CC BY
109
УДК 553.981.2(571.1)
Распространение, генезис, ресурсы и перспективы освоения «надсеноманского» газа Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири
В.А. Скоробогатов
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: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. На севере Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП) открыто 151 газосодержащее ме-газ, сторождение, в том числе шесть - в алевролитовой газсалинской пачке верхов турона, с запасами
генезис, 1,2 трлн м3 по кат. В1+С1 и 0,3 трлн м3 по кат. В2+С2; суммарно объем открытых запасов составляет
ресурсы, 1,5 трлн м3. Выше турона в глинисто-кремнистых породах сенона на ряде месторождений отмеча-
надсеноман, лись газопроявления и непромышленные притоки сухого газа из опок нижнеберезовской подсвиты
Надым-Пур- (Медвежье, Вынгапурское и другие месторождения).
Тазовский регион, В верхнемеловых непроницаемых толщах ЗСМП нет генетических предпосылок для газогенера-
Западная Сибирь. ции в значительных масштабах.
В березовской условно газоносной свите большинства месторождений Надым-Пурской области существует проблема коллектора и емкостного пространства для скоплений метана. Всеми исследователями отмечается высокая пористость опок (до 28...30 % и более) при крайне низкой проницаемости матрицы пород (первые единицы, чаще доли миллидарси). Поэтому так называемый над-сеноманский газ в концентрированном (залежи свободного газа газсалинской пачки) и рассеянно-микроконцентрированном состояниях (на Медвежьей и, возможно, других площадях), безусловно, «сеноманского» происхождения, т.е. поднявшийся по разломно-трещинным зонам выше турона. Об этом свидетельствуют все геолого-геохимические условия его распространения.
Геологические ресурсы такого нетрадиционного газа вне ареала газсалинской пачки не могут быть значительными, и уж, во всяком случае, они абсолютно несопоставимы с традиционными запасами и ресурсами свободного газа в альб-сеноманском комплексе севера ЗСМП. Экспертами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2016 г. оценены потенциальные ресурсы газа газсалинской пачки на востоке Надым-Пур-Тазовского региона. Их интервальная величина составила 1,7.2,0 трлн м3 с прогнозной частью 300.500 млрд м3 традиционного газа в новых, еще не открытых, залежах. Малые масштабы этого газоносного объекта очевидны. На Ямале, Гыдане и в Южно-Карской области перспективы газоносности надсеноманского разреза минимальны.
Полномасштабное освоение газа газсалинской пачки в Пур-Тазовской области даст дополнительный объем добычи и составит около 25.30 млрд м3.
По мнению автора, свободный газ, залегающий в трещиноватых приразломных зонах ряда месторождений, интенсивно нарушенных дизъюнктивами, вряд ли будет иметь какое-либо существенное промышленное значение. Оценить геологические, а тем более извлекаемые ресурсы этого нетрадиционного источника газа пока затруднительно.
В объеме мезозойско-палеогенового осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна (мегапровинции - ЗСМП), выделяются три автономных продуктивных нефтегазоносных комплекса (НГК): альб-сеноманский (верхний), неоком-аптский (средний) и юрский (нижний), сложенные песчано-глинистыми толщами мощностью от 100 до 1500 м и разделенные/перекрытые региональными глинисто-кремнистыми покрышками: турон-олигоценовой, нижнеаль-бской (на Ямале и Гыдане) и верхнеюрско-валанжинской (повсеместно) мощностью от 100.200 до 500.700 м. Верхнемеловой флюидоупор можно рассматривать как чередование экранов (кузнецовская свита, верхнеберезовская, нижнетибейсалинская подсвиты) и полуколлекторов (нижнеберезовская подсвита, ганькинская свита). Как наиболее перспективный рассматривается резервуар, связанный с глинистыми опоками нижнеберезовской подсвиты.
Региональной закономерностью пород мела северных областей мегапровинции является постепенное опесчанивание (с запада на восток) всех литолого-
стратиграфических комплексов: глинистые внутриформационные и региональные покрышки утоняются, некоторые исчезают из разреза (нижнеальбская областная покрышка), увеличивается доля алевро-песчаников. В частности, в низах верхней покрышки в субмеридиональной зоне Пур-Тазовской области появляется алевро-глинистая пачка туронского возраста, сложенная чередованием алевролитов, редких прослоев песчаников и алеврити-стых глин мощностью 45.. .50 м. Это газсалин-ская пачка (ГСП) морского генезиса, которая к западу полностью глинизируется на расстоянии всего 30.40 км от западной границы распространения в ней алевролитовых прослоев, а к востоку вся толща верхней покрышки существенно опесчанивается.
Примечательно само название «газса-линская пачка». В середине 1960-х гг. прямо на вершине холма на левом берегу р. Таз возник поселок геологов Газ-Сале - база Тазовской нефтегазоразведочной экспедиции Главного Тюменского геологического управления (Главтюменьгеологии), сотрудники которой открывали в шестидесятые-семидесятые годы Тазовское (под поселком, рис. 1), Заполярное и др. месторождения. Именно в разрезе последнего и была впервые обнаружена газонасыщенная алевролитовая пачка выше кровли сено-мана на 45.60 м, которую и назвали в честь Газ-Сале. Кстати, р. Таз течет прямо по «живому» разлому, прослеживаемому субвертикально от средней юры до поверхности земли (левый берег - высокий, над сводовой частью поднятия; правый - низменный, опущенные блоки, см. рис. 1).
