CC BY
12
УДК:553.98.(985)
Роль и значение Ямало-Карского региона в развитии газовой отрасли промышленности Западной Сибири и России до 2060 г.
Е.В. Скоробогатова
Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Российская Федерация, 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 23 E-mail: [email protected]
Тезисы. В работе рассмотрены закономерности и особенности геологического строения и газонефтеносности двух арктических областей Западной Сибири: Ямальской (суша) и Южно-Карской (шельф), объединенных в Ямало-Карский регион (ЯКР). Подчеркнута специфика строения осадочного чехла мезозойско-палеогенового возраста (неоген размыт), а именно: увеличение его мощности с юга на север (2,5...7,5 км) и общей глинистости, снижение тектонической «напряженности» и уровня разломной нарушенности (минимальной на шельфе).
По опубликованным данным проанализированы генетические условия, способствовавшие мощному газообразованию и накоплению в среднемеловой части разреза (баррем-альб) на фоне пониженных масштабов битумогенерации в глинах и нефтенакопления в коллекторских толщах. Подчеркнуто выдающееся значение аптской континентальной угленосной толщи в запасах и прогнозных ресурсах свободного газа.
Проанализирована нефтегазовая геостатистика. Из 39 открытых месторождений углеводородов (преимущественно газовых и газоконденсатных) 27 расположены в Ямальской нефтегазоносной области, в том числе уникальное Бованенковское газоконденсатное (4,1 трлн м3), 12 - на шельфе.
В работе критически оценены начальные потенциальные ресурсы свободного газа в ЯКР -35 трлн м3. По авторской оценке, в ЯКР еще предстоит открыть не менее 100 новых месторождений. Сделаны выводы об объемах возможной добычи газа на месторождениях ЯКР в 2041-2050 гг.
Ключевые слова:
газ,
месторождение, запасы, ресурсы, Ямал,
Карское море,
шельф,
добыча.
Роли и значению Ямало-Карского региона (ЯКР) в Западной Сибири посвящено относительно немного работ [1-22]. Заметим сразу, что в первое двадцатилетие текущего века эта роль была еще незначительной (в плане текущей добычи и поставок газа с Бованенковского газоконденсатного месторождения (ГКМ). Значение региона будет возрастать по мере освоения газосодержащих месторождений на суше Ямала и открытия многих новых на шельфе.
Газодобыча России в 1950-х гг. была сосредоточена в ее европейских районах (Предкавказье и др.). Нет сырьевой базы - нет добычи. Так было в регионах Западной и Восточной Сибири и на шельфах, однако после 1970 г. роль и значение западносибирского (тюменского) газа экспоненциально возросла.
Основу газовой отрасли России (12 бассейнов и мегабассейнов) уже 50 лет (1972-2021 гг.) составляют газосодержащие месторождения углеводородов (МУВ) Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП), которая приурочена к одноименному осадочному мегабассейну. В эти годы от 80 до 90 % всей валовой добычи природного, в основном свободного (СГ), газа России обеспечивали уникальные и гигантские газосодержащие месторождения Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), расположенного в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) Тюменской административной области.
В лучшие годы («на полке» добычи) Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) давало до 220 млрд м3/год газа и более, Ямбургское до 150...160 млрд м3/год, Медвежье 70...75 млрд м3/год, Заполярное и ныне дает до 120 млрд м3/год. Все эти и ряд других МУВ, находящиеся в эксплуатации с 1972-1986 г., к 2022 гг. существенно истощены: текущий коэффициент извлечения газа достигает 65.88 % от начальных геологических запасов залежей
гор. ПК1-6 сеномана, ведущих по начальным запасам, в целом по МУВ - от 40 до 70 % (с учетом всех меловых залежей). В бой за большой газ Западной Сибири введены уже последние крупные резервы: Харам-пурское НГКМ (1 трлн м3) недавно, ЮжноРусское (0,9 трлн м3) уже сравнительно давно и др. крупные по запасам, но отнюдь не уникальные (таких уже не осталось) и даже не сверхгигантские месторождения. В арктических областях мегапровинции (Ямал + Гыдан + шельф) в разработку введены только два: Бованенковское (4,1 трлн м3, «трубный» газ в систему трансконтинентальных газопроводов) и Южно-Тамбейское газоконденсатное (1,1 трлн м3, снабжение сырьем комплекса по сжижению газа - СПГ), расположенные в Ямальской нефтегазоносной области -НГО (суша). Давно, но маломасштабно (менее 20 млрд м3/год) компанией «Новатэк» эксплуатируется Юрхаровское НГКМ типа суша/море (начальные запасы - 0,6 трлн м3).
По состоянию на 01.01.2022 (последние балансовые данные) в России открыты 3750 МУВ, в том числе с запасами СГ - 990, в том числе в ЗСМП - 940, в том числе газо-содержащих - 270. К крупнейшим МУВ (более 0,1 трлн м3 каждое по начальным разведанным запасам: накопленная добыча (НД) + запасы кат. A+Bj+Q) в России относятся 84, в том числе 3 уникальных (более 3 трлн м3) -Уренгойское, Ямбургское и Заполярное в НПТР, Бованенковское на Ямале и только два в других регионах Северной Евразии, в том числе на шельфе всего одно - Штокмановское в Баренцевом море.
Исследования недр ЗСМП продолжаются уже более семи десятилетий. К 2022 г. здесь пробурены почти 22 тыс. только поисковых и разведочных скважин (по данным А.М. Бре-хунцова и др.), открыта почти тысяча месторождений углеводородов, однако малоизученной остается арктическая часть мегапровин-ции в ареале Ямальской преимущественно газоносной области - ЯКР, площадью около 15 % от общей площади ЗСМП, включая ЮжноКарскую область шельфа (ЮКО). На суше Ямала и прилегающем шельфе к 2022 г. пробурены 770 глубоких скважин [1, 12]. Регион целесообразно выделять в силу единства геологического строения и газо(нефте)носности пород мела и юры в северо-западной части ЗСМП (рисунок).
