CC BY
28
УДК 553.041
Нефть и газ севера Западной Сибири (суша и шельф): запасы, ресурсы, структура, прогноз
О.Г. Кананыхина1*, А.Н. Рыбьяков2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, зд. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, г. Санкт-Петербург, BOX 1255 * E-mail: O_Kananykhina@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе на основе долголетних исследований авторов (2015-2021 гг.) с привлечением новейших данных (по состоянию на 01.01.2021) проанализирована проблема нефтеносности севера и арктических преимущественно газоносных областей и регионов Западно-Сибирской мегапровин-ции. Изучены современные запасы углеводородов по областям и комплексам пород, в том числе крупнейших нефтесодержащих месторождений, соотношения между свободным газом и нефтью. Дана качественная оценка перспектив нефтеносности всех арктических морей Евразии. Приведены авторские оценки геологических и извлекаемых ресурсов нефти, сделаны предварительные выводы о потенциале нефтедобычи северных и арктических областей Западной Сибири.
В Северной Евразии вторым по площади (2,5 млн км2), но первым по объему мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (12 млн км3) является ЗападноСибирский мегабассейн с одноименной флюидальной мегапровинцией (ЗСМП). К началу 2021 г. в пределах мегапровинции обнаружены 930 месторождений углеводородов (МУВ) различных с точки зрения фазового состояния типов - газовых (Г), газоконденсатных (ГК), нефтяных (Н) и смешанных (НГК, НГ и т.д.) с залежами нефти и свободного газа (СГ).
Основную часть Западной Сибири занимает Уральский федеральный округ (без юго-восточных административных областей - Томской и др.). По всем параметрам газ в округе превалирует над нефтью в 1,5...2,5 раза (табл. 1).
Всего в ЗСМП известны 216 газосодержащих и 660 нефтесодержащих МУВ, в том числе НГК-, НГ-типа и т.д. Наименее изученными поисковым и разведочным бурением в ЗСМП остаются северные и арктические области (САО) и регионы: Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская, Енисей-Хатангская (суша), ЮжноКарская шельфовая и Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР). В этих областях открыты 236 МУВ, в том числе 70 Г-типа, 71 Н-типа и 95 разнофазовых. Наибольшее количество месторождений обнаружено в НПТР, 166 - в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) (на Ямале - 27; на Гыдане - 12); 18 - в ЕХО (Красноярский край); 13 - на шельфе, включая Обскую и Тазовскую губы, в том числе 8 в ЮжноКарской нефтегазоносной области (ЮКО) (открытый шельф). Девять МУВ относятся к типу «суша/море» (разделены береговой линией).
К настоящему времени по проблемам геологии и нефтегазоносности пород мела, юры и триаса САО опубликованы приблизительно 450 работ (статей, монографий и др.), из них к обобщающим относятся менее 20 [1-14 и др.]. Подавляющее число публикаций фрагментарны, т.е. посвящены частным вопросам.
Ключевые слова:
нефть, газ,
Западная Сибирь,
Арктика,
месторождение,
залежь,
запасы,
ресурсы.
Таблица 1
Нефтегазовая геостатистика Уральского федерального округа по состоянию на 01.01.2020
Накопленная Запасы Всего
добыча кат. А + В1 + С1 кат. В2 + С2
СГ, трлн м3 20,1 28,6 12,9 61,6
Нефть, млрд т 13,0 10,7 6 29,7
Наблюдается разительный контраст между всеми показателями по СГ и нефти, особенно в отношении начальных запасов: 60,4 трлн м3 и 5,5 млрд т соответственно. Главная газоносность САО приурочена к альб-сеноманскому нефтегазоносному комплексу: 30 трлн м3 начальных запасов СГ с учетом газ-салинской пачки турона, в которой газ имеет сеноманский генезис [10]. Основная нефтеносность приурочена к неокомскому и ачимовскому подкомплексам - 2,4 млрд т начальных открытых запасов. Невелики разведанные запасы СГ и нефти юрского нефтегазоносного комплекса - соответственно 1,1 трлн м3 и 0,74 млрд т. Безусловно, все это обусловлено генетическими причинами: условиями формирования и сохранности углеводородных скоплений [1, 5, 10-12, 14].
