CC BY
472
УДК 553.98(571.1) В.А. Скоробогатов
Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы
Ключевые слова:
газ, нефть,
нефтегазоносность,
месторождение,
Западная Сибирь,
мегапровинция,
освоение,
итоги,
перспективы.
Keywords:
gas, oil,
oil and gas content, fields,
Western Siberia,
megaprovince,
development,
results,
perspectives.
В сентябре 2013 г. исполнилось 60 лет со дня открытия первого промышленного месторождения углеводородов (УВ) в пределах Западной Сибири. Соответственно, с 1953 г. осуществляется изучение геологического строения осадочного чехла и фундамента и освоение углеводородного потенциала недр (УВП) Западной Сибири (прежде всего, ее северных и арктических областей, а также глубокопогруженных пород юрского, триасового и более древних комплексов), которые продолжатся еще не одно десятилетие. Однако уже сегодня можно подвести некоторые промежуточные итоги на основании накопленного материала по Западно-Сибирскому осадочно-породному мегабассейну (ЗСОМБ).
Учитывая ограниченные рамки статьи, автором в краткой форме приведены результаты исследования геологического строения ЗСОМБ и данные по нефтегазонос-ности (нефтегазовая геостатистика).
Географическому понятию «Западная Сибирь» (одноименная низменность -озерно-болотная и речная равнина) в тектоническом, литолого-стратиграфическом и нефтегазоносном отношении отвечают:
• молодая эпигерцинская Западно-Сибирская плита (ЗСП);
• крупнейший осадочно-породный мегабассейн (ЗСОМБ);
• уникальная Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП), многие нефтегазогеологические закономерности и особенности которой уже выявлены, некоторые твердо установлены, другие еще предстоит изучить.
Изучение недр ЗСП начиналось с окраинных южных и западных малоперспективных районов в 1940-х гг., а также с бурения опорных, параметрических и поисковых скважин. При испытании одной из первых - Березовской опорной скважины в Приуралье - и был получен первый промышленный фонтан сухого бесконденсат-ного газа с глубины 1300 м из базального горизонта П на границе юры и доюрского комплекса пород.
В период с 1953 по 1960 гг. поисково-разведочные работы (ПРР) были успешными в Березовском газоносном (залежи газа, в том числе конденсатсодержащие - газовые (Г) и газоконденсатные (ГК)) и Шаимском нефтеносном районах, однако открывались в основном средние и небольшие по геологическим запасам УВ месторождения. К крупным были отнесены лишь Пунгинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) и пять нефтяных (Трехозерное и др.) с запасами нефти более 30 млн т у.т. каждое.
С открытия первых нефтяных месторождений в Среднем (Широтном) Приобье (СП) - Мегионского, Усть-Балыкского и других - начался период разведки преимущественно крупных, крупнейших, гигантских и уникальных нефте- и газосодержа-щих месторождений и очень значительных ежегодных приростов разведанных запасов УВ (категорий А + В + С!). История открытий и разведки нефте- и газосодержа-щих месторождений в Западной Сибири подробно проанализирована в ряде обобщающих работ [1-7 и др.]. Отметим, что в северных нефтегазоносных областях (НГО) первое промышленное месторождение - Тазовское нефтегазовое - было открыто также одноименной опорной скважиной в 1962 г., однако даже оно остается недо-разведанным до настоящего времени (по низам юры и доюрскому нефтегазоносному комплексу (НГК)).
Проводившиеся геологоразведочные работы (ГРР) на нефть и газ (геофизические, сейсмические, буровые (бурение и испытание поисковых, оценочных и разведочных скважин)) позволяли исследовать и постоянно уточнять геологическое строение осадочного чехла и фундамента ЗСП; строить различные тектонические, структурно-геологические, литолого-фациальные и другие карты (схемы) и разрезы разного масштаба и предназначения; анализировать литологические, тектонические, термобарические, геохимические, гидрогеологические и эволюционно-динамические условия нефтегазоносности; определять наиболее эффективные направления дальнейших ПРР; осуществлять качественную оценку и количественный, в том числе раздельный прогноз нефте- и газоносности различных областей, районов, зон и комплексов пород (оценку начальных потенциальных и неоткрытых - прогнозных - ресурсов). Исследованиями ЗСМП плодотворно занимались научные коллективы институтов ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГИРГИ, ВНИИГАЗа, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, ИГИГ СО АН и других научно-исследовательских и производственных организаций. Наиболее выдающийся вклад в геолого-геофизическое изучение ЗСОМБ был сделан в первые три десятилетия (1961-1991 гг.) В.Х. Ахияровым, А.М. Бре-хунцовым, В.С. Бочкаревым, В.Г. Васильевым, Ф.Г. Гурари, В.И. Ермаковым, П.К. Куликовым, В.Д. Наливкиным, И.И. Нестеровым, Б.В. Никулиным, Н.Н. Ростовцевым, Л.И. Ров-ниным, Г.П. Сверчковым, В.С. Сурковым, Ф.К. Салмановым и др. С 1961 по 2014 гг. опубликовано около 6500 научных трудов по проблемам нефтегазовой геологии, в том числе 850 монографий, обзоров и справочников [4, 7-13 и др.], защищены сотни кандидатских и докторских диссертаций.
Приведем основные геологические параметры ЗСМП:
• площадь мегабассейна (суша и шельф) -около 3,0 млн м2;
• площадь нефтегазоперспективных земель - 2,2 млн км2;
• мощность типичного осадочного чехла -до 8-10 км;
• объем осадочного чехла - 10,011,5 млн км3 (по различным данным);
• число пробуренных поисковых и разведочных скважин - более 21000 (по данным А.М. Брехунцова, 2011 г.).
Согласно исследованиям В.С. Суркова, В.С. Бочкарева, А.М. Брехунцова, П.К. Куликова и др. [4, 7, 8, 13, 14], складчатый гетерогенный фундамент на востоке и северо-востоке слагают байкалиды, на юге - каледониды, на западе, северо-западе, юго-востоке и в центре, (п-ов Ямал, Южно-Карская НГО, Среднее Приобье и др.) - герциниды. В конце герцин-ского цикла тектогенеза на месте Западной Сибири в перми возникла горная страна, которая подвергалась пенепленизации, с образованием в раннем триасе рифтовой системы субмеридионального простирания (Колтогорско-Уренгойский и Худосейский грабен-рифты) и излияниями базальтов [5, 8]. Хотя, например, В.С. Бочкарев не поддерживает идею доплат-форменного рифтинга в ЗСП [8]. Осадочно-вулканогенные и нормально-осадочные терри-генные породы среднего-верхнего триаса относятся к переходному комплексу и накопились преимущественно в северо-восточной части мегабассейна. Таким образом, в поздней перми-триасе произошла консолидация разновозрастных блоков фундамента (на востоке - нескладчатого палеозоя), и с позднего триаса-ранней юры начался платформенный этап развития ЗСП. В течение юрского, мелового и кайнозойского периодов накопились осадочные толщи общей мощностью от 1,0 км вблизи окраин мегабассейна до 2,5-3,5 км в центральных, юго-восточных и западных областях, 4,5-6,0 км - на севере Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР, Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО)) и до 8 и более км - в ареале Большехетской впадины (эпицентр осадконакопления на суше) и в арктических областях (север Ямала, ЮжноКарская НГО) [4, 5, 8]. От позднего триаса до плиоцена области осадконакопления постепенно расширялись, занимая все большую площадь, вплоть до современных границ мегабас-сейна.
Осадконакопление происходило в различных фациальных условиях гумидного умеренно теплого климата (до позднего палеогена), поэтому накопились исключительно терригенные и терригенно-кремнистые породы различных литотипов и формационной принадлежности: песчаники, алевролиты, глины, углистые и битуминозные сланцы, угли занимают более 98 % объема осадочного чехла в разрезе от сенома-на до базального горизонта юры. Терригенно-кремнистые породы слагают разрез турона-нижнего олигоцена (диатомиты, опоки и др.,
с прослоями глин и глинистых алевролитов) -верхняя покрышка, а также относительно маломощную (20-70 м) баженовскую свиту волжского яруса (низы верхнеюрско-валанжинской региональной покрышки). Красноцветные и пестроцветные породы (показатели семиарид-ного климата) слагают низы неокома (маломощная толща) на юго-востоке мегабассейна, карбонаты малой мощности известны в верхах юры в Приуральской области. Формационная характеристика осадочного чехла приведена в работах [1, 5, 11, 12].
Наибольший объем занимают континентальные сероцветные угленосные и субугленосные, а также озерные формации - от 47-50 до 65-70 % и более в разрезе от кровли сено-мана до верхнего триаса (продуктивная - насыщенная УВ часть осадочного чехла). Морские и переходные песчано- и существенно глинистые формации морского и озерного генезиса в целом занимают подчиненное положение (30-45 %).
Тектоническое строение осадочного чехла рассмотрено в ряде работ [4, 5, 7, 15-19 и др.]. Расположение крупных положительных структур I порядка в центральной и северной частях плиты таково:
• своды: Сургутский, Вартовский и Крас-ноленинский (СП и Фроловская НГО), Васю-ганский и Пудинский (юго-восток), Северный и Тазовский (НПТР), Северо-Ямальский (Ямало-Карский регион);
• мегавалы: Александровский, Нижне-Пурский (Уренгойский), Средне-Мессояхский, Нурминский и др.;
• множество крупных куполовидных поднятий и валов II порядка.
