CC BY
25
УДК 622.279
Газ в плотных низкопроницаемых коллекторах -основной резерв освоения газового потенциала недр осадочных бассейнов России в 2031-2070 гг.
С.А. Леонов1, В.А. Скоробогатов1*, Д.Я. Хабибуллин2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: [email protected]
Тезисы. В статье рассматриваются проблемы изучения и освоения традиционных и нетрадиционных ресурсов газа (в концентрированном - в виде залежей - и рассеянном состояниях). Сделаны выводы об обеспеченности будущей добычи в России традиционным газом (до 2036-2040 гг.) и необходимости изучения, оценки ресурсов и освоения уже с 2030-2031 гг. газа плотных низкопроницаемых коллекторов, прежде всего на севере Западной Сибири.
Углеводородный потенциал недр осадочных бассейнов любого типа и возраста определяется начальными геологическими и извлекаемыми запасами и прогнозными (неоткрытыми) традиционными ресурсами свободного газа (СГ), нефти, конденсата и попутного газа, а также рассеянно-концентрированными формами углеводородов (УВ) - нетрадиционными ресурсами. Первые поддаются расчетам и оценке, вторые точно оценить практически невозможно, в том числе ресурсы угольного (УГ) и сланцевого газа (СлГ), а также сланцевой нефти (СлН) и массы в приповерхностных битумных полях с нетекущими нефтеподобными веществами. Газ и нефть в плотных, практически непроницаемых «бывших» коллекторах на средних и больших глубинах являются по сути псевдонетрадиционными ресурсами (термин В.С. Якушева), их объемы и массы оценить можно, но добывать, по крайней мере в России (Северной Евразии), пока нерационально (экономически невыгодно при де-битах менее 30 тыс. м3/сут для газа и 2 т/сут для жидких УВ).
Проблемы оценки величины и структуры традиционных и нетрадиционных ресурсов газа и нефти России и мира раскрыты в ряде публикаций, в том числе и газовых геологов [1-25]. Рассмотрим кратко эти две группы ресурсов, определяющих углеводородный потенциал недр.
Традиционные запасы и ресурсы УВ осадочных бассейнов Северной Евразии
За все годы поисков, разведки, освоения и разработки месторождений и залежей УВ всех типов накопленная добыча жидких УВ (нефть + конденсат) по состоянию на 01.01.2021 достигла почти 26 млрд т (в том числе конденсата - 0,6 млрд т), природного газа - «перевалила» за 25 трлн м3 [3, 8, 10, 13, 16, 19, 22]. В ближайшие три-четыре года интегральная добыча природного газа в России превысит добычу жидких углеводородов. Так и должно быть: запасы и традиционные ресурсы СГ в недрах России намного превышают таковые по нефти. Начальные запасы СГ (с учетом недоразведанных запасов кат. B2 + C2) составляют 97 трлн м3, нефти - едва превысили 60 млрд т.
В пределах Северной Евразии на 01.01.2021 открыты всего 3720 месторождений УВ. Данные в табл. 1 бесспорно показывают, что Россия - мировая газовая держава и будет оставаться таковой до 2045-2050 гг. Даже современные запасы СГ, но с учетом арктического шельфа, позволяют России (ее добывающим компаниям) производить до 1 трлн м3 в год газа и более. Однако в старых и традиционных областях и регионах газодобычи на суше запасы СГ сильно истощены, ежегодные уровни добычи
Ключевые слова:
газ,
нефть,
запасы,
ресурсы,
добыча,
Западная Сибирь,
поиски,
разведка,
плотные
коллекторы.
Таблица 1
Структура запасов и ресурсов газа (2021 г.)
Число газосодержащих месторождений УВ 980
Разведанные запасы, трлн м3, геол./извлек. 48 / 39
Запасы кат. В2 + С2 (под доразведку), трлн м3, геол./извлек. 24 / 20
Накопленная добыча, трлн м3 25
Реальные перспективные и прогнозные ресурсы, трлн м3, геол./извлек. 103 / 83
Начальные потенциальные ресурсы (НПР), трлн м3, геол./извлек. 200 / 167
Примечание. Данные указаны укрупненно, без десятых долей.
