CC BY
8
УДК: 553.98(571)
Газовый потенциал недр осадочных бассейнов России и мира. Величина, структура, перспективы изучения и освоения в XXI веке
В.А. Скоробогатов
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В статье на основе многолетнего опыта оценки, переоценки и уточнения традиционных и нетрадиционных ресурсов природного, в том числе свободного, газа России и мира во второй половине XX в. ив первое двадцатилетие XXI в., представлены результаты проведенного в 2018-2022 гг. критического анализа их величины и структуры по важнейшим регионам Северной Евразии (суша и шельф), а также мира в целом. Показано, что газовый потенциал России составляет до 40 % общемирового газового потенциала. Он достаточен, чтобы добывать газ в ближайшие 40...50 лет в объеме до 1 трлн м3 в год из всех источников его получения.
Запасы и ресурсы определяют развитие всех добывающих отраслей промышленности мира и отдельных стран. Особенно в газовой отрасли. От текущих запасов и реальных прогнозных ресурсов углеводородов зависит их добыча в ближней, средней и дальней перспективе.
Под традиционным газовым потенциалом (ГП) недр тех или иных перспективных геологических объектов - осадочных бассейнов (ОБ) и мегабассейнов (МБ), провинций (НГП) и мегапровинций (МП), областей (НГО), районов (НГР), автономных генерационно-аккумуляционно-консервационных (нефтегазоносных) комплексов пород (АГАК) - автор понимает общий объем свободного газа (СГ) в месторождениях (МУВ) и залежах определенной величины геологических запасов (> 0,1 млрд м3) с дебитами в поисковых и разведочных скважинах не менее 30...40...50 тыс. м3/сут (на глубинах погружения 3.4.5 км). Это объем начальных потенциальных традиционных ресурсов газа (НПР), который может быть переведен в начальные открытые запасы после тотальной разведки недр (накопленная добыча (НД) + кат. А + кат. В! + + кат. С + кат. В2 + кат. С2), после которой ни новых открытий, ни прироста запасов уже не предвидится (все открыли и прирастили - к завершению IV, завершающего, этапа изучения и освоения недр). Мельчайшие скопления СГ с «пограничными» до-бывными возможностями (10.30 тыс. м3) - это уже нетрадиционные запасы и ресурсы, но по экономическим условиям освоения. Такие в России открывают и. «закрывают» до лучших времен, их запасы не попадают на государственный баланс.
К нетрадиционной части ГП недр относится газ в плотных низкопроницаемых коллекторах («плотный» газ), угольный (УГ) и сланцевый (С^Г) газ, а также газогидраты (ГГ). Уже во многих странах геологические ресурсы нетрадиционных источников газа (НТРГ) успешно осваиваются, однако не от хорошей жизни: запасы и ресурсы обычного, традиционного, газа исчерпаны или близки к исчерпанию (США, страны Западной и Центральной Европы, Китай и др.).
Более того, извлекаемые ресурсы С^Г в США и Китае рассматриваются уже совместно с остаточными запасами и ресурсами традиционного природного газа
Ключевые слова:
газ, нефть,
месторождение,
залежь,
потенциал,
традиционные
и нетрадиционные
ресурсы,
Россия,
мир,
перспективы, добыча.
(СГ, нефтерастворенного, попутного (НПГ)), за счет чего увеличивается величина ГП (ресурсов и запасов изученных и частично разбуренных газовых полей). Генетически это некорректно. Кстати, в этих странах и ресурсы С^Г уже два десятилетия рассматриваются вместе с ресурсами «обычного» газа. Отметим, что России до этой «плачевной» ситуации еще далеко.
Итак, ресурсы, или ГП. У российских геологов «весь мир на ладони», особенно у геологов ПАО «Газпром»... Они всегда изучали недра не только Северной Евразии (СЕА), но и мира в целом. Автор занимается проблемами оценки ресурсов и поисков скоплений углеводородов (УВС) - газа, конденсата и нефти - более 40 лет. О ресурсах знает не понаслышке. Сначала это был качественный прогноз (лучше - хуже / больше - меньше), далее и количественные оценки. С 1978 г. геологи ВНИИГАЗа под руководством В.И. Ермакова неоднократно переоценивали НПР СГ и конденсата (ГК), не забывая и о нефти: в преимущественно газоносных областях СЕА и Центральной Евразии (Россия с омывающими ее морями + + Казахстан + Центральная Азия). Нефти геологической и здесь, в этих областях, хватает, однако в основном в виде подгазовых нефтяных оторочек и редких, обычно небольших по запасам самостоятельных месторождений и залежей.
Геологи «Газпрома» участвовали в прогнозировании, поисках МУВ и оценке ресурсов и запасов газа целого ряда стран: Китая, Индии, Вьетнама, Мьянмы, мегарегиона Арабско-Персидского залива (АПМБ/П), в том числе Ирана, Сирии и др., Египта, Алжира и Марокко в Африке, Венесуэлы, Бразилии, Аргентины, Кубы в Латинской Америке. Изучали геологическое строение и нефтегазоносность стран и бассейнов, оценивали ресурсы и направления поисково-разведочных работ (ПРР). Конечно, главными были и остаются осадочные бассейны СЕА. Данные о многих странах анализировали по публикациям, докладам и путем личных контактов, хотя в отношении Китая, Вьетнама и ряда других стран оперировали авторскими оценками.
Оценка величины и структуры НПР и неоткрытых в данный момент перспективных + прогнозных ресурсов (ППР) углеводородов (УВ), а именно СГ, ГК и нефти, НПГ, - сложнейшая и самая важная проблема нефтегазовой геологии (НГГ), ее решение,
по сути, - высший пилотаж в области нефти и газа. Проблемы количественной оценки недр ОБ и НГП России и мира обсуждаются в последние два десятилетия в работах А.П. Афанасенкова, А.М. Брехунцова, А.И. Варламова, В.И. Высоцкого, В.А. Скоро-богатова, Д.А. Соина и др. [1-30].
