CC BY
13
УДК 553.98.04
Газовый конденсат осадочных бассейнов России: генезис, запасы, ресурсы, добыча. Будущее
Ключевые слова:
конденсат газовый, свободный газ, углеводороды, Россия,
Западная Сибирь,
шельф,
поиски,
разведка,
месторождение,
запасы,
ресурсы,
добыча.
В.А. Скоробогатов1*, А.Н. Рыбьяков2, Д.Я. Хабибуллин2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В статье на основе многолетних исследований авторов, посвященных проблеме генезиса и размещения конденсатсодержащих скоплений, показаны начальные и текущие запасы, состав и свойства жидких газорастворенных углеводородов в объеме осадочного чехла ряда регионов Северной Евразии (России и ее арктического и дальневосточного морского шельфа), оценены величины и структура начальных потенциальных ресурсов газового конденсата, сделаны выводы о будущих приростах разведанных запасов и вероятной добыче газового конденсата.
В осадочных породах седиментационных бассейнов различного типа и возраста встречается широкая гамма углеводородов (УВ) и их скоплений (УВС) - углеводородных систем в концентрированном (в залежах промышленного значения) и в рассеянном состояниях. Среди УВС распространены чисто газовые (Г) и газоконденсатные (ГК), нефтяные (Н) и смешанные по фазовому состоянию - нефтегазоконденсатные (НГК), газонефтеконденсатные (ГКН), нефтегазовые (НГ), газонефтяные (ГН).
Результатам исследований всего спектра газовых и нефтяных проблем России посвящены многие тысячи статей, сотни монографий как в целом по России, так и по важнейшим нефтегазоносным провинциям (НГП) и областям Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП), Прикаспийской, Тимано-Печорской и др. НГП [1-21]. Большое число работ посвящено прогнозам развития газовой и нефтяной отраслей промышленности России [1, 2, 4-6, 13, 15]. В то же время проблемы газового конденсата занимают весьма малое место в исследованиях и публикациях даже газовых геологов и геотехнологов (специалистов в области разработки месторождений углеводородов (МУВ), отдельных скоплений УВС, залежей свободного газа (СГ)) [6, 13, 20]. Между тем, они заслуживают пристального внимания в связи с началом массового и масштабного освоения конденсатсодержащих скоплений УВ в арктических областях ЗСМП (суша и шельф), в Восточной Сибири и др. В статейном варианте невозможно осветить все вопросы равномерно и глубоко, поэтому авторы сконцентрировали свое внимание на фундаментальных и важнейших прикладных вопросах «газоконденсатной проблемы» России с учетом, естественно, мирового опыта изучения и освоения конденсатсодержащих месторождений и залежей. Проблема отнюдь не праздная ввиду грядущего снижения добычи собственно нефти в России после 2035 г. и вероятного быстрого увеличения доли газового конденсата в суммарном производстве жидких УВ.
Главные вопросы в рамках вышеуказанных проблем:
• от каких условий зависит само формирование ГК-систем (ГКС) и конкретное содержание легких жидких УВ в скоплениях СГ?
• каковы величина и структура прогнозных ресурсов конденсата, сколько можно прирастить его разведанных запасов в ходе дальнейших поисково-разведочных работ (ПРР) в провинциях и областях Северной Евразии (СЕА, суша и шельф)?
От ответов на эти вопросы зависит оценка объемов будущей добычи конденсата всеми компаниями-операторами - владельцами лицензионных участков (ЛУ) под поиски, разведку, разработку и добычу УВ до 2040 и 2050 гг.
Вопросам генезиса газового конденсата, формирования и распространения ГК-скоплений в осадочных бассейнах (ОБ) различного типа и возраста, а также в разных термобароглубинных и катагенетических условиях земных недр, УВ-состава и свойств посвящено очень мало работ - на два порядка меньше, чем по нефти и СГ. Вообще, традиционно газовый конденсат считается как бы второстепенным компонентом УВ-смесей в природе, встречающихся в виде фазообособленных скоплений. В исследованиях всего спектра проблем ГКС месторождений России и мира участвовали И.В. Высоцкий, А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, Т.Д. Островская, В.А. Скоробо-гатов, В.С. Старобинец, В.И. Старосельский, Дж. Хант, В.В. Юшкин и др. геологи и геохимики [10-12, 17].
Самая трудная проблема нефтегазовой геологии (НГГ) - анализ и установление условий формирования и эволюции УВ-скоплений, а также закономерностей их размещения в ОБ и породах различного типа и возраста - тер-ригенных, карбонатных и вулканогенно-осадочных (рифей-вендских и фанерозойских). Только понимание и корректное объяснение этих условий и закономерностей и дают ключ к прогнозированию и дальнейшим успешным поискам новых МУВ, в том числе и конден-сатсодержащих. Эти исследования и их результаты достаточно подробно и всеобъемлюще освещены в последние четыре десятилетия в трудах газовых геологов России [5-7, 13, 14]. Вообще, газовая геология как часть нефтегазовой геологии развивалась в России благодаря трудам и усилиям таких исследователей, как Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий (МГУ), В.И. Ермаков, А.Л. Козлов, В.П. Савченко, В.А. Скоробогатов, А.А. Ханин и др. (ВНИИГАЗ). Ими же предложена и главная формула онтогенеза УВ в земных недрах: формирование УВС представляет собой реализацию генетической цепочки: Г - Эм - М - А -К = Эв - Рм - Р [17]. Это значит, что никакое скопление газа или нефти в осадочных толщах не сформируется, пока УВ, его составляющие в данный момент, не пройдут длительный, сложный, масштабный (по расстояниям перемещений) и «очистительный» путь от их возникновения в процессе генерации (Г) в объеме толщ-генераторов (материнских, газо- и би-тумогенерирующих), эмиграции (Эм) = первичной миграции в коллекторские горизонты,
вторичной миграции (М) по проницаемым толщам пород, аккумуляции (А) и консервации (К) в ловушках, эволюции (Эв) внутри ловушек с постоянным изменением состава, свойств и фазового состояния УВ-флюидов и разрушения (Р), частичного и/или полного в конце эволюционного развития, в том числе и ремигра-ции субвертикально (Рм) из одних автономных генерационно-аккумуляционных комплексов пород в другие, обычно по разломам, консе-диментационным и/или новейшим - новообразованным. Это относится и к СГ, и к нефти и их сопутствующим компонентам - ГК и попутному газу (НПГ). Самые длительные и сложные этапы онтогенеза - Г и Эв, самые краткие (иногда почти мгновенные в буквальном смысле этого слова) - Р и Рм. Самый малопонятный до сих пор этап - эмиграция. Только при реализации всех элементов генетической цепочки процессов и явлений формируются и сохраняются до наших дней УВС разной крупности (с разными запасами в пласте) и фазового состояния, вся их гамма: Г, ГК, ГКН (ГН), НГК (НГ), Н - от различных газовых с конденсатом и без и «чисто» нефтяных без залежей СГ.