падают, а инфраструктура остается: города, газопроводы, заводы по переработке и др. Встает актуальнейшая проблема продления «эксплуатационной жизни» этих регионов. И в этом плане освоение дополнительных нетрадиционных источников производства природного газа в промышленных масштабах выходит на первый план.
Цифры и факты показывают, что прочность сырьевой базы газодобычи России настолько велика, что можно, вроде бы, и не беспокоиться о ней, по крайней мере в первой половине XXI в. Один лишь Ямало-Карский регион чего стоит! Не менее 35...40 трлн м3 начальных ресурсов СГ! Но все заканчивается, и достаточно быстро. Резервов на суше все меньше, а морской арктический газ - это подарок природы, но далеко не «конфетка» в технологическом и экономическом смыслах. Как, впрочем, и нефть на всех шельфах.
В перспективе прочность минерально-сырьевой базы газодобычи кажущаяся. После 2040 г. в стратегическом плане она становится менее очевидной, поскольку все сколько-нибудь эффективные ресурсы СГ на суше России в виде их открытой части, т.е. текущих запасов, будут освоены, перейдут в накопленную добычу или окажутся «распыленными» по сотням мелких месторождений и залежей (1.3 млрд м3) и малому числу средних по запасам (в диапазоне 10.30 млрд м3) месторождений, открытых в 2021-2050 гг.
Необходимо отметить, что еще до 1990 г. существовала государственная система изучения и освоения недр осадочных бассейнов Северной Евразии, а объемы поисково-разведочных работ (ПРР) на нефть и газ достигали 5.6 млн м глубоких скважин (в последние годы в России бурилось 1,2.1,3 млн м всеми компаниями-операторами, в том числе менее 0,2 млн м ПАО «Газпром»).
В сложных горно-геологических и жестких термобароглубинных и катагенети-ческих условиях (поздний мезокатагенез, по Н.Б. Вассоевичу, градации катагенеза -МК3.МК5 - жирные, коксовые и отощенно-спекающиеся угли в континентальных серо-цветных толщах) в ряде скважин вместо промышленных притоков УВ (по газу более 50.70 тыс. м3, по нефти 5.10 т/сут) получали непромышленные притоки и многочисленные газо- и нефтепроявления, свидетельствующие о существовании скоплений УВ различной величины геологических запасов, но локализованных в природных резервуарах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, обычно терригенных, часто трещиноватых (в карбонатах все сложнее).
По негласному соглашению нефтяных и газовых геологов в качестве минимальных «промышленных» значений проницаемости были приняты 2 мД для нефти и 0,5 мД для газа [6]. В дальнейшем, по сути, также по молчаливому согласию, эти «критические» значения были понижены до 0,8.1,0 мД для нефти и десятых долей миллидарси для СГ. На эти критерии опирались оценки ресурсов УВ всех последних официальных пересчетов до 1993 г. После 2000 г. о них как-то забыли, и в объем традиционных ресурсов газа и нефти стали попадать оцененные значения пограничных по сути ресурсов с пониженными и низкими добывными возможностями (в поисковых и разведочных скважинах), что существенно увеличивало конечные данные о ресурсах, принимавшиеся путем компромисса как официальные. Заметим, что результаты этих оценок газовыми геологами в качестве реальных (достоверных, доверительных, подтверждаемых в запасах в ходе дальнейших ПРР) в расчет не принимались.
Все оценки традиционных ресурсов - официальные и корпоративные - укладываются
в интервал 300...430 млрд условных тонн (у.т) при отношении 1000 м3 ~ 1 т. Критерии разделения ресурсов УВ на традиционные и нетрадиционные приведены в табл. 2, 3.
По СГ все оценки НПР укладываются в интервал от 189.205 до 287.307 трлн м3, в том числе неоткрытые традиционные ресурсы СГ составляют 100.110 трлн м3, при этом значительная их часть прогнозируется в недрах арктических морей.
Оценку нетрадиционных ресурсов газа и нефти не производили, однако в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в отличие от большинства других российских научных институтов, уцелевших к 2020 г., изучение нетрадиционных источников получения газа и нефти (из баженовской свиты - БС - верхней юры Западной Сибири) началось уже на рубеже 1970-1980-х гг. [1, 6, 17] и продолжается до настоящего времени [2, 4, 9, 11, 12, 15 и др.]. Заметим, однако, что серьезных публикаций о ресурсах нетрадиционного газа в последние два десятилетия было немного [4, 5, 7, 20, 21], зато по БС - многие сотни, в том числе и «детские» по смыслу и содержанию. [9, 11, 25 и др.].
