CC BY
88
УДК 553.98:622.2(571.1)
Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги и перспективы
Г.Р. Пятницкая1*, В.А. Скоробогатов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: G_Pyatnitskaya@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП) начиналась с нижне-нижне- среднеюрского подкомплекса юры, точнее, с промышленных притоков из зоны контакта юры и до-
среднеюрские юрских пород - в Березовской (газ) и Колпашевской опорных скважинах. На севере ЗСМП поро-
отложения, ды средней юры вскрыты 5200 скважинами в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР), на Ямале
углеводороды, и Гыдане. Открыто 232 месторождения углеводородов (УВ), в том числе в юрском комплексе - 112,
запасы, в том числе в средней и нижней юре - 67, в том числе в НПТР - 58, на Ямале - 8, на Гыдане - 1.
ресурсы, Разведанные запасы свободного газа (СГ) в нижне-среднеюрском подкомплексе составляют все-
освоение, го 611 млрд м3, запасы кат. В2+С2 - 1447 млрд м3, нефти - 163 и 151 млн т (извлек.) соответствен-
Надым-Пур- но, добыча не производится. Многие залежи СГ существенно недоразведаны в силу ряда причин:
Тазовский регион, из 2,1 трлн м3 предварительно оцененные запасы превышают 70 %. Промышленная значимость Ямал, нижне-среднеюрской толщи по газу на севере ЗСМП значительно выше, чем по нефти. Даже когда
Западная Сибирь. конечный коэффициент извлечения газа станет приблизительно равным 70 %, можно будет извлечь более 1,3 трлн м3 газа, а нефти - не более 240...250 млн т (с учетом доразведки залежей УВ при переводе запасов кат. В2+С2 в разведанные на уровне 40.50 %).
Наиболее значительные запасы СГ сосредоточены на Бованенковском месторождении в интервале глубин 2,5.3,1 км, а также в районе Большого Уренгоя. Запасы нефти подкомплекса рассредоточены по средним и преимущественно малым залежам (менее 3 млн т, извлек.). Значительная часть запасов УВ приурочена к залежам с очень низкой проницаемостью коллекторов, из которых при испытании скважин получены полу- и непромышленные притоки (Лензитское нефтяное месторождение и др.). Среди недавно открытых «юрских» месторождений примечательно Ярудейское нефтега-зоконденсатное с крупными запасами легкой нефти и средними запасами СГ (в сумме 100 млн т у.т., геол.; 49 млн т у.т., извлек.). По расчетам будущая ежегодная добыча (после 2035 г.) из средней юры (традиционные запасы) составит: СГ - до 40 млрд м3, жидких УВ - до 15 млн т.
До 2040 г. на севере ЗСМП предстоит открыть еще многие десятки залежей УВ с традиционными запасами (в средней юре) и преимущественно нетрадиционными ресурсами СГ в средних и нижних горизонтах тюменской свиты и ее аналогов. Добыча УВ из плотных низкопроницаемых коллекторов юры (с коэффициентом проницаемости 0,1.0,2 мД и менее) станет масштабной после 2045 г. в силу значительного исчерпания традиционных запасов и ресурсов УВ в неокоме и юрском комплексе.
Под углеводородным потенциалом (УВП) тех или иных геологических объектов -провинций, областей, районов, автономных генерационно-аккумуляционных (нефтегазоносных) комплексов пород (НГК) - авторы понимают начальные потенциальные ресурсы (НПР) газа и жидких углеводородов (УВ) - нефти и конденсата, их интегральную величину и структуру, т.е. дифференциацию месторождений (по площади) и отдельных залежей (в объеме и по разрезу НГК) по величине геологических и извлекаемых запасов, фазовому состоянию и др.
История изучения геологического строения мезозойско-кайнозойского чехла и фундамента Западно-Сибирского осадочного мегабассейна (или одноименной ме-гапровинции - ЗСМП), приуроченного к эпигерцинской молодой Западно-Сибирской плите (ЗСП), насчитывает уже 70 лет (1948-2018 гг.). Первые открытия углеводородных скоплений (УВС) были связаны с проницаемыми породами келловея-оксфорда (вогулкинская пачка, гор. П в Приуральской области, месторождения: газовое - Березовское, нефтяное - Трехозерное и др., 1953-1960 гг.) и нефтегазоносной зоны контакта (НГЗК) с трещиноватыми породами доюрского фундамента,
хотя и считается, что первая нефть мегапро-винции (35 л) - высокопарафиновая, бессернистая - получена из низов тюменской свиты в Колпашевской опорной скважине в 1954 г.
Продвижение поисково-разведочных работ (ПРР) от окраин мегабассейна к центру и на север привело к открытию в десятилетие 1961-1970 гг. почти всех сверхгигантских (более 1,0 млрд т у. т.) и уникальных (более 3,0 млрд т у. т.) месторождений УВ различного типа/фазового состояния (нефтяных и нефтегазоконденсатных в Среднем Приобье и Фроловской нефтегазоносной области (НГО), газоконденсатонефтяных и газоконденсатных в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) севера и на Ямале) с залежами в сеномане (преимущественно газ) и неокоме (нефть + свободный газ (СГ)). На юго-востоке, в Томской области, были обнаружены несколько месторождений с залежами в породах юры.
Результаты исследований генезиса нефти и газа, закономерностей размещения и условий формирования УВС в породах юры ЗСП опубликованы в ряде работ первого, наиболее длительного этапа научных исследований и обобщений (1964-1991 гг.) [1-10]. За три десятилетия (до 1990 г. включительно) в пределах ЗСМП (суша) были обнаружены все гигантские (300... 1000 млн т у. т.), крупнейшие (100...300 млн т у.т.) и подавляющая часть крупных (30.100 млн т у.т.) и даже средних (10.30 млн т у.т.) месторождений. Огромный фактический материал по юре, собранный до 1990 г., был обработан и осмыслен в десятилетие 1991-2000 гг., тогда же и вышли в свет соответствующие публикации [11-14].
После 1990 г. и до настоящего времени на суше мегапровинции открыты 150 новых месторождений СГ и нефти, однако среди них только единицы относятся к категории крупных: нефтяные Сороминское и Колтогорское в центральных районах, Ярудейское нефтегазо-конденсатное (НГКМ) в Надым-Пурской НГО и некоторые другие, хотя на шельфе (в Обской губе) в девяностые годы обнаружены два гигантских, одно среднее, одно малое по запасам газовые месторождения. В новейший период ведения ПРР (2002-2016 гг.) в ЯНАО всеми компаниями-операторами были открыты 40 месторождений УВ: 10 газоконденсатных, 20 нефтяных и 10 со смешанным фазовым состоянием, с залежами преимущественно в ачимовской толще и гор. Ю; и Ю2-3 юры, при этом самым
крупным по запасам стало Ярудейское НГКМ с залежами в тюменской свите. Большинство юрских залежей относятся к мелким и мельчайшим (менее 3,0 и 1,0 млн т у.т., извлек.).
Как и в предыдущий период, в начале XXI в. проблемы геологии и газонефто-носности юры, в том числе в северных районах, привлекали к себе пристальное внимание ряда ученых, в том числе и авторов настоящей работы [15-23]. Число публикаций (статей, монографий) по геологическим объектам Западной Сибири экспоненциально увеличивалось от простого к сложному: так, если простому по строению преимущественно газоносному альб-сеноманскому комплексу посвящены многие десятки опубликованных работ, сред-несложному неоком-аптскому - первые сотни, то юре - многие тысячи публикаций (тезисов докладов, статей, обзоров, монографий). Только авторы настоящей статьи посвятили юрскому комплексу 210 работ, а ведь за последние 60 лет научными проблемами юры занимались не менее 200 геологов. Даже простое перечисление всех их работ составило бы объемный библиографический указатель.
Традиционно в разрезе осадочного чехла ЗСП уже с конца шестидесятых годов прошлого столетия выделяют альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский комплексы, разделенные региональными и областными глинисто-кремнистыми покрышками нижнего альба и верхней юры-баррема. Кроме того, продуктивны газсалинская пачка турона, ачи-мовская толща (АТ) берриаса - низов валанжи-на и НГЗК [5, 7]. Триас нефтеносен пока только на одном Рогожниковском месторождении во Фроловской области.
Степень структурно-буровой изученности и освоенности УВП, характеризующая отношение начальных открытых запасов к величине НПР раздельно для СГ и нефти, в пределах мегапровинции снижается от кровли сеномана к подошве юры. Например, как только начальные запасы СГ (0 + кат1. А + В + С; +С2) альб-сеноманского НГК вместе с туроном превысили 31 трлн м3 (на севере мегапровинции, суша) в начале 1990-х гг., приросты разведанных запасов практически прекратились. Это значит,
Здесь и далее категории запасов и ресурсов нефти и газа указаны согласно утвержденной в 2001 г. Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов; 0 - накопленная добыча.
что величина НПР газа данного комплекса на суше вряд ли больше 32.33 трлн м3 и альб-сеноман как поисковый объект практически исчерпан (освоенность УВП явно превышает 90 %). То же относится и к аптскому подкомплексу Ямала и Гыдана, и к неокому НПТР, однако будущие открытия месторождений и залежей УВ и приросты разведанных запасов в этих комплексах будут продолжаться на шельфе в Южно-Карской области (ЮКО).
За весь период проведения ПРР на юру в северных и арктических областях было пробурено и испытано очень большое количество глубоких скважин, причем на ряде площадей - от семи-десяти до 40 и более «юрских» скважин (в ареале Большого Уренгоя, на Новопортовском и Бованенковском месторождениях). Кроме того, на севере ЗСП пробурили 21 скважину глубиной более 5000 м, которые прошли полностью толщу юры, в том числе семь на Уренгойской площади (тем не менее ниже гор. Ю3 они ничего не дали, поскольку там развиты сухие газонасыщенные горизонты плотных песчаников и алевролитов).