Примечательна давно установленная закономерность снижения нефтеносности недр ЗСМП с юга на север и с запада на восток (в пределах тюменской части), однако в последние два десятилетия эта закономерность оказалась нарушенной открытием нефтеносных Сузунской и Байкаловско-Пайяхской зон на севере Красноярского края и в приенисей-ской части Пур-Тазовской области с мощными скопления нефти в апт-альбском разрезе и в верхнеюрской толще, возрастном аналоге баженовской нефтеносной (битумогенерирую-щей) свиты Среднего Приобья (Салымского и др. МУВ. Правда, генезис нефтей северо-востока и центра ЗСМП неодинаков [4, 9, 10].
«Большому» газу САО Западной Сибири -сеноманскому и апт-неокомскому - посвящены некоторые исследования и публикации [1, 3, 5, 9 и др.], однако о разновозрастных нефтях севера и Арктики написано немного. Настоящая работа продолжает авторские исследования последнего десятилетия, учитывая новейшие открытия и новые геолого-геохимические и статистико-ресурсные данные [1, 8 и др.].
Так, всего на суше САО открыты 166 нефтесодержащих МУВ, в том числе 71 Н, 95 НГК/НГ и др. (смешанного фазового состояния). Открытые запасы нефти в САО составляют 5526 млн т, в том числе: начальные разведанные запасы - 3546 (из них 1025 -накопленная добыча, 2521 - кат. А + Bj + С!; кат. В2 + С2 - 1980). Средние запасы нефти одного открытого месторождения - 33 млн т (извлек.). Самое крупное чисто нефтяное месторождение - Сугмутское на юге НПТР
с начальными запасами 102 млн т. Практически все гигантские и крупнейшие месторождения на севере характеризуются смешанным фазовым состоянием (НГК/ГН и т.д.). В табл. 2 приведены данные о запасах нефти крупнейших месторождений САО (более 100 млн т, извлек.).
Интересно сопоставить по областям разведанные запасы СГ и нефти месторождений-лидеров (табл. 3).
Примечательно: почти все запасы Уренгойского и Русского месторождений в НПТР (см. табл. 3) образовали залежи в кровле се-номана, но на первом разломы в мелу отсутствуют, на втором наблюдается максимальная интенсивность разломной тектоники (амплитуда разломов - до 200...250 м), первое сохранило не менее 90 % запасов СГ (первоначальных), второе «потеряло» не менее 1,2.1,5 трлн м3 (сохранилась 0,1 трлн м3). При одинаковых геолого-геохимических и термобарических условиях это два совершенно разных в плане нефтегазоносности месторождения [5]. То же наблюдалось и на Ямале, где при до-разведке Бованенковского ГК месторождения нефтяную залежь в неокоме вообще «потеряли», уменьшив ее запасы до минимальной величины (< 0,1). И полный минимум нефтеносности наблюдается на Гыдане: нефти на два порядка меньше! Гыдан по сути - исключительно газоносная область. Такое наблюдается только в Березовском газоносном районе на западе ЗСМП (нефтяные скопления полностью отсутствуют).
Продолжаются со «средней» (низкой?) интенсивностью, но хорошей результативностью морские поиски в ЮКО. Здесь открыты, но крайне недостаточно разведаны 7 МУВ плюс одно, так называемое месторождение Победа, выявлено, но, по сути, не открыто (испытаний не было). На своих лицензионных участках ПАО «Газпром» бурит и испытывает ежегодно по две неглубоких скважины (до апта), стандартно 1 поисковую и 1 разведочную, при этом на приямальском шельфе в 2020 г. обнаружены три новых месторождения, в том числе «Газпромом» - месторождение «75 лет Победы». Идет опоискование верхнеаптско-сеноманского газоносного над-комплекса. В неокоме и средней юре возможны смешанные по фазовому состоянию скопления (типа ГКН/НГК) с той или иной долей нефти в геологических запасах углеводородов.
Таблица 2
Открытые запасы нефти, млн т, крупнейших нефтесодержащих месторождений северных и арктических областей ЗСМП (01.01.2020)
Месторождение Начальные разведанные запасы Кат. В2 + С2 Всего
накопленная добыча кат. А + В1 + С1 всего
Ванкорское 179,4 288,3 467,7 6,8 474,5
Русское* 2,0 400,0 402,4 54,9 457,3
Восточно-Мессояхское* 5,5 239,8 245,3 122,2 367,5
Суторминское** 158,5 79,2 237,7 11,3 249,0
Новопортовское* 22,1 184,6 206,7 24,7 231,4
Тарасовское** 74,0 104,3 178,3 18,9 196,2
Северо-Комсомольское* 1,2 152,8 154,0 46,5 200,5
Комсомольское** 34,3 65,9 99,0 13,2 113,4
Вынгапуровское 63,9 66,9 130,8 16,2 147,0
Тагульское 3,0 117,7 116,0 127,4 248,1
Барсуковское 55,5 48,3 103,8 4,8 108,6
Сугмутское** 83,7 17,4 101,1 0,5 101,6
Харампурско е** 38,0 61,0 100,2 21,3 120,3
Пайяхское - 82,2 82,2 1131,4 1213,6
Муравленковское 952 20,8 120,7 - 116,0
Уренгойское 14,7 65,8 80,5 244,9 325,4
Ямбургское - 35,3 35,3 248,9 284,2
Примечание: звездочками показано наличие разломов высокой (*) и средней (**) интенсивности.