При этом положительные структуры имеют простое строение и пологие углы наклона, многие из них выполаживаются («затухают») вверх по разрезу от кровли фундамента и триаса до кровли сеномана. В частности, по сенома-ну развиты высокорельефные структуры в центральных районах НПТР, на юге п-ова Гыдан и в центре Ямальской области, и отмечается практически горизонтальное залегание в центральных (СП) и арктических районах суши и шельфа (конседиментационное развитие структур в юре и раннем мелу). Своды и ме-гавалы разделяются обширными по площади синеклизами, впадинами и прогибами, в днищах которых одновозрастные породы юры и неокома залегают глубже на 200-500 м и более
по сравнению со сводами (Фроловская, Надымская, Нерутинская, Юганская и др. впадины; Колтогоро-Уренгойский мегапрогиб и др.).
В отличие от других молодых плит Северной Евразии (Туранской и Скифской) и даже от соседней древней Сибирской платформы, в пределах ЗСП дизъюнктивная тектоника проявилась существенно менее активно. Средне- и высокоамплитудные разломы (30-100 м и более) установлены по геолого-геофизическим данным и бурению на юго-востоке (Томская область), юге и востоке НПТР (преимущественно в Пур-Тазовской НГО), а также на юге Ямала и Гыдана. Высокоамплитудные разломы достоверно установлены на Русском, Северо-Комсомольском, Западно- и Восточно-Мессояхском, Новопортовском и других поднятиях [12, 17-20]. Малоамплитудные (1030 м) разломы имеют повсеместное развитие во всех областях ЗСП. При этом многие разломы с амплитудой перемещения пород 20-10 м и менее не фиксируются по данным геофизики, однако «чувствуются» через геофлюи-дальную систему коллекторских горизонтов. В качестве характерной тектонодинамической особенности ЗСП следует отметить ее спокойное развитие в течение практически двух эр (мезозойской и кайнозойской), без крупных перестроек структурных планов и размывов, выразившееся в существовании простых форм подземного рельефа, пологих углов наклона пород и низкого уровня разломной на-рушенности недр. Относительно более интенсивное тектоническое развитие имело место в неогене - инверсия тектонических движений и размыв пород (в среднем на 100-300 м). Очень значительные перестройки структурных планов, а также высокоамплитудные разломы характерны для Енисей-Хатангского ме-гапрогиба (ЕХМП) [4].
В объеме осадочной мегалинзы ЗСОМБ выделяются три региональных нефтегазоносных комплекса (юрский, неоком-аптский и альб-сеноманский), разделенных региональными и областными глинисто-кремнистыми покрышками (табл. 1).
Главные нефтегазоносные свиты ЗСМП представлены в табл. 2, при этом преимущественно газоносными являются покурская и танопчинская свиты (баррем-сеноман), нефтеносными - мегионская и вартовская (неоком). В юрском НГК встречаются все типы УВС: от чисто газовых до нефтяных.
Таблица 1
Сопоставление литолого-стратиграфических и нефтегазопродуктивных комплексов осадочного чехла
Литолого-стратиграфический комплекс Мощность, м Литология (отложения) Нефтегазоносный комплекс Продуктивность (залежи)
Верхнемеловой-палеогеновый 300-1500 Терригенные, кремнистые (морские) Региональная покрышка (в низах -газ-салинская пачка) Г
Альб-с еноманский 500-1000 Терригенные континентальные, морские Альб-сеноманский Г, ГН, НГ
Неоком-аптский До 1500 Терригенные, прибрежно-морские, континентальные, угленосные Неоком-аптский ГК, Н, НГК, ГКН, Г
Верхнеюрско-нижнемеловой (кемеридж-валанжинский) 100-500 Терригенные-терригенно-кремнистые, морские Региональная покрышка (в низах -ачимовский подкомплекс и баженовский горизонт Юс) Н, ГК
Келловей-оксфордский 10-300 Песчано- глинистые морские, континентальные, местами угленосные Юрский ГК, Н, НГК, ГКН, Г (весь спектр УВС)
Нижне-среднеюрский 200-2000 Терригенные континентальные, в том числе угленосные и прибрежно-морские (на севере ЗСП)
Примечание: УВС - углеводородные скопления; залежи: Г - газовые; ГК - газоконденсатные; ГН - газонефтяные; ГКН - газоконденсатонефтяные; Н - нефтяные; НГ - нефтегазовые; НГК - нефтегазоконденсатные.
Таблица 2
Главные нефтегазоносные свиты (толщи) ЗСМП
Свита (возраст) Ареал распространения Залежи углеводородов (нефтегазоносность)
Покурская (К1а1-К2ст) Вся мегапровинция Г (ГН)
Танопчинская (К1ар) Ямал, Гыдан Г, ГК
Вартовская (К1И2-Ъг) Центр, восток Н, НГК
Мегионская (К1у-И1) Центр, восток Н, ГКН
Ачимовская (К!") НПТР Н, ГК, ГКН
Баженовская (Д[) Центр, юго-восток, НПТР Н
Васюганская Восток Н, ГКН, ГК
Тюменская (11-2) Все области кроме арктических Г/Н, ГК, НГК
Ачимовская толща (АТ) берриаса-валан-жина нефтеносна в СП и на юге НПТР, преимущественно газоносна на севере Надым-Пурской НГО. В залежах АТ наблюдается аномально высокое содержание конденсата в ГК скоплениях (до 250-350 г/м3 и более).
В пределах мегапровинции число ежегодно открываемых месторождений после 1960 г. изменялось от 12-15 до 30 и более (до 1992 г. включительно), потом существенно снизилось. В центральных районах (в Ханты-
Мансийском автономном округе (ХМАО)) за последние 20 лет (с 1993 г.) было обнаружено более 100 месторождений УВ, из них 29 крупных и средних нефтяных (от 10 до 95 млн т, извлек.), в том числе семь крупных (более 30 млн т). За последние 10 лет в ХМАО открыто 75 месторождений с единичными запасами от 0,1 до 45 млн т, в их числе только два крупных (Колтогорское и Соровское), подавляющая часть относится к мелким и мельчайшим (менее 3,0 и 1,0 млн т).
В ЯНАО после 2000 г. открытие новых месторождений происходило только в Надым-Тазовском междуречье (ежегодно от двух-трех до пяти средних и небольших по геологическим запасам). В частности, по данным А.М. Брехунцова и др. (2012 г.), на территории округа за 10 лет (с 2001 по 2011 гг.) открыто 37 новых месторождений и 226 новых залежей УВ на известных месторождениях.
На шельфе Карского моря еще до 1991 г. было открыто два газоконденсатных месторождения - Русановское и Ленинградское. В период с 2001 по 2013 гг. в акватории Обской и Тазовской губ было обнаружено четыре новых газовых месторождения, в том числе два гигантских по запасам - Каменномысское-море и Северо-Каменномысское. Разведаны морские части пяти ранее выявленных месторождений (Харасавэйского, Антипаютинского, Семаков-ского, Тотаяхинского и Юрхаровского).
За 60 лет ведения ПРР в Западной Сибири число открытых месторождений УВ составило 896, из них: чисто нефтяные месторождения -
640 (более 2/3); газовые и газоконденсатные -115; остальные являются смешанными по фазовому состоянию (табл. 3).
В северных областях (ЯНАО) известно 234 месторождения, в том числе девять пограничных (суша/море) - по три в НПТР и на п-овах Ямал и Гыдан - и на шельфе Карского моря (табл. 4, рисунок). На крайнем северо-востоке ЗСП в пределах ЕХМП открыто 14 месторождений различной крупности, в том числе только одно чисто нефтяное (Пайяхское) и одно нефтегазоконденсатное (Байкаловское), все остальные - газовые и газоконденсатные, с залежами преимущественно в низах неокома (нижнехетская и суходудинская свиты берриаса-валанжина). Таким образом, арктические области ЗСМП относятся преимущественно и исключительно к газоносным (с малой долей нефтяной компоненты и невысоким фоновым содержанием конденсата - обычно не более 150 г/м3 в нижнем мелу, в отдельных среднеюрских залежах - до 250 г/м3, в АТ - до 350 г/м3).
Таблица 3
Распределение месторождений УВ Западной Сибири (суша) по типу/фазовому состоянию (данные на 01.01.2012 г.)
Регион Западной Сибири Месторождение УВ Общее кол-во месторождений
Г ГК ГН НГ НГК Н
ЯНАО 24 46 10 3 71 80 234
ХМАО (оценка) 19 3 16 - 22 422 482
Тюменская обл. (юг) - 2 - - - 35 37
Новосибирская обл. - 1 - - - 7 8
Омская обл. - 1 - - - 2 3
Томская обл. - 7 - - 16 92 115
Свердловская обл. 2 - 1 - - 2 5
Красноярский край (западный берег р. Енисей) 6 2 2 - 2 - 12
Всего месторождений по типу/ фазовому состоянию 51 62 29 3 111 640 896
Примечание: обозначение типа месторождений аналогично обозначениям залежей (см. табл. 1).