Общая мощность нижне-среднеюрской толщи (НСЮТ) в параметрических скважинах составляет 1670 м в Нижнепурском мегапроги-бе (СГ-6) и 1770 м на склоне Ен-Яхинского поднятия (СГ-7) [24]. В центральной части ЮжноКарской впадины мощность толщи может достигать 2 км. Песчанистость толщи в центральных районах НПТР изменяется от 52.55 до 60 %, на Ямале - до 33.40 %.
В большинстве областей ЗСМП структурно-буровая и ресурсная изученность верхней части юрского НГК в целом оценивается в 60.75 % и более, в том числе для НПТР -70.75 %, для Ямальской области - 65 %, однако на Гыдане - менее 20 %, в Обской и Тазовской губах и на приямальском шельфе - ноль (нет ни одной поисковой скважины, вскрывшей кровлю проницаемой части юры, а именно гор. Ю2-3 тюменской свиты). На Университетской площади в северозападной части шельфа (ЮКО) юрская часть разреза вскрыта одной скважиной, но ее испытания не были проведены.
Юрский НГК остается на севере важнейшим стратегическим направлением ПРР в ближней и средней перспективах, в то время как, например, АТ - это тактический объект поисков в силу ограниченности ее распространения в Ямало-Ненецком автономном округе
(ЯНАО) (восточная половина Надым-Пурской и запад Пур-Тазовской НГО).
Появляются работы, в которых рассматриваются перспективы нефтегазоносности АТ и юры совместно [25], что неверно, поскольку эти объекты прогноза и поисков УВС совершенно различны как с прогностической и ресурсно-геологической, так и с поисково-методической точек зрения. Кроме того, есть мнение, что сами УВ (и газ, и нефть) имеют юрский генезис, т.е. попали в АТ путем субвертикальной миграции из верхнеюрской толщи (баженовская + васюганская свиты), а также из «донорских» залежей в гор. Ю2-Ю4 средней юры. Впрочем, авторы не разделяют этой точки зрения, по крайней мере, для большинства ачимовских залежей УВ севера мегапровин-ции. Например, огромная мегалинза гор. Ач3-4 на востоке Уренгоя, заполненная газом с высоким содержанием парафинового бессернистого конденсата, практически вплотную примыкает к битумогенерирующей баженовской свите (перемычка глин 3.5 м), но УВ из последней не принимали участие в образовании сверхгигантской по запасам (более 1 трлн м3) газокон-денсатной залежи, так как в баженовской свите рассеяно сапропелевое органическое вещество, а в АТ - газ и конденсат «гумусового» облика (геохимические «антиподы»).
По состоянию на 01.01.2016 в пределах ЗСМП открыты 902 месторождения УВ от суперуникального Уренгойского газоконденсато-нефтяного месторождения (более 13 млрд т у.т., геол.) и уникальных Самотлорского (7,5 млрд т у.т., геол.), Ямбургского (7 млрд т у.т., геол.), Бованенковского (4,9 млрд т у.т., геол.), Заполярного (4 млрд т у.т., геол.) до мелких и мельчайших месторождений и залежей (менее 3 и 1 млн т у.т. соответственно), в том числе в ЯНАО - 222 месторождения, на шельфе Карского моря - шесть «чисто» морских месторождений. В настоящей работе не рассматривается Енисей-Хатангская область (ЕХО), находящаяся в Красноярском крае.
Подчеркнем, что буровая изученность юры на севере ЗСМП отнюдь не низкая, как считают многие исследователи: верхние проницаемые горизонты Ю1, Ю2-3, Ю4-5 вскрыты в НПТР на 270, на Ямале на 30, на Гыдане на шести площадях. На ряде площадей пробурены по три-семь и более скважин до средней юры, но промышленных скоплений УВ не выявлено, например: на Ямсовейском, Надымском,
Арктическом месторождениях - по три скважины, на Ен-Яхинском, Нейтинском - по четыре; на Медвежьем - семь, а запасы везде отсутствуют.
В последнее десятилетие все больше глубоких скважин во всех областях мегапровин-ции нацелены на опоискование именно юрского НГК, остаточные перспективы нефтега-зоносности которого оцениваются некоторыми исследователями весьма высоко [1, 2, 23, 25, 26 и др.]. Однако проблемой проблем остается в целом невысокая эффективность ПРР по верхнеюрскому подкомплексу (гор. Ю0 ба-женовской свиты и гор. Ю; васюганской (= си-говской) свиты и особенно по тюменской свите и ее морским аналогам (на Ямале и Гыдане), которые фактически считаются последним резервом для новых открытий и приростов на севере Западной Сибири (суша, ЯНАО). Решение проблемы, чего стоит НСЮТ как региональный объект поисков и оценки новых крупных залежей УВ с их последующей рациональной разведкой, имеет большое теоретическое и практическое значение.
Юрский полифациальный комплекс в ЗСП -самый мощный и сложный в разрезе осадочного чехла, при этом породы верхней юры повсеместно в центре и на севере занимают не более 10.15 % от общего объема юры (в Приуралье -до 80.95 %). В песчаных фациях верхнеюрский подкомплекс развит только в южных и восточных районах НПТР (20.80 м). В Надым-Пурской (большинство районов), Ямальской и Гыданской областях верхняя юра полностью заглинизирована (глины абалакской и глинисто-кремнистые породы баженовской свит) и составляет нижнюю часть мощной региональной покрышки верхнего келловея - готерива (500.600 м и более). Таким образом, примерно на 70 % площади ЯНАО коллекторские горизонты развиты только в разрезе тюменской континентальной свиты (НПТР, юг Ямала) и ее морских аналогов (малышевской - бат, вымской -байос, джангодской - аален и др.) общей мощностью от 300.600 м в окраинных районах и в Нурминском районе Ямала, до 1000.1800 м и более в северных и арктических областях, в том числе в ЮКО [21, 24].
Характерной особенностью толщи являются повышенная глинистость и флишоид-ный характер переслаивания терригенных пород (глин, алевролитов, песчаников, редких пластов углей) на западе Надым-Пурской
НГО и увеличение песчанистости до 55.60 % к востоку - в Пур-Тазовской области. Точно так же на Ямале от Новопортовской зоны континентальные фации в разрезе НСЮТ сменяются морскими, исчезают угли, значительно увеличиваются глинистость разреза (до 70 % и более в Бованенковско-Харасавэйской и Ма-лыгинской зонах) и его литологическая упорядоченность: чередование крупных пачек песчано-алевролитовых и глинистых пород и глинистых пачек (свит) мощностью соответственно 70.90 и 100.150 м. Такая упорядоченность создает идеальные эмиграционно-миграционные и аккумуляционные условия для УВ, в отличие от всех районов НПТР, особенно восточных, где пласты глин более 12.15 м (локальные внутриюрские покрышки) наблюдаются редко, что вообще характерно для континентальных условий осадконакопления.
Для юрского НГК в целом и для пород тюменской свиты и ее аналогов характерны широкий спектр литофациальных условий, очень значительный диапазон термобароглубинных и катагенетических условий залегания кол-лекторских горизонтов (от кровли 0,5.3,5 км до подошвы 1,5.6,5 км), средняя температура от 30.50 до 180.200 °С, величина показателя отражения витринита (Я°) от 0,4 до 2,20 %, бурые тощие угли в разрезе (градации катагенеза ПК3. АК1). Еще больший диапазон термоката-генетических условий реально предполагается в недрах северной части Ямала и в ЮКО при движении от окраин к центру шельфовой области [21, 23, 27, 28].
Несмотря на бурение на севере многих сотен поисковых, оценочных и разведочных и десятков параметрических скважин, к 2018 г. достигнуты весьма скромные успехи в плане открытия крупнейших и крупных «юрских» месторождений и прироста разведанных и предварительно оцененных (в сумме - открытых) запасов газа, нефти и конденсата. Всего обнаружены 112 месторождений с залежами в юрском НГК, но преимущественно в гор. Ю1 ва-сюганской свиты келловея-оксфорда и 67 месторождений с залежами в породах тюменской свиты и ее морских аналогов (табл. 1). Структура запасов УВ по областям в пределах ЯНАО нижне-среднеюрского литолого-стратиграфического комплекса (он же нефтегазоносный подкомплекс единого юрского НГК) показана в табл. 2. Отметим, что активная разведка среднеюрских залежей в последние годы
Таблица 1
Поисково-разведочная нефтегазовая геостатистика юрского комплекса северных областей ЗСМП
Показатель НПТР Ямал Гыдан Запад ЕХО Всего
Общее количество площадей, разбуренных на суше ЯНАО 233 45 22 20 ~ 330
Общее количество месторождений УВ, открытых на суше ЯНАО, из них 185 25 12 14 236
• в юрском НГК, из них 101 8 1 2 112
- с залежами в нижне-среднеюрской толще (гор. Ю2-3, Ю6-7, Ю10-12), в том числе с залежами: - СГ (без нефти), - нефтегазоконденсатными и нефтяными 57 8 1 1 67
18 7 1 1 27
39 1 - - 40
Таблица 2
Структура запасов СГ и нефти в нижне-среднеюрской толще ЯНАО (на 01.01.2016)
УВ НПТР Ямал Гыдан Всего
б кат. В+С1 кат. С2 б кат. В+С1 кат. С2 кат. В+С1 кат. С2 б кат. В+С1 кат. С2
СГ, млрд м3 0,1 229,3 759,3 0 380,0 688,0 1,3 - 0,1 610,6 1447,3
Нефть, млн т (геол./извл.) 0,3 223,1/ 70,0 841,5/ 147,4 0,1 293/ 93 17,7/ 4,0 - - 0,4 516,1/ 163 869,2/ 151,4
(2011-2016 гг.) не привела к сколько-нибудь значительным приростам: запасы кат. С! увеличились на 0,2 трлн м3, а С2 - на 0,1 трлн м3.