Реальные, т.е. существующие в природе достоверные и доверительные оценки НПР/1II1Р. - основа планирования и проведения ПРР на газ и нефть, в результате которых и происходят открытие новых МУВ и залежей и прирост разведанных запасов (кат. А+В^С^ -первоосновы, фундамента всего нефтегазового производства и бизнеса. Ресурсы - основа прогнозирования, поисков и открытия МУВ. Разведанные запасы - основа разработки и добычи, предварительно оцененные запасы кат. В2+С2 - объект для разведки и доразвед-ки выявленных скоплений. Все это составляет открытую часть ресурсов (начальные запасы -вместе с НД, и текущие, на данный момент). Запасы кат. В2+С2 - буферная категория запасов/ресурсов. Это еще и не промышленные запасы, на которые можно ориентироваться при планировании добычи, но уже и не ресурсы прогнозируемые, т.е. неоткрытые. По сути, это спекулятивная часть запасов, при оценке величины которых допускаются очень значительные ошибки, вольные или невольные, и их под-тверждаемость при переводе в промышленные запасы варьирует в очень широких пределах (от 10 до 100.120 %, а нередко и до нуля -полное списание как неподтвердившихся). Примеров, по крайней мере по России, много и для газа, и особенно для нефти. Неоткрытые ресурсы кат. D0, Dл, D1 и D2 - основа для планирования поисковых работ.
Формула ресурсов УВ:
НД + (А + В, + С,) + (В2 + С2) + (0„ + D1 + D2) = = НПР УВ (СГ+Н).
Опыт, накопленный в ходе проведения ПРР и эксплуатации УВС в XX в. показывает, что даже при определении НД ошибки могут достигать 1.3 (до 5) %, при подсчетах разведанных запасов - 8.10 % (иногда 15.20 %, а есть случаи существенного списания даже запасов кат. В1+С1), предварительно оцененных запасов - 20 % (обычно в сторону уменьшения), локализованных ресурсов Dл, - 25.30 % и т.д. Таким образом, оценки ресурсов и запасов
имеют вероятностный характер [7, 24], и лучше в качестве результирующих приводить их интервальные - минимаксные - величины.
Главный онтогенетический закон НГГ -повсюдность в недрах газа, в том числе углеводородного, и дискретность нефти, нефтяных скоплений в природных резервуарах ОБ в пластах песчаников, алевролитов, карбонатов, хотя предшественники нефти - битумои-ды - рассеянны во многих осадочных породах (сероцветных), прежде всего в битумогенери-рующих (= нефтематеринских) толщах глин, глинистых алевролитов и редко битуминозных известняков. Действительно, природный газ встречается от поверхности земли (в болотах, озерах, морях, океанах) до очень больших глубин (8.10 км) в жестких термоката-генетических условиях (в метагенезе, на стадии антрацитов высоких марок, когда и метан разрушается), нефть - от приповерхностных скоплений сверхтяжелых нефтей до глубин 5.6 (7) км, редко более.
Верхнюю приповерхностную часть земной коры осложняет ряд ОБ, МБ и суббассейнов. По данным В.И. Высоцкого [5], общее число ОБ - 550.570, из них 250 являются нефтегазоносными (НГБ) с промышленными залежами и запасами УВ. К ним приурочены НГП, МП, НГО, НГР и т.д.
К МБ (МП) мирового значения (площадью более 2 млн км2) относятся всего пять: Восточно-Сибирский (Енисей-Ленский), ЗападноСибирский, АПМБ/П, МБ Мексиканского залива, Баренцево-Карский. Крупнейшие бассейны (провинции) имеют площадь от 1 до 2 млн км2, крупные - 0,3.1 млн км2, средние - 0,1.0,3 млн км2, мелкие, в том числе суббассейны, - менее 100 тыс. км2 [17, 19].
Однако вернемся к ресурсам. Начальные (НЗ) и текущие запасы (ТЗ) газа и нефти отдельных скоплений (залежей) составляют суммарные запасы МУВ, обычно многозалежных (от двух до 40.50, редко более в вертикальном разрезе и внутри внешней - огибающей все залежи - границы месторождения). Совокупность запасов всех месторождений района, области, провинции или АГАК составляют газовый и нефтяной потенциалы, в сумме - углеводородный потенциал (УВП) недр геологических объектов, текущий, если есть что еще открывать, или конечный, если открытия и приросты прекратились при очень высокой (= предельной) изученности недр перспективного
объекта. В таком случае НЗ должны быть равны НПР газа/нефти, оценка величины которых давалась изначально и уточнялась по мере геолого-геофизического изучения и разбури-вания объекта, освоения его УВП. В идеальном случае (корректный, «правильный», всесторонне обоснованный прогноз) реальные = существующие в природе величины ресурсов подтверждаются полностью (100 ± 5 %) при 85.90 % структурно-буровой изученности (без учета впадин и прогибов. особенно для газа, для скоплений которого они неперспективны). Однако хорошо, если оценки ресурсов подтверждаются на 80.85 %, чаще всего - намного меньше, в тех случаях, когда ресурсы считали «ура-патриоты» в области ресурсо-логии, преследовавшие личные и/или ведомственные, но не государственные, интересы. Однако и для компаний-операторов в области нефти и газа «завиральные» - завышенные против реальных - оценки ресурсов в районах их деятельности противопоказаны (излишние надежды на открытия и приросты вредны).
Кстати, очень некорректно оперировать всеми запасами обнаруженных МУВ, особенно нефтяных, - суммарных (кат. С;+С2), как это делается в последнее десятилетие. Промышленная значимость таких открытий остается неопределенной до их масштабной доразведки и часто весьма небольшой по итоговым запасам кат. В^С; с малым подтверждением и массовыми списаниями запасов кат. С2 (часто с подтверждаемостью даже до 20 % и менее). Во всех случаях в НГГ следует оперировать только разведанными запасами в оперативных и перспективных планах развития минерально-сырьевой базы газо-и нефтедобычи. Современное состояние добычи и текущих запасов мира и важнейших стран приведено в табл. 1.
В мире к 2022 г. известны 105 нефтегазодобывающих стран. Для них важнейшей общегосударственной задачей является оценка и переоценка (уточнение) ресурсов УВ, раздельно нефти и СГ, т.е. определение нефтяного и газового потенциалов недр ОБ, расположенных в пределах национальных территорий и прилегающих контролируемых акваторий. Эти оценки даются опытными экспертами в области ресурсов и/или коллективами экспертов (различных организаций и научных институтов), часто по заказу государственных органов и крупных компаний (официальные и корпоративные
Таблица 1
Общемировые данные о запасах (добыче) нефти и газа (2021 г.):
СПГ - сжиженный природный газ
Нефть Газ
Мир в целом 236,3 млрд т (4,4 млрд т/год) 205,3 трлн м3 (4,0 трлн м3/год)
США 83 млрд т (сланцевая 819 млн т/год) 12,3 трлн м3 (сланцевый 954 млрд м3/год)
Россия 11.19 млрд т (530 млн т/год) 47,8 трлн м3 (729 млрд м3/год)
Саудовская Аравия 35,8 млрд т (526 млн т/год) 8,4 трлн м3 (НПГ 78 млрд м3/год)
Иран 28,6 млрд т (154 млн т/год) 34,1 трлн м3 (308 млрд м3/год)
Катар 3,5 млрд т (87 млн т/год) 23,8 трлн м3 (СПГ 191 млрд м3/год)
оценки, нередко по одним и тем же объектам прогноза, у разных подсчетчиков оцененные величины НПР УВ чаще всего существенно различаются). Начнем с России как великой мировой газовой державы, контролирующей 17,1 млн км2 суши и до 5,0 млн км2 шельфа арктических и дальневосточных морей.
