CC BY
17
УДК 553.98 (571.1)
Геология и газонефтеносность юго-востока Западно-Сибирской мегапровинции. Итоги семи десятилетий исследований (1951-2020 гг.). Проблемы и перспективы
В.А. Скоробогатов1*, В.Н. Ростовцев2, М.С. Паровинчак2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
2 ООО «Сибнефтегазинновация 21 век», Российская Федерация, 634041, г. Томск, пр. Комсомольский, д. 70/1
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова
нефть, газ,
месторождение, залежь, поиски, разведка, запасы, ресурсы, добыча,
Томская область.
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП), приуроченная к одноименному осадочному мегабассейну, начиналась с юры в Березовском районе Приуралья. Юрой она и «закончится» примерно в 2060-2070 гг. на шельфе Карского моря. Однако сейчас, в 2021 г., уже немногие помнят и еще меньше тех, кто знает, что настоящей «альма-матер» нефтегазовой геологии юрского литолого-стратиграфического и продуктивного комплекса Западной Сибири, самого сложного и таинственного, была юра Томской административной области (ТО)... Многие нефтегазовые геологи учились профессии на примере изучения геологического строения и нефтегазоносности тюменской и васюганской (наунакской) свит нижней-средней юры и келловея-оксфорда Васюганской, Каймысовской и Пайдугинской нефтегазоносных областей (НГО) на юго-востоке ЗСМП.
И вся мегапровинция начиналась с низов юры, точнее, с зоны контакта юрского продуктивного комплекса и доюрского фундамента в Березовском газоносном и Шаимском нефтегазоносном районах (НГР) Приуральской области в 1953-1960 гг., однако исторически первая нефть (непромышленный приток), кстати, высокопарафиновая, бессернистая, типично гумусово-континентального облика, была получена в 1952 г. в ТО из низов угленосной юры в Колпашевской опорной скважине, а именно из пласта песчаника, залегающего под глинами тогурской пачки озерного генезиса, а значит, со смешанным гумусово-сапропелево-лейптинитовым органическим веществом.
Изучение нефтегазовой геологии Западной Сибири происходило снизу вверх, т.е. от базальных горизонтов юры и нефтегазоносной зоны контакта (НГЗК) к верхним горизонтам юрского нефтегазоносного комплекса (ЮК), к неоком-аптскому и далее к альб-сеноманскому комплексу: все нефтегазоносные комплексы были открыты
Тезисы. На основании ретроспективного анализа результатов поисково-разведочных работ на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (Томская административная область), исследований геологического строения, нефтегазоносности, запасов углеводородов (УВ), геохимических характеристик УВ-флюидов, генерационных свойств терригенных пород и углей, уровня катагенеза органического вещества проведен анализ онтогенеза газа и нефти в залежах юрского нефтегазоносного комплекса. Сделаны выводы о малых масштабах миграционных перемещений УВ, частичном разрушении первичных юрских залежей и перетоках части УВ в неокомские горизонты. Дана авторская оценка неоткрытых ресурсов и числа новых месторождений, которые реально могут быть открыты в Томкой области до 2040 г.
Всем геологам, участвовавшим в поисках, открытии, разведке и освоении месторождений углеводородов в недрах юго-восточных районов Западной Сибири, посвящаем...
в десятилетие 1953-1962 гг., самый верхний - в Тазовской опорной скважине в Пур-Та-зовской НГО. Поиски проводили целенаправленно на локальные поднятия (хотя хватало и «диких кошек»), однако опорные скважины (Пудинская, Нововасюганская и др.) бурились вблизи поселков вне структурных условий.
Более трех десятилетий в прошлом веке после 1960 г. в ТО поисково-разведочные работы (ПРР) проводили нефтегазоразведоч-ные экспедиции и партии глубокого бурения ПО «Томск нефтегазгеология» (гл. геологи Г.П. Худорожков, Т.А. Пастухова): Каргасокская (В.И. Биджаков), Александровская (Ю.С. Мин-дигалеев, В.И. Волков), Западная (Н.М. Одинцов), Средне- и Ново-Васюганская (Н.Е. Некрасов и др.), Тымская (В.А. Бычков). Геофизические исследования недр проводил трест в г. Колпашево (А.С. Миндигалеев и др.). Авторы настоящей статьи знали многих из них, встречи и плодотворные профессиональные контакты длились многие годы, особенно в семидесятых - начале восьмидесятых. В конце 1990-х гг. поиски и разведку углеводородов (УВ) продолжили созданные к тому времени газо- и нефтедобывающие предприятия (компании-недропользователи - владельцы лицензионных участков недр) - «Томскнефть», «Томскгазпром» и др.
Авторы прикоснулись к проблемам нефтегазовой геологии юго-востока в 1968-1972 гг. (в разной последовательности), и с тех пор, где бы они ни работали как геологи-нефтяники и газовики, их интерес к ТО не угасал... Не пропадает он и сейчас.
По проблемам нефтегазовой геологии ТО за 70 лет исследований, предварявших и сопровождавших поиски и разведку нефти и газа, опубликованы 450 статей и монографий (не считая тезисов докладов) [1-35 и др.]. Отдали дань им и авторы настоящей работы [18, 22, 29, 31 и др.]. Однако все крупные обобщения по нефтегазовой геологии ЗСМП в целом или ее центральных, юго-восточных и южных областей включали разделы и по ТО, точнее, ТОН-областям (Томской, Омской, Новосибирской) [3, 10, 11, 31 и др.]. Современные представления о нефтегазовой геологии ТО формировались постепенно, десятилетиями. Всего в пределах ТО в глубокое бурение введены 280 перспективных площадей (оценка авторов), преимущественно положительных локальных структур. Пробурены
1200 опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин общим метражом 2 млн м (по экспертной оценке).
В прогнозировании, научном обеспечении и сопровождении ПРР на нефть и газ в ТО участвовали геологи ряда научно-исследовательских институтов Новосибирска и Томска, а также Москвы (Мингео СССР). Результаты их исследований опубликованы [7, 8, 17, 33, 35 и др.].
Генерализованно геологическое строение осадочного чехла юго-востока ЗСМП представляется следующим. Мощность осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста увеличивается от 0,8.1,2 км в окраинных зонах до 2,5.2,7 км в сводовых частях крупных положительных структур и до 3,3.3,5 км в осевых зонах прилегающих впадин и прогибов. В тектоническом плане в пределах области выделяются Васюганский, Пудин-ский, Александровский своды, юго-восток Нижневартовского свода, центр и восток Каймысовского свода, Парабельский, Пайду-гинский мегавалы, Колтогорский прогиб, Нюрольская, Усть-Тымская, Парбигская, Чулымская и др. впадины. По старой геологической традиции названия в большинстве своем даны соответственно рекам - Васюгану, Тыму, Чулыму и др. Кроме того, географически выделяются Левобережье и Правобережье р. Оби (примерно 55 и 45 % от площади ТО -343 тыс. км2).
Выше фундамента герцинского возраста (на западе области) залегает осадочный чехол, который слагают сероцветная песчано-глинистая угленосная толща нижней-средней юры мощностью от 30.50 до 200.350 м (тюменская свита), в Чулымской впадине - итат-ская и макаровская свиты (в сумме до 500 м), относительно маломощная (10.35 м) также песчано-глинистая васюганская свита (на востоке ее аналог - наунакская) континентального и прибрежно-морского генезиса с пластами углей (келловей-оксфорд), тонкая глинистая георгиевская свита кимериджа (2.10 м), глинисто-кремнистая баженовская свита (БС) морского генезиса (волжский ярус, 20.35 м), глинистая тарская (100.150 м, берриас - низы валанжина), песчано-глинистые мегионская и вартовская свиты неокома, покурская свита апта-сеномана общей мощностью 1,5.1,7 км и глинисто-кремнистая толща турона - нижнего олигоцена - верхняя региональная
покрышка (0,5...0,7 км). На востоке ТО эти свиты имеют другие названия.
Юрский литолого-стратиграфический и нефтегазоносный комплекс, перекрытый региональной покрышкой кимериджа - нижнего валанжина мощностью 160.200 м (БС входит в ее состав), имеет общую мощность от 100.150 до 250 м, редко более (на юго-востоке). Его средняя и нижняя проницаемые части сложены чередованием пластов песчаников, алевролитов, глин единичной толщиной от 1.5 до 20.25 м, а также углей (0,1.5 м) - типично угленосная формация, на западе - субугленосная, в составе тюменской и васюганской / наунакской свит. Помимо тектонических структур I и II порядка строение осадочного чехла осложняет большое число локальных поднятий - положительных структур III порядка площадью от первых десятков до первых сотен километров квадратных (3.5^15.25 км и более). Кроме плика-тивной тектоники породы юры и мела осложняют дизъюнктивные нарушения - разломы. Обычно это субвертикальные разломы небольшой протяженности (первые десятки километров) и разной амплитуды смещения пород -от 10 м и менее до 25.30 м и более (но преобладают среднеамплитудные разломы - от 10 до 30 м). Они осложняют строение ряда локальных поднятий в ареале Васюганского и Пудинского сводов, в Колтогорском мегапро-гибе и др. [6, 9, 32 и др.].