Открытые запасы СГ на севере достигли 2,1 трлн м3, в том числе разведанные - всего 0,6 трлн м3; запасы нефти - 1,4/0,3 млрд т (геол./извлек.); конденсата - 0,3/0,2 млрд т (геол./извлек.); суммарные - 4,9 млрд т у. т. Это составляет 7 % от суммарных геологических запасов УВ северных и арктических областей суши. Среди открытых «юрских» месторождений по НСЮТ (одно-двухзалежных и редко многозалежных): одно гигантское по геологическим запасам (с учетом неполного перевода запасов кат. С2 при доразведке в запасы кат. В+С;) - Новопортовское на юге Ямала; три крупнейших (100.300 млн т у. т., геол.) -Бованенковское, Уренгойское и Ямбургское; восемь крупных (Ярудейское и др.); остальные относятся к средним, но преимущественно к мелким и мельчайшим (менее 10 и 3 млн т у. т.). Характерной особенностью южных районов НПТР является открытие ряда мельчайших нефтяных залежей в гор. Ю2-Ю5 на уровне 0,1.0,5/0,02.0,1 млн т (геол./извлек.) на Вынгапурском, Крайнем, Кынском, Малопякутинском и др. месторождениях, в то время как нижний предел промышленных по запасам залежей составляет 0,1 млрд м3 по газу и не менее 0,2.0,3/0,08.0,1 млн т (геол./извлек.) по нефти с учетом глубин 2,7.3,2 км. Открытие супермельчайших
залежей УВ - плохое предзнаменование (в плане крупности возможных будущих открытий с учетом изученности юры).
Обращает на себя внимание сопоставимость разведанных запасов СГ и нефти (исключая неразведанный Гыдан) и существенно более значительные запасы СГ, чем нефти (по кат. С2) под разведку, т.е. общая недораз-веданность НСЮТ, несмотря на то что большинство площадей до средних горизонтов юры разбурено относительно хорошо (по три-пять и более скважин).
Вообще, НСЮТ севера провинции по уже открытым залежам и запасам представляется газонефтеносной (СГ больше, чем геологической нефти). По-видимому, этот вывод будет относиться и к неоткрытым ресурсам УВ. Показательно сопоставление запасов СГ и нефти по наиболее крупным юрским месторождениям в НПТР (табл. 3). Наиболее крупные запасы СГ обнаружены на Песцовом месторождении, нефти - на Ярудейском и Уренгойском (см. табл. 3), и после Западно-Юрхаровского газоконденсатного месторождения происходит резкий «свал» запасов (до 7,5 млн т, геол., и менее).
Интересно Лензитское нефтяное месторождение, на котором толща тюменской свиты насыщена нефтью полностью, как и в Красноленинской зоне нефтенакопления [29], а разведанные запасы нефти минимальны - 3 млн т, несмотря на бурение десяти (!)
Таблица 3
Ряды крупности месторождений по газу и нефти в породах НСЮТ (начальные разведанные запасы кат. А+В+С^. Надым-Пур-Тазовский регион
Месторождение СГ, млрд м3 Нефть, млн т (геол./извл.) Тип месторождения
Песцовое* 57,4 - Газоконденсатное
Уренгойское* 51,0 69,8/17,1 НГКМ
Ямбургское** 33,6 - Газоконденсатное
Ярудейское 12,1 88,2/37,1 НГКМ
Вынгапурское - 10,5/2,7 Нефтяное
Западно-Юрхаровское 10,3 - -
Новогоднее - 7,5/2,3 Нефтяное
Пальниковское (3 залежи Ю2, Ю3, Ю4) - 7,4/1,5 Нефтяное
Дороговское 6,9 Газоконденсатное
Черничное 6,0 2,5/0,9 Газоконденсатонефтяное
Верхнепурпейское - 5,0/1,2 Нефтяное
Береговое - 4,8/0,9 Нефтяное
Пайсятское - 4,7/0,9 Нефтяное
Лензитское - 3,0/0,6 Нефтяное
Стахановское - 2,0/0,3 Нефтяное
* Вероятны несколько изолированных (полуизолированных) залежей в присводовой части поднятий. ** Две, вероятно, самостоятельные площади газоносности: Восточно-Ямбургская и Харвутинская.
глубоких скважин; запасы кат. С2, более 200 млн т геол., должны быть отнесены к нетрадиционным - нефть в плотных низкопроницаемых коллекторах с дебитами 2.5 т/сут с глубины более 3 км: налицо «буровое расточительство», когда все новые разведочные скважины не приносят реальных приростов.
Проблемами размещения УВС в породах тюменской свиты и ее аналогов на севере ЗСМП занимались В.И. Ермаков и В. А. Скоро-богатов [5, 6, 12], Ф.Г. Гурари, В.С. Сурков [3, 14, 15], А.М. Брехунцов и И.И. Нестеров мл. [26] и многие др. Еще в семидесятые-восьмидесятые годы прошлого столетия была предсказана [5-7] и через 10... 12 лет подтвердилась преимущественная, а по многим районам и исключительная, газоносность арктических областей суши ЗСП. Вопросы онтогенеза УВ в баженовской, васюганской и тюменской свитах и их аналогах обсуждаются в ряде работ, опубликованных в 1973-2017 гг. [3-7, 18, 20, 24, 26 и многие др.]. По генерационным возможностям породы юры намного превышают осадочные толщи нижнего мела, за исключением угленосной верхнета-нопчинской подсвиты арктических областей, а по миграционно-аккумуляционным и кон-сервационным - намного им уступают [7, 8, 18, 20, 21 и др.]. На рисунке показаны месторождения УВ в ЯНАО, где открыты скопления газа и нефти в гор. Ю2-Ю12.
Среднее содержание рассеянного органического вещества в глинах составляет, %: в Надым-Пурской области - 2,6.3,8; Ямальской - 2,0.2,7; Гыданской - 2,4.2,9. Например, по разрезу скв. 103 Харасавэйской площади в интервале глубин 3353.3954 м содержание органического вещества в глинах изменяется от 1,7 до 4,5 %, составляя в среднем 1,8 %.
В разрезе тюменской свиты НПТР присутствует большое число пластов углей (единичной мощностью до 0,8.1,0 м) и углистых глин (содержание рассеянного органического вещества гумусового типа превышает 10 %). Главная закономерность - увеличение крупности «юрских» месторождений от южных районов НПТР к северным и арктическим с одновременным изменением их фазового состояния (нефтяное ^ нефтегазоконденсатное/ газоконденсатное). На Ямале из восьми месторождений с залежами УВ в юре семь газокон-денсатного типа и одно нефтегазоконденсат-ное. В Гыданской области открыто одно газоконденсатное месторождение - Геофизическое (без нефти), хотя на пяти площадях пробурены от одной до трех скважин до средней юры [20, 21, 30].
Наиболее выдающиеся скопления СГ и нефти в породах НСЮТ разведаны в Ямальской области. Все они относятся к крупнейшим и крупным по запасам. Особо выделяется
Месторождения:
газовые и газоконденсатные | нефтяные
■ нефтегазовые и газонефтяные
Схема размещения залежей УВ в среднеюрском подкомплексе ЯНАО
гигантское (по юре) Новопортовское НГКМ при соотношении открытых геологических запасов СГ и нефти соответственно 83,8 млрд м3 к 311 млн т с нефтегазопродуктивностью гор. Ю2-3 в кровле тюменской свиты и газовыми залежами в низах юры и НГЗК.
Настоящий полюс газонакопления представляет собой двухкупольное (по юре) Бованенковское месторождение с суммарными открытыми запасами СГ 353,2 млрд м3 и предполагаемыми «конечными» разведанными запасами 270.280 млрд м3 (после до-разведки газоконденсатных залежей в низах юры). В разрезе юры в присводовых частях Бованенковской структуры все проницаемые горизонты насыщены углеводородами (газом), как и в Красноленинской зоне нефтенакопле-ния [29]. То же относится и к Харасавэйскому газоконденсатному месторождению, на котором, однако, ниже гор. Ю3 развиты сухие газонасыщенные природные резервуары в зоне термоаномалии (средние температуры даже в средней юре достигают 120.145 °С, а в низах юры - 190 °С и более) [21, 28].
Исторические аспекты изучения и освоения УВП юрского комплекса таковы. За три десятилетия ведения активных ПРР на севере ме-гапровинции (1964-1993 гг.) был сделан очень значительный поисковый задел по юрскому НГК, в том числе и нижне-среднеюрской толще. В последующие два десятилетия поисковых и оценочных скважин всеми компаниями-операторами ежегодно бурилось немного -по десять-двенадцать в пределах всего ЯНАО, преимущественно в НПТР.