Таблица 3
Сравнительная характеристика начальных разведанных запасов углеводородов месторождений-лидеров по областям севера Западной Сибири
Регион Месторождение СГ, трлн м3 Нефть, млн т
НПТР Уренгойское 12,2 100
Русское 0,1 400
Ямал Бованенковское 4,0 0,02
Новопортовское 0,3 200
Гыдан Утреннее 0,7 2,6
Геофизическое 0,1 3,2
Литолого-фациальные и геохимические предпосылки свидетельствуют о преимущественной и исключительной (по отдельным структурно-стратиграфическим комплексам) газоносности всех без исключения арктических морей. Но сколько все же нефти будет в их недрах, и какова ее геохимическая природа? - интересный в научном плане и важный практически для будущих поисково-разведочных работ вопрос. (На суше сибирской части Арктики буровой изученностью выше средней отличаются Ямальская и запад Енисей-Хатангской нефтегазоносные области, пониженной - Гыдан в целом.)
Разведанные запасы СГ всей Российской Арктики на 01.01.2021 превысили 24 трлн м3, из них наибольшая часть сосредоточена в Ямало-Карском ареале суши и шельфа - 16 трлн м3 (рисунок). Открытая часть
начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа вместе с запасами кат. С2 составляет 33 трлн м3. Примечательно, что в Западно-Сибирской Арктике (суша и шельф) не открыто ни одного «чисто» нефтяного месторождения.
Не вполне понятно существование на севере Енисей-Хатангской нефтегазоносной области Пайяхского узла нефтенакопления с заоблачными (для севера) запасами нефти явно несапропелевого облика (сернистостью менее 0,5 %). При корректной доразведке запасы категории С2 могут скатиться с 1,2 млрд т до уровня первых сотен миллионов тонн (как в Сузунском районе).
Судя по характеру изменения всех параметров нефтей (как, впрочем, и СГ, и конденсата) по разрезу многозалежных МУВ (от кровли сеномана до подошвы юры), процессы битумо-(и газо-) генерации и накопления происходили
Месторождения углеводородов Ямало-Карского региона
в разновозрастных генерационно-аккумуля-ционных комплексах пород - апт-сеноманском в НПТР, неокомском (валанжин-баррем), ачи-мовском и юрском - и носили автономный, изолированный характер.
В САО (за очень редким исключением) межкомплексные перетоки СГ и тем более
менее подвижной нефти в коллекторских системах нижнего мела и нижней-средней юры (верхняя в большинстве областей заглинизи-рована) или полностью отсутствовали, или происходили эпизодически и маломасштабно. Вместе с тем нефти верхних горизонтов апта и все в альб-сеноманском комплексе «пришли» снизу, из средних и нижних горизонтов апта, где достигаются условия начала битумогенера-ции в глинах и глинистых алевролитах в диапазоне от протокатагенеза до начала метокатаге-неза (ПЩ...МК1) для всех типов материнского органического вещества - «открытие окна в нефть», по образному выражению зарубежных геологов и геохимиков.
Чего можно ожидать в плане новых открытий и будущих приростов разведанных запасов углеводородов? С газом многое ясно, эти вопросы затрагиваются в публикациях последних лет. С нефтью все намного сложнее, в том числе и на суше ЗСМП и особенно на шельфе Карского моря. Много или мало будет здесь нефти, во многом зависит от реальных оценок ее прогнозных ресурсов в недрах САО мега-провинции.
Авторы вместе с В.А. Скоробогатовым провели качественную оценку перспектив газо-и нефтеносности недр морей Арктики (табл. 4).
Отметим, что текущие запасы нефти Баренцевоморской провинции сейчас много ниже 100 млн т (по кат. А + В; и находятся в Печорском море, однако добыча тяжелой, сернистой, осмоленной нефти явно морского (сапропелевого) генезиса началась на месторождении Варандей-море (2,5 млн т за 2020 г.). Хороший прецедент (в отличие от газа), но маломасштабный.