И проблема проблем нефтегазовой геологии: где находятся генетические корни УВ? откуда они «пришли» и какой путь «прошли» в масштабах (физических) пространства-времени до попадания в ловушки и формирования в них УВС? Все вышесказанное справедливо и по отношению к газовому конденсату - самому дорогому (по стоимости на мировых рынках) и «благородному» виду УВ (по составу и свойствам), особенно по отношению к ГКС в неморских сероцветных толщах, не содержащих серы, смол (почти), ас-фальтенов (полностью отсутствуют) (только немного твердых УВ - парафина): добыл и хоть прямо сейчас заливай в моторы (такое и бывало в 1960-1970-х гг. «на северах»). Итак, генезис...
На малых глубинах погружения осадочных пород - от нуля (в болотах) до первых сотен метров, примерно до среднебуроугольной стадии углефикации (катагенеза органического вещества - ОВ) Б2/ПК2, распространены метановые бесконденсатные газы с изотопически легким метаном [7, 21] - ранние, «незрелые», в том числе как в рассеянном (РОВ - рассеянное ОВ), так и в концентрированном (концентрированное ОВ - КОВ) состояниях - в виде
залежей СГ. В материнском РОВ и углях генерация тяжелых битумоидов сложного состава только начинается (в очень малых объемах), они еще не отделимы от материнского субстрата (в отличие от газа, который уже мигрирует).
Ранние «незрелые» газы не встречаются на средних (более 0,6...1,0 км) и тем более на больших (3.4 км и более) глубинах ОБ. Там распространены в свободном состоянии «зрелые» по генезису конденсатсодержащие газы с разным содержанием газового конденсата, а ниже - в жестких термоглубинных и катаге-нетических условиях - вновь практически бес-конденсатные [17, 21].
Сравнимы легкие конденсатоподоб-ные нефти плотностью 0,80.0,78 г/см3 и тяжелые газовые конденсаты плотностью 0,78.0,79 г/м3. Генетически они совершенно различны: первые, очень сильно преобразованные, распространены в экстремальных термоглубинных и катагенетических условиях «зрелого» мезокатагенеза на градациях катагенеза МК31-2 в диапазоне показателя отражения витринита R° = 1,15.1,25 % и более (угли жирные и переходные к коксовым в континентальных толщах). В более жестких условиях нефтяная фаза в МУВ попросту разрушается, превращаясь в смесь газа с газовым конденсатом - «вторичные» конденсаты в морских и озерных толщах с сапропелевым по типу РОВ в терригенных и карбонатных вмещающих и генерирующих толщах (а часто это одно и то же).
Тяжелые конденсаты, обогащенные нафтеновыми и гибридными нафтеново-арома-тическими УВ, имеют небольшую примесь смол (почти без асфальтенов). Это конденсаты первых порций образования ГК-смесей в недрах, ранние, образно выражаясь, «незрелые». В «нефтяной ветви» онтогенеза они соответствуют тяжелым (плотностью 0,90.0,930 г/см3) нафтеновым нефтям малых глубин, не «опускающимся» ниже 1,5.1,7 км (при R° = 0,45.0,49 %, ПК3) [17].
Плавное изменение (увеличение) содержания газового конденсата в газах свидетельствует четко о местных источниках СГ и конденсата, об отсутствии сколько-нибудь масштабных субвертикальных перетоков газа вверх по разрезу и смешении в залежах разновозрастных газов и конденсатов. Такая генетическая стратификация свойств очень характерна именно для Западной Сибири [3, 12, 16].
Подчеркнем, что ГКС не залегают (обычно) в чуждых им генетических условиях, что свидетельствует об их - в большинстве случаев - сингенетичном происхождении [7, 16, 17] - где родились, там и сгодились.
Все параметры УВ, которые потом скапливаются в залежах, закладываются в материнских (генерирующих) толщах неморского происхождения, где объем (масса) генерированных углеводородных газов (УВГ) намного больше, чем рассеянных битумоидов, но СГ эмигрирует из материнских глин в близлежащие коллекторские горизонты уже с определенным количеством легких жидких УВ (конденсата), зависящим от состава и уровня зрелости материнского ОВ, и далее мигрируют по коллекторам практически уже без изменения газоконденсатного фактора (ГКФстаб) и УВ-состава, которые закладываются также на генерационной стадии по мере погружения генерирующих толщ. При собственно гумусовом ОВ (РОВ и углей витринит-фюзинитового состава) содержание конденсата никогда не бывает высоким (обычно до 100.120 г/м3 и то за счет почти постоянно присутствующей лейптинитовой компоненты) вследствие невысоких генерационных возможностей по отношению к жидким и твердым подвижным компонентам (высокомолекулярным УВ + смолам + асфальтенам). С увеличением лейпти-нитовой (смолы, кутикула, природные воски и др.) и сапропелевой компонент в смешанном ОВ увеличивается и содержание конденсата в газе (в залежах-коллекторах).
Изменения фазового состояния УВС и состава слагающих их отдельных фаз (газовой свободной и нефтерастворенной, нефтяной свободной и жидкой газорастворенной) взаимообусловлены и контролируются общими факторами и параметрами. Вместе с тем физико-химические и УВ-параметры нефти и газа более ощутимо реагируют на изменяющиеся геологические условия по мере эволюции их скоплений в земных недрах, чем фазовое состояние этих скоплений [7, 16, 21].
Образование ГКС в недрах начинается в протокатагенезе на стадии блестящих бурых углей. В гумусовом РОВ на стадиях ПК2.ПК3 помимо газов в большом количестве присутствуют высокомолекулярные нафтеновые и нафтеново-ароматические гибридные УВ и смолисто-асфальтовые соединения. В мезокатагенезе (градации МК1.МК31)
процессы генерации битумоидов и «жирных» газов (С2...С4) достигают максимума во всех типах ОВ [17].
Примечательно, что катагенетический рубеж R° = 0,50 ± 0,02 %, отделяющий тяжелые «незрелые» нафтеновые и нафтеново-ароматические нефти от утяжеленных и средних по плотности метаново-нафтеново-арома-тических - «нормальных» нефтей, является довольно жестким и не зависит от конкретных термоглубинных условий (в молодых кайнозойских отложениях - глубины до 3.5 км, современные температуры (СТ) -до 115.120 °С и более).
На фактическое содержание газового конденсата оказывают влияние термобарические условия нахождения УВС в земных недрах, однако менее сильное, чем первичные генерационно-консервационные причины, которые определяют фоновые содержания жидкой компоненты в СГ-фазе УВ. Первичные (в понимании авторов) ГКС, как правило, недонасыщены конденсатом на всех этапах их эволюции в залежах. В то же время вторичные ГКС в катагенетическом диапазоне ОВ материнских пород МК32.. ,МК4' могут быть и полностью насыщены, и даже пересыщены жидкой фазой (до 600.800 г/м3), однако полного насыщения часто не наблюдается ввиду поступления в ловушки, занятые медленно трансформирующейся в смесь тяжелых УВГ нефтью, СГ, генерированного керогеном и би-тумоидами пород, вторичного - термодеструк-ционного - происхождения.
