CC BY
9
УДК 553.981.8:550.812(470)
Формирование и прогнозирование конденсатсодержащих месторождений и залежей в осадочных бассейнах России. Проблемы ресурсов, разведки и добычи в XXI веке
A.Н. Рыбьяков1, О.Г. Кананыхина2*
1 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1 * E-mail: O_Kananykhina@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова
свободный газ, конденсат, генезис, залежь, запасы,
ресурсы, добыча
В осадочных бассейнах (ОБ) мира к 2021 г. открыты, по разным оценкам, 76...77 тыс. месторождений углеводородов (МУВ) разной величины с точки зрения геологических (извлекаемых) запасов нефти, природного - свободного (СГ) и неф-терастворенного - газа и газового конденсата (ГК) и различного фазового состояния - газовые (Г), ГК, нефтегазовые (НГ), нефтегазоконденсатные (НГК), газокон-денсатонефтяные (ГКН), нефтяные (Н). Количество газосодержащих МУВ составляет 33.34 тыс. В России обнаружены 3700 МУВ, в том числе 980 содержащих СГ. Не во всех энциклопедиях и справочниках присутствует определение ГК1. Согласно Российской газовой энциклопедии1 2004 г., это легкая бесцветная или слабоокрашен-ная жидкость типа «белой нефти» плотностью, как правило, 0,74.0,77 г/см3, состоящая из смеси легких углеводородов (УВ) метанового, нафтенового и ароматического типа с крайне редкими малыми примесями твердых алкановых УВ (парафина-П), сернистых соединений и особенно смол. Асфальтены отсутствуют (в 95 случаях из 100). ГК, или просто конденсат, получают при испытаниях и/или эксплуатации конденсат-содержащих залежей СГ при сепарации - отделении жидкой фазы от газообразной.
Вопросам генезиса конденсата, формирования и распространения ГК-скоплений в ОБ различного типа и возраста, а также в разных термобароглубинных и катаге-нетических условиях земных недр посвящено очень мало работ - на два порядка меньше, чем нефти и СГ. Традиционно ГК считается как бы второстепенным компонентом УВ-смесей, встречающихся в природе в виде фазообособленных скоплений (= систем). В исследованиях всего спектра проблем газоконденсатных систем (ГКС) участвовали А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, Т.Д. Островская, В.А. Скоробогатов,
B.И. Старосельский, В.В. Юшкин и др. геологи, геохимики, геотехнологи ПАО «Газпром» [1-3], так как у нефтяников хватало и «своих» - нефтяных - проблем.
Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения: справ. / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, И.П. Жабрев и др.; под ред. И.П. Жабрева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1983. - 375 с. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии / под ред. Р.И. Вяхирева. - М: Академия горных наук, 1998. - 576 с.
Российская газовая энциклопедия. - М: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 500 с. Российская геологическая энциклопедия: в 3 т. / под ред. Е.А. Козловского, А.А. Ледовских. - М.; СПб.: ВСЕГЕИ, 2011. - Т. II. - 704 с.
Тезисы. В статье рассмотрены геостатистика конденсатсодержащих месторождений и залежей свободного газа, генезис конденсата, изменение с глубиной его содержания по ряду месторождений Западной и Восточной Сибири (Ямальской и др. нефтегазоносных областей), физико-химические свойства и состав газового конденсата. Выделены три подтипа газоконденсатных залежей, проведена авторская оценка величины и структуры начальных потенциальных ресурсов конденсата в России, которые, по мнению авторов, находятся в интервале 15.18 млрд т (извлек.), что близко к официальной оценке 17,8 млрд т. Сделан вывод о реальности увеличения добычи газового конденсата в России до 55.60 млн т/год к 2040 г. против современной 29 млн т/год.
Таблица 1
Величина, млн т, и структура извлекаемых запасов ГК России и важнейших регионов (суша и шельф) по состоянию на 01.01.2020 (данные округлены)
Количество Добыча с начала Запасы Начальные
кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2
МУВ разработки запасы
Россия в целом 512 574 2331 1771 4676
Южный федеральный округ 61 91 461 279 831
Уральский федеральный округ, 152 291 1277 1239 2807
в том числе ЯНАО* 124 262 1257 1232 2751
Сибирский федеральный округ, 72 20 163 126 309
в том числе Томская обл. 30 10 23 5 38
Дальневосточный федеральный округ 50 5 51 19 75
Шельф, 35 45 264 90 399
в том числе Карское море 8 20 28 62 110
* ЗСМП.
Более того, во всем мире вслед за США, имеющими наиболее длительную историю разведки и добычи газо- и ГК-содержащих МУВ, и запасы, и добыча ГК считаются вместе с нефтью (как жидкие УВ), что удобно, но генетически не совсем верно: и генезис, и производство ГК и нефти весьма различны, хотя по масштабам добычи он, естественно, уступает добыче собственно нефти, обычно составляя в производстве 5...15 % от производства жидких УВ. Например, в России добыча нефти и ГК в 2020 г. составила 565 млн т (оценка), в том числе ГК - почти 29 млн т, а ПАО «Газпром» добыло 18 млн т. Добыча собственно ГК составляет в последние годы 27.28 млн т, так как в современной добыче СГ России, безусловно «господствует» бескон-денсатный газ сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) и аптский газ Ямальской области. Это пока. В дальнейшем при увеличении производства газа из залежей типа ГК и ГКН доля конденсата будет неуклонно возрастать (неоком, ачимовская толща (АТ) берриаса и юра Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП), венд - нижний кембрий Восточно-Сибирской мегапровинции (ВСМП), верхний палеозой - карбон - пермь Прикаспийской впадины/провинции, неоген Охотоморской провинции (ОМП) и др.).
Рассмотрим более детально конденсат-ные проблемы России - решенные или нерешенные, и их результаты, используемые при прогнозе, разведке и добыче ГК. Главные параметры ГКС:
• содержание жидких УВ в СГ, г/м3;
• плотность, г/см3;
• содержание легких фракций, выкипающих при температурах до 200.250 °С, %;
• углеводородный состав легких фракций (бензиновых, керосиновых) и соотношение легких жидких УВ: метановых - Ме, нафтеновых - ароматических - Аг;
• содержание, %, парафина (П), серы и смол (СМ).
