CC BY
32
УДК 553.98 (268.45+268.52)
Газовое будущее России - Арктика: суша и шельф. Ресурсы и запасы, поиски и открытия, разведка и добыча углеводородов
А.Н. Рыбьяков1, В.А. Скоробогатов2*, Д.Я. Хабибуллин1
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: [email protected]
Ключевые слова:
Арктика, углеводороды, газ, нефть, запасы, ресурсы, месторождение, прирост, добыча.
Тезисы. На основании геолого-геофизических и статистико-ресурсных исследований недр арктических регионов России (суша и шельф), официальных и корпоративных оценок запасов и ресурсов углеводородов (УВ) по отдельным осадочным бассейнам Арктики и продуктивным комплексам сделаны выводы о вероятных открытиях новых месторождений и приростах запасов УВ до 2040 и 2050 гг. Показаны существенно разные перспективы газо- и особенно нефтеносности арктических регионов и областей. Основные перспективы связаны с Ямало-Карским регионом суши и шельфа арктической части Западной Сибири. Оценены вероятные объемы газодобычи. Проблемы, поднимаемые в настоящей работе, чрезвычайно актуальны для России и не потеряют своей актуальности еще до 2055-2060 гг. Они обсуждаются в большом числе публикаций. Настоящая статья является логическим продолжением работ, опубликованных авторами в 2018-2020 гг.
Российская Арктика - заполярная и пока еще «заповедная» часть Северной Евразии (СЕА), суша и шельф. На суше к арктическим регионам России (АРР) относятся северная часть Тимано-Печорского осадочного бассейна (вместе с Печорским морем), Ямал, Гыдан, Енисей-Хатангский мегапрогиб (Енисей-Хатангская нефтегазоносная область, ЕХО), северо-восточные районы Сибирского кратона (ВосточноСибирского мегабассейна) и восточно-арктический шельф. В ее пределах выделяются крупнейшие осадочные шельфовые бассейны: Баренцево-Карский, ЮжноКарская нефтегазоносная область (ЮКО) - морская часть Западно-Сибирского мегабассейна, Лаптевоморский, Восточно-Сибирского и Чукотского морей. К этим бассейнам приурочены одноименные нефтегазоносные провинции, мега-провинции и области (Тимано-Печорская провинция - ТПП, Баренцево-Карская (или Баренцевоморская - БМП) провинция с Северо-Карской нефтегазоносной областью (НГО) в составе, Западно- и Восточно-Сибирская мегапровинции - ЗСМП и ВСМП соответственно - и др.).
История изучения и освоения недр АРР, в том числе арктических областей Западной Сибири (АОЗС), насчитывает более 70 лет. Она начиналась с суши - арктических регионов ВСМП, ТПП, Ямальской и Усть-Енисейской областей ЗСМП -в 1950-1960-х гг. К исследованиям шельфовых областей западно-арктического сектора морей приступили в 1982-1989 гг., продолжились они уже в XXI в. Наблюдается высокая дифференциация по структурно-буровой изученности различных регионов и областей арктической части СЕА. К завершению «золотого» двадцатилетия развития нефтегазовой отрасли промышленности России (1971-1990 гг.) достаточно хорошо, хотя и неравномерно по глубине были исследованы земли современных Ненецкого и Ямало-Ненецкого автономных округов (в том числе Ямал и Гыдан (суша) и Западно-Енисейская часть ЕХО) с бурением многих сотен поисковых и разведочных скважин (на севере ТПП - 120, на Ямале - 738, на Гыдане - 156, в ЕХО - более 100 и т.д.). Всего в ходе поисково-разведочных работ (ПРР) за период 1961-2020 гг. в АРР пробурили ориентировочно 1550 глубоких скважин (не считая эксплуатационных). В поисковое бурение были введены 185 перспективных площадей, преимущественно локальных структур, в том числе 50 на северо-востоке европейской части
России и БМП, 120 в АОЗС, включая губы и заливы, а также в ЮКО, 5 на северо-востоке ВСМП, на побережье моря Лаптевых. В восточно-арктическом секторе морей глубокие скважины отсутствуют (одна пробурена с берега, но не испытана). Результаты исследований геологического строения и газонефтеносности АРР опубликованы во многих сотнях научных статей, обзоров и монографий [1-35], однако касаемо АОЗС число публикаций невелико, особенно не хватает крупных, обобщающих работ, и совсем мало их посвящено Восточно-Сибирскому, Чукотскому морям и морю Лаптевых [1, 3, 8, 15, 16, 25]. Большой вклад в дело изучения геологического строения и нефтегазоносности Российской Арктики внесли Д.А. Астафьев, А.М. Брехунцов, И.С. Грамберг, Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, О.И. Супруненко, А.В. Толстиков и др.
Заметим, что общее количество кандидатских и докторских диссертаций, посвященных АРР уже превысило 50, особенно много их связано с БМП (15). Для сравнения: в целом по Западной Сибири (суша) написаны 750 диссертаций, в том числе по одной баже-новской свите ЗСМП - около 50. При этом в отношении шельфовых областей недостаток буровых данных «успешно» замещается буйными фантазиями диссертантов на тему трактовки сейсмических материалов, умозрительными заключениями и пр. Однако серьезных работ мало, а противоречий в опубликованных исследованиях много [2, 11, 21, 22, 23]. Особенно это касается качественного прогноза и оценок величины и структуры начальных потенциальных ресурсов (НПР) углеводородов (УВ),
в том числе соотношений свободного газа (СГ) и нефти (Н) в объеме суммарных ресурсов; например, прогнозировали преимущественную нефтеносность - по факту оказалась преимущественная и даже исключительная газоносность недр тех или иных арктических областей. Этим «грешили» даже некоторые газовики, но... в прошлом веке [9] (публикации 1996-1999 гг.), предполагая, что при движении от суши к морю в недрах доля нефти будет увеличиваться... по факту все наоборот!
Всего в пределах АРР по состоянию на 01.01.2021 обнаружены 105 месторождений УВ (далее - МУВ) (из 3720 в России), в том числе 58 газовых (Г) и газоконденсатных (ГК), 25 чисто нефтяных МУВ (без залежей СГ), 22 смешанных МУВ - нефтегазоконденсатных (НГК), газоконденсатонефтяных (ГКН) и др. В Восточной Арктике на суше было пробурено несколько поисковых скважин, но не открыто пока ни одного МУВ (а на шельфе нет бурения - нет открытий). Геостатистика открытий по АОЗС отражена в табл. 1.
Геологическое строение осадочного чехла арктических областей
Закономерности и особенности изменения геологического строения осадочного чехла се-диментационных бассейнов Арктики широко обсуждаются [3, 8, 25, 27, 34 и др.]. Осадочный чехол западно-арктического сектора осадочных бассейнов сложен породами верхнего палеозоя, триаса, юры и мела мощностью от 3.5 до 8.12 км (в центральных частях -эпицентрах осадконакопления). В восточно-арктических бассейнах увеличиваются
Таблица 1
Нефтегазовая геостатистика арктических областей ЗСМП на 01.01.2020
Количество МУВ Тип месторождения по фазовому состоянию
Г + ГК НГК/ГКН Н Z
Ямал 19 7 - 26
Гыдан 9 (10) 2 - 11 (12)
ЕХО (без Сузунского района) 11 2 (одно только по кат. С2) 1 (?)*** 14
Обская и Тазовская губы (без месторождений типа суша/море) 5 - - 5
ЮКО* (открытый шельф) 7 1** - 8**
Всего 51 11 (1") 1 (?) 63 (64)
* Месторождение 75 лет Победы обнаружено в конце 2019 г., в течение 2020 г. обнаружены еще два месторождения.
** Месторождение Победа (фактически не открытое: притоков УВ не было).
*** Пайяхское месторождение при доразведке, возможно, будет отнесено к типу НГК.
мощность и роль в газонефтенакоплении кайнозойских осадочных толщ, преимущественно миоцена. Характерно «омоложение» с запада на восток геологических доминантных комплексов: в Баренцевоморском бассейне это триас, в ЮКО - нижний мел, к востоку от Таймыра - палеоген-неоген.
Точно также снижается и буровая изученность: от средней и пониженной на севере ТПП и на шельфе Баренцева моря, до низкой в ЮКО и нулевой в Северо-Карской области и восточно-арктических морях. В пределах шельфа Печорского и Баренцева морей разбурены соответственно 10 и 12 перспективных площадей (локальных поднятий - структур) и открыты 10 МУВ: одно ГКН, 4 Н и 5 ГК (на открытом шельфе). В ЮКО открыты всего 8 МУВ, в Обской губе - 5, в Тазовской - 4 (в последней - все МУВ типа суша-море). Весьма примечательно, что залежи тяжелой нафтеновой нефти, незрелой - ранней по генезису, в породах верхнего палеозоя обнаружены только в недрах Печорского моря (на прибрежной суше ТПП - средние и тяжелые нефти, в том числе и высокопарафиновые, бессернистые). Скопления нефти преимущественно в виде оторочек открыты на 8 МУВ Ямала (из 26), на двух МУВ Гыдана (из 12), на трех МУВ в ЕХО (из 17). Заметим, что в АОЗС не обнаружено ни одного чисто нефтяного МУВ (без залежей СГ), Пайяхское - не в счет.
Исходя из текущих открытий арктические регионы и области представляются преимущественно газоносными. На баренцевоморском и карском шельфах не получено ни притоков, ни даже признаков нефти из пород триаса, юры и нижнего мела (нефть открыта в средней юре Университетской площади, ее запасы, минимальные по кат. С! и огромные по кат. С2, уже поставлены на государственный баланс, но без испытаний).
На суше сибирской части Арктики буровой изученностью выше средней характеризуются Ямальская НГО и запад ЕХО, пониженной -Гыдан в целом, при этом нулевой - центральная часть Гыдано-Енисейского региона. На побережье моря Лаптевых пробурен ряд поисковых скважин, промышленная нефтегазоносность пока не установлена.
