CC BY
19
УДК 553.981.2
Ключевые слова:
газ, нефть,
углеводороды,
залежь,
запасы,
ресурсы,
поиск,
открытие,
гигантские
и уникальные
месторождения,
Западная Сибирь,
Восточная Сибирь,
прогноз.
Крупнейшие, гигантские и уникальные месторождения углеводородов Сибири и Дальнего Востока России. Сколько еще не открыто и где?
А.Н. Рыбьяков1, В.А. Скоробогатов2*, Д.Я. Хабибуллин1
1 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе рассмотрены вопросы современной (на 01.01.2022) геостатистики значительных по начальным запасам месторождений углеводородов (МУВ): нефтяных, газовых и газоконденсат-ных (с запасами свободного газа - СГ) и смешанных по фазовому состоянию, в объеме которых извлекаемые запасы СГ и нефти превышают 100 млрд м3 и 100 млн т соответственно, в недрах двух осадочных мегабассейнов - Западно- и Восточно-Сибирского (ЗСМБ и ВСМБ) и соответствующих мегапровинций. Такие МУВ и становятся базовыми для добычи в объеме более 4...5 млрд м3 или 4...5 млн т в год (при условии постоянной добычи). Из 940 и 108 МУВ, соответственно открытых в ЗСМП и ВСМП, к подобным относятся 95 и всего 15. Разница существенная! Общая структурно-буровая изученность материковой части ЗСМП уже превышает 75 %, ВСМП - составляет около 55.60 %, что «запрещает» существование неоткрытых соответственно гигантских и уникальных (более 300 млн и 3 млрд условных тонн1) по суммарным запасам МУВ. В Западной Сибири реально открытие еще четырех-пяти крупнейших газосодержащих месторождений (возможно, но маловероятно открытие и крупнейших нефтяных). В Восточно-Сибирской (Енисей-Ленской) мегапровинции вероятно обнаружение трех-четырех гигантских газовых и пяти-шести крупнейших нефтесодержа-щих МУВ (или больше по запасам - вопрос остается открытым.).
Настоящая статья посвящена анализу комплекса проблем, связанных с прогнозированием, поисками и открытием, разведкой и освоением значительных по запасам месторождений углеводородов (МУВ) (более 100 млн у.т1), в объеме которых имеются открытые или предполагаются скопления свободного газа (СГ) и/или нефти той или иной величины (крупности), добыча которых не зависит от соответственно добычи нефти и газа, т.е. типа газовых (Г), газоконденсатных (ГК) и нефтяных (Н), газонефтяных (ГКН) и нефтегазоконденсатных (НГК) (последние - самостоятельные или с нефтью в подгазовых оторочках). Имеются в виду следующие типы МУВ: уникальные (каждое более 3 трлн м3 или 3 млрд т), сверхгигантские (1...3 трлн м3 или 1.3 млрд т), гигантские (0,3.1,0 трлн м3, 0,3.1,0 млрд т) и крупнейшие (100.300 млрд м3, 100.300 млн т), обычно многозалежные в вертикальном разрезе - от двух-трех до 35.42 залежей углеводородов.
Именно эти месторождения и становятся базовыми для разработки с ежегодным объемом добычи газа (нефти) из каждого от 3,0.5,0 до 80.100 млрд м3 (млн т) и более. Среди уже открытых в последнее десятилетие «гигантов» практически не встречается сверхгигантских и уникальных МУВ, крупнейшие известны, но мало. На шельфе Карского моря многие гиганты недоразведаны по средним и глубоким горизонтам (ниже апта), и их крупность и однозалежность (видимая) временная. При опоискова-нии и разведке глубоких горизонтов эти МУВ будут переходить в более высокие категории (из крупных в крупнейшие и т.д.). Проблемам, затрагиваемым в статье, в целом по миру, да и по России посвящено мало публикаций, в том числе и авторов настоящей работы [1-36].
За 120 лет ведения целенаправленных поисково-разведочных работ (ПРР) в ХХ-ХХ1 вв. целевым назначением на нефть (до 1930 г.) и СГ (в последующие годы)
Одна условная тонна (далее - у.т) ~ 1000 м3 ~ 1 т жидких УВ.
на суше России и в недрах прилегающих акваторий (= Северная Евразия, или СЕА) к началу 2022 г. обнаружены 3750 МУВ различных типов и величины запасов. На суше по количеству, безусловно, преобладают нефтесо-держащие месторождения типа Н, НГК и др. Газосодержащих, т.е. с залежами СГ (Г, ГК, ГКН, НГК), с разными соотношениями геологических запасов газа и нефти обнаружено 995. Многие из них введены в эксплуатацию, почти 100 завершены разработкой (истощены, обводнились, сняты с государственного баланса - очень «старые» месторождения в европейских районах страны), но подавляющая часть находится в эксплуатации и разведке (полномасштабно еще не доразведаны).
Рассмотрим последовательно два нефтегазоносных мегарегиона СЕА.
Западная Сибирь
В Западно-Сибирской нефтегазовой мега-провинции (ЗСМП, суша и шельф) открыты 930 МУВ, в том числе 260 газосодержащих. Среди 84 крупнейших, гигантских и уникальных месторождений России крупнее 100 млрд м3 на долю Западной Сибири в 2019 г. приходилось более 50 (рис. 1). Первым из них было открыто Тазовское нефтегазовое месторождение в Пур-Тазовской области (1964 г., 138,4 млрд м3 «современных» начальных запасов газа) [2, 4], далее процесс обнаружения таких месторождений приобрел «взрывной» характер, в том числе (трлн м3): 1965 г. - Заполярное (3,7), Губкинское (0,4), Самотлорское (0,2); 1966 г. - Уренгойское (12,7), Комсомольское (0,8), Лянторское (0,2); 1967 г. -Медвежье (2,5); 1968 г. - Вынгапуровское (0,4), Арктическое (0,3), Вынгаяхинское (0,1), Ямбургское (7,3); 1969 г. - Южно-Русское (1,0); 1970 г. - Нурминское (0,2); 1971 г. - Бованен-ковское (4,1) и др. Параллельно с газовыми гигантами открывались нефтяные гигантские, сверхгигантские и уникальные, а также крупнейшие месторождения (млрд т, извлек.): 1961 г. - Мегионское (0,2); 1969 г. - Усть-Балыкское (0,3); 1965 г. - Самотлорское (3,7 извлекаемых); 1962 г. - Новопортовское (0,3) и др. Всего в пределах ЗСМП обнаружены 116 МУВ крупнее 0,1 млрд т каждое. Общее число крупнейших, гигантских и уникальных МУВ в пределах мегапровинции (суша и шельф) оценивается в 155 (есть и «чисто» газовые, и нефтяные, но большинство - нефтесодержащие).
В ЗСМП чем дальше на север, тем меньше крупнейших, гигантских и уникальных МУВ: в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) их 11, в том числе гигант - Русское нефтегазовое месторождение (0,4 млрд т); в Ямало-Гыданском регионе одно - Новопортовское (0,2 млрд т); в Енисей-Хатангской нефтегазоносной области (ЕХО) - одно Пайяхское (0,2 млрд т), на шельфе отсутствуют как нефть (в залежах), так, естественно, и нефтяные гиганты... Пока... Но может, так оно и будет?
Неоднократно подчеркивалась выдающаяся роль ЗСМП в развитии нефтяной и газовой отраслей России (табл. 1) [1, 2, 5, 8, 14, 20, 25, 30].