Конденсатногазовая геостатистика России и мира
Из 33 тыс.2 газосодержащих МУВ мира не менее 24.25 тыс. содержат в СГ легкие жидкие УВ (конденсат). В мировом масштабе вычленить запасы ГК из суммарных начальных запасов «нефти» (Н + ГК) весьма затруднительно. Оценив экспертно эту долю в 12 % (от начальных запасов жидких УВ - 371 млрд т), получим величины начальных разведанных запасов ГК - 44,5 млрд т (извлек.).
В России согласно Государственному балансу на 01.01.2020 известны 512 МУВ с балансовыми запасами ГК, в том числе 152 в Уральском федеральном округе, в том числе 124 на севере в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), минимальное количество (35 ед.) - на шельфе. За все годы из недр России добыты 574 млн т ГК (табл. 1). Разведанные запасы ГК - 2,3 млрд т, начальные открытые запасы - 4,8 млрд т. Накопленная добыча и текущие разведанные запасы нефти - 25, 18,5 млрд т. Суммарные начальные запасы жидких УВ - 62 млрд т с учетом запасов кат. В2 + С2.
Сугубо экспертная оценка авторов.
В течение 2019 г. в России добыты 28,8 млн т ГК. В России наиболее значительные начальные запасы конденсата локализованы в залежах типа ГК, реже ГКН, на таких месторождениях, как:
• Уренгойское - 520 млн т, в том числе в АТ 464 млн т;
• Астраханское - 464 млн т;
• Вуктыльское - 100 млн т.
Это крупнейшие запасы. Крупные и средние запасы (30.100 и 10.30 млн т соответственно) содержатся в нескольких десятках МУВ, запасы менее 10 млн т - в сотнях МУВ. В суммарных начальных запасах жидких УВ России доля ГК составляет около 7 %, в начальных потенциальных ресурсах (НПР) она, безусловно, выше.
Содержание конденсата в свободных газах
Приповерхностный болотный газ, состоящий на 99 % из изотопически легкого метана (513С - 70.75 %о), не содержит ГК в силу своей геохимической «незрелости» (очень «ранний» газ). И в диагенезе по мере погружения осадочных пород, содержащих газогенерирующее органическое вещество (ОВ) в рассеянном (РОВ) и концентрированном (угли) виде, на малые глубины - десятки и первые сотни метров (торфяная стадия углефикации), и далее в начале протокатагенеза (ПК123) на стадии бурых углей (многие сотни метров, до 1 км) в составе СГ начинает очень плавно расти содержание тяжелых УВ-газов (ТУВГ) - сначала этана, потом пропана. Но даже в фазообособленных скоплениях СГ, локализованных в породах, находящихся на стадии блестящих бурых углей (ПК3) на глубинах 500.1000 м и более при современных геотемпературах 18.32 °С, например в кровле альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири, содержание ГК составляет 0,5.1,0 г/м3: условий для биту-могенерации еще нет, это ранний бесконден-сатный газ, почти нацело состоящий из метана (97.99 %) с малыми примесями неуглеводородных газов (СО2, N2) и этана - ближайшего гомолога метана (протокатагенетический газ). Скопления такого газа формируются в «мягких» термоглубинных и катагенетических условиях малых глубин и в сравнительно молодых породах (юра, мел, кайнозой). Подобные газы в древних палеозойских толщах почти не встречаются (влияние геологического времени на процессы онтогенеза УВ). Ранние,
«незрелые» газы не встречаются на средних и тем более на больших глубинах ОБ. Там распространены в свободном состоянии «зрелые» по генезису конденсатсодержащие газы с разным содержанием ГК, а ниже - вновь бескон-денсатные [3-6].
По содержанию ГК, г/м3, СГ-скопления подразделяются на группы: I - бесконденсат-ные (< 3); II - низкоконденсатные (3.30); III -среднеконденсатные (30.100); IV - с повышенным содержанием (100.300); V - высо-коконденсатные (> 300). Точно так же по плотности, г/см3, выделяют следующие типы ГК: тяжелые, нефтеподобные (0,80.0,82), повышенной плотности (0,78.0,80), средней плотности (0,74.0,78), легкие (< 0,74). Сравним легкие конденсатоподобные нефти плотностью менее 0,78 г/см3 и тяжелые конденсаты. Генетически они совершенно различны: первые, очень сильно преобразованные, распространены в экстремальных термоглубинных и катагенетических условиях «зрелого» мезо-катагенеза на градациях катагенеза МК2.МК3' в диапазоне показателя отражения витринита R° = 1,15.1,25 % и более (угли газовые и жирные в континентальных толщах). В более жестких условиях нефтяная фаза в МУВ попросту разрушается, превращаясь в смесь газа с ГК -«вторичные» конденсаты в морских и озерных толщах с сапропелевым РОВ в терригенных и карбонатных вмещающих и генерирующих толщах (часто это одно и то же).
Тяжелые конденсаты, кстати, обогащенные нафтеновыми и гибридными нафтеново-ароматическими УВ даже с небольшой примесью смол, - это конденсаты первых порций образования ГК-смесей в недрах, ранние - «незрелые». В нефтяной ветви онтогенеза они соответствуют тяжелым (0,90.0,93 г/см3) нафтеновым неф-тям малых глубин, «не опускающимся» ниже 1,5.1,7 км (при R° = 0,45.0,49 %, ПК3) [6].
Содержание ГК в СГ МУВ и отдельных залежей детально проанализировано на примере ОБ и мегабассейнов России, центральной Азии, провинций Китая, Австралии и др. стран и регионов [3]. Наилучшим образом конденсатная проблема изучена применительно к провинциям Северной и Центральной Евразии - месторождений России, Казахстана, Узбекистана, Туркменистана [6-10 и др.], особенно к северным и арктическим областям ЗСМП. Плавное изменение (увеличение) содержания ГК в газах
четко свидетельствует о наличии местных источников СГ и ГК, отсутствии сколько-нибудь масштабных субвертикальных перетоков СГ вверх по разрезу и смешении в залежах разновозрастных газов и конденсатов. Такая генетическая стратификация свойств очень характерна именно для Западной Сибири. Но даже для ЗСМП наиболее детально ГКС меловых и юрских залежей изучены в Ямальской нефтегазоносной области [7]. Изменение содержания ГК (ГКФСТ) по разрезу наиболее характерных месторождений приведено в табл. 2.
