CC BY
26
УДК: 553.98.04 (571.121)
Современная нефтегазовая геостатистика Ямало-Карского и Гыдано-Енисейского регионов Западной Сибири (в связи с прогнозом новых открытий на суше и шельфе)
Ключевые слова:
Ямало-Карский регион,
Гыдано-Енисейский
регион,
Арктика,
Западная Сибирь,
газ,
нефть,
запасы,
ресурсы,
месторождение,
залежь,
прирост,
добыча.
И.Б. Извеков
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., no. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 E-mail: I_Izvekov@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. В работе рассмотрены два важнейших нефтегазоносных региона России: Ямало-Карский и Гыдано-Енисейский. Безусловно, наиболее важным газовым регионом является именно Ямало-Карский, поскольку Гыдано-Енисейский обладает существенно меньшими запасами углеводородов (УВ). В настоящее время в рассматриваемых регионах открыты 67 месторождений УВ, из них 26 газовых, 23 газоконденсатных, 11 нефтегазоконденсатных, 3 нефтяных, 2 газоконденсатонеф-тяных, одно нефтегазовое и одно газонефтяное. Суммарный ресурсный потенциал Ямало-Карского и Гыдано-Енисейского регионов, по данным экспертных оценок, предполагается в объеме около 50 млрд т условного топлива (свободного газа значительно больше, чем жидких УВ).
По изучаемым регионам приведена современная геостатистика, увязанная с прогнозом новых открытий. В работе представлены данные о запасах газа, конденсата, нефти открытых месторождений, показано распределение фазового состояния залежей по продуктивным горизонтам, выявлены закономерности размещения залежей УВ по площади и разрезу в объеме нефтегазоносных комплексов, спрогнозированы вероятные перспективы открытия новых углеводородных скоплений.
Россия является крупнейшей страной - лидером среди всех стран мира по доказанным запасам и начальным ресурсам природного газа. На 2021 г. запасы природного газа месторождений РФ составляли 49 трлн м3, добыча газа в 2021 г. - 729 млрд м3, из которых около 70 % добыто на лицензионных участках (ЛУ) ПАО «Газпром».
Основной регион газодобычи в России - Надым-Пур-Тазовский (НПТР) ЗападноСибирской мегапровинции (ЗСМП), в котором добыча природного газа за последнее десятилетие ежегодно превышает 500 млрд м3. Начальные запасы углеводородов (УВ) региона составляют: газа - 40,2 трлн м3, конденсата - 1,8 млрд т и нефти - 5,2 млрд т. При этом доля выработанных запасов газа достигла 46 %, большая часть крупнейших месторождений находится на стадии падающей добычи. В силу высокой геолого-геофизической изученности недр до глубин 3,5...4,0 км какого-либо значительного прироста новых запасов газа в данном регионе ожидать не стоит. В перспективе на смену НПТР придут Ямало-Карский (ЯКР) и Гыдано-Енисейский (ГЕР) регионы арктической части Западной Сибири. Безусловно, наиболее важным газовым регионом является именно ЯКР (суша и шельф), поскольку ГЕР обладает существенно меньшими запасами УВ и особенно жидких - нефти и конденсата (Н + К).
В ЯКР входят южная часть акватории Карского моря - Южно-Карская область (ЮКО), п-ов Ямал и Обская губа. ГЕР включает п-ов Гыдан (южное окончание которого соответствует границе Гыданской нефтегазоносной области (НГО)), акваторию Тазовской губы и территорию, прилегающую с запада к р. Енисей в границах Енисей-Хатангской НГО. Обзорная схема арктической части Западной Сибири с границами НГО и открытыми в ее пределах месторождениями УВ представлена на рис. 1.
Ресурсный газовый потенциал ЯКР и ГЕР, по экспертным оценкам, предполагается в объеме ~ 52,0 трлн м3 (традиционные ресурсы, В.А. Скоробогатов и др.).
В настоящее время в рассматриваемых регионах открыто 67 месторождений УВ, из них 26 газовых (ГМ), 23 газоконденсатных (ГКМ), 11 нефтегазоконденсатных
Рис. 1. Обзорная схема арктической части Западной Сибири с открытыми в ее пределах месторождениями
(НГКМ), три нефтяных (НМ), два газокон-денсатонефтяных (ГКНМ) и по одному нефтегазовому (НГМ) и газонефтяному (ГНМ). Начальные суммарные извлекаемые запасы (накопленная добыча + кат. А+В1+В2+С1+С2) по ним составляют: газа - 26,9 трлн м3, конденсата - 1,2 млрд т, нефти - 2,8 млрд т (см. Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ, 2021 г.). Исходя из величины и структуры запасов газа и жидких УВ рассматриваемых регионов и их соотношения с прогнозными вероятными ресурсами УВ данных регионов, можно судить о значительном суммарном УВ-потенциале арктических областей ЗСМП.
Результаты исследований геологического строения ЯКР и ГЕР и анализа причин преимущественной газоносности пород мела и юры в последние три десятилетия обсуждаются в ряде работ [1-12]. Перспективы дальнейших поисков и разведки скоплений нефти и газа в изучаемых регионах определяются рядом благоприятных факторов, таких как
особенности тектонического строения, условия осадконакопления, тип и степень катаге-нетической преобразованности органического вещества, механизмы и масштабы вертикальной и латеральной миграции, аккумуляции и сохранности УВ в залежах [1, 3, 4, 8, 10-12].
Морской частью изучаемого региона является ЮКО на северо-западе ЗСМП. На 01.01.2022 здесь открыты 6 месторождений в акватории Карского моря (НГМ «Победа», ГКМ Русановское, ГКМ им. В.А. Динкова, ГКМ Ленинградское, ГМ «75 лет Победы», ГМ Нярмейское). Два месторождения относятся к пограничным - типа суша/море (ГКМ Харасавэйское, ГКМ Крузенштернское). В табл. 1 показаны количество залежей и их фазовое состояние в продуктивных горизонтах ЮКО.