Кроме того, в объеме выявленных, но неразведанных запасов кат. В2+С2 РФ - 24,2 трлн м3, явно завышенных за счет юры Ямала, на долю ЯНАО приходится 12,8 трлн м3 (практически половина).
На суше последнее уникальное газосо-держащие МУВ - Бованенковское - было открыто на Ямале в 1971 г., супергигантское Южно-Тамбейское (1,1 трлн м3) - также в 1971 г., гигантское Береговое (0,5 трлн м3) -в 1982 г., крупнейшее Хальмерпаютинское (0,3 трлн м3) - в 1989 г. Все собственно морские гиганты ЗСМП были выявлены в период с 1989-го по 2003 г., МУВ типа суша/море -с 1971-го по 1984 г., причем их сухопутные части разведывались активно до 1991 г. Таким образом, в НПТР севера провинции и на арктических полуостровах открытия и разведка крупнейших, гигантских и уникальных месторождений газа завершились в 1990 г., впрочем, как и само активное (масштабное) изучение недр всей территории России (до 1991 г.). Итак, «отлов» уникумов и гигантов произошел на суше за сравнительно короткий период (1965-1982 гг.) на огромных территориях северных и арктических областей ЗСМП (0,8 млн км2). К слову, в центральных областях обнаружены всего пять крупнейших газосодержащих месторождений (ни одного гиганта). Центральные, западные и юго-восточные области ЗСМП - преимущественно нефтеносные (Среднеобская, Фроловская, Каймысовская и др.)
В «нулевых» годах открытия газовых гигантов произошли в Обской губе Карского моря (двух месторождений - 0,3 и 0,5 трлн м3). Активные ПРР на шельфе возобновились в 2018 г., и до 2022 г. включительно были
Рис. 1. Схема размещения газовых месторождений-гигантов на севере ЗСМП
открыты еще пять значительных по запасам газосодержащих месторождений, которые могут претендовать на почетное звание крупнейших и гигантских по запасам, в том числе одно на севере губы (Северо-Обское). Русановское газоконденсатное месторождение «разделилось» на два самостоятельных. Три новых обнаружены на приямальском шельфе (Нярмейское и др.) [34].
В пределах мегапровинции наблюдается четкая пространственная сегрегация газа и нефти, в том числе по площади и разрезу: максимум газоносности - в альб-сеноманском комплексе северных и арктических областей, нефтеносности - в неокомском (плюс низы апта), и если на конкретном месторождении много газа, то нефти мало (или она вообще отсутствует в виде залежей). То же наблюдается и в нефтесодержащих месторождениях,
поэтому для определения их крупности необязательно считать вместе начальные разведанные запасы СГ и нефти: это не изменит существенно их крупности. К примеру: суперуникальное МУВ - Уренгой - 12,4 трлн м3 СГ и 2,1/0,30 млрд т (геол./извлек.) нефти, Самотлор - соответственно 0,2 трлн м3 и 3,7 млрд т и т.д.
График открытия и динамика прироста запасов СГ по вновь открываемым крупнейшим, гигантским и уникальным газосодер-жащим месторождениям (рис. 2) показывает, что 1-й и 2-й этапы освоения газового потенциала и открытия месторождений подобной крупности завершились в 1975 г., 3-й этап -в 1988/1989 гг. Сейчас продолжается этап 4 на суше (завершающий), а в ЮКО, если брать эту область отдельно от суши, продолжается этап 2 - открытия наиболее крупных
Таблица 1
Доля Западной Сибири и Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) в структуре начальных разведанных запасов СГ России, суша и шельф (данные на 01.01.2020), трлн м3
Регион Накопленная добыча (НД) Запасы кат. А+В1+С1 Сумма начальных разведанных запасов
Россия 24,3 49,1 73,4
В том числе ЗСМП (суша и шельф) 20,7 33,4 54,1
В том числе северные и арктические области* 19,9 32,6 52,5
В том числе ЯНАО (суша) 19,5 28,1 47,6
В том числе Южно-Карская нефтегазоносная область (ЮКО)** 0,4 4,1 4,5
* С учетом ЕХО.
** Открытый шельф + Обская и Тазовская губы.
3 14
х
3
12
10 8 6 4 2 0
С ,12,2
б,2
4,0
с ) 1,9
@ 8 I ( 1 : ? С | ( 5 С > ! 1 < 0,б >
1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Год
Рис. 2. График открытия крупнейших по запасам газосодержащих месторождений в ЗСМП (запасы современные отнесены к году открытия)
месторождений, который, по оценке авторов, завершится в 2031-2035 гг.
В период с 2014-го по 2019 г. (данные на 01.01.2020) начальные разведанные запасы крупнейших, гигантских и уникальных газосодержащих месторождений (НД+А+В^С^ увеличились суммарно на 3,2 трлн м3 и достигли 50 трлн м3 за счет доразведки, уточнения и пересчета запасов. Очевидна огромная роль, которую играют в мегапровинции эти месторождения, степень концентрации запасов которых максимальна среди всех нефтегазоносных бассейнов мира, однако оговоримся: только в бассейнах с терригенным составом продуктивных толщ, так как в «карбонатно-соленосных» бассейнах закономерности другие.
Авторы ранее отмечали [7, 23], что среди мировых газовых сверхгигантов семь западносибирских (!) (но, строго говоря, к ним необходимо отнести также и Ленинградское газоконденсатное месторождение на шельфе - более 1 трлн м3). Их начальные доказанные запасы СГ и нефти соотносятся в северных и арктических областях мегапровинции как семь к одному, а именно: 31,0 трлн м3 СГ и 4,4 млрд т нефти. Геоисторическая динамика приведена в табл. 2.
Всего в ЗСМП открыты 62 крупнейших, гигантских и уникальных газосодержа-щих месторождения с суммарными запасами 48,7 трлн м3. В течение шести десятилетий постепенно снижались число ежегодных открытий и суммарные запасы вновь открываемых месторождений. Два первых десятилетия стали решающими для выявления наиболее крупных по запасам газосодержащих месторождений: открыто 42 МУВ с запасами почти 42 трлн м3.
Ранее неоднократно отмечалось [10, 20, 21, 30], что степень концентрации начальных запасов СГ в ЗСМП существенно выше, чем нефти. Один альб-сеноманский уникальный - мирового масштаба - преимущественно газоносный комплекс чего стоит! [30]. Однако он как поисковый объект «успешно» завершился еще в прошлом веке (к 1991 г.). Как, впрочем,
и неоком-аптский нефтеносный комплекс Среднего Приобья и НПТР [14, 30].
Закономерности и особенности формирования и размещения газосодержащих и неф-тесодержащих гигантов обсуждаются в работах И.В. Высоцкого, Р. Кинга, К.Н. Кравченко, А. Леворсена, А. Перродона, Б. Тиссо и Д. Вель-те, Н.Ю. Успенской, Дж. Ханта, М. Хэлбути, а также авторов [7, 9, 10, 16, 18, 19, 33 и др.]. Уточним авторскую точку зрения на эту проблему, тем более что она сложилась при изучении главным образом геологического строения и газонефтеносности молодых плит Северной и Центральной Евразии (Скифской, Туранской и Западно-Сибирской) [12, 21].
Сверхгигантские и уникальные по запасам МУВ образуются и сохраняются в земных недрах только там, где были очень благоприятные (уникальные) условия для их формирования, эволюции и сохранности, особенно в неогеновое время - наиболее «разрушительное» для всех скоплений углеводородов и особенно СГ -в мезо-кайнозое (за последние 250 млн лет, с раннего триаса...).