Геологическое строение ЯКР изучалось Д.А. Астафьевым, А.М. Брехунцовым, Т.В. Верениновой, В.Д. Копеевым, И.И. Нестеровым (мл.), М.А. Самолетовым, В.А. Скоробо-гатовым, Л.В. Строгановым, А.В. Ступаковой, А.В. Толстиковым и др. [1, 5, 6, 8, 12, 13, 20, 21]. Геохимические исследования пород, газов и нефтей проводили специалисты ВНИИГАЗа, МГУ, ЗапСибНИГНИ, МНП Геодата и др. [1, 12, 18, 20].
В ЯНАО на 01.01.2020 были известны 242 МУВ (151 газосодержащее месторождение, а именно ГКМ), 91 смешанных по фазовому состоянию и нефтяных. Последних мало. Среди семи сверхгигантских месторождений (более 1 трлн м3) только одно - Медвежье - открыто в НПТР, а три - в Ямальской НГО. Картина обратная уникальным МУВ: суммарные запасы Уренгоя, Ямбурга и Заполярного месторождения относятся к запасам Бованенковского ГКМ как 6:1.
На 01.01.2020 в ЯНАО НД составила 19,5 трлн м3, разведанные запасы - 28,1 трлн м3, предварительно оцененные - 12,9 трлн м3, в сумме 60,5 трлн м3, из них на долю альб-сено-манского уникального газоносного комплекса приходилось около 31 трлн м3 [16].
Начальные запасы СГ в Ямальской нефтегазоносной области составляют 10,3 трлн м3 (кат. А+В^С^ и 6,5 трлн м3 (кат. В2+С2), в сумме 17,3 трлн м3 (с НД 0,5 трлн м3). Значение последней величины резко завышено (не менее чем на 3,0...3,5 трлн м3) по юрским залежам Тамбейской группы МУВ, и реальный подтверждаемый в ходе поисково-разведочных работ (ПРР) объем запасов газа области оценивается в 13,8 трлн м3. По юре предстоят значительные списания запасов кат. В2+С2 как неподтверждающихся.
На 01.01.2016 суммарные начальные запасы СГ Ямала составляли 12,9 трлн м3 (в том числе 2,4 трлн м3 по кат. В2+С2). За последние годы были списаны запасы (за счет уточнения) даже на таком проверенном уникальном месторождении, как Бованенковское (на 0,5 трлн м3 с 4,6 до 4,1 трлн м3). Ситуация с запасами динамическая: где-то приращиваются, где-то списываются как неподтверждающиеся (уточнение моделей строения залежей, снижение величин подсчетных параметров, появление изолирующих и др. разломов), но баланс по сумме открытых запасов (с учетом кат. С2), переводимых в разведанные (пересчет, доразведка даже
ЯКР
в ходе начавшейся эксплуатации), как правило, отрицательный: сначала было много, потом намного меньше.
Ямал - преимущественно газоносная область Арктики. Из 27 сухопутных и сухопутно-морских МУВ залежи нефти обнаружены номинально на семи, фактически же на шести, так как на Бованенковском месторождении открытую залежь нефти в гор. ТП18 попросту «потеряли» в ходе доразведки (разведанные запасы ее ныне составляют 0,02 млн т - заведомо непромышленные, хотя на государственный
баланс поставлены). По трем МУВ запасы нефти (извлек.) приведены в табл. 1. На трех других ямальских МУВ запасы нефти очень малы: от 0,4 до 7,9 млн т (извлек.).
Сопряженные в пространстве Ямальская нефтегазоносная область и ЮКО, входящие в регион, с одной стороны, максимально изучены до средней юры на Ямале (структурно-буровая изученность на уровне 70.75 %), с другой, практически не изучены в ЮКО даже по среднемеловым толщам (низы апта, верхи неокома).
Таблица 1
Запасы нефти месторождений Ямала, млн т
МУВ НД Кат. А+В1 Кат. В2 Всего
Новопортовско е 22,1 184,6 24,7 231,4
Ростовцевское - 30,2 - 30,2
Западно-Тамбейское - 15,9 - 15,9
Мощность триас-палеогенового осадочного чехла, залегающего на герцинском фундаменте, увеличивается от 0...1 км на юге и западе до 7...8 км в северных районах суши и шельфа. С юго-востока на северо-запад вдоль Нурминского мегавала значительно увеличиваются мощности всех осадочных толщ: нижне-среднеюрской - от 500 до 1500 м и более, готерив-аптской - от 400 до 1200 м, альб-сеноманской - от 350 до 750 м. Резко увеличиваются общая мощность и особенно глинистость разреза, прежде всего нижней глинистой покрышки верхней юры - валанжи-на (от 50 до 600 м). Центрально-северная часть ЮКО является главным эпицентром мезозойского осадконакопления в ЗСМП (Пухучанская впадина в акватории).
Главные литолого-фациальные особенности Ямала: высокая мористость и общая глинистость разреза нижнего мела и юры, наличие большого числа зональных глинистых покрышек в сеномане, апте и неокоме и достаточно мощной областной нижнеальбской покрышки (30...70 м), упорядоченное литоло-гическое строение нижне-среднеюрской толщи (наличие выдержанных в пространстве песчано-алевролитовых горизонтов Ю2...Ю12 однако небольшой индивидуальной мощности до 10.12 м), развитие континентальной угленосной формации в объеме готерива-апта с большим числом пластов и линз углей и углистых глин и субугленосной формации альба-сеномана.
В северо-западной части ЯКР литологи-ческие условия в разрезе мезозойского чехла несколько ухудшаются за счет увеличения общей глинистости разреза и роста мощности покрышек.
Тектоническое строение ЯКР относительно спокойное по сравнению с НПТР. Термобарические условия на большей части Ямала благоприятные для сохранности коллекторов и углеводородных скоплений, кроме Харасавэйской зоны термоаномалии, большая часть которой расположена в акваториальной
части (геотемпературы в кровле средней юры составляют 120...130 °С против фоновых 90.. .105 °С на суше региона).