В альб-сеноманских и верхнеаптских отложениях обнаружены газовые залежи. Газ данного комплекса преимущественно «сухой» метановый (СН4 - 96...98 %), редко встречаются низкоконденсатные залежи
Таблица 1
Распределение залежей УВ по фазовому состоянию и продуктивным горизонтам в ЮКО
Количество продуктивных пластов
Система Отдел Ярус НГМ «Победа» ГКМ Русановское ГКМ им. В.А. Динкова ГКМ Ленинградское ГМ Нярмейское ГМ «75 лет Победы» ГКМ Харасавэйское ГКМ Крузенштернское
Верхний (К2) Сеноманский (K2s) 1 4 2 1 1 1 1
Альбский (К1а1) 1 3 2 5 5 1 3
« Аптский (К1а) 1 4 4 6 3 3
т о 5
е Нижний (К1) Барремский (К1Ьг) 11
§ Готеривский (K1g) 6 1
Валанжинский (К^)
Берриасский (К1Ь)
Титонский (Т31:±)
Верхний (J3) Кимериджский (J3km)
Оксфордский (J3o)
Келловейский (Г2к)
Средний ^2) Батский (J2bt) 2
о СМ 2 Байосский (J2b)
Ааленский (J2a)
Тоарский (J1t)
Нижний (J1) Плинсбахский ^р) 1
Синемюрский (J1s)
Геттангский (J1h)
Фазовое состояние УВ: ■ газ; ■ газовый конденсат; ■ нефть
(пласты ТП1-3 Русановского ГКМ - 20 г/м3, пласты ХМ8-9 ГКМ им. В.А. Динкова - 8 г/м3, пласты ТП7-8 Харасавэйского ГКМ - 6 г/м3). В отложениях апта в основном отмечаются га-зоконденсатные залежи, по содержанию конденсата половина из них среднеконденсатные (от 25 до 100 г/м3), другие - низкоконденсатные (менее 25 г/м3). Содержание азота в газах апт-альб-сеноманских отложений не превышает 1,5 %, углекислого газа - 1 %, тяжелых УВ -менее 5 %.
Следует отметить, что в разрезе шести месторождений, открытых в акватории Карского моря, глубже апт-альб-сеноманского комплекса выявлены, но не опробованы лишь две нефтяные залежи в отложениях юры на месторождении «Победа», на других же площадях юрские отложения бурением не вскрыты. Два месторождения - Харасавэйское ГКМ и Крузенштерновское ГКМ - в силу своего
расположения на границе суши и моря изучены значительно лучше, чем месторождения, целиком находящиеся в акватории Карского моря. На первом из них открыты многочисленные газоконденсатные залежи в барремских и го-теривских отложениях нижнего мела и две залежи в батских отложениях средней юры (Ю2, Ю3). На Крузенштерновском месторождении открыта газоконденсатная залежь в пласте БЯ2 (готерив). Содержание конденсата в залежах Харасавэйского месторождения с глубиной увеличивается от низкоконденсатных залежей в пластах ТП10-11 до среднеконденсат-ных в пластах ТП12-16 и высококонденсатных в пластах ТП26, БЯ1-8, Ю2-3 (содержание конденсата - 137...175 г/м3).
В стратиграфическом плане палеозойские и, вероятно, мезозойско-кайнозойские отложения в континентальной части севера Западной Сибири (Ямала) и в южной части
Карского моря имеют аналогичное строение. В пределах ЯКР с юго-востока на северо-запад (от Новопортовского мегавала до ЮжноКарской мегавпадины) прослеживается тенденция к увеличению мощности всех осадочных толщ (в два-три раза), а также к возрастанию глинистости всего разреза и прежде всего толщины нижней глинистой покрышки верхней юры-валанжина (от 50 до 600 м). Данный факт можно выделить в качестве одной из главных литолого-фациальных особенностей региона. Выше этого регионального экрана развит ряд зональных глинистых покрышек в верхнем альбе и неокоме а также региональная нижне-альбская покрышка над аптом (40.70 м), что способствовало формированию большого числа залежей УВ.
В тектоническом плане большинство локальных структур имеют конседиментацион-ный генезис и развивались в течение всего послеюрского времени. Все открытые месторождения ЮКО приурочены к положительным структурным элементам II порядка (валам и куполовидным поднятиям), максимальные площади поднятий которых часто картируются по аптским отложениям. С выявлением таких структур и связан главный тектонический критерий поиска месторождений УВ в изучаемом регионе: есть замкнутая ловушка (локальная положительная структура) - весьма высока вероятность наличия месторождения УВ.
Анализ сейсмических материалов показал, что крупные апт-альб-сеноманские залежи находят отражение в волновых сейсмических полях. В частности, массивные сеноманские залежи хорошо выделяются по контактам газо-и водонасыщенных песчаников горизонта ПК^ Апт-альбские пластовые залежи отображаются на временных разрезах резким увеличением амплитуд сейсмической записи и формированием сейсмической аномалии «яркого пятна». При наличии серии залежей в близко расположенных пластах данный эффект существенно усиливается. Все эти особенности фиксируются на месторождениях как Карского моря, так и всего ЯКР.
Запасы УВ, числящиеся на месторождениях акватории Карского моря (без учета запасов Харасавэйского и Крузенштернского месторождений), составляют: 3 трлн м3 газа по кат. С;+С2, 17,6/14,2 млн т конденсата и 867/130 млн т нефти по кат. С^С2 (геол./извлек.). Экспертные же оценки
начальных потенциальных ресурсов газа ЮКО, по разным источникам, достигают 16 трлн м3, возможно, более (до 18.20 трлн м3), в этой связи потенциал ЮКО в части прироста новых запасов УВ остается очень высоким.
Таким образом, с учетом приведенных геолого-геофизических критериев поиска месторождений УВ и низкой площадной изученности Южно-Карского бассейна (менее 10 %) можно заключить, что область преимущественно газоносная, однако по мере приближения к архипелагу Новая Земля возможны открытия нефтяных скоплений в юре, скорее всего, в виде оторочек газоконденсатонефтяных или газонефтяных залежей. В пределах положительных тектонических структур с большой долей уверенности прогнозируется открытие новых месторождений с рядом газоконденсатных залежей в отложениях апта, неокома и юры в пределах уже известных, а также вновь открываемых месторождений.