Какими бы высокими ни были СТ и флюи-дальные давления в залежах, способствующие растворимости жидких УВ в газе, если данная флюидальная система подверглась длительному воздействию высоких геотемператур и является геохимически высокозрелой («перезрелой» по отношению к конденсату), величина ГКФстаб оказывается пониженной, низкой или практически нулевой. Вместе с тем определенное влияние на конденсатную характеристику СГ оказывают структурно-литологические условия локализации УВС, а именно наличие средне- и малоамплитудных разломов, не разрушающих полностью или в значительной степени залежи УВ, но приводящих к разномасштабным утечкам СГ и обогащению скоплений жидкими УВ (не только в виде растущих по массе и объему нефтяных оторочек, но и в виде газорастворенной
компоненты) [3, 17, 19]. Точно так же развитие в континентальных толщах алевроглинистых полупроницаемых покрышек в разрезе, оказывающих сепарирующее влияние в условиях длительной эволюции УВС, приводит к обогащению газа жидкой фазой.
Высокая конденсатность морской по генезису ачимовской толщи севера ЗСМП, сложенной чередованием песчаников, алевролитов и глин, обязана сочетанию смешанного ОВ с повышенной долей лейптинито-сапропелевой компоненты (до 30.35 %) и аномально высоких флюидальных давлений и температур в изолированной системе ачи-мовской толщи (АТ) (песчано-алевролитовые линзы в низах региональной покрышки верхней юры-валанжина). В арктических районах мегапровинции по всему песчано-глинистому разрезу от кровли сеномана до подошвы юры в осадочных толщах содержится существенно гумусовое ОВ - как РОВ, так и КОВ (угли), кстати, независимо от фациальной «принадлежности» толщ с примесью сапропелевой и лейп-тинитовой компонент не более соответственно 10.20 и 5.15 % (за исключением морских глин верхней юры - готерива, где ОВ сапро-пелево-гумусового и гумусово-сапропелевого типов), поэтому во всем диапазоне «конден-сатного окна» (Я° = 0,45.2,00 %) содержание жидких УВ в свободном газе относительно пониженное (от 5.20 до 150.180 г/м3, редко более).
В связи с актуальностью проблемы прогнозирования и поисков ГКС ниже сформулированы основные положения теории их формирования и эволюции.
1. Газоконденсатные системы следует подразделять на первичные и вторичные в соответствии с основными факторами их образования. Первичные возникают в сероцветных континентальных угленосных, субугленосных, реже безугольных, дельтовых и в некоторых случаях в прибрежно-морских толщах с преобладанием в ОВ гумусовой компоненты (витри-нит + фюзинит) и эволюционируют без изменения фазового состояния (за исключением случаев широкомасштабной дегазации недр и накопления остаточных конденсатных нефтей). Содержание газового конденсата, достигающее максимума (до 200 г/м3, реже до 250 г/м3) в диапазоне R° = 0,75.1,15 %, в дальнейшем уменьшается к уровню катагенеза R° = 1,75.1,80 % практически до 5.0 г/м3.
Вторичные ГКС - продукт нисходящей ветви эволюции первичных нефтегазовых систем (нефть + растворенный газ), морских и озерных терригенных и карбонатных толщ. Они возникают, начиная с рубежа катагенеза R° = 1,15.1,20 %, максимального кон-денсатосодержания (до 300.400 г/м3) достигают в узком диапазоне R° = 1,30.1,45 % (до 1,50 %) и в дальнейшем вследствие термодеградации конденсата превращаются в газовые в диапазоне R° = 2,00.2,10 %. Кстати, это было замечено еще в 1980-х гг. по многочисленным примерам в мире (США, Северное море и др.) [6, 7]. Заметим, что это уже стадия углефикации тощих углей, не дающих выхода легких жидких компонентов (они уже разрушились). И это давно подметили геологи-угольщики, потому и назвали угли «тощими». Значительная примесь гумусовых микрокомпонентов в суммарном ОВ и особенно малое превышение пластовых давлений над условными гидростатическими (низкий коэффициент аномальности) снижает начальный уровень образования вторичных ГКС до R° = 1,10.1,20 %. Наиболее благоприятными условиями для образования и сохранности высококонденсат-ных вторичных систем являются смешанный гумусово-сапропелевый тип ОВ и изолированность геофлюидальных систем в запечатанных резервуарах, осложняющих региональные покрышки (АТ севера Западной Сибири).
2. Обогащение газа жидкими компонентами происходит преимущественно в газоматеринских породах на генерационной стадии путем диффузии и перемешивания масс газообразных и жидких УВ в микропространстве пор и трещин, т.е. в микропустотном пространстве, примыкающем к частичкам ОВ. В дальнейшем на путях вторичной миграции уже в кол-лекторских горизонтах газовая фаза может как обогащаться, так и обедняться жидкими компонентами в зависимости от состава и фазового состояния микроскоплений УВ, поглощаемых мигрирующими струями на путях коллектор-ской миграции. На аккумуляционном и эволюционном этапах обогащение газовой фазы легкими жидкими компонентами происходит крайне медленно вследствие низкой эффективности процесса диффузии высокомолекулярных УВ в макрообъемах, и существенно недо-насыщенная (при конкретных термобарических условиях в пласте) ГКС может сколь угодно долго сосуществовать в ловушке с нефтяной
оторочкой любой массы и строения, также не-донасыщенной растворенным газом.
3. Состояния, близкого к насыщению, а в отдельных случаях и пересыщения жидкой фазой достигают вторичные ГКС, поскольку зарождение и рост свободной газовой фазы вследствие эволюционной термодеструкции битумоидов в породах и нефти в залежах (в том числе и в микрозалежах) происходит в микрообъемах внутри жидкой фазы, когда масса легких жидких УВ существенно превосходит потенциальную растворяющую способность свободного «вторичного» (термодеструкционного по генезу) газа. Однако эффект падения давления при трансформации первичной миграции во вторичную на границе нефтематеринской (первоначальной) породы и коллектора вновь обусловливает некоторую недонасыщенность газоконденсатных струй, поступающих из вы-сокопреобразованных зон генерации в зоны УВ-накопления, а именно в ловушки, занятые медленно деградирующей в газоконденсатную фазу нефтью.
Общая схема эволюции УВС в континентальных сероцветных толщах приведена на рисунке, где обобщен опыт изменения их фазового состояния и значений параметров УВ с погружением и повышением термокатагенетиче-ских условий во вмещающих залежи породах, полученный, кстати, в основном при изучении МУВ Западной Сибири [3, 16 и др.].
Чем больше изучены и освоены малые и среднемалые глубины (от 0,5 до 2,0.2,5 км) в ОБ России, тем реже открытия и все меньше приросты запасов СГ, бесконденсатного и ма-локонденсатного (менее 10 г/м3). В частности, «чисто» газоносный уникальный - мирового значения - альб-сеноманский комплекс ЗСМП практически уже исчерпан (более 10 лет) как объект поисков, открытий и приростов новых запасов СГ: его структурно-буровая изученность превысила 90 % (суша).
На средних и больших глубинах встречаются скопления только «зрелого» кон-денсатсодержащего газа. При этом, например, в ЗСМП замечено, что и по числу залежей, и по запасам скоплений с малосредним содержанием газового конденсата весьма мало: или бесконденсатные (менее 3 г/м3), или уже с повышенным и средним содержанием (40.80 г/м3 и более), т.е. в природе скачок конденсатосодержания в СГ происходит быстро и имеет узкий термоглубинный
Критический уровень массовой битумогенерации
Сухой газ
ГКФ „<2
стаб
30>ГКФ >2
стаб
ун = 0,84...0,87 СМ + Асф<5
150 > ГКФ >75...100
стаб
у = 0,83...0,!