Закономерности изменения содержаний жидких УВ в газе
Во всех без исключения залежах СГ, даже в считающихся чисто газовыми, в Ямальском ареале суши и шельфа содержатся легкие жидкие УВ (группы С5...С8) с примесью неуглеводородных компонентов (смол). В последних ГКФст составляет от 0,5.0,7 до 3,0 г/м3.
Всплеск конденсатосодержания в СГ наблюдается в залежах апта и баррема (гор. ТП1-5 на севере Ямала и гор. ТП16-18 в Нурминском районе, но обычно начиная с гор. ТП11-12).
С глубиной по разрезу осадочного чехла и отдельных месторождений прослеживается рост ГКФст от единиц до 200 г/м3 и более. Максимальное конденсатосодержание наблюдается в залежах валанжина-готерива и средней юры (гор. Ю2, Ю3).
В одновозрастных группах залежей/горизонтов неоком-аптского нефтегазоносного комплекса отмечается закономерный рост содержания конденсата в северном направлении. С глубиной по разрезу осадочного чехла наблюдается инверсия конденсатосодержания в газе, а именно снижение величины ГКФст от нижних горизонтов неокома и гор. Ю2-3 средней юры к залежам в нижней юре (меняется то ли характер газогенерации ОВ, то ли его зрелость. скорее, последнее).
Как и величины ГКФст, от апта к средней юре происходит постепенное изменение всех параметров конденсата: снижаются его плотность (от 0,805 до 0,740 г/см3) и содержание нафтеновых УВ. По составу ямальские конденсаты преимущественно метановые, бессернистые, в отдельных пробах отмечается повышение содержания парафина
Таблица 2
Изменение содержания, г/м3, конденсата с глубиной по многозалежным месторождениям Ямала
Возраст Пласт Месторождение
Бованенковское Харасавэйское Южно-Тамбейское
Сеноман ПК^ < 1 < 1 < 1
Альб ХМ 0,6 - -
Апт ТП1* 0,65 2,5 47,0
ТП6-8 1,44 - 111,3
ТП10-п Не определено 38,9 49,9
ТП,2 18,1 41,5 168,7
ТПВ 54,0 48,6 138,7
ТП,5-,б 61,5 39,9 137,5
Неоком ТП 18-19 54,4 - 61,7
ТП20 56,0 - 100.106
ТП и ±21-22 Не определено 80,1 150
ТП24 57,0 123,4 -
БЯ2-8 - 167,3.212,7 131.151
ТП26 - 181,3 161
Юра Ю2-3 213,9 / 140,2 (геол. / извлек.) 71,0** 150.155
Юб-7 117,1 92,0** 105
Ю,0 255,5 - -
Ю,2 121,0 - -
* Танопчинская угленосная свита.
** Очень высокий уровень катагенеза (градации МК3.. ,МК4) - жирные и коксовые угли в неморских толщах.
(до 2.3 %). По физико-химическим свойствам и УВ-составу конденсаты Ямала относятся к единому генотипу и диагностируются как неморские, генерированные ОВ лейптинито-гумусового типа. Вторичных по генезису ГК (термодеструкционного типа) в газах Ямала не установлено.
Авторами на территории Ямала выделены три подтипа газоконденсатных залежей. Первый подтип содержит небольшое количество жидких УВ - 0,2.60 г/м, по углеводородному составу характеризуется обогащен-ностью нафтеновыми УВ (до 80 %), низким содержанием аренов (1.10 %) и газообразных гомологов метана. Он выделен в отложениях баррема-альба (пласты ТП^.ПК,) на ряде месторождений полуострова. Залежи ГК этого типа расположены на сравнительно небольших глубинах (0,9.1,7 км) под крупными сеноман-скими залежами сухого метана, они не имеют нефтяных оторочек (незрелый ГК).
ГК-залежи 2-го подтипа отличает почти предельная насыщенность конденсатно-го газа УВ С5+ в залежах без аномально высокого пластового давления (АВПД) (отношение пластового давления к давлению насыщения Рпд:Рнас = 1,01.1,10) и уменьшение ее в горизонтах с АВПД (Рпл:Рнас = 1,2.1,4), обога-щенность метановыми УВ (до 72 % - метановый тип газоконденсата), реже нафтеновыми УВ (до 54 %); метаново-нафтеновый и нафтеново-метановый типы газоконденсата (содержание УВ С5+ обычно, 40.90 г/м3) выделен на Харасавэйском, Бованенковском, Крузенштернском, Нейтинском, Нурминском, Арктическом и Средне-Ямальском месторождениях (очень зрелый ГК).
ГК-залежи 3-го подтипа резко недонасы-щены конденсатом (Р^Р^ = 1,5.1,6), для них характерны сравнительно высокая насыщенность УВ С5+ (до 250 г/м3) и обогащен-ность ароматическими УВ (до 23 % на фракцию НК3.200 °С). Они выделены в юрских отложениях Бованенковского месторождения. Для этого типа ГК-залежей характерны жесткие термобарические условия (Рпл > 40 МПа, пластовая температура превышает 90 °С), глубина залегания более 2,5 км. ГК-залежи здесь, предположительно, подстилаются тонкими оторочками легкой конденсатоподобной нефти (.а может, выпавшим конденсатом).