Для формирования и эволюционной сохранности крупнейших, гигантских и уникальных газосодержащих МУВ в терриген-ных толщах континентального, дельтового и морского генезиса необходимы следующие условия:
1) очень большие площади «питающих ареалов» и объемы пород: глин, алевролитов, песчаников и их смешанных разностей, а также углей и углистых сланцев (до 5.6 тыс. км2 на одно сформированное месторождение), находящихся на малых, средних и повышенных глубинах (в мезозойских и кайнозойских толщах - менее 4,5 км, в палеозойских -до 3,6.3,8 км) в диапазоне современных геотемператур от 40.50 до 110.120 °С, не более, так как жесткие термоглубинные условия крайне неблагоприятны для сохранности тер-ригенных коллекторов, что было показано в работах В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова еще в 1980-х гг. [12];
Таблица 2
Геостатистика открытий и приростов разведанных запасов газа крупнейших, гигантских и уникальных месторождений Западной Сибири по десятилетиям
за 1961-2022 гг., ед. / трлн м3
1961-1970 гг. 1971-1980 гг. 1981-1990 гг. 1991-2000 гг. 2001-2022 гг.
22 / 31,3 20 / 10,6 17 / 5,7 2 / 0,5 1 / 0,6
* Современные запасы отдельных месторождений (НД+А+В1+С1) отнесены к годам их открытия.
2) повышенное и высокое содержание рассеянного органического вещества, РОВ, (Сорг, %) в пластах-генераторах - от 1 до 3 % и более (чем больше, тем лучше, вплоть до углей с Сорг > 50 %);
3) преимущественно гумусовый, а также смешанный сапропелево-гумусовый тип РОВ с учетом того, что глины относятся к битумо-генерирующим (= нефтематеринским) породам [11, 27];
4) высокая угленасыщенность неморских толщ - желательный, но вовсе не обязательный элемент развития онтогенеза по «газовой линии»: в дельтовых толщах углей может быть мало, в прибрежно-морских они могут вообще отсутствовать, но мощное газонакопление в коллекторских толщах будет происходить за счет гумусового и сапропелево-гуму-сового РОВ;
5) значительные объемы песчано-алевро-литовых пород в опесчаненных разрезах или в песчано-глинистых толщах, чередование пар пластов глины и песчаника для масштабной, более полной реализации процессов первичной аккумуляции и вторичной миграции внутри водонасыщенных природных резервуаров, а также конечной аккумуляции в ареале ловушек различного типа и генезиса. Крупное газонакопление в недрах требует и значительных газосборных объемов, площадей и ареалов аккумуляционного влияния ловушек;
6) наличие значительных по морфологическим параметрам положительных структур, а именно валов, куполовидных поднятий и др., и отсутствие высокоамплитудных разломов, особенно в их присводовых частях;
7) относительно недавнее завершение процессов формирования или переформирования МУВ без сколько-нибудь масштабных процессов их разрушения [7, 11, 22].
Для формирования нефтяных гигантов требуются несколько иные благоприятные условия (геохимические, литологические, «разлом-ные» и др.) [26].
В наиболее оптимальном сочетании для газа эти условия выполняются в северных и арктических областях мегапровин-ции [15, 20, 21], и новейшие исследования подтверждают этот вывод [1, 3, 28]. Безусловно, в ходе дальнейших ПРР новые открытия будут продолжаться, но одно дело обнаружить среднее и крупное газосодержащее месторождение (в интервале разведанных - будущих - запасов
от 10.15 до 35.40 млрд м3, любой компанией-оператором в любом районе ЗСМП), другое -открыть месторождение в 90.120 млрд м3 и более (здесь также: чем больше, тем лучше.), но на что можно реально рассчитывать в будущем и на суше, и на шельфе мега-провинции?
Исследования показывают, что распределение по крупности МУВ и динамика их открытия определяются величиной реальных начальных потенциальных ресурсов СГ в недрах (НПРГ) того или иного геологического объекта и его площадной или глубинной изученности, а с учетом решающего значения именно структурного фактора (для газа) - его структурно-буровой изученностью, т.е. как, с какой плотностью и на какую глубину разбурены поисковым и разведочным бурением структуры 1-го, 2-го (валы) и 3-го порядков, вплоть до локальных поднятий. Если в тех или иных области или районе неразбуренными остаются еще достаточно крупные положительные структуры 2-го и 3-го порядков и куполовидные поднятия (до средних глубин), то существует вероятность новых открытий как крупнейших, так и гигантских (до 200 млрд м3 и более) газосо-держащих МУВ. При этом во внеструктурных зонах (прогибах, впадинах, на моноклиналях) развитие газовых гигантов если и не исключено, то очень маловероятно (нефтяные могут сформироваться, но редко, как нефтяное месторождение Ист-Тексас в США с запасами 750 млн т, т.е. для нефтяных гигантов существование вне крупных поднятий - не исключение) [9].
Современная степень структурно-буровой изученности разновозрастных литолого-стра-тиграфических комплексов, разделенных региональными или областными глинистыми покрышками (экспертно для северных и арктических областей Западной Сибири), отражена в табл. 3.
Таким образом, на суше ЗСМП до низов песчано-глинистого неокома - максимально газоносной части разреза - изученность повсеместно превышает 40.45 % (до 90 % в отдельных зонах НПТР), а в центральных и западных областях (в Среднем Приобье и др.) -85.95 %, что исключает пропуск (неоткрытие) в ходе проведения ПРР гигантских (более 300 млрд м3) МУВ в первом случае и сред-некрупных (20.40 млрд м3) во втором. В пределах Ханты-Мансийского округа и тем более
Таблица 3
Средние глубины поисковых скважин и степень структурно-буровой изученности
северных и арктических областей по нефтегазоносным комплексам (НГК)
Регион и НГК Средняя глубина скважин, км Степень изученности, %
НПТР: В среднем 0,5...4,2 ~ 70...75
• альб-сеноман 0,7...1,5 95...100
• неоком-апт 1,3...3,0 75...90
• средняя юра 3,2...4,0 65...70
• доюрский комплекс 3,5...4,5 < 40
Ямал: В среднем 0,5...3,8 65...70
• альб-сеноман 0,5...1,2 85...90
• неоком-апт 2,3...3,3 75...80
• средняя юра (до гор. Ю7-8) 2,5...3,8 (в разных зонах) 60...70
• низы юры и палеозой 2,8...4,5 25...30
Гыдано-Енисейский: В среднем 0,8...4,2 50...55
• альб-сеноман 0,7...1,4 60...70
• неоком-апт 2,4...3,4 45...50
• средняя юра 3,2...3,6 < 20
• низы юры и доюрский комплекс Нет данных Нет данных (вероятно, менее 10)
в Томской области на юго-востоке мегапровин-ции среди газосодержащих месторождений неоткрытыми остаются преимущественно малые газосодержащие залежи, главным образом в низах юры и на контакте с фундаментом. О крупнейших (100.300 млрд м3) речь здесь вообще не идет (как и не шла раньше, до 1975 г.).