Самый реальный вид нетрадиционного (пока) газа для России - «плотный» газ, в плотных (уплотнившихся гравитационно и эпигенетически) резервуарах (проницаемостью менее 0,1 мД). ПлГ может оказаться и наиболее востребованным уже в десятилетие 2031-2040 гг. (УГ и СлГ понадобятся ближе к 2040 г.).
Две формы нетрадиционного газа - СлГ и ПлГ - своеобразные генетические антиподы:
• первая происходит из битумоидов внутри высокопреобразованных глинистых
толщ (сланцев) с существенно сапропелевым органическим веществом (рассеянным / полуконцентрированным);
• вторая - в результате нисходящей (с погружением) эволюции газовых (газоконденсат-ных) скоплений в коллекторах, которые теряют проницаемость при уплотнении, не изменяя своего фазового состояния.
Генетически и часто пространственно они «соприкасаются» в конце мезокатагене-за (на градациях МК4.МК5 при показателе отражения витринита R° = 1,3.2,0 %) в тер-ригенных породах, когда классические коллекторы теряют проницаемость, и, наоборот, в глинисто-сапропелевых толщах начинает образовываться порово-трещинная система «эволюционно-генерационного» типа (БС и др.) [4, 17, 22].
В последних работах геологов «Газпрома» [4, 20, 21] показано, что из трех реально возможных источников нетрадиционного газа (по геологическим и экономическим критериям) - УГ, СлГ и ПлГ - только ресурсы последнего для России имеют промышленное значение . в недалеком будущем.
Формы нахождения и генетической эволюции в недрах УГ, СлГ, а также первоначально промышленных скоплений газа (СГ) показаны на рис. 1, 2. Отдельно микроскопления «нормально» извлекаемого газа (< 0,1 млрд м3) содержатся в любых формациях и при любых термобароглубинных условиях осадочных бассейнов.
В 2020 г. авторы подсчитали ресурсы СлГ в России - 3.4 трлн м3 [15], но привязать их к конкретным зонам и геологическим объектам не удалось. Еще сложнее оказывается
Таблица 2
Традиционные ресурсы УВ
СГ Нефть
Геологические запасы отдельных залежей УВ > 0,1 млрд м3 > 0,1 млн т
Дебиты в поисковых скважинах (в разных странах - разный уровень «отсечения», например, в Китае - 10 тыс. м3/сут и т.д.) на глубинах 3 / 4 / 5 км 30 / 40 / 50 тыс.м3/сут 3 / 6 / 10 т/сут
Глубины погружения УВ-скоплений (средних и малых по запасам), км < 7 < 6
Таблица 3
Нетрадиционные ресурсы УВ
Газ Нефть
«Плотный» (ПлГ), проницаемость коллектора < 0,1 мД Нефть в плотных низкопроницаемых коллекторах (ПлН), проницаемость коллектора < 0,2 мД
УГ Угольной нефти нет в промышленных объемах
СлГ СлН
Газ в угле
$ ■ а I
c„pr>3% R° > 1 % Н>50м
Микроскопления СГ, ассоциированные с угленосной толщей
Главное условие - отсутствие разломов, малые масштабы
эмиграции газа и выше-и нижележащие коллекторы
Проницаемость меньше 0,2 мД (плотные газонасыщенные песчаники, алевролиты) - вероятный рубеж, отделяющий нетрадиционные ресурсы газа
Рис. 1. Формы нетрадиционных ресурсов газа в терригенных песчано-глинистых толщах -угленосных (а), сланцевых (б), низкопроницаемых коллекторах (в): Кпр - коэффициент проницаемости; Сорг - содержание органического углерода; Н - мощность пласта
0,5
Геологическое время
.1,3
S 1.5
Битум к„Р
Нефть \
г аз
Кпр- 10...300 мД
Нормальный газ в природных резервуарах
0,5 .10 мД
Сланирвые толщи с полуконцентрированным органическимвеществом сапропелевого типа
• •о 0.0 .о: ы о.о 5.О
Затрудненная
эмиграция
Газ
«Переходный» (по добывным возможностям)газ
К„р - 0,2 . 0,7 мД
СГ ПлГ
0.0.0.0 О-О.о.о
Кпр < 0,2 мД
Газ in situ
Хронобаротермодеградация органического вещества, битумоидов, нефти внутри глинисто-сапропелевых толщ
Рис. 2. Формирование скоплений СлГ в сравнении с эволюционным развитием залежей газа в коллекторах, в том числе низкопроницаемых
проблема с УГ. По мнению специалистов АО «Газпром промгаз» (Н.М. Сторонский и др., 2008 г.), ресурсы УГ России составляют 84 трлн м3; специалистов АО «ВНИГРИуголь» (2006 г.) - 52 трлн м3; правда, нигде не оговаривается: это геологические или извлекаемые ресурсы (по-видимому, все же геологические.). Но если для традиционного газа разница между геологическими и реально извлекаемыми запасами и ресурсами невелика (последние составляют 75.90 % по сравнению с геологическими), то даже для нормальной
нефти (при коэффициенте извлечения нефти от 10 до 45 %, редко более) она значительна. И уж тем более эта разница больше для рассеянных форм и газа, и нефти (кроме УВ в плотных коллекторах, где можно добиться извлечения СГ до 50 % и более).