Практически все локальные структуры имеют конседиментационный генезис и развивались в течение всего послеюрского времени. Большинство тектонических структур II и III порядков снизу вверх выполаживаются, особенно на севере полуострова - «затухают» в кровле сеномана и подошве турон-олигоценовой верхней региональной покрышки. В Ямальской области они часто осложнены по своду и/или на крыльях дизъюнктивными нарушениями различной морфологии (с амплитудами перемещения пород от 10 до 35.40 м). Однако из 52 перспективных структур (в их числе 27 разбуренных МУВ) достоверно нарушенных среднеамплитудными разломами насчитывается только семь (Новопортовское, Нейтинское, Западно-Тамбейское и др. месторождения).
Из 39 открытых к 2022 г. в ЯКР МУВ (27 на Ямале, в том числе четыре типа суша/море, восемь в ЮКО на приямальском шельфе и четыре в Обской губе) 32 относятся к газовым и газоконденсатным и только семь к нефтесодержащим (пять газоконденсатонеф-тяных (ГНК) и два нефтегазоконденсатных (НГК) - Новопортовское и Ростовцевское), и нет ни одного чисто нефтяного! Очень показательный эмпирический факт.
По крупности и типу (суммарным геологическим разведанным запасам и фазовому состоянию) месторождения ЯКР распределяются следующим образом:
• 1 уникальное (более 3 млрд у.т1) - Бованенковское газоконденсатное (ГК);
• 4 сверхгигантских (более 1 млрд у.т) -3 ГК, 1 НГК;
• 10 гигантских (более 300 млн у.т) - 1 газовое (Г), 8 ГК, 1 ГКН;
• 10 крупнейших (более 100 млн у.т) - 1 Г, 5 ГК, 3 ГКН, 1 НГК;
у.т - условных тонн, 1000 м3 ~ 1 т.
• 6 крупных (более 30 млн у.т) - 2 Г, 2 ГК, 2 ГКН;
• 8 средних и мелких (менее 30 млн у.т) -6 Г, 2 ГК.
В пределах Ямальской области установлены два мощных узла газонакопления: Бованенковско-Харасавэйский и Тамбейский (Северо-Ямальский) [1, 2, 12]. На шельфе только намечается один узел - Русановско-Ленинградский, не изученный бурением ниже среднего апта [5, 8].
Формула газоносности ЯКО (суша) на 01.01.2020, трлн м3:
НД + кат. А + В! + С + В2 + С2 = = 0,5 + 10,3 + 6,5 = 17,3 (завышено за счет кат. С2).
Открытые запасы конденсата - 0,4 млрд т, нефти - 0,4 млрд т, в сумме жидких углеводородов - 0,8 млрд т, извлекаемых. Общие начальные разведанные запасы СГ ЯКР (суша + шельф) составляют 13,6 трлн м3, открытые -почти 23 трлн м3, хотя в последнем случае очевидно завышение за счет недоразведанных запасов кат. В2+С2 (увеличенных спекулятивно на суше). Промышленная добыча газа началась из уникальной аптской пластово-массивной залежи гор. ТП1-6 Бованенковского ГКМ и из апта Южно-Тамбейского ГКМ, нефти - из новопор-товской толщи валанжина на Новопор-товском НГКМ.
Генетические условия газонефтеносности ЯКР изучались специалистами ЗАО «СибНАЦ», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ВНИГНИ, МГУ [1, 3, 5, 6, 12, 18, 19]. Проанализированы условия генерации (весьма благоприятные для газообразования и мало благоприятные для битумогенерации, так как превалирует гумусовое органическое вещество даже в прибрежно-морских толщах), первичной и вторичной миграции (малоблагоприятные, особенно в юрской толще), аккумуляции и консервации (весьма благоприятные), эволюционной сохранности (благоприятные) - большинство углеводородных скоплений сохранилось вследствие малой активности разломной тектоники, хотя потери газа вследствие дегазации недр составляют не менее 3.4 трлн м3 (из современных ловушек на Новопортовском, Нейтинском и др. поднятиях) [12].
Главные факторы крупного газонакопления в ЯКР: мощная газогенерация благодаря
развитию угленосных газоматеринских толщ, наличие достаточно крупных, но пологих локальных поднятий, развитие большого числа пар пластов «коллектор + покрышка» (резервуар снизу, экран сверху), наличие надежных региональных (верхний мел - палеоген и верхняя юра - неоком) и областных покрышек, относительно малые потери газа - утечки из ловушек по разломам.
Вместе с тем общие геолого-генетические условия на суше ЯКР оказались более благоприятными, чем в недрах шельфа, в силу этого здесь сформировалось одно уникальное ГКМ -Бованенковское - и все четыре сверхгигантских МУВ (Крузенштерновское и др.). Конечно, средние и особенно нижние горизонты разреза в пределах шельфа еще не опоискованы (как, впрочем, недоразведаны открытые залежи апта-сеномана), и такая сравнительная ресурсная геостатистика пока несколько преждевременна, но, по мнению большинства исследователей, на суше уже исключены неоткрытые гиганты (> 0,3 трлн м3), а на шельфе возможны и сверхгигантские месторождения газа -в диапазоне 0,7.1,4 трлн м3 (уникальные навряд ли.), но сколько их будет, покажет только вскрытие недр в максимально благоприятных структурно-тектонических условиях [13, 15].
Интересна газонефтяная геостатистика залежей углеводородов материковой части ЯКР (на 01.01.2017). Общее число залежей углеводородов на Ямале, в том числе нефте-содержащих (см. в знаменателе): сеноман -30/0; альб - 40/1 (полуразрушенная залежь на Новопортовском НГКМ); апт - 139/6; неоком - 132/28; юра - 18/1; палеозой - 21/0; всего - 360/35. По состоянию на 01.01.2021 число единичных скоплений углеводородов на Ямале оценивается в 370/35. В ЮКО число залежей типа Г, ГК составляет, по оценке автора, до 22, в том числе только одна вероятно нефтяная в юре (месторождение «Победа» - по данным промыслово-геофизических исследований, однако притоков не было - «искусственно» открытое скопление нефти), в Обской губе - восемь (нефтяные отсутствуют). (Оценки числа залежей, естественно, ± 5.7.) Эти данные еще раз убеждают в том, что и Ямал (суша), и ЯКР в целом - территории и шельф преимущественного, а во многих районах и исключительного, газонакопления.