По состоянию на 01.01.2020 разведанные запасы СГ Российской Арктики составляют 18 трлн м3, из них наибольшая часть расположена в Ямало-Карском ареале суши
и шельфа - 12,5 трлн м3. Открытая часть НПР газа вместе с запасами кат. С2 составляет 23,0 трлн м3. Начальные запасы СГ месторождений-лидеров - Бованенковского и Штокмановского - составляют 4,2 (4,0 + 0,2) и 3,9 трлн м3 соответственно. Текущие разведанные запасы нефти Ненецкого автономного округа составляют 0,8 млрд т, Печорского моря - 0,4 млрд т, газа на севере ТПП -0,5 трлн м3.
Добыча СГ уже несколько лет производится из морской сводовой части Юрхаровского месторождения и начата на Бованенковском ГК месторождении (апт-ская залежь ТП1-6). Добыча нефти на суше (в ограниченных объемах) ведется из месторождений Ненецкого автономного округа, начата на Новопортовском месторождении Ямала и на Приразломном месторождении шельфа Печорского моря.
В пределах шельфа Западной Арктики пока открыто небольшое число месторождений, но число опубликованных по этой теме работ (статей и монографий) приближается к двумстам, что гораздо больше, чем по несравненно лучше изученным и освоенным областям прилегающей суши (севера ТПП и Ямала). По-видимому, объясняется это тем, что хорошо фантазировать, когда мало материала или он неоднозначен после интерпретации сейсмических данных (особенно применительно к разломам). До того как прогнозы подтвердятся или нет, пройдет несколько десятилетий («иных уж нет, а те далече...»), и спросить будет не с кого.
Геологическое строение ТПП и Ямала (суша) изучено подробно [3, 13, 16, 25]. Исследования геологии и газо(нефте)носно-сти БМП начались в начале 1980-х гг., ЮКО -в 1988-1991 гг. Современную изученность недр открытого шельфа Баренцева моря (российский сектор) в целом следует охарактеризовать как невысокую (пониженную), хотя сейсмическая изученность благодаря работам последних лет (ПАО «Газпром», 2014-2018 гг., МОГТ1^ и -3D) вполне удовлетворительная: большинство выявленных ранее положительных структур (локальных поднятий) изучены детально. Печороморский шельф характеризуется хорошей сейсмической изученностью: здесь выполнены более 115 тыс. погонных километров сейсмических профилей.
1 МОГТ - метод общей глубинной точки.
В пределах южной части баренцевоморс-кого шельфа плотность сейсмических профилей составляет 0,27 км/км2; наиболее высокая плотность сейсмических наблюдений достигнута в пределах локальных поднятий Южно-Баренцевской и Штокмановско-Лунинской НГО (0,9...1,5 км/км2). В северной части шельфа в Баренцевом море плотность наблюдений не превышает 0,1 погонных километров на километр квадратный. Сейсморазведка МОГТ-3D проведена на лицензионных участках ПАО «Газпром» в объеме 12,5 тыс. км2.
Бурение скважин в акваториях Баренцева и Печорского морей начато в 1981-1982 гг. на Дресвянской площади (шельфовое продолжение ТПП) [1, 27]. На шельфе Баренцева моря пробурены 34 скважины. Общий метраж на 2020 г. превысил 100 тыс. м. Бурение проводилось на 14 площадях, в том числе на девяти - с отрицательными результатами. (Это, кстати, весьма негативное явление.) Буровые работы в Печорском море (акваториальная часть ТПП) проводились на девяти площадях, три из которых оказались непродуктивными. Всего пробурена 21 скважина общим метражом 66 тыс. м. В недрах Печорского моря в отложениях девона, карбона и перми преобладают карбонатные породы морского генезиса, вероятно, поэтому нефти в запасах гораздо больше, чем СГ (в карбонатах преобладает, как правило, битумогенерирующее сапропелевое органическое вещество).
В строении БМП участвуют фундамент и осадочный чехол. Глубина залегания фундамента в Южно-Баренцевской впадине достигает 20 км и более. Осадочный чехол сложен породами от нижнего палеозоя (кембрий? - ордовик) до верхнего мела - палеогена. В осадочном чехле выделяются два структурных этажа. Нижний представлен палеозойскими преимущественно карбонатными отложениями до каменноугольных включительно. Верхнепермско-меловая часть разреза сложена терригенными песчано-глинистыми отложениями с битуминозностью в верхней юре, угленосностью в нижнемеловых и триасовых отложениях, а также наличием долерито-вых силлов в триасе. Триас представлен континентальными терригенными толщами, в нижней-средней юре развиты прибрежно-морские песчано-глинистые отложения, однако с органическим веществом смешанного типа - сапро-пелево-гумусового и гумусово-сапропелевого.
Мощность триаса достигает 5...6 км и более. Юрско-меловая часть разреза мощностью до 2,5 км и более находится в условиях верхней зоны газообразования. Юрский комплекс характеризуется благоприятными условиями для аккумуляции и консервации скоплений УВ в недрах. Особенности геологического строения верхней части осадочного чехла подробно проанализированы в работах [1, 5, 33, 34].
В арктической части ЗСМП выделяются два региона: Ямало-Карский (ЯКР) вместе с Обской губой и Гыдано-Енисейский с Тазовской. Геологическое строение недр АОЗС изучено детально. Результаты исследований на суше и предварительно в открытой части Карского моря опубликованы [3, 8, 25, 27]. Полученные выводы сводятся к следующему:
1) сопряженные в пространстве Ямальская и Южно-Карская НГО, входящие в регион, с одной стороны, максимально изучены до средней юры (Ямал), с другой, практически не изучены даже по среднемеловым толщам (апт, верхи неокома, ЮКО). Мощность триас-палеогенового осадочного чехла, залегающего на герцинском фундаменте, увеличивается от 0...1 км на юге и западе до 7...8 км в северных районах суши и шельфа. С юго-востока на северо-запад вдоль Нурминского мегавала в Ямальской НГО значительно увеличиваются мощности всех осадочных толщ: нижне- и сред-неюрской от 500 до 1500 м и более, готерив-аптской от 400 до 1200 м, альб-сеноманской от 350 до 750 м, резко увеличиваются общая мощность и особенно глинистость разреза прежде всего нижней глинистой покрышки верхней юры - валанжина (от 50 до 600 м). Центрально-северная часть ЮКО вообще служит главным эпицентром мезозойского осадко-накопления в ЗСМП;
2) главные литолого-фациальные особенности Ямальской НГО: высокая морис-тость и общая глинистость разреза нижнего мела и юры, наличие большого числа зональных глинистых покрышек в сеномане, апте и неокоме и достаточно мощной (50.120 м) региональной нижнеальбской покрышки, упорядоченное литологическое строение нижне-среднеюрской толщи (наличие сравнительно мощных, выдержанных в пространстве песча-но-алевролитовых горизонтов Ю2...Ю12), развитие континентальной угленосной формации в объеме готерива-апта с большим числом (30.70) пластов углей и углистых глин. Вместе
с тем структурные макроформы строения разновозрастных литолого-стратиграфических комплексов отличаются простотой, малыми наклонами углов на крыльях и бортах, невысокой нарушенностью разломами меловой части разреза.
В ЮКО в породах средней и нижней юры мощностью до 1,5 км наблюдается дефицит коллекторского пространства при общей пес-чанистости разреза менее 30 % (в соседней Ямальской НГО - 42...45 % и более);
3) в течение поздней юры, мела и кайнозоя в результате разновозрастных и разноин-тенсивных конседиментационных нисходящих движений и подвижек по блокам фундамента с уже накопленными осадками чехла в объеме осадочной макролинзы было образовано большое число локальных поднятий, тяготеющих преимущественно к крупным тектоническим структурам II порядка и их склонам. Большинство локальных структур имеют конседиментационный генезис и развивались в течение всего послеюрского времени. Некоторые тектонические структуры II и III порядков осложнены по своду и/или на крыльях дизъюнктивными нарушениями различной морфологии (амплитуды перемещения пород -от 15.20 до 35.40 м), времени проявления и флюидопроницаемости.
Особенности геологического строения недр Гыдано-Енисейского региона:
1) увеличение песчанистости всех комплексов мела и юры с запада на восток, утонение и исчезновение из разреза ряда внутрикомп-лексных глинистых покрышек. Значительное опесчанивание верхней региональной покрышки турона-эоцена;
2) увеличение мощности и одновременно песчанистости верхнеюрской толщи со 100 м и 5.10 % до 350.400 и 40.50 %;
3) снижение тектонической напряженности разреза от верхних горизонтов юры к се-номану и в северо-восточном направлении к Таймыру и, как следствие, малые углы наклона и исчезновение замкнутых локальных структур-поднятий (и структурных ловушек) по кровле основного в ЗСМП сеноман-ского подкомплекса (известно: нет ловушек -нет газа!);
4) увеличение (с запада на восток) дифференциации тектонических движений, а также амплитуды региональных разломов (перемещений по ним до многих сотен метров и 1.1,5 км)
и неотектонического подъема с размывом более древних пород вплоть до верхних горизонтов средней юры на крайнем востоке ЕХО (Балахнинский вал).
Известно, что на формирование и сохранность газоносности недр сильное влияние оказывают разломы. Дизъюнктивной тектоникой максимально осложнена юрская толща пород, ряд разломов (конседиментационных и затухающих) прослеживаются до сеномана и даже до дневной поверхности на Нейтинской и др. площадях, вместе с тем степень нарушен-ности пород юры и особенно мела на Ямале существенно ниже, чем в Пур-Тазовской НГО и в Западно-Мессояхском районе. Степень дизъюнктивной нарушенности недр также снижается от юры к сеноману и с юго-востока на северо-запад региона. На шельфе высоко- и даже сред-неамплитудные разломы не выявлены.