За последние четыре десятилетия на севере были пробурены много десятков параметрических и поисковых скважин на дальних склонах положительных структур и во впадинах (Юбилейная - 200, СГ-6 и СГ-7 и др.) целевым назначением на низы юры, НГЗК и доюр-ский комплекс (заведомо низкоперспективные объекты на глубинах 3,5.5,5 км), в том числе по рекомендациям ряда тюменских геологов. Все они оказались непродуктивными (вода, «сухо», газопроявления). И даже на поднятиях (валах) ниже верхнего продуктивного горизонта в юре (Ю; на юго-востоке, Ю2-3 повсеместно) скоплений УВ по всей толще тюменской свиты и ее аналогов обнаружено не было (Харампурская, Губкинская, Вынгапурская и мн. др. площади). Об этом, кстати, предупреждали геологи ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
еще в конце семидесятых - середине восьмидесятых годов прошлого столетия [7, 8], когда рекомендовали при опоисковании верхней песчано-глинистой части юры в НПТР ниже региональной покрышки не вскрывать толщу тюменской свиты более чем на 250.300 м, поскольку ниже развиты эпигенетически измененные плотные низкопроницаемые газо(нефте) насыщенные горизонты с проницаемостью менее 0,2.0,3 мД или водонасыщенные пласты [6-8]. Этот факт подтвердили и более поздние наблюдения и исследования [19, 31-34].
Для юрского НГК характерны две тенденции: всеобщая недоразведанность залежей УВ, прежде всего в гор. Ю2-3, когда запасы кат. С2 превышают разведанные запасы (полностью разведано всего семь месторождений из 23 по газу и пять из 34 по нефти), и низкая подтверждаемость запасов кат. С2, когда большая их часть списывается по итогам доразведки. Нередки случаи частичного списания даже запасов кат. С;, например это относится к Геофизическому месторождению (по газу было 4,3 млрд м3, стало 1,3 млрд м3), Губкинскому и Северо-Губкинскому месторождениям по нефти и газу и др. Наиболее яркий пример - Бованенковское уникальное месторождение, когда после первых поисковых скважин, открывших газоконденсатные залежи в средней и нижней юре, безосновательно был проведен внешний газоводяной контакт по всему месторождению и запасы кат. С;+С2 были оценены в 2,2 трлн м3. После бурения десятков разведочных скважин, в том числе и непродуктивных, эти запасы были снижены до 0,4 трлн м3 (в том числе кат. С2 -от 40 %), и реально дальнейшее снижение запасов кат. С;, и С2 по участкам «пограничных» и плотных коллекторов (гор. Ю6-7, Ю10-12) с низкими добывными возможностями, которые ранее были учтены как нормальные запасы.
Многие юрские залежи УВ, открытые еще в шестидесятые-семидесятые годы ХХ в., остаются недоразведанными до сих пор. Прекрасный пример - Тазовское НГКМ, открытое первым на севере мегапровинции. Несмотря на бурение и испытание четырех поисковых скважин и получение аварийных фонтанов газа с конденсатом, в гор. Ю2-3 числится 45 млрд м3 по кат. С2, а разведанные запасы отсутствуют, месторождение не закончено разведкой по АТ и среднеюрским горизонтам. То же относится и к Уренгойскому НГКМ,
в пределах которого со вскрытием юры пробурены 25 глубоких скважин, в том числе четыре - до низов юры и триаса, одна параметрическая (СГ-7) - до палеозоя, а запасы УВ в гор. Ю2-Ю3 остаются существенно недораз-веданными.
На многих площадях НПТР (Медвежьей, Надымской, Южно-Русской, Геологической/ Береговой, Харампурской, Термокарстовой, Черничной и многих др.) пробурены от одной до трех поисковых скважин, вскрывших весь осадочный чехол и ничего не давших в практическом плане (ниже гор. Ю3 скопления УВ отсутствуют: вода или «сухо»).
В пределах Уренгоя на среднюю юру пробурено большое число поисковых и разведочных скважин, а запасы на 01.01.2016 составляли: по кат. В+С1 - 51 млрд м3 СГ и 17,1 млн т нефти (извлек.); по кат. С2 - 103,9 млрд м3 СГ и 23,5 млн т нефти (извлек.). Мало того, что запасы весьма малы, но и залежи существенно недоразведаны (!).
Даже в пределах присводовой части огромного по площади Ямбургского куполовидного поднятия остается неясной флю-идальная картина в гор. Ю2-Ю3 тюменской свиты, хотя ее газопродуктивность доказана на юге (Харвутинская площадь) и на восточном склоне.
Не оправдывает себя (в плане эффективности ПРР) нижне-среднеюрский подкомплекс даже на уникальном Бованенковском газокон-денсатном месторождении: современные запасы СГ составляют 209,3 (В+С;) + 143,9 (С2) млрд м3, нефти нет (отдельные нефтепрояв-ления). Из многих десятков скважин на юру большое число оказались «сухими» (скв. 123, 124, 126, 129, 130, 131, 134, 148, 204 и многие др.) или дали притоки газа от 10.12 до 35.40 тыс. м3/сут (непромышленные).
Показательны результаты испытаний по Песцовому месторождению: по гор. Ю2 -из пяти скважин четыре дали продукт с не очень высокими дебитами газа, а именно 37.152 тыс. м3/сут (на глубинах 3,8.4,0 км); по гор. Ю3 из четырех скважин две продуктивные, две сухие.
Для юры северных областей установлено простое эмпирическое правило: если нет УВС в кровельных горизонтах нижне-среднеюрской толщи (вода, «сухие» коллекторы), не стоит что-то искать в ее средних и нижних горизонтах. На это неоднократно «натыкались» тюмен-
ские геологи, углубляя скважины на 400.500 м и более от гор. Ю2. В результате многие сотни поисковых скважин оказались непродуктивными в диапазоне горизонтов Ю4-Ю12. Однако это правило не распространяется на базальный горизонт юры, сложенный проницаемыми гравелитами, и НГЗК.
В пределах ЯНАО наблюдаются три тенденции увеличения газоносности пород юры: с юга на север, с запада на восток и сверху вниз от гор. Ю2-3 к низам юры и НГЗК.
В ряде работ установлена региональная закономерность: если в разрезе песчано-глинистой части юры нет протяженных глинистых покрышек мощностью не менее 15.17 м (для газа) и 10.12 м (для нефти), то все УВ, не взирая на разломную обстановку, скапливаются непосредственно под региональной покрышкой (кимериджа-неокома - в гор. Ю;, а в Среднем Приобье, Надым-Пурской и Ямальской НГО - в гор. Ю2-Ю3) и нижележащие проницаемые горизонты водоносны или вмещают мельчайшие залежи, а часто и микроскопления (единицы-десятки миллионов метров кубических или тысяч тонн (геол.)) [32, 35 и др.].
Для юры севера выполняется правило: чем сложнее, тем меньше запасы и перспективные ресурсы, т.е. чем сложнее современные геологическое строение и условия локализации (структурно-литологические, термобарические и др.), тем меньше по величине традиционные геологические запасы УВ и доля газа в суммарных запасах.
Обычно наблюдается следующая вертикально-фазовая зональность УВС: в кровельных горизонтах юры (Ю;, Ю2-3) залежи газо-конденсатные, газоконденсатонефтяные, реже нефтяные, а ниже вплоть до зоны контакта - га-зоконденсатные, т. е. открытие чисто нефтяных скоплений, средних и даже малых по запасам, в средних и особенно нижних горизонтах тюменской свиты (ниже гор. Ю3-4) - событие маловероятное для северной половины НПТР и невероятное для арктических областей ме-гапровинции, хотя весьма вероятно развитие множества мельчайших скоплений нефти (менее 0,3 млн т).
Многими исследователями установлено, что в региональном плане коллекторская система НСЮТ насыщена огромным количеством микроскоплений УВ, которые не соединились в силу ряда причин в современные
промышленные по величине геологических запасов залежи и постоянно фиксируются в виде непромышленных притоков и газонефтепро-явлений, на что указывал еще М. Я. Рудкевич (в семидесятые годы прошлого столетия и позднее) [8, 35].
В НПТР из 33 нефтесодержащих месторождений по НСЮТ только на пяти открыты скопления в гор. Ю4-Ю10 ниже основных залежей гор. Ю2-Ю3, из которых только две залежи в гор. Ю4 Вынгапуровского и Северо-Няртольского месторождений имеют соответственно геол./извлек. запасы 2,4/0,5 млн т по кат. С; и 0,4/0,1 млн т по кат. С2, на другом - соответственно 1,8/0,5 и 45,0/1,5 млн т, а три остальные значимо меньше 1 млн т (геол.) вплоть до 0,013/0,001 млн т (геол./ извлек.) в гор. Ю'10 Ярайнерского месторождения (непромышленная залежь).
Обращает на себя внимание существенно разная промышленная значимость СГ и нефти на севере мегапровинции не только по альб-сеноманскому и др. нижнемеловым комплексам, но и по юре (табл. 4).
От начала разработки современных запасов в ЯНАО в течение усредненного периода эксплуатации 30 (25.40) лет ежегодная максимальная добыча газа из юрских залежей оценивается в 36.40 млрд м3, нефти 8.10 млн т. Это немного для газа (при добыче по округу 470.520 млрд м3 до 2040 г.) и крайне мало для нефти (31.35 млн т, возможно, до 40 млн т в ЯНАО). Исходя из современных реалий юрские УВ, включая и гор. Юь в обозримом будущем не станут (не могут стать!) полноценной заменой газу и нефти даже неокомских залежей и тем более сеноману всех северных и арктических областей Западной Сибири.
В настоящее время окончательно не решены следующие вопросы: каковы перспективы открытия новых залежей и приростов разведанных запасов УВ в породах средней юры? как выбрать стратегию и тактику проведения дальнейших ПРР на сложнопостроенный
глубокопогруженный юрский комплекс, особенно на средние и нижние горизонты НСЮТ? насколько успешны и рентабельны будут эти работы? Проблемы дальнейшего (и конечного) опоскования юрского НГК в целом для Западной Сибири сложны, многогранны и достаточно специфичны для различных областей мегапровинции, они обсуждаются в ряде публикаций [10, 12, 14, 23, 25] и выходят далеко за рамки данной работы, однако определенная точка зрения авторов применительно к ЯНАО и ЮКО будет далее изложена.