Самые многозалежные МУВ - Южно-и Северо-Тамбейские, а также Малыгинское
(44, 42, 40 залежей углеводородов соответственно). Известны только семь однозалежных МУВ, из них на шести газоносен исключительно сеноман, на одном - только неоком, все другие комплексы водоносны [1, 12, 16].
В мощной существенно глинистой толще нижней-средней юры ЯКР общая песча-нистость минимальная - 18.20 % и менее, толщина отдельных пластов песчаников-алевролитов - от 3.7 м до 10.12 м, что очень мало, недостаточно для формирования сколько-нибудь крупных скоплений СГ и аккумуляции значительных газовых ресурсов. Для сравнения: песчанистость богатейшего аптского подкомплекса - 55.65 % (по разным зонам и площадям), альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса - 60.75 % (есть где «разгуляться» газу при миграции), а в юре мощная генерация не сопровождалась масштабной миграцией.
В разрезе песчано-глинистого нижнего мела важнейшую роль играет нижнеальб-ская глинистая покрышка (морские глины низов альба). Эта толща на Ямале имеет мощность в среднем 40.50 м (от 9.14 м в Новопортовском нефтегазоносном районе до 70.82 м в зонах северных впадин). В случае отсутствия разломов это важнейшая высоконадежная покрышка, сдерживающая крупнейшие по запасам газовые скопления в кровле апта (гор. ТП1-6), хотя даже среднеамплитудные разломы (15.20 м) ее «прошибают», и газ вырывается из апта в коллекторскую толщу верхнего альба - сеномана.
Преимущественная газоносность ЯКР, как, в прочем, и всех арктических областей ЗСМП, обусловлена генетическими причинами, а именно развитым во всем продуктивном разрезе от кровли (сеномана) до подошвы (низов юры) как в континентальных, так и в прибрежно-морских толщах существенно
гумусового (Г) и лейптинито-гумусового (ЛГ) рассеянного органического вещества (РОВ) и углей (концентрированного органического вещества - КОВ) в диапазоне катагенеза от протокатагенеза в сеномане и апте (ПК2.ПК3, бурые угли) до среднего мезока-тагенеза (МК1.МК3) в юрском нефтегазоносном комплексе [1, 5, 12, 20]. Исключение составляют породы верхней юры - готерива (баженовская и ахская свиты) со смешанным типом РОВ - сапропелево-гумусовым (СГ) или гумусово-сапропелевым (ГС), при этом доля сапропелевой компоненты (типа II) даже в морских глинах валанжина в суммарном органическом веществе не превышает 15.20 %, что обусловило малые объемы битумогенера-ции (в глинах) и результирующего нефтенакоп-ления (в коллекторских горизонтах, в том числе и в нижне-среднеюрских морского генезиса). Средние содержания органического углерода Сорг (РОВ) колеблются от 1,9.2,0 до 2,9 % [1, 12, 20] (табл. 2).
Отметим, что баженовская свита волжского яруса в ЯКР имеет малую мощность (10.15 м, редко более) и сложена темно-серыми глинами (Сорг = 2.5 %, типа ГС). Это явно не би-тумогенерирующая толща, как в центральных областях ЗСМП (Сорг = 7.15 % и более), и не рассматривается в качестве нефтемате-ринской [3, 12, 13].
Структура запасов СГ арктической суши (Ямал + Гыдан) приведена в табл. 3, наиболее значительные начальные разведанные запасы сосредоточены в неоком-аптском нефтегазоносном комплексе с максимумом в его верхней-аптской части (гор. ТП1-16) - танопчинской континентальной угленосной свите, в объеме которой генетическая связь СГ и угля вполне очевидная (много угля - много газа: общемировая тенденция).
Таблица 2
Средние содержания и состав РОВ в породах мела и юры ЯКР [1, 3, 5, 12]
Комплекс Сорг, %
глины и глинистые алевролиты песчаники и алевролиты
Альб-сеноманский 2,7 (28, Г) 1,1 (9)
Неоком-аптский 2,4 (221, Г, СГ) 1,5 (73)
Ачимовская толща 2,9 (8, Г) -
Региональная глинистая покрышка - валанжин 1,9 (5, СГ/ГС) -
Верхняя юра 2,0 (24, ГС) -
Нижняя-средняя юра 1,9 (133, Г, ЛГ, СГ) 1,7
Примечание: в скобках указаны количество анализов проб и тип РОВ.
Таблица 3
Величина и структура начальных открытых запасов газа Ямало-Гыданского региона (суша), трлн м3 (по состоянию на 01.01.2021)
Нефтегазоносный комплекс, подкомплекс НД Запасы Е
кат. А+В1+С1 кат. В2+С2
Всего 0,7 11,2 8,0 19,9
В том числе сеноман 0,0 2,8 0,2 3,0
Альб 0,1 1,2 0,1 1,4
Апт 0,6 4,8 1,6 7,0
Неоком 0,0 1,8 1,3 3,1
Средняя юра 0,0 0,6 4,7 5,3
Нижняя юра + палеозой 0,0 0,0 0,1 0,1
Комментарии к табл. 3: в этих результирующих величинах на долю Ямала приходится до 17 трлн м3 (Гыданская область существенно менее перспективна, чем Ямальская). Газоносность - по открытым запасам - юрского нефтегазоносного комплекса на севере ЗСМП (5,3 трлн м3) не может быть выше газоносности неокома и тем более сеномана по определению: совершенно невероятное событие в условиях ЗСМП. Приведены величины открытых, но кондиционно неразведанных запасов СГ: они сильно завышены за счет малодостоверных запасов кат. В2+С2, по крайней мере на 2,5.3,0 трлн м3, причем по месторождениям ПАО «Газпром». Об этом неоднократно предупреждали ученые-эксперты ООО «Газпром ВНИИГАЗ», хорошо знающие юру Западной Сибири [4, 12, 15]. Грядут значительные списания запасов кат. В2+С2, которые не будут подтверждаться при доразведке юрских залежей СГ. Прецеденты уже бывали (по Бованенковскому и др. месторождениям).