Осадочный чехол БМП значительно больше затронут дизъюнктивной тектоникой, чем Ямальского ареала суши и шельфа. Мощность и ненарушенность региональных и зональных покрышек в ЮКО выше, чем в БМП, что способствует газонакоплению в крупных масштабах.
Геология и тектонодинамика седимента-ционных бассейнов восточно-арктического сектора морей изучены только по сейсмическим данным (2D), так как береговые разрезы на Таймыре и в северо-восточной части Сибирской платформы не позволяют судить о литолого-стратиграфических условиях в объеме осадочного чехла кайнозойского (эоцен-миоценового) возраста. Наиболее сложным строением, по данным сейсмики, характеризуется Лаптевоморская НГО: большое число сравнительно узких валов и сопряженных с ними прогибов и впадин с осадочным чехлом мощностью от трех-пяти километров на первых, до семи-девяти километров в пределах вторых, целый ряд разноамплитудных разломов, наличие размывов / перерывов в осадко-накоплении и др. Кстати, два последних фактора настораживают (увеличивают геологические риски производства морских ПРР).
В этих бассейнах фундамент имеет позд-немеловой возраст консолидации и выходит на поверхность в ареале Новосибирских о-вов и о. Врангеля. Южной границей бассейнов являются горно-складчатые сооружения севера Якутии и Чукотки, а тектоническая активность с «клавишными» подвижками
блоков фундамента продолжается уже более 50 млн лет (и на суше, и в более северных шельфовых областях).
Газонефтеносность арктических областей СЕА
Проблемы нефтегазоносности арктических областей СЕА рассматриваются в работах Д.А. Астафьева, А.П. Афанасенкова, В.И. Богоявленского, А.М. Брехунцова, В.Е. Вержбицкого, В.П. Гаврилова, И.С. Грам-берга, Е.В. Захарова, М.Ю. Кабалина, В.Д. Каминского, О.Г. Кананыхиной, И.И. Несте-рова-мл., В.А. Скоробогатова, Д.А. Соина, Л.В. Строганова, А.В. Ступаковой, О.И. Супру-ненко, А.В. Толстикова, В.А. Фомичева, В.А. Холодилова и др. [1-3, 5, 8, 10, 15, 22, 25, 27, 32, 33, 36 и др.].
Рассмотрим характеристику нефте- и газоносности различных регионов, областей и районов Арктики с юга на север и с запада на восток - от более изученных к менее изученным. На суше ТПП открыты 220 преимущественно нефтесодержащих МУВ в породах среднего и верхнего палеозоя и триаса. К газо-содержащим на севере провинции относятся три МУВ: Лаявожское (137,9 млрд м3 разведанных запасов СГ), Кумжинское (101,5 млрд м3) и Василковское (86 млрд м3) с суммарными запасами СГ менее 0,3 трлн м3.
В недрах мелководного печороморского шельфа и на о. Колгуеве открыты 7 МУВ, в том числе только одно типа ГК и одно НГК, с минимальными запасами СГ (менее 0,1 трлн м3 даже с учетом запасов кат. С2). Эта часть Арктики
преимущественно нефтеносная (единственная в АРР).
В недрах Печорского моря в отложениях девона, карбона и перми преобладают карбонатные породы морского генезиса. Печороморский район преимущественно нефтеносен. Здесь открыты шесть месторождений: Варандей-море (Р;), Долгинское (С2+3, Р2), Медынское-море (Б;, С;, С2-Р;), Приразломное (С3, Р;), Северо-Гуляевское (С2+3, Р2), Поморское (С3) (табл. 2). Непродуктивные скважины пробурены на Дресвянской, Аквамаринской и Пахан-ческой площадях.
В БМП открыты пять ГК месторождений, из них полностью разведано только уникальное Штокмановское (3,9 трлн м3), четыре других существенно недоразведаны (запасы кат. С2 превышают 50 %). Разведанные запасы шельфа - 4,2 трлн м3, открытые -4,7 трлн м3 (см. табл. 2). Непродуктивные поисковые скважины были пробурены на Андреевской, Ахматовской, Куренцовской, Северо-Мурманской, Адмиралтейской, Ферс-мановской, Лунинской площадях.
В недрах открытого шельфа основные запасы СГ обнаружены в нижне-среднеюрском песчано-глинистом комплексе. Отложения триасового нефтегазоносного комплекса на Лудловском и Штокмановском месторождениях частично вскрыты, однако притоков УВ не отмечено. Триас газоносен только на одном месторождении (Мурманском).
Продуктивность мелового комплекса также не установлена, но на ряде площадей
Таблица 2
Запасы СГ и нефти баренцевоморского и печорского шельфов
СГ, млрд м3 Нефть, млн т
Месторождение добыча кат. кат. добыча кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2
А + В1 + С1 В2 + С2 геол. извлек. геол. извлек.
Поморское ГК - 6,0 15,9 - - - - -
ft о Северо-Гуляевское НГК - 10,4 41,4 - 2,6 0,8 35,3 10,6
S и Варандей-море Н - - - - 5,6 1,8 12,1 3,9
S Приразломное Н - - - 5,9 197,8 54,3 85,6 21,3
ft о U м Долгинское Н - - - - 2,9 0,9 783,1 234,9
Медынское море Н - - - - 265,4 63,5 108,6 33,9
Всего - 57,3 5,9 474,3 121,3 1024,7 304,6
U Северо-Кильдинское Г - 5,1 10,5 - - - - -
§ Штокмановское ГК - 3939,4 - - - - - -
о и Ледовое ГК - 91,7 330,4 - - - - -
? Лудловское Г - 80,1 131,1 - - - - -
у & м Мурманское Г - 59,1 61,6 - - - - -
Всего - 4175,4 533,6 - - - - -
в этой части разреза отмечались интенсивные газопроявления.
Из 38 открытых к 2020 г. в ЯКР месторождений (26 на Ямале, в том числе 4 типа суша/море, 8 в ЮКО - на Приямальском шельфе и 4 в Обской губе) 30 относятся к газовым и газоконденсатным и только 8 к нефтесодер-жащим типа ГКН (7) и НГК (1). Схема размещения месторождений в ЯКР приведена на рисунке.
Формула газоносности региона (суша и шельф) на 01.01.2020, трлн м3:
НД + кат. А + В; + С; + кат. В2 + С2 = 0,5 + 10,3 + 5,5 (завышено) = 16,3 (завышено).
Открытые запасы конденсата - 0,4 млрд т, нефти - 0,4 млрд т, в сумме жидких УВ (0,8 млрд т, извлекаемых).
Данные по запасам СГ и нефти шельфовых месторождений Ямальского ареала приведены в табл. 3. В 2020 г. на приямальском шельфе (Скуратовская структура) открыто месторождение им. 75-летия Победы, которое по запасам окажется скорее всего крупнейшим.
Современная формула газонефтеносности ЯКР, МУВ: суша - 7 Г + 11 ГК + 6 ГКН + + 2 НГК = 26 МУВ; шельф - 4 Г + 7 ГК + + 1 НГ? = 12 МУВ; итого: 38 МУВ. По крупности и типу, суммарным геологическим разведанным запасам и фазовому состоянию
■ 1500
■ 1000
х 750
о
■ 500
го 200
т 100
50
0
-50
-100
-200
-500
железная дорога О аэропорт ^— газопровод
(действ./проект.) ф компрессорная станция © завод СПГ (Ямал СПГ) (¡^ проект завода СПГ ^ (АрктикСПГ-2)
V ' КС-3 Гягарацкая '
1-' Ж л
Ямбург^ О Ям бург. КС
М.р.ин Шшт ^ © ^ Ямбурёское]/ у
ЯКР
Таблица 3
Запасы СГ и нефти шельфовой части ЯКР (с Обской губой) по состоянию на 01.01.2019
№ Месторождение СГ, млрд м3 Нефть, млн т
добыча кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2 добыча кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2
геол. извлек. геол. извлек.
1 Крузенштернское ГК** - 731,9 - - - - - -
2 Каменномысское-море Г - 555,0 - - - - - -
3 Северо-Каменномысское ГК - 404,9 27,1 - - - - -
4 Северо-Обское ГК - > 320 - - - - -
5 Русановское ГК - 240,4 538,6 - - - - -
6 им. В.А. Динкова ГК*** - > 150 > 300 - - - - -
7 Харасавэйское ГК** - 92,9 250,0 - - - - -
8 Южно-Тамбейское ГК** 0,1 82,0 35,7 - - - - -
9 Нярмеиское 1К - > 80 > 60 - - - - -
10 Ленинградское ГК - 71,0 980,6 - - - - -
11 Победа нефтегазовое (НГ)* - 21,7 477,5 - 4 1 863 129
12 Обское Г - 4,8 - - - - - -
13 Каменномысское Г - 1,2 - - - - - -
Всего на шельфе ЯКР по газу, трлн м3 0,1 > 2,8 > 2,7 0 4 1 863 129
* Резкое завышение предварительно оцененных запасов за счет объединения среднеюрских залежей СГ трех куполов в единую структуру (с единым газоводяным контактом - событие маловероятное). ** Часть запасов учтена на суше (Ямало-Ненецкий автономный округ). *** Экспертная оценка.
месторождения ЯКР распределяются следующим образом2:
• 1 уникальное (более 3 млрд у.т3) - ГКН4 (по сути - ГК, Бованенковское);
• 4 сверхгигантских (более 1 млрд у.т) -3 ГК, 1 НГК;
• 10 гигантских (более 300 млн у.т) - 1 Г, 8 ГК, 1 ГКН;
• 7 крупнейших (более 100 млн у.т) - 1 Г, 3 ГК, 2 ГКН, 1 НГК;
• 4 крупных (более 30 млн у.т) - 2 Г, 1 ГК, 1 ГКН;
• 9 средних и мелких (менее 30 млн у.т) -6 Г, 1 ГК.