Отметим вначале, что направления и объемы ПРР зависят прежде всего от величины и достоверности оценок начальных и неоткрытых ресурсов УВ раздельно для верхне-, средне- и нижнеюрского продуктивных подкомплексов и глубины погружения границы, разделяющей традиционные и нетрадиционные ресурсы в плотных низкопроницаемых резервуарах. При опробовании и испытаниях таких резервуаров в обычных поисковых и оценочных скважинах дебиты газа не превышают 30.40 тыс. м3/сут и нефти 3.4 т/сут на глубинах 3.4 км.
Давно установлен факт резкого ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) юрских коллекторов на глубинах более 3200.3400 м и при геотемпературах 100.105 °С и выше - примеров множество [6, 19, 28]. В частности, на Верхне-Тиутейском месторождении Ямала из гор. Ю2-3 (интервал 3162.3169 м) был получен приток газа 33,4 тыс. м3 (95 °С), и залежь была отнесена к непромышленным. То же наблюдалось на Арктической, Западно-Сеяхинской и многих других площадях Ямала.
Как показывают результаты анализа онтогенеза УВ и размещения их скоплений в юрских отложениях ЗСМП [5-7, 12], практически все локальные поднятия внутри контура продуктивности в пределах ЗСМП должны содержать скопления УВ по крайней мере в кровельных горизонтах (Ю;, Ю2-3), их отсутствие - признак
Таблица 4
Номинальная будущая интегральная добыча из современных открытых запасов УВ
средней юры в ЗСМП
Запасы Кат. В+С1 Кат. С2 Всего запасов после доразведки (коэффициент подтверждения запасов кат. С2 40.45 %)
Газ, млрд м3 До 600 = 1500 1200
Нефть, млн т, извлек. =160 = 150 220
разрушения залежей (на разломных структурах) или малой амплитуды/отсутствия структурной (замкнутой) ловушки по кровле юры (Медвежий вал, Нейтинское и Арктическое поднятия и др.). При этом ни у кого и никогда не возникало сомнений в плане самодостаточности всего юрского комплекса и НСЮТ, в частности, для формирования сингенетичных УВ -скоплений в объеме юры (в баженовской, васюганской и тюменской свитах). Это многократно подтверждали геохимические, термо-катагенетические и изотопные исследования [4, 16, 23], хотя полемика о первичности или вторичности УВ в вышележащих меловых залежах продолжается и до сих пор, однако эта очень трудная, самостоятельная проблема также выходит за рамки очерченных в настоящей работе тем.
Авторы вместе с В.И. Ермаковым и др. неоднократно участвовали в исследованиях по прогнозированию газонефтеносности НСЮТ всех областей и районов ЗСМП на качественном и количественном уровнях, в том числе по северным и арктическим областям мегапровинции. Отметим сразу, что верхнеюрский подкомплекс в НПТР (гор. Ю; и Ю0 на юге региона) в значительной степени уже исчерпан как эффективный поисковый объект. В ближней и средней перспективах основное внимание всех компаний-операторов на севере ЗСМП будет направлено на среднеюрский подкомплекс (гор. Ю2-Ю7).
Неоднократно переоценивались НПР УВ юрского НГК и его отдельных подкомплексов (1984-2017 гг.). Например, в табл. 5 приведены соответствующие расчетные данные двух ведущих научно-исследовательских институтов того времени по состоянию на 01.01.1988.
Уместно заметить, что, по данным Государственного баланса на 01.01.1988, накопленная добыча газа из юры по всей мега-провинции составляла менее 0,1 трлн м3, запасы кат. А+В+С; - 0,3 трлн м3, кат. С2 - 1,2, в сумме по мегапровинции 1,6 трлн м3, при том что большинство крупных и средних положительных структур уже было опоисковано
по верхним горизонтам. По решению экспертной группы по Западной Сибири объем газового потенциала юры был принят равным 16 трлн м3. В настоящее время открытые запасы газа (с учетом кат. С2) на севере составляют 2,2 трлн м3. Справедливо заметить, что даже очень осторожную оценку газовых геологов еще подтверждать и подтверждать (в ходе ПРР), похоже, не одно десятилетие.
В 2015 г. коллектив геологов-экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» переоценил НПР газа и жидких УВ Западной Сибири по состоянию на 01.01.2014, «забыв» о результатах предыдущих оценок (только так и следует поступать.). Величина начальных ресурсов СГ на севере ЗСМП (суша и шельф) по нижне-среднеюрским горизонтам составила 10,7 трлн м3, в том числе на суше - 8,2 трлн м3; в ЮКО с губами - 2,5 трлн м3; нефти - 1,9 млрд т (извлек.), в том числе в море - 0,3 млрд т (извлек.). Результаты неангажированных корпоративных оценок газового и нефтяного потенциала севера ЗСМП оказались несколько выше предыдущих, также независимых, оценок.
Спекуляции с ресурсами УВ в породах юры, включая северные области суши и шельфа, продолжаются и до настоящего времени. М.И. Эповым и Г.Г. Шеминым НПР газа юры оценены в 34,1 трлн м3, нефти - в 19,6 млрд т, в том числе соответственно в средней юре -22,5 трлн м3 и 11,1 млрд т, в нижней юре (по общему мнению, малоперспективной) -9,9 трлн м3 и 1,5 млрд т (остальное - верхняя юра) [36]. Чего стоят такие оценки? Да ничего. Они не подтвердятся ни при каких обстоятельствах, сколько ни бури дорогостоящих юрских скважин.
Газо- и особенно нефтепродуктивность юры зависят от тектонического положения объектов поиска и термоглубинных условий залегания коллекторских горизонтов. Это было очевидно уже в середине 1980-х гг. В последнее десятилетие это только подтверждается новыми данными [4, 5, 7, 16].
Стратегической ошибкой в рамках поисковых работ, проводившихся рядом компаний-
Таблица 5
Расчеты НПР СГ по юре в ЯНАО на 01.01.1988, млрд м3
ЗапСибНИГНИ ВНИИГАЗ
Юра в целом 40,7 9,3
В том числе тюменская свита 39,0 8,1
операторов, стало бурение первых скважин на юру на склонах вне сводовых частей поднятий с гарантированным получением воды вместо УВ из всех юрских горизонтов, кроме баженовской свиты (гор. Ю0 на юге НПТР) на Заполярном, Харасавэйском и др. месторождениях. И только последующие присводовые скважины приводили к успеху, и то не во всех случаях. В этой связи дальнейшее поисковое бурение вне сводовых частей структур вообще недопустимо. Здесь показателен пример строительства параметрической скв. СГ-6, пробуренной «в яме» (Нижнепурский мегапрогиб) и оказавшейся полностью водоносной, и скв. СГ-7 Ен-Яхинской на северном склоне поднятия, показавшей газоносность всего разреза юры, но в плотных коллекторах ниже гор. Ю2-Ю3, которые представляют собой будущий объект промышленного освоения газа юрских горизонтов [33]. То же относится и к Юбилейной П-200, Тотаяхинской-24 и др. параметрическим скважинам. Кстати, именно по результатам исследований нижне-среднеюрской толщи в скв. СГ-7 установлены нижние пределы ФЕС коллекторов: пористость 12,5 % и проницаемость 0,1 мД.
В этой связи отметим, что даже Яру-дейское НГКМ с хорошими коллекторами в разрезе тюменской свиты на «щадящих» глубинах (менее 2,5 км) было открыто в результате бурения и испытания третьей по счету поисковой скважины после двух непродуктивных. Ранее в одной из них получено проявление парафиновой бессернистой нефти из низов юры, подобной первой нефти ЗСМП (Колпашевской).
С точки зрения прогноза отметим, что развитие, например, на Песцовом и Заполярном поднятиях газоконденсатных залежей в гор. Ю2-3 - средних, а возможно, и крупных по запасам и без нефти - предсказано В.А. Скоробогатовым еще в 1978 г. В результате открыты крупное двух-трехзалежное скопление с разведанными запасами газа 83,1 млрд м3 и конденсата 16,0/10,2 млн т (геол./извлек.) на Песцовом месторождении и среднее (38 млрд м3, кат. С;+С2, после доразведки будет ~25 млрд м3) на Заполярном.
Характерная черта поисково-разведочного процесса - его избирательность: при прочих равных условиях и при равномерном разбури-вании перспективных территорий сначала открывают наиболее крупные месторождения
(залежи); перспективные структуры крупных размеров и выбирают первыми для поисков сообразно площади и амплитуде поднятий, а затем все менее и менее крупные, вплоть до средних и малых.
Главные результаты (слагаемые успеха) при проведении ПРР на нефть и газ - открытие месторождений и залежей УВ и прирост новых разведанных (= доказанных) запасов раздельно нефти, СГ и зависимых от них растворенного - попутного - газа и конденсата, однако не любой ценой. Здесь огромное значение имеет рентабельность работ (себестоимость прироста единицы извлекаемых запасов, коэффициент успеха по разбуренным площадям/объектам, соотношение продуктивных и непродуктивных скважин и др.). На поисково-оценочном этапе важно число глубоких скважин, «затраченных» на обнаружение одного месторождения (залежи), которое изменяется от единицы до трех-четырех. Оптимально открывать скопления УВ первой-второй поисковой при-сводовой скважиной. Прогнозируемые реальные ресурсы УВ в нижне-среднеюрском подкомплексе НПТР и арктических полуостровов (суша) позволяют получать в ходе ежегодных приростов всеми компаниями-операторами от 50.70 до 100 млрд м3 запасов кат. В+С и до 20.25 млн т жидких УВ, а за двадцатилетие 2021-2040 гг. интегральный прирост составит от 1,2 до 2 трлн м3 газа, 0,8.1,0 млн т конденсата и нефти. Это и есть прогнозируемая практическая значимость проведения дальнейших ПРР на юрский продуктивный комплекс на севере Западной Сибири.