Запасы СГ шельфа, трлн м3: кат. А+В^С; -1,4, в том числе сеноман 1,1; кат. В2+С2 -0,9 (апт 0,5). Всего 2,3 трлн м3.
В неокомском и юрском нефтегазоносном комплексе на шельфе разведаны пока небольшие запасы, млрд м3: кат. А+В^С + кат. В2+С2 = 21 + 24.
Для сравнения приведем структуру запасов газа НПТР на 01.01.2020, трлн м3: НД + кат. А+В^С + В2 + С2 = 40,2. Безусловно, недра НПТР существенно богаче газом и жидкими углеводородами, чем недра Ямала (примерно в 2 раза, как и соотношение их площадей: 250 тыс. км2 и 110 тыс. км2). Однако по начальным ресурсам газа (НПРГ) два региона - НПТР и ЯКР (общей площадью до 260.280 тыс. км2) - уже становятся
сопоставимыми: в первом открывать уже особо и нечего (почти предельная опоискован-ность недр всех меловых комплексов, а в юре все сложно), во втором еще предстоит ряд открытий, но на Ямале значительные открытия и приросты маловероятны, в ЮКО точно будут.
Значимость любого региона, провинции, области и, наконец, комплекса (между двумя региональными покрышками) для добычи углеводородов в будущем определяется начальными и текущими запасами и соотношением их объемов (насколько минерально-сырьевая база затронута эксплуатацией), а в средней и дальней перспективе - объемами новых запасов промышленных категорий А+В^С^ которые можно реально прирастить в ходе дальнейших ПРР из прогнозной (неоткрытой) части ресурсов.
Всем известно, что оценки величины и структуры начальных потенциальных ресурсов газа (НПРГ) и нефти - самая спекулятивная часть нефтегазовой геологии и России, и мира. Это касается и традиционных, и нетрадиционных источников. Критический анализ и тех, и других приведен в работах [1, 3, 12, 14]. Разница в оценках достигает двух и даже четырех раз (например, 12 и 49 трлн м3 по юрскому комплекс ЗСМП «образца» 1989 г.).
Каковы же реальные оценки ресурсов газа ЯКР, из которых стоит исходить при планировании развития производственного технологического блока «разведка и добыча» (поиски, разведка, разработка и эксплуатация) до 2040-2050 гг. и далее? Подсчитанные и принятые ранее НПР газа Ямала колеблются в диапазоне 16,5.28,5 трлн м3 (1984-2002 гг.), изученность области (структурно-буровая разбуренность структур
I и II порядков) оценивается по меловой - наиболее перспективной части разреза - в 70 %, а это значит, что при разведанных запасах газа в 11 трлн м3 (мел + юра) итоговая величина НПРГ, которая «имеет шанс подтвердиться», не может быть больше 15,7 трлн м3, а с учетом юры - до 17 трлн м3. Здесь учтено подтверждение и запасов кат. В2+С2 в ходе доразведки уже открытых залежей. Экспертно подтверждение этих запасов оценивается по Ямалу в 30.35 % (но никак не в 50 %, стандартных при доразведке большинства залежей СГ согласно общероссийскому опыту). Тогда без новых поисковых работ разведанные запасы составят до 13,0.13,5 трлн м3, а НПРГ, которые не могут быть больше 30 % от этой величины (см. выше), составят 17,8.18,6 трлн м3, в среднем около 18,2 трлн м3. Итак, реальная величина НПРГ Ямала заключена в диапазоне 16,5.18,5 трлн м3, в среднем 17,5 трлн м3. В таком случае возможно прирастить в ходе ПРР на суше после 2022 г. еще 3,5.4,5 трлн м3 за счет новых залежей в песчано-алевроли-товых горизонтах неокома и средней юры (до 2035 г.).
Тогда при полномасштабной разведке недр Ямальского п-ова можно рассчитывать, что «условно разведанные полностью» начальные запасы газа к 2035 г. достигнут 17 трлн м3, что позволит всем компаниям-операторам добывать после 2030 г. и до 2045 г. только на суше ЯКР 260.300 млрд м3 в год с учетом существенного истощения Бованенковского и Хара-савэйского месторождений (ввод последнего намечен на 2023 г.), их разведанные запасы сейчас достигают 4,0 + 1,5 = 5,5 трлн м3. Итак, 17 - 5,5 = 11,5 трлн м3. Годовой темп отбора -280 млрд м3/год даже без учета продолжающейся добычи на двух газовых сверхгигантах (щадящий темп отбора газа, 2,5 % вместо 3 %, стандартных по России).
Намного сложнее проблема оценки реальных конечных (после ПРР) разведанных запасов газа ЮКО [5, 8, 10, 13, 15]. Большой разброс мнений наблюдается по ресурсам СГ в недрах Карского моря, включая Обскую губу. По официальным данным, НПРГ всего шельфа оценивались в 2012 г. в 54 трлн м3 (по СевероКарской и Южно-Карской областям, включая губы). Это просто чудовищное завышение. Ну, никак газовый потенциал недр шельфа даже близко не может подойти к ресурсам
НПТР (в объеме 47.50 трлн м3)! Абсолютно невероятное событие!