Таблица 4
Распределение месторождений УВ северных районов Западной Сибири по типу/фазовому
состоянию (данные на 01.01.2013 г.)
Регион Западной Сибири Месторождение УВ Общее кол-во
Г ГК ГН НГ НГК Н месторождений
ЯНАО (суша), том числе: 24 46 10 3 71 80 234
НПТР 6 31 10 2 61 80 190
п-ов Ямал 8 10 - - 8 - 26
п-ов Гыдан 8 2 - - 2 - 12
Шельф Карского моря 2 4 - - - - 6
зона вероятного распространения скоплений сланцевого
_ газа в низах юрской заглинизированной толщи
_ ареал распространения газа плотных низкопроницаемых
^^^ коллекторов в породах юры (от гор. Ю2 и ниже), триаса и палеозоя
Обзорная схема месторождений ЯНАО и предполагаемые ареалы распространения
нетрадиционных ресурсов газа
Месторождения
газовые и газоконденсатные
нефтяные
За все годы промышленной разработки из месторождений ЗСМП было добыто 11,5 млрд т нефти (Сургутский, Вартовский, Салымский и другие районы) и 16,5 трлн м3 свободного газа (преимущественно в НПТР), а суммарных УВ -почти 30 млрд т у. т. Текущие запасы газа составляют 32,8 трлн м3, нефти - более 11 млрд т. За шесть десятилетий поисков и разведки месторождений в пределах мегапровинции начальные открытые геологические запасы УВ составили около 160 млрд т у. т., в том числе извлекаемые - более 90 млрд т у. т., а также суммарные запасы северных и арктических областей (ЯНАО, ЕХМП, шельф) - 69 млрд т у.т.
Газ и нефть в пределах мегапровинции пространственно сегрегированы: основные запасы нефти сосредоточены в СП и Красноле-нинском районе Фроловской НГО, свободного газа - в НПТР и арктических областях. Это сказывается и на ежегодной добыче: газа - 550560 млрд м3 (ЯНАО), нефти - около 300 млн т, в том числе на севере - всего 22-25 млн т (20112013 гг.).
Геостатистика гигантских газосодержа-щих месторождений широко отражена в работах [6, 21, 22]. Рассмотрим также имеющиеся данные по нефтесодержащим месторождениям и проведем некоторое сопоставление.
В ХМАО открыто 29 гигантских нефтесо-держащих месторождений (крупнее 300 млн т) с суммарными начальными запасами нефти 37 млрд т (геол.), в том числе три уникальных, три сверхгигантских, 23 гигантских. Месторождением-лидером среди них является Самот-лорское, наиболее крупная залежь которого (горизонт БВ^3) содержит 1,3 млрд т начальных запасов нефти. В северных областях Западной Сибири открыто 28 гигантских газосодержа-щих месторождений с начальными запасами 42,9 трлн м3, в том числе четыре уникальных, три сверхгигантских, 21 гигантское. Прослеживается сопоставимость важнейших параметров газо- и нефтесодержащих месторождений УВ, однако месторождением-лидером в мегапро-винции является все же газосодержащее Уренгойское НГКМ - 13,5 млрд т у.т. (более 80 % -свободный газ). На севере ЗСМП открыто 43 гигантских месторождения, запасы УВ каждого из которых превышают 300 млн т у.т., с суммарными запасами газа и жидких УВ 56 млрд т у.т. (запасы нефти составляют менее 20 % в общем объеме). Здесь также известно всего шесть месторождений с преобладанием геологических
запасов нефти, из них только одно - Новопор-товское - на п-ове Ямал, остальные - в НПТР и Нижне-Мессояхском районе. Следует отметить, что среди северных месторождений-гигантов девять относятся к газовым и газоконденсат-ным, 34 - к смешанным (НГК/ГКН/НГ), нет ни одного чисто нефтяного. И, наоборот, среди 25 нефтесодержащих месторождений с единичными запасами более 500 млрд т (геол.) в целом по мегапровинции только четыре расположены в северных областях, 21 - в ХМАО и Томской обл. В Вынгапурской зоне нефтеносный Центр (СП) «встречается» с газоносным Севером мегапро-винции. Одноименное месторождение по запасам газа относится к гигантским, по геологическим запасам нефти - к крупнейшим (начальные запасы УВ - более 600 млн т у.т.).
Крайне трудно оценить общее число открытых единичных скоплений - залежей УВ. В целом для Западной Сибири эта величина явно составляет не менее 6,0-6,5 тыс. В ЯНАО открыто и разведано ~3000 залежей (по данным А.М. Брехунцова и др., 2013 г.), в том числе 1300 газовых и газоконденсатных, 1310 нефтяных, остальные - смешанные. Самое крупное скопление газа - Уренгойская пластово-массивная залежь в кровле сеномана (7,5 трлн м3), превышающая по геологическим запасам крупнейшую залежь нефти Самотлора более, чем в 5 раз. На шельфе Карского моря нефтесодержащие залежи пока не обнаружены. Исключение составляет пограничное (суша/море) Юрхаровское НГКМ на крайнем юге Тазовской губы.
К продуктивным (газо- и нефтевмеща-ющим) доминантным комплексам на севере ЗСМП относятся:
1) газовые доминант-комплексы:
• турон-сенонский - в центральной субмеридиональной зоне Пур-Тазовской НГО;
• сеноманский - в центрально-северных районах НПТР;
• аптский - в Ямальской и Карской НГО;
• неокомский - в Гыданской и Усть-Енисейской НГО;
• ачимовский - в центральной части НПТР;
2) нефтяные доминант-комплексы:
• сеноманский - в Пур-Тазовской НГО и Нижне-Мессояхском районе;
• неокомский - в Надым-Пурской НГО;
• ачимовский - на северо-востоке Надым-Пурской НГО;
• юрский - на юге Пур-Тазовской НГО.
В центральных районах мегапровинции (СП) нефтяным доминант-комплексом является неокомский, в западных - нижне-средне-юрский и нефтегазоносный комплекс зоны контакта (НГЗК), в юго-восточных и южных -верхнеюрский [1, 6, 23].
Структура начальных запасов свободного газа севера мегапровинции (суша и шельф) приведена в табл. 5, согласно данным которой в альб-сеноман-туронском комплексе сосредоточено 31,2 трлн м3 разведанных и 32,5 трлн м3 открытых запасов газа (66,2 и 57,8 % от суммарных соответственно).
Начальные запасы газа центральных и юго-восточных областей ЗСМП сравнительно невелики (менее 2 трлн м3) и составляют первые проценты от суммарных запасов УВ мегапро-винции - здесь резко преобладает нефть.
Таким образом, полностью подтвердился прогноз экспертов ВНИИГАЗа и ВНИГРИ 1970-х гг. [1, 16]: чем дальше на север от Среднего Приобья, тем меньше доля нефти, вплоть до полного исчезновения нефтяной фазы в Южно-Карской НГО. Хотя ряд исследователей (И.И. Нестеров, Н.Я. Кунин и др.) ожидали обнаружения гигантских нефтяных скоплений в арктических областях, причем не только на суше (на п-овах Ямал и Гыдан), но и на шельфе. Фактически установленное пространственное соотношение было предрешено генетическими причинами [6, 11, 12, 21, 24, 25].
Начальные запасы газа неоком-аптского комплекса составляют 17,1 трлн м3 (почти в два раза меньше, чем в верхнем комплексе), в АТ - 3,9 трлн м3, в юрском НГК - 2,6 трлн м3.
В ХМАО и других более южных областях ме-гапровинции максимально нефтеносен сравнительно узкий стратиграфический диапазон - от нижнего апта ниже алымской глинистой покрышки (горизонты АВ1-АВ4 и АС4-АСп на Вартовском и Сургутском сводах) до низов неокома (горизонты БВ/БС10-16), АТ и верхней части юрского комплекса (горизонты Ю^СГ, келловея-оксфорда и Ю2-Ю4 тюменской свиты средней юры). Залежи свободного газа с относительно небольшими запасами открыты в се-номане и неоком-апте преимущественно в СП -на Самотлорском, Ван-Еганском, Федоровском и некоторых других месторождениях, а также в средне-верхнеюрской толще Васюганского и Пудинского сводов в Томской обл.
В структуре УВП Западной Сибири начальные разведанные запасы составляют около 75 %, что свидетельствует о хорошей разве-данности выявленной части ресурсов, особенно свободного газа (84 %), при этом геологические запасы газа более чем в два раза превышают извлекаемые запасы нефти, что однозначно указывает на газ как главенствующий в промышленном отношении вид УВ-сырья ме-гапровинции.
Весьма характерной нефтегазогеологиче-ской особенностью ЗСМП является практически полное УВ-насыщение всей проницаемой части разреза ряда месторождений (в их сводовых частях) от кровли сеномана/альба до низов юры и НГЗК в западных областях: в Красноленинской зоне нефтенакопления, на севере Западно-Надымского района (Лензитское НМ) и п-ове Ямал (Бованенковское ГКМ),
Таблица 5
Структура запасов свободного газа северных областей Западной Сибири (суша), трлн м3 (по данным Государственного баланса на 01.01.2013 г.)