В отличие от ЮКО п-ов Ямал характеризуется высокой степенью изученности [1, 4, 5, 8, 10]. В его пределах открыты 27 месторождений. Извлекаемые запасы, числящиеся на государственном балансе РФ на 01.01.2021 по месторождениям п-ова Ямал (накопленная добыча + кат. А+В^В^С^С^, составляют: газа - 18,8 трлн м3, конденсата - 869,5 млн т, нефти - 350,1 млн т. Следует отметить, что указанная сумма запасов включает запасы морской части месторождений Харасавэйского, Кру-зенштернского, Южно-Тамбейского, Камен-номысского, а также запасы газа и конденсата кат. С2 Тамбейского НГКМ, числящиеся в акватории. Из открытых на территории п-ова Ямал месторождений по четырем месторождениям (Харасавэйскому, Бованенковскому, Новопортовскому и Каменномысскому) все запасы переведены в кат. А+В1+В2 и ведется добыча УВ сырья. Суммарные извлекаемые запасы разрабатываемых месторождений кат. А+В1+В2: газа - 5,5 трлн м3, конденсата -144,3 млн т, нефти - 204,1 млн т; суммарная накопленная добыча газа - 582 млрд м3, нефти - 28,7 млн т. Таким образом, на территории полуострова в разработку вовлечены чуть более 30 % открытых запасов УВ, а добыто всего около 3 % разведанных запасов.
В ближайшей перспективе территория п-ова Ямал станет крупным газодобывающим центром РФ, и ямальский газ постепенно будет замещать объемы добычи выбывающих
из разработки месторождений НПТР. С учетом значительной сырьевой базы уже открытых месторождений (суммарные запасы ~ 20 млрд т условного топлива - у.т.) на территории полуострова также существуют перспективы открытия как новых месторождений, пусть и не гигантских, так и новых залежей в пределах уже известных месторождений.
В табл. 2 показаны геостатистика продуктивных пластов и фазовое состояние залежей в перспективных горизонтах Ямальской области (месторождения распределены с северо-запада на юго-восток). Анализ фактических данных о фазовом составе залежей и количестве нефтегазоносных пластов в комплексах меловых и юрских отложений позволяет сделать следующие выводы. Газоносными в первую очередь являются отложения альб-сеномана, газ данного комплекса в большинстве залежей бес-конденсатный, редко низкоконденсатный. Содержание азота и углекислого газа не превышает 2,5 %, за исключением пласта ХМ5 Среднеямальского месторождения с содержанием азота 15 % и углекислого газа - 4,5 %. Отложения апта, неокома и юры в основном содержат газоконденсатные скопления, особенно в северной части полуострова, где отмечается их наибольшее количество. В южном направлении снижается общее число залежей и происходит смена фазового состояния: в южной части полуострова снижается количество газоконденсатных залежей и растет число нефтяных и газоконденсатнонефтя-ных. По содержанию конденсата газовые залежи апта среднеконденсатные, залежи неокома и юры высококонденсатные, содержание конденсата в отложениях неокома в среднем составляет 100.150 г/м3, в юрских отложениях - не превышает 250 г/м3 (исключение -залежи ЮЯ2-3 Малыгинского месторождения с содержанием конденсата 282 г/м3).
На п-ове Ямал газопродуктивен весь разрез сеномана, нижнего мела и юры в пределах положительных поднятий, внеструктур-ные залежи УВ отсутствуют (не выявлены. Пока?..). Перспективными в отношении жидких УВ (конденсат + нефть) являются нео-комская и нижне-среднеюрская толщи. Также следует отметить, что в южной части Ямала открыты газоконденсатная и газовая залежи в палеозойских отложениях (Новопортовское и Ближненовопортовское месторождения).
Как отмечалось выше, северная часть полуострова характеризуется наибольшим количеством залежей УВ в верхнем газоносном надкомплексе (Малыгинское ГКМ, Тамбейское НГКМ, Южно-Тамбейское ГКМ), в южном направлении количество залежей снижается. Данная закономерность связана с уменьшением мощности осадочных толщ в южном направлении (Нурминский нефтегазоносный район), а также с опесчаниванием разреза танопчинской и яронгской свит, в результате чего сокращаются количество и мощность зональных глинистых покрышек и, как следствие, уменьшается число газонасыщенных резервуаров.
Размещение залежей УВ в отложениях неокома связано с литолого-фациальными условиями образования толщ. Неокомские отложения по особенностям строения существенно отличаются от выше- и нижезалегающих толщ наиболее резко выраженной фациальной и литологической неоднородностью (изменчивостью) как по разрезу, так и по площади. Комплекс имеет клиноформное, косослоистое строение, представлен песчано-глинистыми образованиями ахской свиты, отложениями нижнетанопчинской подсвиты. Коллекторами являются плохо выдержанные по площади и разрезу пласты песчаников и алевролитов нижнетанопчинской (ТП17.ТП20), новопортов-ской (пласты НП0 и НП10), ямальской (пласты БЯ10...БЯ16) толщ. Преобладающий тип ловушек - литологически экранированные в пределах локальных поднятий. В плане фазового состояния в северной части п-ова Ямал залежи в отложениях неокома газоконденсатные, в южной части полуострова появляются залежи типа нефтегазоконденсатных и нефтегазовых.