При потенциальных ресурсах угля одной Кемеровской области 470 млрд т и газоносности 10.20 м3 метана на тонну общие геологические объемы УВ составят от 5 до 10 трлн м3. Но каковы же извлекаемые ресурсы? Большой вопрос, тем более что не все угли годятся для
о
о
□
добычи газа (бурые точно не годятся.). Даже при коэффициенте извлечения газа (КИГ) 20 % (максимум!) вероятные извлекаемые ресурсы УГ составят 2 трлн м3. В целом по России (угольный потенциал - 1,8 трлн т, по данным М.В. Логинова и др., 2017 г.) извлекаемые ресурсы УГ не превысят 6.7 трлн м3, но более вероятны значения 3.4 трлн м3. Для перспективных оценок величина ресурсов УГ России может быть принята за 5.6 трлн м3.
Кстати, во многих странах (США, КНР и др.), обедненных изначально и истощивших свои недра в ходе длительной эксплуатации обычных месторождений УВ, ресурсы ПлГ рассматриваются уже длительное время вместе с традиционным газом. В России сейчас большинство старых газодобывающих областей (европейских) обеднены остаточными ресурсами газа, добыча СГ в каждой из них снизилась до 2.3 млрд м3/год и менее. Началось падение добычи даже по такому уникальному региону, как Надым-Пур-Тазовский (НПТР) (по всем сеноманским и большинству неокомских залежей). Практически нетронутыми эксплуатацией остаются запасы СГ залежей ачимовской толщи (АТ) и юрского комплекса, однако разведанные запасы, например юрского нефтегазоносного комплекса, невелики (1,2 трлн м3). Их масштабная эксплуатация начнется не ранее 2035-2037 гг., а по объему она не сможет компенсировать падение производства в НПТР. Но есть ли выход? Значительные приросты по новым открытиям в породах мела и АТ исключены в связи с очень высокой изученностью и разбуренностью площадей в Надым-Пурской и Пур-Тазовской областях (на уровне 85.90 % и более). Иссякнет газ в меловых залежах, вероятно, в десятилетие 2031-2040 гг., но чем его заменить? По мнению авторов, выход из будущего «ресурсного коллапса» один -изучение и оценка газового потенциала ПлГ преимущественно в породах юры, но ниже границы распространения ныне промышленных залежей (гор. Ю2-3, реже Ю4). Например, в зонах геотермоаномалий эта граница проходит выше юры и в гор. Ю2-3 уже встречены газонасыщенные практически непроницаемые резервуары в условиях геотемператур более 115.120 °С и глубин 3,3.3,8 км. Яркий пример - Харасавэйское газоконденсатное месторождение на Ямале. То же ожидается и в пределах Южно-Карской области (центральная и приямальская части) [20, 21, 24].
Вообще, проблема освоения ПлГ скорее технико-технологическая, чем геологическая. Многие страны ее решили и добывают газ из коллекторских пластов с проницаемостью в сотые доли миллидарси (!). Наша проблема -сначала оценить, каковы могут быть геологические ресурсы СГ в плотных резервуарах. И далее экспертно определить, каковы же могут быть извлекаемые ресурсы, а в дальнейшем (после проведения ПРР целевым назначением на глубокие газонасыщенные горизонты) - и запасы.