Литолого-стратиграфические нефтегазоносные комплексы Накопленная добыча Категория запасов Сумма открытых запасов
А + В + С1 С2
Туронский 0 1,2 0,3 1,5
Сеноманский 14,4 13,6 0,7 28,7
Нижнемеловой, в том числе: 1,5 15,7 6,1 23,3
• альбский 0,01 2,0 0,3 2,3
• аптский 0,05 4,8 1,6 6,5
• неокомский 1,4 6,7 2,5 10,6
• ачимовская толща 0,04 2,2 1,7 3,9
Юрский, в том числе: 0,01 0,7 2,0 2,7
• верхнеюрский 0,01 0,2 0,6 0,8
• среднеюрский 0 0,4 1,1 1,5
• нижнеюрский 0 0,1 0,3 0,4
Палеозойский и юрский 0 0,03 0,02 0,05
Итого 15,9 31,2 9,1 56,2
что связано с повышенной глинизацией нижнемеловой и юрской толщ. При движении на восток по мере увеличения общей песчанистости и ухудшения свойств покрышек общая нефтегазовая насыщенность разреза снижается до 70-80 % в центральных районах (Сургутском, Пурпейском, Уренгойском) до 40-30 % и менее на востоке СП и западе Пур-Тазовской НГО. В восточных районах постепенно снижается и полностью «затухает» продуктивность меловых комплексов (скопления УВ исчезают сначала из сеномана, далее из неокома и АТ). Снижается и общая продуктивность юры вплоть до нуля в окраинных зонах ЗСОМБ. В породах триаса и «коренного» палеозоя известно три месторождения УВ, в том числе крупнейшее по запасам Рогожниковское НМ. В НГЗК обнаружено большое число небольших по геологическим запасам (единицы и первые десятки млн т у.т.) скоплений УВ на юго-востоке, западе и северо-западе мегабас-сейна.
Анализом закономерностей и особенностей изменения состава и свойств УВ флюидов в залежах ЗСМП занимались многие исследователи [1, 3, 12, 14, 22, 23, 26-28]. Согласно полученным данным среди свободных газов преобладают метановые на малых глубинах (500-2000 м) и этансодержащие - на средних и больших (тяжелых УВ-газов от 3 до 12-15 %, редко более). Аналогично изменяется содержание конденсата - от 0,2 до 400 г/м3 (обычно 100-250 г/м3); кислых и инертных газовых компонентов немного (1-3 %, редко более); сероводород отсутствует; отмечены следы гелия и водорода.
Большое разнообразие наблюдается среди нефтей. Плотность и содержание смол и асфальтенов с глубиной снижаются от 0,94 до 0,78 г/см3 и от 20 и более до 3-5 % соответственно; содержание твердых алкановых углеводородов (парафина (П)) увеличивается с глубиной и стратиграфической приуроченностью залежей от 0,3-0,5 до 3-4 %, далее незакономерно (в зависимости от генетических условий). Содержание серы изменяется от 0,05-0,30 до 1,8-2,0 %, редко более. Высокосернистые нефти (с содержанием серы более 3 %) не обнаружены.
В неморских терригенных сероцветных толщах ЗСМП локализованы скопления нефтей разной плотности, малосернистых и практически бессернистых (содержание серы - от 0,4-0,3
до 0,05 %), но с различным содержанием П, как правило, малосмолистых и безасфальтеновых. В Сургутском, Салымском, Вартовском районах в неокоме и верхней юре (морские толщи) залегают сернистые смолисто-асфальтеновые нефти. В ареале Красноленинской зоны накопления распространены малосернистые нефти со средним содержанием парафина (3,5-5,0 %). Самое большое разнообразие нефтей (по составу и свойствам) наблюдается в юрском НГК, где часто в сближенных горизонтах на одних и тех же месторождениях встречаются геохимически противоположные нефти (в горизонтах Ю^ Ю2 и Ю3): Прирахтовское и Тайтымское НМ на юге, в ареале Сургутского свода и др. -сернистые малопарафиновые, и наоборот, высокопарафиновые, но бессернистые. В частности, в Салымском районе неокомские, баженов-ские (горизонт Ю0) и среднеюрские (горизонт Ю2-3) нефти существенно отличаются по всем параметрам.
В целом от центра мегабассейна (СП) на юго-восток и особенно на север существенно увеличивается содержание П (до 12-18 % и более) в нефтях как неокома, так и юры и НГЗК, вплоть до высоко- и ультрапарафиновых нефтей [1, 11, 12, 20]. Характерные примеры по изменению состава нефтей приведены в табл. 6 и 7.
Данные по составу нефтей и газов различных областей и комплексов пород свидетельствуют о том, что в большинстве случаев современные залежи УВ сингенетичны вмещающим толщам и избежали смешения из генетически различных источников, т.е. преобладала латеральная миграция нефти и газа.
Проблемам изучения онтогенеза УВ в осадочном чехле ЗСОМБ посвящено большое количество работ [1, 3, 4, 9, 10, 12, 14, 16, 19, 23, 27, 29-32 и др.], однако многие опубликованные результаты и выводы до сих пор носят дискуссионный характер. Это касается всех звеньев онтогенетической цепи событий и явлений (процессов) - генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ, эволюции, частичного (редко полного) разрушения их скоплений, поисков «генетических корней» нефти и особенно газа конкретных залежей.
В этой связи необходимо особо подчеркнуть, что (практически) весь объем осадочной мегалинзы ЗСП, сложенной сероцветными тер-ригенными породами, с содержанием органического вещества (ОВ) от 0,5-0,7 до 50-90 %
Таблица 6
Физико-химические свойства и состав нефтей наиболее характерных месторождений Западной Сибири
Административная область Нефтегазоносная область Месторождение Продуктивный горизонт (залежь, возраст пород) Плотность, г/см3 Содержание в нефти, % масс. Принадлежность к фациально-генетической группе нефтей
парафин сера смолы асфальтены
ХМАО Среднеобская Ван-Еганское ПКЬ6 (сеноман) 0,938 0,04 1,04 14,9 4,1 СГСм
Тюменская обл./ЯНАО Пур-Тазовская Русское ПКЬ6 (сеноман) 0,940 0,9 0,25 10,2 0,8 Незрелая нефть СГК
ХМАО Фроловская Ем-Еговское ВК; (нижний альб) 0,862 4,2 0,4 7,2 1,2 СК
Тюменская обл./ХМАО Среднеобская Соснинско-Советское АВ; (нижний апт) 0,852 2,3 1,0 10,8 0,9 СМ
Самотлорское БВ8 (валанжин) 0,851 2,2 0,9 6,8 0,8 СМ
ХМАО Среднеобская Усть-Балыкское БС10 (валанжин) 0,877 3,4 Г2 8,3 2,1 СМ
ЯНАО Гыданская Геофизическое ТП16 (неоком) 0,853 19,4 0,07 2,6 0,4 ГК
ЯНАО Надым-Пурская Северо-Губкинское БП10 (валанжин) 0,845 9,7 0,16 2,4 0,1 ГК
ЯНАО Пур-Тазовская Ярояхинское БТ6.8 (неоком) 0,847 18,3 0,13 2,7 Следы ГК
ЯНАО Пур-Тазовская Заполярное БТ10 (неоком) 0,878 4,7 0,19 0,47 0,04 ГК
ЯНАО Ямальская Новопортовское Новопортовская НП2.3 (валанжин) 0,843-0,865 4,80-8,71 0,03-0,16 2,26-3,01 0,01-0,20 гд
ХМАО Среднеобская Салымское Ю0 (верхняя юра, баженовская свита) 0,842 4,0 0,33 3,7 0,6 СМ
ЯНАО Пур-Тазовская Харампурское Ю; (верхняя юра) 0,840 4,9 0,14 3,0 0,2 ГСМ
ХМАО Васюганская Северо-Хохряковское Ю; (верхняя юра) 0,852 17,0 0,15 6,7 0,8 ГК
ХМАО Фроловская Ем-Еговское Ю2_3 (средняя юра) 0,838 4,9 0,26 3,4 0,3 СГК(О)
ЯНАО Надым-Пурская Уренгойское Ач3.4 0,824 3,11-8,60 0,14-0,20 1,78 Следы СГМ
ЯНАО Надым-Пурская Уренгойское Ю2 0,824 6,0-7,0 0,08 1,66 0,3 СГК
ЯНАО Пур-Тазовская Геологическое Ю2 (средняя юра) 0,820 13,8 0,12 2,0 0,1 ГК
ЯНАО Надым-Пурская Лензитское Ю2 (средняя юра) 0,807 3,6 0,03 0,6 Следы СГК(ТТ)
ЯНАО Ямальская Новопортовское Тюменская Ю2_6 (средняя юра) 0,832-0,871 5,43-11,74 0,02-0,21 2,0-5,73 0,07-1,06 ГК
Примечание: фациально-генетические группы нефтей: ГК - гумусово-континентальная; ГД - гумусово-дельтовая; ГСМ - гумусово-сапропелево-морская; СМ - сапропелево-морская; СК(О) -сапропелево-контннентальная (озерная); СГК - сапропелево-гумусовая континентальная; СГК(М) - сапропелево-гумусовая континентальная (морская); СГК(О) - сапропелево-гумусовая континентальная (озерная); СГК(ТТ) - сапропелево-гумусовая континентальная (термотрансформированная); СГМ - сапропелево-гумусовая морская; СГСм - сапропелево-гумусовая смешанная.