Отложения нижне-среднеюрского подкомплекса развиты повсеместно, но залегают обычно на больших глубинах (кровля 2,0.3,7 км), вскрыты в пределах структур единичными скважинами и в целом изучены относительно слабо. Исключение составляют месторождения, в значительной степени опоискованные, такие как разрабатываемые месторождения Харасавэйское, Бованенковское, Новопортовское а также месторождения Тамбейской группы, в пределах которых выполнен значительный объем поисково-разведочного бурения на юру. Важным критерием для поисков скоплений УВ является наличие в нижне-среднеюрском
Таблица 2
Распределение залежей УВ по фазовому состоянию и продуктивных пластов по возрасту отложений на п-ове Ямал
Система Отдел Ярус Количество продуктивных пластов
Харасавэйское ГКМ Крузенштернское ГКМ Южно-Крузенштернское ГМ Малыгинское ГКМ Тамбейское НГКМ Южно-Тамбейское ГКМ Сядорское ГМ Северо-Бованенковское ГМ Бованенковское НГКМ Восточно-Бованенковское ГМ Верхнетиутейское ГКМ Западно-Сеяхинское ГКМ Нерстинское [1 Байдарацкое ГКМ Нейтинское НГКМ Арктическое НГКМ Среднеямальское НГКМ Усть-Юрибейское ГМ Нурминское НГКМ Хамбатейское ГКМ Ростовцевское НГКМ Мало-Ямальское ГКМ Новопортовское НГКМ Ближненовопортовское ГМ Каменномысское ПУ1
МЕЛОВАЯ Верхний ('К ] Сеноманский ('К ;> ) 1 1 1 10 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2
Нижний ('К ] Альбский ('К ;|| ] 1 3 2 6 9 4 2 1 1 1 1 2
2
Аптский ('К ;и 3 3 4 28 26 1 6 2 6 2 1 1 2 6 1 2 1
5 11 1 1 3 3 1
3 1 1
Барремский (К^г) 11 3 9 14 5 4 1 1 1 2
1
Готеривский (К^) 6 1 2 1 5 2 1 2 2
1 1 1
2 5 2 5
Валанжинский (К^) 4 1
Берриасский (К^) 1
ЮРС КАЯ Средний (М ] Келловейский (М к )
Батский (М Ьи 2 1 1 3 2 1 1
Байосский (М Ь) 1 1 3 2
Ааленский (М ;и
Нижнии (М ] Тоарский (М 1) 2
Плинсбахский (^р) 1
Синемюрский (М ;> )
Геттангский (М И )
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА 1 1
Фазовое состояние УВ: газ; газовый конденсат; ■ нефть; ■ нефть и газовый конденсат*; ■ нефть и газ*; газ и нефть*; ■ газовый конденсат и нефть* * Преобладающая фаза указана второй.
разрезе пространственно выдержанных ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых толщ.
Таким образом, основные остаточные перспективы нефтегазоносности п-ова Ямал в первую очередь связаны с доразведкой нижнемеловых и юрских отложений в пределах уже открытых месторождений. Также на территории полуострова в нераспределенном фонде недр закартированы 20 небольших по размерам положительных тектонических структур, в пределах которых можно предполагать открытие еще ряда мелких, средних, в меньшей степени крупных по запасам месторождений (но явно меньше 100 млн т у.т. каждое).
Помимо ЮКО и п-ова Ямал в регионе отдельного рассмотрения заслуживает акватория Обской губы. Непосредственно в ее пределах открыты четыре месторождения (Северо-Обское ГКМ, Северо-Каменномысское ГКМ, Обское ГМ и Каменномысское-море ГМ). Пять месторождений суши имеют
продолжение в акватории губы - Тамбейское, Южно-Тамбейское, Салмановское (Утреннее), Геофизическое, Каменномысское, в том числе три нефтесодержащих. Суммарные извлекаемые запасы (накопленная добыча + кат. А+В1+В2+С1+С2) первых четырех месторождений составляют 1,1 трлн м3 газа и 18,6 млн т конденсата, запасы сухопутно-морских месторождений, относящиеся к акватории, составляют 492,8 млрд м3 газа и 24,8 млн т конденсата. Два месторождения - Северо-Каменномысское ГКМ и Каменномысское-море ГМ - переведены в разряд разрабатываемых, хотя пока газ здесь не добывается.
В табл. 3 представлены количество нефтегазоносных пластов и фазовое состояние залежей в перспективных горизонтах Обской губы (месторождения распределены с севера на юг). Также следует отметить, что в табл. 3 по месторождениям, расположенным на границе суши и моря, отражены только те залежи, запасы которых числятся в акватории.
Таблица 3
Распределение нефтегазоносных пластов и фазового состояния залежей УВ в перспективных горизонтах акватории Обской губы:
здесь и далее в табл. 4-6 см. экспликацию к табл. 2
Количество продуктивных пластов
Система Отдел Ярус Северо-Обское ГКМ Тамбейское НГКМ Южно-Тамбейское ГКМ Салмановское (Утреннее) НГКМ Геофизическое НГКМ Северо-Каменномысское ГКМ Каменномысское-море ГМ Обское ГМ
Верхний (К2) Сеноманский (К^) 1 1 1 1 1 1 1
Альбский (К1а1) 4 1 2
Аптский (К1а) 6 2 2 9 5
т о 18 5
Нижний (К1) Барремский (К1Ьг) 1 1 13 7 3 1
1
Готеривский (К^)
Валанжинский (К^) 1
Берриасский (К1Ь)
Титонский
Верхний ^3) Кимериджский (J3km)
^ Оксфордский д3о)
о СМ 2 Келловейский (J2k)
Средний ^2) Батский (J2bt) 1 1 1
Байосский (J2b) 3 1
Ааленский (J2a)
Исходя из анализа структуры запасов месторождений Обской губы, фазового состояния и количества залежей в отложениях мела и юры в стратиграфическом плане наблюдается все та же закономерность распределения залежей в объеме нефтегазоносных комплексов, что и на всей территории ЯКР.
В силу сокращения мощностей осадочных толщ в южном направлении, а также опесча-нивания разреза снижается количество зональных глинистых покрышек, уменьшается число газонасыщенных резервуаров. В северной части Обской губы наблюдается значительное количество газоконденсатных пластов в отложениях апта и неокома, на юге их число снижается. Отсутствие залежей в нижнемеловых отложениях в южной части Обской губы также связано, вероятно, с тектоническими особенностями данной территории. Южная часть Обской губы, так же как и акватория Тазовской губы и южная часть п-ова Гыдан, приурочены к Тазовско-Мессояхскому мегавалу, представляющего систему валов субширотного простирания, осложненных в свою очередь рядом поднятий. Площади, приуроченные к данному тектоническому элементу, характеризуются чрезвычайно сложным геологическим строением. Основной особенностью является наличие ряда дизъюнктивных нарушений (разломов), которые в большей степени являются структурообразующим фактором. Разломы прослеживаются в интервале от кровли сено-мана до доюрского комплекса пород включительно. Данный тектонический фактор как отрицательным образом сказался на сохранности месторождений УВ в южной части Обской губы, так и значительно повлиял на формирование и сохранность залежей УВ в пределах всего мегавала.