Главные черты геологического строения юго-восточных районов ЗСМП проанализированы в многочисленных публикациях. Они таковы:
1) невысокая мощность ЮК (обычно от 150.200 до 350.400 м) с вариациями по области вплоть до 5.10 м в присводовых частях Парабельского и Александровского ме-гавалов;
2) угленосность келловея-оксфорда и нижней-средней юры с угленасыщенностью разреза тюменской свиты от 2.3 до 10.16 %, т.е. на 100 м разреза макроуглистость, или толщина «сгруженного угля», достигает 10.12 м и более [10, 29]. Это рекорд для Западно-Сибирского мегабассейна: в других НГО - Среднеобской, Надым-Пурской и даже Ямальской (в апте) - эта величина не превышает 5.8 % [25]. По расчетам авторов, содержание концентрированного органического вещества (КОВ) - макроуглей - в юрском комплексе
изменяется в диапазоне 10.20 т/м2 (тюменская + васюганская свиты, 200.350 м). Это значит, что в проницаемой части ЮК современная масса углей составляет в левобережной части области 2.2,8 трлн т - то, что осталось от «выгорания» в процессе углефикации в течение мелового и палеогенового периодов;
3) очень высокая литологическая неоднородность толщи тюменской свиты. Наблюдается переслаивание пластов и линз терригенных пород с углями, обычно небольшой протяженности - от первых километров до 12.15 км. При этом горизонты группы föj (Ю;.Ю2 и др.) прибрежно морского генезиса хорошо прослеживаются на десятки километров. То же относится и к угольным пластам ва-сюганской свиты;
4) наличие разноамплитудных разломов различных морфологии, генезиса и периодов активности: большинство разломов осложняют фундамент и юрский комплекс и не проникают в нижнемеловую толщу, т.е. являются консе-диментационными, затухающими. До земной поверхности они почти не дотягиваются. Исключение - Северная и, возможно, Черем-шанская площади [10, 11, 32];
5) «редуцированный» характер БС. В отличие от большинства центральных и западных районов мегапровинции БС в ее классическом варианте (породы черного цвета) прослеживается только в западных районах, да и то здесь ее толщина уменьшается до 10.12 м (на Первомайской и др. площадях). В восточных районах распространены ее се-роцветные аналоги (марьяновская и др. свиты): содержание рассеянного органического вещества (РОВ) в БС снижается от 8.10 % в Каймысовском районе до 5.4 % и менее в Парабельском районе и к востоку от Пудин-ского районов.
В нефтегазовой геологии главное - изучить условия формирования УВ-скоплений, т.е. единичных залежей нефти и свободного газа (СГ) и их ассоциаций, месторождений УВ, установить закономерности их пространственного распространения (локализации) по площади и разрезу осадочных продуктивных комплексов, предсказать новые открытия и параметры еще не открытых месторождений УВ и залежей, сопровождать длительный процесс их поисков, разведки, освоения и эксплуатации.
Отметим сразу, что по отдельным районам Левобережья область находится
в конце III - начале IV (заключительного) этапов изучения и освоения УВ-потенциала недр, Правобережье - на этапе Р, отдельные погруженные зоны на севере - также на начальных этапах I6, II [5]. Особенностям геологического строения недр ТО посвящено очень большое число работ, поэтому подробное описание авторы опускают.
Нефтегазоносность недр и нефтегазовая геостатистика Томской области
Первое промышленное по запасам и добывным возможностям месторождение УВ в области -Северное (на границе ТО и Ханты-Мансийского автономного округа) - открыто в 1962 г. Оно оказалось, кстати, и самым нехарактерным для области (залежи УВ в меловых комплексах). Период массового открытия месторождений приходится на 1970-е гг. Начальные разведанные запасы СГ (кат. А + В! + С!) в области составляли на 01.01.1980 уже 316 млрд м3 и далее очень медленно увеличивались в динамике прироста, списания по ПРР и пересчета. В течение трех десятилетий активного ведения ПРР на территории ТО (до 1991 г.) обнаружены все крупные (более 30 млн у.т - условных тонн) и средние (3.30 млн у.т), а также большинство мелких и мельчайших (менее 3 и 1 млн у.т) месторождений. В последние три десятилетия открываются месторождения УВ запасами менее 1 млн у.т, нефте- и газосодержащие, обычно одно-, редко двух-трехзалежные. Формулы газового и нефтяного балансов ТО приведены в табл. 1.
За все годы проведения ПРР по извлекаемым начальным разведанным запасам нефти в ТО открыты одно крупнейшее месторождение (Советское), 5 крупных (30.100 млн т), 9 средних (10.30 млн т), 23 мелких (3.10 млн т), 36 мельчайших, 45 наимельчайших (менее 0,3 млн т), 9 фактически непромышленных (0,07.0,1 млн т) - всего 128 нефтесодер-жащих.
Среди газосодержащих известны 2 крупных (64.97 млрд м3), 3 средних, 9 мелких, 6 мельчайших, 9 наимельчайших (0,1.1,0 млрд м3) месторождений, одно с запасами СГ 0,04 млрд м3 - Гураринское неф-тегазоконденсатное. Чкаловское месторождение по газу не является промышленным, так как запасы СГ - 0,7 млрд м3 - оценены только по кат. С2; но по нефти это «нормальное» -для ТО - месторождение (начальные запасы по кат. А + В1 - 6,7 млн т, по кат. В2 - 0,04 млн т) (табл. 2).
За все годы эксплуатации месторождений УВ в ТО добыты всего 9,6 млн т конденсата, текущие разведанные запасы составляют 22,6 млн т, предварительные - 5,5 млн т. Попутного газа извлечено 36,7 млрд м3, разведанные запасы - 40,1 млрд м3, по кат. В2 + С2 -14 млрд м3.
Безусловно, в промышленном плане нефть в ТО существенно более значима, чем газ, что объясняется генетическими причинами: прежде всего великолепными условиями для эмиграции части битумоидов из глин верхней юры и хорошими миграционными условиями в рамках
Таблица 1
Структура запасов газа и нефти ТО (2019 г.)
Накопленная добыча Запасы кат. А + В1 + С1 Запасы кат. В2 + С2 Всего
СГ, млрд м3 92,7 186,9 37,7 327,1
Нефть, млн т 391,2 336,9 121,7 849,8
Таблица 2
Геостатистика газосодержащих месторождений ТО
2014 г. 2019 г.
Всего месторождений с залежами СГ, ед., в том числе: 29 31
• полностью выработанных (начальные запасы были невелики) 1 1
• с запасами только кат. С2 1 1
Начальные разведанные запасы, млрд м3, в том числе месторождения: ~300 290
• крупные 2 4
• средние 19 4
• мелкие, мельчайшие 8 9
собирательной миграции-аккумуляции по протяженным коллекторам васюганской свиты.
Отметим, что многие месторождения УВ представлялись первоначально как довольно крупные (по сути, средние) по запасам. При доразведке большинство из них превратились в мелкие и мельчайшие или их запасы были списаны с государственного баланса. Многие месторождения то появлялись = открывались, то исчезали = закрывались. Характерный пример - Аленкинское нефтяное месторождение на юго-востоке Вартовского свода, которое было обнаружено в 1965 г. с запасами (первоначальными) несколько миллионов тонн (извлек.). Сейчас его запасы кат. А + В; + С составляют 7 тыс. т (!?) при добыче 2 тыс. т. Все практически списано, однако стоит подчеркнуть, что списание запасов - это не всегда фактическое исчезновение залежей из природы...
Схема расположения МУВ на территории ТО приведена на рисунке (2018 г.).
Большинство месторождений расположено в пределах сводов и мегавалов, немногие (менее 10 % общего числа, обычно с небольшими запасами) - во впадинах и прогибах. По состоянию на 1.01.2020 всего открыты 137 месторождений: в том числе 119 чисто нефтяных, 12 типа нефтегазоконденсатных и газоконден-сатонефтяных, 6 газоконденсатных (без нефти) (Северо-Васюганское, группа Сильгинских месторождений и др.). Залежи СГ в верхних горизонтах мела встречены только на одном Северном месторождении. Наибольшее число УВ-скоплений локализовано в гор. Ю; васюганской свиты на 130 месторождениях УВ. Породы тюменской свиты продуктивны на 30 месторождениях, в зоне контакта сформировались залежи на 15 месторождениях. Неоком нефтегазоносен на Советском, Мыльджинском, Южно-Мыльджинском, Средневасюганском,
— административные границы
Месторождения УВ:
газовые и газоконденсатные ^ газонефтяные Щ нефтяные щ нефтегазовые
и нефтегазоконденсатные
0 10 20 30 40 50ки
Карта размещения месторождений УВ в ТО
Южно-Черемшанском и др. месторождениях (всего на десяти), как правило, осложненных разломами. На безразломных структурах вне юго-востока Нижневартовского свода продуктивен только юрский нефтегазоносный комплекс. Нефть в БС известна только на одном -Федюшкинском - месторождении (0,2 млн т, извлек., по кат. А + В! + С!), кстати, многозалежном с разведанными запасами в песчано-алевролитовых горизонтах 4,9 млн т.
В пределах ТО выделяются Каймысовская нефтеносная и Васюганская нефтегазоносная области. Пайдугинская область представляется как перспективно газоносная. Многие разбуренные площади оказались водоносными, или в поисковых скважинах были зафиксированы только непромышленные притоки УВ или нефтегазопроявления. Несмотря на бурение большого числа скважин целевым назначением на палеозой, залежей УВ ниже НГЗК не обнаружено. Из осадочного триаса получен приток нефти 2 т/сут на Толпаровской площади (мелкая непромышленная залежь, не учтенная в балансе).
Геологические запасы нефти существенно превышают запасы СГ. В неокомских залежах ТО начальные открытые запасы УВ невелики. Исключение - Советское нефтяное месторождение. Запасы УВ наиболее крупных месторождений представлены в табл. 3.