Таким образом, среднеюрский нефтегазоносный (преимущественно газоносный в арктических областях) подкомплекс в ЯНАО, безусловно, перспективен на газ и в меньшей степени на нефть (на юге НПТР), однако в большинстве районов имеет пониженные перспективы открытия сколько-нибудь крупных скоплений УВ (более 40.50 млн т у.т., геол.). Все центральные и восточные районы ЮКО (Приямальский шельф) бесперспективны для поисков промышленных скоплений УВ в юрском комплексе. Нижнеюрская толща, за исключением некоторых зон, малоперспективна (повсеместно развиты нетрадиционные ресурсы УВ в силу генетических причин).
В объеме нижне-среднеюрской толщи невыявленными остаются еще большое число средних и малых по геологическим запасам залежей УВ. Проведение ПРР на юру характеризуется повышенными геологическими рисками неполучения положительных результатов, поэтому все компании - владельцы лицензионных участков должны это учитывать при их планировании и постановке. Опоискование нижней юры, НГЗК и тем более триаса на севере мегапровинции следует охарактеризовать как высокорискованное предприятие: значительные расходы вряд ли будут оправданы ощутимыми приростами новых запасов. В этой связи поиски УВС в этих геологических объектах целесообразно временно приостановить до значительного исчерпания возможностей открытия залежей УВ в низах неокома и гор. Ю2-Ю7 (Ю1 - на востоке Пур-Тазовской области), вероятно, до 2035 г. Главные поисковые признаки развития УВС в породах юры на севере ме-гапровинции - наличие замкнутого поднятия амплитудой не менее 20.30 м (чем больше, тем лучше), отсутствие или развитие малоамплитудных разломов (до 10.12 м) для газа и, наоборот, развитие средне- и высокоамплитудных разломов 15.50 м, однако не более, для нефти (остаточное - вторичное - не-фтенакопление вследствие масштабной дегазации), благоприятные термоглубинные условия (средняя температура не более 105 °С на глубинах 3,3.3,5 км, 107.110 °С на глубинах 2,8.3,0 км).
При развитии геотемператур выше 110 °С на любых глубинах и при любых геотемпературах (даже минимальных 95.100 °С) на глубинах более 3,8.4,2 км происходит эпигенез -уплотнение вещества песчано-алевролитовых коллекторов, и ресурсы УВ из традиционных трансформируются в нетрадиционные (газ и нефть в плотных коллекторах).
Безусловно, ПРР на среднеюрский подкомплекс (гор. Ю2-Ю7) на суше ЗСМП необходимо продолжать, однако крупных открытий и значительных приростов запасов там ожидать не приходится (в ходе поисков еще не открытых залежей СГ и нефти).
Нижне-среднеюрская песчано-глинистая толща на севере вмещает как традиционные ресурсы СГ и нефти, так и очень значительные нетрадиционные геологические ресурсы УВ, по газу сопоставимые или даже превышающие объемы традиционного газа [23].
Они развиты в ареале всех крупнейших месторождений ниже гор. Ю3-Ю4 по всему разрезу тюменской свиты мощностью 500.1500 м (на Уренгойском, Ямбургском, Харасавэйском и многих др. месторождениях). В ЮКО эти ресурсы будут развиты повсеместно, в том числе и в гор. Ю2-3, за исключением периферийных районов области, где кровля средней юры залегает на глубинах не более 2,2.2,7 км.
Геологическое изучение и освоение УВП неокома и юры продолжается на севере ЗСМП уже более 50 лет (но часто получается так: искали нормальные скопления УВ - находили нетрадиционные в плотных низкопроницаемых резервуарах). Дальнейшее изучение, но главное, промышленное освоение ресурсов УВ в ЯНАО - грандиозная задача на многие десятилетия XXI в., однако после 2025 г.
В конечном итоге, изучение и освоение УВП пород юры, и прежде всего нижне-среднеюрской толщи (тюменской свиты и ее арктических аналогов), суммарно продлится не менее 100 лет (начиная с 1953-1955 гг.), возможно, и дольше - во второй половине XXI в. (в недрах шельфа ЮКО по завершении масштабных работ на суше Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции).
В рамках планирования и проведения ПРР в пределах каждого из крупных и средних по площади поднятий на малоизученных лицензионных участках должна быть пробурена одна поисковая присводовая скважина до гор. Ю4-Ю5 (со вскрытием разреза тюменской свиты не более чем на 250.300 м, чего достаточно), и независимо от того, открыла или не открыла она скопления УВ (в гор. Ю1-Ю5), опоискование или разведка открытых залежей УВ в породах юры должны быть приостановлены и возобновлены только за четыре-пять лет до начала промышленного освоения УВП верхних горизонтов юры, которое даже по уже открытым крупным и средним по запасам залежам в НПТР и на Ямале начнется не ранее 2030-2033 гг. по причине пониженных добыв-ных возможностей и преимущественно небольших размеров юрских скоплений. В этой связи масштабная разведка среднеюрской толщи, проводимая рядом компаний на севере Ямала и в Гыданской области, в ближайший период нерациональна: затраченные на нее средства будут заморожены на многие годы. Не менее 80 % новых приростов запасов кат. В+С; по юрским горизонтам и более 60.65 % будущей
суммарной добычи из юрского комплекса в НПТР (на Ямале - 90.100 %) будут связаны со среднеюрским подкомплексом, обладающим повышенными перспективами в разрезе юры северных и арктических областей Западной Сибири.
Опоискование наиболее перспективных -повсеместно на суше - среднеюрских горизонтов Ю2-3 на приямальском шельфе, залегающих в жестких термоглубинных условиях, должно быть отнесено на период после 2035 г. во избежание реально ожидаемых отрицательных результатов (в большинстве случаев)
при значительных затратах на бурение и испытание морских скважин глубиной 3,2.3,6 км.
В качестве резюме отметим следующее. Юра Западной Сибири - воистину продуктивный комплекс на все времена, но ее промышленное значение в плане добычи УВ станет ощутимым только во второй трети XXI в. Нефтегазоносная Западная Сибирь начиналась с юры (точнее, с ее нижних и базальных горизонтов + НГЗК), юрой же она и закончится в плане большой разведки и ощутимых приростов запасов УВ. Однако это произойдет уже после 2050 г.
Список литературы
1. Алексин Г.А. Перспективы поисков нефти и газа в юрских отложениях полуостровов Ямал и Гыдан / Г. А. Алексин, З.Ж. Дурдиев, В.Н. Ростовцев // Геология нефти и газа. -1983. - № 2. - С. 1-6.
2. Горбенко Г.Д. Нефтегазоносность нижне-среднеюрского комплекса Западной Сибири / Г.Д. Горбенко, М.С. Зонн, М.В. Корж // Геология и нефтеносность Западной Сибири. -М., 1982. - С. 46-55.
3. 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.
4. 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.
5. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков,
В. А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984. - 205 с.
6. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1986. - 221 с.
7. Ермаков В.И. Условия формирования углеводородных скоплений и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов на севере Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов,
Н.И. Леонгардт и др. // Геология нефти и газа. -1979. - № 4. - С. 11-17.
8. Рудкевич М.Я. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудквич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. -
М.: Недра, 1988. - 303 с.
9. Скоробогатов В.А. Перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана /
B.А. Скоробогатов, В.А. Фомичев // Геология нефти и газа. - 1988. - № 2. - С. 1-5.
10. Ясович Г.С. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений Западной Сибири / Г.С. Ясович, А.Г. Мухер, Г.П. Мясникова // Геология нефти и газа. - 1987. - № 9. -
C. 23-28.
11. Галимов Э.М. Генезис газов на севере Западной Сибири по данным 512С и 5Б / Э.М. Галимов // ДАН СССР. - 1995. - Т. 342. - С. 351-374.
12. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов,
Н.Н. Соловьёв // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: Геоинформмарк,
1997. - 134 с.
13. Скоробогатов В.А. Эволюция скоплений углеводородов в осадочных бассейнах
и породах различного типа и возраста / В.А. Скоробогатов // Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. - М.: Наука, 1997. - С. 87-97.
14. Сурков В.С. Перспективы нижнесреднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа / В.С. Сурков, А.М. Казаков,
В.П. Девятов и др. // Геология нефти и газа. -
1998. - № 11. - С. 8-20.
15. Гурари Ф.Г. Геологическое строение
и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, В.И. Демин и др. - Новосибирск: Наука, 2005. - 156 с.
16. Пятницкая Г.Р. Перспективы газонефтеносности восточных районов Пур-Тазовской области Западной Сибири / Г.Р. Пятницкая, А.М. Радчикова, В. В. Рыбальченко // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 12-21.
17. Самсонов Р.О. Углеводородный потенциал российского сектора Арктики (суша и шельф): величина, структура, перспективы изучения
и освоения в XXI веке / Р.О. Самсонов, В.А. Скоробогатов // Матер. Международн. науч.-техн. конференции «Нефть, газ Арктики» / под ред. В.П. Гаврилова. -М.: Интерконтакт Наука, 2007. - С. 83-90.
18. 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. - 2003. - № 8. - С. 8-14.
19. Скоробогатов В.А. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений в северных районах Западной Сибири
и рекомендации по оптимизации поисково-разведочных работ на глубокие горизонты / В.А. Скоробогатов, В.А. Купавцев, Г.Р. Пятницкая и др. // XI Координационное геологическое совещание ОАО «Газпром». -М.: ИРЦ Газпром, 2006. - С. 97-108.