В залежах сеномана и альба в акватории Обской губы присутствует исключительно «сухой» газ. На Южно-Тамбейском месторождении залежи в пластах ХМ1-3 газо-конденсатные с начальным содержанием конденсата 3...10 г/м3. Газ аптских отложений на Салмановском месторождении низкоконден-сатный (содержание менее 11 г/м3), на Южно-Тамбейском и Тамбейском месторождениях (расположенных чуть севернее) примерно на таких же глубинах газ уже среднеконден-сатный (32.80 г/м3) и высококонденсатный в пластах ТП12,14-15 (107.131 г/м3). Газ отложений неокома в центральной и южной частях
акватории содержит меньше конденсата, чем в северной части, где получен высококонденсат-ный газ (105.195 г/м3). В центральной и южной областях газ содержит в среднем 85 г/м3 конденсата (наиболее глубокая залежь БГ13 -2800.2950 м - Салмановского месторождения с начальными содержанием стабильного конденсата 140 г/м3). Вместе с тем в отложениях юры Салмановского и Геофизического месторождений (155,3.174 г/м3), в отличие от расположенного севернее Южно-Тамбейского месторождения (104.150 г/м3), газ более конден-сатный при близких глубинах залегания юрских пластов на Салмановском (3605.3941 м -174 г/м3) и Южно-Тамбейском (3527.3559 м -149,7 г/м3, 3723.3808 м - 104,7 г/м3) месторождениях.
Таким образом, перспективы газоносности акватории Обской губы в первую очередь связаны с сеноманским комплексом отложений, в северной части губы высоки перспективы открытия газоконденсатных залежей в отложениях апта-альба. Малоизученными бурением остаются горизонты неокома и юры.
На сегодняшний день акватория Обской губы достаточно хорошо изучена сейсморазведкой МОГТ1 2D, 3D. Учитывая значительную сеть дизъюнктивных нарушений, развитых в южной части акватории, перспективы дальнейших поисков скоплений УВ связаны с выявлением в зонах разломов тектонически и лито-логически экранированных ловушек в отложениях неокома и юры. В центральной и северной частях акватории с большой степенью вероятности прогнозируется открытие залежей УВ в апт-альб-сеноманских отложениях в пределах Бухаринской, Западно-Быстрицкой, Северо-Сеяхинских структур, близбереговых площадей.
В целом начальные суммарные геологические ресурсы акватории Обской губы оцениваются в 3,5 млрд т у.т. при разведанных на 01.01.2021 запасах в объеме 1,6 млрд т у.т. (см. Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ). Остается еще значительный потенциал для прироста запасов в акватории Обской губы.
Анализ структуры запасов и перспектив нефтегазоносности ЯКР показал, что регион обладает огромным потенциалом как в плане разработки уже открытых, так и в плане
Метод общей глубинной точки.
прироста новых запасов. Начальные суммарные ресурсы ЯКР оцениваются в объеме порядка 40 млрд т у. т. На начало 2021 г. запасы, числящиеся на месторождениях, открытых в его пределах, составляют 24,1 млрд т у. т., из которых газ составляет 92 % (22,2 трлн м3). В категории разрабатываемых месторождений числятся запасы в объеме 6,7 млрд т у.т., что составляет 28 % от разведанных запасов региона, из них добыты 614,6 млн т у.т. (9 %).
Наименее изученной областью с наибольшими перспективами в плане прироста запасов является ЮКО, где основной прирост запасов будет осуществляться в первую очередь за счет открытия новых крупных месторождений. Доразведка нижнемеловых и юрских отложений в пределах уже открытых месторождений также будет весьма успешной. П-ов Ямал и акватория Обской губы в значительной степени опоискованы, но в их пределах также существуют перспективы в отношении прироста запасов, в большей части за счет доразведки нижележащих горизонтов в пределах уже открытых месторождений. Перспективы поиска залежей газа, «сухого» и конденсатсодержащего, связаны с апт-альб-сеноманской толщей преимущественно неморского генезиса, угленосной. В отложениях неокома перспективы связаны с открытием газоконденсатных залежей в литологически экранированных ловушках в пределах локальных поднятий. Перспективы нефтегазоносности юрского нефтегазоносного комплекса рядом исследователей оцениваются как невысокие [1, 3, 4].
Рассмотрим теперь ГЕР [4, 6, 8, 11]. Его территория до недавнего времени оставалась наименее изученной частью суши Западной Сибири. В настоящее время территория практически полностью разделена на ЛУ ведущих нефтегазодобывающих предприятий РФ (рис. 2), в пределах которых активно ведется геолого-геофизическое изучение недр.
В регионе открыты 32 месторождения, из которых четыре - в акватории Тазовской губы, 17 - на территории ЯНАО, 11 - в Красноярском крае, из них 14 ГМ, 9 ГКМ, 3 НМ, 3 НГКМ, 2 ГКНМ и 1 ГНМ. Начальные суммарные извлекаемые запасы месторождений региона составляют 4,4 трлн м3 газа, 147,8 млн т конденсата, 536,8 млн т нефти. Добыча УВ ведется на четырех месторождениях региона, из них 3 расположены в ЯНАО (Мессояхское ГМ, Восточно-Мессояхское
ГКНМ, Северо-Соленинское ГКМ, Южно-Соленинское ГКМ) и одно в Красноярском крае (Пеляткинское ГКМ). Начальные извлекаемые запасы разрабатываемых месторождений составляют 899,4 млн т у.т., т.е. порядка 18 % от разведанных запасов в регионе. Начальные потенциальные ресурсы данного региона оцениваются в 12 трлн т у.т., что говорит о значительных перспективах региона в части прироста запасов, добычи УВ и, как следствие, развития минерально-сырьевой базы газа и нефти.
Основным критерием, определяющим различия в формировании структур и характере осадконакопления в изучаемом ГЕР, является тектонодинамика и современное развитие рассматриваемой территории. Месторождения УВ, открытые в регионе, по тектонической приуроченности условно можно подразделить на три группы: 1) приуроченные к восточной части Ямало-Гыданской синекли-зы, 2) к Енисей-Хатангскому мегапрогибу (ЕХМП) и 3) к Тазовско-Мессояхскому ме-гавалу (рис. 3). Более подробно остановимся на каждой из них отдельно.