Развитие МСБ газо- и нефтедобычи, в том числе динамика запасов и добычи, обсуждается в ряде работ [21, 23 и др.]. В частности,
за 11 лет (2003-2013 гг.) всего в ТО обнаружены 35 новых месторождений УВ, в том числе три газоконденсатных, 32 нефтяных (ни одного смешанного.), в среднем по три новых месторождения в год с разведанными запасами СГ 5,8 млрд м3, по кат. С2 - 8,9 млрд м3, запасами нефти соответственно 39,3 (накопленная добыча уже 4,9 млн т) и 58,4 млн т, в том числе одно среднее, два мелких по газу, но все более 1 млрд м3. Среди нефтяных (по разведанным запасам): одно крупнее 10,0 млн т (10,2 млн т, Майское на юге области); одно крупнее 3,0 млн т; семь мелких от 1 до 3 млн т; 23 мельчайших (менее 1 млн т каждое), в том числе три - менее 100 тыс. т, т.е., по сути, уже непромышленные по величине начальных запасов, в их числе месторождение им. П. Мангазеева (0,011 млн т). Кстати, многие открытые нефтяные месторождения практически немедленно сдавались в эксплуатацию (9 из 35), в том числе на Майском месторождении с 2006-го по 2013 г. было уже добыто 1,9 млн т нефти (из 10,2 млн т начальных). Конечно, все объясняется тем, что ПРР проводились в преимущественно нефтеносных районах или во впадинах, предрасположенных более к нефтенакоплению. Всего открытые запасы УВ новых месторождений составили чуть более 100 млн у. т. В 2017 г. открыты два новых нефтяных месторождения - Восточное Майское и Мелимовское -с суммарными запасами 0,445 и 1,05 млн т по кат. С и С2 соответственно. Прирост запасов
Таблица 3
Извлекаемые запасы нефти и газа крупнейших месторождений с залежами УВ в породах юры* (выборочно)
Месторождение УВ Нефть, млн т СГ, млрд м3
накопленная добыча запасы кат. А + В1 + С1 запасы кат. В2 + С2 всего накопленная добыча запасы кат. А + В1 + С1 запасы кат. В2 + С2 всего
1. Первомайское 39,3 20,3 - 59,6 - - - -
2. Лугинецкое 20,1 24,9 6,1 51,1 25,1 39,1 0,5 64,7
3. Мыльджинское - 0,6 0,4 1,0 47,0 50,1 5,2 102,3
4. Северо-Васюганское - - - - 10,0 15,5 0,2 25,7
5. Игольско-Таловое 28,8 6,7 - 35,5 - - - -
6. Казанское 9,5 16,3 1,9 27,7 - 7,8 - 7,8
* Крупнейшее по запасам УВ в неокоме Советское нефтяное месторождение на границе двух административных областей тяготеет более к Среднеобской НГО: 2/3 его площади находятся в Ханты-Мансийском автономном округе.
составил +7,0 млн т, в том числе по новым залежам (8) - 1,1 млн т. За 2018-2019 гг. обнаружены три новых месторождения УВ. Год от года снижается число вновь открываемых месторождений и новых залежей на известных месторождениях. Напрашивается вывод: или компании-операторы не там либо не так ищут, или. Заканчиваются неоткрытые ресурсы УВ в районах поиска на западе ТО.
В пределах области ПРР проводились на многих перспективных площадях, но отрыты менее 140 месторождений УВ. Коэффициент успеха поисков - менее 0,5. Большое число площадей выведено из глубокого бурения с отрицательными результатами (одна-три водоносные скважины). Однако во многих скважинах отмечались нефте- и газопроявления и притоки нефти и газа - сотни литров и 1.5 тыс. т/сут соответственно, свидетельствующих о развитии очень большого числа микроскоплений УВ с запасами в тысячи и первые миллионы тонн нефти и СГ. Характерный пример: в Пудинской опорной скважине в неструктурных условиях при тщательном испытании юрских проницаемых горизонтов были получены по всему разрезу притоки нефти в десятки-сотни литров в сутки (естественно, непромышленные). Создается впечатление, что в любом месте можно пробурить скважину до фундамента и получить из юры признаки нефте- и газоносности. Все говорит о том, что в Левобережной части области юрский нефтегазоносный комплекс насыщен множеством непромышленных по массе и объему микроскоплений УВ, так и не соединившихся (в ходе миграции) в залежи с геологическими запасами более 0,1 млн у.т (промышленные). Именно скопления с извлекаемыми запасами СГ более 80 млн м3 и нефти 40.50 тыс. т можно считать для ТО нижним пределом промышленной продуктивности, хотя, например, в Татарии добыча (немедленная) производится из вновь открытых нефтяных залежей с запасами даже 20.30 тыс. т, и это рентабельно. (конечно, до глубин 2,2.2,5 км).
Главные закономерности размещения месторождений и залежей УВ в юго-восточных районах:
1) нефтегазоносный доминант-комплекс в ТО - юрский: залежи УВ распределены по всему разрезу проницаемой части юры и на 60 % ее территории. Нефтяные скопления в БС - исключение (одна промышленная
мельчайшая залежь и нефтепроявления на Саймовской и Восточно-Моисеевской площадях в Колтогорском мегапрогибе, где БС изолирована от поровых коллекторов глинистыми перемычками от 5 до 10 м, а геотемпературы в кровле юры превышают 95.100 °С. Однако недостаточное содержание РОВ (менее 7 %) не позволило образоваться скоплениям баже-новской нефти собственно в БС [27, 31];
2) в западных районах области распространены исключительно нефтяные залежи и только в гор. Ю;, залегающем непосредственно под битумогенерирующими породами БС. Наиболее характерно Первомайское нефтяное месторождение. В породах маломощной субугленосной тюменской свиты (менее 150 м) и в НГЗК залежей УВ не обнаружено (тонкое чередование терригенных пород, что неблагоприятно для миграции и аккумуляции УВ);
3) наибольший диапазон газо- и нефтеносности (от НГЗК до неокома) наблюдается на юго-востоке Васюганской области и в восточной части Нюрольской впадины: залежи типа газоконденсатных, газоконденсатнонеф-тяных и нефтегазоконденсатных, кроме чисто газовых, существование которых здесь генетически запрещено (температуры 60.95 °С и более, длиннопламенные и газовые - в низах юры - угли, градации катагенеза МК1.МК2). Здесь помимо УВ-скоплений в васюганской свите (гор. Ю;) встречены залежи в гор. Ю2, Ю3, Ю4, однако с глубиной по разрезу тюменской свиты геологические запасы экспоненциально снижаются. Вновь достаточно крупные залежи появляются в гор. М (НГЗК) под локальными и зональными глинистыми покрышками нижней юры, в частности тогурской пачки мощностью 10.30 м (Арчинское и др. месторождения). Первая томская нефть была генетически связана именно с тогурскими глинами;
4) скопления УВ в неокомских горизонтах ТО развиты только на разломных структурах - везде, кроме Нижневартовского свода, где в неокоме залегают, скорее всего, «свои» по генезису нефти (из глинистых пластов - генераторов валанжина). Нет разломов - нет УВ-скоплений выше юрского комплекса [9, 11, 32];
5) в северных районах области на юге Александровского свода вновь единственно продуктивным остается гор. Ю; в связи с утонением мощности тюменской свиты и даже ее отсутствием на присводовых
структурах (Чебачьей и др.). Исключение составляет небольшая нефтяная залежь в гор. Ю6 Вартовского месторождения;
6) в восточных районах (Пылькараминский мегавал, Ажарминский свод и др.) месторождения УВ отсутствуют, хотя в низах юры фиксируются газопроявления. Здесь отсутствует БС, опесчанен разрез тюменской свиты и др., пласты углей не перекрыты покрышками: свободная дегазация недр;
7) единственная газоносная зона обнаружена в пределах Парабельского мегавала (три га-зоконденсатных месторождения Сильгинской группы без нефти). Здесь развита континентальная наунакская угленосная свита - аналог васюганской прибрежно-морской более западных районов;
8) по суммарным выявленным запасам УВ резко превалирует верхнеюрский подкомплекс (гор. Ю! - более 80 %).
Интересно первоначально представлявшееся (по первым присводовым скважинам) газоконденсатнонефтяным Казанское месторождение с открытыми запасами 19,6 млрд м3 в гор. Ю1, Ю2, Ю3-4 и незначительными запасами нефти в тонких оторочках. Современные запасы СГ на месторождении составляют 7,8 млрд м3 по кат. А + В1 + С1 (газ подтвердился только частично), зато нефть увеличилась по начальным запасам до 27,7 млн т (воистину, свято место пусто не бывает, особенно в недрах). Запасы СГ юрских залежей Казанского месторождения снижаются с глубиной: в гор. Ю1 расположена самая крупная га-зоконденсатная залежь, в гор. Ю2.. .Ю4 - менее 2 млрд м3 (эффект зонтика). И наоборот, нефть встречена только в верхневасюганской подсви-те (гор. Ю1) - ниже БС. Здесь толща тюменской свиты с углями - типично газогенерирующая формация.
Важнейшее значение для изучения онтогенеза УВ имеют данные о составе и свойствах газа и нефти в залежах. Состав и физико-химические свойства нефтей и газов ТО изучены подробно [3, 4, 31, 33] (табл. 4 и 5). Отметим, что газ в залежах области демонстрирует удивительную схожесть по УВ-составу и содержанию неуглеводородных компонентов и конденсата.
Отношение пр/ф - генетический показатель типа генерирующего РОВ. Если пр/ф > 1,8.2,0, нефти диагностируются как континентальные гумусового облика. То же и при содержании твердых УВ - парафина (П) и серы - более 5 % и менее 0,3 % соответственно [10, 11, 31]. Интересно, что при П > 5.6 % значение пр/ф всегда превышает 2,0.2,1, вплоть до 6.7 в ультрапарафиновых нефтях (П > 12.15 %).
Генетические условия формирования скоплений УВ
Авторы принимали участие в исследованиях онтогенеза УВ в породах юры, палеозоя и неокома ТО [10, 11, 20, 22, 29, 31]. Особенно детально изучены условия генерации органических подвижных соединений (ОПС) в континентальных толщах тюменской и наунакской свит и в морских толщах верхней юры. Для этого использованы 750 определений содержания органического углерода (Сорг, %), 220 определений типа ОВ, 180 определений уровня его катагенеза по показателю отражения витринита в воздухе %) и масле (Я°, %), обнародованных в ряде углепетрографических исследований (работы 1970-1980-х гг.) [10, 12, 24 и др.].
