISSN 0016-7894. (Russ.).
18. KALMYKOV, G.A., N.L. KISELEVA, N.S. BALUSHKINA, et al. Oil-gas-bearing high-carbon series at interface of Jurassic and Cretaceous systems [Neftegazonosnyye vysokouglerodistyye tolshchi na granitse yury i mela]. Yaroslavl: Avers Plyus, 2017. (Russ.).
19. KOLPAKOV, V.V., D.A. SPIRIDONOV, G.Kh. SHAYKHUTDINOV, et al. Oil content and geological structure of the normal and anomalous sections of Bazhenov suite in Kogalym region [Neftenosnost i geologicheskoye stroyeniye normalnogo i anomalnogo razrezov bazhenovskoy svity Kogalymskogo regiona]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2016, no. 11, pp. 5-17, ISSN 2413-5011. (Russ.).
20. KONTOROVICH, A.E., Ye.A. KOSTYREVA, S.V. RODYAKIN, et al. Geochemistry of Bazhenov formation bitumoids [Geokhimiya bitumoidov bazhenovskoy svity]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 2, pp. 79-88, ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. KORZH, M.V., S.I. FILINA. Specifics of lithogenesis of Bazhenovo argillites and possible mechanism of oil deposits generation in these rocks [Osobennosti litogeneza argillitov bazhenovskoy svity i vozmozhnyy mekhanizm obrazovaniya v nikh zalezhey nefti]. In: Oil-bearing capacity of West-Siberian Bazhenovo formation [Neftenosnost bazhenovskoy svity Zapadnoy Sibiri]: collected bk. Moscow: Institute for Geology and Development of Fossil Fuels (IGiRGI), 1980. (Russ.).
22. KOROVINA, T.A., Ye.P. KROPOTOVA, I.V. FEDORTSOV. Specifics of material composition of Bazhenovo series rocks at Ay-Pimskaya stretch [Osobennosti veshchestvennogo sostava porod bazhenovskoy svity na Ay-Pimskoy ploshchadi]. Neftyanoye Khozyaystvo, 2001, no. 6, pp. 18-21, ISSN 0028-2448. (Russ.).
23. LIMBERGER, Yu. Enigmas of Bazhenov suite. Are there any gigantic oil fields under foot? [Zagadki bazhenovskoy svity. Ostalis li na Zemle gigantskiye mestorozhdeniya nefti?]. Neftegazovaya Vertikal, 2017, no. 12, pp. 70-73. (Russ.).
24. LOPATIN, N.V., T.P. YEMETS. Bazhenovo formation at Western-Siberian basin: capacity for oil generation and catagenic maturity [Bazhenovskaya svita Zapadno-Sibirskogo basseyna: neftegeneratsionnyye svoystva i katageneticheskaya zrelost]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 1999, no. 7, pp. 2-17, ISSN 2413-5011. (Russ.).
25. NEMOVA, V.D., E.P. ATASHEVA, I.V. PANCHENKO, et al. Efficient approaches to investigation and prediction of petroleum potential of the Bazhenov suite deposits [Effektivnyye podkhody k izucheniyu neftenosnosti otlozheniy bazhenovskoy svity]. Geologiya Nefti i Gaza, 2014, no. 6, pp. 36-47, ISSN 0016-7894. (Russ.).
26. NESTEROV, I.I., I.N. USHATINSKIY, A.Ya. MALYKH, et al. Oil-gas-bearing capacity of mud rocks at Western Siberia [Neftegazonosnost glinistykh porod Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra, 1987. (Russ.).
27. POLYAKOVA, I.D., V.I. BOGOYAVLENSKIY. The Bazhenovo formation as a source of economic oils and rich gases in the Tithonian-Neocomian section of the South Kara region [Bazhenovskaya svita - istochnik promyshlennykh neftey i zhirnykh gazov v titon-neokomskikh otlozheniyakh Yuzhno-Karskogo regiona]. DokladyAkademii nauk, 2011. - T. 440. - № 1. - C. 105-110, ISSN 0869-5652. (Russ.).
28. PREDTECHENSKAYA, Ye.A., O.N. ZLOBINA. Bazhenovo formation as a "transitional" reservoir of hydrocarbons in zones of disjunctive dislocations [Bazhenovskaya svita kak "promezhutochnyy" kollektor uglevodorodov v zonakh dizyunktivnykh narusheniy]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2018, no. 11, pp. 20-33, ISSN 2413-5011. (Russ.).
29. SKVORTSOV, M.B., G.V. KUZNETSOV, N.D. SUROVA, et al. New data on the bazhenov pay zones occurrence in West Siberia [Novyye dannyye o razmeshchenii neftegazoproduktivnykh zon bazhenovskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 2, pp. 89-96, ISSN 0016-7894. (Russ.).