В ЯКР газовая залежь-лидер приурочена к кровле апта (пласт ТП1-6 Бованенковского месторождения) - 2 трлн м3. Именно неоком-аптские отложения являются газовым доминант-комплексом в Ямальской НГО, это с большой долей вероятности позволяет прогнозировать его доминирующую роль и в ЮКО. Именно с апта и началась промышленная добыча газа на Ямале в 2014 г. По представлениям авторов, недра ЮКО богаче, чем недра БМП, однако ненамного.
2 В геостатистике не учтено «формальное» месторождение Победа, по мнению авторов, не вполне открытое.
3 у.т. ~ 1000 м3 ~ 1 т - условная тонна.
4 Мельчайшая Н-залежь. Да и есть ли она в природе?
В восточно-арктических морях открытых МУВ нет (как и на суше в Лено-Хатангской арктической части Восточной Сибири). Даже соотношение начальных открытых запасов СГ двух уникальных месторождений -Бованенковского и Штокмановского - говорит об этом: 4,2/3,9 трлн м3. Хотя с полной гарантией их подтверждения разведанные запасы (начальные) составят соответственно 4 и 3 трлн м3. Величина и структура запасов УВ по морям Арктики (СЕА) приведены в табл. 4. Запасы СГ превышают запасы жидких УВ в 15 раз (извлек.)!
Анализ онтогенеза УВ в месторождениях и залежах разного фазового состояния выполнялся разными авторами [3, 13, 15, 25, 30, 32]. Состав углеводородных газов, невысокое содержание конденсата в газах меловых залежей ЯКР и Гыдано-Енисейского региона, в средне-юрских залежах Баренцева моря, повсеместно высокое сотношение запасов СГ и нефти, сам химизм нефтей АОЗС (высокое содержание твердых алкановых УВ - парафина, очень низкая сернистость и смолистость и др.) свидетельствуют о том, что масштабы газообразования были превалирующими, значительно выше, чем масштабы битумообразования в глинистых мезозойских толщах Баренцева и Карского морей, в арктических областях суши ЗСМП и, вероятно, в кайнозойских породах осадочных
Таблица 4
Величина и структура запасов УВ арктического шельфа России на 01.01.2020
СГ, трлн м3 Конденсат, млрд т Нефть, млрд т Всего, млрд т у. т
Море накопленная добыча + кат. А + В1 + С1 кат. С2 кат. С1 кат. С2 кат. С1 кат. С2
Баренцево 4,2 0,6 0,1 - 0,1 0,3 5,3
Карское 4,3 3,2 0,1 0,1 - 0,1 7,8
Всего 8,5 3,8 0,2 0,1 0,1 0,4 13,1
бассейнов Восточной Арктики, причем независимо от их фациальной принадлежности (континентальные аллювиально-болотные, дельтовые, прибрежно-морские). Тем более это относится к угленосным толщам баррема-апта, та-нопчинской свите ЗСМП и др.
Геохимия органического вещества и газов в БМП изучена хорошо [33, 34]. В породах нижней и средней юры морского генезиса рассеяно преимущественно гумусовое органическое вещество невысокой преобразованное™ (ПК3...МК1), в триасе - смешанное, но с преобладанием гумусовой компоненты. Уровень катагенеза органического вещества увеличивается в триасовой толще от градаций МК1.МК2 (в кровельных горизонтах) до АК1 и выше (в низах).
Условия формирования УВ-скоплений в породах мела и юры ЯКР и Гыдана проанализированы ранее [3, 25]. В глинах и глинистых алевролитах нижней и средней юры и апта-сеномана рассеяно существенно гумусовое органическое вещество, присутствуют и многочисленные пласты бурых, длиннопла-менных и газовых углей (показатель отражения витринита R° = 0,40.1,05 %), а в районе Харасавэйской термоаномалии в средней и особенно в нижней юре установлена очень высокая степень преобразованности органического вещества - от МК5 до АК (при R° > 1,3...1,4 % вплоть до 2,1...2,2 %) - тощие угли в разрезе.
Давно известно, что нефтеносность нижнего мела Ямала носит «угнетенный» характер, а в низах мела и в средней юре открыто только одно гигантское месторождение с преобладанием нефти над СГ - Новопортовское НГК. Все прибрежные месторождения относятся к типам Г и ГК. В недрах большинства районов ЯКР, как суши, так и шельфа, процессы газообразования и накопления превалировали над процессами битумообразования и нефтенакопления, за исключением Новопортовского района с мощной дегазацией недр [25]. Много разломов - мало газа... Это общемировая тенденция.
Единственная битумогенерирующая толща в объеме осадочного чехла АОЗС - баженов-ская свита, точнее, ее сероцветные аналоги -содержит смешанное рассеянное органическое вещество в небольших количествах (3...4 %) и не является «нефтематеринской» по отношению к нефтям неокома: ограниченная мощность - от 15.20 до 35 м, залегает в толще сероцветных глин берриаса-валанжина, расстояния до коллекторских горизонтов составляют от 50...80 м вниз и до 300...400 м вверх, т.е. эмиграция части битумоидов, по сути, исключена.
Общемировой опыт показывает, что первые пять, максимум шесть-семь месторождений, открытых в любом осадочном бассейне, - хороший показатель крупности и преимущественного фазового состояния МУВ, которые будут открыты в целом по завершении «большой» разведки. Весьма показательны характеристики запасов месторождения-лидера и по отношению к величине НПР газа и нефти и их соотношений, но на полуколичественном (= качественном) уровне: лучше/хуже, больше/меньше и т.д. В этой связи по пяти уже открытым месторождениям (ГК и Г) в Баренцевом море с учетом уникального Штокмановского и шести месторождениям (Г и ГК) в Карском море и Обской губе (лидер в ЮКО, по-видимому, еще не обнаружен, судя по разведанным запасам СГ) следует вывод об их исключительной текущей газоносности и преимущественной газоносности в будущем. Нефть будет, но скорее всего «малая» по запасам и в нефтяных оторочках.
Качественная оценка перспектив газоносности арктических регионов суши и шельфа
Согласно последним воззрениям большинства исследователей перспективы нефтеносности АРР минимальны [3, 15, 16, 25, 27], о чем свидетельствуют и первые открытые МУВ в шель-фовых областях. К такому выводу по суше
Арктики авторы пришли еще в последние десятилетия прошлого века [13, 25]. Возможна полемика только о доле нефти в суммарных ресурсах УВ восточно-арктических морей (по официальным оценкам 2012 г., соотношение СГ и нефти в геологических ресурсах практически составляет 1:1, что маловероятно, по мнению авторов настоящей работы: до 90 % осадочных бассейнов с кайнозойским выполнением в мире преимущественно газоносны в силу генетических причин). Взгляды авторов на газоносность недр Арктики состоят в следующем: от Ямала на запад и на восток по суше и от ЮКО к чукотскому шельфу существенно снижаются перспективы газоносности (в силу генетических причин).
По пятибалльной шкале оценки перспектив газоносности области АОЗС выстраиваются в такой ряд: Ямал (5) ^ ЮКО (4) ^ Гыдан (3) ^ ЕХО (2) ^ Обская и Тазовская губы (1). Точно так же недра Баренцева моря в силу генетических причин не могут быть богаче ресурсами УВ, чем недра ЮКО (газоносные доминант-комплексы - соответственно средняя юра и неоком-апт). Предпосылки для крупного (уникального) газонакопления на Ямале и приямальском шельфе более благоприятные, чем в БМП. Пониженными перспективами (по предварительной оценке) обладают недра восточно-арктических морей, минимальными перспективами газоносности характеризуются северные районы ТПП.
Потенциальные ресурсы СГ арктических областей СЕА
Авторы настоящей работы являются специалистами в области ресурсов и поисков МУВ. Газовыми геологами накоплен огромный опыт количественной оценки перспектив газо-и нефтеносности любых геологических объектов, находящихся на разных этапах изучения углеводородного потенциала их недр (нулевом, I, II, III, IV - завершающем, в конце которого начальные разведанные запасы приближаются к реально оцененным НПР УВ, их величинам, определенным в конце II - начале III этапов, когда эти оценки еще полезны в плане выбора направлений ПРР и наиболее выигрышных зон и локальных объектов поискового бурения) [12, 30].
Никто не возразит, что переоценка ресурсов УВ - важнейшая проблема нефтегазовой геологии, самая трудная и часто неоднозначная
(в плане результатов). В процессе обсуждения и принятия официальных оценок НПР газа и особенно нефти у геологов Мингео СССР, Миннефтепрома и Мингазпрома в 1974-1989 гг. было много разногласий, однако результаты «ресурсных баталий» в виде принятых оценок оказались хотя бы удобоваримыми, приемлемыми для большинства экспертов. Но уже пересчеты и официально принятые оценки 2002 и 2009 гг. не устраивали многих экспертов, особенно из добывающих компаний-операторов, и предстоит их подтверждать в ходе ПРР при переводе неоткрытых ресурсов - перспективных и прогнозных -в разведанные запасы еще лет тридцать-сорок. С 1993 г. величины ресурсов безудержно устремились вверх, потеряв достоверность и доверительность и оторвавшись от геологических реалий. Принятые в 2012 г. величины НПР СГ (288 трлн м3) и нефти (111 млрд т извлек.) по России при начальных открытых запасах менее 100 трлн м3 и менее 60 млрд т соответственно и при изученности недр большинства областей в 65.90 % и более никогда не подтвердятся даже на 70.75 %, сколько ни бури, да и бурить-то не стоит ради этих несуществующих в природе ресурсов.
Нереальные, резко преувеличенные оценки неверно информируют о возможностях новых открытий и приростов, особенно в областях, к которым и относятся АРР. Показательна оценка НПР газа Карского моря (Южно- и Северокарской НГО, входящих в ЗСМП и Баренцево-Карскую мегапровин-цию) - 54 трлн м3 (при открытых запасах менее 10 трлн м3) - сопоставимая с ресурсами всего Надым-Пур-Тазовского региона (57 трлн м3) во главе с Уренгойским суперуникальным месторождением (13 трлн м3). Такого не может быть, потому что не может быть никогда! (крылатая фраза российских геологов 1980-х гг.).