В большинстве конденсатсодержащих скоплений Западной Сибири, залегающих на средних глубинах (1,8.3,3 км) в области температур от 75.80 до 100.110 °С, фоновые содержания ГК находятся в диапазоне 90(100).180(200) г/м3, редко более. Максимальным значением ГКФст от 220.250 до 350.400 г/м3 (аномальное конденсатсодер-жание) характеризуются залежи АТ берриаса Надым-Пурской области (Уренгоя и др. месторождений) на глубинах 3,6.3,9 км при температурах более 100 °С с АВПД в изолированных залежах (в низах региональной глинисто-кремнистой покрышки верхней юры - валан-жина, с расстоянием 40.50 м до песчаников
гор. Ю2-3).
Главная тенденция изменения конденсато-содержания в залежах СГ Западной Сибири -это его увеличение с глубиной от 0,5.3 г/м3 в сеномане и апте до максимальных значений 180.250 г/м3 в низах неокома и кровле средней юры и далее инверсия со снижением от гор. БЯ или Ю2-3 к средним и особенно нижним горизонтам юрского нефтегазоносного комплекса и в зоне контакта с доюрскими породами до 70.30 г/м3 и менее, связанное, скорее всего, с началом геохронотермического разрушения жидкой фазы (в нефтях и конденсатах).
Интервальные фоновые содержания конденсата в СГ разновозрастных комплексов и подкомплексов ЗСМП показаны в табл. 3.
В ГКС европейских областей и регионов значение ГКФст изменяется от первых граммов на метр кубический на малых глубинах
Таблица 3
Фоновое содержание, г/м3, конденсата в СГ комплексов ЗСМП
3 НК - начало кипения.
I. Альб-сеноман 0,5.3 (до 10.20 узко локально в низах альба)
II. Апт верхний (гор. ТП1.ТП10) 2.10
низы (ТПи.ТП15-16) 30.50 (локально до 100)
III. Неоком 80.150
IV. Ачимовская толща 180..250
V. Юра средняя 120.200
низы и нефтегазоносный комплекс зоны контакта 3.50
(Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторождение на Ставропольском своде в Предкавказье, палеоген, глубина залегания - менее 1 км) до 50.80 г/м3 в альбских залежах Западно-Кубанской впадины (2,2 км) и до 230.360 г/м3 в карбонатных коллекторах карбона - нижней перми в Тимано-Печорской провинции (Вуктыл - 350 г/м3), Прикаспийской впадине (Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение - 76 г/м3, Астраханское месторождение - 240.300 г/м3, вариации по площади)1. Газы Прикаспия содержат Н^, конденсаты сернистые (содержание серы - 0,8.1,0 %), связаны явно с глубокопогруженными морскими толщами с сапропелевым материнским РОВ (девон?).
В недрах древней Сибирской платформы в залежах СГ содержание конденсата повсеместно пониженное и низкое (от 12.15 до 30.40 г/м3, редко более) независимо от наличия нефтяной оторочки. То же и в газах Вилюйской впадины (в триасе и верхней перми - менее 80 г/м3), а в юрских газовых залежах на глубинах менее 1,5 км - менее 10 г/м3, причем нафтеновый конденсат с глубиной сменяется на метаново-нафтеновый, доля нафтеновых УВ существенно снижается.
Невысоким содержанием ГК характеризуются и аптские газы Южно-Карской нефтегазоносной области (менее 20 г/м3), и юрские залежи Баренцевоморский провинции (от 5 до 14 г/м3), чуть больше значение ГКФст в ОМП - 80.120 г/м3.
Генезис конденсата
Решающее влияние на формирование разнотипных скоплений УВ оказывают следующие параметры: тип РОВ, микрокомпонентный состав гумусового РОВ, массовое отношение концентрированного органического вещества (КОВ, угли) к РОВ в отдельных комплексах пород, степень катагенеза ОВ материнских и вмещающих залежи пород, современные температуры, максимальные палеотемпературы, экранирующие свойства региональных, областных и зональных покрышек, в первую очередь степень их нарушенности флюидопроводящими разломами. Влияние вышеуказанных параметров на фазовое состояние скоплений УВ в особых комментариях не нуждается. Оно обсуждается в ряде работ [3, 5 и др.].
Все параметры скапливающихся в залежах УВ закладываются в материнских
(генерирующих) толщах, где объем (масса) УВ-газов намного больше, чем объем рассеянных битумоидов, но СГ эмигрирует из материнских глин в близлежащие коллекторские горизонты уже с определенным количеством легких жидких УВ (конденсата), зависящим от уровня зрелости материнского ОВ, и далее мигрирует по коллекторам уже без изменений значения ГКФст и УВ-состава, которые закладываются также на генерационной стадии по мере погружения генерирующих толщ. При собственно гумусовом ОВ (РОВ и углей - витринит-фюзинитового состава) содержание ГК никогда не бывает высоким (обычно до 100.120 г/м3 и то за счет почти постоянно присутствующей лейптинитовой компоненты) вследствие невысоких генерационных возможностей по отношению к жидким и твердым подвижным компонентам (высокомолекулярным УВ + смолам + асфальтенам). С увеличением лейпти-нитовой и сапропелевой компонент в смешанном ОВ увеличивается и содержание ГК в газе (в коллекторах).
В зависимости от объемно-массовых соотношений сапропелевой, гумусовой и лейптини-товой компонент в суммарном ОВ соотношение геологических запасов нефти и СГ в залежах варьирует в очень широких пределах - от 5:1 до 1:5 и даже до 1:8.12, когда жидкой фазы едва хватает на небольшое насыщение газовой фазы конденсатом (при ГКФст = 20.50 г/м3, редко 100.150 г/м3), и происходит формирование в природных резервуарах залежей типа ГК, реже ГКН с небольшими оторочками легких конденсатоподобных нефтей. Последние характерны для областей, районов и комплексов пород преимущественного и даже исключительного газонакопления (в промышленных масштабах). Но даже при чисто сапропелевом материнском ОВ в нефтях всегда присутствует попутный газ, отделяющийся от жидкой фазы при испытаниях и эксплуатации (от 50.100 до 180.200 м3/т, редко до 250.280 м3/т), т.е. даже в залежах - «конечных продуктах» процессов онтогенеза УВ - отношение жирного УВ-газа и нефти почти равно генерационно-массовому - 2:10 (1000 м3 газа с содержанием «тяжелых» УВ, т.е. этана, пропана и бутанов, до 40.50 % по массе соответствует 0,9.1,0 т жидких УВ, т.е. нефти, т.е. 200 м3 ~ 0,2 т).