По мнению газовых экспертов, общие НПРГ всей мегапровинции (суша + ЮКО) оцениваются в 100 ± 5 трлн м3, в том числе для шельфа (ЮКО, губы) - не более 18.20 ±1 трлн м3 (скорее всего, менее) [12, 14]. При этом совершенно очевидно, что НПРГ открытого шельфа при сопоставимости площадей суши и моря (в ЯКР) и при несколько меньших перспективах ЮКО не могут быть равными ресурсам Ямальской области. В таком случае экспертная оценка газового потенциала недр приямальского шельфа Карского моря - 15,5 трлн м3. Плюс 2,0 трлн м3 по Обской губе. Всего 17,5 трлн м3, а общие ресурсы Ямала - 17,5 трлн м3. В итоге величина ресурсов газа ЯКР составит 35 трлн м3. Безусловно, это оценка ресурсов «снизу», но гарантированная, с уровнем подтверждения к завершению полномасштабных ПРР к 2040-2041 гг. около 80.85 %. И даже эта оценка, вполне возможно, окажется несколько завышенной, но то, что выше нее, станет «ресурсным призом» компаниям-операторам, которые будут контролировать участки недр под поиски, разведку и добычу УВ к 2040 г. на суше и шельфе ЯКР. Именно из объема ресурсов 35.36 трлн м3 и стоит исходить при планировании будущих приростов разведанных запасов и их освоения в ходе будущей добычи СГ в Западно-Сибирской Арктике, поскольку перспективы газоносности Гыдано-Енисейского региона (северо-восток ЗСМП) оцениваются единодушно существенно ниже, чем для ЯКР именно в силу геологических условий и генетических возможностей их недр в плане онтогенеза СГ, отличных в западной половине и посредственных на востоке [1, 6, 9, 12].
Минерально-сырьевая база газодобычи в целом по ЯНАО находится на зрелом этапе изучения (ресурсы). Начальные/текущие запасы по Ямальской области (в плане освоения) -в начале II этапа (рост газодобычи, но до максимума = «полки» еще далеко.), на Гыдане -на I этапе (запасы выявлены, конечно, не все возможные, но не освоены). ЮКО, так же как и Обская губа, находится на разных этапах развития минерально-сырьевой базы (II/III), в Тазовской губе одно месторождение типа суша/море - Юрхаровское - уже длительно
эксплуатируется (НД перевалила за 50 % от начальных запасов - 0,6 трлн м3). По общему мнению, именно ЯКР суши и шельфа в ближайшие 10.12 лет придет на смену НПТР как почти равноценный регион масштабной газодобычи, тем более что большинство МУВ Надым-Пурской и Пур-Тазовской областей (12 из 20 эксплуатируемых) уже вступили в стадию падающей добычи с разными темпами снижения отборов газа, однако из них близки к завершению эксплуатационной жизни только два -Вынгапуровское и Медвежье (на 95.97 % от реально извлекаемых ресурсов).
Основные неоткрытые ресурсы газа всей ЗСМП сосредоточены в апте, неокоме и средней юре (гор. Ю2-3) арктических областей, включая Карское море. Среди газосодержащих прогнозируется (по состоянию на 01.01.2020) существование 6.7 сверхгигантских (более 1 трлн м3, открытый шельф), 22.25 крупнейших и гигантских (0,1.1,0 трлн м3), 70.80 крупных (30.100 млрд м3) и первых сотен средних и мелких месторождений (одно-и многозалежных). Ресурсы нефти в Арктике будут рассредоточены по большому числу средних и малых по запасам подгазовых и редких самостоятельных нефтяных скоплений в зонах с высокой нарушенностью недр (неоком, средняя юра, возможно, ачимовская толща).
Какие же открытия предстоят при продолжении ПРР в пределах ЯКР в период 2023-2041 гг.? Предположительно, что на Ямале к 27 уже известным МУВ прибавятся еще 28.33, вряд ли более (месторождения в 1.3 млн у.т пока в расчет принимать не стоит, однако и их не может быть много). Ряд залежей будут открыты в разрезе известных месторождений, что увеличит их крупность или частично компенсирует неизбежные списания по разведуемым залежам. Крупность МУВ: одно-два, вероятно, крупнейших, до семи-восьми крупных и 22.25 средних и мелких.
В ЮКО с высокой вероятностью будут открыты пять-шесть сверхгигантских МУВ (более 1 трлн м3), до 10.12 в диапазоне 0,1.1,0 трлн м3 и 22.25 крупных и большое число (32.35, возможно более) средних и мелких месторождений. К завершению массовых поисков в пределах ЯКР общее число открытых месторождений достигнет 140.150. Общий прирост разведанных
запасов газа по ЯКР, по мнению ряда исследователей, до 2041-2042 гг. оценивается в диапазоне 14,5.16,5 трлн м3 (2,5.3,5 трлн м3 -суша и до 12.13,5 трлн м3 и более ЮКО). Если меньше по морю, тогда уточняющие расчеты и запасов, и ресурсов неизбежны. Тогда начальные разведанные запасы СГ составляет по суше 16,5.17 трлн м3 (неоткрытые реальные ресурсы будут исчерпаны почти полностью), по шельфовой части ЯКР - 14.15 трлн м3, и в запасы и по шельфу будут переведены до 80.85 % НПРГ. Общие начальные запасы (с учетом НД на 2022 и 2040 гг.) составят около 32 трлн м3. Из этого объема и следует исходить при оценке будущей добычи газа в ЯКР, ежегодной и интегральной, накопленной.
Крупнейшая газодобывающая компания - Группа Газпром - произвела в 2021 г. 516 млрд м3 (СГ - 493,3 млрд м3, нефтяной попутный газ - 21,7 млрд м3), в том числе в Уральском федеральном округе -450,0 млрд м3, в том числе по дочерним обществам ПАО «Газпром»: Ямбург - 162,7 млрд м3; Уренгой - 102,1 млрд м3; Надым - 136,1 млрд м3 (главным образом Бованенковское ГКМ) и др. Гиганты севера (НПТР) вносят все еще весьма существенный вклад в общую добычу (се-номан + берриас-валанжин, включая ачимов-скую толщу Уренгоя), а апт Ямала только начинает набирать темп и масштабы газодобычи. Помимо Бованенковского ГКМ и Южно-Там-бейского газового месторождения в 2023 г. намечается начать добычу газа на Харасавэйском, далее на Крузенштерновском и в целом на Тамбейской группе месторождений, начиная с аптских залежей Северо-Тамбейского ГКМ.