Главный смысл оценок ресурсов -их реальность, т.е. высокая вероятность подтверждения, снижающая геологические риски при поисках УВ-сырья, исключающая бурение многих десятков (часто сотен!) пустых или водоносных поисковых скважин, особенно глубоких и сверхглубоких (более 4,5 км), особенно на шельфе. Цена ошибок при поисках очень велика, но они быстро проверяемы. Цена ресурсных ошибок (лукавства, халтуры, прямого обмана) еще более велика, но трудно и долго проверяема.
Итак, ресурсы газа Арктики... Официальная оценка в 2012 г. НПР газа арктических регионов и областей суши и шельфа - около 160 трлн м3, геол. [6, 7]. К 2020 г. она почти не изменилась. Корпоративные оценки ресурсов СГ, трлн м3, геол., (2016 г. по состоянию материалов на 01.01.2014) [28] таковы: Баренцево море и север Карского моря (А.Н. Скоробогатько и др., 2015 г.) - 23; ЯКР (В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин и др., 2018 г.) - 38, в том числе Ямальская НГО - 16,9; ЮКО (+ губы) - 21,1, Гыдан - 6,0; красноярская часть ЗСМП - 3,9; восточно-арктические моря - 7,1; всего АРР -79,0 (в том числе Ненецкий округ на севере ТИП, суша - примерно 1,0); открытые запасы кат. А + В; + С + В2 + С2 - около 25; прогнозируемые - 54 (корпоративная оценка «снизу» газового потенциала недр АРР). Безусловно, важнейшим газовым регионом является ЯКР.
Основные неоткрытые ресурсы газа всей ЗСМП сосредоточены в апте, неокоме и средней юре (гор. Ю2-3) АОЗС, включая Карское море. Среди газосодержащих прогнозируется (по состоянию на 01.01.2020) существование трех-четырех сверхгигантских (более 1 трлн м3, открытый шельф), 22.25 крупнейших и гигантских (0,1.1,0 трлн м3) (табл. 5), 70.80 крупных (30.100 млрд м3) и первых
сотен средних и мелких (одно- и многозалежных) месторождений.
Ресурсы нефти АОЗС будут рассредоточены по большому числу средних и малых по запасам подгазовых и редких самостоятельных нефтяных скоплений в зонах с высокой нару-шенностью недр (неоком, средняя юра, возможно, ачимовская толща).
Еще раз подчеркнем, что «полюс» газонакопления в арктических областях России -Ямало-Карский ареал суши и шельфа. Шаг влево, шаг вправо (на запад и восток от региона) -перспективы и возможности новых крупных открытий снижаются, особенно в восточном направлении, в восточно-арктическом секторе морей.
Последняя дифференцированная интервальная оценка ресурсов СГ арктической части ЗСМП приведена в табл. 6.
С очень высокой гарантией конечного подтверждения (до 85 % к 2040.2042 гг.) ресурсы газа Арктики, по мнению авторов, составляют, трлн м3, извлек.: север ТИП и БМП + АОЗС (из них Ямал) + Восточная Арктика = 20 + 40 (15) + 5 = 65, в том числе неоткрытые ресурсы, на величину которых можно ориентировать ПРР в 2021-2050 гг., -около 45/38.40 трлн м3 (геол./извлек.).
Таблица 5
Предполагаемые к открытию на шельфе СЕА гигантские газосодержащие месторождения*
Предполагаемые количество и ресурсы МУВ Вероятность открытия
Западно-арктический сектор (включая губы и заливы) 4 (сверхгигантские, 1,0.2,0 трлн м3) Средняя
12 (гигантские, 300.1000 млрд м3) Высокая
Восточно-арктический сектор 7 (гигантские, 300.500 млрд м3)
Охотское море 2 (гигантские, 300.700 млрд м3)
* По конечным запасам, в итоге полномасштабных ПРР.
Таблица 6
Начальные традиционные потенциальные геологические ресурсы СГ арктической части Западной Сибири (интервальная оценка, полученная двумя экспертными методами), трлн м3
Газоносная область
Ямал ЮКО (открытый шельф) Обская + Тазовская губы Гыдан ЕХО Сумма
Всего: 16,5.. .18* 15.16* 4,0.5,5* 6.6,5 5.6 46,5.52,0
Альб-сеноман 3,0.3,5 2,7.3,0 2,4.2,7 0,8.1,0 - (< 0,1) 8,9.10,2
Неоком-апт 12,0.12,5 11,0.11,4 1,0.2,0 4,0.4,1 4,2.5,0 32,2.35,0
Юра, включая нефтегазоносную зону контакта 1,5.2,0 1,3.1,6 0,6.0,8 1,2.1,4 0,8.1,0 5,4.6,8
* С учетом уточняющих расчетов по ЯКР В.А. Скоробогатова, 2020 г. Здесь не приводятся оценки НПР доюрских пород (ниже зоны контакта), достоверность которых весьма зыбка.
Безусловно, приводимые величины, - это нижняя граница оценок газового потенциала Арктики.
В предстоящие три десятилетия первой половины XXI в. в России реальные ежегодные приросты разведанных традиционных запасов СГ должны составлять не менее 1,2.1,5 трлн м3 (более 80 % - в арктических областях шельфа и прилегающей суши). А вот это уже оценка сверху новых приростов запасов СГ. В последние два десятилетия ежегодные приросты составляли по всем компаниям-недровладельцам 0,6.0,9 трлн м3 (с учетом открытий, разведки и пересчета старых запасов). Только один раз после 2000 г. ежегодный прирост по России достиг 1,2 трлн м3 и то за счет перевода запасов кат. В2 в А + В1 по пересчету на Астраханском газоконденсатном месторождении. Однако неоткрытые ресурсы СГ в арктических областях позволяют делать такой вывод.
Поиски и открытия газосодержащих месторождений в Арктике
Конечно, самое лучшее, если бы из неоткрытых 45 трлн м3 ресурсов газа хотя бы 35.36 трлн м3 были сконцентрированы в четырех-пяти уникальных (более 3 трлн м3) плюс тринадцати-пятнадцати сверхгигантских (1.3 трлн м3) месторождениях газа, остальные - «мелочевка» в духе известной российской гигантомании (в диапазоне от 1 млрд м3 до 1 трлн м3).
К сожалению, такой идеал уже не достижим. Обнаружение в СЕА (как, впрочем, и во всем мире) уникального месторождения с запасами 3,0.3,5 трлн м3 - событие невероятное. Однако всегда и везде поисковые работы были нацелены на открытие самых крупных из оставшихся неоткрытыми МУВ. Во все времена было так: искали крупные, находили всякие - разные по запасам, вплоть до мелких и даже мельчайших (менее 3 и 1 млрд м3) вследствие ошибок прогноза или объективных причин (недоучета каких-либо осложняющих факторов/условий). Итак, вопрос далеко не праздный: а как, по каким диапазонам крупности газосодержащих МУВ распределятся прогнозные 45 трлн м3? Безусловно, чем выше будет их концентрация, тем лучше. Более ранние предположения авторов о новых крупных открытиях в Арктике приведены в работах последних лет [13, 14, 19, 26, 27, 29]. Они базировались на реальных прогнозных ресурсах,
величине запасов обнаруженных месторождений, изученности анализируемых геологических объектов по площади, тектонической структуре и глубине, уже имеющемся прогностическом опыте, знании объектов. интуиции (при любой поисковой «охоте» это далеко не второстепенный элемент прогноза).
Необходимо осознавать, что возможности для открытия крупнейших (более 100 млрд м3) и тем более гигантских (более 300 млрд м3) месторождений в большинстве областей суши АРР в значительной степени исчерпаны (возможны два-три новых месторождения по 100.250 млрд м3 в Гыдано-Енисейском регионе). В ЗСМП даже на Ямале можно ожидать не более четырех-пяти еще неоткрытых месторождений с запасами 80.120 млрд м3 каждое. Вместе с тем даже авторы - вообще говоря, знатоки геологии Ямала [3, 25, 32], затрудняются определить участки их локализации.
Авторами вместе с коллегами на основе новой концепции и парадигмы разработана новая стратегия проведения ПРР в России с учетом интересов крупных добывающих компаний, прежде всего ПАО «Газпром», суть которой заключается в следующем:
• опоисковании в АРР остающихся малоизученными районов Ямала и Гыдано-Ени-сейского региона с открытием газосодержа-щих месторождений в диапазоне крупности 10.150 (200) млрд м3;
• опоисковании приямальского и при-сахалинского шельфов в 2021-2030 гг. и ба-ренцевоморского шельфа в 2031-3035 гг. на новых перспективных структурах по схеме: одна-две поисковые присводовые и одна оценочно-разведочная скважины на восточных склонах на реально возможную глубину (низы неокома в ЮКО, верхи триаса в Баренцевом море и т.д.). Цель - открытие крупнейших и гигантских месторождений и залежей УВ (больше 100 млн у.т каждое), оценка геологических запасов газа и нефти (с их соотношением кат. С2 > В1 + С!), при обнаружении относительно небольших по предполагаемым запасам морских месторождений (менее 30 млрд м3) -временная консервация ПРР.
Ближняя стратегия освоения ресурсов УВ недр ЮКО подразумевает следующее: бурение до 2030 г. на самых крупных структурах не более двух поисково-оценочных присводо-вых скважин на каждой до подошвы неоком-ской песчано-глинистой толщи (2,8.3,1 км),
их качественные испытания по наиболее перспективным горизонтам, выделенным по результатам промыслово-геофизических исследований, и дальнейшая консервация ПРР с оценкой минимально реальных разведанных запасов кат. В1+С1 и предварительных С2 (без лукавства и преувеличений). Бурение всего десяти-двенадцати скважин по экспресс-технологии поиска и открытий на пяти-шести самых крупных локальных поднятиях прия-мальского шельфа позволит оценить достаточно точно газовый потенциал недр Карского моря (его южной части). Во всяком случае с точностью ±4.5 трлн м3, а не ±8.10, как в настоящее время.