К восточной части Ямало-Гыданской сине-клизы относится п-ов Гыдан, расположенный в границах ЯНАО, за исключением его южного окончания, относящегося (согласно границам нефтегазогеологического районирования) к Мессовскому нефтегазоносному району. Также следует отметить что к данной области относится и небольшая часть Тазовской губы (Чугорьяхинское ГКМ).
В этом районе открыты восемь месторождений УВ на суше (Штормовое, Салмановское, Гыданское, Ладертойское, Геофизическое, Трехбугорное, Восточно-Бугорное, Солетско-Ханавэйское) и одно в акватории Тазовской губы (Чугорьяхинское), из них только два относятся к типу НГКМ.
В табл. 4 показаны количество нефтегазоносных пластов и фазовое состояние залежей УВ в перспективных горизонтах Гыданской области (месторождения расположены с севера на юг).
В геологическом отношении данная территория схожа с описанной выше территорией п-ова Ямал за исключением того, что на востоке Гыдана структурная поверхность кровли се-номана отличается не характерным для ЗСМП выровненным рельефом, что оказало влияние на формирование залежей газа в сеноманских отложениях. Вследствие этого на территории
ЛУ, принадлежащие компаниям, входящим вструкгуры:
I ПАР «Газпрома | I ПАО«НОВАТЭК»
ПАО «НК Роснефтью | ПАО«НК«ЛУКОИЛ»
сторонниепредприятия ¡т совместноПАО«НКРоснефть»иПАО«Газпром»
Рис. 2. Схема расположения ЛУ недр в ГЕР
полуострова залежи в отложениях сеномана встречаются только в половине открытых месторождений (на западе и юге).
Так же как на Ямале, газоносны отложения апт-альб-сеноманского надкомплекса. Породы неокома и юры в основном содержат газокон-денсатные залежи, наибольшее количество которых отмечается в северо-западной части полуострова, в юго-восточном направлении количество залежей снижается. Содержание конденсата в залежах аптского возраста с глубиной изменяется от 1,8 до 85,5 г/м3 (75 % -низкоконденсатные залежи до 10,5 г/м3), нео-комского возраста - от 84 до 150 г/м3, в отложениях юры газоконденсатные залежи открыты
на Салмановском и Геофизическом месторождениях, содержание конденсата в них составляет 145.174 г/м3, наибольшее содержание конденсата отмечается в ачимовских залежах Гыданского ГКМ - 301,4 г/м3.
Таким образом, в Гыданской области основные перспективы газоносности связаны с апт-скими отложениями (гор. ТП1.ТП15). Перспективными в отношении открытия скоплений жидких УВ являются неокомские, ачимовские и нижне-среднеюрские отложения, которые в настоящее время характеризуются низкой буровой изученностью в пределах изучаемой области. Размещение залежей УВ в отложениях неокома связано с литолого-фациальными
условиями образования толщ. Неокомский комплекс имеет клиноформное косослоистое строение. Коллекторами служат плохо выдержанные по площади и разрезу пласты песчаников и алевролитов. Отложения нижне-среднеюрского подкомплекса залегают на глубинах более 3,2 км, в целом изучены слабо.
Рассмотрим перспективы ЕХМП (восток ГЕР). В изучаемой части региона открыты 15 месторождений УВ: Хабейское, Дерябин-ское, Байкаловское, Пайяхское, Озерное, Западно-Иркинское, Пеляткинское, Ушаков-ское, Казанцевское, Новосоленинское, Северо-и Южно-Соленинские, Мессояхское, Горчин-ское, Зимнее, из них 9 ГМ, 2 ГКМ, 1 ГНМ (но запасы нефти только кат. С2), 1 НГКМ. В пределах мегапрогиба выделяются следующие нефте-газоперспективные комплексы: триас-юрский, неокомский, апт-альб-сеноманский.
В табл. 5 показаны количество нефтегазоносных пластов и фазовое состояние залежей Рис. 3. Схема тектонического районирования ГЕР
Енисейский залив
\
\ <
V
% %
У\
\
ыХ * %
% о
% + "Я"!
<Щ Енисей '
% \
X %
г
> м ф
Ш , ;Тазовско-Месс( мегавалсз
•• -
|-Мессоя>о2ки1^
Ш месторождения УВ — — границы федеральных округов
Таблица 4
Распределение нефтегазоносных пластов и фазового состояния залежей УВ на Гыдане и шельфе Тазовской губы
Количество продуктивных пластов
Система Отдел Ярус Штормовое ГМ Салмановское (Утреннее) НГКМ Гыданское ГКМ Ладертойское ГКМ Геофизическое НГКМ Солетско-Ханавэйское ГКМ Трехбугорное ГКМ Восточно-Бугорное ГМ Чугорьяхинское ГКМ
Верхний (К2) Сеноманский (K2s) 1 1 2 1 1
Альбский (К1а1) 6 1 1
Аптский (К1а) 1 22 3 7 6 2 1
4
т о ч 13 2 1
Нижний (К[) Барремский (К1Ьг) 1 2 3
У 6 3 1
Готеривский (K1g) 2
Валанжинский (K1v) 1
Берриасский (К1Ь) 2
Келловейский ^2к)
Средний ^2) Батский (J2bt) 1 1
Ч Байосский (J2b) 1
о СМ 2 Ааленский (J2a)
Тоарский (J1t)
Нижний (J1) Плинсбахский ^р)
Синемюрский (J1s)
Геттангский (J1h)
Таблица 5
Распределение нефтегазоносных пластов и фазового состояния залежей УВ
в пределах ЕХМП
Система Отдел Ярус Хабейское ГМ Дерябинское ГКМ Байкаловское НГКМ Пайяхское НМ Озерное ГМ Западно-Иркинское НМ Пеляткинское ГКМ Ушаковское ГМ Казанцевское ГМ Новосоленинское ГНМ С-Соленинское ГКМ Ю-Соленинское ГКМ Мессояхское ГМ Горчинское ГМ Зимнее ГМ
МЕЛОВАЯ Верхний (К2) Сеноманский (К^) 1
Нижнии (К1) Альбский (К1а1)
3 3 -
Аптский (К1а) 1
1 1 2 3 -
Барремский (К1Ьт)
3
Готеривский (К^) 6 4 3 3 -
Валанжинский (К^) 1 4 3 2 1 3
1 П
1 3 4
Берриасский (К1Ь) II 1
УВ в перспективных горизонтах ЕХМП (месторождения расположены с севера на юг).