Таблица 7
Изменение состава и физико-химических свойств нефти в вертикально-катагенетическом ряду залежей Федоровского месторождения Западной Сибири (по данным ПГО «Обънефтегазгеология»)
Пластовая температура, °е Нефть
Возраст Средняя плотность, г/см3 содержание, %
продуктивного пласта глубина, м сера парафин смолы + асфальтены
Неоком
ас4 1880* 57 0,913 1,13 3,06 11,46
АС5-8 1880 57 0,913 1,3 0,8 46,5
АС6/1 1900 57 0,913 1,3 0,8 46,5
АС7-8 1900 57 0,913 1,1 2,7 11,0
ас9 1940 56 0,9 1,1 2,8 11,0
БС1 2020 61 0,893 1,9 3,8 14,6
бс2 2058 59 0,887 1,8 3,1 13,6
БС10/1 2244 66 0,881 1,7 3,5 11,0
БС10 2293 66 0,845** 1,0 3,8 7,6
Ачимовская толща
БС16 2520-2595 71 0,846 1,3 3,5 10,2
БС1, 2535 71 0,882 1,3 - -
БС18 2552 71 0,882 1,3 3,5 10,2
БС19 2616 71 0,882 1,3 3,5 10,2
Верхняя юра
ЮС1 2795-2808 79 0,848 1,23 2,0 6,7
ЮС1 2715-2760 79 0,848 1,67 2,0 6,7
ЮС1/1 (Тойлорская площадь) 2720-2760 79 0,848 1,67 2,0 6,7
ЮС1/2 2752 84 0,846 1,43 1,9 7,41
Средняя юра
ЮС2/1 2715-2900 80 0,869 1,45 3,0 11,9
ЮС3 (Восточно-Моховая площадь) 2800-2950 81 0,869 1,45 3,0 11,9
Примечание: * возможно смешение нефтей - перетоки снизу; ** крупнейшая залежь (50 % от общих запасов месторождения).
(рассеянного и концентрированного) следует отнести к производящему газ и битумоиды в диапазоне от сеномана до триаса (кроме узкой полосы вблизи линии выклинивания нижнемеловых и юрских пород на окраинах мегабассейна).
Рассмотрим главные продуцирующие (нефтегазоматеринские) толщи в разрезе осадочного чехла ЗСМП.
Битумогенерирующие толщи (в интервале показателя отражения витринита (Я0) от 0,45 до 1,25 %, градации катагенеза ГЩ - МК|, по шкале Н.Б. Вассоевича):
• отдельные глинистые прослои в низах неокома;
• баженовская свита (30-70 м) волжского возраста в Среднем Приобье, на юго-востоке и в южных районах НПТР;
• абалакская и васюганская свиты и их аналоги (келловей-оксфорд) центральных областей и северо-востока провинции;
• тюменская свита Фроловской, Средне-обской, Васюганской, Надым-Пурской НГО.
Газопроизводящие толщи (в диа-, прото-, мезо- и апокатагенезе, Яо - от 0,30 до 2,40 %):
• покурская субугленосная свита и ее аналоги северных областей;
• танопчинская угленосная свита арктических областей (суша и шельф);
• тюменская угленосная/субугленосная свита и ее аналоги юго-восточных, центрально-северных и арктических областей ЗСМП.
Основываясь на результатах изучения условий формирования УВС в юрских и меловых комплексах пород всех областей и райо-
нов мегапровинции, полученных автором статьи совместно с В.И. Ермаковым, В.Н. Ростовцевым, Н.Н. Соловьевым, Л.В. Строгановым и другими с 1974 г. по настоящее время [1, 3, 12, 16, 17, 20, 21 и др.], сделаны следующие выводы. По сути, все параметры нефтегазоносности провинций, областей, районов и зон, отдельных месторождений определяются и контролируются условиями их формирования, эволюции и сохранности/разрушения в течение длительных отрезков геологического времени и особенно в новейший период «глобального неотектогенеза», т.е. онтогенезом УВ [16, 17]. Для большинства областей ЗСМП и важнейших осадочных толщ были рассчитаны объемы и массы газо- и битумогенерации, изучено распределение органических подвижных соединений в ходе первичной и вторичной миграции, масштабы УВ-накопления в ловушках и эволюционно-ремиграционные потери нефти и свободного газа в локальных зонах расконсервации недр [1, 11, 12, 17]. Установлены взаимодействие и взаимовлияние геологических (первичных) и генетических факторов, специфика их проявления в конкретных областях и осадочно-продуктивных комплексах (стру ктурно - литолого - флюидальных системах). Примеры «расшифровки» такого влияния приведены в табл. 8.
По сравнению с другими молодыми плитами Северной Евразии и древними платформами потери УВ в течение эволюции их скоплений и в новейший период в недрах ЗСП оказались относительно невелики (масштабы разрушений УВ-скоплений проанализированы в работах [9, 12, 16, 17]). В Томской обл. есть примеры почти полного разрушения юрских залежей с перетоком УВ по разломам в толщу нижнего мела и значительным рассеиванием (мелкие остаточные нефтяные залежи, нефте-проявления): Черемшанская площадь, Средне-Васюганское, Южно-Мыльджинское, Верхне-Салатское, Вахское и другие месторождения. На севере мегапровинции существенно дегазированы Русское, Северо-Комсомольское, Ново-портовское, Нейтинское, Западно- и Восточно-Мессояхское и другие месторождения. Вместе с тем общие потери свободного газа из залежей в течение неоген-четвертичного времени оказались невелики - менее 10 % от современных запасов и прогнозных ресурсов [12, 17]. Более того, в преимущественно газоносных областях общая дегезация недр и уход газа из ловушек способствовали вторичному нефтенакоплению [1, 12, 17].
Вопросам оценки остаточных перспектив нефтегазоносности ЗСМП посвящено много работ [3, 13, 17, 22, 25, 28, 33-36 и др.].
Таблица 8
Влияние геологических (первичных) и генетических факторов на формирование, эволюцию и современное размещение залежей углеводородов в породах осадочного чехла северных районов
Западной Сибири
Нефтегазопродуктивный комплекс / подкомплекс Факторы
тектонический литологи-ческий геохимический геотермо-ката-генетический гидрогеологический эволюционно-динамический (динамика погружения, современные глубины и др.)
Тп Тд
Турон-сенонский ++ +++ +++ ~ ~
Сеноманский +++ ++ ++ ++ +
Альбский +++ +++ +++ ++ +
Аптский +++ +++ +++ ++ + + +
Неокомский (верхняя часть) ++ ++ ++ ++ ++ + +
Неокомский (нижняя часть) ++ + +++ + ++ ++
Ачимовская толща + ++ +++ + ++
Верхнеюрский (Ю1, СГ) +++ +++ +++ +++ ++ + ++
Среднеюрский ++ +++ +++ +++ +++ ++
Нижнеюрский ++ ++ ++ ++ +++ +
НГЗК + ++ +++ ++
Примечание: степень влияния: +++ решающая; ++ средняя; + пониженная; ~ неопределенная.
В ближайшие годы предстоит решить широкий спектр задач по нефтегазовой геологии Западной Сибири, к основным из которых следует отнести:
• определение реальных объемов и структуры начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов УВ;
• выявление эффективных направлений дальнейших поисков и разведки новых месторождений свободного газа и нефти для перевода перспективных и прогнозных ресурсов УВ в разведанные запасы;
• обоснование направлений новых ПРР;
• прогнозирование объемов приростов запасов промышленных категорий В + С;, в том числе на суше и в Южно-Карской области.
Согласно официальной оценке начальных потенциальных ресурсов (НПР) свободного газа северных областей ЯНАО (суша), на 01.01.1993 г. их объем составлял 94,7 трлн м3, на 01.01.2002 г. - 96,7 трлн м3, по всей Тюменской обл. - около 102 трлн м3, по всей ЗСМП - 136,0 трлн м3 (суша + шельф). На 01.01.2009 г. ресурсы свободного газа (суша) мегапровинции были официально приняты в объеме 116,3 трлн м3 (с учетом ЕХМП), по северу - суммарно по суше ЯНАО и шельфу (Южно-Карская НГО) - 147,3 трлн м3 (98,8 и 48,5 трлн м3 соответственно). Таким образом, на долю центральных, южных и северовосточных хорошо изученных областей мега-провинции приходится 17,5 трлн м3 ресурсов при начальных запасах менее 3 трлн м3. Эта цифра представляется чрезмерно завышенной, учитывая общую изученность этих областей (75-80 %). Спекулятивно завышенной (не менее чем на 55-59 трлн м3) следует считать официальную оценку НПР газа всей мегапровин-ции - 164,8 трлн м3 (особенно ресурсов недр акватории Карского моря). Согласно расчетам автора статьи и Т.В. Гудымовой, проведенным по двум независимым методам - геологическому и геолого-математическому, реальная величина газового потенциала (ГП) мегапровин-ции оценивается в 106/103-109 трлн м3, в том числе 80,0-82,0 трлн м3 приходится на сушу и 24,0-26,0 трлн м3 - на шельф (с губами и заливами) [6, 25, 28, 34]. Следовательно, неоткрытые ресурсы газа суши и шельфа мегапро-винции сопоставимы и составляют 22,0-24,0 и 21,6-23,6 трлн м3 соответственно. Также следует отметить, что в силу ряда геологических и генетических причин [2, 20] суммарный
объем ресурсов газа Южно-Карской области и Обской губы не может существенно превышать ресурсы газа Ямальской области (суша), реальная оценка которых составляет 20-22 трлн м3.