Неоткрытые (перспективные и прогнозные) ресурсы СГ в мегапровинции (кат. D0+D1+D2) составляют, по мнению авторов, 25,0.27,0 трлн м3 (оценка «снизу») и сосредоточены преимущественно в недрах арктических областей суши и шельфа, в том числе до 4,0 трлн м3 на суше Ямала, до 7,0 трлн м3 в Гыдано-Енисейском регионе, не менее 12,0.13,0 трлн м3 (до 16,0 трлн м3) в ЮКО -преимущественно на приямальском шельфе как наиболее перспективном. При этом в породах юры всех северных областей будет сосредоточено в залежах менее 5,0 трлн м3 традиционных ресурсов в разрезе далеко не всех МУВ (в силу генетических причин: высокие стадии катагенеза - МК4.МК5 и более, жесткие термоглубинные условия современного залегания - 3,5.4,0 км и более, современные геотемпературы 110.130 °С) [2-4, 8].
Исходя из высокой и повышенной изученности меловых толщ выше верхнеюрско-валанжинской региональной покрышки крупнейшие по запасам газосодержащие МУВ в Надым-Тазовском междуречье уже не прогнозируются, хотя обнаружение пяти-семи
крупных (30.80 млрд м3) вполне реально, а на Ямале могут быть открыты одно-два крупнейших, но менее 200 млрд м3 каждое, причем, возможно, они уже открыты, а доразведка увеличит объем их запасов свыше 100 млрд м3, однако среди совершенно новых месторождений на неразбуренных площадях они «единодушно» не ожидаются (по мнению всех экспертов в области нефтегазовой геологии). Их попросту негде расположить, так как малоизученными остаются только внеструктурные пространства (моноклинали), в том числе на юго-западе полуострова, где даже средних по запасам газо-содержащих МУВ (более 15.20 млрд м3 каждое) ожидать трудно.
В Обской губе месторождений крупнее 0,1 трлн м3 предполагается также не более двух (три уже открыты), в Тазовской не прогнозируется вовсе, так же как и в ЕХО восточнее Усть-Енисейского нефтегазоносного района. Последние и самые реальные надежды на открытие газосодержащих месторождений с запасами от 100.110 до 180.200 млрд м3 связаны с Восточно-Гыданским районом в самом центре арктического междуречья (от Обской губы до эстуария р. Енисей). Однако сколько их будет и какие компании их откроют, не вполне ясно. Вероятны два-четыре месторождения (не менее и не более).
Все исследователи сходятся в одном: возможности открытия гигантских и сверхгигантских газосодержащих месторождений (крупнее 300 млрд м3 каждое) остаются только
на шельфе Карского моря, перспективы которого почти такие же, как и Ямала (вероятно, чуть ниже в силу ряда менее благоприятных условий: именно к западу в сторону шельфа ухудшаются все условия онтогенеза углеводородов). Однако значительная часть газового потенциала Ямальской нефтегазоносной области (суши) уже переведена в «разведанные» запасы (почти 11,0 трлн м3 только по кат. НД+А+В^С^, а по ЮКО - менее 3 трлн м3. Даже при минимально реальной оценке НПРГ недр открытого шельфа в 15.16 трлн м3 неразведанные ресурсы СГ шельфовой части мегапро-винции составляют не менее 12.13 трлн м3 (кат.
То, как они распределятся по величине будущих запасов газосодержащих месторождений в ходе ПРР), - важнейшая проблема нефтегазовой геологии арктических областей Западной Сибири. Даже если в среднем их запасы составляют 100 млрд м3, а число неоткрытых МУВ составит 120, но как тогда их расположить на перспективной площади акватории менее 200 тыс. км2, если каждое из них даже на суше занимает площадь от 1 до 1,5 тыс. км2 (с ареалом аккумуляционного влияния структурных ловушек по кровле апта, газового доминант-комплекса во всем Ямало-Карском регионе)? Безусловно, структура НПРГ будет включать на шельфе различные по величине запасов месторождения в широком диапазоне крупности от 5.10 млрд м3 до 1.2 трлн м3, вряд ли более (без учета уплотненной газонасыщенной юры с нетрадиционными ресурсами газа). В своих последних публикациях авторы не раз обращались к этой проблеме [3, 10, 24], уточняя оценку неоткрытых крупных, уникальных, гигантских газосодержащих МУВ, данную в 2018 г. [28]. С учетом новейших открытий на море прогнозируется реальное существование еще (в добавок к уже открытым) двух-трех сверхгигантов (более 1 трлн м3 каждый), восьми-девяти гигантов, двенадцати-четырнадцати крупнейших МУВ с суммарными геологическими ресурсами = запасами 9.10 трлн м3, причем это оценка «снизу», она имеет вероятность подтверждения 75.80 % (очень высокую в плане подтверждаемости неоткрытых ресурсов СГ). Безусловно, это ориентировочные экспертные оценки.
Таким образом, на крупные и средние га-зосодержащие месторождения в ЮКО будет приходиться не менее 3 трлн м3, возможно,
до 3,5.4,0 трлн м3, но никак не более, что, впрочем, и наблюдается в Ямальской нефтегазоносной области, где из 27 МУВ одно уникальное Бованенковское имеет запасы 4 трлн м3 (из начальных разведанных запасов области 11,0 трлн м3). Кстати, его «полные» запасы предполагались в объеме 4,8.4,9 трлн м3 (в 1990-х гг.), но по доразведке и пересчету они были снижены. Но даже эта оценка крупности и интегральных запасов наиболее значительных газосодержащих МУВ, представляющаяся многим «морским» геологам пессимистической, самими авторами рассматривается как, вообще говоря, оптимистическая (дай-то бог открыть на шельфе еще десять-двенадцать новых газовых гигантов в диапазоне 0,3.1,5 трлн м3 каждое!).
В центральных, южных и западных областях ЗСМП обнаружение крупнейших нефтесо-держащих МУВ уже маловероятно, газосодер-жащих - равно нулю. Здесь даже в начальный период поисков не открывали газосодержа-щих МУВ с запасами более 200.250 млрд м3. С учетом высокой разбуренности осадочного чехла в их пределах будет очень хорошо, если компании-операторы откроют еще несколько крупных нефтесодержащих месторождений (30.50 млн т) и несколько десятков средних по запасам газа (в диапазоне 10.30 млрд м3 каждое).
Восточная Сибирь
Проблемы формирования, современного геологического строения и нефтегазоносности недр древней Сибирской платформы (СП) и Вилюй-ской впадины (ВВ) вместе с окраинными прогибами обсуждаются в ряде работ, в том числе и авторов настоящей публикации [5, 13, 17, 19, 20, 23, 29, 31]. В объеме типичного осадочного чехла (венд-фанерозой) и переходного комплекса (рифей) к 2023 г. обнаружены около 450 углеводородных скоплений различной величины и фазового состояния, объединенных в 108 МУВ, обычно «малозалежных» (2.4, редко до 5.6 в вертикальном разрезе), что их отличает от западносибирских месторождений.
На рис. 3 показано размещение МУВ на юге Восточно-Сибирской мегапровинции (ВСМП).