Триас-юрский комплекс бурением изучен слабо: в основном в пределах бортовых частей, где разрезы терригенного триаса и юры сильно сокращены. По результатам анализа сейсмических данных в разрезе триас-юрских отложений выделяется серия параллельных сейсмогоризонту Б (верхняя юра) отражений, позволяющих выделить серию сейсмогеологи-ческих нефтегазоперспективных комплексов, приуроченных к кровлям отражающих горизонтов Б, Т^ Т2, Т3.
Неокомский комплекс ЕХМП имеет аналогичное клиноформное строение, как и на большей части Западно-Сибирского мегабассей-на. Причем клиноформы наклонены в северозападном направлении, что свидетельствует о том, что источником сноса обломочного материала являлась расположенная на юго-востоке Сибирская платформа. На сейсмических разрезах отчетливо видно, что неокомские клино-формы доходят практически до южной части Таймыра.
В изучаемой области большая часть залежей УВ открыта именно в неокомском комплексе, по фазовому составу залежи газовые,
газоконденсатные, газоконденсатонефтяные и нефтяные. К бортовым частям прогиба тяготеют газовые залежи, в центральной, более погруженной, части прогиба отмечаются залежи жидких УВ (конденсат и нефть).
В кровле апт-альб-сеноманского комплекса выделяется отражающий горизонт Г, характеризующийся прерывистым распределением. На локальных площадях внутри комплекса выделяются относительно устойчивые отражающие горизонты, интенсивность и динамическая выразительность которых существенно меняются, а сами они не прослеживаются на значительные расстояния.
В данном комплексе в пределах изучаемой области залежи «сухого» газа открыты в отложениях долганской, малохетской и яковлевской свит (Озерное, Пеляткинское, Северо- и Южно-Соленинское, Мессояхское, Горчинское месторождения). Анализ фактических данных о фазовом составе залежей и их количестве позволяет сделать следующие выводы. На рассматриваемой территории наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляет неокомский нефтегазоносный комплекс, в отложениях которого на 01.01.2021 на государственном балансе РФ числятся запасы в объеме
610,3 млрд м3 газа, 11,5 млн т извлекаемого конденсата и 1,8 млрд т извлекаемой нефти (69 % запасов нефти приурочены к Пайяхскому НМ). В меньшей степени перспективен апт-альб-сеноманский комплекс отложений с запасами газа на 01.01.2021 80,5 млрд м3. Интересно, что газоносность сеномана выявлена только на Мессояхском ГМ, где кроме одной залежи в сеномане ничего не открыто, что не характерно для данной области. Отдельного внимания заслуживает триас-юрский комплекс, которой в настоящее время изучен крайне недостаточно, но имеет значительные перспективы.
На сегодняшний день в пределах ЕХМП открыты 15 месторождений с начальными суммарными извлекаемыми запасами УВ примерно 2,6 млрд т у.т. Потенциальные ресурсы данного региона официально оцениваются в объеме около 6 млрд т у.т. Прогнозные ресурсы превышают 3 млрд т у.т.
Южным обрамлением ГЕР, в тектоническом отношении, является Тазовско-Мес-сояхский мегавал, представляющий собой систему валов субширотного простирания, осложненных рядом поднятий. В пределах мегавала открыты шесть месторождений УВ, три из них - сухопутно-морского
типа - продолжаются в Тазовскую губу. Начальные суммарные извлекаемые запасы месторождений, приуроченных к мегавалу, составляют: газа - 857,8 млрд м3, конденсата -2 млн т, нефти - 518,9 млн т, из них к акватории Тазовской губы относятся 713,1 млрд м3 газа.
В табл. 6 показаны количество нефтегазоносных пластов и фазовое состояние залежей месторождений, приуроченных к Тазовско-Мессояхскому мегавалу (месторождения расположены с запада на восток).
Месторождения Тазовской губы относятся к западной части Мессояхской тектонической гряды. В ареале губы открыты исключительно залежи «сухого» газа в сеноманских отложениях, ниже по разрезу ввиду развития ряда дизъюнктивных нарушений (дегазация недр) залежи УВ отсутствуют. Юрские породы в акватории Тазовской губы до настоящего времени бурением не изучены, но имеют потенциал в отношении прироста запасов УВ.
Восточнее Тазовской губы, в районе Мес-сояхского вала, открыты Западно- и Восточно-Мессояхские ГКНМ и Варейское НМ, отличающиеся очень сложным геологическим строением. Для них характерны многоплас-товость, блоковое строение залежей в связи
Таблица 6
Распределение нефтегазоносных пластов и фазового состояния залежей УВ в пределах Тазовско-Мессояхского мегавала
Система Отдел Ярус Семаковское ГМ Тота-Яхинское ГМ Антипаютинское ГМ Западно-Мессояхское ГКНМ Восточно-Мессояхское ГКНМ Варейское НМ
МЕЛОВАЯ Верхний (К2) Сеноманский (К^) 1 1 1 3 3
Нижний (К1) Альбскии (К1а1) 3 1
Аптскии (К1а) 1 2
3 6
Барремский (К1Ьг) 1
3
1 16 1
Готеривский (К^) 1
2 1
Валанжинскнй (К^) 8
Берриасский (К1Ь)
с развитием разрывных нарушений по всему разрезу, многофазность большинства обнаруженных залежей. По фазовому составу залежи месторождений Мессояхского вала существенно отличаются от залежей Тазовского вала. Первые характеризуются в основном наличием залежей с жидкими УВ, основная масса открытых залежей - это газонефтяные, газокон-денсатонефтяные, нефтяные залежи, в значительно меньшей степени - газовые и газокон-денсатные, в отличие от залежей «сухого» газа Тазовского вала. Начальные извлекаемые запасы месторождений Мессояхского вала: газа -144,6 млрд м3, конденсата - 36 тыс. т, нефти -более 0,5 млрд т.
Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности ГЕР в первую очередь связаны с нижнемеловыми отложениями, в них открыта основная часть УВ скоплений. Отложения сеномана газоносны в акватории Тазовской губы, а также на территории п-ова Гыдан в пределах ЯНАО. Юрский комплекс в регионе изучен слабо, но имеет повышенные перспективы в части открытия новых залежей УВ.