Л.Г. Кузьмуком и В.А. Скоробогатовым в 2013-2014 гг. [4] проведены расчеты объемов СГ в плотных коллекторах юрского литолого-стратиграфического комплекса на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной мега-провинции (ЗСМП) под газовыми гигантами - Уренгоем, Ямбургским, Харасавэйским и др. Цифры получились впечатляющими - десятки триллионов метров кубических (при пористости 8.12 %, газонасыщенности 50.60 %, но при огромном пластовом давлении - 90.110 МПа и более, коэффициент аномальности пластовых давлений - 1,8.2,05). Безусловно, это были прикидочные цифры, но конкретные (не «среднепоточные»). Кроме вышеуказанных авторов, ресурсы ПлГ никто толком и не считал. По всей России псевдонетрадиционные ресурсы ПлГ оцениваются в объеме 180.200 трлн м3 (без малого в таком же объеме, как и традиционные ресурсы газа, по корпоративной оценке.). Однако, какое значение КИГ уместно взять? Сугубо экспертно - 40.50 % (0,4.0,5). Тогда извлекаемые объемы потенциально составят 75.100 трлн м3. В ПлГ содержится и конденсат в количествах от 10.15 до 80.100 г/м3 (уменьшается с глубиной с увеличением уровня катагенеза), но при таком разбросе значений считать ресурсы конденсата не вполне корректно. Оставим эту проблему до лучших времен. до обоснованных подсчетов.
В конечном итоге авторская оценка всех видов нетрадиционных ресурсов газа такова, трлн м3, извлек.: ПлГ - 75.100; СлГ - 3.4; УГ - 5.6. Эти цифры показывают незначительную роль рассеянных форм газа в объеме нетрадиционных ресурсов газа.
Кроме того, по мнению исследователей ООО «Газпром ВНИИГАЗ», геологические ресурсы газа в твердых газогидратах составляют
примерно 500 трлн м3 [20]. Однако их освоение - громадная проблема.
Таким образом, даже для богатой традиционным газом России изучение нетрадиционных ресурсов газа до 2030-2035 гг. с подсчетом реальных геологических ресурсов в недрах ныне эксплуатируемых месторождений (Уренгойского, Ямбургского, Вынгапуровского и ряда др.) - задача первостепенной важности. Освоение ресурсов ПлГ должно стартовать в 2028-2033 гг., в активную фазу войти к 2038-2040 гг. Для этого необходимо вновь вернуться к бурению присводовых поисковых (по статусу), параметрически-оценочных (по сути) скважин целевым назначением на юрский комплекс (типа скв. СГ-7, показавшей газоносность на стыке Песцового и Ен-Яхского поднятий всей песчано-алевролитовой части разреза тюменской свиты и нижележащего сероцветного триаса, при этом полученные в ней дебиты СГ от 2 до 10.15 тыс. м3/сут достаточно легко будет технологически «расшевелить» до промышленных притоков). Был бы газ, а добывать его, если не сейчас, то в будущем, будет возможно.
Подобные условия наблюдаются и в юрском комплексе Предкавказья, в перми и карбоне Вилюйской впадины (ниже интервала промышленной газоносности (верхняя пермь - триас). Бурение таких скважин глубиной от 4,2.4,5 до 5,5 км и более, отбор керна из газонасыщенных горизонтов для всестороннего изучения фильтрационно-ем-костных свойств пород, тщательное опробование по принципу «1 поднятие - 1 скважина» (но только не на дальних склонах - негативных «водоносных» примеров в Западной Сибири предостаточно.) позволят оценить реальные ресурсы ПлГ и приступить к их промышленному использованию, что обеспечит продление эксплуатационной жизни многих месторождений в НПТР, а в дальнейшем, в 2045-2050 гг., - и в арктических областях суши и шельфа. Сейчас наиболее подготовленный к освоению ресурсов ПлГ регион России -Надым-Тазовское междуречье, от Надымского до Заполярного, Южно-Русского и др. месторождений. С него и следует начинать уже в ближайшее десятилетие, а не «гоняться» по лесотундре НПТР за небольшими по запасам юрскими залежами УВ в гор. Ю2-3. Опыт последних
40 лет ПРР (с начала массового опоискования юры) и аналитические данные [6, 13, 22] показывают: крупных новых открытий в кровельных горизонтах юры не будет, а малые особо и не нужны, по крайней мере, для таких компаний-операторов, как ПАО «Газпром».