1 н 5 5
ГКФ „>200
стаб
у =0,82...0,83
' Н 5 5
280 > ГКФ й>220
стаб
N° С^
О
Р4 0,30
0,45 0,50 0,55 0,65
0,75 1,00 1,20 1,30 1,50 2,00 3,50
Типовая схема катагенетической эволюции УВС в терригенных толщах с гумусовым
(V + F >> Lt, лейптинитовых микрокомпонентов мало)
у <0,82
1 Н 5
ГКФ =200...240
стаб
ГКФ „<150
стаб
ГКФ й<100
стаб
ГКФ <50
стаб
ГКФ „<5
стаб
О К
з §
Л й
ю В
° а
К Н
о О
4
ОВ
и катагенетический диапазон (от 700.1000 м и 15.25 °С до 1800.2000 м и 48.52 °С и R0 от 0,43.0,44 % до 0,48.0,50 %, т.е. в позднем протокатагенезе - ПК3, бурые блестящие угли в неморских толщах). Эти данные относятся только к молодым плитам СЕА [3, 16, 17, 21].
В случае физического разрушения ГК-залежей часть газового конденсата выпадает в пласте (из-за мгновенного перепада пластовых давлений), но большая часть устремляется с газом в вышележащие секции разреза и в конечном итоге к поверхности Земли и в атмосферу. Следы разрушенных, но первичных ГКС обнаруживаются в ряде районов, в основном в молодых кайнозойских толщах.
Итак, чтобы газовый конденсат «выжил» и продержался в залежах в течение длительных отрезков геологического времени (многих десятков и часто первых сотен миллионов лет), даже в «революционные» периоды тектонических потрясений необходимы весьма благоприятные консервационные условия (мощные малонарушенные покрышки, отсутствие
высокоамплитудных разломов и др.). Но в экстремальных термокатагенетических условиях начального апокатагенеза и покрышки «не спасают»: все разрушается вследствие термодеструкции, кроме метана - максимально устойчивого компонента газовых смесей; разрушаются и метановые УВ - легкие жидкие С5.С12, составляющие подавляющую массу конденсата, а также легкие нафтеновые и ароматические вещества (бензол и др.). Для полноты картины добавим, что в метагенезе (антрациты высоких марок) очередь доходит и до метана: он расщепляется в ходе реакции конверсии: СН4 + 2Н2О ^ СО2 + 4Н2 (по А.Л. Козлову, 1976 г.).
Отметим, что кроме термобарических условий, действенным фактором эволюционного развития ГКС в земных недрах является и временной - геологическое время (длительность процессов развития). Вероятно, неслучайно в СГ древних залежей в породах докембрия Восточно-Сибирской мегапровинции (ВСМП) наблюдаются повсеместно низкие
значения ГКФстаб (менее 50 г/м3, часто менее 25.20 г/м3), когда газовые шапки сосуществуют в ловушках со вполне нормальными по геохимическому облику нефтями плотностью 0,820.0,860 г/м3.
Итак, «конденсатное» (конденсатно-газовое) «окно» после его открытия на уровне протокатагенеза ПК3 в диапазоне R° = 0,45. 0,50 % (кстати, раньше открытия «нефтяного окна» - R° = 0,50.0,60 %) закрывается гораздо позже, чем для нефти (в интервалах R° соответственно 1,25.1,30 % и 1,80.2,05 %), т.е. уже в начале апокатагенеза.
Среди конденсатсодержащих скоплений в диапазоне мезокатагенеза (Я° = 0,5.2,00 %) отсутствуют чисто газовые (без газового конденсата), однако количество конденсата контролируется генерационными и консервацион-ными условиями в материнских и вмещающих толщах. В некоторых неморских толщах, ОВ в которых обогащено фюзинитом, дающим при генерации только газ и следы жидких УВ, содержание конденсата постоянно пониженное -пермь Лено-Вилюйской впадины и др.
Итак, существуют четыре генетические причины формирования и эволюции конден-сатногазовых залежей:
1) состав и тип материнского ОВ;
2) степень его катагенеза;
3) термобарические условия локализации ГКС;
4) тектонодинамические условия (на этапах эмиграции и разрушения).
Первичные ГКС крайне редко достигают почти полного насыщения СГ жидкой фазой (400.800 г/м3 в зависимости от термобарических условий локализации скоплений типа ГК/ГКН и т.д.). Сравнение генетически первичных и вторичных газовых конденсатов приведено в табл. 1.
Кстати, высокий ГКФстаб в нефтях (до 300.400 м3/т) против «фоновых» 50.
200 м3/т - прямой признак начавшегося разрушения в ловушке (залежи) нефтяной фазы. Это начинается уже в диапазоне градации МК32 .МК4 (жирно-коксовых углей в сероцвет-ных толщах).
Газовый конденсат и нефть в недрах - геохимически близкие родственники. Они часто сосуществуют в газосодержащих залежах с нефтяными оторочками (первичные ГКС). Нефть дает начало конденсатонакоплению (вторичные - разрушающиеся ГКС). Вместе с тем конденсаты по составу и свойствам «более благородные», чем нефти: более легкие (всегда), часто бессернистые и бессмолистые. Специфика нефтей в областях преимущественного газонакопления: они бывают часто кон-денсатоподобные, и по крайней мере часть из них имеет конденсатное происхождение (выпадение в жидкую фазу при резких изменениях термобарических условий).
По содержанию конденсата (выходу стабильного конденсата или ГКФстаб) среди свободных газовых скоплений авторы выделяют группы: I - бесконденсатные (менее 3 г/м3); II - низ-коконденсатные (3.30 г/м3); III - с пониженным содержанием (30.100 г/м3); IV - со средним содержанием (100.300 г/м3); V - высо-коконденсатные (300.450 г/м3); IV - с аномальным, «ураганным», содержанием (450. 800 г/м3). Значения ГКФстаб > 450.500 г/м3 встречаются крайне редко.
Точно так же по плотности выделяют следующие типы газовых конденсатов: «тяжелые», нефтеподобные (0,79.0,82 г/см3); повышенной плотности (0,76.0,79 г/см3); средней плотности (0,73.0,76 г/см3); легкие (менее 0,73 г/см3). Сравнимы легкие конденсато-подобные нефти плотностью менее 0,80 г/см3 и тяжелые газоконденсаты [17, 21].