В пределах СЕА расположены 30 ОБ и суббассейнов, 12 из которых относятся к крупным и уникальным. Особое значение для России имеют Западно- и Восточно-Сибирский МБ и одноименные мегапровинции, граничащие по субмеридиональной системе глубинных разломов, по которой течет р. Енисей [2, 12, 13, 16, 18]. Эти две мегапровинции - настоящее и ближайшее будущее газовой промышленности России. Им на смену придут шельфовые области СЕА [13, 16, 27, 29].
Основой российской школы НГГ служила оценка геологических запасов и ресурсов СГ, геологических и извлекаемых запасов и ресурсов нефти. Такое разделение важно для жидких УВ и не очень-то принципиально для газа: извлекаемые ресурсы СГ изменяются в интервале от 88.90 % геологических для сеноманских залежей Западно-Сибирской МП до 80.75 % геологических для средне-и глубокопогруженных скоплений (вплоть до 65.70 % для юрского НГК на севере мега-провинций). В последние годы и в России начался постепенный переход к извлекаемым запасам и ресурсам СГ. В большинстве зарубежных стран интегральные оценки по природному газу включают запасы и ресурсы СГ + НПГ, что генетически неверно: сугубо прагматический подход. Часто для ряда стран трудно выделить долю СГ (в самостоятельных фазообо-собленных скоплениях типа Г, ГК, ГКН и т.д. без и с оторочками нефти), особенно для таких, в которых добывается много нефти (Иран, Саудовская Аравия и др. арабские страны, США, Китай и др.).
В разных странах количественные рубежи, отделяющие традиционные ресурсы (ТРГ) и НТРГ, существенно разнятся. Например, в Китае дебиты СГ 10.15 тыс. м3/сут считаются приемлемыми, в США НЗ отдельных скоплений в десятки миллионов метров кубических также относят к промышленным (но на малых и средних глубинах, иначе экономика добычи не выдержит), а рентабельные де-биты начинаются с 2.3 тыс. м3/сут.
К НТРГ относят газ в плотных низкопроницаемых резервуарах - бывших коллекторах проницаемостью менее 0,1 мД и де-битами до 20(30) тыс. м3/сут, так называемый «плотный» газ (ПлГ), УГ (из углей и микроскоплений СГ в угленосных толщах) и СлГ, рассеянный в высокопреобразованных глинисто-сапропелевых породах - бывших би-тумогенерирующих (нефтематеринских), переключившихся с генерации жидких продуктов деградации органического вещества (ОВ) сапропелевого типа в морских и озерных глинистых и карбонатно-глинистых породах (находящихся на высоких стадиях катагенеза МК|...МК4...МК5 и выше: жирно-коксовые, коксовые и отощенно-спекающиеся угли в неморских толщах при показателе отражения витринита R° > 1,25.1,30 %) на вторичную газогенерацию. В России это баженовская свита Западно-Сибирской МП, доманик Волго-Урала и др., в США - свита Баккен на севере и мн. др. [1, 8, 11, 14, 25].
Традиционный СГ, как и ПлГ, образует гомогенные скопления в коллекторах, нетрадиционный - объемно рассеян в морских и кон-тинентально-угленосных слабопроницаемых толщах. Строго говоря, ПлГ занимает своеобразное промежуточное положение в структуре ГП недр: он тождественен ТРГ по фазообособ-ленному состоянию, а по добывным возможностям относится и по сути, и технологически к НТРГ.
Среди многих десятков тысяч статей и многих тысяч монографий по проблемам НГГ в России и мире насчитывается менее ста работ по ресурсологии. Последние посвящены методикам оценки [7, 8, 23, 24 и др.] и результатам расчетов и оценок традиционных [2, 3, 6, 10, 12, 20-23, 26, 28, 29] и нетрадиционных [1, 8, 9, 11, 14, 23, 25] ресурсов УВ.
Оценки величины и структуры ресурсов газа бассейнов СЕА
Вопросами методического обоснования и практики ресурсных исследований по газу занимались начиная с середины 1950-х гг. В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, Т.В. Гудымова, Ю.П. Мирончев, Н.А. Крылов, В.А. Скоро-богатов, Д.А. Соин, В.И. Старосельский, В.П. Ступаков и др. [6, 7, 16, 20, 28]. Изменение официальных оценок НПРГ России показано в табл. 2.
Необходимо отметить, что оценки НПР газа длительное время изменялись медленно, в сравнительно узком интервале 180.212 трлн м3 (округленно), в среднем 196 (=200) трлн м3. Заметим, что при оценках ресурсов невязки в 9.10 трлн м3 не имеют ровным счетом никакого значения, учитывая в целом невысокую точность частных (по отдельным провинциям и областям) и интегральных оценок по России в целом. Также заметим, что, по мнению большинства экспертов, наиболее серьезным, корректным и обоснованным был подсчет геологами ВНИИГАЗа (В.И. Ермаков, Т.В. Гудымова, В.А. Скоробогатов, М.О. Хвилевицкий и др.) ресурсов НПР газа Западной Сибири, результаты которого обсуждались и были
приняты в 1990 г. - к концу «золотого двадцатилетия» развития нефтяной и газовой отраслей промышленности России и НГГ как науки [10, 24, 28]. Подсчет выполнялся двумя методами (аналогий и геолого-математическим) по состоянию геолого-геофизических материалов на 01.01.1988, трлн м3:
• Западно-Сибирская МП без Енисей-Хатангской области (ЕХО) - 76,2;
- в том числе Тюменская обл. - 75,4;
- в том числе северные области (суша) -
72,2;
- в том числе альб-сеноман (+ турон) -
35,2;
- неоком-апт - 25,4;
- ачимовская толща - 3,8;
- юра + палеозой - 9,3;
- прочие районы (Ханты-Мансийский автономный округ - ХМАО и др.) - 3,2.