Необходимо отметить, что по степени изученности генерационных параметров нефтегазоносности в целом по Западной Сибири лидируют ЮК и тюменская свита
Таблица 4
Состав СГ в залежах ТО
Месторождение УВ Залежь (г°р.) Содержание, %, об. Содержание конденсата, г/млрд м3
ен4 С С 2 ■ ■ ■ 4 со2 N2
1. Лугинецкое Ю1 84 13 1,8 1,2 179
2. Мыльджинское БВ10 82 14 2,2 1,8 102
Ю1 82 14 2,2 1,8 102
3. Северо-Васюганское Ю1 83 12 2,5 2,5 220
4. Казанское Ю1 82,5 9,4 0,5 4,2 69 (в гор. Ю2-3)
4. Усть-Сильгинское Ю1 85 12 1,5 1,5 96
Фоновое содержание 80.86 9.14 2.3 1.4 100.180
Таблица 5
Физико-химические свойства и состав нефтей ТО
Месторождение УВ или площадь (пл.) Горизонт Плотность, г/см3 Содержание, % Генотип нефти
сера парафин смолы + асфальтены соотношение пристана и фитана (пр/ф)
1. Первомайское Ю, 0,850 0,45 3,5 6,5 1,2 Сапропелево-морская (СМ)
2. Мыльджинское Ю, 0,860.0,846 0,1 16.20 4,0 > 2,0 Лейптинито-гумусовая континентальная (ЛГК)
3. Лугинецкое Ю^.Ю, 0,834 0,4 4,5 5,6 1,6 Смешанная
4. Южно-Мыльджинско е Неоком 0,817 0,06 19 5,8 Нет данных ЛГК
5. Верхне-Салатское К>! 0,815 0,06 23 4,2 ЛГК
6. Вартовское Ю6 0,819 0,15 10 19,0 ЛГК
7. Сенькинская пл. (проявлен.) Юра 0,846 0,09 43.44 7 Континентальная угленосная
8. Колпашевская пл. Низы юры 0,843 0,06 31 3,1 «Угольная»
Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской НГО на западе ЗСМП, хотя по числу анализов Сорг и R°, сделанных по одной площади, безусловно доминируют Уренгой и Новопортовское месторождение Ямала [25]. Вообще, юра ЗСМП геохимически изучена просто великолепно [29], чего не скажешь о неоком-аптском и альб-сеноманском нефтегазоносных комплексах центральных и северных областей мегабассейна. Впрочем, чем сложнее геологический объект, тем большее он привлекает внимание и геологов, и особенно геохимиков.
Один из авторов настоящей работы в 1970-1980-х гг. увлекался проблемами геохимии и геотермии юрского комплекса ТО, в частности тюменской свиты [10, 29, 31]. Были отобраны 1200 образцов керна по большинству площадей, находившихся в разведке по всей территории области, во ВНИГНИ и ВНИИГАЗе проведены 550 определений Сорг. Средние значения Сорг для пород тюменской свиты по районам и тектоническим структурам I порядка приведены в табл. 6.
В васюганской = наунакской свитах Левобережья глины содержат органический углерод в диапазоне 1,50.2,40 %, на востоке - 1,35 %. Высокой угленасыщенностью отличаются васюганская и верхи тюменской свиты. Удельное содержание КОВ (углей) превышает 10.12 т/м2. Отношение КОВ/РОВ находится в диапазоне 1,8.2,5, т.е. концентрированная органика превалирует, что указывает
на преимущественную газогенерацию в породах нижней-средней юры.
В тюменской свите распространено РОВ гумусового, реже сапропелево-гумусово-го и лейптинито-гумусового типов, а также угли-гумолиты (с гумусовой составляющей). Степень катагенеза в породах юры соответствуют углям марок Д1-2.Г12 (в диапазоне R° от 0,50.0,52 до 0,75.0,80, градации катагенеза МК1.МК2, по Н.Б. Вассоевичу). Авторы умышленно опускают проблему генерационных свойств БС, хотя она изучена подробно, причем по всем областям ЗСМП, в том числе и по юго-востоку [2, 10, 27]. Объясняется просто: породы свиты участвовали в масштабном нефтенакоплении в недрах ТО на площади, составляющей всего около 20 % от общей площади области, в крайних западных районах. Типично баженовские по генезису нефти в гор. Ю1.Ю2 распространены только в ареале Каймысовского свода и Колтогорского мегапрогиба на Первомайском, Крапивинском и др. нефтяных месторождениях. Восточнее все УВ имеют смешанный генезис.
По данным А.С. Фомичева и др. (1973 г.), Сорг в глинах тюменской свиты юго-востока ЗСМП увеличивается от 0,8.1,5 % в районах Правобережья р. Оби до 1.2 % на юге и северо-востоке ТО и до 2,0 % и более в центральных районах (Пудинский свод, Парабельский мегавал и окружающие их впадины и прогибы). При этом число анализов и площади определений не приводятся: все очень обтекаемо.
Карты-схемы содержаний РОВ, углено снос-ти и катагенеза органо-флюидо-минеральных комплексов пород юрского возраста приведены в работах авторов [10]. Фоново-интервальные значения параметров для западной половины ТО приведены в табл. 7.
В ареале Нюрольской впадины замечено следующее. В зонах, где развита тогур-ская пачка озерного генезиса раннеюрско-го возраста с повышенным содержанием РОВ (до 2,8.3,2 %), смешанного типа (сапропе-лево-гумусового и гумусово-сапропелевого), а именно в низах тюменской свиты и особенно в гор. М (НГЗК и трещиноватый палеозой), локализованы скопления СГ и парафиновой нефти (на Арчинском, Калиновом и многих других месторождениях УВ). Там, где мощность тогур-ской пачки снижается до 10 м, УВ-скопления отсутствуют или малы по запасам (Лугинецкое, Останинское, Казанское месторождения и др.). В юго-западных районах ТО тогурская пачка выступает и в качестве битумогенерирующей толщи, и в качестве покрышки для залежей в гор. М.
Вообще говоря, материнские свойства БС по отношению к нефтебитумоидам (микронефти, по Н.Б. Вассоевичу, что не совсем верно... [2]) реализуются только при сочетании ряда великолепных онтогенетических условий, контролируемых триединством факторов литологии + геохимии + геотермии (катагенез органоминеральных комплексов), а также тектоники (отсутствие среднеамплитудных - более 10 м - разломов при мощности свиты 30.40 м) [29]. На территории ТО они не выполняются, даже в Колтогорском прогибе.
Нефтегазогеологические возможности не всегда воплощаются в природные реальности, например, нефтеносность БС возможна на огромной территории ЗСМП (0,7.0,9 млн км2), а реализована (в виде скоплений нормальной нефти) только в Салымско-Правдинском районе Среднеобской НГО.
Перечислим (сверху вниз) битумогенери-рующие толщи в объеме осадочного чехла:
1) волжские «глины» (БС);
2) нижневасюганская глинистая подсвита мощностью 8.12 м;
Таблица 6
Содержание рассеянной органики в породах нижней-средней юры ТО, %
Район Глины и глинистые алевролиты Песчаники и алевролиты
Каймысовский 2,40 1,70
Нюрольский (ареал впадины) 2,77 2,00
Парабельский 2,77 2,00
Васюганский 2,70 1,76
Пудинский 2,62 1,35
Правобережье р. Оби восток 1,17.1,90 1,74
юг 1,00 1,11
Таблица 7
Обобщенные генерационные параметры юрских отложений юго-востока ЗСМП, %
Параметр Свита (возраст пород)
тюменская (нижняя-средняя юра) васюганская (келловей-оксфорд) БС (волжский)
Содержание РОВ:
• в глинах и глинистых алевролитах 2.3 1,5.2,2 3.9 (обычно 5.7)
• в песчаниках и алевролитах 0,7.1,0 0,5.0,8 -
• в том числе в углистых разностях песчаников до 3.4 до 1,5 -
Генотип Г - СГ/ЛГ СГ/ЛГ С/ГС
% 0,50.0,80 0,48.0,72 0,45.0,70**
Градации катагенеза ОВ МК1.МК22* ПК3. МК2 ПК3. МК2 (во впадинах)
* «Нефтяное окно» для всех типов ОВ при R° от 0,45.0,55 до 1,20.1,30 %. ** Недостаточно для сингенетичной нефтеносности [27].
3) отдельные глинистые и алевроглинис-тые пласты единичной толщиной 5.15 м (от 5.7 до 10.12 в разрезе);
4) тогурская пачка глин озерного генезиса (15.25 м).
До последнего времени появляются статьи, посвященные генерационным проблемам онтогенеза УВ, и работы по проблемам БС области [15, 16], в том числе с авторскими коллективами из пяти-семи и более фамилий, объединенных (?) идеей изучения БС. Зачем? Давно было ясно, что БС участвовала в накоплении нефти в природных резервуарах (Ю^ только крайних западных зон области в ареале Каймысовского и юго-востока Вартовского свода, а также Колтогорского прогиба, а «ав-тонефтенакопление» внутри объема БС отсутствовало (одна-две залежи в 0,2.0,3 млн т -это не серьезно даже для ТО).
В качестве газогенерирующей = материнской по отношению к СГ следует рассматривать всю толщу тюменской свиты, а также ва-сюганскую/наунакскую свиты: парагенезис угля и газа в ТО вполне очевиден [10, 12, 28]. Авторами по отдельным площадям рассчитаны объемы и массы газо- и битумогенера-ции: сначала в миллионах метров кубических на тысячу тонн на километр квадратный, далее в целом по нефтегазоносным районам и НГО. Числа получились существенно разными для разновозрастных пород в различных зонах и районах запада ТО. В породах БС объем битумогенерации в районах, где Сорг > 5 %, оценивается в 5 млрд т с максимумом в ареале Каймысовского свода с прилегающими зонами Колтогорского мегапрогиба. В келловей-оксфордской толще углеводородных газов генерировано больше, чем битумоидов: соответственно 2 трлн м3 и 0,8 млрд т (объем и масса - геологические). В нижне-среднеюрской угленосной толще масштабы газогенерации за счет огромной массы углей значительно превышали массу битумоидов - соответственно 12 трлн м3 и 2 млрд т. Оценивать масштабы генерации ОПС в доюрских породах бессмысленно по ряду причин.