Изменения фазового состояния УВ-систем и состава слагающих их отдельных фаз (газовой свободной и нефтерастворенной, нефтяной
свободной и жидкой газорастворенной) взаимообусловлены и контролируются общими факторами и параметрами. Вместе с тем физико-химические и УВ-параметры нефти и газа более ощутимо реагируют на изменяющиеся геологические условия по мере эволюции их скоплений в земных недрах, чем фазовое состояние этих скоплений.
Образование ГКС в недрах начинается в протокатагенезе на стадии блестящих бурых углей. В гумусовом РОВ на стадиях ПК2.ПК3 помимо газов в большом количестве присутствуют высокомолекулярные нафтеновые и нафтеново-ароматические гибридные УВ и смолисто-асфальтовые соединения. В мезо-катагенезе (градации МК .МК3') процессы генерации битумоидов и «жирных» газов (УВ группы С2.С4) достигают максимума во всех типах ОВ.
Примечательно, что катагенетический рубеж R° = 0,50 ± 0,01 %, отделяющий тяжелые «незрелые» нафтеновые и нафтеново-ароматические нефти от утяжеленных и средних по плотности метаново-нафтеново-ароматических - «нормальных» - нефтей, является довольно жестким и не зависит от конкретных термоглубинных условий (в молодых кайнозойских отложениях: глубины до 3.5 км, температуры до 115.120 °С и более). Как правило, «нормальные» нефти не опускаются «ка-тагенетически» ниже уровня R° = 48.49 %, нафтеновые нефти не поднимаются выше R° = 50.51 %, за исключением случаев явного гипергенного разрушения нефтяных скоплений или нефтей типа баженовских.
На фактическое содержание конденсата оказывают влияние термобарические условия нахождения скоплений УВ в земных недрах, однако менее сильное, чем первичные генерационно-консервационные причины, которые определяют фоновые содержания жидкой компоненты в свободной газовой фазе УВ. Первичные (в понимании авторов) ГКС, как правило, недонасыщены конденсатом на всех этапах их эволюции. В то же время, вторичные ГКС в катагенетическом диапазоне ОВ материнских пород МК2.МК4 могут быть и полностью насыщены, и даже перенасыщены жидкой фазой, однако полного насыщения часто не наблюдается ввиду поступления в ловушки, занятые медленно трансформирующейся в смесь тяжелых углеводородных газов нефтью, все большего объема свободного газа
вторичного, т.е. термодеструкционного, происхождения, генерированного керогеном и биту-моидами пород.
Локальные термобарические условия природных резервуаров, непосредственно вмещающих залежи УВ, - хотя и действенный, но все же второстепенный (менее значимый, чем условия генерации и хронотермической сохранности) фактор возникновения, эволюции и количественных вариаций содержания жидкой компоненты в СГ. Какими бы высокими ни были современные температура и флюи-дальное давление в залежи, способствующие растворимости жидких УВ в газе, если данная флюидальная система подверглась длительному воздействию высоких геотемператур и является геохимически высокозрелой («перезрелой» по отношению к конденсату), значение ГКФст оказывается пониженным, низким или практически нулевым. Вместе с тем определенное влияние на конденсатную характеристику СГ Западной Сибири оказывают структурно-литологические условия локализации УВ-скоплений, а именно наличие средне- и малоамплитудных разломов, не разрушающих полностью или в значительной степени залежи УВ, но приводящих к разномасштабным утечкам СГ и обогащению скоплений жидкими УВ (не только в виде растущих по массе и объему нефтяных оторочек, но и в форме газораство-ренной компоненты). Точно так же развитие в континентальных толщах алевроглинистых полупроницаемых покрышек в разрезе, оказывающих сепарирующее влияние в условиях длительной эволюции УВ-скоплений, приводит к обогащению газа жидкой фазой.
Весьма высокое содержание конденсата в юрских газах Часельского района Пур-Тазовской нефтегазоносной области связано, с одной стороны, с повышением доли лейп-тинитовых микрокомпонентов в суммарном РОВ по сравнению с другими районами провинции (с этим, кстати, связано и наличие бессернистых ультрапарафиновых неф-тей в оторочках), с другой, - с развитием в разрезе сравнительно тонких покрышек алевритовых глин. Морская по генезису ачимовская толща обязана высокой конденсатностью сочетанию смешанного ОВ с повышенной долей сапропелевой компоненты (до 30.35 %) и аномально высоких флюидальных давлений и температур. В арктических районах провинции по всему песчано-глинистому разрезу
от кровли сеномана до подошвы юры в осадочных толщах содержится существенно гумусовое ОВ как в рассеянной, так и в концентрированной формах с примесями сапропелевой и лейптинитовой компонент не более 10.20 и 5.15 % соответственно (за исключением морских глин верхней юры - готери-ва, где ОВ имеет сапропелево-гумусовую или гумусово-сапропелевую природу), поэтому во всем диапазоне «конденсатного окна» (Я° = 0,45.2,00 %) содержание жидких УВ в СГ относительно пониженное.
Наиболее благоприятными условиями для образования и сохранности высококонденсат-ных систем вторичного типа являются: смешанный гумусово-сапропелевый тип ОВ и изолированность геофлюидальных систем в запечатанных резервуарах, осложняющих региональные покрышки. Третьим благоприятным условием является повышенное содержание лейптинитовых микрокомпонентов, особенно споровых, пыльцовых, кутикуловых, сочетающих максимальную газо- и битумогенерацию, в частности образование легких, низкосмолистых, безасфальтеновых конденсатоподобных битумоидов, формирующих в конечном итоге нефтяные оторочки газоконденсатнонефтя-ных первичных залежей, которые в дальнейшем легче переходят в газовую фазу, в отличие от «нормальных» морских и озерных неф-тей с повышенным содержанием высокомолекулярных УВ, смол и асфальтенов.
В связи с актуальностью проблемы прогнозирования и поисков ГКС сформулированы и изложены ниже основные положения теории их формирования и эволюции.