Отметим, что явно недооцененным оказался ГП ачимовской песчано-глинистой толщи. Коллективная авторская оценка ГП Западной Сибири может рассматриваться в качестве корпоративной (оценка «снизу»), в отличие от официальной оценки (по сути, «сверху»). Вместе с ЕХО начальные ресурсы всей мега-провинции составляли около 85 трлн м3 (только суша).
Любопытны различия в подходах к определению величины ресурсов различных коллективов подсчетчиков на примере суперсложного юрского комплекса пород (ЮК) (табл. 3). После обсуждения межведомственной экспертной комиссией ресурсы газа ЮК всей мегапровинции были приняты в объеме 16 трлн м3 (однако многовато с позиций сегодняшнего дня.).
Таблица 2
Динамика официальных оценок НПРГ России, трлн м3
1958 г. 1965 г. 1975 г. 1984 г. 1988 г. 1993 г. 2002 г.
РФ в целом 12,0 46,1 178,8 184,9 211,7 236,2 248,6
В том числе Западно-Сибирская МП 3,8 16,4 73,1 75,9 95,1 97,8 103,7
В том числе суша 12,0 46,1 139,9 138,3 159,3 160,3 174,8
В том числе шельф - - 40,6 46,7 52,3 75,8 73,8
Таблица 3
Оценка ресурсов ЮК без учета ЕХО, трлн м3
Начальные запасы (1988 г.) НПРГ
НД + разведанные запасы С2 Открытые запасы ЗапСибНИГНИ (В.И. Шпильман и др.) ВНИИГАЗ (В.И. Ермаков и др.)
0,8 1,2 2,0 ~48,0 10,2
Отметим, что структурно-буровая изученность наиболее перспективных с точки зрения наличия газа северных областей (Надым-Пур-Тазовский регион - НПТР, Ямал) к 1988 г. по верхним горизонтам юры уже превышала 50.60 %, т.е. реальную оценку «снизу» ресурсов ЮК пород и тогда можно было оценить не более чем в 4.5 трлн м3 традиционного газа. Отметим, что даже к 2022 г. открытые запасы СГ юры составили 1,5 трлн м3 (после бурения 5 тыс. глубоких скважин на юру и палеозой по всей территории мегапровинции), поэтому даже 10 трлн м3 ресурсов представляются как завышенная оценка. Но. оставим пока эту оценку. Поиски УВС в породах ЮК продолжаются. Правда, повсеместно не очень-то успешные. [12].
Оценки 1993 г. (официально приняты в 1994 г.) по суше продублировали оценки 1988 г., а общее увеличение ресурсов газа произошло за счет шельфа с 52,3 до 75,8 трлн м3, однако уже в те годы НПР газа Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов (древней Сибирской платформы с окружающими мезозойскими впадинами и прогибами) представлялись как существенно завышенные против реальных. Они составляли 44,2 трлн м3 и в 1988 г., и в 1993 г. и таковыми являлись уже с 1970-1975 гг. - 39,4.45 трлн м3 при минимальных суммарных запасах открытых месторождений газа [6, 28]. Уже в XXI в. началось безудержное, не обоснованное новыми принципиальными открытиями увеличение НПР газа по России и ее отдельным регионам:
• 2002 г. (приняты в 2005 г.) - 248,6 трлн м3 (Восточная Сибирь - 51,9 трлн м3, безобразно завышенная, спекулятивная оценка! Западная Сибирь - 103,7 трлн м3 и т.д.);
• 2009 г. (приняты в 2012 г.) - 287,5 трлн м3 с резким увеличением оценок по Западной Сибири (до 165 трлн м3 суша + Южно-и Северо-Карская области шельфа) и шельфу в целом (с 73,8 до 109 трлн м3).
В табл. 4 приведены структура официальных оценок ресурсов газа России и их критический анализ. После пересчета 2018-2020 гг. (по состоянию на 01.01.2017) НПР газа увеличились до 317 трлн м3. Величина и структура ресурсов СГ России по состоянию на 01.01.2019 показаны на рис. 1.
Безусловно, эти супероптимистические оценки ГП недр СЕА не подтвердятся никогда, сколько ни бури. потому что такого не существует в природе. Как говорили когда-то, этого не может быть, потому что не может быть никогда. Итак, спекуляции в области ресурсов УВ продолжаются. Зачем? Вот в чем вопрос!
Каковы же реальная интегральная величина и структура традиционных ресурсов СГ недр России и ее отдельных областей и прилегающего шельфа? По состоянию на 01.01.2019 НД газа по всем ОБ СЕА составила 23,6 трлн м3, а на 01.01.2022 - уже более 25 трлн м3, разведанные запасы - 51 трлн м3 (геол.), предварительно оцененные - 23,8 трлн м3 (завышено по юре Тамбейской группы Ямала на 4.5 трлн м3). Вместе с нефтяным газом
Таблица 4
Официальные оценки традиционных ресурсов СГ недр осадочных бассейнов СЕА
«образца» 2009/2012 гг., трлн м3
НГП, НГО НД Запасы Ресурсы* Примечание автора
кат. А+В1+С1 кат. С2 Z D1 D** НПР
Волго-Уральская 1,5 1,0 0,1 1,1 2,0 - 4,6 Завышено на 1,0
Тимано-Печорская 0,4 0,6 0,1 0,7 1,0 1,1 3,2 Завышено на 1,0
Прикаспийская (суша) 0,2 2,6 2,1 4,7 2,9 2,8 10,6 Завышено на 2,5
Северо-Кавказская 0,7 0,3 0,1 0,4 0,5 0,1 1,7 Достоверно
Западно-Сибирская (суша) 16,0 32,8 9,4 42,2 40,0 18,1 116,3 Завышено как минимум на 30
Лено-Тунгусская - 3,1 4,0 7,1 17,6 14,4 39,1 Завышено как минимум на 20
Лено-Вилюйская 0,1 0,4 - 0,5 1,0 1,5 3,0 Завышено как минимум на 2,0
Охотоморская (о. Сахалин) 0,1 0,1 - 0,1 0,1 0,3 0,6 Завышено как минимум на 0,2
Притихоокеанская - - - - - 0,3 0,3 Достоверно
Самостоятельные НГО, НГР - - - - 0,2 1,1 1,3 Завышено на 0,8
Шельф 0,2 8,0 3,7 11,7 33,6 61,2 106,7 Завышено как минимум на 30
Всего 19,1 48,8 19,6 68,5 98,9 101,0 287,5 Завышено на 88
* По состоянию на 01.01.2009, приняты в качестве официальных в 2012 г., по данным ВНИГНИ (А.И. Варламов и др.). ** Спекулятивные ресурсы с низкой степенью подтверждаемое™ в будущих запасах.