С 1953 по 2017 г. включительно в ЗСМП открыты 909 месторождений углеводородов (УВ), в том числе 236 на севере - в Надым-Пурской и Пур-Тазовской областях (НПО, ПТО) Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), а также в Ямальской, Гыданской, Енисей-Хатангскской газонефтеносных областях и на шельфе Карского моря. Результатам изучения геологического строения и нефтегазо-носности севера мегапровинции посвящено очень много публикаций, в том числе и автора [1-3 и мн. др.]. В ряде работ рассматривались проблемы альб-сеноманского НГК, однако специальных публикаций по сеноману насчитывается всего несколько десятков [1, 2, 4, 5], а по ГСП - вообще единицы [6-8]. В последние два десятилетия оживился интерес
I!
И Ш1В
Ри
01
к «надсеноманскому» газу в связи с надеждами некоторых исследователей открыть новое направление поисково-разведочных работ (ПРР) на газ вследствие значительного исчерпания возможностей для крупных открытий в неокоме и юре хорошо изученных районов НПТР с учетом того, что альб-сеноманский преимущественно газоносный комплекс на суше почти полностью «завершился» как объект поисков новых залежей и приростов разведанных запасов в ходе разведки [9-12]. Актуальность этой тактической - второстепенной для севера - проблемы очевидна, но ее масштабность вызывает большие сомнения. Тем не менее феномен «надсеноманского газа» нуждается в изучении и объяснении, а также в оценке его практической значимости для целей будущих возможных приростов разведанных запасов и добычи газа.
За все годы проведения ПРР на севере ЗСМП (суша) открыто 151 газосодержащее месторождение, в том числе 60 газовых (Г) и га-зоконденсатных (ГК) и 91 нефтегазоконден-сатных (НГК) и газонефтяных (ГН). На 87 месторождениях УВ известны залежи свободного газа (СГ), а также нефти (на шести месторождениях в НПТР) в объеме альб-сеноманского комплекса (ни одного чисто нефтяного месторождения!). Примечательно, что в арктических областях выше кровли апта скопления нефти отсутствуют вследствие повышенной глинистости низов альба (нефть «не прорвалась» из «зрелых» для битумогененации пород верхнего неокома и апта в сеноманские горизонты через нижнеальбскую покрышку, отсутствующую в ПТО) [3, 4, 6].
В качестве стратотипа ГСП был выбран ее разрез на Тазовском месторождении, где пачка сложена частым переслаиванием алевролитов и глин толщиной до 35 м и четко выделяется в разрезе как по литологическому составу, так и по промыслово-геофизической характеристике. Слагают большую часть разреза алевролиты серые сильноглинистые слабослюдистые глауконитовые неслоистые. Глины в основном серые со слабым зеленоватым оттенком хлорит-гидрослюдистые неслоистые и комковатые алевролитовые с гнездами алев-ролитового материала.
На юго-восток от Тазовского месторождения (Заполярное, Южно-Русское и др. месторождения) в разрезе пачки увеличивается количество пластов алевролитов, появляются
песчаники, существенно улучшаются коллек-торские свойства пород. Испытание одной из первых скважин на Заполярном месторождении (скв. 3-Р в интервале 1054.1087 м) в 1965 г. позволило получить полупромышленный приток газа дебитом 42,9 тыс. м3/сут на штуцере 6,3 мм.
На Заполярном месторождении в первых поисковых и разведочных скважинах (1968-1972 гг.) дебиты газа из ГСП составляли 1,3.63,6 тыс. м3/сут, т.е. были, по сути, непромышленными на фоне сеноман-ских дебитов 300.1000 тыс. м3/сут и более (до 2.3 млн м3/сут). На Южно-Русской площади пачка имеет толщину 45.55 м (кровля-подошва песчано-алевролитовых пластов) и отделена от кровли сеномана сорока-пятидесятиметровой толщей глин кузнецовской свиты (ту-рон), в которой прослежено два тонких про-пластка песчаников (рис. 2).
Выше ГСП залегают кремнистые и глинисто-кремнистые породы (коньяк-сантон-кампан) мощностью 200.220 м - типичная покрышка; еще выше наблюдается переслаивание алевритистых глин, алевролитов (и даже песчаников - в палеогене). Кстати, принятый уровень величин промышленных притоков из се-номана составляет не менее 40.50 тыс. м3/сут.
По данным С.Е. Агалакова [7], на Харам-пурском месторождении ГСП залегает в интервале глубин 940.1087 м, общая мощность пачки составляет 42 м, эффективная мощность - 14 м, коэффициент расчлененности равен 12. При достаточно высокой пористости (25.29 %) проницаемость крайне мала - 1,5.2,3 мД, дебиты в разведочных скважинах составляли 6.63 тыс. м3/сут (депрессия на пласт - 6 МПа). Максимальная площадь газовой залежи ГСП установлена именно на Харампурском месторождении, где она достигает 600 км2. В пределах принятой отметки газоводяного контакта -1052 м (газоводяной контакт не вскрыт ни в одной скважине) пластовая сводовая залежь ГСП полностью в плане перекрывает юрские, нижнемеловые и се-номанские залежи и объединяет Харампурское и Фестивальное месторождения в единую газоносную площадь, глубина в своде - 946 м.
Для формирования и особенно сохранности скоплений СГ важнейшее значение имеет дизъюнктивный фактор: распространение или отсутствие разломов (со смещением пород) или линейных зон дробления в шовных зонах,
Рис. 2. Геологический разрез турои-сеномаиских отложений Южно-Русского лицензионного участка
(по данным геологической службы ООО «Севергазпром»)
со сл
амплитуды (Ар) и положение разломов по отношению к положительным структурам (локальным поднятиям).