В ЗСМП установлен значительный стратиграфический и глубинный диапазон газо- и нефтепродуктивности (0,5.4,5 км,
Рис. 3. Размещение МУВ на юге Сибирской платформы
турон - низы юры и зона контакта с фундаментом), в ВСМП - очень узкий (обычно венд - карбонатный верхний, подсолевой и терригенный нижний - с диапазоном газо-нефтепродуктивности от 300.400 до 800 м, редко более). Следствиями очень сложного тектонодинамического развития осадочного чехла и онтогенеза углеводородов явились относительно малая газонефтепродуктивность, невысокие суммарные запасы мегапровинции, отсутствие уникальных по запасам МУВ, преобладание преимущественно средних, малых и только отдельных крупных и крупнейших месторождений и залежей. Среди газо-содержащих разведаны всего девять МУВ: одно сверхгигантское - Ковыктинское газовое месторождение (1,4 трлн м3 доказанных запасов СГ); одно гигантское - Чаяндинское (0,9 трлн м3); семь крупнейших - Средне-Вилюйское и Среднеботуобинское (оба по 0,2 трлн м3), а также пять в диапазоне от 103 до 177 млрд м3 каждое. Среди нефтесодержа-щих наиболее крупное - Юрубчено-Тохомское
МУВ (кат. С;+С2: 0,2+0,3 млрд т), вероятно, окажется гигантским после полномасштабной доразведки, и есть четыре крупнейших в ареале Непско-Ботуобинской антеклизы (более 100 млн т каждое). Начальные разведанные запасы газовых гигантов составляют 3,6 трлн м3, нефтяных - 1 млрд т. Преимущественная газоносность ВСМП проявляется весьма четко и по крупнейшим месторождениям.
Контраст между углеводородным богатством недр ЗСМП и бедностью недр ВСМП разительный. Все дело, естественно, в условиях онтогенеза углеводородов: превосходных в породах нижнего мела - сеномана и юры Западной Сибири и посредственных в древних толщах венда - нижнего кембрия Восточной Сибири, включая Верхояно-Вилюйскую субпровинцию (впадина и прогиб). Особенно негативно сказались плохие условия на сохранности углеводородных скоплений: повсеместно установлены многочисленные приповерхностные следы разрушения месторождений и газопроявления
в поисковых скважинах, так и не открывших промышленные МУВ (во всей северной половине мегапровинции в Лено-Алданской области и др.).
Могут ли быть открыты новые гигантские МУВ в пределах Восточной Сибири на уровне 300.800 млн у.т? Вероятность не нулевая, но и не очень высокая. Места для их расположения в южной, хорошо изученной половине СП, уже не остается, а в северо-западной в пределах Курейской синеклизы (мегавпади-ны) к югу от Норильского горнорудного района с нулевой нефтегазоносностью, где все, безусловно, разрушено по причине мощного магматического воздействия на недра, локализация крупнейших, гигантских и уникальных МУВ затруднена... «Свежо предание, а верится с трудом.». В Южно-Тунгусской области уже пробурены 25 поисковых скважин на 10 площадях. Открытия МУВ отсутствуют. Газо- и нефте-проявления есть, как, впрочем, и по всей территории платформы, кроме глубокопогруженной Присаяно-Енисейской синеклизы.
Вердикт авторов: новых сверхгигантов не предвидится - ни газовых, ни тем более нефтяных. Есть надежды на открытие одного-двух (трех?) гигантских газосодержа-щих месторождений (крупнее 300 млрд м3) и до 8.10 крупнейших (0,1.0,3 трлн м3). А сколько нефтесодержащих? Мегапровинция по факту оказывается преимущественно газоносной, и новые нефтесодержащие месторождения крупнее 100 млн т средневероятны (два-три?), но, скорее всего, маловероятны, несмотря на очень значительные прогнозные ресурсы, и газовые, и нефтяные, согласно официальным оценкам [5, 6, 13]. Впрочем, все прогнозы в области нефтегазовой геологии -дело трудное, рискованное, разновероятное. Многие прогнозы не подтверждаются. особенно официальные.
Таким образом, степень концентрации ресурсов углеводородов в пределах ВСМП предполагается относительно низкой по ряду областей и районов с преобладанием численно и по суммарным запасам небольших по запасам МУВ (в диапазоне от 1 до 100 млн у.т).
Стратегия и тактика проведения ПРР с целью открытия значительных по запасам МУВ раздельно в Западной и Восточной Сибири до 2035 г., включая арктический шельф ЗСМП, представляется следующей [19, 32, 34-36]:
1) медленное расширение поисков от прибрежных структур на весь восточный - прия-мальский - ареал ЮКО (в пределах лицензионных участков ПАО «Газпром») с вводом в глубокое бурение ежегодно по одной-двум площадям. Цель: опоискование всех сколько-нибудь крупных положительных структур (14.16, возможно до 18) и открытие 13.15 новых месторождений (маловероятна водоносность крупных положительных структур с амплитудами хотя бы 30.40 м по меловым горизонтам в условиях сверхмощной газогенерации в угленосной толще танопчинской свиты апта в гор. ТП .ТП15 и в угленосных породах верхнего альба - сеномана выше областной глинистой покрышки мощностью 50.120 м);
2) опоискование каждой вновь вводимой структуры целесообразно проводить только двумя скважинами: одна сводовая до подошвы последнего, нижнего, песчано-алевролитового горизонта (группа БЯ, 2,5.2,8 км) - перво-открывательница; вторая на восточном склоне - поисково-подтверждающая глубиной до 2,7.3,0 км. Цель: открыть месторождение и получить промышленные притоки газа из самых значительных залежей и оценить в первом приближении его крупность при соотношении запасов кат. (В1+С1):(В2+С2) как (20.25):(75.80) %. Оценка реальных открытых запасов должна производиться разведочными скважинами позже - за пять-шесть лет до планируемого ввода МУВ в промышленную разработку (раньше не стоит). При этом массовый отбор керна и опробование всех открытых залежей в первых двух поисковых да и в «рядовых» разведочных скважинах вовсе необязательны в силу схожести всех геологических параметров, включая термобарические, на всех МУВ ямальского ареала суши и шельфа: все достаточно просто в нижнем мелу и все очень сложно в юре [3, 8, 10, 21 и др.];
3) опоискование юрского комплекса пород (по гор. Ю2-3, Ю6-7) следует отнести к «зрелому» этапу освоения углеводородного потенциала шельфа в силу ряда неблагоприятных условий, в которых находится нижне-среднеюрская толща пород на 80 % площади ЮКО [3, 28, 29]. На приямальском шельфе бурение юрских скважин (со вскрытием средней юры до гор Ю6-7) следует отнести за 2030-2033 гг. Тем более это относится к доюрскому комплексу пород (триас, палеозой, глубины погружения 3,5.6,5 км,
современные геотемпературы - 180.240 °С и др., начало поисков - не ранее 2040 г.).
В Восточной Сибири поиски газоконден-сатных и особенно нефтесодержащих месторождений - предприятие высокорисковое, характеризующееся высокой неопределенностью по результатам ПРР. Особенно затруднен выбор геологических объектов, достойных внимания крупных компаний-операторов.
Выводы
1. По мнению авторов, в недрах ЗСМП (суша + море) неоткрытых уникальных газосодержа-щих месторождений (более 3 трлн м3 каждое) уже не осталось: лимит их исчерпан. Всего были обнаружены четыре (см. рис. 1).
2. В силу высокой изученности и разбу-ренности пород осадочного чехла (кроме низов юры) на суше ЗСМП ожидается в будущем открытие разнокалиберных по запасам МУВ, кроме гигантских, и до пяти-шести крупнейших (в диапазоне от 100 до 180.220 млрд м3, вряд ли более), и поэтому новые приросты за счет «чистых» открытий новых газосодержа-щих месторождений будут ограничены и составят в 2023-2040 гг. 2,8.3,0 трлн м3, в том числе за счет крупнейших - 0,5.0,6 трлн м3. Новых значительных по запасам залежей СГ (на уровне 50.120 млрд м3) в средних и глубоких горизонтах известных месторождений ожидается также мало (единицы в низах неокома арктических областей мегапровинции).