Российская Федерация
СевероЗападный ФО
Южный ФО
АО -> V
™ Приволжский ФО Уральск]
гГ
СевероКавказский ФО
■ добыча и потери с начала разработки Категории:
Сибирский ФО
Шельф РФ
Рис. 1. Структура, %, и официальные оценки, трлн м3, запасов и ресурсов СГ России
на 01.01.2019
А+В+С ■ В2+С2 ■ D0 D1+D2
ТЗ России оцениваются в 42 трлн м3 с учетом обоснованных коэффициентов извлечения газа (0,65.0,90 по разным ОБ и комплексам пород). Таким образом, начальные открытые запасы СГ России - 97,8 трлн м3, т.е. без малого 100 трлн м3, в том числе подтверждаемые в будущих НЗ: разведанных - 83.84 трлн м3; извлекаемых — 67.68 трлн м3.
По мнению автора, реальная подтверждаемая величина ТРГ России - 200. 205 трлн м3 (геол.) (ранее - 200 ± 10 трлн м3) и 170.175 трлн м3 (извлек.), в том числе Западная Сибирь - 98.102 трлн м3, в том числе альб-сеноманский комплекс с газсалин-ской пачкой турона - 38.39 трлн м3, собственно сеноман - 36.37 трлн м3 и т.д., в том числе шельф - 68.70 трлн м3 (по шельфу оценка автора значительно меньше официальной -на 40 трлн м3), с вероятностью подтверждения в ходе будущих ПРР на уровне 80.85 %, что вполне удовлетворительно именно для ресурсных оценок. Однако величина извлекаемых НПР газа в 230.235 трлн м3 имеет меньшую (на уровне 45.50 %) вероятность «конечной реализации» в конечных запасах.
Оценки ресурсов Западной и Восточной Сибири и шельфа также представляются автору резко завышенными. С вероятностью 95.100 % в НЗ подтверждаемые величины
НПР газа по ведущему газоносному региону России - Западной Сибири таковы, трлн м3 (извлек.):
• всего, интервальная оценка - 85.90;
- в том числе ХМАО и южные области - 2,5.3,0;
• Ямало-Ненецкий автономный округ -ЯНАО - 62.65,
- в том числе Ямал - 15.16;
- Гыдан - 5.6;
- НПТР - 51.54;
• Южно-Карская НГО (с губами и заливами) - 16,5.17,0;
• Красноярский край (ЕХО и Таз-Енисейское междуречье) - 4.5.
Подчеркнем, что несогласие в размере в 78 трлн м3 между официальной и авторской оценками ресурсов СГ России можно отнести к НТР газа, в основном к ресурсам ПлГ -не пропадать же. «ресурсам».
Итоговая формула газового баланса России на 2022 г. показана в табл. 5 (геол., округл.).
Таблица 5
Газовый баланс России на 2022 г., трлн м3
НД Кат. А+В1+С1 Кат. В2+С2 Кат. D0+D1+D2 НПР
25 51 24 100.105 200.215
Напомним, что согласно замечаниям ряда геологов - специалистов в области оценки ресурсов США (Х. Хедберг и др., 1978 г.) величины НПР и газа, и нефти должны выражаться круглыми, очень круглыми числами, и высокая точность попросту неуместна (из области «самообмана» и лукавства).
Таким образом, около 50 % газового потенциала недр СЕА переведено в начальные открытые запасы, а прогнозные (неоткрытые) ресурсы СГ России оцениваются в 100 трлн м3: есть что открывать, разведывать и промыш-ленно осваивать еще в течение ряда десятилетий XXI в. (вероятно, до 2065-2070 гг.). Даже по осторожной оценке газовых геологов.
Оценка традиционных ресурсов природного газа всех ОБ мира - задача чрезвычайно сложная, во многом неопределенная в силу ряда причин (смешения в зарубежных источниках СГ и НПГ, постоянно меняющихся конечных величин нефте- и газоотдачи/извлечения по ряду стран и регионов и т.д.). Эта проблема занимает автора уже более 30 лет. Например, в целом по миру на 01.01.1988 НД составляла 34 трлн м3, ТЗ - 100 трлн м3, неоткрытые ресурсы, по разным оценкам, - от 276 до 306 трлн м3, в сумме начальные ТРГ мира -400.440 трлн м3. По состоянию на 01.01.1991 НПР газа оценивались автором в диапазоне 406.474 трлн м3 (извлек., по России - геол.). По состоянию на 01.01.1994 мировые ресурсы были определены уже в объеме в 508 трлн м3, в том числе по РФ - 236 трлн м3 (официальная оценка).
Интересна эволюция взглядов на величину общемировых ресурсов газа В.И. Высоцкого -одного из ведущих экспертов России в этой области, трлн м3: 1996 г. - 546; 2017 г. - 720;
2020 г. - 684; 2022 г. - 686. Вообще, в последние десятилетия прошлого века оценки мирового ГП постепенно увеличивались, достигли максимума на рубеже нулевых и десятых годов и далее стали неуклонно снижаться: эксперты по ресурсам «трезвели» в своих оценках. Не вдаваясь в полемику, отметим, что НПР обычного газа, приводимые В.И. Высоцким [5], по ряду стран явно и существенно завышены, примеры приведены в табл. 6.
Во многих странах мира, ориентированных более на добычу нефти, ресурсы, запасы и добыча СГ и НПГ часто в целом сопоставимы, или преобладает даже НПГ (в ряде арабских стран, в Венесуэле и др.) В России традиционно оперируют запасами и ресурсами СГ, так как во многие годы отмечались значительные потери НПГ. В последнее десятилетие в национальной добыче учитываются оба вида природного газа (добыча + потери). Тем не менее, согласно традиции отечественной геологической школы, автор оценил начальные мировые ресурсы СГ (извлек.), но с учетом геологических ресурсов по России (рис. 2). В итоге ресурсы СГ мира составили 540.568 (в среднем 554) трлн м3, но если учесть извлекаемые НПР газа и по России, эта величина составит 524 трлн м3. Предыдущая авторская оценка ресурсов СГ - 474 трлн м3 - не сильно отличается от современной (в среднем по двум оценкам около 500 трлн м3).
Формула газового баланса мира (традиционные запасы и ресурсы, 2021 г.), трлн м3: НД - 157; текущие запасы - 205; прогнозные ресурсы - 192; НПР - 554.