Необходимо отметить, что осадочный чехол Западно-Сибирской эпигерцинской плиты значительно меньше затронут дизъюнктивными нарушениями, чем Скифской и Туранской [3, 5, 6]. Проблема дегазации недр и конкретно юрского и меловых комплексов в ЗСМП активно обсуждалась в семидесятые-восьмидесятые годы прошлого столетия [1, 4, 5, 13, 14]. Установлена связь нефтеносности в преимущественно газоносных районах и областях с интенсивностью разломной тектоники: «чем выше, тем больше» (за счет дегазации). Замечено, что разломы в платформенных условиях «растут» крайне медленно, однако даже мгновенные микроподвижки по ним (миллиметры и первые сантиметры) способны газодинамически «прошибать» не очень мощные покрышки даже при соотношении Ар к мощности покрышки как 15.20 м к 200.250 м. Именно такая ситуация и наблюдается в центральной части ПТО, где глинисто-кремнистая покрышка над ГСП утоняется до 250.300 м. К востоку выше пачки развита толща переслаивания терригенно-кремнистых пород с пластами коллекторов; по сути, эта часть разреза уже не служит покрышкой.
Для субвертикальных перетоков и сохранности газовых залежей разломы играют негативную роль, для нефти - позитивную [3, 6]. Показательна Харампурская зона с тремя месторождениями (Тэрельским, Фестивальным и одноименным), в пределах которых выявлено большое число среднеамплитудных разломов. В результате субвертикальных перетоков Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение «потеряло» значительный объем се-номанского газа, но в этой же зоне сформировались гигантские залежи в гор. Т1 и Т2 (открытые запасы в сеномане составляют 201,6 млрд м3, в ГСП - 732,6 млрд м3). На Тэрельском месторождении сеноман водоносен, а в ГСП сформировалась залежь с открытыми запасами 91,1 млрд м3 (по кат. А1+В1+В2). Оба месторождения совершенно не характерны для севера ЗСМП. Благодаря достаточно мощной верхнеюрско-валанжинской покрышке в гор. Ю! (келловей-оксфорд) ГК-залежь на Тэрельском месторождении сохранилась, а сеноманская оказалась разрушенной полностью под действием неогеновых
подвижек по среднеамплитудным разломам. Малоамплитудные разломы на Заполярной структуре не смогли разрушить уникальную залежь СГ в сеномане (2,8 трлн м3), но маломасштабные утечки газа все же имели место (запасы в ГСП - 206,8 млрд м3), и если рассматривать обе залежи (в сеномане и туроне) вместе, то «составная» залежь относится к уникальным (более 3,0 трлн м3).
На сейсмопрофилях (№ 04091020, 04091024 и др.) по Южно-Русскому валу четко прослеживаются мало- и среднеамплитудные разломы (10.15 м и более), затрагивающие толщу пород от средней юры до сантона. Точно так же по кровле сеномана (ОГ-"Г") прослеживается ряд разломов, затрагивающих как крылья Южно-Русского вала, так и присводовые зоны (на участках скв. 15, 20, 104 на севере, скв. 6, 12, 15 и 21, 105 в центре). Много дизъюнктивных нарушений выделено на участке скв. 35 и на южном склоне вала к западу от скв. 107.
Зоны дробления пород в низах верхней над-сеноманской покрышки и разноамплитудные разломы развиты на многих локальных поднятиях, но скопления нормального - традиционного - газа с промышленными запасами с удовлетворительными добывными возможностями развиты только в зоне распространения ГСП: ни к западу, ни к востоку, несмотря на бурение многих тысяч (!) поисковых и разведочных скважин, скоплений СГ не обнаружено (нет традиционного коллектора - нет залежей). Отметим, что в условиях высокой нару-шенности локальных поднятий и в ГСП залежи газа отсутствуют: газ явно ушел в верхние секции разреза и рассеялся, в том числе и с поверхности земли (Русское и Тазовское поднятия, Западно-Мессояхский вал). Таким образом, совершенно необходимо именно сочетание благоприятных тектонических и литологиче-ских условий: коллектор - наличие структуры -ее «умеренная» нарушенность дизъюнктивами.
По данным Государственного баланса запасов на 01.01.2017, в альб-сеноманском комплексе НПТР числилось 25,1 трлн м3 начальных разведанных запасов СГ и 0,2 трлн м3 запасов по кат. С2 (почти полная разведанность залежей), в ГСП запасы кат. В+С2 и С2 составляли соответственно 1,2 и 0,3 трлн м3, в сумме 1,5 трлн м3, при добыче (потерях) всего 0,8 млрд м3. Очевидна несопоставимость уникального по мировым масштабам сеноман-ского и маломасштабного турон-сенонского
комплексов пород. Рассмотрим газоносность ГСП Пур-Тазовской области. Всего на востоке в Ямало-Ненецком автономном округе открыто семь газовых месторождений с залежами в туроне, а разбурено 55 перспективных площадей. В более южных районах (на востоке Ханты-Мансийского автономного округа) залежи газа открыты в ипатовской свите сан-тона на Верхнеколик-Еганском (52,6 млрд м3) и Варынгском (4,9 млрд м3) месторождениях, при этом в кровле сеномана известна только одна мелкая газовая залежь (0,6 млрд м3), а на Варынганском месторождении сеноман водоносен. Обе структуры нарушены разломами.
Изучение проблем ГСП и первые подсчеты запасов начались на Заполярном месторождении в 1967-1970 гг. и потом продолжились на Южно-Русском (открыто в 1969 г.), Харам-пурском (1975 г.) месторождениях. По состоянию на 01.01.1998 общие запасы газа пачки составляли по кат. А+В+С - 315,5 млрд м3, по кат. С2 - 516 млрд м3, в сумме открытые запасы - 0,8 трлн м3.