20. Скоробогатов В.А. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее. / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов. -
М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. - 261 с.
21. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,
B. Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
22. Ушатинский И.Н. Литогеохимия и перспективы нефтегазоносности триас-юрских отложений северных районов Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, А.В. Рыльков // Отечественная геология. - 2001. - № 4. -
C. 9-12.
23. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна / А.Н. Фомин, А.Э. Конторович, В.О. Красавчиков // Геология и геофизика. -2001. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1875-1887.
24. Бочкарев В.С. Основные результаты сверхглубокого бурения скважин во второй трети XXI века (СГ-6 Тюменской и СГ-7 Ен-Яхинской) в Западной Сибири / В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, К.С. Иванов // Горные ведомости. - 2013. - № 12. - С. 6-30.
25. Ахмедсафин С.К. Перспективы и технологии поисков и разведки залежей углеводородов
в ачимовских и юрских отложениях Ямало-Ненецкого автономного округа / С.К. Ахмедсафин, В.В. Рыбальченко,
A.В. Меркулов и др. // Геология нефти и газа. -2016. - № 2. - С. 11-17.
26. Брехунцов А.М. Состояние ресурсной базы углеводородов Ямало-Ненецкого автономного округа. Итоги 2015 г. / А.М. Брехунцов,
Л.А. Нечипорук, И.И. Нестеров // Геология нефти и газа. - 2016. - № 5. - С. 45-49.
27. Люгай Д.В. Особенности нефтегазоносности полуострова Ямал в связи с оценкой перспектив южной части Карского моря / Д.В. Люгай, Д.А. Соин, А.Н. Скоробогатько // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -
№ 3 (31). - С. 29-35.
28. Скоробогатов В.А. Геотермические
и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири /
B.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 2. - С. 91-97.
29. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) /
B.А. Скоробогатов // Советская геология. -1984. - № 9. - С. 3-13.
30. Кананыхина О.Г. Проблемы нефтеносности Ямало-Карского ареала суши и шельфа (Западно-Сибирская мегапровинция) // О.Г. Кананыхина, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 9. -
C. 18-25.
31. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. -
№ 3 (19). - С. 8-26.
32. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -№ 3 (31). - С. 36-58.
33. 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. -2012. - Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. - С. 43-47.
34. Шемин Г.Г. Фильтрационно-емкостные свойства резервуаров юры на севере Западно-Сибирской НГП и закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания / Г.Г. Шемин, А.Ю. Нехаев,
А. Л. Бейзель и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 10. - С. 20.
35. Скоробогатов В.А. Юрский нефтегазоносный комплекс Западной Сибири: запасы, ресурсы, будущее / В.А. Скоробогатов, Н.Ю. Юферова, Л.В. Строганов // Матер. науч.-практ. конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». - Тюмень, 2004. - Ч. 1. - С. 98-120.
36. Эпов М.И. Количественный прогноз
нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений севера Западной Сибири и акватории Карского моря / М.И. Эпов, Г.Г. Шемин // Геология нефти и газа. - 2017. -№ 4. - С. 7-30.
Studying and developing hydrocarbon potential of Lower-Middle-Jurassic deposits in northern areas of Western Siberia: resume and perspectives
G.R. Pyatnitskaya1*, V.A. Skorobogatov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: G_Pyatnitskaya@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Western-Siberian oil-gas-bearing province (WSOGP) has begun from a Lowe-Middle-Jurassic subcomplex of Jurassic system, namely from the industrial inflows in Berezovskaya (gas) and Kolpashevskaya key wells drilled down a contact zone of Jurassic and Pre-Jurassic rocks. At the north of WSOGP the Middle-Jurassic rocks have been exposed by 5200 wells in the Nadym-Pur-Taz region (NPTR), and at the territories of Yamal and Gydan peninsulas; 232 hydrocarbon fields have been discovered in the WSOGP including 112 within the Jurassic complex, including 67 Lower-Middle-Jurassic ones, including 58 in the NPTR, 8 at Yamal and 1 at Gydan. Assured Lowe-Middle-Jurassic reserves of free gas (FG) come to 611109 m3, reserves of B2+C2 categories amount up to 1447 109 m3, correspondent reserves of oil reach 163 109 t and 151 109 t (extractable). There is no production from this subcomplex in the WSOGP. Many FG deposits are considerably underexplored due to a number of reasons; the preliminary assessed reserves exceed 70% from 2,1 1012 m3. At the northern part of WSOGP commercial significance of the Lower-Middle-Jurassic gas is much higher than significance of the same oil. Even if final factor of gas recovery equals nearly 70%, production of more than 1,3 1012 m3 of gas will be possible in with bot more than 240.250 109 t of oil (taking into account additional prospecting of hydrocarbon deposits during conversion of B2+C2 cat. reserves into the assured ones at the level of 40.50 %).
The most significant FG reserves are concentrated at Bovanenkovo field at the depths of 2,5.3,1 km, as well as in the region of Big Urengoy. Oil reserves of this subcomplex are dispersed over medium-sized and mostly small deposits (less than 3 109 t , recoverable). Considerable part of hydrocarbon reserves is associated with low-permeable reservoirs, which gave semi-industrial and not-industrial inflows during testing (e.g. Lenzitskoye oil field, etc.). Among the recently discovered "Jurassic" field the Yarudeyskoye oil-gas-condensate field is remarkable. It has big reserves of light oil and medial reserves of FG (in total 1011 t geological and 49 109 recoverable of reference fuel). According to calculations, the annual production (after 2035) from Middle-Jurassic deposits (traditional reserves) will run up to 41010 m3 of FG and 15109 t of fluidal hydrocarbons.
Till 2040 in the northern part of WSOGP it is destined yet to discover many dozens of hydrocarbon deposits with traditional reserves (Middle-Jurassic) and with primary alternative FG reserves( in the middle and lower horizons of Tumen suit and its analogues). After 2045, production of hydrocarbons from tight low-permeable Jurassic reservoirs (with permeability factor of 0,1.0,2 mD and less) will become wide-scale due considerable depletion of traditional Neocomian and Jurassic hydrocarbon reserves and resources.
Keywords: Lower-Jurassic sediments, hydrocarbons, reserves, resources, development, Nadym-Pur-Taz region, Yamal, Western Siberia.
References
1. ALEKSIN, G.A., Z.Zh. DURDIYEV, V.N. ROSTOVTSEV. Outlooks for search of oil and gas in the Jurassic sediments of Yamal and Gydan peninsulas [Perspektivy poiskov nefti i gaza v yurskikh otlozheniyakh poluostrovov Yamal i Gydan]. Geologiya Nefti i Gaza. 1983, no. 2, pp. 1-6. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. GORBENKO, G.D., M.S. ZONN, M.V. KORZH. Oil-gas bearing capacity of Lower-Middle-Jurassic complex in Western Siberia [Neftegazonosnost nizhne-sredneyurskogo kompleksa Zapadnoy Sibiri]. In: Geology and oil presence in Western Siberia [Geologiya i neftenosnost Zapadnoy Sibiri]. Moscow, 1982, pp. 46-55. (Russ.).
3. 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. 1926. ISSN 0016-7894. (Russ.).
4. YEMETS, T.P., N.V. LOPATIN, V.N. LITVINOVA. Catagenesis and hydrocarbon potential of sediments at the north of Western Siberia [Katagenez i uglevodorodnyy potentsial otlozheniy severa Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 1986, no. 1, pp. 53-58. ISSN 0016-7894. (Russ.).
5. 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.).
6. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermal field of the young plates in the USSR [Teplovoye pole molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1986. (Russ.).
7. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV, N.I. LEONGARDT et al. Favorable conditions for hydrocarbon agglomerating and outlooks for oil and gas presence in deep horizons at the north of Western Siberia [Usloviya formirovaniya uglevodorodnykh skopleniy i perspektivy neftegazonosnosti glubokozalegayushchikh gorizontov na severe Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 1979, no. 4, pp. 11-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. RUDKEVICH, M.Ya., L.S. OZERANSKAYA, N.F. CHISTYAKOVA et al. Oil-gas-bearing complexes of Western-Siberian basin [Neftegazonosnyye kompleksy Zapadno-Sibirskogo basseyna]. Moscow: Nedra, 1988. (Russ.).
9. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. FOMICHEV. Outlooks for oil and gas presence in Jurassic and Craterous sediments of Yamal and Gydan [Perspektivy neftegazonosnosti yurskikh i melovykh otlozheniy Yamala i Gydana]. Geologiya Nefti i Gaza. 1988, no. 2, pp. 1-5. ISSN 0016-7894. (Russ.).
10. YASOVICH, G.S., A.G. MUKHTER, G.P. MYASNIKOVA. Favorable conditions and prospects for oil and gas presence in Lower-Jurassic sediments of western Siberia [Usloviya formirovaniya i perspektivy neftegazonosnosti nizhneyurskikh otlozheniy Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 1987, no. 9, pp. 23-28. ISSN 0016-7894. (Russ.).
11. GALIMOV, E.M. Genesis of gases at the north of Western Siberia according to d12C and dD data [Genezis gazov na severe Zapadnoy Sibiri po dannym d12C i dD]. Doklady AN SSSR. 1995, vol. 342, pp. 351-374. (Russ.).
12. 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]. In: Geology, methods of search, prospecting and assessment of fossil fuels [Geologiya, metody poiskov, razvedki i otsenki mestorozhdeniy toplivno-energeticheskogo syrya]. Moscow: Geoinformmark, 1997. (Russ.).