«Очагов» генерации (кстати, неверный термин) как таковых не было: эти процессы происходили во всех зонах, где материнские глины и угли достигли «продуцирующей» степени зрелости по R° = 0,45.0,55 % (градации катагенеза ПК3.МК}), причем генерация битумоидов бессернистых с высоким
содержанием парафина в гумусовом РОВ и КОВ континентальных пород начиналась несколько позже, чем в БС с сапропелевым РОВ, и на сводах, и в прогибах, тем более что перепад геотемператур между ними не превышал 6.7 °С и не имел почти никакого значения (генерационно-неуловимая разница). Эти процессы в юрской толще ТО происходили в позднемеловое - палеогеновое время, так как в неогене произошло снижение палеотем-ператур на 12.17 °С (воздымание с небольшим размывом и климатическое похолодание в плиоцене) [11].
Эмиграция ОПС из глин и углей происходила сопряженно в пространстве-времени по мере пересыщения пород вновь образованными подвижными соединениями. В связи с относительно небольшой полутолщиной пластов глин и глинистых алевролитов (5.10 м) в разрезе тюменской и васюганской свит эмиграция углеводородных газов и битумоидов происходила достаточно полно (до 80 % и более для газа, 50.60 % для жидких УВ), даже из БС на западе эмигрировало до 65.70 % генерированных би-тумоидов, которые на границе покрышки и коллектора - гор. Ю; - сразу превращались в подвижную нефть, которая скапливалась в структурных ловушках, окончательно сформировавшихся в конце палеогена. То же относится к газу и нефти внутри песчано-глинистых толщ. Вместе с тем отсутствие внутри ЮК протяженных пластов глин, не нарушенных в своей массе разломами, благоприятствовало ступенчатой субвертикальной миграции и накоплению УВ в самых верхних проницаемых горизонтах (Ю2 и Ю;). Расстояния горизонтальной коллектор-ской миграции не превышали 15.20 км, редко доходили до 25.30 км (и то для СГ) из впадин к сводовым частям крупных структур-сводов и мегавалов. Расстояния субвертикального подъема УВ не превышали первых десятков метров (редко достигали 100 м и более). Более того, масштабы генерационных процессов в объеме тюменской свиты были настолько грандиозны, что не требовалось дальней миграции на многие десятки километров, чтобы осуществились процессы аккумуляции УВ, для полного заполнения ловушек всех типов газом и/или нефтью. Было много всего и in situ. При этом часть УВ в залежах гор. Ю; имеет явно «тюменский» генезис.
По расчетам авторов, коэффициенты аккумуляции газа и нефти, рассчитанные
по отдельным газо- и нефтесборным районам и зонам, изменяются от 0,8.1,0 до 2.3 %. Но тогда встает вопрос: а куда же делись грандиозные объемы и массы генерированных УВ? Ответа нет. Рассеяться в волжское море вследствие отсутствия покрышек в поздней юре они не могли: масштабы генерации УВ были еще крайне малы (протокатагенез ПКр.ЛК^). Скорее всего, они так и остались в неассоциированном состоянии в виде микроскоплений вследствие высокой литологической неоднородности тюменской свиты.
Последние эпизоды длительной истории формирования УВ-скоплений в породах юры и мела юго-востока ЗСМП происходили в кайнозое, особенно в неогеновое время. ТОН-области - единственный субрегион ЗСМП, где достоверно установлены вторичные по генезису залежи УВ в породах мела (от ачимовской толщи до неокома и выше) с доказанными субвертикальными перетоками преимущественно газа (нефть обычно отстает и рассеивается по меловому разрезу) [12, 32].
В ТО характерные месторождения, частично или полностью дегазированные по разломам, - Мыльджинское, Соболиное (Гурариевское), Южно-Мыльджинское, Верх-не-Салатское, Средневасюганское, Черемшан-ское и др. (всего до 18 месторождений УВ): поступление СГ и частично нефти из пород юры (из юрских «донорских» залежей) в меловые толщи. В других регионах подобное явление остается недоказанным, а по мнению авторов, и неверным, хотя некоторые исследователи неоком-аптские нефти Среднего Приобья и УВ в целом на севере считают юрскими по генезису, что противоречит многим фактам [12, 26, 29].
Малопарафиновые сернистые нефти гор. Ю! (в своем большинстве детище БС) -это баженовские нефти, скопившиеся в по-ровых коллекторах, а для нефтенакопления за счет трещиноватости внутри БС условия были мало- или вовсе неблагоприятные, в отличие от Салымского нефтегазоносного района Среднего Приобья. Вообще, скапливается и сохраняется внутри ловушек в течение десятков миллионов лет лишь то, что было генерировано в материнских породах, толщах. Если больше газа, то и образуются газоконденсатные скопления, больше битумоидов (и мало углеводородных газов) - и процессы нефтенакопле-ния превалируют над газонакоплением [24, 30].
Высокопарафиновые практически бессернистые нефти южных районов Васюганской НГО имеют генетические корни в сероцветных глинах неморского происхождения и углях с гумусовой органикой, но и с повышенной (более 10.15 %) долей лейптинитовых микрокомпонентов (восков, кутикулы, споро-пыльцевых), которые и дают в конечном итоге нефти «благородного состава» - легкие, метановые (в объеме УВ бензин-керосиновых фракций). Смешанное ОВ сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого типов дало нефти Пудинского свода (в оторочках под мощными газовыми шапками) на Лугинецком, Останинском и др. месторождениях УВ.
Интересен генезис нефтей в гор. М (трещиноватых доюрских породах), который для них служит только коллектором-вместилищем, а сами нефти имеют нижнеюрское происхождение (материнские битумогенерирующие глины с лейптинито-гумусовым РОВ с примесью сапропелевой компоненты, накопившиеся в озерных водоемах ранней юры).
Перспективы нефтегазоносности осадочного чехла и доюрских комплексов пород юго-востока ЗСМП обсуждаются во многих работах [3, 10, 11, 14, 17, 20, 29, 31, 34, 35]. В.Н. Ростовцевым еще в конце 1960-х - начале 1970-х гг. установлена значительно более высокая перспективность васюганской свиты келловея-оксфорда по сравнению с тюменской свитой. Много публикаций посвящено палеозойскому комплексу пород («коренному» палеозою, ниже НГЗК) [1, 3, 20, 22 и др.], однако промышленная нефтегазоносность в доюрс-ких толщах отсутствует, несмотря на бурение многих десятков поисковых скважин ниже подошвы юры на 250.500 м и более (прогнозы не оправдались).
Величина и структура ресурсов УВ
Оценки начальных потенциальных ресурсов (НПР) УВ области проводятся с начала 1970-х гг., когда основные месторождения УВ уже были открыты и разведаны. Оценки газового потенциала недр ТО доходили до 2,5.4,0 трлн м3 (геол.), потом стали снижаться. Даже авторы настоящей работы оценивали НПР газа в 1999 г. в интервале 0,9.1,3 трлн м3 при начальных открытых запасах менее 0,4 трлн м3. Надежды были большие. на новые открытия. За последние два десятилетия объемы ПРР позволили открыть
и прирастать лишь малые запасы СГ по мелким месторождениям УВ.
Официальная оценка НПР нефти на 01.01.2009 составляет 1,6 млрд т (извлек.) с прогнозной частью 0,8 млрд т. Изученность УВ-потенциала недр центрально-западных и северных районов области до гор. föj и Ю2 достигает 80.85 % и более, до фундамента -75.80 %, восточных (правобережье р. Оби) -не более 15.20 %. При подобной изученности равновеликость открытой и неоткрытой частей ресурсов нефти попросту невозможна (!). Вывод: официальная оценка ресурсов сильно завышена. Неоткрытые ресурсы нефти, по мнению авторов, составляют 370.380 млн т. Они «распылены» по большому числу месторождений и залежей, причем не только в гор. Ю^ но и во всем объеме проницаемой части юрского комплекса.
А.С. Ефимовым и др. [13] приводится официальная оценка НПР газа - 670 млрд м3 с прогнозной частью около 350 млрд м3. Вероятно, самой реальной оценкой является объем ресурсов УВ-газов в 550.600 млрд м3 с их неоткрытой частью 200 млрд м3. С учетом вероятной величины прогнозных ресурсов СГ в интервале 180.220 млрд м3 авторы экспертно оценили число и распределение еще неоткрытых газосодержащих месторождений УВ в недрах области (табл. 8).
Всем компаниям-недропользователям необходимо бурить все больше поисковых скважин до фундамента, и не только в пределах Левобережья ТО. Не стоит забывать, что одна удачная поисковая скважина в условиях ТО, обнаружившая месторождение УВ даже с небольшими запасами (~ 0,1 млн у.т), при эксплуатации покроет расходы на бурение двух-трех неудачных скважин.
В перспективе при 90%-ном опоисковании территорий области до НГЗК со вскрытием доюрских пород на 150.200 м ниже подошвы юры в будущем в западной половине области будут открыты многие десятки месторождений УВ, возможно, до 160.180 ед. в объеме юрского нефтегазоносного комплекса, но преимущественно мелких и мельчайших (менее 3 млн у.т), реже мелкосредних (3.10 млн у.т) и как исключение средних по геологическим запасам, но не более 15.18 млн у.т, и нескольких небольших газосодержащих в восточных районах, преимущественного в низах юры.
Нефтедобывающая отрасль промышленности ТО началась с вводом в эксплуатацию гигантского по запасам нефтяного месторождения Советского (с нефтеносным неокомом и малыми юрскими залежами), совершенно геологически нетипичного месторождения для юго-востока мегапровинции. Территориально и генетически оно тяготеет к Среднему Приобью.
Газовая промышленность ТО берет свое начало с пуска 20 мая 1999 г. крупного Мыльджинского газоконденсатонефтяного месторождения [19]. Добыча нефти, достигавшая 12,5 млн т/год на рубеже столетий, постепенно снижается. В частности, в 2013 г. в ТО было добыто 11,3 млн т нефти, 4,6 млрд м3 газа, 0,5 млн т конденсата, в 2016 г. - 10,6 млн т и 4,5 млрд м3 соответственно. В 2019 г. добыча снизилась до 9,8 млн т, всего жидких УВ добыто около 10,5 млн т, газа в последние годы добывается стабильно 4,4.4,5 млрд м3/год (СГ + нефтяной попутный газ).