Открытия скоплений газа в ГСП продолжались и после 2000 г., в частности, с 2002 по 2009 г. в сеномане была открыта только одна залежь на Северо-Ханчейском газоконденсат-ном месторождении, а в газсалинской пачке - три месторождения (Северо-Ханчейское, Западно-Часельское и Ленское), однако все они оказались небольшими по запасам. С 1998 по 2002 г. разведанные запасы сенома-на увеличились всего на 26 млрд м3. Запасы СГ в залежах пачки на 01.01.2002 составляли 341,0 млрд м3 (кат. В+Q) и 522 млрд м3 (кат. С2), т.е. почти 0,9 трлн м3, и увеличились к 2017 г. до 1,5 трлн м3 (по открытым запасам). Речь идет о традиционных запасах СГ с дебитами более 30.40 тыс. м3/сут, хотя и до 1990 г. отмечалось, что ГСП характеризуется в целом пониженными притоками (менее 100 тыс. м3/сут, обычно на уровне 40.60 тыс. м3/сут).
Текущие запасы СГ в газсалинской пачке ПТО таковы: потери при испытаниях менее 1 млрд м3, разведанные запасы кат. А+В+С -1217,6 млрд м3, оцененные запасы кат. В2+С2 -276,3 млрд м3, в сумме открытые запасы -1,5 трлн м3. Запасы пяти самых крупных скоплений СГ в гор. Tj 2 турона, млрд м3, соответственно по кат. А+В1 и кат. В2: Харампурского -603,2 и 129,5; Южно-Русского - 285,7 и 52,1; Заполярного - 206,8 (кат. А+В1); Тэрельского -
51,3 и 37,7; Западно-Часельского - 39,9 и 10,0. Всего соответственно 1,2 и 0,2 трлн м3.
За 16 лет ведения ПРР (после 2001 г.) открытые запасы в залежах увеличились практически вдвое, однако не превысили 1,5 трлн м3. По-видимому, изучение газового потенциала ГСП (традиционных ресурсов) - перевод их в начальные разведанные запасы - идет к завершению, хотя новые открытия нескольких (до двенадцати-пятнадцати) небольших по запасам залежей весьма вероятны (в диапазоне 1.30 млрд м3 каждое).
Большинством исследователей отмечались невысокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов турона: пористость - 20.30 % (обычно около 25 %), проницаемость - первые миллидарси, газоносыщен-ность 46.60 %. Отметим полную тождественность состава СГ сеноманских и туронских залежей: содержание метана - 97,0.98,8 %; тяжелых углеводородных газов - следы; N2 + СО2 - до 1,1 %. Кроме физико-химических параметров полезную информацию для анализа онтогенеза УВ несут сведения об изотопном составе углерода (ИСУ) метана. Изотопные исследования проводились во ВНИИЯГГе, ГЕОХИ РАН, ВНИГРИ, ВНИИГАЗе в последние три десятилетия ХХ в. Результаты исследований обобщены во ВНИИГАЗе [4]. Для се-номанских газов большинства северных месторождений относительная величина ИСУ 513С изменяется в диапазоне -55,0.-65,0 %о.
Изотопическое утяжеление углерода метана (иногда значительное) наблюдается в газах сеноманских отложений, в той или иной мере затронутых тектоническими нарушениями (Нейтинская, Ямсовейская, Тазовская, Русская, Мессояхская, Еты-Пуровская площади). Среди перечисленных наибольшее утяжеление углерода метана в газах сеноманских отложений установлено на Нейтинском (513С = -38,8 %) и Мессояхском (513С = -38,8 %) месторождениях. Утяжеление углерода метана в газах се-номанских отложений перечисленных выше залежей связывается с хорошей вертикальной проницаемостью разреза, обусловленной на-рушенностью осадочного чехла (средне- и высокоамплитудные разломы, в том числе сквозные - вплоть до поверхности Земли) и поступлением газа из горизонтов неокома и апта.
В настоящее время начинается промышленное освоение традиционных запасов газа слабопроницаемых коллекторов ГСП. Уже
в 2018 г. запланирована добыча газа на ЮжноРусском месторождении в объеме 0,27 млрд м3.
В ряде работ обсуждается проблема распространения нетрадиционных ресурсов газа, в том числе в Западной Сибири [7, 10, 12 и др.]. Особое внимание уделяется нижне-березовской подсвите (НБС) сенона в НПО, сложенной опоками. Это не вполне сланцевый газ, который развит во многих бассейнах СевероАмериканского континента. Оговоримся сразу, что типично сланцевого газа в ЗСМП нет: баженовская свита Среднего Приобья насыщена сланцевой битумонефтью (ведущее место в мире по предполагаемым извлекаемым ресурсам), однако породы свиты нигде в пределах мегабассейна не «дозрели» до образования сланцевого газа (главное условие - аномальный прогрев и уровень катагенеза не ниже МК33.. ,МК4 (отражательная способность витри-нита > 1,35 %), а в зоне Харасавэй-Карской аномалии по факту установлен очень высокий уровень катагенеза - МК4 при > 1,40 %, однако содержание сапропелевой органики в се-роцветных глинах слишком низкое (менее 3,0 %) для масштабной вторичной газогенерации (из битумоидов пород и рассеянного органического вещества (ОВ)).
Малопреобразованные слабо уплотненные глинисто-кремнистые породы сено-на НПО на отдельных участках содержат газ, но не установлены условия его распространения и генезиса. Первая проблема (распространения) обсуждается, вторая (генезиса) не поднимается ни в одной из опубликованных работ последних лет, а прогнозирование любых скоплений УВ напрямую связано с выяснением и объяснением их происхождения (онтогенезом газа и нефти). Рассмотрим этот вопрос на примере месторождения Медвежье.
На данном месторождении в последние годы помимо старых скважин (на сеноман) пробурены и испытаны специальные сенон-ские скважины (1 С, 2С и др.), притоки газа из нижнеберозовской подсвиты не превышали 30.40 тыс. м3/сут [12] при проницаемости опок менее 0,1 мД, но высокой пористости (более 30 %).