Тяжелые «ранние» газоконденсаты, обогащенные нафтеновыми и гибридными нафтеново-ароматическими УВ, имеют
Таблица 1
Генетические различия первичных и вторичных конденсатов в породах различного типа
Параметры Первичная ГКС Вторичная ГКС
«Конденсатное окно» Терригенные, R0 = 0,45.1,75 % (1,80 %, редко до 2,00 %) Карбонатные и терригенные, R° = 1,20.2,05 %
ГКФстаб (фоновые значения), г/м3 80.180, редко до 220 (среднее и пониженное содержание) 150.350 (до 400.500, редко более)
Сера, % Отсутствие До 0,4.0,5
Парафин, % До 1.3 Отсутствие
Смолы, % До 0,3.0,5 0,5.1,2 (до 1.1,5)
Асфальтены, % Отсутствие до 0,1-0,3%
небольшую примесь смол (асфальтены, как правило, отсутствуют.). По содержанию серы выделяются конденсаты бессернистые (менее 0,1 % масс.), низко- и среднесернис-тые (0,1.1,0 % масс.) и высокосернистые (> 1 %). Содержание твердых алкановых УВ -парафина - в конденсатах обычно невысокое (1.2,5 %), однако в некоторых случаях повышенное (до 3,0.3,5 %, редко более). Аномальные содержания парафина наблюдаются в конденсатах АТ (берриас-валанжин) Уренгойского месторождения (до 5 %).
Кроме параметров, характеризующих собственно ГКС в залежах УВ, к важнейшим характеристикам относятся:
• состав СГ конденсатовмещающих скоплений;
• условия залегания ГК-залежей: глубины погружения, термобарические условия: современные геотемпературы, пластовые флюи-дальные давления, наличие или отсутствие нефтяных оторочек;
• фоновые (в поисковых и разведочных скважинах) и рабочие (в эксплуатационных) дебиты СГ и конденсата, зависящие от первичных условий - фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и режимов испытаний и эксплуатации скважин.
В ОБ, осложняющих верхнюю - приповерхностную - часть земной коры, к 2022 г. открыты около 78 тыс. МУВ и не менее 300 тыс. отдельных залежей (скоплений УВ в ловушках)1. В газосодержащих МУВ, обычно многозалежных, встречаются и чисто газовые, и многофазовые скопления с разным содержанием конденсата (от нуля до многих сотен граммов на метр кубический), а также нефтяные оторочки.
Наилучшим образом газоконденсат-ная проблема изучена по провинциям СЕА и Центральной Евразии - месторождениям России, Казахстана, Узбекистана, Туркменистана [6, 7, 20], особенно по северным и арктическим областям ЗСМП. В пределах СЕА известны 12 НГП, в том числе 10 на суше и две чисто «морских» - шельфовых: Баренцево-морская и Охотоморская с о-вами Колгуев и Сахалин, а в их пределах - большое число областей и районов нефтегазонакопления. Общая нефтегазовая геостатистика России (2021 г.,
Оценка сугубо экспертная, но, по-видимому, близкая к реальной.
суша и шельф) такова: открыты 3720 месторождений УВ, в том числе газосодержащих 990, в том числе типа Г и ГК 450, смешанных 540, чисто нефтяных 2830 (без залежей СГ). Чисто газовых известно мало (175), большинство месторождений содержат ГКС с разным содержанием жидких УВ в газе.
В Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП, преимущественно нефтеносных, ГК МУВ известны по их окраинам. Общее их число невелико.
ГКФсгаб в месторождениях Саратовской и Волгоградской областей (Елшанка, Урицкое, Степновское, Коробковское и др., залежи преимущественно в среднем карбоне) пониженный - от 7.20 до 50.60 г/м3, редко до 100 г/м3 (СТ - 30.50 °С), в мелких и средних по запасам залежах СГ - как исключение до 200.340 г/м3 (при повышенных СТ 90.105 °С).
В уникальной ГК-залежи Оренбургского месторождения в карбонатах среднего карбона - нижней перми на глубинах 1,7.1,8 км при СТ 31.35 °С содержится 76 г/м3 легкого метанового конденсата (состав газа: СН4 -84 %, С2 - 3,8 %, С3-4 - 2,3 %, Н^ - 1,8 %) [10].
В Вуктыльском газосодержащем месторождении - лидере по газу в Тимано-Печорской НГП - ГКФсгаб первоначально составлял 360 г/м3. Имеется тонкая несплошная нефтяная оторочка.
В Прикаспийской впадине в уникальном Астраханском ГК месторождении с крайне редким составом газа (УВГ ~ 50.55 %, Н^ + С02 + N = 45.50 %) содержание сернистого конденсата метанового типа изменяется (по зонам) в диапазоне 200.228 г/м3. Конденсат имеет плотность 0,81 г/м3 (нефтепо-добный по параметрам) [6].
В мощной ГКН-залежи Карачаганакского месторождения высотой 1,5 км в карбонатах нижней перми ГКФстаб достигает 584 г/м3, газ с содержанием метана - 75 %, тяжелые УВГ -9,1 %, С5 - 6 %, Н^ - 3,7 %. ГКС подстилается мощной нефтяной оторочкой (нефть легкая, сернистая). Содержание серы в конденсате повышенное (0,5.0,7 %).
В Северо-Кавказской НГП открыты 225 МУВ, в том числе 153 конденсатсодер-жащих. Большое число залежей СГ или вовсе не содержат конденсата или мало (до 20. 30 г/м3).
На Скифской плите в газосодержащих скоплениях апта и альба ГКФстаб изменяется
на глубинах 2,6.3,8 км от 38.41 до 90.106 г/м3 при фоновых величинах около 40.45 г/м3 и редко до 163.260 г/м3. В ГК МУВ Западного Предкавказья значения ГКФстаб небольшие - в диапазоне 32.73 г/м3 в альбс-ких залежах месторождений Березанское, Чел-басское и др. и до 163.180 г/м3 и более в низах мела, верхне- и среднеюрских залежах. В породах верхней и средней юры СТ высокие -132.163 °С. На Мирненском МУВ в жестких геотермических условиях (142.144 °С) содержание конденсата вновь снижается до 23 г/м3. Интересно, что по разрезу Анастасиевско-Троицкого месторождения газовые залежи понта (до 1,3 км) сменяются низкоконденсат-ными в мэотисе (15,7 г/м3), 1,5.1,7 км.
На востоке провинции, в Дагестане, в газах содержание конденсата доходит до 300.400 и даже до 787 г/м3 (Русский Хутор, нижней мел - верхняя юра, при СТ 126.133 °С), однако по другим месторождениям составляет обычно от 30.70 до 100.170 г/м3, редко более. Интересно распределение величины ГКФстаб и по разрезу Дахадаевского ГК МУВ: от 304 г/м3 в нижнем мелу (136 °С) до 137.104 г/м3 в средней юре (148.150 °С), и резкое снижение до 30 г/м3 на глубине 3,9 км при СТ 155 °С. В преимущественно мелких нижнемеловых ГК-месторождениях кряжа Карпинского (Калмыкия) ГКФстаб изменяется от 42.87 до 250 г/м3, обычно составляет менее 200 г/м3 (при СТ 90.122 °С на средних глубинах 2,1.2,7 км).
Газоконденсатные проблемы Западной Сибири подробно проанализированы в работах [3, 7, 12, 16].
В недрах древней Сибирской платформы в залежах СГ содержание газового конденсата повсеместно пониженное и низкое (от 12.15 до 30.40 г/м3, редко более) независимо от наличия нефтяной оторочки. Например, ГКФстаб составляет в газе месторождений, г/м3: Чаяндинском - 18; Верхневилючанском -19; Талаканском - 28; Ковыктинском - 67; Дулисьминском - 137; Среднеботуобинском -до 200 (последние два значения, максимальные, аномальны для Восточной Сибири). Вообще, «фоновые» содержания конденсата существенно меньше 100 г/м3.