Добыча нефти на суше (в ограниченных объемах) ведется в Ненецком округе и в Сузунской зоне, начата на Новопортовском месторождении Ямала, крупномасштабная (в объеме многих десятков тонн в год) добыча предполагается в Пайяхской зоне.
Таблица 4
Сравнительная качественная оценка перспектив газонефтеносности недр арктических морей Северной Евразии
Тип УВ Баренцево море Карское Море Восточно-Сибирское Чукотское
юг центр и север море Лаптевых море море
Газ + +++ ++++ +++ ++ (?) ++
Нефть +++ +(?) ++(?) ++ +(?) +
Примечание: чем лучше перспективы газонефтеносности, тем больше плюсов в графе; знак вопроса означает, что оценка во многом является неопределенной.
Официальные оценки жидких углеводородов в породах неокома и юры критики не выдерживают: они чрезмерно и необоснованно завышены (60...64 млрд т, извлек.) [2] (корпоративные оценки НПР газа и нефти ЗСМП приводились ранее [13]). Интегральная величина НПР нефти составляет 127 / 44 млрд т, геол. / извлек. Надежные эталоны для нефти на севере отсутствуют, а ненадежные не стоит использовать.
Остаются доступными два способа оценки ресурсов: экспертный и генетический. Авторы вместе с В.А. Скоробогатовым провели оценку НПР нефти экспертным методом прямого прогнозирования по областям, получились следующие цифры, млрд т: НПТР - 4,5; Ямал -0,8; Гыдан - 0,5; Енисей-Хатангская нефтегазоносная область - 1,5; Сузунский нефтегазоносный район - 1,0; шельф - 0,7; всего - 9,0 (оценка сверху).
Согласно данным, полученным генетическим способом, при близком к генерационному соотношении геологических ресурсов нефти и газа 1:6.8 и величине ресурсов СГ северных и арктических областей суши и шельфа 100 трлн м3 (из 105 трлн м3 в целом
по ЗСМП), согласно корпоративной оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», геологические ресурсы нефти должны находиться в диапазоне 12,5.16,7 млрд т, извлекаемые (при коэффициенте извлечения нефти 0,4) - в диапазоне 5,0.6,7 млрд т (оценка снизу), в среднем - около 6,0 млрд т. В итоге получился диапазон оценок извлекаемых ресурсов - 6.9 млрд т, принята величина примерно 7,5 млрд т, в том числе неоткрытая часть - 3,0 млрд т.
Итак, и текущие запасы (открытые с учетом кат С2), и прогнозируемые ресурсы нефти в САО ЗСМП весьма ограничены по величине. В последние годы ежегодная нефтедобыча в ЯНАО не превышала 28.30 млн т, в Красноярском крае (Ванкор) составляла до 18.20 млн т, в сумме - около 50 млн т (без конденсата). Такой она и останется, так как многие нефте-содержащие МУВ на юге ЯНАО и в Сузунском районе будут выбывать по причине исчерпания эффективных запасов, а новые, уже открытые, - вводиться в масштабную эксплуатацию. Без учета Пайяхской зоны, которую предстоит еще разведать, добыча нефти даже к 2040 г. вряд ли превысит 60 млн т/ год. Какой будет добыча на Пайяхе, пока судить трудно.
Список литературы
1. Дахнова М.В. Геохимия и генезис нефтей Ванкорского месторождения / М.В. Дахнова, Т.П. Жеглова, Г.С. Нечитайло и др. // Геология нефти и газа. - 2009. - № 5. - С. 30-37.
2. Филипцов Ю.А. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества / Ю.А. Филипцов, И.В. Давыдова, Л.Н. Болдушевская и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 52-57.
3. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, В.А. Скоробогатов. -Тюмень: Геодата, 2020. - 464 с.
4. 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.
5. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 8-26.
6. 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. тр. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. - С. 43-67.
7. 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. - М.: ВНИИОЭНГ, 2016. -№ 9. - С. 18-25.
8. Скоробогатов В.А. Нефтеносность ЗападноСибирской мегапровинции / В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова, О.Г. Кананыхина // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 13-28.