Отметим, что Медвежье - также нехарактерное для НПТР месторождение УВ. В отличие от большинства гигантских и уникальных месторождений (с запасами более 300 млн т у.т., геол.) здесь газоносен сеноман и водоносны неоком и нижне-среднеюрская толща (кроме
высокорельефного Ныдинского купола, где известны ГК-залежи в неокоме-апте). Скорее всего, это связано с дегазирующим влиянием разломов, многочисленных на восточном склоне и в сводовой части Медвежьего вала (нефть из валанжинских палеозалежей могла попросту «размазаться» по всему нижнемеловому разрезу в позднем мелу-палеогене еще до неотектонических подвижек в неогеновом периоде, если вообще когда-либо скапливалась в ловушках в этой преимущественно газоносной части региона). Газопроявления из сено-на (непромышленные - первые тысячи метров кубических в сутки) зафиксированы кроме Медвежьей и на ряде других площадей, нарушенных в сводовой части поднятий разломами. Толщина подсвиты составляет 100.110 м [11].
Рассмотрим генерационные условия в сеноман-сенонской части разреза. По данным автора, содержание органического углерода (Сорг) в глинах континентального генезиса верхов покурской свиты (альб-сеноман) изменяется в диапазоне 1,0.1,8 % в НПТР (ОВ существенно гумусового и смешанного сапропелево-гумусового типов) и до 2,4.2,8 % в Ямало-Гыданском регионе (в песчано-алевритовых разностях пород -первые доли процента). В альб-сеноманском комплексе уровень катагенеза ОВ и пород изменяется в диапазоне градаций от ПК2-ПК31 до МК1 (буроугольной - длиннопламенной стадии углефикации, от 0,35.0,45 % - кровля, до 0,52.0,55 % - подошва), когда бурно развиваются процессы гезогенерации, но только в гумусовом рассеянном и концентрированном ОВ (в ОВ и углях-гумолитах), и едва начинаются процессы битумогенерации в сапропелевом рассеянном ОВ и резините (лейптини-товая органика, при от 0,45.0,49 % - поздний протокатагенез) [3, 6].
Содержание рассеянного ОВ сапропелевого типа в надсеноманской толще морского генезиса не превышает 1 % на среднебуроугольной стадии (градация ПК2, < 0,40 %). В подобных генерационных условиях ничего не образуется (в чувствительных масштабах) - ни метана, ни тем более битумоидов. Вывод: надсе-номанская толща не может служить в качестве газогенерирующей.
В морских терригенно-кремнистых породах верхнего мела, содержащих малые количества сапропелевой органики (Сорг < 0,7.0,8 %, редко до 1,0 %), масштабные процессы
газо- и битумогенерации попросту «запрещены» по генетическим причинам, хотя в крайне ограниченных объемах газогенерация происходит (16.24 м3/т сапропелевого ОВ, против 80.100 м3/т в гумусовом до конца буро-угольной стадии при R° = 0,5 %). Давно доказана главенствующая, решающая, роль апт-сеноманского надкомплекса в газогенерации и образовании газосодержащих скоплений в северных и арктических областях ЗСМП ниже турон-олигоценовой покрышки [1, 2, 4 и др.].
Уникальные и гигантские чисто газовые (без конденсата) залежи в кровле сено-мана (гор. ПК1-6), в пластовом сеномане под зональными и локальными покрышками (ПК6-ПК10) и в альбе (ПК11-ПК16) сформировались из «местных газовых ресурсов» самой га-зогенерирующей и вмещающей толщи при минимальных субвертикальных перетоках (многие десятки - первые сотни метров), но с латеральной собирательной миграцией на десятки километров [1, 2, 4-6].
То же имело место и в верхних горизонтах песчано-глинистой толщи неокома-апта, перекрытых областной глинистой покрышкой нижнего альба в арктических областях мегапро-винции, которая «отсекала» поток «зрелого» конденсатсодержащего газа и препятствовала его прорыву до кровли сеномана, где ловушки были «заняты» местным малозрелым метановым газом (содержание СН4 до 97.99 %; уникальный по геохимической чистоте сеноман-ский газ, но с концентрацией нафтенового «незрелого» конденсата до 1 г/м3, в альбе на севере Ямала - до 2,5 г/м3) [4].
В НПТР на газонакопление «работала» вся существенно песчанистая толща апта-сеномана, не содержащая в разрезе покрышек мощностью более 8.10 м (алевритистые глины проницаемы для газа). Проникновение СГ из залежей сеномана в сенон (березовскую свиту) происходило по линейным зонам дробления пород вдоль «живых» (периодически «оживлявшихся») разломов. В таком случае не происходит объемного газонасыщения, как в обычных коллекторах ГСП, в недоуплотненной (глубины менее 1 км), но практически непроницаемой толще (опоки и другие разности глинисто-кремнистых пород) скопления газа не могут быть сколько-нибудь значительными по величине (объему). Кстати, и количественная оценка этих ресурсов по сути невозможна, а даваемые оценки ресурсов «надсеноманского»
газа в 4 трлн м3 и более (даже до 50 трлн м3) следует относить к спекулятивным [9-11]. Реальнее искать подобные скопления выше турона в ареале интенсивно нарушенных структур, где часть газа могла все же сохраниться на фоне мощной дегазации не только се-номанских, но и туронских отложений (залежей в ГСП). По самым скромным подсчетам, только на Русском и Тазовском месторождениях в неогене было потеряно 2.3 трлн м3 СГ, но место газа в ловушках горизонтов ПК1-6 заняла тяжелая незрелая нафтеновая нефть (плотностью 0,91.0,95 г/см3), поднявшаяся из баррем-аптской толщи, содержащей смешанное сапропелево-гумусовое ОВ в самом начале «нефтяного окна» (Я° = 0,48.0,55 %). Однако такая нефть даже по высокоамплитудным разломам не смогла подняться выше сено-мана, и в ГСП отсутствуют даже ее признаки.