В последние два десятилетия некоторые исследователи публиковали результаты оценки НТР природного газа (извлек.) [1, 8, 9, 11,
Таблица 6
Критический анализ имеющихся оценок ресурсов газа, трлн м3, по важнейшим странам и регионам
НПР (начальные / прогнозные -неоткрытые) Завышение
США (страна почти исчерпала ресурсы не только обычного газа, но и «плотного») 84,3 / 40,3 30
Канада 20,2 / 10,5 5
Россия 291,1 / 218,2 > 80.90
Туркменистан 26,2 / 13,5 10
Саудовская Аравия 19,8 / 8,1 4
Китай 12,5 / 7,1 4
Антарктида (оценка в целом малодостоверная) 6,9 / - ?
Е 133.. .143
14, 20, 22, 23, 25]. Такие оценки были сделаны и для России. Различия в подходах к оценке ресурсов различных стран таковы. В России к НТР относят ПлГ (газ в практически непроницаемых, «бывших», коллекторах, потерявших проницаемость в ходе погружения и уплотнения пород природных резервуаров), УГ, СлГ и ГГ. Интервальная авторская оценка всех видов НТР газа в России (извлек., 2021 г.), трлн м3: ПлГ - 42.50 (в основном север Западно-Сибирской МП); СлГ - 3.4; УГ - 5.6, всего - 50.60. Геологические ресурсы газа в твердых газогидратах - около 500 трлн м3, однако существует громадная проблема - как их освоить?
В большинстве других стран НТР газа не отделяются четко от обычного СГ: и запасы, и ресурсы, и добыча подсчитываются совместно. Они составили 290 трлн м3 (без ГГ, извлекаемые ресурсы которых пока не оцениваются, а только «прикидываются», отсутствуют корректные методы подобных оценок).
Оценки величин НТР газа (извлек.), предлагаемые зарубежными исследователями, с точки зрения автора, мало обоснованы, одни существенно занижены, другие завышены. Прежде всего это относится к ресурсам СлГ -206.220 трлн м3 (извлек.), реальная величина которых вряд ли превышает 100.110 трлн м3. Ресурсы же УГ занижены в целом по миру -47 трлн м3: в мире 70.100 трлн м3 (извлек., до глубины 7 км).
В силу обусловленной повсюдности природного газа условия для формирования газосланцевых полей выполняются для многих ОБ всех континентов Земли, кроме СЕА. [1, 8, 11, 14].
Страны - лидеры по НТР газа:
• ПлГ - Россия, США, Китай, Канада;
• УГ - Китай, США, Россия, Австралия;
• СлГ - Китай, Аргентина, Алжир, США;
• ГГ - Россия, Япония, Канада.
Четыре страны лидируют в мире по оценкам всех видов НТР: Россия, США, Китай, Аргентина.
ОБ, наиболее обогащенные ресурсами СлГ - Предаппалачский, Уиллистон (США), Неукен (Аргентина), Сычуань (КНР); сланцевой нефти - Западно-Сибирский, Уиллистон, Неукен. В конечном итоге общий ГП ОБ мира оценен в 1000 трлн м3 (табл. 7).
Давать какие-либо оценки извлекаемых ресурсов ГГ и по миру, и по отдельным странам и регионам явно преждевременно, пока не начнется промышленная добыча метана из приповерхностных газогидратных скоплений, будь то арктическая суша или дно морей и океанов, хотя оценки геологических объемов метана Мирового океана даны, но в очень широких пределах: от 21014 м3 (В.А. Соловьев, 2002 г.) до (2,0.9,1)1016 м3 (ряд авторов, 1977-1999 гг.). Даже в Японии пока «не рискуют» разрабатывать морские природные ГГ в желобе Нанкай, несмотря на полное
■ Россия-200.,.210 ■ Европа-29-30 Ближний и Средний Восток -93...97 ■ Юго-Восточная Азия -23...24
■ СевернаяАмерика-70...72 ■ ЦентральнаяАзия-22...23
■ Африка-36...39 ■ Китай-20...22
■ ЛатинскаяАмерика-31...33 ■ АвстралияиОкеания-5...6
Рис. 2. Величина и структура НПР СГ (геолог.) в ОБ мира на 01.01.2016
Таблица 7
Интервальная величина ГП ОБ мира, трлн м3
ТРГ УВС (СГ + НПГ) 630.650
НТР, 350.400
в том числе ПлГ 180.200
УГ 70.100
СлГ 100.110
Сумма разногенетичных газов 980.1050
В среднем, около 1000.1020
отсутствие ресурсов и запасов обычного газа на суше страны [8]. По-видимому, ГГ -это ресурсы газа середины, если не конца XXI в. Итак, до 2050 г. ГП недр ОБ мира оценивается в 1000 трлн м3 (извлек.), не менее 800 трлн м3, но и не более 1200 трлн м3, что достаточно для ежегодной добычи не в 4,0.4,5 трлн м3 (современной и в ближней перспективе), а до 7.8 трлн м3 и более в течение многих десятков лет XXI в., имея в виду, что НД природного газа уже превышает 150 трлн м3 (до 85.90 % - это обычный традиционный СГ).
Автор вполне сознает невысокую достоверность оценки величины и структуры мирового ГП, особенно НТР газа, особенно объемов рассеянного УГ и СлГ. Отсутствуют и строгие всесторонне обоснованные оценки ПлГ по большинству стран и регионов мира, в том числе и по России. Вместе с тем порядок интегральных величин, вероятно, достоверен, прежде всего традиционных запасов и ресурсов СГ. Здесь трудно ошибиться в полтора и тем более в два раза.
Многолетний опыт показывает, что, как ни странно, экспертные оценки, в том числе и ресурсов УВ, бывают часто более достоверными и доверительными, чем рассчитанные предложенными и используемыми методам [24].
Перспективы изучения и освоения ГП недр и России, и мира, в том числе открытия новых газосодержащих месторождений, обсуждаются в работах [4, 8, 9, 13, 15-17, 23, 27, 30]. Среди НТР в России наиболее востребованным станет, безусловно, ПлГ уже к 2033-2035 гг., как и сланцевая нефть баженов-ской свиты Западной Сибири к 2028-2030 гг. [1, 8, 9, 11, 23, 25].
Итак, развитие газовой отрасли промышленности России и мира в целом обеспечено текущими и реальными будущими запасами СГ, которые будут получены в ходе дальнейших ПРР, а НТР газа полномасштабно «заиграют» в десятилетие 2041-2050 гг. и далее, однако за счет России и стран Ближнего и Среднего Востока, включая Центральную Азию.
Список литературы
1. Афанасенков А.П. Сланцевая нефть России: от мифов к реальности / А.П. Афанасенков, В.И. Пырьев, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 87-101.
2. 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.