Оценка НПР нефти ЗСМП является более сложной задачей. По состоянию на 01.01.2002 г. они официально оценивались более чем в 180/60 млрд т (геол./извлек.). В 2009-2012 гг. показатели были несколько снижены, однако не настолько, чтобы соответствовать современной геологической и буровой изученности (до 80 % и более) преимущественно нефтеносных областей (СП и др.) при отношении величин начальных запасов/ресурсов менее 0,53. По расчетам автора, НПР нефти мегапровинции составляют 43-45 млрд т (извлек.), т.е. до 120 млрд т (геол.). Соответсвенно, реально можно прирастить в ходе ПРР еще до 11-12 млрд т новых разведанных запасов по всей территории ЗСМП (низы неокома и юра) и на шельфе Карского моря (преимущественно в неокомских горизонтах).
Таким образом, подтверждаемый (через геологоразведку) УВ-потенциал мегабассейна (начальные традиционные геологические ресурсы) может быть оценен интервально в 240250 (до 260) млрд т у.т. по всем видам УВ, а неоткрытая часть ресурсов - в 80-85 млрд т у.т. (преобладает свободный газ).
Несмотря на высокую буровую изученность осадочного чехла мегабассейна в целом, возможности для открытия многих десятков средних по запасам и большого числа мелких нефтяных месторождений, а также новых залежей на известных месторождениях далеко не исчерпаны в СП, Предуралье и Томской обл., смешанных (типа НГК/ГКН) - в Надым-Тазов-ском междуречье.
Основные неоткрытые ресурсы газа сосредоточены в апте, неокоме и средней юре арктических областей мегапровинции, включая Карское море. На сегодняшний день прогнозируется открытие трех-четырех сверхгигантских газосодержащих месторождений на шельфе (более 1 трлн м3), 22-25 крупнейших и гигантских (0,1-1,0 трлн м3), 70-80 крупных (30-100 млрд м3), многих сотен средних (одно-и многозалежных), первых тысяч мелких и мельчайших (0,1-3,0 млрд м3, геол.; как правило, однозалежных). Общее число месторождений УВ в пределах ЗСМП, которые могут быть открыты за 100 лет ведения ПРР (к 2053 г.), оценивается автором в 4300-4500 (за счет мельчайших месторождений - до 5000).
В окраинных районах ЗСОМБ (западнее и восточнее НПТР) ожидается открытие преимущественно средних и малых по геологическим запасам месторождений типа Н/НГК-ГКН в Обь-Надымском междуречье и ГК/Г (ГКН) на востоке Пур-Тазовской НГО (юра, НГЗК, вероятно, доюрский комплекс).
До 2040 г. общий прирост новых запасов газа оценивается в 32-34 трлн м3 (табл. 9). Оценка приростов новых разведанных запасов нефти в ЗСМП составляет 8-9 млрд т. Таким образом, к началу шестого десятилетия XXI в. практически все традиционные ресурсы УВ (до 90-93 %) будут освоены и переведены в начальные запасы, в том числе и в накопленную добычу. Это повлечет за собой масштабное промышленное освоение нетрадиционных ресурсов нефти (после 2020 и до 2060 г.) и газа (после 2035 и, вероятно, до 2070 г. и далее).
На основании изложенных результатов геологического изучения ЗСОМБ и данных по нефтегазоносности ЗСМП можно сделать следующие выводы.
Западно-Сибирская нефтегазоносная мега-провинция, приуроченная к одноименной молодой плите, уникальна по разведанным запасам и неоткрытым (предполагаемым) - перспективным и прогнозным - ресурсам газа и кон-
денсата и имеет важнейшее значение в мировой структуре запасов и ресурсов нефти. В недрах северной части мегапровинции сформировался крупнейший в мире узел газонакопления в терригенных толщах, ограниченный трендом месторождений Медвежье - Ямбургское -Заполярное - Губкинское - Ямсовейское, центр которого - месторождение Большой Уренгой. Арктические районы мегапровинции изучены недостаточно, особенно по средним и нижним горизонтам осадочного чехла.
Современная сейсмобуровая изученность осадочного чехла оценивается по Ямальской НГО на уровне 55-60 %, Гыданской - 30-35 %, Карского моря (включая губы и заливы) -менее 5 %. Слабоизучены средние и нижние горизонты неокома на п-ове Гыдан и в шель-фовых зонах, весь юрский продуктивный комплекс повсеместно, особенно нижние и ба-зальные горизонты юры и НГЗК (в СП, НПТР, арктических областях суши).
Наиболее выдающаяся генетическая (генерационная) роль в объеме осадочного чехла ме-гапровинции принадлежит углям нижнего мела (готерив-альб) и средней юры (в региональном плане) и битуминозной глинисто-кремнисто-сапропелевой баженовской свите верхней юры, на долю которых, по оценке автора, приходится
Таблица 9
Прогноз реальных приростов разведанных запасов газа в ЗСМП за счет ПРР с учетом современной изученности и остаточных перспектив газоносности осадочного чехла и зоны контакта (2015-2040 гг.)
Регион Западной Сибири Прирост запасов кат. А + В + С1, трлн м3 (наиболее перспективные комплексы)
Томская обл. 0,18-0,20 (юра, НГЗК)
ХМАО + юг Тюменской обл. 0,82-0,90 (юра, НГЗК)
Междуречье р. Обь и Енисей 5,6-5,8 (низы неокома, АТ, юра, НГЗК)
п-ов Ямал 3,2-3,5 (неоком, юра, НГЗК)
п-ов Гыдан 4,2-4,4 (неоком-апт)
ЕХМП 1,5-2,0 (неоком, верхняя и средняя юра)
Итого (суша) 15,5-16,8
Обская и Тазовская губы 2,2-2,5 (нижний мел)
Открытый шельф Карского моря 14,3-14,7 (нижний мел, средняя юра по окраинам)
Итого (шельф) 16,5-17,2
Всего 32,0-34,0
Примечание: по авторской оценке, неоткрытые традиционные ресурсы газа ЗСМП составляют 45,0-47,0 трлн м3.
более 50 % свободного газа и не менее 60 % нефти в современных залежах. Генетические условия в нижнемеловых и юрских толщах севера мегапровинции обусловили формирование и сохранность преимущественно газосо-держащих скоплений, вследствие чего газовый потенциал осадочного чехла превосходит нефтяной, что и подтверждается современным размещением УВ-скоплений и соотношением между запасами газа и жидких УВ в открытых месторождениях. Будущие открытия вряд ли существенно изменят соотношение газа и нефти в начальных запасах северных и особенно арктических областей ЗСМП.
К 2014 г. в пределах ЗСМП, включая Енисей-Хатангский мегапрогиб, открыто более 900 месторождений УВ, различных по величине (по геологическим запасам) и фазовому состоянию. Начиная с 2001 г. ежегодно открывается 7-10 новых месторождений. При сохранении подобных темпов общее число месторождений превысит 1000 к 2022-2023 гг.
За 60 лет изучения геологического строения недр мегабассейна и освоения УВП мега-провинции его выявленная часть (начальные геологические запасы, включая категорию С2) достигли 160 млрд т у.т. (газ + жидкие УВ). По данным автора, традиционные НПР УВ оцениваются в 250/240-260 млрд т у.т. Таким образом, с вероятностью не менее 80 % в предстоящие десятилетия XXI в. реально прирастить еще 70-75 млрд т у.т. разведанных геологических запасов УВ, однако только при существенном увеличении объемов ПРР на суше ме-гапровинции (на шельфе еще не одно десятилетие значительные приросты запасов будут происходить при относительно малых физических объемах глубокого бурения).
Осадочный чехол северных и арктических областей Западной Сибири обладает колоссальным УВ-потенциалом (в первую очередь за счет его газовой компоненты), обусловленным развитием огромных масс ОВ (как рассеянного, преимущественно гумусового и лейптинито-гумусового состава, так и концентрированного, в виде углей и углистых сланцев). Потенциальные геологические ресурсы Ямальской, Гыданской и Южно-Карской НГО, согласно оценке 2010 г. (совместно с экспертами ОАО «СибНАЦ»), превышают 60 млрд т у.т. (82-85 % - свободный газ). Геологические ресурсы в плотных низкопроницаемых газонасыщенных коллекторах (в интервале глубин от
3,3-3,5 до 5,5-6,0 км) сопоставимы с традиционными газовыми ресурсами. Их промышленное освоение в НПТР станет целесообразным после 2025 г.