Давно было замечено, что процесс газогенерации в земных недрах идет постоянно и непрерывно, прежде всего в относительно «молодых» осадочных бассейнах (мезозойских и особенно кайнозойских), - дело в масштабности этого процесса. В осадочных толщах континентального и дельтового генезиса с ОВ гумусового и смешанного сапропелево-гумусового типа, включая угли, генерация метана начинается еще в болотах, далее на стадиях диагенеза (на глубинах погружения до 300.400 м), про-токатагенеза (до 1.1,2 км), мезо- и апокатаге-неза (в широком диапазоне глубин).
Параллельно развивается непрерывно-импульсная дегазация недр, которая происходит также постоянно - везде, где идет процесс генерации природного газа (метана) в прото-катагенезе (Я° до 0,48.0,50 %) и всей гаммы углеводородных газов в мезокатагенезе и в начале апокатагенеза. «Живые» конседиментаци-онные и постседиментационные (новейшие -неогеновые) разломы и газогрязевые вулканы только усиливают этот повсеместно происходящий процесс.
В верхнемеловых непроницаемых толщах ЗСМП нет генетических предпосылок для газогенерации в «чувствительных» масштабах. В березовской «условно газоносной» свите большинства месторождений НПО существует проблема коллектора и емкостного пространства для скоплений метана. Всеми исследователями отмечается высокая пористость опок (до 28.30 % и более) при крайне низкой проницаемости матрицы пород (первые единицы,
чаще доли миллидарси). В классических газосланцевых толщах с сапропелевым ОВ, в том числе полуконцентрированным типа баженов-ской свиты, все просто и понятно: при выгорании органической массы в объеме породы в ходе прогрессивного увеличения катагенети-ческой преобразованности органофлюидоми-неральных комплексов пород и снижения Сорг от первоначальных 20.25 % (в протокатагене-зе) до 7.8 % (в конце мезокатагенеза) и пористость, и проницаемость минеральной матрицы имеют вторичное «онтогенетическое» происхождение (внутренний генерационный флюидоразрыв пород). Но это процесс не может происходить в глинисто-кремнистой толще низкой преобразованности (турон-сенон).
Где же тогда могут возникнуть вторичные проницаемость и пористость (емкость)? Ответ один: в линейных зонах разломов. Но тогда ФЕС разломно-трещинного типа будут развиваться спорадически, участками, не охватывая всего массива пород. Коллектор ГСП, пусть низкого качества, но он первичный, развитый по всей площади внутри структурных ловушек, за исключением редких участков уплотнения коллекторов (на склонах поднятий). И газ в ГСП смог скопиться и сохраниться только в пределах положительных антиклинальных структур, «умеренно» затронутых дизъюнкти-вами. В таком случае никакой речи о масштабном газонакоплении в непроницаемой надсе-номанской толще не может быть. Какие уж тут триллионы метров кубических нетрадиционных ресурсов газа, не говоря уже о «живых запасах» в залежах с отдающими коллекторами!
Уместно отметить повсеместность метана в земных условиях. Газ (чистый метан со следами тяжелых углеводородных газов) можно добывать и в любом болоте, сделав приспособление для его сбора, но в объеме 8.10 м3/год. Подобная же «масштабность» или чуть более будет характерна и для добычи надсеноманско-го бесконденсатного газа в районах отсутствия (глинизации) ГСП (Надым-Пурская область). По итогам испытаний сенонских залежей месторождения Медвежьего на баланс было поставлено 9,7 млрд м3 разведанных запасов, однако факты заставляют усомниться даже в таких незначительных запасах. Например, в ареале Медвежьего месторождения с возможным производством надсеноманского газа 2.3 млрд м3/год реально понадобится строительство не менее 200 (!) дорогостоящих
эксплуатационных скважин с фоновыми деби-тами в лучшем случае 20.50 тыс. м3/сут с массовым гидроразрывом пластов и двумя-тремя горизонтальными стволами (стоит ли овчинка выделки?).
А не лучше ли организовать уже в самое ближайшее время (до 2025 г.) опытно-промышленную эксплуатацию среднеюрско-го газа в присводовых частях Уренгойского и Песцового месторождений из гор. Ю4-6 на 250.300 м ниже ГК-залежей обычного, традиционного, газа из бывших, но уплотнившихся коллекторов с глубин 4000.4200 м (пористость песчаников - 10.11 %, проницаемость - 0,05.0,2 мД) с дебитами (после гидроразрыва пласта) 80.100 тыс. м3/сут газа и 8.10 т/сут высококачественного бессернистого конденсата? Газ в плотных низкопроницаемых коллекторах в ЗСМП (ачимов-ская толща и средняя юра) - куда более реальный источник производства УВ, массового после 2030 г. и «выборочного» уже с 2021 г., чем эфемерный (несуществующий) сланцевый газ в надсеноманской толще.
Таким образом, так называемый «над-сеноманский» газ в концентрированном (залежи СГ газсалинской пачки) и рассеянно-микроконцентрированном состояниях (на Медвежьей и, возможно, других площадях НПО), безусловно, имеет «сеноманское» происхождение. Об этом свидетельствуют все геолого-геохимические условия его распространения.
Геологические ресурсы такого нетрадиционного газа вне ареала ГСП не могут быть значительными, и уж, во всяком случае, они абсолютно несопоставимы с традиционными запасами и ресурсами СГ в альб-сеноманском комплексе севера ЗСМП.
Экспертами в области ресурсов и поисков газа и нефти ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2016 г. оценены потенциальные ресурсы ГСП на востоке НПТР. Их интервальная величина составила 1,7.2,0 трлн м3 с прогнозной частью 300.500 млрд м3 традиционного газа в новых, еще не открытых залежах. Малые масштабы этого газоносного объекта очевидны. На Ямале, Гыдане и в Южно-Карской области перспективы газоносности надсеноман-ского разреза минимальны. Там и традиционного газа (в интервале сеноман - средняя юра) достаточно много (начальные ресурсы -
* * *
42.45 трлн м3 СГ), хватит для освоения и добычи до 2050-2060 гг.