Авторы позволили себе «экспертные фантазии» в плане объемов и структуры добычи природного газа в России к 2040 г., млрд м3: всего - 1100.1150 (до 1200); традиционный газ - 900.950 (до 1000); попутный нефтяной газ - 45.50; нетрадиционный газ - 150.160, в том числе ПлГ - 100.110 (до 120); УГ -40.45 (трудно достигаемый максимум); СлГ -5.10 (?); гидратный газ (здесь объемы реальной добычи количественно оценить трудно). Безусловно, эти цифры показывают всего лишь тенденции. Вряд ли они будут выполнены точно и в срок, но плюс-минус - да!
***
Таким образом, газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной Евразии (Россия, суша и шельф), в составе традиционных запасов и ресурсов СГ и нетрадиционных источников его производства по факту и предположениям (ресурсы) - самый значительный в мире. Его освоение обеспечит производство газа в России на уровне 850.1150 млрд м3/год еще многие десятилетия. Однако в старых, традиционных, районах газодобычи величина и структура остаточной минерально-сырьевой базы газодобычи уже сейчас внушает опасения. Необходимы поиск и освоение новых источников производства газа.
Из четырех видов нетрадиционного газа -гидратного, угольного, сланцевого и «плотного» - только последний в России обладает реальными возможностями для добычи после 2030 г, однако необходимы значительные ресурсно-геологические исследования, расчеты, уточнения по распространению и величине ресурсов СлГ, прежде всего в северных областях Западной Сибири. Эти исследования нужно начать, точнее, продолжить немедленно (в ближайшие два-три года). В качестве полигонов для подобных исследований рекомендуются Уренгойский, Вынгапурский (газ кончается!), Ямбургский в ЗСМП, Средневилюйский в Якутии.
Список литературы
1. Афанасенков А.П. Сланцевая нефть России: от мифов к реальности / А.П. Афанасенков,
B.И. Пырьев, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 87-101.
2. 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. -
C. 34-45.
3. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира: информационно аналитический обзор / В.И. Высоцкий. -М.: ВНИИЗарубежгеология, 2017. - С. 59.
4. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров,
B.И. Высоцкий и др. - М.: Недра, 2014. - 284 с.
5. Данилова Е.М. О перспективах газовой сланцевой революции
в России / Е.М. Данилова, М.Н. Попова,
A.М. Хитров // Недропользование XXI век. -2019. - № 4. - С. 144-149.
6. Ермаков В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1988. - № 11. -
C. 17-22.
7. Жарков А.М. Оценка потенциала углеводородов / А.М. Жарков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2011. - № 3. - С. 16-21.
8. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов,
B.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25.
9. Лимбергер Ю. Загадки баженовской свиты. Остались ли на Земле гигантские месторождение нефти? / Ю. Лимбергер // Нефтегазовая вертикаль. - 2017. - № 12. -
C. 70-73.
10. Люгай Д.В. Развитие минерально-сырьевой базы газовой отрасли промышленности России и ПАО «Газпром»: итоги, проблемы, перспективы / Д.В. Люгай, В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -
№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 33-45.
11. Немченко-Ровенская А.С. Баженовская свита и месторождения на больших глубинах - основной источник пополнения углеводородной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / А.С. Немченко-Ровенская, Т.Н. Немченко // Недропользование XXI век. - 2017. - № 8. - С. 136-140.
12. Оганесян Л.В. Проблемы сланцевых углеводородов: за и против / Л.В. Оганесян // Минеральные ресурсы России. Экономика
и управление. - 2016. - № 3. - С. 24-27.
13. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги
и перспективы / Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 86-104.
14. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов,
B.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
15. Скоробогатов В.А. А есть ли сланцевый газ в недрах осадочных бассейнов
России? / В.А. Скоробогатов // Деловой журнал NEFTEGAZ.RU. - 2020. - № 5. - C. 66-74.
16. 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.