1. Газоконденсатные системы следует подразделить на первичные и вторичные в соответствии с основными факторами их образования. Первичные возникают в сероцветных континентальных угленосных, субугленосных, реже безугольных дельтовых и в некоторых случаях прибрежноморских толщах с преобладанием в ОВ гумусовой компоненты (витри-нит + фюзинит) и эволюционируют без изменения фазового состояния (за исключением случаев широкомасштабной дегазации недр и накопления остаточных конденсатных нефтей). Содержание конденсата, достигающее максимума в диапазоне R° = 0,75.1,15 % (до 200 г/м3, реже 250 г/м3), в дальнейшем уменьшается к уровню катагенеза R° = 1,75.1,80 % практически до 5.0 г/м3.
Вторичные ГКС - продукт нисходящей ветви эволюции первичных нефтегазовых систем (нефть + растворенный газ), морских и озерных терригенных и карбонатных толщ. Они возникают на рубеже катагенеза R° = 1,15.1,30 %, максимального кон-денсатосодержания (до 300.400 г/м3) достигают в узком диапазоне R° = 1,30.1,45 % (до 1,50 %) и в дальнейшем вследствие термодеградации конденсата превращаются в газовые в диапазоне R° = 2,00.2,10 %. Кстати, этот феномен отмечался геологами-угольщиками еще в 1980-х гг., исходившими из многочисленных примеров в мире (США, Северное море и др.) [3]. Заметим, что это уже стадия углефикации тощих углей, не дающих выхода легких жидких компонентов (уже разрушились). Значительная примесь гумусовых микрокомпонентов в суммарном ОВ и особенно малое превышение пластовыми давлениями условных гидростатических (низкий коэффициент аномальности) снижает начальный уровень образования вторичных ГКС до R° = 1,10.1,20 %. Наиболее благоприятными условиями для образования и сохранности высококонденсатных систем являются: смешанный гумусово-сапропелевый тип ОВ и изолированность геофлюидальных систем в запечатанных резервуарах, осложняющих региональные покрышки.
2. Обогащение газа жидкими компонентами происходит преимущественно в газоматеринских породах на генерационной стадии путем диффузии и перемешивания масс газообразных и жидких УВ в микропространстве пор и трещин, т.е. в микропустотном пространстве, примыкающем к частичкам ОВ. В дальнейшем на путях вторичной миграции газовая фаза может как обогащаться, так и обедняться жидкими компонентами в зависимости от состава и фазового состояния микроскоплений УВ, поглощаемых мигрирующими струями на путях коллекторской миграции. На аккумуляционном и эволюционном этапах обогащение газовой фазы легкими жидкими компонентами происходит крайне медленно вследствие низкой эффективности процесса диффузии высокомолекулярных УВ в макрообъемах, и существенно недонасыщенная (при конкретных термобарических условиях в пласте) ГКС может сосуществовать в ловушке с нефтяной оторочкой любой массы и строения, также не-донасыщенной растворенным газом, сколь
угодно долго, пока медленно увеличивающийся уровень интегрального прогрева (катагенеза) материнских и вмещающих залежи орга-номинеральных систем не приведет к поступлению в ловушки дополнительных количеств органических подвижных соединений с иными соотношениями газообразных и жидких УВ и перемешиванию их в объеме ловушки.
Состояния, близкого к насыщению, а в отдельных случаях и пересыщения жидкой фазой достигают вторичные ГКС, поскольку зарождение и рост свободной газовой фазы вследствие эволюционной термодеструкции битумоидов в породах и нефти в залежах (в том числе и в микрозалежах) происходят в микрообъемах внутри жидкой фазы, когда масса легких жидких УВ существенно превосходит потенциальную растворяющую способность свободного «вторичного» газа. Однако эффект падения давления при трансформации первичной миграции во вторичную на границе нефтемате-ринской (первоначально) породы и коллектора вновь обусловливает некоторую недонасы-щенность газоконденсатных струй, поступающих из высокопреобразованных зон генерации в зоны УВ-накопления, а именно в ловушки, занятые медленно деградирующей в газоконден-сатную фазу нефтью. Однако вследствие того, что катагенетическая зрелость материнского ОВ в зонах (очагах) генерации, как правило, выше, чем интегральный прогрев (температура + время) пород в зонах УВ-накопления, в ловушки поступают после миграции ГКС, геохимически более зрелые, чем формирующиеся in situ. Именно в силу этих причин и вторичные ГКС редко достигают полного насыщения жидкой фазой.
Изложенные положения легли в основу разработки принципиальной схемы прогноза конденсатосодержания СГ [2-5, 11].
Таким образом, исследования показывают, что первичные ГКС образуются в осадочных толщах с гумусовым или смешанным ОВ (лейптинитово-гумусовым, сапро-пелево-гумусовым) в широком диапазоне его катагенетического преобразования (R° от 0,45 до 1,80.1,85 %) в прото- и мезоката-генезе и не меняют своего фазового состояния. Вторичные ГКС - продукт термотрансформации первично нефтеносных систем (от тяжелых нефтей к легким) в онтогенетической
цепочке (Нт - Нс - Нл4) - НГК - ГКН - ГК в диапазоне R° от 1,25.1,30 до 1,95.2,05 % (до начала апокатагенеза - АКЬ тощих углей в разрезе).
Чем больше изучены и освоены малые и среднемалые глубины (от 0,5 до 1,8.2,0 км) в ОБ России, тем реже открытия и меньше приросты запасов СГ, бесконденсатного и ма-локонденсатного (содержанием менее 10 г/м3). На средних и больших глубинах встречаются скопления только «зрелого» конденсатсодержа-щего газа. При этом замечено, что и по числу залежей, и по запасам в ЗСМП скоплений с малым и средним содержанием ГК весьма мало: или бесконденсатные, или уже с повышенным и средним его содержанием, т.е. в природе скачок конденсатосодержания в СГ происходит быстро и имеет узкие термоглубинный и ка-тагенетический диапазоны (от 700.1000 м и 15.25 °С до 1800.2000 м и 48.52 °С; R° -от 0,43.0,44 до 0,48.0,50 %, т.е. в позднем протокатагенезе - ПК31-2, бурые угли в неморских толщах).