Даже в лучшем случае полномасштабное освоение газа ГСП в Пур-Тазовской области даст дополнительный объем добычи не более 25.30 млрд м3. Это существенно меньше, чем будет давать ачимовская толща Большого Уренгоя (вероятно, до 40.50 млрд м3 газа и до 12.14 млн т конденсата в год после 2030 г.).
Сколько можно будет реально добывать «березового» газа в НПО и какова будет его себестоимость на промысле, вряд ли сможет ответить хоть один здравомыслящий эксперт в области разведки и добычи. Скорее всего: себестоимость - большая, интегральная
Список литературы
1. Васильев В.Г. О происхождении газа месторождений севера Западно-Сибирской низменности / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, В.С. Лебедев и др. // Геология нефти и газа. -1970. - № 4. - С. 20-24.
2. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: от рассвета до заката / С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25.
3. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,
В. Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
4. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 415 с.
5. Ермаков В.И. Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей
на месторождениях севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, Н.Н. Немченко, Н.Х. Кулахметов и др. // Доклады АН СССР. - 1972. - Т. 206. -№ 3. - С. 713-715.
6. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири /
B.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов,
Н.Н. Соловьёв. - М.: Геоинформмарк, 1997. -134 с.
7. Агалаков С.Е. Газовые гидраты в туронских отложениях на севере Западной Сибири /
C.Е. Агалаков // Геология нефти и газа. -1997. - № 3. - С. 16-21.
добыча - малая (конкретные цифры пока неуместны). Вообще говоря, исследователи должны трезво оценивать реальные величины начальных и особенно прогнозных (неоткрытых) ресурсов УВ как традиционных, так и нетрадиционных.
Любые спекуляции с ресурсами некорректны, вредны. Они не приближают, а удаляют нас от истины. То же относится и к оценкам ресурсов «надсеноманского» газа: в ГСП они минимальны, в НБС - проблематичны.
Вывод: проблема промышленной значимости «сенонского» газа НПТР надуманна, происходящий «ресурсный переполох» с нетрадиционным газом НБС не имеет под собой никаких серьезных оснований.
8. Бучинский С.В. Перспективы промышленной разработки запасов газа низкопроницаемых коллекторов туронских отложений Харампурского месторождения /
С.В. Бучинский, И.О. Ошняков,
A.П. Сусовитин и др. // Недропользование XXI век. - 2017. - № 6. - С. 16-25.
9. Бондарев В.Л. Нетрадиционные газы севера Западной Сибири / В. Л. Бондарев, М.Ю. Миротворский, В.Б. Зверева и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 10. -С. 4-16.
10. Нежданов А.А. Строение и перспективы газоносности сенонских отложений севера Западной Сибири. Нетрадиционные ресурсы газа / А.А. Нежданов, В. В. Огибенин,
С. А. Скрылев // Газовая промышленность. -2012. - № 76. - С. 32-37.
11. Парасына В. С. Перспективы газоно сно сти и проблемы освоения газового потенциала турон-сенонских отложений ЗападноСибирского бассейна / В. С. Парасына,
B.С. Коваленко, Н.А. Туренков и др. // Матер. XII Координационного геологического совещания. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. -
C. 95-102.
12. Черепанов В.В. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири / В.В. Черепанов, С.Н. Меньшиков, А.С. Варягов и др. // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 2. - С. 11-25.
13. Черданцев С.Г. Стратиграфия и индексация продуктивных пластов надсеноманского газоносного комплекса Западной Сибири / С.Г. Черданцев, И.И. Нестеров (мл.), Д.А. Огнев и др. // Горные ведомости. - 2017. № 2. - С. 14-27.
14. Герман В.Е. Разрывные нарушения осадочного чехла и их соотношение с пликативными структурами Западно-Сибирской плиты / В.Е. Герман, Г.П. Евсеев, А.Н. Ласточкин // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1973. -
№ 5. - С. 8-11.
Expansion, genesis, resources and prospects for development of "Over-Cenomanian" gas in Nadym-Pur-Taz region of Western Siberia
V.A. Skorobogatov
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. There were discovered 151 gas-containing fields at the north of Western-Siberian megaprovince (WSMP) including 6 ones in the silt-stone Gaz-Sale Upper-Turonian unit with reserves equal to 1,21012 m3 in B1+C1 categor ies and 0,31012 m3 in B2+C2 categories; total amount of discovered reserves makes 1,51012 m3. At some fields over Turonian stage in the clayish-siliceous Cononian rocks the gas shows and not-commercial inflows of dry gas from the gaizes of Lower-Berezovskaya subsuite (Medvezhye, Vyngapur and other fields) were registered.
There is no genetic background for large-scale gas generation in the Upper-Cretaceous tight WSMP. There is a pain point with reservoir and void space for methane accumulation in Berezovskaya "conventionally gas-bearing" suite of most fields in the Nadym-Pur region. All researches note the high porosity of gaizes (up to 28.30 % and more) at exceptionally low permeability of the rock matrix (the first units, oftener fractions of millidarcy). Thereupon, a so called "Over-Cenomanian" gas in the concentrated (Gaz-Sale deposits of free gas) and disseminated-microconcentrated states (at Medvezhya square and probably other squares) obviously has Cenomanian origin, i.e. it has risen along the fault-fracture zones upper Turonian strata. This fact is testified by all geological-geochemical conditions of Over-Cenomanian gas expansion.