Прошлое (во всем, в том числе по блоку «разведка и добыча» и газа, и нефти) известно, данные публикуются [4, 7, 17 и др.], но даже в настоящем (2022-2023 гг.) невозможно предугадать объемы добычи точно даже на ближайшие месяцы из-за колебаний газовой конъюнктуры. В этом плане проанализировать отдаленное будущее легче и проще, чем ближнее (на полгода, два года).
Многие эксперты в области добычи СГ склоняются к тому, что ее объемы в целом по России будут возрастать и к 2040 г. достигнут 1 трлн м3 и более, в том числе по ЯКР -350.380 млрд м3/год. Неуклонно будут увеличиваться роль и значение арктического газа
России, причем в основном газа ЯКР, так как перспективы газоносного Баренцева моря туманны, а шельфа Восточной Арктики -весьма неопределенны, как, например, и Восточной Сибири (суша), по которой пока никак не получается поднять добычу хотя бы до 50.60 млрд м3/год (при потенциале после доразведки только газовых гигантов 80.100 млрд м3/год, но все же намного меньше, чем Западной Сибири). Без всяких сомнений, значение ЯКР будет возрастать еще до 2038-2040 гг. и, возможно, далее, при этом добычную альтернативу сено-ману НПТР составит апт-альб-сеноманский надкомплекс Ямала, губ и Карского моря. Внутрирегиональной альтернативы нет, только внешняя - арктическая.
Любая добывающая отрасль любой страны, тем более газовая и нефтяная, развиваются этапно, проходя через прошлое и настоящее, вступая в будущее. Так что же в будущем? А газовое будущее России в целом представляется прекрасным, по мнению большинства экспертов, и не только российских [2, 7, 9-11, 15, 22]. Эпицентр газонакопления ЯКР - Бованенковско-Харасавэйская зона, центр региона - мыс Харасавэй. Знаменательно, что одноименное ГКМ относится к типу суша/море, его треть (северо-западная) находится под дном Карского моря. По мнению автора, именно на мысе Харасавэй должен быть построен завод по сжижению природного газа, сырьевой базой которого послужат запасы СГ зоны и большинства открытых
и доразведанных ГКМ приямальского шельфа с производительностью не менее 30.32 млн т СПГ в год (это примерно 40 млрд м3 натурального газа). Кстати, это минимальная величина. Лучше значительно больше. Поставки СПГ можно производить в двух геостратегических направлениях - на Запад (Европа, и даже Южная Америка, где мало своего газа) и на Восток -в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (Китай, Корею и др.).
И пусть этот государственный СПГ конкурирует с частным газом компании «Новатэк» в пос. Сабетта. Диверсификация поставок газа из ЯКР будет налицо: трубный газ - в европейскую Россию и, возможно, в Северный Китай, СПГ - по всему миру (спотовые поставки). И не важно, по какому маршруту может пойти этот ямальский газ - с севера на юг (через всю Западную Сибирь) или на юго-восток через Восточную Сибирь и Монголию. «Сила Сибири» уже есть, но пока с минимальными номинальными поставками (38 млрд м3/год). Его должна дополнить и «Сила Ямала»!
Итак, первостепенная роль и огромное значение ЯКР в дальнейшем развитии и компании «Газпром», и Западной Сибири, и ее арктических областей, и России в целом очевидно. Этот регион будет играть ведущую роль в обеспечении газодобычи страны после 2030 и до 2045 г. (2050 г. ?). Это важнейший стратегический регион развития газовой промышленности в тридцатилетие 2021-2050 гг., а скорее всего, и далее.
Список литературы
1. 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.
2. 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.
3. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров,
B.И. Высоцкий и др. - М.: Недра, 2014. - 284 с.
4. Зыкин М.Я. Место и роль ВНИИГАЗа
в становлении и развитии нефтегазовой геологии России / М.Я. Зыкин, А.Е. Рыжов, Н.В. Савченко и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 8-16.
5. Кабалин М.Ю. Фазовое состояние скоплений углеводородов в недрах морей Западной Арктики / М.Ю. Кабалин, В.А. Скоробогатов, И.Б. Извеков // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. -№ 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 59-71.
6. Кананыхина, О.Г. Нефть и газ севера Западной Сибири (суша и шельф): запасы, ресурсы, структура, прогноз / О.Г. Кананыхина,
А.Н. Рыбьяков // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. -№ 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 73-79.
7. Карнаухов С.М. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности / С.М. Карнаухов, В.С. Коваленко,
В.С. Парасына и др. // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С. 22-25.
8. 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.
9. Недзвецкий М.Ю. Минерально-сырьевая база газовой отрасли промышленности России, крупных регионов и компаний: современное состояние и перспективы развития в первой половине XXI века / М.Ю. Недзвецкий,
В.В. Рыбальченко, А.Н. Рыбьяков и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 4-20.
10. 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.
11. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ -70 лет. - С. 31-43.
12. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М. Недра-Бизнесцентр, 2003 -352 с.
13. Скоробогатов В.А. Западно-Арктический шельф Северной Евразии: запасы, ресурсы и добыча углеводородов до 2040
и 2050 гг. / В.А. Скоробогатов, М.Ю. Кабалин // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2019. -№ 11(95). - С. 36-51.
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. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
15. 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.
16. Скоробогатов В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России
в XX-XXI веках /В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. - 2021. -№ 2 (30). - С. 6-16.
17. Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др.; под ред. А.Д. Седых. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 117 с.
18. Стасова О.В. Типы нефтей и конденсатов в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты / О.В. Стасова, В.Е. Андрусевич // Труды СНИИГГИМС. -Новосибирск, 1981. - Вып. 286: Органическая геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. - С. 29-36.
19. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов,
B.А. Скоробогатов. - М: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.