В некоторых ГКС содержание газового конденсата увеличивается до 200.236 г/м3 (Ярактинское НГК месторождение). То же увеличение ГКФстаб с глубиной наблюдается
и в газах Вилюйской впадины (в триасе и верхней перми - 65.80 г/м3 при СТ 46.70 °С, а в юрских газовых залежах на глубинах менее 1,5 км - менее 10 г/м3), нафтеновый газовый конденсат с глубиной сменяется на метаново-нафтеновый, доля нафтеновых УВ существенно снижается.
Аномально низкое содержание конденсата (до 1 г/м3), кстати, геохимически «высокозрелого», отмечается в нижневендских залежах месторождений Нижнеангарского района на западе ВСМП, пограничного с глубоко-погруженной Присаяно-Енисейской впадиной (Агалеевское и др.), откуда (скорее всего) и пришел газ в результате вертикально-горизонтальных перетоков.
Невысоким содержанием газового конденсата характеризуются аптские газы ЮжноКарской области (менее 20 г/м3) и юрские залежи Баренцевоморский провинции (от 5 до 14 г/м3).
В СГ Охотоморской провинции содержание газового конденсата также повсеместно невысокое (80.120 г/ м3, редко более), только на одном Узловом месторождении содержание увеличивается до 160 г/ м3, но при СТ 90.94 °С.
Общемировые закономерности изменения конденсатосодержания в СГ, по мнению авторов, следующие:
• из 33 тысяч газосодержащих МУВ в мире к конденсатосодержащим относятся, по оценке авторов, около 27 тысяч (с содержанием жидких УВ более 3 г/м3), в том числе в России 450 МУВ (из 3720 месторождений);
• бесконденсатные газы распространены на малых глубинах, при СТ менее 60 °С в мезозойских толщах и при СТ менее 40 °С в палеозойских и, наоборот, в кайнозойское время даже в жестких термоглубинных условиях локализации ГК-залежей (до 110.125 °С). В последнем случае четко выражено влияние геологического времени на геологические процессы;
• содержание газового конденсата в СГ находится в широком диапазоне от единиц и первых десятков до 300.400 г/м3, редко более и определяется генетическими и термобарическими условиями. Важно также наличие или отсутствие нефтяных оторочек, откуда часть легких УВ может проникать в газовую часть и увеличивать ГКФстаб;
• в большинстве областей и провинций СЕА и мира фоновые содержания находятся
в диапазоне от 120.150 до 220.250 г/м3, в среднем составляют около 200 г/м3;
• образовались целые провинции с пониженным и малым содержанием газового конденсата (менее 100 г/м3, в большинстве месторождений в диапазоне 10.50 г/м3). Безусловно, это объясняется, прежде всего, онтогенетическими причинами (типом и составом материнского ОВ, а также уровнем его катаге-нетической преобразованности).
Газовый конденсат не отделим в земных недрах от природного газа, поэтому все га-зоконденсатные проблемы так или иначе касаются и проблем СГ, в том числе прогностические.
Рассмотрим запасы УВ, в том числе газа и газового конденсата по России и ее важнейшим регионам, конечно, не забывая и о нефти (табл. 2).
В СЕА важнейший мегарегион газо-и конденсатонакопления - Западно-Сибирский, включая сушу и Южно-Карскую область шельфа, расположенные в Западно-Сибирском мега-бассейне и входящие в ЗСМП. Более 90 % запасов газового конденсата Западной Сибири
сосредоточены в ее северных и арктических областях в залежах апта и неокома, включая АТ, и юры. Сеноманские газы - сухие (содержание конденсата менее 1 г/м3).
В России, согласно Государственному балансу на 01.01.2020, известны 512 МУВ с балансовыми запасами газового конденсата, в том числе в Уральском федеральном округе 152, в том числе на севере - в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) - 124, минимальное количество (35) - на шельфе. За все годы из недр России добыты 574 млн т (табл. 3). Разведанные запасы конденсата - 2,3 млрд т, начальные открытые запасы - 4,8 млрд т.
В России наиболее значительные начальные запасы конденсата локализованы в залежах типа ГК, реже ГКН на месторождениях:
• Уренгойском - 520 млн т, в том числе в АТ - 464 млн т;
• Астраханском - 464 млн т;
• Вуктыльском - 100 млн т.
Это крупнейшие запасы. Крупные (30.100 млн т), а также средние (10.30 млн т) содержатся в нескольких десятках МУВ, менее 10 млн т - в сотнях МУВ.
Таблица 2
Извлекаемые запасы УВ России (Государственный баланс на 01.01.2019), млрд у.т
Вид УВ Категория запасов
накопленная добыча А+В1+С1 В2+С2 начальные запасы
Свободный газ 23,6 49,3 23,7 96,6
Конденсат 0,5 2,4 1,7 4,6
Нефть 24,3 18,6 11,3 54,2
Попутный газ 2,0 1,5 1,5 5,0
Всего* 50,4 71,8 38,2 160,4
* 1 условная тонна (у.т) = 1000 м3 = 1 т.
Таблица 3
Величина и структура извлекаемых запасов газового конденсата Российской Федерации и важнейших регионов (суша и шельф) по состоянию на 01.01.2020, млн т
Регион Число месторождений Добыча и потери с начала разработки Запасы Начальные запасы
кат. А+В1+С1 кат. В2+С2
РФ 512 574 2331 1771 4776
Южный федеральный округ (ФО) 61 91 461 279 831
Уральский ФО 152 291 1277 1239 2807
В том числе ЯНАО* 124 262 1257 1232 2751
Сибирский ФО, включая Енисей-Хатангскую НГО 72 20 163 126 309
В том числе Томская область* 30 10 23 5 38
Дальневосточный ФО 50 5 51 19 75
Шельф 35 45 264 90 399
В том числе Карское море 8 20 28 62 110
* ЗСМП.
В табл. 4 приведена структура начальных потенциальных ресурсов (НПР) конденсата, величина которых, по официальной оценке, составляет 17,8 млрд т, в том числе прогнозная часть - 13,1 млрд т.
Современная добыча газового конденсата в России неадекватна его запасам и реальным ресурсам, однако для ее развития в средней и дальней перспективе необходимо дальнейшее развитие минерально-сырьевой базы добычи газового конденсата прежде всего за счет проведения геологоразведочных работ, направленных на поиски и открытия, освоение новых конденсатсодержащих МУВ и залежей с повышенной долей жидких УВ в газе, а это повсеместно, и в России тоже, средне- и глубо-копогруженные горизонты во всех ОБ (2.4 км и более). Все это невозможно без анализа онтогенеза газового конденсата, качественного прогнозирования конденсатоносности недр конкретных регионов, областей и автономных комплексов пород, разделенных региональными покрышками, оценки НПР конденсата.