3. В Восточной Сибири вероятно открытие только нескольких крупнейших месторождений с запасами от 100 до 350 млн у.т типа ГК или ГКН (газа больше, чем нефти).
4. Главной «ареной битвы» за открытие крупнейших, гигантских и уникальных газо-содержащих месторождений станет открытый шельф Карского моря, где реально будут обнаружены до 23.25 новых газосодер-жащих МУВ с запасами в диапазоне 0,1.1,5 (до 2,0) трлн м3. В ходе их разведки новые приросты запасов СГ ожидаются в объеме 7,5.9,5 трлн м3 (поиск до 2035 г., всеобъемлющая разведка до 2041-2045 гг.). Таким образом, в обозримом будущем объем сырьевой базы газодобычи Западной Сибири только за счет анализируемых месторождений увеличится в ближайшие два десятилетия на 10 трлн м3 с потенциальной добычей за счет только наиболее
значительных и значимых газосодержащих МУВ 250.280 млрд м3 в год, что составляет до 50 % современной добычи месторождений НПТР (в 2020 г.). Таким образом, шельфовые гиганты придут на смену гигантским и уникальным месторождениям СГ северных областей (Надым-Пурской и Пур-Тазовской) вместе с разведанными, но находящимися в резерве МУВ Ямала, Гыдана, Обской и Тазовской губ, из которых в активной эксплуатации находится только одно - Юрхаровское газосодержащее типа суша/море.
5. Крупнейшие, гигантские, сверхгигантские и уникальные газосодержащие МУВ Западной Сибири составляют сейчас и будут составлять основу газодобычи мегапровинции и России в целом как минимум до 2042-2045 гг. Далее наступит период массовой эксплуатации крупных, средних и малых по запасам газосо-держащих месторождений повсеместно, в том числе и на шельфе Карского моря. Активные поиски и разведка таких месторождений уже начались с 2000 г. в НПТР и на арктических полуостровах и продолжаются на шельфе.
6. В отличие от Западной, в Восточной Сибири сохраняется очень большая неопределенность выбора направлений дальнейших ПРР и планирования открытия новых МУВ, для которых места локализаций даже крупнейших месторождений (100.300 млн у.т) трудно определимы в силу ряда обстоятельств [17, 23, 31]. И пусть повезет компаниям-операторам, которые будут открывать крупные и средние по запасам МУВ в южной половине Сибирской платформы, а кто рискнет выйти с поисками в северо-западный сегмент ВСМП - флаг ему в руки! Возможно это рискованные предприятие увенчается успехом. А возможно, и нет. Природные гарантии открытия новых крупнейших и даже гигантских газосодержащих месторождений существуют только в арктической части ЗСМП.
Итак, последнее прибежище неоткрытых газовых гигантов - российская Арктика (как и динозавров на рубеже мелового и палеогенового периодов 66 млн лет назад). Нефтяные гиганты в СЕА, скорее всего, «выбиты» еще в XX в., как и белые носороги в Африке. (к 2023 г.). Единицы, возможно, сохранились, но вероятность их обнаружения невелика.
Список литературы
1. Афанасенков А.П. Нефть Западной Сибири. Прошлое, настоящее, будущее /
A.П. Афанасенков, В.А. Скоробогатов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2022. - № 2. - С. 12-26.
2. Брехунцов А.М. История открытия и освоения месторождений углеводородов в Западной Сибири / А.М. Брехунцов // Нефтегазовая вертикаль. - 2016. - № 6. - С. 17-20.
3. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП ГЕОДАТА, 2020. - 464 с.
4. Брехунцов А.М. Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири / А.М. Брехунцов,
B.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня // Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. -
М.: Геоинформмарк. - 2004. - С. 72-80.
5. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти
и газа. - 2016. - № 3. - С. 3-13.
6. Варламов А.И. Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефти Российской Федерации в свете существующих проблем / А.И. Варламов // Геология нефти и газа. - 2016. - № 4. - С. 14-23.
7. Высоцкий В.И. Гигантские месторождения углеводородов России и мира. Перспективы новых открытий. / В.И. Высоцкий,
В.А. Скоробогатов - Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2001. -№ 1-6. - С. 20-25.
8. Гаврилов В.П. Состояние и перспективы доосвоения газового потенциала недр Западной Сибири / В.П. Гаврилов, С.М. Карнаухов,
В.А. Скоробогатов и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 12-16.
9. Геология гигантских месторождений нефти и газа / под ред. М. Хэлбути; пер. с англ. -М.: Мир, 1973. - 431 с.
10. Давыдова Е.С. Крупнейшие, гигантские и уникальные месторождения свободного газа Западной Сибири: результаты поисков, разведки и освоения, перспективы новых открытий / Е.С. Давыдова, О.Г. Кананыхина, Е.Д. Ковалева // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. -№ 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 77-81.
11. 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.: Академия горных
наук, 1999. - 400 с.
12. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. -М.: Недра, 1986. - 221 с.
13. Ефимов А.С. Оценка величины
и достоверности потенциальных ресурсов Сибирской платформы и выбор наиболее эффективных направлений развития поисково-разведочных работ на газ и нефть / А.С. Ефимов, А.А. Гердт, В.С. Старосельцев и др. // Материалы XIII Координационного геологического совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - С. 218-226.
14. 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.: сб. науч. статей. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25.
15. Ковалева Е.Д. Западно-Сибирская Арктика: новый взгляд на перспективы освоения углеводородного потенциала недр
в XXI веке / Е.Д. Ковалева, О.Г. Кананыхина, В.А. Скоробогатов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 3. - С. 3-17.
16. Кравченко К.Н. Размещение уникальных скоплений нафтидов в генерационно-аккумуляционных элементах богатейших бассейнов мира / К.Н. Кравченко // Геология нефти и газа. - 1999. - № 7-8. - С. 46-55.
17. Крючков В.Е. Поисково-разведочные работы в Восточной Сибири: итоги, проблемы, риски, перспективы / В.Е. Крючков,
В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 35-48.
18. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа = Histoire des grandes découvertes petroliertes / А. Перродон; пер. с фр. - М.: Мир, 1994. - 256 с.
19. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? /
Е.Е. Поляков, В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 45-57.
20. 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.
21. 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.
22. Скоробогатов В.А. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий / В.А. Скоробогатов, Ю.Б. Силантьев. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 240 с.
23. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2017. - № 3. - С. 3-17.
24. Скоробогатов В.А. Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов до 2040
и 2050 гг. / В.А. Скоробогатов, М.Ю. Кабалин // Neftegaz.ru. - 2019. - № 11 (95). - С. 36-51.
25. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира
и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке / В.А. Скоробогатов // Neftegaz.ru. -2018. - № 10. - С. 126-141.
26. Скоробогатов В.А. Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений-гигантов / В.А. Скоробогатов // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 5-16.
27. Скоробогатов В.А. Онтогенез газа и нефти
в осадочных бассейнах и породах различного типа и возраста / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов // Газовые ресурсы России в XXI веке. Сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. - С. 43-67.
28. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России
и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Г.Р. Пятницкая, Д.А. Соин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
29. Скоробогатов В.А. Поиски месторождений и залежей углеводородов в осадочных бассейнах Северной Евразии: итоги, проблемы, перспективы / В.А. Скоробогатов, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибуллин и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 18-34.
30. Скоробогатов В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России
в XX и XXI веках / В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. - 2021. -№ 2. - C. 6-10.
31. Скоробогатов В.А. Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и ВосточноСибирской мегапровинций / В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: ВНИИГАЗ. - 2014. -
№ 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 33-43.