Авторы в 1999 г. [5, 18, 19] прогнозировали, что в 2010 г. в области ТО будут добывать 14.15 млн т нефти и 9.10 млрд м3 газа, включая попутный и свободный газ Лугинецкого
Таблица 8
Структура прогнозных ресурсов газа в ТО
Интервал крупности, млрд м3 Число месторождений УВ (газоконденсатных, нефтегазоконденсатных), которые реально открыть Вероятные запасы в классе крупности, млрд м3 Оценка вероятности события
10...30 2...3 30...55 Пониженная
3...10 8...10 53...60 Средняя
1...3 22...25 45...52 Повышенная
0,3...1 35...45 18...22 Высокая
0,1...0,3 75...82 14...16 Высокая
< 0,1 Много 20...25 Очень высокая
Всего 142...165 160...195 -
месторождения. Это с большой долей вероятности казалось реальностью, однако прогноз подтвердился только наполовину по разным причинам, главной из которых является практически многолетнее замораживание газовой шапки крупного Лугинецкого месторождения из-за опережающей разработки нефтяной части. Второй основной причиной является неполная реализация проектного фонда горизонтальных скважин Мыльджинского месторождения, из-за чего оно с первых лет опытно-промышленной эксплуатации не было выведено на проектную годовую производительность в объеме 4.4,5 млрд м3/год.
Аналогичная ситуация имеет место по большинству крупных и средних нефтяных и нефтегазовых месторождений, где за 30.40 и более лет промышленной разработки отобраны менее половины начальных извлекаемых запасов нефти и попутного газа, что неоправданно увеличивает сроки окупаемости капитальных вложений на обустройство месторождений, снижает основные технико-экономические показатели их разработки, занижает первоначально рассчитанные коэффициенты извлечения нефти. Такое состояние объясняется длительным систематическим отклонением фактических показателей разработки от проектных, в первую очередь это касается фонда добывающих скважин, который по некоторым месторождениям отличается почти наполовину. Такие несоответствия имеют место на самом крупном в ТО месторождении Советском, это же повторяется на Первомайском, Оленьем, Вахском месторождениях, которые находятся в промышленной разработке многие десятки лет, но по ним остаточные извлекаемые запасы еще очень значительны, и на их извлечение понадобится еще почти столько же десятилетий. В частности, очередной уточненный проект разработки Советского месторождения предусматривает добычу остатков извлекаемых запасов до 2105 г., т.е. предлагается растянуть общий срок его разработки более чем на 150 лет!? В то же время согласно общепринятой российской и мировой практике самые оптимальные технико-экономические показатели разработки любых месторождений достигаются в течение 20.25 лет, за этот же период добывается основная часть извлекаемых запасов. Для
крупных и гигантских месторождений этот период может увеличиваться до 40.50 лет, что имеет особое социально-экономическое значение для сохранения рабочих мест и повышения жизненного уровня населения определенной территории. Объясняется отставание объемов эксплуатационного бурения и ввода новых добывающих скважин высокой обводненностью добываемой продукции на поздних стадиях разработки, хотя специалистам-геологам хорошо известно, что это не причина, а следствие таких «перекосов» и исправить такое положение по истечении 30.50 лет практически невозможно. Вызывает удивление отношение к названным несоответствиям проектных институтов, которые в прежние годы осуществляли авторский надзор за соблюдением проектных показателей и в соответствующих отчетах выдавали официальные заключения и рекомендации по устранению допущенных нарушений основных показателей, утвержденных вышестоящими инстанциями и согласованных с контролирующими органами проектов, а в последние годы принята трудно объяснимая практика составления новых проектов и утверждения фактически достигнутых ущербных показателей. Видимо, по этой же причине в настоящее время фактически исчезло понятие авторского надзора за разработкой нефтяных месторождений, и эти вопросы формально каждые 3.5 лет включаются в новый проектный документ без достаточного обоснования их необходимости и актуальности. Изложенная практика приводит к фактическому недостижению ранее рассчитанных и обоснованных коэффициентов извлечения нефти, что равнозначно списанию существенных объемов извлекаемых запасов или закрытию многочисленных средних и мелких месторождений.
Итак, сейчас наблюдаются «ранние сумерки» эксплуатационного этапа освоения недр при современной добыче нефти до 9.10 млн т и природного газа 4,0.4,5 млрд м3 в год. Они продлятся еще не менее 15.20 лет (до 2036-2040 гг.). Новые открытия даже мелких по запасам месторождений УВ и приросты в первые миллионы условных тонн, в том числе и за счет пересчета и увеличения коэффициентов извлечения нефти и газа, будут способствовать продолжению добычи и за пределами
2040 г., однако на уровне 3.4 млн т/год жидких УВ и 2,0.2,5 млрд м3 газа (свободного + + попутного)1.
Юго-восток Западной Сибири занимает особое и достойное место в процессе изучения и освоения УВ-потенциала недр мегапровин-ции, которое продолжается уже семь десятилетий. Он служил и будет служить нефтегазовой отрасли России, хоть и в областных масштабах. Большая и искренняя профессиональная любовь и привязанность авторов к геологии ТО неизменна, безусловна. Надеемся, что
ее почувствовали и читатели настоящей статьи.
***
В изучении и освоении нефтегазонос-ности ЗСМП начиная с рубежа 1940-1950-х гг. по 2020 г. ТО сыграла достаточно весомую, но тактическую роль (по числу открытий, приростам запасов и добыче). Большая стратегия по нефти осуществлялась в центрально-западных областях, по газу - в северных и арктических (Ямал, Гыдан, Обская губа). Во многом это была и «обучающая роль», особенно в отношении юрского комплекса пород, а также в плане познания онтогенеза УВ и влияния разломов на газонефтеносность осадочного чехла мегапровинции (юра, нижний мел).
В юго-восточных районах были установлены общие тектонические условия (= закономерности) нефтегазоносности / УВ-накопления:
• нет ловушки - нет скоплений газа и нефти (впадины, прогибы и их склоны, юрский комплекс);
• нет резервуара с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов - нет промышленной нефти (зато многочисленны нефтепроявления);
P.S. В Западной Сибири была хорошая традиция -давать названия новым и переименовывать старые месторождения в честь славных и достойных геологов и разработчиков, сделавших действительно многое для освоения недр ЗСМП (Бованенковское и Ростовцевское на Ямале, Фахировское и Яровое в Пур-Тазовской нефтегазоносной области, Муравленковское, Тяновское, Косухинское и Наумовское в Среднем Приобье, Гурариевское в ТО и др.). Мы знали этих выдающихся геологов, во многом учились у них. Они поддерживали нас. Однако примеры переименования некоторых месторождений с красивыми, благозвучными названиями (к примеру, Обского) на имена ныне здравствующих ученых не являются самыми удачными. Это не рекомендуется авторами к дальнейшему использованию. поскольку, некорректно.
• есть средне- и высокоамплитудные разломы - минимальны запасы нефти и часто нет газа (в виде залежей).
Потенциальные ресурсы и запасы УВ в области в целом невелики, но для долгосрочного социально-экономического развития территории ТО они существенны, а их прогнозная часть еще далеко не исчерпана. Открытия месторождений УВ продолжатся, однако при существующих методиках прогноза, обоснования и поисков, а также, особенно, при существующих объемах поисковых и буровых работ вероятность открытия крупных и даже средних по запасам месторождений УВ невелика.
Давно известно среди российских геологов: два геолога - три мнения, три геолога -пять мнений по любой проблеме нефтегазовой геологии, но только одно из них возможно ведет к истине. Так и у авторов настоящей работы существенно разные мнения о перспективности разновозрастных комплексов и подкомплексов в пределах ТО, в частности сеномана, зоны контакта и особенно «коренного» палеозоя. Едины они в одном: только существенное увеличение объемов поисково-разведочного бурения при научном обосновании точек заложения поисковых скважин с использованием принципиально новых методик прогноза, включая современные дистанционные технологии, позволит реализовать возможности открытия новых нефтегазоносных комплексов и прироста запасов месторождений. Однако юрский комплекс так и останется главенствующим на всей территории ТО еще на многие годы и десятилетия.
Авторы настоящей обзорно-аналитической статьи едины также в том, что никакие самые большие научные авторитеты, реальные и эфемерные (раздутые), не имеют права «заливать серым цветом» районы восточной половины ТО (как и любого другого региона Сибири или европейской части страны), т.е. провозглашать полную бесперспективность этих территорий, деморализуя потенциальных инвесторов, многие из которых готовы идти на риск и финансировать поиски УВ и недр. Эти территории должны иметь не статус бесперспективных, а статус временно неизученных, ожидающих дополнительных исследований.
Изучение и освоение недр Западной Сибири, в том числе ее традиционных областей, продолжается. Продолжат эти исследования и авторы данной работы.
Список литературы
1. Алексеева М.А. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности / М.А. Алексеева, О.И. Богуш, О.П. Вышемирская и др. - Новосибирск: Наука, 1976. - 236 с.
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. Геология нефти и газа Западной Сибири / под ред. А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова и др. - М.: Недра, 1975.
4. Гончаров И.В. Генетические типы нефтей Томской области / И.В. Гончаров, С.В. Носова, В.В. Самойленко // Материал
V Международной конференции «Химия нефти и газа». - Томск, 2003. - С. 124-127.
5. Гудымова Т.В. Потенциальные ресурсы углеводородов Томской области
и перспективы их освоения / Т.В. Гудымова,
B.А. Скоробогатов // Труды Востокгазпрома: науч.-тех. сб. - Томск, 2000. - Материалы Юбилейной научно-практической конференции «Проблемы и пути эффективного освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири
и Дальнего Востока». - С. 156-160.