30. SKOROBOGATOV, V.A. Research and development of the hydrocarbons potential of the soils of the Western Siberian sedimentary megabasin: results and perspectives [Izucheniye i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nedr Zapadno-Sibirskogo osadochnogo megabasseyna: itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 8-26. ISSN 2306-8949. (Russ.).
31. SKOROBOGATOV, V.A., A.P.AFANASENKOV. Practical aspects of studying and development of oil potential for Bazhenov bitumen-generating series at Western Siberia [Prakticheskiye aspekty izucheniya i osvoyeniya nefryanogo potentsiala bazhenovskoy bitumogeneriruyushchey tolshchi Zapadnoy Sibiri]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2019, no. 6, pp. 310. ISSN 0869-3188. (Russ.).
32. SKOROBOGATOV, V.A., S.G. KRASNOV. Few criteria of outlooks for oil presence at Bazhenov suite in Western Siberia [Nekororyye kriterii perspektiv neftenosnosti bazhenovskoy svity Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza, 1984, no. 3, pp. 15-19. ISSN 0016-7894. (Russ.).
33. SKOROBOGATOV, V.A. Thermobaric-geochemical evolution of hydrocarbon agglomerations [Termobarogeokhimicheskaya evolutsiya skopleniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 1991, no. 8, pp. 23-29. ISSN 0016-7894. (Russ.).
34. SKOROBOGATOV, V.A. Background of oil and gas accumulation in Krasnoleninskaya zone (Western Siberia) [Uslovia neftenakopleniya v Krasnoleninskoy zone (Zapadnaya Sibir)]. Sovetskaya Geologiya, 1984, no. 9, pp. 3-13, ISSN 0869-7175. (Russ.).
35. SKOROBOGATOV, V.A. Conditions favorable for forming hydrocarbon agglomerations in Upper-Jurassic deposits of central and northern regions at Western Siberia [Usloviya formirovaniya uglevodorodnykh skopleniy v verkhneyurskikh otlozheniyakh tsentralnykh i svernykh rayonov Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 1980, no. 11, pp. 25-32. ISSN 0016-7894. (Russ.).
36. STROGANOV, L.V., V.A. SKOROBOGATOV. Western-Siberian gases and oils of earlier generation [Gazy i nefti ranney generatsii Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2004. (Russ.).
37. STUPAKOVA, A.V., G.A. KALMYKOV, N.P. FADEYEVA, et al. To assessment of shale oil resources and reserves [K otsenke resursov i zapasov slantsevoy nefti]. VestnikMoskovskogo Universiteta. Series: Geology, 2015, no. 3, pp. 3-10, ISSN 0579-9406. (Russ.).
38. TROFIMUK, A.A., Yu.N. KAROGODIN. Bazhenovo formation as a unique natural oil reservoir [Bazhenovskaya svita - unikalnyy prirodnyy rezervuar nefti]. Geologiya Nefti i Gaza. 1984, no. 4, pp. 29-33. ISSN 0016-7894. (Russ.).
39. USHATINSKIY, I.N. Lithology and outlooks for oil presence in Jurassic-Neocomian bituminous sediments at Western Siberia [Litologiya i perspektivy neftenosnosti yursko-neokomskikh bituminoznykh otlozheniy Zapadnoy Sibiri]. Sovetskaya Geologiya, 1981, no. 2, pp. 11-22, ISSN 0869-7175. (Russ.).
40. TSVETKOV, L.D., N.L. TSVETKOVA. Slate oil of Russia [Slantsevaya neft Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 219-230. ISSN 2306-8949. (Russ.).
41. SHANDRYGIN, A.N., I.V. SHPUROV, V.G. BRATKOVA. Status and prospects for development of shale oil fields [Sostoyaniye i perspektivy razrabotki mestorozhdeniy slantsevoy nefti]. Nedropolzovaniye XXI vek, 2015, no. 1, pp. 52-63. ISSN 1998-4685. (Russ.).
42. SHPILMAN, A.V. On principles of creating a "Bazhenovskiy" scientific polygon in Khanty-Mansi autonomous area - Yugra [O printsipakh sozdaniya nauchnogo poligona "Bazhenovskiy" va Khanty-Mansiyskom avtonomnom okruge - Yugra]. NedropolzovaniyeXXIvek, 2015, no. 1, pp. 4-10. ISSN 1998-4685. (Russ.).
43. SHUTKO, S.Yu., D.A. DUBROVSKIY, A.N. LOPATNIKOV. Scenario prediction for parameters of oil recovery from low-permeable Bazhenovo oil-gas reservoirs [Stsenarnyy prognoz parametrov dobychi nefti iz nizkopronitsayemykh neftegazovykh reservuarov bazhenovskoy svity]. Delovoy ZhurnalNeftegaz.ru, 2018, no. 10, pp. 56-64, ISSN 2410-3837. (Russ.).