9. Гаврилов В.П. Узлы газонефтенакопления Западной Сибири / В.П. Гаврилов,
В.А. Скоробогатов, В.А. Холодилов и др. // ООО «Газфлот» - 15 лет на шельфе морей России / под общ. ред. Ю.В. Шамалова, Е.В. Захарова, В.А. Холодилова. - М.: Нефть и газ, 2009. - С. 54-62.
10. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов,
B.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. ст. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. -
C. 15-25.
11. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов,
В.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
12. 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.
13. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов и др. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 352 с.
14. 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. - Спецвыпуск: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
Oil and gas from north of Western Siberia (onshore and offshore): reserves, resources, structure, prediction
0.G. Kananykhina1*, A.N. Rybyakov2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: O_Kananykhina@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. On the ground of longstanding studies (2015-2021) and using the state-of-art data (01.01.2021 estimated), authors analyze the presence of hydrocarbons (oil and gas) at the northern and north-polar mostly gas-bearing regions of West-Siberian oil-gas-bearing megaprovince. The contemporary hydrocarbon reserves have been examined according to their territorial and rock affiliation including the biggest oil-bearing fields and gas-to-oil ratios. There are the judgmental prospects for oil presence in all seas of Eurasia. Besides, authors suggest their own evaluation of the geological and recoverable resources, as well as the preliminary conclusions on the potential future oil production at north and polar areas of Western Siberia.
Keywords: oil, gas, Western Siberia, Arctic, hydrocarbon field, deposit, reserves, resources References
1. DAKHNOVA, M.V., T.P. ZHEGLOVA, G.S. NECHITAYLO, et al. Geochemistry and genesis of oils from Vankor field [Geokhimiya i genesis neftey Vankorskogo mestorozhdeniya]. Geologiya Nefti i Gaza, 2009, no. 5, pp. 30-37. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. FILIPTSOV, Yu.A., I.V. DAVYDOVA, L.N. BOLDUSHEVSKAYA, et al. Scheme of mutual interaction of parent rocks and oils in Mesozoic sediments at north-east of West-Siberian plate composed according to studies of biomarker hydrocarbons and catagenesis of organic matter [Vzaimosvyaz materinskikh porod i neftey v mezozoyskikh otlozheniyakh severo-vostoka Zapadno-Sibirskoy plity na osnove izucheniya uglevodorodov-biomarkerov i katageneza organicheskogo veshchestva]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2006, no. 5-6, pp. 52-57, ISSN 2413-5011. (Russ.).
3. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MANASTYREV, V.A. SKOROBOGATOV. Petroleum geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen, Russia: Geodata, 2020. (Russ.).
4. 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, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2003, no. 8, pp. 8-14, ISSN 2413-5011. (Russ.).
5. SKOROBOGATOV, V.A. Research and development of the hydrocarbons potential of the soils of the Western Siberian sedimentary megabasin: results and perspectives [Izucheniye i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nedr Zapadno-Sibirskogo osadochnogo megabasseyna: itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 8-26. ISSN 2306-8949. (Russ.).
6. 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.).
7. KANANYKHINA, O.G., V.A. SKOROBOGATOV. Issues of oil-gas bearing capacity of the Yamal-Kara onshore and offshore areal (Zapadno-Sibirskaya megaprovintsiya)]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2016, no. 9, pp. 18-25. ISSN 2413-5011. (Russ.).
8. SKOROBOGATOV, V.A., Ye.S. DAVYDOVA and O.G. KANANYKHINA. Oil-bearing capacity of Western-Siberian megaprovince [Neftenosnost Zapadno-Sibirskoy megaprovintsii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 13-28. ISSN 2306-9849. (Russ.).
9. GAVRILOV, V.P., V.A. SKOROBOGATOV, V.A. KHOLODILOV, et al. Loci of gas and oil accumulation at Western Siberia [Uzly gazoneftenakopleniya Zapadnoy Sibiri]. In: Gazflot LLC -15 years offshore Russia [OOO "Gazflot" - 15 let na shelfe morey Rossii]: collected bk. Moscow: Neft i gaz, 2009, pp. 54-62. (Russ.).
10. 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 of Russia to 2030: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011, pp. 15-25. (Russ.).
11. RYBALCHENKO, V.V., A.Ye. RYZHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Searching and prospecting of hydrocarbon fields and deposits by the enterprises of the Gazprom PJSC in Russia [Poiski i razvedka mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov predpriyatiyami PAO "Gazprom" v Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 46-57. ISSN 2306-9849. (Russ.).
12. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas and oil bearing capacity of Cretaceous and Jurassic sediments of Western-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.).
13. 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.).
14. 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.).