Газовый конденсат во всех отношениях лучше и качественнее нефти (фазообособлен-ной в залежах). Его легче, экономичнее добывать из МУВ и отдельных газосодержащих залежей. Даже при пониженных дебитах газа 100.150 тыс. м3/сут дебит конденсата составляет от 10.15 до 28.30 т/сут и более (в диапазоне ГКФстаб от 100 до 200 г/м3). Часто деби-ты достигают 50.70 т/сут и более.
В 2019 г. в России были добыты 28,8 млн т газового конденсата, в 2020 г. - около 29 млн т. Самой трудной и одновременно самой необходимой проблемой нефтегазовой геологии
любых перспективных объектов и добывающих компаний является проблема оценки НПР и неоткрытых - перспективных и прогнозных ресурсов - СГ, нефти, газового конденсата и попутного газа. Эта проблема для многих областей и комплексов пород СЕА остается очень актуальной до настоящего времени. Решению ее различных аспектов посвящено большое число публикаций в России и мире [3, 4, 14, 17, 18].
Отметим, что в статейном варианте проанализировать все важнейшие аспекты оценки ресурсов СГ и газового конденсата попросту невозможно. Методические вопросы количественного прогноза недр (с оценкой НПР УВ) обсуждаются в ряде работ, в том числе в публикациях авторов [11, 18]. Последняя официальная оценка НПР газового конденсата провинций и областей СЕА составляет около 18 млрд т, в том числе их неоткрытая часть -13,1 млрд т, а неразведанная (кат. C2+D) - почти 15 млрд т (извлекаемых), а начальные разведанные запасы «всего» (пока) - 2,9 млрд т (извлекаемых).
Большое практическое значение имеет прогнозирование скоплений СГ с высоким (и аномальным) содержанием газового конденсата. По разным данным, НПР СГ России (суша и шельф) находятся в диапазоне от 200/175 до 300/250 трлн м3 (геол./извлек.), соответственно по корпоративным и официальным оценкам 2016-2020 гг. [4, 18]. Будем оперировать обеими оценками, рассматривая их как оценки газового потенциала недр СЕА «сверху» и «снизу» (интервальные, т.е. показывающие интервал возможных величин ресурсов).
Таблица 4
Величина и структура ресурсов газового конденсата ОБ РФ по состоянию на 01.01.2020, млрд т
Регион Добыча с начала разработки Запасы Всего Ресурсы
кат. А+В1+С1 кат. В2+С2 неоткрытые потенциальные (на 01.01.2009)
РФ 0,6 2,3 1,8 4,7 13,1* 17,8
Астраханская область 0,1 0,4 0,3 0,8 0,4 1,2
ЯНАО 0,3 1,3 1,3* 2,9 4,1* 7,0*
Красноярский край 0,0 0,04 0,06 0,1 2,0* 2,1*
Иркутская область 0,0 0,1 0,1 0,2 0,4 0,6
Республика Саха - Якутия 0,0 0,1 0,0 0,1 0,5 0,6
Шельф 0,04 0,26 0,1 0,4 4,7* 5,1*
В том числе Карский 0,0 0,0 0,1 0,1 2,9* 3,0*
* Официальные оценки на 01.01.2009. Завышены на 20.40 % против реального значения за счет юрских объединенных залежей Ямала, реально - самостоятельных, и ресурсов докембрийского СГ.
С учетом того, что ресурсы бесконденсат-ного газа (ГКФстаб менее 3 г/м3) оцениваются в 75/65 трлн м3 (геол./извлек.) - сеноман и апт ЗСМП и др. регионов, ресурсы конденсатсо-держащего газа составят 125.225 трлн м3, а НПР конденсата - соответственно 14. 17,8 млрд т (цифры округленные), при этом авторы увеличили усредненное значение ГФКстаб с 60.90 (по официальным оценкам) до 120 г/м3, считая, что официальная оценка ресурсов газа существенно преувеличена, а прогнозное конденсатосодержание, наоборот, несколько приуменьшено. Однако оценки ресурсов газового конденсата получились сопоставимыми (14,0 и 17,8 млрд т).
Направлениям и возможностям проведения дальнейших ПРР на газ и конденсат посвящен ряд публикаций [3, 4, 8, 10, 14, 15]. Отмечается дефицит открытий новых МУВ в последние два десятилетия [9, 14]. Новые значительные открытия скоплений типа ГК и ГКН предстоят в породах юры ЗСМП (суша в ее арктических областях), венда в ВСМП, но наиболее значительные - на шельфе Арктики, где содержание газового конденсата в газах неокома, юры и триаса как раз и будет наблюдаться в диапазоне 100.180(200) г/м3, в среднем 120.140 г/м3. Таким образом, прогнозируется открытие еще многих сотен конденсатсодер-жащих МУВ и залежей (до 2055-2060 гг.), а реально подтверждаемые в ходе ПРР прогнозные ресурсы газового конденсата составляют не менее 9 млрд т (до 10 млрд т) извлек. На эту величину и следует ориентироваться при планировании новых приростов запасов конденсата в России. Правда, при этом необходимо приращивать ежегодно всеми компаниями-операторами не менее 180.200 млн т новых запасов конденсата. Пока эта цифра существенно ниже 100 млн т, поскольку значительная часть прироста происходит все же за счет СГ с невысоким содержанием конденсата (Южно-Карская область, Восточная Сибирь и др.).
Уточняющие расчеты ресурсов газового конденсата России и по отдельным
Список литературы
1. Ананенков А.Г. Воспроизводство ресурсной базы - фундамент стабильного развития газовой отрасли России / А.Г. Ананенков // Газовая промышленность. - 2006. - № 5. -С. 182-185.
провинциям, областям и комплексам пород уместны и необходимы, но их объем огромен, выполнение длительно, зато результаты будут достойны целой монографии (или цикла статей). Они будут выполнены на втором, уже детальном этапе исследований газоконден-сатной проблемы (и опубликованы в последующих статьях). Конечная результирующая величина НПР конденсата вряд ли выйдет из диапазона 14.15 млрд т. К этому времени (к 2024 гг.) и официально принятая оценка явно перевалит за 20 млрд т (экспертное предположение авторов, судя по официальным расчетам 2019-2021 гг.), и ее уточнение в плане реальности будет вполне своевременным (уместным).
Компании-операторы должны знать реальные возможности своих недр (на контролируемых и перспективных (в нераспределенном фонде) ЛУ, в том числе и по отношению к газовому конденсату, и обладать (желательно!) собственными корпоративными оценками НПР конденсата, которые во все времена были корректнее, а как следствие, и ниже, чем официальные оценки.
По мере увеличения валовой добычи СГ от современных 0,7 трлн м3 в год до 0,9. 1,1 трлн м3 (что реально и необходимо к 2036-2040 гг.) будет возрастать и доля в добыче конденсатсодержащего газа, и ежегодное производство газового конденсата от современных значений (около 30 млн т) увеличится до 70.80 млн т и более, и конденсат будет в ряде областей приходить на смену нефти, в частности в Арктике [15, 18].
В подобных стратегически направленных работах точные цифры, как правило, неуместны, да они и не подтверждаются практически никогда, точнее, крайне редко. Важнее тенденции развития процессов, в том числе поиска и открытия конденсатсодержа-щих месторождений и залежей, приростов и добычи УВ, в том числе газового конденсата. Этому и будут посвящены последующие публикации авторов.