32. Ступакова А.В. Перспективы открытия новых месторождений в пределах арктического шельфа / А.В. Ступакова,
A.А. Суслова, Р.С. Сауткин и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 4 (28): Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - С. 154-166.
33. Тиссо Б. Образование и распространение нефти = Petroleum formation and occurrence / Б. Тиссо, Д. Вельте; пер. с англ. -М.: Мир, 1981. - 501 с.
34. Толстиков А.В. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения
и промышленного освоения недр морей России в XXI в. / А.В. Толстиков, Д.А. Астафьев, Я.И. Штейн и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4. - С. 73-85.
35. Хабибуллин Д.Я. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ в России
в 2021-2040 гг. для развития минерально-сырьевой базы газодобычи / Д.Я. Хабибуллин,
B.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. -
2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 67-73.
36. Хабибуллин Д.Я. О целесообразности поисков месторождений углеводородов
в малоизученных областях Восточной Сибири в период 2021-2040 гг. / Д.Я. Хабибуллин, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,
2019. - № 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 49-58.
The biggest, gigantic and unique hydrocarbon fields in Siberia and at the Far East of Russia. How many of them are still going to be discovered and where?
A.N. Rybyakov1, V.A. Skorobogatov2*, D.Ya. Khabibullin1
1 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
* E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The article highlights the contemporary geostatistics (at the date of 01.01.2022) of the West and East Siberian hydrocarbon fields with vast initial reserves of gas, oil, gas-condensate with free gas and mixed-phased ones, where the recoverable reserves of the free gas or the oil exceed 1011 m3 and 108 t respectively. Such hydrocarbon fields become the basic ones referring to the permanent recovery of more than 4.5 109 m3 or 4.5 106 t per year. From 940 and 108 hydrocarbon fields discovered in West and East Siberia respectively, only 95 and 15 correspond the abovementioned characteristics. It's quite a difference! The general structural and wellsite knowledge of inland Western Siberia nowadays exceeds 75%, in in case of eastern Siberia it runs to nearly 55.60%, which "forbids" the existence of the not-discovered gigantic (more than 3 108 relative metric tons1) and unique (more than 3 109 relative metric tons) fields assuming the total reserves. In Western Siberia the discoveries of either 4 or 5 the biggest gas-bearing fields are real (perhaps, also a few oil-bearing ones). In Eastern Siberia (Yenisey-Lena megaprovince), three or four gigantic gas fields and five or six the biggest oil-bearing fields may be discovered in future (the case is still up.).
Keywords: gas, oil, hydrocarbons, deposit, reserves, resources, searching, discovering, gigantic and unique fields, Western Siberia, eastern Siberia, forecast.
References
1. AFANASENKOV, A.P., V.A. SKOROBOGATOV. Petroleum at Western Siberia. The past, present and future [Neft Zapadnoy Sibiri. Proshloye, nastoyashcheye, budushcheye]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomuka i Upravleniye, 2022, no. 2, pp. 12-26, ISSN 0869-3188. (Russ.).
2. BREKHUNTSOV, A.M. History of discovering and developing hydrocarbon fields in Western Siberia [Istoriya otkrytiya i osvoyeniya mestorozhdeniy uglevodorodov v Zapadnoy Sibiri]. Neftegazovaya Vertikal, 2016, no. 6, pp. 17-20.
3. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Oil-gas geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
4. BREKHUNTSOV, A.M., V.S. BOCHKAREV, N.P. DESHENYA. Forecast and search of big and unique oil and gas fields at north of Western Siberia [Prognoz i poisk krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza na severe Zapadnoy Sibiri]. In: Preferred directions for searching big and unique fields of oil and gas [Prioritetnyye napravleniya poiskov krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Geoinformmark, 2004, pp. 72-80. (Russ.).
5. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.I. LODZHEVSKAYA, et al. Resource potential of hydrocarbons as a foundation of the fuel & energy industry in Russia [Resursnyy potentsial uglevodorodov - osnova razvitiya toplivno-energeticheskogo kompleksa Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2016, no. 3, pp. 3-13. ISSN 0016-7894. (Russ.).
6. VARLAMOV, A.I., A.P AFANASENKOV, M.Yu. VITSENOVSKIY, et al. Status of a base of raw hydrocarbons in Russian Federation and ways to increase it [Sostoyaniye i puti narashchivaniya syryevoy basy uglevodorodov v Rossiyskoy Federatsii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 3, pp. 5-25. ISSN 0016-7894. (Russ.).
7. VYSOTSKIY, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Giant hydrocarbon fields of Russia and the world. Prospects for new discoveries [Gigantskiye mestorozhdeniya uglevodorodov Rossi ii mira. Perspektivy novykh otkrytiy]. Mineralnyye Resursy Rossii. Ekonomika i Upravleniye, 2021, no. 1-6, pp. 20-25, ISSN 0869-3188. (Russ.).
8. GAVRILOV, V.P., S.M. KARNAUKHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Status and prospects for further exploration of subsoil gas potential in Western Siberia [Sostoyaniye i perspektivy doosvoyeniya gazovogo potentsiala nedr Zapadnoy Sibiri]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 1, pp. 12-16. ISSN 0016-5581. (Russ.).
9. HALBOUTY, M.T. (ed.). Geology of giant petroleum fields [Geologiya gigantskikh mestorozhdeniy nefti i gaza]. Translated from English. Moscow: Mir, 1973. (Russ.).
1 1 relative metric ton ~ 1000 m3 ~ 1 t of liquid hydrocarbons.
10. DAVYDOVA, Ye.S., O.G. KANANYKHINA, Ye.D. KOVALEVA. Largest, gigantic and unique fields of free gas in the Western Siberia: the results of explorations, surveying and development, the perspectives of new discoveries [Krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye mestorozhdeniya svobodnogo gaza Zapadnoy Sibiri: rezultaty poiskov, razvedki i osvoyeniya, perspektivy novykh otkrytiy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 77-81. ISSN 2306-8949. (Russ.).
11. DANILOV, V.N., N.A. MALYSHEV, V.A. SKOROBOGATOV et al. Comparative analysis of hydrocarbon ontogenesis in Pechora and other sedimentary basins of the World [Sravnitelnyy analiz ontogeneza uglevodorodov v Pechorskom i drugikh osadochnykh basseynakh mira]. Moscow: Academy of Mining Sciences, 1999. (Russ.).
12. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermic emission and oil-gas-bearing capacity of young plats at the USSR [Teplovoye pole i neftegazonosnost molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
13. YEFIMOV, A.S., A.A. GERDT, V.S. STAROSELTSEV, et al. Assessment of amount and validity of potential resources within Siberian platform and selection of the most efficient leads for gas and oil prospecting [Otsenka velichiny i dostovernosti potentsialnykh resursov Sibirskoy platformy i vybor naiboleye effektivnykh napravleniy razvitiya poiskovo-razvedochnykh rabot na neft i gaz]. In: Proc. of 13th Coordinating geological meeting of Gazprom OJSC. Moscow: IRTs Gazprom, 2008, pp. 218-226. (Russ.).
14. KARNAUKHOV, S.M., V.A. SKOROBOGATOV, O.G. KANANYKHINA. The age of Cenomanian gas: "From the dawn to the sunset" [Era senomanskogo gaza: "ot rassveta do zakata"]. In: Challenges of supplying resources to gas producing regions ofRussia to 2030: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011, pp. 15-25. (Russ.).