С учетом сказанного авторы предлагают простую и эффективную схему опоискования наиболее перспективной нижнемеловой части разреза арктического шельфа ЗСМП: бурение и корректное испытание по одной поисковой сводовой скважине до подошвы самого нижнего неокомского горизонта (ТП22-23/БЯ6-8) и в случае открытия месторождения бурение одной поисково-оценочной (подтверждающей) скважины на восточном склоне (в случае опесчани-вания разреза с запада на восток или на пологом западном, или северном, или южном склоне посередине расстояния между сводом и замыкающей поднятия изогипсой).
Очередность опоискования положительных локальных структур должна определяться их морфологическими размерами (площадью, амплитудой по основным отражающим горизонтам). При этом величина и суммарные предполагаемые запасы газа новых месторождений на крупных структурах - мерило, критерий оценки величины всего газового потенциала недр шельфа Карского моря, поскольку в глу-бокопогруженном среднеюрском комплексе (верхняя юра заглинизирована) будут развиты плотные газонасыщенные природные резервуары (коллекторы) с нетрадиционными ресурсами и непромышленными запасами («сухо» при испытаниях): газ в плотных низкопроницаемых = непроницаемых «бывших» коллекторах [14, 25].
Необходимо опоискование шести-семи новых крупнейших структур и открытие гигантских и даже сверхгигантских газосодержащих МУВ в диапазоне 0,3.1 трлн м3 и более, в таком случае газовый потенциал шельфа ЗСМП будет оценен с повышенной достоверностью и будет дан ответ на вопрос, какова величина
НПР газа: 16.17 трлн м3 (по оценке «Газпром ВНИИГАЗ») или 30.32 трлн м3 (по официальной оценке 2009-2012 гг.). Вероятность последнего события крайне мала.
Детальной разведке меловой части осадочного чехла (до подошвы последнего песчано-алевролитового горизонта выше региональной верхнеюрско-неокомской покрышки на шельфе Карского моря, приямальская часть) в средней перспективе (2028-2035 гг.) подлежат только вновь открытые месторождения с реально подтверждаемыми запасами (будущими по кат. А + В1 + С1) 300 млрд м3 и более с потенциальной добычей 10.15 млрд м3/год каждое.
В восточно-арктическом секторе морей после 2030 г. должны быть пробурены первые поисково-рекогносцировочные скважины (с функциями параметрических) глубиной 2,8.3,2 км до низов миоцена (по два на каждом из уже имеющихся лицензионных участков - Северо-Врангелевском и др.) на самых крупных структурах с открытием первых газо-содержащих МУВ (если они вообще имеются в природе.).
Будущие технологии морского арктического бурения (желательно отечественные) позволят без строительства платформ быстро, качественно, результативно и с разумными затратами бурить и испытывать скважины средней глубины в «межледниковый» период на воде (3 месяца). Цель - открытие новых крупных МУВ (100.300 млн т у. т., преимущественно СГ) и экспресс-оценка их величины и добывных возможностей по газу и жидким УВ, уточнение ресурсов УВ восточно-арктических осадочных бассейнов. Массовое проведение ПРР здесь целесообразно в десятилетие 2031-2040 гг., разведка и изучение новых месторождений с приростом разведанных запасов - в десятилетие 2036-2045 гг. По сугубо ориентировочной оценке, до 2040 г. прирост запасов СГ всеми компаниями-операторами составит здесь 2,5.2,8 трлн м3, до 2045 г. -до 3,5.4,0 трлн м3 от вероятных НПР (6.8 трлн м3). Доизучение УВ-потенциала продолжится явно до 2060 г. если будет что искать и разведывать. здоровые сомнения все же остаются. Во всяком случае первые открытия покажут масштаб перспективности недр Восточной Арктики, рудных на суше, вероятно нефтегазоносных на шельфе.
Разведка и разработка открытых месторождений и залежей УВ в Арктике
Разведка открытых месторождений УВ-сырья -этап значительно более длительный, чем поиски, более затратный, но менее рискованный, их разработка и эксплуатация растягиваются уже на многие десятилетия, особенно крупнейших и гигантских МУВ с большими этажами продуктивности.
Текущие разведанные запасы газа в Арктике - 16 трлн м3 в ЯКР, на Гыдане и в Тазовской губе и 4,2 трлн м3 в БМП -при полномасштабном освоении уже сейчас позволяют организовать добычу в объеме соответственно до 350 и до 100 млрд м3, но не обеспечивают стратегического развития газодобычи России после 2040 г. Дальнейшие поиски и открытия, разведка и приросты необходимы для стабильного функционирования газовой отрасли промышленности в двадцатилетие 2041-2060 гг., замены традиционных центров газодобычи новыми, их развития и укрепления.
Основной прирост новых разведанных запасов газа в 2021-2040 гг. в осадочных бассейнах СЕА будет получен именно в российской части Арктики, преимущественно на открытом шельфе Карского моря (максимально перспективен приямальский - восточная половина ЮКО). При этом геологические риски неполучения положительных результатов в плане новых открытий крупнейших месторождений (более 100 млрд м3) в Баренцевом море существенно выше, чем в ЮКО.
Интегральные приросты разведанных запасов газа в ЯКР в 2021-2050 гг. оцениваются в 13.15 трлн м3, в том числе по апт-сеноманскому надкомплексу - 8.9, неокому - 3,5.4,0, юре - не более 1,8.2,0 трлн м3, в том числе по суше Ямала - вряд ли более 2,4.2,5 трлн м3. Даже авторы затрудняются оценить вероятные приросты по открытому шельфу Баренцева моря в силу сложившейся здесь текущей поисково-разведочной обстановки (в последнее десятилетие.). Может быть, 3.4 трлн м3, но не исключено и до 5.7 трлн м3, и это составит небольшую часть предполагаемого объема НПР газа. Еще труднее предсказать прирост запасов конденсата и особенно нефти (оценка в широком диапазоне новых запасов суммарно газового конденсата и нефти - 4.6 млрд т у. т. (извлек.). Больше? Навряд ли. Меньше - насколько?
Представляется реальным, что к 2040 г. ежегодная добыча газа в АРР (суша + шельф) всеми компаниями-операторами достигнет 420.450 млрд м3, возможно, до 500 млрд м3, в том числе ПАО «Газпром» - 380.420 млрд м3 (50.55 % национальной добычи традиционного газа) при невысоких объемах добычи жидких УВ (конденсата и особенно нефти). Роль арктических областей СЕА (суша и шельф) в развитии газовой отрасли промышленности России (разведка и добыча) в двадцатилетие 2041-2060 гг. будет только возрастать.
Перспективная добыча газа на Гыдане и в западной части ЕХО оценивается в 35.40 млрд м3 к 2030 г. и до 55.60 млрд м3 в 2040 г., на юге Обской губы и в Тазовской губе - 60.65 млрд м3. Именно АОЗС будет постепенно приходить на смену главному центру газодобычи страны - Надым-Пур-Тазовскому. Сколько можно будет добывать в Баренцевом море, зависит от успехов ПРР после 2030 г., но вряд ли более 200 млрд м3 даже к 2040 г.
Отметим, что по нефти спекуляции продолжаются, особенно в связи с разведкой «гигантского» Пайяхского нефтяного месторождения в Усть-Енисейском районе ЕХО (звучали цифры запасов 2.3 млрд т!). Добыча нефти по всему западно-арктическому ареалу суши и шельфа к 2040 г., вероятно, достигнет 50.55 млн т/год, с конденсатом - 68.70 млн т, это существенно. но не принципиально для добычи жидких УВ в целом по стране (до 480.520 млн т в 2040-2045 гг.).
Точно так же даже при успешном развитии ПРР в Восточной Арктике потенциал газодобычи к 2040 г. не превысит по всем трем морям 30.35 млрд м3 и увеличится до 60.65 млрд м3 к 2050 г., т.е. будет иметь, по сути, третьестепенное тактическое значение, как, впрочем, и в дальневосточных морях (добыча ныне -30.31 млрд м3/год, в перспективе увеличение
до 42.47 млрд м3/год).
***
Западно-Сибирская Арктика - мегареги-он большого газа и малой нефти континентального лейптинито-гумусового облика, высокопарафиновой, практически бессернистой. То же относится и БМП, где нефти нет (пока). Арктическая часть ТПП преимущественно нефтеносна (нефти сапропелево-морского типа), как и северо-восток ВСМП (побережье моря Лаптевых) - проявления тяжелых
нефтей в Нордвикском районе. Начальные потенциальные ресурсы газа Российской Арктики (суша + шельф), согласно официальным оценкам, превышают 150 трлн м3 (начальные разведанные запасы газа - 20,1 трлн м3, нефти - 1,6 млрд т (извлек.)). Корпоративные и авторские оценки ресурсов газа и особенно нефти несколько ниже.
Ямал, безусловно, состоялся как крупная газонефтеносная область арктической части ЗСМП - 13 трлн м3 газа, почти 1 млрд т жидких УВ. Гыдану и ЕХО еще предстоит подтвердить высокие или средние перспективы газоносности неоком-аптских и среднеюрских горизонтов в ходе дальнейших ППР. Шельф Карского моря, вне всяких сомнений, - высокоперспективен.
В конечном итоге суммарный прирост разведанных запасов кат. В + С1 к 2040 г. в целом по Ямальской, Гыданской (суша), Енисей-Хатангской и Южно-Карской (шельф) областям оценивается в 17,5.18 трлн м3 газа и 2,5 млрд т нефти и конденсата (всеми компаниями-операторами).