2. Байбаков Н.К. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России / Н.К. Байбаков, Н.М. Байков, К.С. Басниев и др. - М.: ИГИРГИ, 1995. -200 с.
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. 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.
5. Вяхирев Р.И. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Р.И. Вяхирев, А.Н. Дмитриевский, Г.И. Облеков и др. - М.: Наука, 1997. - 352 с.
6. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа /
A.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В. Юшкин. -М.: Недра, 1983. - 262 с.
7. Ермаков В.И. Геология и геохимия природных горючих газов: справ. под ред. И.В. Высоцкого / В.И. Ермаков, Л.М. Зорькин,
B.А. Скоробогатов и др. - М.: Недра, 1990. -315 с.
8. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз / под ред. В.З. Гарипова, Е.А. Козловского. - М., 2004. - 548 с.
9. Орлов В.П. О дефиците открытий
в нефтегазовой геологии / В.П. Орлов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2015. - № 5. - С. 18-25.
10. Подюк В.Г. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России / В.Г. Подюк, Н.А. Крылов, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 12. - С. 8-12.
11. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? /
Е.Е. Поляков, В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 45-57.
12. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги
и перспективы / Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 86-104.
13. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В.В. Ремизов, В.И. Резуненко, А.И. Гриценко // Газовая промышленность. - 2000. - № 9. - С. 9-13.
14. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром» в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов,
В.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
15. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ -70 лет. - С. 31-43.
16. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. - С. 8-14.
17. Скоробогатов В.А. Онтогенез газа и нефти
в осадочных бассейнах и породах различного типа и возраста / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов // Газовые ресурсы России в XXI веке: сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,
2003. - С. 43-67.
18. 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.
19. Скоробогатов В.А. Роль разломов
в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев, В.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран: сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. - С. 112-131.
20. Старосельский В.И. История развития
и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -117 с.
21. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр,
2004. - 414 с.
Gas condensate in sedimentary basins of Russia: genesis, reserves, resources, production. Future
V.A. Skorobogatov1, A.N. Rybyakov2, D.Ya. Khabibullin2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. This article summarizes the long-time authors' experience in studying genesis and localization of the gas-condensate-bearing agglomerations. It highlights structure, composition, as well as the initial and current reserves of the liquefied gas-dissolved hydrocarbons within the framework of the sedimentary cover of the few Northern-Eurasian regions (Russia and its Arctic and Far-Eastern sea shelf). Authors assess the amounts and structure of the potential gas-condensate resources, and predict both the future increments of the assured reserves and the probable further production of the gas condensate.
Keywords: gas condensate, free gas, hydrocarbons, Russia, Western Siberia, continental shelf, prospecting, field, reserves, resources, production.
References
1. ANANENKOV, A.G. Reproduction of resource base as a foundation for stable development of Russian gas industry [Vosproizvodstvo resursnoy bazy - fundament stabilnogo razvitiya gazovoy otrasli]. Gazovaya Promyshlennost, 2006, no. 5, pp. 182-185, ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. BAYBAKOV, N.K., N.M. BAYKOV, K.S. BASNIYEV, et al. Yesterday, today, tomorrow of oil and gas industry in Russia [Vchera, segodnya, zavtra neftyanoy i gazovoy promyshlennosti Rossii]. Moscow: Institute of Geology and Mining of Fossil Fuels, 1995. (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. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.Yu. VITSENOVSKIY, et al. Status of a base ofraw 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.).
5. VYAKHIREV, R.I., A.N. DMITRIYEVSKIY, G.I. OBLEKOV et al. Rising efficiency of gasfields development at the Extreme North [Povysheniye effektivnosti osvoyeniya gazovykh mestorozhdeniy Kraynego Severa]. Moscow: Nauka, 1997. (Russ.).
6. GRITSENKO, A.I., T.D. OSTROVSKAYA, V.V. YUSHKIN. Hydrocarbon condensates from the fields of natural gas [Uglevodorodnyye kondensaty mestorozhdeniy prirodnogo gaza]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
7. YERMAKOV, V.I., L.M. ZORKIN, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Geology and geochemistry of natural flammable gases [Geologiya i geokhimiya prirodnykh goryuchikh gazov]: reference bk. Moscow: Nedra, 1990. (Russ.).
8. GARIPOV, V.Z., Ye.A. KOZLOVSKIY (eds.). Mineral resources of Russian fuel & energy industry. Contemporary state and prediction [Mineralno-syryevaya baza toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii. Sostoyaniye i prognoz]. St. Petersburg: Institute of Geological Economic Problems Ltd, 2004. (Russ.).
9. ORLOV, V.P. On deficit of discoveries in petroleum geology [O defitsite otkrytiy v neftegazovoy geologii]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 2015, no. 5, pp. 18-25. ISSN 0869-3188. (Russ.).
10. PODYUK, V.G., N.A. KRYLOV, V.A. SKOROBOGATOV. Strategic tasks and geological opportunities to develop raw materials sources for gas production in Russia [Strategicheskiye zadach i geologicheskiye vozmozhnosti razvitiya syryevoy bazy gazodobychi Rossii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2004, pp. 8-12. ISSN 2413-5011. (Russ.).
11. 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.).
12. 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.).
13. REMIZOV, V.V., V.I. REZUNENKO, A.I. GRITSENKO, et al. Challenges of gas resource development at Siberia and the Far East [Problemy osvoyeniya resursov gaza Sibiri i Dalnego Vostoka]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 9, pp. 9-13. ISSN 0016-5581. (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. Future of Russian gas and oil [Budushcheye rossiyskogo gaza i nefti]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s. The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 31-43. ISSN 0016-7894. (Russ.).
16. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas and oil presence in Cretaceous and Jurassic sediments of West-Siberian province [Geneticheskiye prichiny unikalnoy gazo- i neftenosnosti melovykh i yurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2003, no. 8, pp. 8-14, ISSN 2413-5011. (Russ.).
17. SKOROBOGATOV, V.A. and L.V. STROGANOV. Ontogenesis of gas and oil in sedimentary basins and rocks of different types and ages [Ontogenez gaza i nefti v osadochnykh basseynakh i porodakh razlichnogo tipa i vozrasta]. In. Gas resources of Russia in XXI century [Gazovyye resursy Rossii v XXI veke]. collected sci. papers. Moscow. Gazprom VNIIGAZ, 2003, pp. 43-67. (Russ.).
18. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossii i ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s. The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
19. SKOROBOGATOV, V.A., N.N. SOLOVYEV, V.A. FOMICHEV. Role of faults in origination, evolution and destruction of gas and oil agglomerations in a sedimentary cover of northern and south-eastern areas of Western Siberia [Rol razlomov v formirovanii, evolutsii i razrushenii skopleniy gaza i nefti v osadochnom chekhle severnykh i yugo-vostochnykh rayonov Zapadnoy Sibiri]. In. Forecast of gas presence in Russia and contiguous countries [Prognoz gazonosnosti Rossii i sopredelnykh stran]. collect. bk. Moscow. Gazprom VNIIGAZ, 2000, pp. 112-131. (Russ.).
20. 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.).
21. 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.).