3. 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.
4. Высоцкий В.И. Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий / В.И. Высоцкий,
В.А. Скоробогатов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2021. -№ 1-6. - С. 20-25.
5. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира: инф.-аналит. обзор / В.И. Высоцкий. -М.: ВНИИзарубежгеология, 2017. - 59 с.
6. Гудымова Т.В. Газовый потенциал осадочных бассейнов России / Т.В. Гудымова,
B.А. Скоробогатов // Газовые ресурсы России в XXI веке. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. -
C. 73-82.
7. Гудымова Т.В. Принципы и методы оценки перспектив газонефтеносности геологических объектов, находящихся на разных этапах изучения / Т.В. Гудымова, В.А. Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. -
С. 43-57.
8. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров,
В.И. Высоцкий и др. - М.: Недра, 2014. - 284 с.
9. Леонов С.А. Газ в плотных низкопроницаемых коллекторах - основной резерв освоения газового потенциала недр осадочных бассейнов России в 2031-2070 гг. / С.А. Леонов,
В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 203-212.
10. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз / под ред. В.З. Гарипова, Е.А. Козловского. - М., 2004. - 548 с.
11. Прищепа О.М. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа,
О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский и др.; под ред. О.М. Прищепы. - СПб.: ВНИГРИ, 2014. -323 с. - (Труды ВНИГРИ).
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. Рыбьяков А.Н. Газовое будущее России -Арктика: суша и шельф. Ресурсы
и запасы, поиски и открытия, разведка и добыча углеводородов / А.Н. Рыбьяков, В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 41-60.
14. Скоробогатов В.А. А есть ли сланцевый газ в недрах осадочных бассейнов России? /
B.А. Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2020. - № 4. - С. 54-62.
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. Газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной и Восточной Евразии: стратегия освоения / В.А. Скоробогатов,
C.М. Карнаухов // Газовая промышленность. -2007. - № 3. - С. 16-21.
17. 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.
18. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - 2014. - № 3 (19). - С. 8-26.
19. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира
и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке / В.А. Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. -С. 126-141.
20. Скоробогатов В.А. Мировые запасы и ресурсы природного газа / В.А. Скоробогатов,
В.И. Старосельский, В.С. Якушев // Газовая промышленность. - 2000. - № 7. - С. 17-20.
21. 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. - № 7s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
22. Скоробогатов В.А. О соотношении традиционных и нетрадиционных ресурсов газа в осадочных бассейнах России (суша
и арктический шельф) в связи с обоснованием перспективных направлений поисков и разведки до 2020 и 2030 гг. / С.Н. Сивков, В.С. Якушев // XV Координационное геологическое совещание. - М.: Газпром экспо, 2010. - С. 236-255.
23. 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.
24. Скоробогатов В.А. Потенциальные ресурсы углеводородов Северной Евразии (суша
и шельф) и перспективы их освоения в первой половине XXI века / В.А. Скоробогатов // Труды ИПНГ РАН. Серия: Конференция. -М.: ИПНГ РАН, 2017. - Вып. 2 (1): Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности. - С. 142-143.
25. Скоробогатов В.А. Ресурсы газа
в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения / В.А. Скоробогатов, В.А. Кузьминов, Л.С. Салина // Газовая промышленность. - М., 2012. - Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. - С. 43-47.
26. Скоробогатов В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России
в ХХ-ХХ1 веках / В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. - 2021. -№ 2(30). - С. 6-16.
27. Скоробогатов В.А. Энергетический мир в 2040 году. Взгляд из две тысячи двадцатого / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 218-231.
28. Старосельский В.И. Структура запасов и ресурсов природного газа России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев и др. // Перспективы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России: сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. - С. 33-44.
29. 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. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -С. 73-85.
30. Черепанов В.В. Минерально-сырьевая база газодобычи России и ПАО «Газпром»: современное состояние и перспективы развития в XXI веке /В.В. Черепанов, Д.В. Люгай // Геология нефти и газа. - 2018. -№ 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 17-30.
Gas potential of subsoil sedimentary basins in Russia and in the world. Amounts, structure, outlooks for exploration and development in 21st century
V.A. Skorobogatov
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. On the grounds of the longstanding practice (latter half of the 20th century and the first two decades of the 21st century) related with assessment, reassessment and specification of traditional and alternative domestic and global gas resources including the free gas, author presents an up-to-the-minute critical analysis of the amounts and structure of such resources in Northern Eurasia (onshore and offshore) and in the world as a whole. He shows that Russian gas potential runs up to 40 % of the correspondent global amounts. This quantity is enough for 1012 cu m production per year during the nearest forty or fifty years from all the sources of gas recovery.
Keywords: gas, petroleum, field, deposit, potential, traditional and alternative resources, Russia, world, hydrocarbon recovery, prospects.
References
1. AFANASENKOV, A.P., V.I. PYRYEV, V.A. SKOROBOGATOV. Shale oil in Russia: from myths to reality [Slantsevaya neft Rossii: ot mifov k realnosti]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 87-101. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. 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.).
3. 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.).
4. VYSOTSKIY, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Giant hydrocarbon fields of Russia and the world. Prospects for new discoveries [Gigantskiye mestorozhdeniya uglevodorodov Rossi ii mira. Perspektivy novykh otkrytiy]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2021, no. 1-6, pp. 20-25, ISSN 0869-3188. (Russ.).
5. VYSOTSKIY, V.I. Global petroleum industry in 2010-2016 [Neftegazovaya promyshlennost mira v 2010-2016 gg.]: analytical review. Moscow: VNIIZarubezhgeologiya, 2017. (Russ.).
6. GUDYMOVA, T.V., V.A. SKOROBOGATOV. Gas potential of sedimentary basins in Russia [Gazovyy potentsial osadochnykh basseynov Rossii]. In: Gas resources of Russia in XXI century [Gazovyye resursy Rossii v XXI veke]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003, pp. 73-82. (Russ.).
7. 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.).
8. GULEV, V.L., N.A. GAFAROV, V.I. VYSOTSKIY, et al. Alternative gas and oil resources [Netraditsionnyye resursy gaza i nefti]. Moscow: Nedra, 2014. (Russ.).
9. LEONOV, S.A., V.A. SKOROBOGATOV, D.Ya. KHABIBULLIN. Gas in tight low-permeable reservoirs as a major reserve for development of subsoil gas potential at sedimentary basins of Russia in 2031-2070 [Gaz v plotnykh nizkopronitsayemykh kollektorakh - osnovnoy rezerv osvoyeniya gazovogo potentsiala nedr osadochnykh basseynov Rossii v 2031-2070 gg.]. Vesti Gazovoy Nauki. collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48). Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 203-212. ISSN 2306-8949. (Russ.).