17. 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
18. Скоробогатов В.А. О соотношении традиционных и нетрадиционных ресурсов газа в осадочных бассейнах России (суша и арктический шельф)
в связи с обоснованием перспективных направлений поисков и разведки до 2020 и 2030 гг. / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, В.С. Якушев // XV Координационное геологическое совещание. - М.: Газпром экспо, 2010. -С. 236-255.
19. 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. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
20. Скоробогатов В.А. Потенциальные ресурсы нетрадиционного газа недр России (суша
и шельф) и перспективы их промышленного освоения до 2050 г / В.А. Скоробогатов, Е.В. Перлова // Геология нефти и газа. - 2014. -№ 5. - С. 48-57.
21. Скоробогатов В.А. Ресурсы газа
в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения / В.А. Скоробогатов, В.А. Кузьминов, Л.С. Салина // Газовая промышленность. -2012. - Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. - С. 43-47.
22. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 36-58.
23. Скоробогатов В.А. Традиционные
и нетрадиционные ресурсы природного газа России / В.А. Скоробогатов, В.А. Истомин, В.С. Якушев // Газовая промышленность. -2000. - № 4. - С. 29-30.
24. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) / Д.А. Соин,
B.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5(16): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -
C. 59-65.
25. Цветков Л.Д. Сланцевая нефть
России / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова // Вести газовой науки. - 2013. - № 5 (16). - С. 219-230.
Gas in tight low-permeable reservoirs as a major reserve for development of subsoil gas potential at sedimentary basins of Russia in 2031-2070
S.A. Leonov1, V.A. Skorobogatov1*, D.Ya. Khabibullin2
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: [email protected]
Abstract. The article summarizes challenges related to exploration and development of the traditional and the alternative gas resources (in the concentrated like deposits and dispersed states). Authors concluded that Russia is secured by traditional gas resources till 2036-2040, and onward 2030-2031 studying, assessment and development of gas bedding in the tight low-permeable reservoirs will be needed, especially at north of Western Siberia.
Keywords: gas, oil, reserves, resources, production, Western Siberia, search, prospecting, tight reservoirs.
References
1. AFANASENKOV, A.P., V.I. PYRYEV, V.A. SKOROBOGATOV. Shale oil in Russia: from myths to reality [Slantsevaya neft Rossii: ot mifov k realnosti]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 87-101. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. 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]. NedropolzovaniyeXXI vek, 2015, no. 1, pp. 34-45. ISSN 1998-4685. (Russ.).
3. VYSOTSKIY, V.I. Global petroleum industry in 2010-2016 [Neftegazovaya promyshlennost mira v 2010-2016 gg.]: analytical review. Moscow: VNIIZarubezhgeologiya, 2017. (Russ.).
4. 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.).
5. DANILOVA, Ye.M., M.N. POPOVA, A.M. KHITROV. Prospects of the shale gas revolution in Russia [O perspektivakh gazovoy slantsevoy revolutsii v Rossii]. Nedropolzovaniye XXI vek, 2019, no. 4, pp. 144-149. ISSN 1998-4685. (Russ.).
6. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV Thermoabyssolithic provisions for gas and oil presence in Jurassic deposits at northern regions of Western Siberia [Termoglubinnyye uslovia gazoneftenosnosti yurskikh otlozheniy severnykh rayonov Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza, 1988, no. 11, pp. 17-22. ISSN 0016-7894. (Russ.).
7. ZHARKOV, A.M. Assessment of hydrocarbon potential [Otsenka potentsiala uglevodorodov]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2011, no. 3, pp. 16-21. ISSN 0869-3188. (Russ.).
8. KARNAUKHOV, S.M., V.A. SKOROBOGATOV, O.G. KANANYKHINA. The age of Cenomanian gas: "From the dawn to the sunset" [Era senomanskogo gaza: "ot rassveta do zakata"]. In: Challenges of supplying resources to gas producing regions of Russia to 2030: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011, pp. 15-25. (Russ.).
9. 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.).
10. LYUGAY, D.V., V.V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Developing a base of raw materials for gas industry of Russia and the Gazprom PJSC: overall results, issues, outlooks [Razvitiye mineralno-syryevoy bazy gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii i PAO "Gazprom": itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 33-45. ISSN 2306-9849. (Russ.).