Outside an area of Gaz-Sale unit the geological resources of this non-traditional gas can't be considerable, and they are absolutely incommensurable to traditional reserves and resources of free gas in Alb-Cenomanian complex at the north of WSMP. In 2016, the experts from Gazprom VNIIGAZ LLC assessed potential gas resources of GazSale unit at the east of Nadym-Pur-Taz region. The interval value of this resources made (1,7...2,0)-1012 m3 with a prognostic part constituting (300.. ,500) 109 m3 of traditional gas in the new, not yet discovered deposits. Small scales of this gas-bearing object are obvious. Regarding Yamal, Gydan and South-Kara regions the prospects for gas presence in the Over-Cenomanian column are minimal.
Full-scale development of Gaz-Sale gas in Pur-Taz area will provide additional production of nearly (25 . 30) 109 m3 (within a range of future initial reserves of (1,6.1,8) 1012 m3).
In the opinion of the author, free gas embedded in the fractured near-fault zones of some fields which were intensively violated by disjunctives will scarcely have any serious commercial significance. To asses geological and especially recoverable resources of this non-traditional source of gas is quite awkwardly now.
Keywords: gas, genesis, resources, Over-Cenomanian layers, Nadym-Pur-Taz region, Western Siberia.
1. VASILYEV, V.G., V.I. YERMAKOV, V.S. LEBEDEV et al. On the origin of gas in the fields at the north of Western Siberian Lowland [O proiskhozhdenii gaza mestorozhdeniy severa Zapadno-Sibirskoy nizmennosti]. Geologiya Nefti i Gaza. 1970, no. 4, pp. 20-24. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. 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.).
3. 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.).
4. STROGANOV, L.V., V.A. SKOROBOGATOV. Western-Siberian gases and oils of earlier generation [Gazy i nefti ranney generatsii Zapadnoy Sibiri]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2004. (Russ.).
5. YERMAKOV, V.I., N.N. NEMCHENKO, N.Kh. KULAKHMETOV et al. Peculiar features in generation of Cenomanian gas-oil deposits at northern Western-Siberian fields [Osobennosti formirovaniya senomanskikh gazoneftyanykh zalezhey na mestorozhdeniyakh severa Zapadnoy Sibiri]. Doklady AN SSSR. 1972, vol. 206, no. 3, pp. 713-715. (Russ.).
References
6. 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.).
7. AGALAKOV, S.Ye. Gas hydrates in Turonian sediments at the north of Western Siberia [Gazovyye gidraty v turonskikh otlozheniyakh na severe Zapadnoy Sibiri]. Geologiya Nefti i Gaza. 1997, no. 3, pp. 16-21. ISSN 0016-7894. (Russ.).
8. BUCHINSKIY, S.V., I.O. OSHNYAKOV, A.P. SUSOVITIN et al. Outlooks for commercial development of gas reserves from low-permeable reservoirs of the Turonian sediments from Kharampur field [Perspektivy promyshlennoy razrabotki zapasov gaza nizkopronitsayemykh kollektorov turonskikh otlozheniy Kharampurskogo mestorozhdeniya]. Nedropolzovaniye XXI Vek. 2017, no. 6, pp. 16-25. ISSN 1998-4685. (Russ.).
9. BONDAREV, V.L., M.Yu. MIROTVORSKIY, V.B. ZVEREVA et al. Non-conventional gases at the north of Western Siberia [Netraditsionnyye gazy severa Zapadnoy Sibiri]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2008, no. 10, pp. 4-16. ISSN 2413-5011. (Russ.).
10. NEZHDANOV, A.A., V.V. OGIBENIN, S.A. SKRYLEV. Structure of northern Western-Siberian Cenonian sediments and prospects for their gas-bearing capacity. Alternative gas resources [Stroyeniye i perspektivy gazonosnosti senonskikh otlozheniy severa Zapadnoy Sibiri. Netraditisionnyye resursy gaza]. Gazovaya Promyshlennost. 2012, no. 76, pp. 32-37. ISSN 0016-5581. (Russ.).
11. PARASYNA, V.S., V.S. KOVALENKO, N.A. TURENKOV et al. Outlooks for gas presence and issues in developing potential of Turonian-Cenonian sediments at Western-Siberian basin [Perspektivy gazonosnosti i problemy osvoyeniya gazovogo potentsiala turon-senonskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskogo basseyna]. In: Proc. of XII Coordination geological meeting. Moscow: IRTs Gazprom, 2007, pp. 95-102. (Russ.).
12. CHEREPANOV, V.V., S.N. MENSHIKOV, A.S. VARYAGOV et al. Problems in assessment of oil-gas prospectivity of sediments from the Lower-Berezovskaya subsuite at the north of Western Siberia [Problemy otsenki neftegazoperspektivnosti otlozheniy nizhneberezovskoy podsvity severa Zapadnoy Sibiri]. Geologiya, Geofizika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy. 2015, no. 2, pp. 11-25. ISSN 2413-5011. (Russ.).
13. CHERDANTSEV, S.G., I.I. NESTEROV (junior), D.A. OGNEV et al. Stratigraphy and indexation of the productive layers in the Over-Cenomanian gas-bearing complex of Western Siberia [Stratigrafiya i indeksatsiya produktivnykh plastov nadsenomanskogo gazonosnogo kompleksa Zapadnoy Sibiri]. Gornyye Vedomosti. 2017, no. 2, pp. 14-27. ISSN 1818-5606. (Russ.).
14. GERMAN, V.Ye., G.P. YEVSEYEV, A.N. LASTOCHKIN. Disjunctive dislocations of a sedimentary mantle and their correlation with fold structures of Western-Siberian plate [Razryvnyye narysheniya osadochnogo chekhla i ikh sootnosheniye s plikativnymi strukturami Zapadno-Sibirskoy plity]. Neftegazovaya Geologiya i Geofizika. 1973, no. 5, pp. 8-11. (Russ.).