Оценка ресурсов конденсата
Большое практическое значение имеет прогнозирование скоплений СГ с высоким (и аномальным) содержанием ГК. По разным данным НПР СГ России (суша и шельф) находятся в диапазонах5 200.300 трлн м3 (геол.) и 175.250 трлн м3 (извлек.) [12, 13]. Будем оперировать обеими оценками, рассматривая их как оценки газового потенциала недр Северной Евразии «сверху» и «снизу». В табл. 4 приведены величина и структура НПР конденсата, составляющая, по официальной оценке, 17,8 млрд т, в том числе прогнозная часть - 13,1 млрд т.
С учетом того, что ресурсы бескон-денсатного газа (ГКФст < 3 г/м3) оцениваются в 55/50 трлн м3 (геол./извлек.), ресурсы конденсатсодержащего газа составят 125.200 трлн м3, а НПР конденсата - соответственно 15.18 млрд т (цифры округленные); при этом авторы увеличили усредненное значение ГКФст с 89 (офиц.) до 120 г/м3, считая, что официальная оценка НПР газа существенно преувеличена, а прогнозное кон-денсатосодержание приуменьшено. Однако
4 Нт - Нс - Нл - тяжелая, средняя и легкая по плотности нефти.
5 Оценки 2016-2020 гг.: нижние границы диапазонов -корпоративные, верхние - официальные.
Таблица 4
Величина, млрд т, и структура ресурсов газового конденсата ОБ России (по состоянию на 01.01.2020)
Добыча с начала разработки Запасы Ресурсы
кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2 неоткрытые потенциальные**
Всего по России 0,6 2,3 1,8 13,1* 17,8
Астраханская область 0,1 0,4 0,3 0,4 1,2
Ямало-Ненецкий АО 0,3 1,3 1,3 4,1* 7,0*
Красноярский край 0,0 0,04 0,06 2,0* 2,1*
Иркутская область 0,0 0,1 0,1 0,4 0,6
Республика Саха (Якутия) 0,0 0,1 0,0 0,5 0,6
Шельф, 0,04 0,26 0,1 4,7* 5,1*
в том числе карский 0,0 0,0 0,1 2,9* 3,0*
* Завышено на 20.40 % против реальных значений. ** Официальные данные на 01.01.2009.
оценки ресурсов ГК получились сопоставимыми (15,0.17,8 млрд т).
Новые значительные открытия скоплений типа ГК и ГКН предстоят в породах юры ЗСМП (в ее арктических областях), венда ВСМП, но наиболее значительные - на шельфе Арктики, где содержание ГК в газах неокома, юры и триаса как раз и будет наблюдаться в диапазоне 100.180(200) г/м3, в среднем -120.140 г/м3. Таким образом, прогнозируется открытие еще многих сотен конденсатсодержа-щих МУВ и залежей до 2055-2060 гг., а реально подтверждаемые в ходе поисково-разведочных работ прогнозные ресурсы ГК составляют не менее 8.9 (до 10) млрд т (извлек.). На это значение и следует ориентироваться при планировании новых приростов запасов конденсата в России. Правда, при этом необходимо приращивать ежегодно всеми компаниями-операторами до 200.220 млн т новых запасов конденсата. Пока эта цифра существенно ниже 100 млн т, поскольку значительная часть прироста происходит все же за счет СГ с невысоким содержанием конденсата (Южно-Карская
область, Восточная Сибирь и др.).
***
Таким образом, недра Северной Евразии (Россия и прилегающий шельф) чрезвычайно богаты газом в виде газосодержащих МУВ
и залежей, однако в силу генетических причин до 30.35 % и запасов, и ресурсов СГ отличаются пониженным содержанием жидких УВ - конденсата, в том числе до 22.25 % МУВ вообще бесконденсатны (сухой метановый газ ранних порций генерации в гумусовом и смешанном ОВ неморских толщ).
Содержание в газе конденсата определяется генетическими условиями в пластах-генераторах (глинах, алевролитах и углях), а именно: типом и составом газогенерирую-щего ОВ, уровнем его катагенетической пре-образованности, а внутри ГК-залежей - термобарическими условиями. В большинстве случаев величина ГКФст находится в интервале 3.300 г/м3 (ниже - «незрелый» газ, выше - весьма редкое явление, наблюдаемое в изолированных резервуарах с аномально высоким пластовым давлением при некоторой примеси в РОВ лейптинитового и сапропелевого компонентов. Даже в разрушающихся нефтяных системах на градациях катагенеза МК4.МК5 содержание конденсата в газе обычно 200.280 г/м3 (Астраханское и многие др. МУВ).
Если валовая добыча СГ в России достигнет уровня в 1 трлн м3 (в 2036-2040 гг.) при объеме конденсатсодержащего газа 450.500 млрд м3 (с ГКФст в диапазоне 50.200 г/м3), то добыча конденсата увеличится до 55.60 млн т/год.
Список литературы
1. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа / А.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В. Юшкин. - М.: Недра, 1983. - 262 с.
2. Островская Т.Д. Прогноз фазового состояния углеводородов в недрах Западной Сибири
по термодинамическим условиям нахождения залежей / Т.Д. Островская // Геология нефти и газа. - 1976. - № 1. - С. 44-50.
3. Галимов Э.М. Источники и механизмы образования углеводородных газов в осадочных породах / Э.М. Галимов // Геохимия. - 1989. -№ 2. - С. 163-180.
4. Немченко Н.Н. Прогнозирование высокотемпературных газоконденсатных залежей с высоким содержанием жидких углеводородов / Н.Н. Немченко // Газовая промышленность: обзорная информация. - М., 1985. - Вып. 70.
5. Скоробогатов В.А. Генезис конденсата, формирование и прогнозирование конденсатсодержащих месторождений и потенциальных ресурсов / В.А. Скоробогатов // Материалы Научно-технического совета РАО «Газпром»: Обсуждение проблем повышения достоверности оценки запасов, полноты извлечения ресурсов газового конденсата
на месторождениях РАО «Газпром». - М., 1997. - С. 15-23.
6. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
7. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: Геодата, 2020. - 464 с.
8. Немченко Н.Н. Происхождение газоконденсатных залежей и прогноз фазового состояния углеводородов на севере Западной Сибири / Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская // Геология нефти и газа. - 1987. - № 2. -
С. 25-31.
9. Старобинец И.С. Распространение
и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек / И.С. Старобинец // Советская геология. - 1980. - № 1. - С. 20-26.
10. Стасова О.В. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты / О.В. Стасова, В.Е. Андрусевич // Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири: сб. науч. тр. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1981. - Вып. 286. - С. 29-36.
11. Козлов А.Л. Размещение газоконденсатных залежей в нефтегазоносных бассейнах
и критерии определения перспектив нефтегазоносности / А.Л. Козлов // Севергеология. -1975. - № 5. - С. 19-28.
12. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России
и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Г.Р. Пятницкая, Д.А. Соин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - Спецвыпуск № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
13. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти
и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.
Forming and forecasting condensate-incorporating fields and deposits in sedimentary basins of Russia. Challenges of resources, prospecting and production in 21st century
A.N. Rybyakov1, O.G. Kananykhina2*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: O_Kananykhina@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. This article examines geostatistics of the free-gas fields and deposits incorporating condensate. The genesis of gas condensate, depth dynamics of its content referring to some fields of Western and Eastern Siberia (Yamal, etc.), its physical-chemical properties and composition are also discussed. Authors point up three subtypes of the gas-condensate deposits, suggest their own assessment of amount and structure of the initial potential resources of condensate in Russia. In authors' opinion, the latter fall in the interval of (15.. ,18)109 t (extractable), which closely corresponds to the formal figure of 17,8109 t. Authors conclude that the increase of the annual gas condensate production up to 55...60 106 t in 2040 is quite real versus to contemporary output of 29 106 t per year.
Keywords: free gas, condensate, genesis, deposit, reserves, resources, production.
References
1. GRITSENKO, A.I., T.D. OSTROVSKAYA, V.V. YUSHKIN. Hydrocarbon condensates from the fields of natural gas [Uglevodorodnyye kondensaty mestorozhdeniy prirodnogo gaza]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
2. OSTROVSKAYA, T.D. Predicting phase status of hydrocarbons in West-Siberian subsoil according to thermodynamic environment of deposits [Prognoz fazovogo sostoyaniya uglevodorodov v nedrakh Zapadnoy Sibiri po termodinamicheskim usloviyam nakhozhdeniya zalezhey]. Geologiya Nefti i Gaza, 1976, no. 1, pp. 44-50. ISSN 0016-7894. (Russ.).
3. GALIMOV, E.M. Sources and mechanisms of hydrocarbon gases generation in sedimentary rocks [Istochniki i mekhanizmy obrazovaniya uglevodorodnykh gazov v osadochnykh porodakh]. Geokhimiya, 1989, no. 2, pp. 163-180. ISSN 0016-7525. (Russ.).
4. NEMCHENKO, N.N. Prognosis of high-temperature gas-condensate deposits rich of liquid hydrocarbons [Prognozirovaniye vysokotemperaturnykh gazokondensatnykh zalezhey s vysokim soderzhaniyem zhidkikh uglevodorodov]. In: Gas industry: review series [Gazovaya promyshlennost: obzornaya informatsiya]. Moscow, 1985, is. no. 70.
5. SKOROBOGATOV, V.A. Genesis of condensate, forming and prediction of condensate-incorporating fields and potential resources [Genezis kondensata, formirovaniye i prognozirovaniye kondensatsoderzhashchikh mestorozhdeniy i potentsialnykh resursov]. In: Proc. of Gazprom's Scientific-technical council: Discussion on rising validity of reserves assessment and gamut of gas condensate recovery at the fields of the Gazprom RJSC. Moscow, 1997, pp. 15-23. (Russ.).
6. 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.).
7. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Petroleum geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: Geodata, 2020. (Russ.).
8. NEMCHENKO, N.N., A.S. ROVENSKAYA. Origin of gas-condensate deposits and prognosis of phase status for hydrocarbons at north of West Siberia [Proiskhozhdeniye gazokondensatnykh zalezhey i prognoz fazovogo sostoyaniya uglevodorodov na severe Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza, 1987, no. 2, pp. 25-31. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. STAROBINETS, I.S. Expansion and conditions of forming for different types of gas-condensate deposits and their oil rims [Rasprostraneniye i uslovaya formirovaniya razlichnykh tipov gazokondensatnykh zalezhey i ikh neftyanykh otorochek]. Sovetskaya Geologiya, 1980, no. 1, pp. 20-26. (Russ.).
10. STASOVA, O.V., V.Ye. ANDRUSEVICH. Types of oils and condensates in Mesozoic sediments at north of West-Siberian plate [Tipy neftey i kondensatov v mezozoyskikh otlozheniyakh severa Zapadno-Sibirskoy plity]. Organicheskaya Geokhimiya Mezozoyskikh i Paleozoyskikh Otlozheniy Sibiri, Novosibirsk: Siberian Scientific Research Institute for Geology, Geophysics and Mineral Stock, 1981, is. 286, pp. 29-36, ISSN 0583-1822. (Russ.).
11. KOZLOV, A.L. Location of gas-condensate deposits in oil-gas-bearing basins, and criteria for determination of outlooks for oil and gas presence [Razmeshcheniye gazokondensatnykh zalezhey v neftegazonosnykh basseynakh i kriterii opredeleniya perspektiv neftegazonosnosti]. Sovetskaya Geologiya, 1975, no. 5, pp. 19-28. (Russ.).
12. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossii i ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
13. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.I. LODZHEVSKAYA, et al. Resource potential of hydrocarbons as foundation of evolution for Russian fuel-energy industry [Resursnyy potentsial uglevodorodov - osnova razvitiya toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 3, pp. 3-13. ISSN 0016-7894. (Russ.).