Переоценка потенциальных ресурсов УВ всех областей СЕА (суша и шельф), особенно малоизученных, должна проводиться регулярно раз в пять лет (последняя в России полномасштабная переоценка состоялась в 2009-2012 гг.). Текущая переоценка проведена в 2020 г.- начале 2021 г. по состоянию ресурсно-геологических материалов на 01.01.2017. Она неоправданно растянулась на 4 года (вместо двух, максимум трех стандартных лет).
Крупные нефтегазовые компании должны проводить и получать корпоративные оценки величины и структуры ресурсов. Их результаты реальнее официальных. Прежде всего это относится к арктическим областям СЕА. Состояние их ресурсной базы и будет определять развитие добычи и газовой инфраструктуры России в 2031-2050 гг. и далее.
Арктические области СЕА, прежде всего Западной Сибири (Ямал, Гыдан, шельф Карского моря), - стратегический резерв развития минерально-сырьевой базы и добычи природного газа России. Изучение и освоение углеводородного, прежде всего газового, потенциала недр этих областей будет активно продолжаться до 2050-2060 гг., а глубоких горизонтов - и до последних десятилетий XXI в.
Таким образом, газовое настоящее России - это Надым-Пур-Тазовский регион Западной Сибири (добыча в 2017-2020 гг. - более 500 млрд м3 из 725.740 млрд м3 национальной добычи). Газовое будущее России -это Арктика, богатейший, мирового масштаба эпиконтинентальный шельф (Мексиканский залив и море Бофорта просто «отдыхают»), вместе с прилегающей тундровой сушей (Ямал и Гыдано-Енисейский регион). Поиски и открытия новых МУВ, их разведка и организация крупномасштабной добычи газа в Арктике -стратегические задачи развития газовой отрасли промышленности страны в первой половине XXI в. Авторы не сомневаются в успехе этого грандиозного предприятия глобального масштаба и значения.
Список литературы
1. Астафьев Д.А. Газонефтяная геостатистика недр шельфовых бассейнов Северной Евразии в связи с освоением запасов и ресурсов углеводородов до 2050 г. / Д.А. Астафьев, Е.С. Давыдова, Г.Р. Пятницкая и др. // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 72-80.
2. Богоявленский В.И. Перспективы нефтегазоносности седиментационных бассейнов и фундамента циркумарктического региона / В.И. Богоявленский,
И.В. Богоявленский, О.В. Богоявленская и др. // Геология нефти и газа. - 2017. - № 5. - С. 5-17.
3. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП Геодата, 2020. - 464 с.
4. Брехунцов А.М. Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири / А.М. Брехунцов,
B.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня // Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. -
М.: Геоинформмарк, 2004. - С. 72-80.
5. Бурлин Ю.К. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана / Ю.К. Бурлин, А.В. Ступакова // Геология нефти и газа. - 2008. - № 4. -
C. 13-23.
6. 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.
7. Варламов А.И. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.Ю. Виценовский и др. // Геология нефти
и газа. - 2018. - № 3. - С. 5-25.
8. Вержбицкий В.Е. Геология и углеводородный потенциал Карского моря / В. Вержбицкий, Н. Косенкова, В. Ананьев и др. // Oil & Gas Journal Russia. - 2016. - Январь-февраль. -С. 48-54.
9. Вяхирев В.И. Актуальность выявления и освоения месторождений газа и нефти на шельфе России / Р.И. Вяхирев,
Б.А. Никитин, А.И. Гриценко и др. - М: Газойл пресс, 2000. - 122 с.
10. Гаврилов В.П. Пояса нефтегазонакопления Арктики, перспективы их освоения /
B.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. -2013. - № 1. - С. 12-21.
11. Григоренко Ю.Н. Углеводородный потенциал континентального шельфа России, состояние и проблемы освоения / Ю.Н. Григоренко, И.М. Мирчинк, В.И. Савченко и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика
и управление. - 2006. - Спецвыпуск. -
C. 14-71.
12. Гудымова Т.В. Принципы и методы оценки перспектив газонефтеносности геологических объектов, находящихся на разных этапах изучения: сб. науч. тр. / Т.В. Гудымова,
В.А. Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. - С. 43-57.
13. Данилов В.Н. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах
мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев,
В.А. Скоробогатов и др. - М.: Академия горных
наук, 1999. - 400 с.
14. Ермаков В.И. Газовый потенциал Евразийского мегаконтинента / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. - 1998. - № 8. - С. 15-18.
15. Кабалин, М.Ю. Фазовое состояние скоплений углеводородов в недрах морей Западной Арктики / М.Ю. Кабалин, В.А. Скоробогатов, И.Б. Извеков // Вести газовой науки. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 59-71.
16. Кананыхина О.Г. Проблемы нефтеносности Ямало-Карского ареала суши и шельфа (Западно-Сибирская мегапровинция) / О.Г. Кананыхина, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2016. -№ 9. - С. 18-25.
17. Люгай Д.В. Развитие минерально-сырьевой базы газовой отрасли промышленности России и ПАО «Газпром»: итоги, проблемы, перспективы / Д.В. Люгай, В.В. Рыбальченко,
A.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.
18. Люгай Д.В. Российский газ в XXI веке
(к 25-летию ПАО «Газпром») /Д.В. Люгай,
B.А. Скоробогатов // ПАО «Газпром». Юбилейный сборник. - М., 2018. - С. 40-45.
19. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? / Е.Е. Поляков, В.В. Рыбальченко,
A.Е. Рыжов и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 45-57.
20. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России: итоги, проблемы, риски, перспективы / 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.
21. Салманов Ф.К. Нефть и газ Арктики -энергетика мира будущего / Ф.К. Салманов, И.С. Грамберг, К.А. Клещев и др. // Геология нефти и газа. - 1994. - № 3. - С. 4-10.
22. С енин Б.В. Не фтегазоно сные провинции морей России и сопредельных акваторий / Б.В. Сенин, В.Ю. Керимов, В.И. Богоявленский и др. -
М.: Недра, 2020. - 340 с.
23. Скворцов М.Б. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых / М.Б. Скворцов, А.Д. Дзюбло, О.В. Грушевская и др. // Геология нефти
и газа. - 2020. - № 1. - С. 5-20.
24. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ -70 лет. - С. 31-43.
25. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
26. Скоробогатов В.А. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий / В.А. Скоробогатов, Ю.Б. Силантьев. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 240 с.
27. Скоробогатов В.А. Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов
до 2040 и 2050 гг. / В.А. Скоробогатов, М.Ю. Кабалин. - Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2019. - №11 (95). - С. 36-51.
28. 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.
29. Скоробогатов В.А. Поиски месторождений и залежей углеводородов в осадочных бассейнах Северной Евразии: итоги, проблемы, перспективы / В.А. Скоробогатов, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин и др. // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 18-34.
30. Скоробогатов В.А. Потенциальные ресурсы углеводородов: методы и практика оценок величины и структуры, достоверность
и подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - 166 с.
31. Старосельский В.И. История развития
и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: науч.-тех. обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др.; под ред. А.Д. Седых. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 117 с.
32. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов,
B.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
33. Ступакова А.В. Нефтегазоносные бассейны российской Арктики / А.В. Ступакова,
C.И. Бордунов, Р.С. Сауткин и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - № 3. - С. 30-47.
34. Ступакова А.В. Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна / А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова и др. // Георесурсы. - 2015. - № 2. - С. 13-27.
35. Ступакова А.В. Перспективы открытия новых месторождений в пределах арктического шельфа / А.В. Ступакова, А.А. Суслова,
Р.С. Сауткин и др. // Вести газовой науки. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 4 (28): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. -С. 154-166.
36. Толстиков А.В. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения
и промышленного освоения недр морей России в XXI в. / А.В Толстиков, Д.А. Астафьев, Я.И. Штейн и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4. - С. 73-85.
Onshore and offshore Arctic as the future of Russian gas. Resources and reserves, search and discoveries, prospecting and production of hydrocarbons
A.N. Rybyakov1, V.A. Skorobogatov2*, D.Ya. Khabibullin1
1 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
* E-mail: [email protected]
Abstract. On the ground of geological prospecting, geophysical well logging and statistical resource studies of Arctic subsoil in Russia (onshore and offshore), as well as official and institutional in-company assessment of hydrocarbon reserves and resources distinguished by the separate sedimentary basins and productive complexes of Arctic, authors make conclusions about probable discoveries of new hydrocarbon fields and increments of hydrocarbon reserves up to 2040 and 2050. The show notably different outlooks for gas and oil presence in the Arctic regions and provinces. The major expectations refer to the Yamal-Kara onshore territories and the West-Siberian permafrost continental shelf. The probable amounts of gas production are also estimated.
All the mentioned problems are quite topical for Russia, and will be yet actual as lately as 2055-2060. They are discussed in many scientific releases. This paper is a logical continuation of the previous authors' articles published in 2018-2020.
Keywords: Arctic, hydrocarbons, gas, oil, reserves, resources, field, increment, production. № 3 (48) / 2021
References
1. ASTAFYEV, D.A., Ye.S. DAVYDOVA, G.R. PYATNITSKAYA, et al. In-situ gas-and-oil statistics of the offshore basins in Northern Eurasia in relation to development of hydrocarbon reserves and resources till 2050 [Gazoneftyanaya geostatistika nedr shelfovykh basseynov Severnoy Yevrazii v svyazi s osvoyeniyem zapasov i resursov uglevodorodov do 2050 g.]. Vesti Gazovoy Nauki. collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35). Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 72-80. ISSN 2306-9849. (Russ.).
2. BOGOYAVLENSKIY, V.I., I.V. BOGOYAVLENSKIY, O.V. BOGOYAVLENSKAYA, et al. Outlooks for oil and gas presence in sedimentary basins at the foundation of the circum-Arctic region [Perspektivy neftegazonosnosti sedimentatsionnykh basseynov fundamenta tsirkumarkticheskogo regiona]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 5, pp. 5-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
3. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Oil-gas geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
4. BREKHUNTSOV, A.M., V.S. BOCHKAREV, N.P. DESHENYA. Forecast and search of big and unique oil and gas fields at north of Western Siberia [Prognoz i poisk krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza na severe Zapadnoy Sibiri]. In: Preferred directions for searching big and unique fields of oil and gas [Prioritetnyye napravleniya poiskov krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Geoinformmark, 2004, pp. 72-80. (Russ.).