15. KOVALEVA, Ye.D., O.G. KANANYKHINA, V.A. SKOROBOGATOV. West-Siberian Arctic: new vision of the outlooks for developing subsoil hydrocarbon potential in 21st century [Zapadno-Sibirskaya Arktika: novyy vzglyad na perspektivy osvoyeniya uglevodorodnogo potentsiala nedr v XXI veke]. Nauka i Tekhnika v Gazovoy Promyshlennosti, 2015, no. 3, pp. 3-11, ISSN 2070-6820. (Russ.).
16. KRAVCHENKO, K.N. Disposition of unique agglomerations of naphtides in generating-accumulating elements of the richest basins of the World [Razmeshcheniye unikalnykh skopleniy naftidov v generatsionno-akkumulyatsionnykh elementakh bogateyshikh basseynov mira]. Geologiya Nefti i Gaza, 1999, no. 7-8, pp. 46-55, ISSN 0016-7894. (Russ.).
17. KRYUCHKOV, V.Ye., V.A. SKOROBOGATOV. Searching and prospecting hydrocarbons in Eastern Siberia: results, challenges, risks, and outlooks [Poiskovo-razvedochnyye raboty v Vostochnoy Sibiri: itogi, problem, riski, perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 35-48. ISSN 2306-9849. (Russ.).
18. PERRODON, A. History of the great oil and gas discoveries = Histoire des grandes decouvertes petroliertes [Istoriya krupnykh otkrytiy nefti i gaza]. Translated from French. Moscow: Mir, 1994. (Russ.).
19. POLYAKOV, Ye.Ye., V. V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Where must the new the biggest, gigantic and unique gas-bearing fields be looked for in Northern Eurasia? [Gde iskat novyye krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya v Severnoy Evrazii?] Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 45-57. ISSN 0016-7894. (Russ.).
20. REMIZOV, V.V., V.I. REZUNENKO, A.I. GRITSENKO, et al. Challenges of gas resource development at Siberia and the Far East [Problemy osvoyeniya resursov gaza Sibiri i Dalnego Vostoka]. Gazovaya Promyshlennost, 2000, no. 9, pp. 9-13. ISSN 0016-5581. (Russ.).
21. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas and oil presence in Cretaceous and Jurassic sediments of West-Siberian province [Geneticheskiye prichiny unikalnoy gazo- i neftenosnosti melovykh i yurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2003, no. 8, pp. 8-14, ISSN 2413-5011. (Russ.).
22. SKOROBOGATOV, V.A., Yu.B. SILANTYEV. Gigantic gas-bearing fields of the World: patterns of allocation, conditions for generation, reserves, prospects for new discoveries [Gigantskiye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya mira: zakonomernosti razmeshchenuya, usloviya formirovaniya, zapasy, perspektivy novykh otkrytiy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. (Russ.).
23. SKOROBOGATOV, V.A. Yenisey-Lena megaprovince: generation, location and prediction of hydrocarbon fields [Yenisey-Lenskaya megaprovintsiya: formirovaniye, razmeshcheniye i prognozirovaniye mestorozhdeniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 2017, no. 3, pp. 3-17. ISSN 0016-7894. (Russ.).
24. SKOROBOGATOV, V.A., M.YU. KABALIN. West-Arctic shelf of Northern Eurasia - reserves, resources and production of hydrocarbons up to 2040 and 2050 [Zapadno-Arkticheskiy shelf Severnoy Evrazii: zapasy, resursy i dobycha uglevodorodov do 2040 i 2050 gg.]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru, 2019, no. 11, pp. 36-51. ISSN 2410-3837. (Russ.).
25. SKOROBOGATOV, V.A. The biggest, gigantic and unique sedimentary basins of the World and their impact to development of the gas industry in the XXI century [Krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye osadochnyye basseyny mira i ikh rol v razvitii gazovoy promyshlennosti v XXI veke]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru. 2018, no. 10, pp. 126-141. ISSN 2410-3837. (Russ.).
26. SKOROBOGATOV, V.A. General and particular aspects of oil and gas giant fields formation [Obshcheye i osobennoye v formirovanii gazovykh i neftyanykh mestorozhdeniy-gigantov]. In: Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030: collected sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012, pp. 5-16. (Russ.).
27. SKOROBOGATOV, V.A. and L.V. STROGANOV. Ontogenesis of gas and oil in sedimentary basins and rocks of different types and ages [Ontogenez gaza i nefti v osadochnykh basseynakh i porodakh razlichnogo tipa i vozrasta]. In: Gas resources of Russia in XXI century [Gazovyye resursy Rossii v XXI veke]: collected sci. papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003, pp. 43-67. (Russ.).
28. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossii i ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
29. SKOROBOGATOV, V.A., V.V. RYBALCHENKO, D.Ya. KHABIBULLIN, et al. Searching hydrocarbon fields and deposits in sedimentary basins of Northern Eurasia: results, issues and outlooks [Poiski mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov v osadochnykh basseynakh Severnoy Yevrazii: itogi, problemy, perspektivy]. Vesti GazovoyNauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 18-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
30. SKOROBOGATOV, V.A., D.YA. KHABIBULLIN. Contribution of Cenomanian gas from Western Siberia to rise and evolution of Russian gas industry in XX and XXI centuries [Rol senomanskogo gaza Zapadnoy Sibiri v stanovlenii i razvitii gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii v XX-XXI vekakh]. Nauchnyy Zhurnal Rossiayskogo Gazovogo Obshchestva, 2021, no. 2(30), pp. 6-16, ISSN 2412-6497. (Russ.).
31. SKOROBOGATOV, V.A., Ye.S. DAVYDOVA. Comparative oil and gas geostatistics of the Western Siberian and Eastern Siberian megaprovinces [Sravnitelnaya neftegazovaya geostatistika Zapadno-Sibirskoy i Vostochno-Sibirskoy megaprovintsiy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 33-43. ISSN 2306-8949. (Russ.).
32. STUPAKOVA, A.V., A.A. SUSLOVA, R.S. SAUTKIN, et al. Outlooks for discovery of new fields within the framework of Arctic continental shelf [Perspektivy otkrytiya novykh mestorozhdeniy v predelakh arkticheskogo shelfa]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 4 (28): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 154-164. ISSN 2306-8949. (Russ.).
33. TISSOT, B.P., D.H. WELTE. Petroleum formation and occurrence. Translated from Engl. Moscow: Mir, 1981. (Russ.).
34. TOLSTIKOV, A.V., D.A. ASTAFYEV, Ya.I. SHTEYN, et al. Reserves and resources of hydrocarbons, outlooks for exploration and commercial development of the seabed subsoil in Russia in 21st century [Zapasy i resursy uglevodorodov, perspektivy izucheniya i promyshlennogo osvoyeniya nedr morey Rossii v XXI v.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4, pp. 73-85. ISSN 0016-7894. (Russ.).
35. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. New paradigm of prospecting and exploration operations in Russia in 2021-2040 aimed at development of mineral resource base of gas production [Novaya paradigm vedeniya poiskovo-razvedochnykh rabot v Rossii v 2021-2040 dlya razvitiya mineralno-syryevoy bazy gazodobychi]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 67-73. ISSN 0016-7894. (Russ.).
36. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. On expediency to search hydrocarbon fields in poorly studied regions of Eastern Siberia in 2021-2040 [O tselesoobraznosti poiskov mestorozhdeniy uglevodorodov v maloizuchennykh oblastyakh Vostochnoy Sibiri v period 2021-2040 gg.]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 49-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