20. Ступакова А.В. Перспективы открытия новых месторождений в пределах арктического шельфа / А.В. Ступакова, А.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.
21. 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. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 73-85.
22. Черепанов В.В. Минерально-сырьевая база газодобычи России и ПАО «Газпром»: современное состояние и перспективы развития в XXI веке / В.В. Черепанов,
Д.В. Люгай // Геология нефти и газа. - 2018. -№ 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 17-30.
Role and significance of Yamal-Kara region in evolution of gas industry in Western Siberia and Russia up to 2060
Ye.V. Skorobogatova
Sergo Ordzhonikidze Russian State University for Geological Prospecting, Bld. 23, Miklukho-Maklaya street, Moscow, 117997, Russian Federation E-mail: [email protected]
Abstract. The article examines the patterns and peculiarities of the geological structure and gas-oil-bearing capacity of two Arctic regions in Western Siberia, namely the Yamal area (lands) and the Kara area (offshore waters), which are united into the Yamal-Kara region. Author emphasizes the particular structure of the Mesozoic-Paleogene sedimentary apron (the Neogene system is eroded), which manifests itself in the increase of the apron's thickness (2,5.7,5 km) and general clay content from the south northwardly, in decrease of the tectonic stress and fault breakage (minimal for offshore areas).
According to the published data, author analyzes the genetic conditions favorable for strong gas generation and its accumulation in the Middle-Cretaceous part of the profile (Barremian-Albian) on the background of the poor bitumen generation in clays and oil generation in the reservoirs. The enormous significance of the Aptian continental coal-bearing series for reserves and prognostic resources of the free gas is emphasized.
Additionally, the geological statistics is analyzed. The total number of discovered hydrocarbon fields is 39, they are mostly gas and gas-condensate ones. Among them 27 fields locate in the Yamal region including the unique Bovanenkovo gas-condensate field (4,1-1012 m3), 12 fields locate offshore.
The article critically assesses the Yamal-Kara initial potential resources of free gas as 35-1012 m3. In the author's view, there will be not less than a hundred of new hydrocarbon fields discovered in the Yamal-Kara region. Author makes conclusions on the possible gas production rates in the Yamal-Kara region in 2041-2050.
Keywords: gas, field, reserves, resources, Yamal, Kara Sea, continental shelf, production.
References
1. 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.).
2. 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.).
3. GULEV, V.L., N.A. GAFAROV, V.I. VYSOTSKIY, et al. Alternative gas and oil resources [Netraditsionnyye resursy gaza i nefti]. Moscow: Nedra, 2014. (Russ.).
4. ZYKIN, M.Ya., A.Ye. RYZHOV, N.V. SAVCHENKO, et al. Position and role of the VNIIGAZ in start-up and development of gas-and-petroleum geology in Russia [Mesto i rol VNIIGAZa v stanovlenii i razvitii neftegazovoy geologii Rossii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 8-16. ISSN 0016-7894. (Russ.).
5. KABALIN, M.Yu., V.A. SKOROBOGATOV, I.B. IZVEKOV. Phase state of hydrocarbon agglomerations in subsoil of Western Arctic seabed [Fazovoye sostoyaniye skopleniy uglevodorodov v nedrakh morey Zapadnoy Arktiki]. 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. 59-71. ISSN 2306-9849. (Russ.).
6. KANANYKHINA, O.G., A.N. RYBYAKOV. Oil and gas from north of Western Siberia (onshore and offshore): reserves, resources, structure, prediction [Neft i gaz severa Zapadnoy Sibiri (susha i shelf): zapasy, resursy, struktura, prognoz]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 73-79. ISSN 2306-8949. (Russ.).
7. KARNAUKHOV, S.M., V.S. KOVALENKO, V.S. PARASYNA et al. Development of mineral and raw material resources of gas industry [Razvitiye mineralno-syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti]. Gazovaya promyshlennost, 2007, no. 3, pp. 22-25. ISSN 0016-5581. (Russ.).
8. 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.).
9. NEDZVETSKIY, M.Yu., V.V. RYBALCHENKO, A.N. RYBYAKOV, et al. Mineral resource base for gas industry, big regions and companies in Russia: contemporary status and promising trends up to a midpoint of 21st century [mineralno-syryevaya baza gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii, krupnykh regionov i kompaniy: sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya v pervoy polovine XXI veka]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 4-20. ISSN 2306-8949. (Russ.).
10. 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.).
11. SKOROBOGATOV, V.A. Future of Russian gas and oil [Budushcheye rossiyskogo gaza i nefti]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 31-43. ISSN 0016-7894. (Russ.).
12. 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.).
13. 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.).
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.).
15. 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, problem, 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. 18-34. ISSN 2306-9849. (Russ.).
16. 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.).
17. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, V.P. STUPAKOV et al. History and modern state of the Russian gas industry base of mineral and raw materials [Istoriya razvitiya i sovremennoye sostoyaniye syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: sci.-tech. review. Moscow: IRTs Gazprom, 2000. (Russ.).
18. STASOVA, O.V., V.Ye. ANDRUSEVICH. Types of oils and condensates in Mesozoic sediments at north ofWest-Siberian plate [Tipy neftey i kondensatov v mezozoyskikh otlozheniyakh severa Zapadno-Sibirskoy plity]. Organicheskaya Geokhimiya Mezozoyskikh i Paleozoyskikh Otlozheniy Sibiri, Novosibirsk: Siberian Scientific Research Institute for Geology, Geophysics and Mineral Stock, 1981, is. 286, pp. 29-36, ISSN 0583-1822. (Russ.).
19. 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.).
20. 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.).
21. 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.).
22. CHEREPANOV, V.V., D.V. LYUGAY. Mineral resource base of gas production by Russia and the Gazprom PJSC: modern status and outlooks for development in the XXI century [Mineralno-syryevaya basa gazodobychi Rossi ii PAO "Gazprom": sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya v XXI veke]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 17-30. ISSN 0016-7894. (Russ.).