5. BURLIN, Yu.K., A.V. STUPAKOVA. Geological background for oil and gas presence at Russian sector of continental shelf in Arctic Ocean [Geologicheskiye predposylki perspektiv neftegazonosnosti shelfa rossiyskogo sektora Severnogo Ledovitogo okeana]. Geologiya Nefti i Gaza, 2008, no. 4, pp. 13-23. ISSN 0016-7894. (Russ.).
6. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.I. LODZHEVSKAYA, et al. Resource potential of hydrocarbons as a foundation of the fuel & energy industry in Russia [Resursnyy potentsial uglevodorodov - osnova razvitiya toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 3, pp. 3-13. ISSN 0016-7894. (Russ.).
7. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.Yu. VITSENOVSKIY, et al. Status of a base of raw hydrocarbons in Russian Federation and ways to increase it [Sostoyaniye i puti narashchivaniya syryevoy basy uglevodorodov v Rossiyskoy Federatsii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 3, pp. 5-25. ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. VERZHBITSKIY, V.Ye., N. KOSENKOVA, V. ANANYEV, et al. Geology and hydrocarbon potential of Kara sea [Geologiya i uglevodorodnyy potentsial Karskogo moray]. Oil & Gas Journal Russia. 2016, January-February, pp. 48-54. (Russ.).
9. VYAKHIREV, V.I., B.A. NIKITIN, A.I. GRITSENKO, et al. Topicality of discovering and developing oil and gas fields offshore Russia [Aktualnost vyyavleniya i osvoyeniya mestorozhdeniy gaza i nefti na shelfe Rossii]. Moscow: Gasoil press, 2000. (Russ.).
10. GAVRILOV, V.P. Belts of oil-and-gas accumulation in Arctic, outlooks for their development [Poyasa neftegazonakopleniya Arktiki, perspektivy ikh osvoyeniya. Geologiya Nefti i Gaza, 20136 no. 1, pp. 12-21. ISSN 0016-7894. (Russ.).
11. GRIGORENKO, Yu.N., I.M. MIRCHINK, V.I. SAVCHENKO, et al. Hydrocarbon potential of Russian continental shelf, status and challenges of development [Uglevodorodnyy potentsial kontinentalnogo shelfa Rossii, sostoyaniye i problemy osvoyeniya]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2006, spec. is., pp. C. 14-71. ISSN 0869-3188. (Russ.).
12. GUDYMOVA, T.V., V.A. SKOROBOGATOV. Principles and methods used to estimate prospects for gas and oil presence in geological objects having different exploration maturity [Printsipy i metody otsenki perspektiv gazoneftenosnosti geologicheskikh obyektov, yakhodyashchikhsys na raznykh etapakh izucheniya]. In: Prediction of gas and oil presence in Russia and contiguous countries [Prognoz gazonosnosti Rossii i sopredelnykh stran]: collected bk. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000, pp. 43-57. (Russ.).
13. DANILOV, V.N., N.A. MALYSHEV, V.A. SKOROBOGATOV et al. Comparative analysis of hydrocarbon ontogenesis in Pechora and other sedimentary basins of the World [Sravnitelnyy analiz ontogeneza uglevodorodov v Pechorskom i drugikh osadochnykh basseynakh mira]. Moscow: Academy of Mining Sciences, 1999. (Russ.).
14. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Gas potential of Eurasian megacontinent [Gazovyy potentsial Evraziyskogo megakontinenta]. Gazovaya Promyshlennost. 1998, no. 8, pp. 15-18. ISSN 0016-5581. (Russ.).
15. KABALIN, M.Yu., V.A. SKOROBOGATOV, I.B. IZVEKOV. Phase state of hydrocarbon agglomerations in subsoil of Western Arctic seabed [Fazovoye sostoyaniye skopleniy uglevodorodov v nedrakh morey Zapadnoy Arktiki]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 59-71. ISSN 2306-9849. (Russ.).
16. KANANYKHINA, O.G., V.A. SKOROBOGATOV. Issues of oil-gas bearing capacity of the Yamal-Kara onshore and offshore areal (Zapadno-Sibirskaya megaprovintsiya)]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i GazovykhMestorozhdeniy, 2016, no. 9, pp. 18-25. ISSN 2413-5011. (Russ.).
17. 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 Rossi ii PAO "Gazprom": itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 33-45. ISSN 2306-9849. (Russ.).
18. LYUGAY, D.V., V.A. SKOROBOGATOV. Russian gas in XXI century (to 25th anniversary of the Gazprom PJSC) [Rossiyskiy gaz v XXI veke (k 25-letiyu PAO "Gazprom")]. In: Festive collected book of the Gazprom PJSC, Moscow, 2018, pp. 40-45. (Russ.).
19. POLYAKOV, Ye.Ye., V.V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Where must the new the biggest, gigantic and unique gas-bearing fields be looked for in Northern Eurasia? [Gde iskat novyye krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya v Severnoy Evrazii?] Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 45-57. ISSN 0016-7894. (Russ.).
20. 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.).
21. SALMANOV, F.K., I.S. GRAMBERG, K.A. KLESHCHEV, et al. Oil and gas of Arctic region as a power source of future world [Neft i gaz Arktiki - energetika mira budushchego]. Geologiya Nefti i Gaza, 1994, no. 3, pp. 4-10. ISSN 0016-7894. (Russ.).
22. SENIN, B.V., V.YU. KERIMOV, V.I. BOGOYAVLENSKIY, et al. Oil-gas-bearing sea provinces of Russia and cross-border waters [Neftegazonosnyye provintsii morey Rossii i sopredelbykh akvatoriy]. Moscow: Nedra, 2020. (Russ.).
23. SKVORTSOV, M.B., A.D. DZYUBLO, O.V. GRUSHEVSKAYA, et al. Qualitative and quantitative estimation of outlooks for oil and gas offshore presence in Laptev Sea [Kachestvennaya i kolichestvennaya otsenka perspektiv neftegazonosnosti moray Laptevykh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2020, no. 1, pp. 5-20. ISSN 0016-7894. (Russ.).
24. SKOROBOGATOV, V.A. Future of Russian gas and oil [Budushcheye rossiyskogo gaza i nefti]. Geologiya Nefti iGaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 31-43. ISSN 0016-7894. (Russ.).
25. 25. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological structure and gas-oil-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye stroyeniye i gazoneftenosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Bisnestsentr, 2003. (Russ.).
26. SKOROBOGATOV, V.A., Yu.B. SILANTYEV. Giganticgas-bearingfi elds of the World:patterns ofallocation, conditions for generation, reserves, prospects for new discoveries [Gigantskiye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya mira: zakonomernosti razmeshchenuya, usloviya formirovaniya, zapasy, perspektivy novykh otkrytiy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. (Russ.).
27. SKOROBOGATOV, V.A., M.YU. KABALIN. West-Arctic shelf of Northern Eurasia - reserves, resources and production of hydrocarbons up to 2040 and 2050 [Zapadno-Arkticheskiy shelf Severnoy Evrazii: zapasy, resursy i dobycha uglevodorodov do 2040 i 2050 gg.]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru, 2019, no. 11, pp. 36-51. ISSN 2410-3837. (Russ.).
28. 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.)
29. SKOROBOGATOV, V.A., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULLIN, A.N. RYBYAKOV. Searching hydrocarbon fields and deposits in sedimentary basins of Northern Eurasia: results, issues and outlooks [Poiski mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov v osadochnykh basseynakh Severnoy Yevrazii: itogi, problem, perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 18-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
30. SKOROBOGATOV, V.A., D.A. SOIN. Potential resources of hydrocarbons: methods and practice of assessing amount and structure, validation and verification during prospecting works [Potentsialnyye resursy uglevodorodov: metody i praktika otsenok velichiny i struktury, dostovernost i podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018. (Russ.).
31. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, V.P. STUPAKOV et al. History and modern state of the Russian gas industry base of mineral and raw materials [Istoriya razvitiya i sovremennoye sostoyaniye syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: sci.-tech. review. Moscow: IRTs Gazprom, 2000. (Russ.).
32. 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.).
33. STUPAKOVA, A.V., S.I. BORDUNOV, R.S. SAUTKIN, et al. Oil-gas-bearing basins of Russian Arctic [Neftegazonosnyye basseyny rossiyskoy Arktiki]. Geologiya Nefti i Gaza. 2013, no. 3, pp. 30-47. ISSN 0016-7894. (Russ.).
34. STUPAKOVA, A.V., T.A. KIRYUKHINA, A.A. SUSLOVA, et al. Outlooks for oil-gas presence in Mesozoic sequence of Barents basin [Perspektivy neftegazonosnosti mezozoyskogo razreza Barentsevomorskogo basseyna]. Georesursy. 2015, no. 2, pp. 13-27. ISSN 1608-5043. (Russ.).
35. STUPAKOVA, A.V., A.A. SUSLOVA, R.S. SAUTKIN, et al. Outlooks for discovery of new fields within the framework of Arctic continental shelf [Perspektivy otkrytiya novykh mestorozhdeniy v predelakh arkticheskogo shelfa]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 4 (28): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 154-164. ISSN 2306-8949. (Russ.).
36. TOLSTIKOV, A.V., D.A. ASTAFYEV, Ya.I. SHTEYN, et al. Reserves and resources of hydrocarbons, outlooks for exploration and commercial development of the seabed subsoil in Russia in 21st century [Zapasy i resursy uglevodorodov, perspektivy izucheniya i promyshlennogo osvoyeniya nedr morey Rossii v XXI v.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4, pp. 73-85. ISSN 0016-7894. (Russ.).