11. NEMCHENKO-ROVENSKAYA, A.S., T.N. NEMCHENKO. Bazhenov formation and deposits at great depths - the main source of replenishment of the hydrocarbon base of the West Siberian oil and gas province [Bazhenovskaya svita i mestorozhdeniya na bolshikh glubinakh - osnovnoy istochnik popolneniya uglevodorodnoy bazy Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii]. NedropolzovaniyeXXIvek, 2017, no. 8, pp. 136-140. ISSN 1998-4685. (Russ.).
12. OGANESYAN, L.V. Challenges of shale hydrocarbons: pro and contra [Problemy slantsevykh uglevodorodov: za i protiv]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2016, no. 3, pp. 24-27. ISSN 0869-3188. (Russ.).
13. PYATNITSKAYA, G.R., V.A. SKOROBOGATOV. Studying and developing hydrocarbon potential of Lower-Middle-Jurassic deposits in northern areas of Western Siberia: resume and perspectives [Izucheniya i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nizhne-sredneyurskoy tolshchi severnykh oblastey Zapadnoy Sibiri: itogi i perspectivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 86-104. ISSN 2306-9849. (Russ.).
14. RYBALCHENKO, V.V., A.Ye. RYZHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Searching and prospecting of hydrocarbon fields and deposits by the enterprises of the Gazprom PJSC in Russia [Poiski i razvedka mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov predpriyatiyami PAO "Gazprom" v Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 46-57. ISSN 2306-9849. (Russ.).
15. SKOROBOGATOV, V.A. Is there any shale gas in sedimentary basins of Russia? [A yest li slanstevyy gaz v nedrakh osadochnykh basseynov Rossii?] Delovoy Zhurnal NEFTEGAZ.RU, 2020, no. 5, pp. 66-74. ISSN 2410-3837. (Russ.).
16. 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.).
17. 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.).
18. SKOROBOGATOV, V.A., S.N. SIVKOV, V.S. YAKUSHEV. On ratio of traditional and alternative gas resources within sedimentary basins of Russia (dry lands and Arctic shelf) regarding substantiation of promising leads for search and prospecting till 2020 and 2030 [O sootnoshenii traditsionnykh i netraditsionnykh resursov gaza v osadochnykh basseynakh Rossii (susha i arkticheskiy shelf) v svyazi s obosnovaniyem perspektivnykh napravleniy poiskov i razvedki do 2020 i 2030 gg.]. XVCoordinating geological meeting. Moscow: Gazprom expo, 2010, pp. 236-255. (Russ.).
19. 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 Rossi ii 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.).
20. SKOROBOGATOV, V.A., Ye.V. PERLOVA. Potential in-situ resources of alternative gas in Russia (onshore and offshore), and outlooks for their industrial development before 2050 [Potentsialnyye resursy netraditsionnogo gaza nedr Rossii (susha i shelf) i perspektivy ikh promyshlennogo osvoyeniya do 2050 g.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2014, no. 5, pp. 48-57. ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. KUZMINOV, L.S. SALINA. Gas resources in the low-permeable reservoirs of the sedimentary basins of Russia, and outlooks for their industrial development [Resursy gaza v nizkopronitsayemykh kollektorakh osadochnykh basseynov Rossii i perspektivy ikh promyshlennogo osvoyeniya]. GazovayaPromyshlennost. 2012. Spec. is.: Alternative resources of oil and gas [Netraditsionnyye resursy nefti i gaza], pp. 43-47. ISSN 0016-5581. (Russ.).
22. SKOROBOGATOV, V.A. Jurassic productive complex of Western Siberia: past, present and future [Yurskiy produktivnyy kompleks Zapadnoy Sibiri: proshloye, nastoyashcheye, budushchueye]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 36-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
23. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. ISTOMIN, V.S. YAKUSHEV. Traditional and alternative resources of natural gas in Russia [Traditsionnyye i netraditsionnyye resursy prirodnogo gaza Rossii]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 4, pp. 29-30. ISSN 0016-5581. (Russ.).
24. SOIN, D.A., V.A. SKOROBOGATOV Pressure and temperature conditions of gas-and-oil occurence of northern regions of Western Siberia (land and shelf) [Termobaricheskiye usloviya gazoneftenosnosti severnykh rayonov Zapadnoy Sibiri (susha i shelf)]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 59-65. ISSN 2306-8949. (Russ.).
25. 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.).