13. SKOROBOGATOV, V.A. Evolution of hydrocarbon agglomerations in sedimentary basins and rocks of various types and ages [Evolyutsiya skopleniy uglevodorodov v osadochnykh basseynakh i porodakh razlichnogo tipa i vozrasta]. In: Geodynamical evolution and oil-gas-bearing capacity ofsedimentary basins [Geodinamicheskaya evolutsiya i neftegazonosnost osadochnykh basseynov]. Moscow: Nauka, 1997, pp. 87-97. (Russ.).
14. SURKOV, V.S., A.M. KAZAKOV, V.P. DEVYATOV et al. Prospects for Lower-Middle-Jurassic sediments at Yamal-Nenets autonomous region [Perspektivy nizhnesredneyurskikh otlozheniy Yamalo-Nenetskogo avtonomnogo okruga]. Geologiya Nefti i Gaza. 1998, no. 11, pp. 8-20. ISSN 0016-7894. (Russ.).
15. GURARI, F.G., V.P. DEVYATOV, V.I. DEMIN et al. Geological structure and oil-gas-bearing capacity ofLower-Middle-Jurassic system in Western-Siberian province [Geologicheskoye stroyeniye i neftegazonosnost nizhney-sredney yuru Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Novosibirsk: Nauka, 2005. (Russ.).
16. PYTNITSKAYA, G.R., A.M. RADCHIKOVA, V.V. RYBALCHENKO. Outlooks for gas and oil presence in the eastern areas of Pur-Taz region at Western Siberia [Perspektivy gazoneftenosnosti vostochnykh rayonov Pur-Tazovskoy oblasti Zapadnoy Sibiri]. In: Problems of resource provision for gas-producing regions of Russia till 2030 [Problemy resursnogo obespecheniya gazodobyvayushchikh rayonov Rossii do 2039 g.]: collected sci. papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2010, pp. 12-21. (Russ.).
17. SAMSONOV, R.O., V.A. SKOROBOGATOV. Hydrocarbon potential of Russian Arctic sector (onshore and offshore): amount, structure, outlooks for studying and exploration in XXI century [Uglevodorodnyy potentsial rossiyskogo sektora Arktiki (susha i shelf): velichina, struktura, perspektivy izucheniya i osvoyeniya v XXI veke]. In: Proc. of International conference "Arctic region oil & gas " (AROG-2007). V.P. GAVRILOV (ed.). Moscow: Interkontakt Nauka, 2007, pp. 83-90. (Russ.).
18. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas- and oil-bearing capacity of Cretaceous and Jurassic sediments in Western-Siberian province [Geneticheskiye prichiny unikalnoy gazo- i neftenosnosti melovykh i uyrskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Geologiya, Geofizika iRazrabotka Neftyanykh igazovykh Mestorozhdeniy. Moscow: VNIIOENG, 2003, no. 8, pp. 8-14. ISSN 2413-5011. (Russ.).
19. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. KUPAVTSEV, G.R. PYTNITSKAYA et al. Outlooks for oil and gas presence in the Jurassic sediments of the northern areas of Western Siberia, and recommendations on optimization of prospecting in deep horizons [Perspektivy neftegazonosnosti yurskikh otlozheniy v severnykh rayonakh Zapadnoy Sibiri i rekomendatsii po optimizatsii poiskovo-razvedochnykh rabot na glubokiye gorizonty]. In: Proc. of XI Coordination geological meeting of the Gazprom OJSC. Moscow: IRTs Gazprom, 2006, pp. 97108. (Russ.).
20. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV. Gydan: geologica structure, hydrocarbon resources, future... [Gydan: geologicheskoye stroyeniye, resursy uglevodorodov, budushcheye...]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2006. (Russ.).
21. 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.).
22. USHATINSKIY, I.N., A.V. RYLKOV. Lythogeochemistry and prospects for oil and gas presence in the Triassic-Jurassic sediments at northern region of Western Siberia [Litogeokhimiya i perspektivy neftegazonosnosti trias-yurskikh otlozheniy severnykh rayonov Zapadnoy Sibiri]. Otechestvennaya Geologiya. 2001, no. 4, pp. 9-12. ISSN 0869-7175. (Russ.).
23. FOMIN. A.N., A.E. KONOROVICH, V.O. KRASAVCHIKOV. Catagenesis of organic matter and outlooks for oil and gas presence in the Jurassic, Triassic and Paleozoic sediments at northern areas of Western-Siberian megabasin [Kagenez organicheskogo veshchestva i perspektivy neftegazonosnosti yurskikh, triasovykh i paleozoyskikh otlozheniy severnykh rayonov Zapadno_sibirskogo megabasseyna]. Geologiya i Geofizika. 2001, vol. 42, no. 11-12, pp. 1875-1887. ISSN 0016-7886. (Russ.).
24. BOCHKAREV, V.S., A.M. BREKHUNTSOV, K.S. IVANOV. The main results of superdeep well drilling (namely: SG-6 Tumen well and SG-7 Yen-Yakhinsk well) in Western Siberia in the second triens of XXI century [Osnovnyye rezultaty sverkhglubokogo bureniya skvazhin vo vtoroy treti XXI veka (SG-6 Tumenskoy i SG-7 Yen-Yakhinskoy) v Zapadnoy Sibiri]. Gornyye Vedomosti. 2013, no. 12, pp. 6-30. ISSN 1818-5606. (Russ.).
25. AKHMEDSAFIN, S.K., V.V. RYBALCHENKO, A.V. MERKULOV et al. Perspectives and technologies for search and prospecting of hydrocarbon deposits in the Achim and Jurassic sediments at the Yamal-Nenets autonomous region [Perspektivy i tekhnologii poiskov i razvedki zalezhey uglevodorodov v achimovskikh i yurskikh otlozheniyakh Yamalo-Nenetskogo avtonomnogo okruga]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 2, pp. 11-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
26. BREKHUNTSOV, A.M., L.A. NECHIPORUK, I.I. NESTEROV. State of a hydrocarbon resource base in the Yamal-Nenets autonomous region. Resume of 2015 [Sostoyaniye resursnoy bazy uglevodorodov Yamalo-Nenetskogo avtonomnogo okruga. Itogi 215 g.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 5, pp. 45-49. ISSN 0016-7894. (Russ.).
27. LYUGAY, D.V., D.A. SOIN and A.N. SKOROBOGATKO. Features of oil-gas-bearing capacity of Yamal peninsular in respect to estimation of prospects for a southern part of Kara Sea [Osobennosti neftegazonosnosti poluostrova Yamal v svyazi s otsenkoy perspektiv yuzhnoy chasti Karskogo morya]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 29-35. ISSN 2306-9849. (Russ.).
28. SKOROBOGATOV, V.A., D.A. SOIN. Geothermal and catagenetic conditions for oil and gas presence in Yamal-Kara region of Western Siberia [Geotermicheskiye i katageneticheskiye usloviya neftegazonosnosti Yamalo-Karskogo regiona Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 2010, no. 2, pp. 91-97. ISSN 0016-7894. (Russ.).
29. SKOROBOGATOV, V.A. Conditions for oil-and-gas accumulation in Krasnoleninskaya zone (Western Siberia) [Usloviya neftegazonakopleniya v Krasnoleninskoy zone (Zapadnaya Sibir)]. Sovetskaya Geologiya. 1984, no. 9, pp. 3-13. (Russ.).
30. KANANYKHINA, O.G., V.A. SKOROBOGATOV. Issues of oil-gas bearing capacity of the Yamal-Kara onshore and offshore areal (Zapadno-Sibirskaya megaprovintsiya)]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i GazovykhMestorozhdeniy. 2016, no. 9, pp. 18-25. ISSN 2413-5011. (Russ.).
31. 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 LLC, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 8-26. ISSN 2306-8949. (Russ.).
32. 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 scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 36-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
33. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. KUZMINOV, L.S. S ALINA. Gas resources in the low-permeable reservoirs of the sedimentary basins of Russia, and outlooks for their industrial development [Resursy gaza v nizkopronitsayemykh kollektorakh osadochnykh basseynov Rossii i perspektivy ikh promyshlennogo osvoyeniya]. GazovayaPromyshlennost. 2012. Spec. is.: Alternative resources of oil and gas [Netraditsionnyye resursy nefti i gaza], pp. 43-47. ISSN 0016-5581. (Russ.).
34. SHEMIN, G.G., A.Yu. NEKHAYEV, A.L. BEYZEL et al. Permeability and porocity properties of Jurassic reservoirs at the north of Western-Siberian oil-gas-bearing province, and patterns of their changing depending on their stratification depths [Filtratsionno-yemkostnyye svoystva rezervuarov yury na severe Zapadno-Sibirskoy NGP i zakonomernosti ikh izmeneniya v zavisimosti ot glubiny zaleganiya]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2011, no. 10, p. 20. ISSN 2413-5011. (Russ.).
35. SKOROBOGATOV, V.A., N.Yu. YUFEROVA, L.V. STROGANOV. Jurassic oil-gas complex of Western Siberia: reserves, resources, future [Yurskiy neftegazonosnyy kompleks Zapadnoy Sibiri: zapasy, resursy, budushcheye]. In: Proc. of sci.-practical conference "Geology and oil-gas presence in Western-Siberian megabasin". Tumen, 2004, pt. 1, pp. 98-120. (Russ.).
36. EPOV, M.I., G.G. SHEMIN. Quantitative forecast of oil and gas presence in regional Jurassic reservoirs at the north of Western Siberia and in waters of Kara Sea [Kolichestvennyy prognoz neftegazonosnosti regionalnykh rezervuarov yurskikh otlozheniy severa Zapadnoy Sibiri i akvatorii Karskogo morya]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 4, pp. 7-30. ISSN 0016-7894. (Russ.).