В конечном счете суммарный прирост разведанных запасов категорий В + С1 в средней перспективе (к 2030 г.) по Ямальской, Гыданской (суша) и Южно-Карской (шельф) НГО оценивается в 17,5 трлн м3 газа и до 2,5 млрд т нефти и конденсата (всеми компаниями-операторами). В отдаленной перспективе после 2030 г. достигнутый уровень добычи газа по арктическим месторождениям (до 450 млрд м3/год) будет поддерживаться за счет месторождений-спутников, вновь открываемых на суше, и морских месторождений на шельфе Карского моря (меловые продуктивные горизонты).
Арктические области Западной Сибири (Ямал, Гыдан, шельф Карского моря) составляют стратегический резерв развития минерально-сырьевой базы (МСБ) и добычи природного газа России. Изучение и освоение углеводородного и прежде всего газового потенциала недр этих областей будет активно продолжаться до 2050-2060 гг., а глубоких горизонтов - до последних десятилетий XXI в.
Промышленное освоение громадного углеводородного потенциала недр арктических областей ЗСМП - транснациональная задача, требующая объединения финансовых возможностей, использования новейших технических средств и инновационных технологий целого ряда крупнейших отечественных и зарубежных компаний-операторов и инвесторов.
Дальнейшее освоение Западной Сибири, развитие нефтегазовой отрасли этого региона и его стратегическая для России роль во многом зависят от проведения дальнейших ПРР с целью укрепления и расширения МСБ газо- и нефтедобычи (прежде всего в северных и арктических областях суши и шельфа Карского моря). Необходимой основой планирования и проведения ПРР в ближайшие десятилетия должен стать всесторонний анализ формирования и эволюции скоплений газа и нефти, результаты которого позволяют объяснить современную картину размещения уже открытых месторождений, уточнять качественный и количественный прогноз и предсказывать (с той или иной вероятностью) будущие открытия месторождений газа и нефти.
Таким образом, полный цикл масштабного изучения и освоения традиционных ресур-
сов углеводородов ЗСМП составит не менее 100 лет, а с учетом нетрадиционных ресурсов (газ и нефть в плотных коллекторах, сланцевые нефть и газ) - до полутора столетий (в XX-
XXI вв.). К 2100 г. накопленная добыча газа за счет всех источников УВ в недрах мегабассей-на, вероятно, достигнет 60-70 трлн м3, нефти и конденсата - не менее 45-50 млрд т.
Список литературы
1. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков,
В. А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984.
2. Запивалов Н.П. Западная Сибирь: некоторые исторические вехи и новые перспективы / Н.П. Запивалов // Геология нефти и газа. -2009. - № 1.
3. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25. -(Серия «Вести газовой науки»).
4. Конторович А. Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.И. Салманов и др. - М.: Недра, 1975. - 679 с.
5. Рудкевич М.Я. Основные этапы истории геологического развития Западно-Сибирской плиты / М.Я. Рудкевич, В.С. Бочкарев,
Е.М. Максимов и др. // Труды ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1970. - Вып. 28. - 175 с.
6. Скоробогатов В. А. Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений-гигантов /
B.А. Скоробогатов // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. -
C. 5-16. - (Серия «Вести газовой науки»).
7. Сурков В. С. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, А.А. Трофимук, О.Г. Жеро и др. - М.: Недра, 1986. - 149 с.
8. Бочкарев В. С. Основные результаты сверхглубокого бурения скважин (СГ-6 Тюменской и СГ-7 Ен-Яхинской) в Западной Сибири // В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, К.С. Иванов // Горные ведомости. - Тюмень, 2013. -
№ 12 (115). - С. 6-30.
9. Герман Е.В. Мезозойские нефтегазоносные комплексы и условия формирования месторождений нефти и газа в северных районах Западной Сибири / Е. В. Герман
и др. // Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. - Л., 1985. - С. 112-119.
10. Скоробогатов В.А. Некоторые критерии перспектив нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, С.Г. Краснов // Геология нефти и газа. - 1984. -№ 3. - С.15-19.
11. Скоробогатов В.А. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов. -
М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. - 261 с.
12. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
13. Сурков В.С. Прогноз крупных зон нефтегазонакопления в нижне-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты /
В.С. Сурков, Ф.Г. Гурари, О.Г. Жеро и др. // Советская геология. - 1990. - № 8. - С. 21-26.
14. Брехунцов А.М. Формирование и преобразование залежей нефти и газа в Западной Сибири / А.М. Брехунцов,
В.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня // Генезис нефти и газа. - М.: ГЕОС, 2003. - С. 45-46.
15. Астафьев Д.А. Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления
на севере Западной Сибири / Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А.М. Радчикова // Геология нефти и газа. - 2008. - № 4. - С. 2-8.
16. Данилов В.Н. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах
мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев,
В.А. Скоробогатов и др. - М.: Изд-во Академии
горных наук, 1999. - 400 с.
17. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири: обз. инф. / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев. - М.: Геоинформмарк, 1997. -134 с. - (Серия «Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья»).
18. Иванова М.М. Промыслово-геологические особенности Русского газонефтяного месторождения / М.М. Иванова, И.С. Гутман, Е.П. Титунин // Геология нефти и газа. - 1989. -№ 8. - С. 15-19.
19. Скоробогатов В.А. Роль разломов в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев,
B.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. -
C. 112-131.
20. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 352 с.
21. Скоробогатов В.А. Сравнительный анализ условий нефтегазонакопления в Западно-Сибирском и Арабо-Персидском мегабассейнах / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -С. 43-52.
22. Скоробогатов В.А. Геостатистика ЗападноСибирской нефтегазоносной мегапровинции / В.А. Скоробогатов, Н.Ю. Юферова,
A.М. Радчикова // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2005. - С. 48-59.
23. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) /
B.А. Скоробогатов // Советская геология. -1984. - № 9. - С. 3-13.
24. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. - С. 8-14.
25. Скоробогатов В.А. Проблемы изучения и освоения газового потенциала недр арктических областей Западно-Сибирского осадочного мегабассейна / В.А. Скоробогатов // Сб. научн. тр. ООО «ТюменНИИГипрогаз». -Тюмень: Флат, 2011. - С. 100-103.
26. Дворецкий П.И. Изотопный состав природных газов севера Западной Сибири: обз. инф. / П.И. Дворецкий и др. - М.: ИРЦ Газпром. -2000. - (Серия «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений»).
27. Немченко Н.Н. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири / Н.Н. Немченко,
А.С. Ровенская, М. Шоелл // Геология нефти и газа. - 1999. - № 1-2. - С. 45-56.
28. Скоробогатов В.А. Углеводородный потенциал недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна / В.А. Скоробогатов // Юбилейная конференция, посвященная 75-летию ВНИГРИ «ТЭК России - основа процветания страны». -СПб.: ВНИГРИ, 2004. - С. 276-287.
29. Давыдова Е.С. Проблемы изучения, оценки и освоения углеводородного потенциала ачимовской толщи (берриас-валанжин) Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири / Е.С. Давыдова, И.Б. Извеков, Г.Р. Пятницкая
и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). - С. 81-90.
30. Емец Т.П. Катагенез и углеводородный потенциал отложений севера Западной Сибири / Т.П. Емец, Н.В. Лопатин,
В.Н. Литвинова // Геология нефти и газа. -1986. - № 1. - С. 53-58.
31. Наливкин В.Д. Роль процессов преобразования органического вещества и нефтей в распределении нефтяных и газовых залежей Западной Сибири / В. Д. Наливкин и др. // Геология нефти и газа. - 1969. - № 9. - С. 6-12.
32. Скоробогатов В.А. Геотермические и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - М., 2010. - № 2. - С. 91-97.
33. Варламов А.И. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы наращивания его разведанной части /
A.И. Варламов, А.П. Афанасенков,
М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. - Спецвыпуск. - 2013. - С. 4-13.
34. Гудымова Т.В. Газовый потенциал осадочных бассейнов России / Т.В. Гудымова,
B.А. Скоробогатов // Газовые ресурсы России в XXI веке. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. - С. 73-82.
35. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В.В. Ремизов, В.И. Резуненко, А.И. Гриценко и др. // Газовая промышленность. - 2000. - № 9. - С. 9-13.
36. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) / Д.А. Соин,
B.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -
C. 59-65.
37. 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. Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. -2012. - № 676. - С. 43-47.
References
1. Ermakov V.I. Generation of hydrocarbon gases in coal-bearing and subcoal-bearing deposits / V.I. Ermakov, V.A. Skorobogatov. - M.: Nedra, 1984.
2. Zapivalov N.P. Western Siberia: some historical milestones and new prospects / N.P. Zapivalov // Oil and gas geology. - 2009. - № 1.
3. Karnaukhov S.M. Era of cenomanian gas: «from sunrise to sunset» / S.M. Karnaukhov,
V.A. Skorobogatov, O.G. Kananykhina // Problems of resources' provision of gas-producing areas of Russia up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2011. - P. 15-25. - (Series «Vesti gazovoy nauki»).
4. Kontorovitch A.E. Oil and gas geology of the Western Siberia / A.E. Kontorovitch, I.I. Nesterov, F.I. Salmanov et al. - M.: Nedra, 1975. - 679 p.