10. 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.).
11. PRISHCHEPA, O.M. (ed.), O.Yu. AVERYANOVA, A.A. ILYNSKIY, et al. Oil and gas of poorly permeable slate rock masses as a reserve of raw hydrocarbon resources in Russia [Neft i gaz nizkopronitsayemykh slantsevykh tolshch - rezerv syryevoy bazy uglevodorodov Rossii]. Proceedings of the VNIGRI. St. Petersburg: All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), 2014. (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. RYBYAKOV, A.N., V.A. SKOROBOGATOV, D.Ya. KHABIBULLIN. Onshore and offshore Arctic as the future of Russian gas. Resources and reserves, search and discoveries, prospecting and production of hydrocarbons [Gazovoye budushcheye Rossii - Arktika: susha i shelf. Resursy, zapasy, poiski i otkrytiya, razvedka i dobycha uglerodov]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 41-60. ISSN 2306-8949. (Russ.).
14. SKOROBOGATOV, V.A. Is there any shale gas in sedimentary basins of Russia? [A yest li slanstevyy gaz v nedrakh osadochnykh basseynov Rossii?] Delovoy Zhurnal NEFTEGAZ.RU, 2020, no. 5, pp. 66-74. ISSN 2410-3837. (Russ.).
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., S.M. KARNAUKHOV. Subsoil gas potential of the sedimentary basins at Northern and Eastern Eurasia: strategy of development [Gazovyy potentsial nedr osadochnykh basseynov Severnoy i Vostochnoy Evrazii: strategiya osvoyeniya]. Gazovaya Promyshlennost, 2007, no. 3, pp. 16-21. ISSN 0016-5581. (Russ.).
17. SKOROBOGATOV, V.A., Yu.B. SILANTYEV. Giganticgas-bearingfields 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.).
18. KOROBOGATOV, V.A. Research and development of the hydrocarbons potential of the soils of the Western Siberian sedimentary megabasin: results and perspectives [Izucheniye i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nedr Zapadno-Sibirskogo osadochnogo megabasseyna: itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 8-26. ISSN 2306-8949. (Russ.).
19. SKOROBOGATOV, V.A. The biggest, gigantic and unique sedimentary basins of the World and their impact to development of the gas industry in the XXI century [Krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye osadochnyye basseyny mira i ikh rol v razvitii gazovoy promyshlennosti v XXI veke]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru. 2018, no. 10, pp. 126-141. ISSN 2410-3837. (Russ.).
20. SKOROBOGATOV, V.A., V.I. STAROSELSKIY, V.S. YAKUSHEV. Global reserves and resources of natural gas [Mirovyye zapasy i resursy prirodnogo gaza]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 7, pp. 17-20, ISSN 0016-5581. (Russ.).
21. 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.).
22. SKOROBOGATOV, V.A., S.N. SIVKOV, V.S. YAKUSHEV. On ratio of traditional and alternative gas resources within sedimentary basins of Russia (dry lands and Arctic shelf) regarding substantiation of promising leads for search and prospecting till 2020 and 2030 [O sootnoshenii traditsionnykh i netraditsionnykh resursov gaza v osadochnykh basseynakh Rossii (susha i arkticheskiy shelf) v svyazi s obosnovaniyem perspektivnykh napravleniy poiskov i razvedki do 2020 i 2030 gg.]. XVCoordinating geological meeting. Moscow: Gazprom expo, 2010, pp. 236-255. (Russ.).
23. SKOROBOGATOV, V.A., D.A. SOIN. Potential hydrocarbon resources: methods, practice of quantitative and structural assessment, validity and confirmability in course of prospecting [Potentsialnyye resursy uglevodorodov: metody i praktika otsenok velichiny i struktury, dostovernost i podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2018. (Russ.).
24. SKOROBOGATOV, V.A. Potential hydrocarbon resources of Nothern Eurasia (onshore and offshore) and outlooks for their development in 1st half of 21st century [Potentsialnyye resursy uglevodorodov Severnoy Evrazii (susha i shelf) i perspektivy ikh osvoyeniya v pervoy polovine XXI veka]. In: Trudy IPNG RAN Series: Conference. Moscow: Oil and gas research institute of Russian Academy of Sciences (IPNG), 2017, is. 2 (1): Fundamental basis of technological novelties in petroleum industry [Fundamentalnyy bazis innovatsionnykh tekhnologiy neftyanoy i gazovoy promyshlennosti], pp. 142-143. (Russ.).
25. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. KUZMINOV, L.S. SALINA. Gas resources in the low-permeable reservoirs of the sedimentary basins of Russia, and outlooks for their industrial development [Resursy gaza v nizkopronitsayemykh kollektorakh osadochnykh basseynov Rossii i perspektivy ikh promyshlennogo osvoyeniya]. GazovayaPromyshlennost. 2012. Spec. is.: Alternative resources of oil and gas [Netraditsionnyye resursy nefti i gaza], pp. 43-47. ISSN 0016-5581. (Russ.).
26. SKOROBOGATOV, V.A., D.Ya. KHABIBULLIN. Contribution of Cenomanian gas from Western Siberia to rise and evolution of Russian gas industry in XX and XXI centuries [Rol senomanskogo gaza Zapadnoy Sibiri v stanovlenii i razvitii gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii v XX-XXI vekakh]. Nauchnyy Zhurnal Rossiayskogo Gazovogo Obshchestva, 2021, no. 2(30), pp. 6-16, ISSN 2412-6497. (Russ.).
27. SKOROBOGATOV, V.A. Global power industry in 2040. Vision from 2020 [Energeticheskiy mir v 2040 godu. Vzglyad iz dve tysyachi dvadtsatogo]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 218-231. ISSN 2306-8949. (Russ.).
28. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, et al. Structure of natural gas reserves and resources in Russia [Struktura zapasov i resursov prirodnogo gaza Rossii]. In: Outlooks for development of mineral resources for gas industry of Russia [Perspektivy razvitiya mineralno-syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: collected scientific papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2008, pp. 33-44. (Russ.).
29. 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.).
30. CHEREPANOV, V.V., D.V. LYUGAY. Mineral resource base of gas production by Russia and the Gazprom PJSC: modern status and outlooks for development in the XXI century [Mineralno-syryevaya basa gazodobychi Rossi ii PAO "Gazprom": sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya v XXI veke]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 17-30. ISSN 0016-7894. (Russ.).