6. Гурари Ф.Г. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г. Гурари, К.И. Микуленко, В.С. Старосельцев и др. // Труды СНИИГГиМС. - 1970. - Вып. 97. -
C. 193.
7. Гурари Ф.Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты /
Ф.Г. Гурари, А.Е. Еханин // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 19-26.
8. Даненберг Е.Е. О времени формирования залежей нефти в мезозойских отложениях западных районов Томской области / Е.Е. Даненберг, А.С. Фомичев // Время формирования залежей нефти и газа. -М.: Наука, 1976. - С. 122-127.
9. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири: обзор / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьёв. - М.: Геоинформмарк, 1997. - 134 с. - (Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья).
10. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков,
В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984.
11. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. -М.: Недра, 1986. - 221 с.
12. Ермаков В.И. Формирование зон газонефтенакопления в континентальных формациях Западной Сибири / В.И. Ермаков,
B.А. Скоробогатов // Тектоническая цикличность и нефтегазоносность. -М.: ВНИГНИ, 1985.
13. Ефимов А.С. Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов /
А.С. Ефимов, Ю.Л. Зайцева, М.А. Масленников и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2017. - № 3. -
C. 19-40.
14. Золотова О.В. Перспективы нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений северной части Усть-Тымской впадины / О.В. Золотова // Геология нефти и газа. - 1999. - № 3-4. -
С. 12-16.
15. Исаев В.И. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины / В.И. Исаев, А.Н. Фомин // Геология и геофизика. - 2006. -Т. 47. - № 6. - С. 734-745.
16. Конторович В.А. Модель строения
и генерационный потенциал волжских отложений в зоне сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины / В.А. Конторович,
A.М. Калинина // Геология нефти и газа. -2009. - № 1. - С. 34-44.
17. Паровинчак М.С. Качественный прогноз газонефтеносности пород осадочного чехла и фундамента Томской области /
М.С. Паровинчак, В.Н. Ростовцев,
B.А. Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. - С. 12-24.
18. Паровинчак М.С. Перспективы газоносности Томской области / М.С. Паровинчак,
В.Н. Ростовцев, В.А. Скоробогатов // Труды Востокгазпрома: науч.-тех. сб. - Томск, 2000. -Материалы Юбилейной научно-практической конференции «Проблемы и пути эффективного освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири и Дальнего Востока». - С. 136-139.
19. Паровинчак М.С. Техническое моделирование месторождений на примере Мыльджинского газоконденсатнонефтяного месторождения Томской области / М.С. Паровинчак,
В.И. Лунев, В.М. Зыков и др. // Труды Востокгазпрома: науч.-тех. сб. - Томск, 2000. -Материалы Юбилейной научно-практической конференции «Проблемы и пути эффективного освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири и Дальнего Востока». - С. 318-325.
20. Пашкевич Е.И. Перспективы газоносности палеозойских угленосных отложений юго-восточной части Западной Сибири
(в пределах Томской области) / Е.И. Пашкевич, В.А. Скоробогатов // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -1977. - № 9. - С. 3-8.
21. Ремизов В.В. Состояние и перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности России / В.В. Ремизов,
B.А. Пономарев, В.А. Скоробогатов и др. // Минеральные ресурсы России. - 1998. - № 4. -
C. 11-17.
22. Ростовцев В.В. Палеозойская нефтегазоносная область Западной Сибири / В.В. Ростовцев, Е.Ю. Липихина, А.М. Афанасьев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных
и газовых месторождений. - 2020. -№ 4 (340). - С. 14-22.
23. Сапьяник В.В. Перспективы освоения юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в рамках наращивания ресурсной базы ВСТО / В.В. Сапьяник, Ю.Л. Зайцева, В.М. Тищенко и др. // Геология нефти и газа. -2012. - № 1. - С. 43-54.
24. Скоробогатов В.А. Генерационные аспекты онтогенеза газа и нефти в континентальных и дельтовых толщах / В.А. Скоробогатов // Современные проблемы геологии нефти
и газа. - М.: Научный мир, 2001. - С. 309-316.
25. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,
B.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
26. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. - 2014. - № 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 8-26.
27. Скоробогатов В.А. Некоторые критерии перспектив нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири / В.А. Скоробогатов,
C.Г. Краснов // Геология нефти и газа. - 1984. -№ 3. - С. 15-19.
28. Скоробогатов В.А. Парагенезис горючих ископаемых в осадочных бассейнах и породах различного типа
и возраста / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. -№ 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 4-17.
29. Скоробогатов В.А. Перспективы газоносности южных районов Томской области // Труды ВНИИГАЗа. - М.: Недра, 1975. - Вып. 47/55. -С. 48-53.
30. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений углеводородов /
В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. -1991. - № 8. - С. 23-29.
31. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 36-58.
32. 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. Соловьёв,
B.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. -
C. 112-131.
33. Стасова О.Ф. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / О.Ф. Стасова, А.И. Ларичев,
Н.И. Ларичкина // Геология нефти и газа. -1998. - № 7. - С. 4-11.
34. Сурков В.С. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири / В.С. Сурков,
Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов и др. // Геология и геофизика. - 1995. - № 6. - С. 60-69.
35. Устинова В.Н. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности юрских отложений юго-востока ЗападноСибирской плиты / В.Н. Устинова,
И.А. Вылцан, В.П. Парначев // Труды Востокгазпрома: науч.-тех. сб. - Томск, 2000. -Материалы Юбилейной научно-практической конференции «Проблемы и пути эффективного освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири и Дальнего Востока». - С. 153-155.
Geology and oil & gas presence towards the south-east of West-Siberian Megaprovince. Summarizing seven decades of studies (1951-2020). Challenges and outlooks
V.A. Skorobogatov1*, V.N. Rostovtsev2, M.S. Parovinchak2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Sibneftegazinnovation 21st century LLC, Bld. 70/1, Komsomolskiy prospect, Tomsk, 634041, Russian Federation
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Using the previous search and prospecting background regarding the south-eastern areas of West-Siberian Oil-Gas-Bearing Megaprovince (Tomsk administrative region), namely: the data on its geological structure, oil-and-gas-bearing capacity, hydrocarbon reserves, geo-chemical characteristics of the hydrocarbon fluids, generation ability of the terrigenous rocks and coal, and the catagenetic level of organic matter, authors analyze the ontogenesis of oil and gas in the Jurassic deposits. They conclude that the hydrocarbon migration was small-scale, the primary Jurassic deposits partially collapsed, and there were the fragmentary crossflows of hydrocarbons into the Neocomian horizons. Authors suggest their own assessment of not-discovered resources and the quantity of the new fields which could really be discovered in Tomsk region before 2040.
Keywords: oil, gas, field, deposit, search, prospecting, reserves, resources, production, Tomsk region. References
1. ALEKSEYEVA, M.A., O.I. BOGUSH, O.P. VYSHEMIRSKAYA, et al. Problem of oil and gas presence in Paleozoic deposits at southeast of Western Siberian Lowland [Problema neftegazonosnosti paleozoya na ujgo-vostoke Zapadno-Sibirskoy nizmennosti]. Novosibirsk, USSR: Nauka, 1976. (Russ.).
2. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Petroleum geology ofWestern-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen, Russia: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
3. KONTOROVICH, A.E., I.I. NESTEROV, F.K. SALMANOV et al. Petroleum geology of Western Siberia [Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra, 1975. (Russ.).
4. GONCHAROV, I.V., S.V. NOSOVA, V.V. SAMOYLENKO. Genetic types of oils in Tomsk Region [Geneticheskiye tipy neftey Tomskoy oblasti]. In: Proc. of the 5th International conference "Chemistry of oil and gas", Tomsk, 2003, pp. 124-127. (Russ.).
5. GUDYMOVA, T. V., V.A. SKOROBOGATOV. Potential hydrocarbon resources at Tomsk Region and outlooks for their development [Potentsialnyye resursy uglevodorodov Tomskoy oblast ii perspektivy ikh osvoyeniya]. In: Transactions of Vostokgazprom [Trudy Vostokgazproma]: collected bk. Tomsk, 2000. Proc. of the Jubilee scientific-practical conference "Problems and ways of effective development of mineral resources at Siberia and Far East" [Problemy i puti effektivnogo osvoyeniya mineralno-syryevykh resursov Sibiri i Dalnego Vostoka], pp. 156-160. (Russ.).
6. GURARY, F.G., K.I., MIKULENKO, V.S. STAROSELTSEV, et al. Disjunctive tectonics of Western-Siberian plate [Dizyunktivnaya tektonika Zapadno-Sibirskoy plity]. Transactions of Siberian Scientific and Research Institute of Geology, Geophysics and Raw Minerals [Trudy SNIIGGiMS], 1970, is. 97, p. 193. (Russ.).
7. GURARI, F.G., A.Ye. YEKHANIN. Patterns of hydrocarbon deposits location in Lower-Middle-Jurassic sediments of Western-Siberian plate [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodnykh zalezhey v nizhnesredneyurskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskoy plity]. Geologiya Nefti i Gaza. 1987, no. 10, pp. 19-26. ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. DANENBERG, Ye.Ye., A.S. FOMICHEV. On numerical age of oil deposits in Mezozoic sediments at western areas of Tomsk Region [O vremeni formirovaniya zalezhey nefti v mezozoyskikh otlozheniyakh zapadnykh rayonov Tomskoy oblasti]. In: Period of origination of oil and gas deposits [Vremya formirovaniya zalezhey nefti i gaza]: collected bk. Moscow: Nauka, 1976, pp. 122-127. (Russ.).
9. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV, N.N. SOLOVYEV. Geological-geochemical and tectonic factors of forecasting gas presence at the north of Western Siberia [Geologo-geokhimicheskiye i tektonicheskiye factory prognoza gazonosnosti severa Zapadnoy Sibiri]: review. Geology, methods ofsearch, prospecting and assessment of fossil fuels [Geologiya, metody poiskov, razvedki i otsenki mestorozhdeniy toplivnoenergeticheskogo syrya]. Moscow: Geoinformmark, 1997. ISSN 0235-554X. (Russ.).
10. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Generation of hydrocarbon gases in carboniferous and subcarboniferous sediments [Obrazovaniye uglevodorodnykh gazov v uglenosnykh i subuglenosnykh otlozheniyakh]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
11. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermal field of the young plates in the USSR [Teplovoye pole molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1986. (Russ.).
12. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Generation of oil and gas accumulation zones in continental formations of Western Siberia [Formirovaniye zon gazoneftenakopleniya v kontinentalnykh formatsiyakh Zapadnoy Sibiri]. In: Tectonic rhythm and oil-gas presence [Tektonicheskaya tsiklichnost i neftegazonosnost]. Moscow: All-Union Research Geological Oil Institute, 1985. (Russ.).
13. YEFIMOV, A.S., Yu.L. ZAYTSEVA, M.A. MASLENNIKOV et al. Present state of raw hydrocarbon resource base and outlooks for its development [Sostoyaniye i perspektivy razvitiya syryevoy basy uglevodorodov]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 2017, no. 3, pp. 19-40. ISSN 0869-3188. (Russ.).
14. ZOLOTOVA, O.V. Outlooks for oil and gas presence at Lower-Middle-Jurassic sediments in northern part of Ust-Tymskaya depression [Perspektivy neftegazonosnosti nizhnesredneyurskikh otlozheniy severnoy chasti Ust-Tymskoy Vpadiny]. Geologiya Nefti i Gaza, 1999, no. 3-4, pp. 12-16. ISSN 0016-7894. (Russ.).
15. ISAYEV, V.I., A.N. FOMIN. Centers of generation of Bazhenov- and Togur-type oils in the southern Nyurol'ka megadepression [Ochagi generatsii neftey bazhenovskogo i togurskogo tipov v yuzhnoy chasti Nyurolskoy megavpadiny]. Geologiya i Geofizika, 2006, vol. 47, no. 6, pp. 734-745. ISSN 0016-7886. (Russ.).
16. KONTOROVICH, V.A., A.M. KALININA. Model of structure and generation potential of Volgian sediments nearby the conjunction of Kaymysovskiy arching and Nyurolskaya megadepression [Model stroyeniya i generatsionnyy potentsial volzhskikh otlozheniy v zone sochleneniya Kaymysovskogo svoda i Nyurolskoy megavpadiny]. Geologiya Nefti i Gaza, 2009, no. 1, pp. 34-44. ISSN 0016-7894. (Russ.).
17. PAROVINCHAK, M.S., V.N. ROSTOVTSEV, V.A. SKOROBOGATOV. Qualitative forecast of gas-and-oil-bearing capacity of rocks belonging to sedimentary apron and foundation of Tomsk Region [Kachestvennyy prognoz gazoneftenosnosti porod osadochnogo chekhla i fundamenta Tomskoy oblasti]. In: Forecast of gas presence in Russia and contiguous countries [Prognoz gazonosnosti Rossi ii sopredelnykh stran]: collected bk. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000, pp. 12-24. (Russ.).
18. PAROVINCHAK, M.S., V.N. ROSTOVTSEV, V.A. SKOROBOGATOV. Outlooks for gas presence in Tomsk Region [Perspektivy gazonosnosti Tomskoy oblasti]. In: Transactions of Vostokgazprom [Trudy Vostokgazproma]: collected bk. Tomsk, 2000. Proc. of the Jubilee scientific-practical conference "Problems and ways of effective development of mineral resources at Siberia and Far East" [Problemy i puti effektivnogo osvoyeniya mineralno-syryevykh resursov Sibiri i Dalnego Vostoka], pp. 136-139. (Russ.).
19. PAROVINCHAK, M.S., V.I. LUNEV, V.M. ZYKOV, et al. Technical modelling of fields as exemplified by Myldyzhinskoye gas-condensate-oil field at Tomsk Region [Tekhnicheskoye modelirovaniye mestorozhdeniy na primere Myldyzhinskogo gazokondensatnoneftyanogo mestorozhdeniya Tomskoy oblasti]. In: Transactions of Vostokgazprom [Trudy Vostokgazproma]: collected bk. Tomsk, 2000. Proc. of the Jubilee scientific-practical conference "Problems and ways of effective development of mineral resources at Siberia and Far East" [Problemy i puti effektivnogo osvoyeniya mineralno-syryevykh resursov Sibiri i Dalnego Vostoka], pp. 318-325. (Russ.).
20. PASHKEVICH, Ye.I., V.A. SKOROBOGATOV. Outlooks for gas-bearing capacity of Paleozoic carboniferous sediments in southeastern part of Western Siberia (within the margins of Tomsk Region) [Perspektivy gazonosnosti paleozoyskikh uglenosnykh otlozheniy yugo-vostochnoy chasti Zapadnoy Sibiri (v predelakh Tomskoy oblasti)]. Geologiya i Razvedka gazovykh i Gazokondensatnykh mestorozhdeniy: referative collected bk., 1977, no. 9, pp. 3-8. (Russ.).
21. REMIZOV, V.V., V.A. PONOMAREV, V.A. SKOROBOGATOV et al. State and development trends of mineral resource base for gas industry in Russia [Sostoyaniye i perspektivy razvitiya syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye. 1998, no. 4, pp. 11-17. ISSN 0869-3188. (Russ.).
22. ROSTOVTSEV, V.V., Ye.Yu. LIPIKHINA, A.M. AFANASYEV, et al. Paleozoic oil and gas-bearing region of the Western Siberia [Paleozoyskaya neftegazonosnaya oblast Zapadnoy Sibiri]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2020, no. 4 (340), pp. 14-22. ISSN 2413-5011. (Russ.).
23. SAPYANIK, V.V., Yu.L. ZAYTSEVA, V.M. TISHCHENKO, et al. Development trends of the South-East of west Siberian oil and gas province within the scope of the ESPO resource base increase [Perspektivy osvoyeniya yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoy neftegazonosnoy provintsii v ramkakh narashchivaniya resursnoy bazy VSTO]. Geologiya Nefti i Gaza, 2012, no. 1, pp. 43-54. ISSN 0016-7894. (Russ.).
24. SKOROBOGATOV, V.A. Generative aspects of gas and oil ontogenesis in continental and deltaic series [Generatsionnyye aspektu ontogeneza gaza i nefti v kontinentalnykh i deltovykh tolshchakh]. In: Modern challenges of oil and gas geology [Sovremennyye problem geologii nefti i gaza]: collected papers. Moscow: Nauchnyy mir, 2001, pp. 309-316. (Russ.).
25. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV, V.D. KOPEYEV. Geological structure and gas-oil-bearing capacity of Yamal [Geologicheskoye stroyeniye i gazoneftenosnost Yamala]. Moscow: Nedra-Bisnestsentr, 2003. (Russ.).
26. SKOROBOGATOV, V.A. 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.).
27. SKOROBOGATOV, V.A., S.G. KRASNOV. Some criteria of prospects for oil presence in Bazhenovo series of Western Siberia [Nekotoryye kriterii perspektiv neftenosnosti bazhenovskoy svity Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza, 1984, no. 3, pp. 15-19. ISSN 0016-7894. (Russ.).
28. SKOROBOGATOV, V.A. Paragenesis of fossil fuels in sedimentary basins and rocks of different types and ages [Paragenezis goryuchikh iskopayemykh v osadochnykh basseynakh i porodakh razlichnogo tipa i vozrasta]. Vesti Gazovoy Nauki. collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 4-17. ISSN 2306-9849. (Russ.).
29. SKOROBOGATOV, V.A. Prospects for gas presence in south districts of Tomsk Region [Perspektivy gazonosnosti yuzhnykh rayonov Tomskoy oblasti]. Trudy VNIIGAZa. Moscow: Nedra, 1975, is. 47/55, pp. 48-53. (Russ.).
30. SKOROBOGATOV, V.A. Thermobaric-geochemical evolution of hydrocarbon agglomerations [Termobarogeokhimicheskaya evolutsiya skopleniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 1991, no. 8, pp. 23-29. ISSN 0016-7894. (Russ.).
31. SKOROBOGATOV, V.A. Jurassic productive complex of Western Siberia: past, present and future [Yurskiy produktivnyy kompleks Zapadnoy Sibiri: proshloye, nastoyashcheye, budushchueye]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 36-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
32. 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.).
33. STASOVA, O.F.,A.I. LARICHEV, N.I. LARICHKINA. Types of oils in Jurassic reservoirs at southeastern part of Western-Siberian plate [Tipy neftey yurskikh reservuarov yugo-vostochnoy chasti Zapadno-Sibirskoy plity]. Geologiya Nefti i Gaza, 1998, no. 7, pp. 4-11. ISSN 0016-7894. (Russ.).
34. SURKOV, V.S., F.G. GURARI, V.P. DEVYATOV, et al. Hydrocarbon deposits in Lower-Middle Jurassic sediments at Ob-Irtysh oil-gas-bearing region of Western Siberia [Zalezhi uglevodorodov v nizhney-sredney yure Ob-Irtyshskoy neftegazonosnoy oblasti Zapadnoy Sibiri]. Geologiya i Geofizika, 1995, no. 6, pp. 60-69. ISSN 0016-7886. (Russ.).
35. USTINOVA, V.N., I.A. VYLTSAN, V.P. PARNACHEV. Special features of geological structure and outlooks for oil and gas presence at Jurassic sediments located in south-east of Western-Siberian plate [Osobennosti geologicheskogo stroyeniya i perspektivy neftegazonosnosti yurskikh otlozheniy yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoy plity]. In: Transactions of Vostokgazprom [Trudy Vostokgazproma]: collected bk. Tomsk, 2000. Proc. of the Jubilee scientific-practical conference "Problems and ways of effective development of mineral resources at Siberia and Far East" [Problemy i puti effektivnogo osvoyeniya mineralno-syryevykh resursov Sibiri i Dalnego Vostoka], pp. 153-155. (Russ.).