5. Rudkevitch M.Ya. Main stages of the geological development history of the Western-Siberian Plate / M.Ya. Rudkevitch, V.S. Bochkarev,
E.M. Maksimov et al. // Works of ZapSibNIGNI. -Tyumen, 1970. - Iss. 28. - 175 p.
6. Skorobogatov V.A. Common and special in the generation of giant gas and oil deposits / V.A. Skorobogatov // Problems of resources' provision of gas-producing areas of Russia up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2012. -P. 5-16. - (Series «Vesti gazovoy nauki»).
7. Surkov V.S. Megacomplexes and deep structure of the earth crust of the Western-Siberian Plate / V.S. Surkov, A.A. Trofimuk, O.G. Zhero et al. -M.: Nedra, 1986. - 149 p.
8. Bochkarev V. S. Main results of superdeep wells' drilling (SG-6 Tyumenskaya and SG-7 En-Yakhinskaya) in the Western Siberia //
V.S. Bochkarev, A.M. Brekhuntsov, K.S. Ivanov // Mountains' gazette. - Tyumen, 2013. -№ 12 (115). - P. 6-30.
9. German E.V. Mesozoic oil-gas-bearing complexes and oil and gas deposit formation conditions
in Northern areas of the Western Siberia / E.V. German et al. // Regularities of generation of oil and gas accumulations in platform oil-gas-bearing provinces of the USSR. - L., 1985. -P. 112-119.
10. Skorobogatov V.A. Some criteria of oil-bearing capacity prospects of the Bazhenov formation of the Western Siberia / V.A. Skorobogatov, S.G. Krasnov // Oil and gas geology. - 1984. -№ 3. - P. 15-19.
11. Skorobogatov V.A. Gydan: geological structure, hydrocarbon resources, future / V.A. Skorobogatov, L.V. Stroganov. - M.: Nedra-Biznestsentr, 2006. - 261 p.
12. Stroganov L.V. Gases and oil of earlier generation of the Western Siberia / L.V. Stroganov,
V.A. Skorobogatov. - M.: Nedra-Biznestsentr, 2004. - 414 p.
13. Surkov V. S. Forecast of large oil-gas accumulation areas in lower-middle Jurassic deposits of the Western-Siberian Plate / V.S. Surkov, F.G. Gurari, O.G. Zhero et al. // Soviet geology. - 1990. -
№ 8. - P. 21-26.
14. Brekhuntsov A.M. Generation and transformation of oil and gas deposits in the Western
Siberia / A.M. Brekhuntsov, V.S. Bochkarev, N.P. Deshenya // Oil and gas genesis. - M.: GEOS, 2003. - P. 45-46.
15. Astafyev D.A. Graben-rift system and location of oil-gas accumulation areas in the north of the Western Siberia / D.A. Astafyev, V.A. Skorobogatov, A.M. Radchikova // Oil and gas geology. - 2008. - № 4. - P. 2-8.
16. Danilov V.N. Comparative analysis of hydrocarbon ontogenesis in Pechora and other sedimentation basins of the world / V.N. Danilov, N.A. Malyshev, V.A. Skorobogatov et al. -
M.: Publishing house of the Academy of mining sciences, 1999. - 400 p.
17. Ermakov V.I. Geological-geochemical and tectonic factors of the gas-bearing capacity forecast of the north of the Western Siberia: educ. inf. / V.I. Ermakov, V.A. Skorobogatov, N.N. Solovyev. - M.: Geoinformmark,
1997. - 134 p. - (Series «Geology, methods of prospecting, exploration and evaluation of deposits of fuel-energy feedstock»).
18. Ivanova M.M. Commercial-geological peculiarities of the Russian gas-oil deposit / M.M. Ivanova, I.S. Gutman, E.P. Titunin // Oil and gas geology. - 1989. - № 8. - P. 15-19.
19. Skorobogatov V.A. Role of faults in the generation, evolution and destruction of oil and gas accumulations in the sedimentary cover of northern and south-eastern areas of the Western Siberia / V.A. Skorobogatov, N.N. Solovyev, V.A. Fomichev // Gas-bearing capacity forecast of Russia and bordering countries. - M.: VNIIGAZ, 2000. - P. 112-131.
20. Skorobogatov V.A. Geological structure and gas-oil-bearing capacity of Yamal / V.A. Skorobogatov, L.V. Stroganov, V.D. Kopeev. - M.: Nedra-Biznestsentr, 2003. - 352 p.
21. Skorobogatov V.A. The comparative analysis of conditions of oil-and-gas accumulation in West-Siberian and Arab-Persian megabasins / V.A. Skorobogatov, N.N. Solovyev // Vesti gazovoy nauki: Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. - № 5 (16). - P. 43-52.
22. Skorobogatov V.A. Geostatistics of the Western-Siberian oil-gas-bearing megaprovince / V.A. Skorobogatov, N.Yu. Yuferova,
A.M. Radchikova // Problems of natural gas geology of Russia and bordering countries. - M.: VNIIGAZ, 2005. - P. 48-59.
23. Skorobogatov V.A. Oil accumulation conditions in the Krasnoleninskaya area (Western Siberia) / V.A. Skorobogatov // Soviet geology. - 1984. -№ 9. - P. 3-13.
24. Skorobogatov V.A. Genetic reasons of the unique gas- and oil-bearing capacity of Cretaceous
and Jurassic sediments of the Western-Siberian province / V.A. Skorobogatov // Geology, geophysics and development of oil and gas deposits. - M.: VNIIOENG, 2003. - № 8. -P. 8-14.
25. Skorobogatov V.A. Problems of study and development of gas potential of mineral resources of Arctic regions of the Western-Siberian sedimentation megabasin /
V.A. Skorobogatov // Collection of research papers. LLC TuymenNIIGyprogaz. - Tuymen: Flat, 2011. - P. 100-103.
26. Dvoretskiy P.I. Isotopic composition of natural gases of the north of the Western Siberia: ed. inf. / P.I. Dvoretskiy et al. - M.: IAC Gazprom. -2000. - (Series «Geology and exploration of gas and gas condensate deposits»).
27. Nemchenko N.N. Origin of natural gases of gigantic gas deposits of the north of the Western Siberia / N.N. Nemchenko, A.S. Rovenskaya, M. Shoell // Oil and gas geology. - 1999. -
№ 1-2. - P. 45-56.
28. Skorobogatov V.A. Hydrocarbon potential of mineral resources of the Western-Siberian sedimentation megabasin / V.A. Skorobogatov // Anniversary conference dedicated to the 75-year anniversary of VNIGRI «FEC of Russia - basis of country's prosperity». - SPb.: VNIGRI, 2004. -
P. 276-287.
29. Davydova E.S. Problems of studying, assessment and development of hydrocarbonic potential of Achimov thickness (Berriasian - Valanginian) of Nadym-Pur-Tazovsky region of Western Siberia / E.S. Davydova, I.B. Izvekov, G.R. Pyatnitskaya et al. // Vesti gazovoy nauki: Resource support problems of Russian oil-producing regions up
to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. -№ 5 (16). - P. 81-90.
30. Emets T.P. Katagenesis and hydrocarbon potential of sediments of the north of the Western Siberia / T.P. Emets, N.V. Lopatin, V.N. Litvinova // Oil and gas geology. - 1986. - № 1. - P. 53-58.
31. Nalivkin V.D. Role of processes of organic substance and oil transformation in the distribution of oil and gas deposits of the Western Siberia / V.D. Nalivkin et al. // Oil and gas geology. -1969. - № 9. - P. 6-12.
32. Skorobogatov V.A. Geothermal and catagenetic oil-gas-bearing capacity conditions of the Yamal-Kara region of the Western Siberia / V.A. Skorobogatov, D.A. Soin // Oil and gas geology. -M., 2010. - № 2. - P. 91-97.
33. Varlamov A.I. Quantitative assessment of the resource potential of hydrocarbon raw materials of Russia and immediate prospects of its explored part / A.I. Varlamov, A.P. Afanasenkov, M.I. Lodgevskaya et al. // Oil and gas geology. -Special issue. - 2013. - P. 4-13.
34. Gudymova T.V. Gas potential of sedimentation basins of Russia / T.V. Gudymova,
V.A. Skorobogatov // Gas resources of Russia in the XXI century. - M.: VNIIGAZ, 2003. -P. 73-82.
35. Remizov V.V. Problems of gas resources' development of Siberia and Far East /
V.V. Remizov, V.I. Rezunenko, A.I. Gritsenko et al. // Gas Industry. - 2000. - № 9. - P. 9-13.
36. Soin D.A. Pressure and temperature conditions of gas-and-oil occurence of northern regions of Western Siberia (land and shelf) / D.A. Soin, V.A. Skorobogatov // Vesti gazovoy nauki: Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. - № 5 (16). - P. 59-65.
37. Skorobogatov V.A. Gas resources in low-permeable reservoirs of sedimentation basins of Russia and prospects of their industrial development / V.A. Skorobogatov, V.A. Kuzminov, L.S. Salina // Gas industry. Special issue: Non-conventional oil and gas resources. - 2012. -№ 676. - P. 43-47.