На сегодняшний день суммарные извлекаемые запасы месторождений ГЕР составляют около 5 млрд т у.т., из них 0,9 млрд т у.т. относятся к месторождениям, находящимся в разработке. Добыча УВ ведется на четырех месторождениях региона, из них три расположены в ЯНАО (Мессояхское, Восточно-Мессояхское, Северо-Соленинское, Южно-Соленинское) и одно в Красноярском крае (Пеляткинское), суммарно по ним добыты порядка 0,2 млрд т у.т. (преимущественно газ). Начальные потенциальные ресурсы всего региона оцениваются в 12 трлн т у.т., что характеризует его как достаточно перспективный в отношении прироста запасов УВ и развития минерально-сырьевой базы России.
Итак, в ЯКР и ГЕР открыты к началу 2021 г. всего 67 месторождений УВ с начальными суммарными извлекаемыми запасами
31 млрд т у.т. Согласно экспертным оценкам, их ресурсный потенциал оценивается более чем в 50 млрд т у.т., что говорит о высокой вероятности новых открытий и приростов запасов УВ.
Продолжение поисково-разведочных работ в рассматриваемых регионах позволит открыть не менее 75.80 новых месторождений УВ, в основном газоконденсатного типа, в том числе на суше до 40.42, на шельфе 35.38. На суше массово будут открываться месторождения, аккумулирующие до 100 млрд м3. На шельфе (в ЮКО) еще возможны открытия гигантских газосодержащих месторождений в диапазоне 0,3.1,2 трлн м3.
Суммарный объем извлекаемых запасов разрабатываемых месторождений двух регионов составляет 7,8 млрд т у.т., из них газа 6,9 трлн м3, что составляет чуть более 25 % от разведанных извлекаемых запасов УВ данных регионов.
В настоящее время за год суммарная добыча газа на разрабатываемых месторождениях рассматриваемых регионов составляет порядка 110 млрд м3 газа, из них основной объем добывается на Бованенковском месторождении - 99 млрд м3 газа. Исходя из объемов извлекаемых запасов газа разрабатываемых месторождений и ввода новых месторождений, в первую очередь Крузенштернского ГКМ, а в среднесрочной перспективе и других месторождений п-ова Ямал и ГЕР и в долгосрочной перспективе месторождений Карского моря можно с уверенностью прогнозировать увеличение ежегодных объемов добычи практически до уровня добываемых в настоящее время объемов на территории НПТР и ежегодную компенсацию добываемых объемов приростом новых запасов до 2035-2040 гг. К 2050 г. арктические области суши и шельфа Западной Сибири займут доминирующее положение в плане производства газа не только в ЗСМП, но и в России в целом.
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. Брехунцов А.М. Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири / А.М. Брехунцов, В.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня // Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа: сб. -М.: Геоинформмарк, 2004. - С. 72-80.
3. Гуарари Ф.Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской
плиты / Ф.Г. Гуарари, А.Е. Еханин // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 19-26.
4. Извеков И.Б. Закономерности размещения месторождений углеводородов зоны сочленения Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской областей Западно-Сибирской мегапровинции / И.Б. Извеков // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -
С. 74-80.
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. Конторович В.А. Тектоника
и нефтегазоносность западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / В.А. Конторович // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52. - № 8. -С. 1027-1050.
7. Лобусев М.А. Состояние и геолого-ресурсные предпосылки укрепления сырьевой базы Арктической газоносной провинции Западной Сибири / М.А. Лобусев, А.В. Лобусев,
А.В. Бочкарев и др. // Территория Нефтегаз. -2020. - № 5-6. - С. 20-28.
8. Лобусев М.А. Выделение и обоснование Арктической газоносной провинции
на севере Западно-Сибирского мегабассейна / М.А. Лобусев, А.В. Бочкарев,
A.В. Лобусев и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 61-72.
9. Рыбьяков А.Н. Газовое будущее России -Арктика: суша и шельф. Ресурсы
и запасы, поиски и открытия, разведка и добыча углеводородов / А.Н. Рыбьяков,
B.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 41-60.
10. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность
Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
11. Скоробогатов В.А. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее. / В.А. Скоробогатов,
Л.В. Строганов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. - 261 с.
12. 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.
State-of-the-art petroleum-and-gas geostatistics for Yamal-Kara and Gydan-Yenisey regions of Western Siberia (following prediction of new onshore and offshore discoveries)
I.B. Izvekov
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: I_Izvekov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. The article examines two major oil-and-gas-bearing regions of Russia, namely the Yamal-Kara (YKR) and the Gydan-Yenisey (GYR) ones. Obviously, YKR is the most important, as GYR possesses considerably less hydrocarbons. Nowadays, in these regions there are 67 discovered hydrocarbon fields including 26 gas ones, 23 gas-condensate ones, 11 oil-gas-condensate ones, 3 oil fields, 2 gas-condensate-oil ones, 1 oil-and-gas field and 1 gas-oil field. According to expert assessments, the total resource potential of YKR and GYR is expected to nearly 50 109 t of reference fuel (free gas considerably exceeds the liquid hydrocarbons).
Author gives the contemporary geological statistic data about the mentioned regions in relation to the forecasts of new discoveries. There are data on the reserves of gas, gas condensate and oil in the previously discovered fields, the distribution of fluid phases by the productive horizons, the patterns for square and vertical disposition of hydrocarbon deposits within the volumes of the oil-gas-bearing complexes, a forecast of the probable future discoveries of the hydrocarbon agglomerations.
Keywords: Yamal-Kara region, Gydan-Yenisey region, the Arctic, Western Siberia, gas, oil, reserves, resources,
field, deposit, increment, 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. BREKHUNTSOV, A.M., V.S. BOCHKAREV, N.P. DESHENYA. Forecast and search of big and unique oil and gas fields at north of Western Siberia [Prognoz i poisk krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza na severe Zapadnoy Sibiri]. In: Preferred directions for searching big and unique fields of oil and gas [Prioritetnyye napravleniya poiskov krupnykh i unikalnykh mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Geoinformmark, 2004, pp. 72-80. (Russ.).
3. GURARI, F.G., A.Ye. YEKHANIN. Patterns of hydrocarbon deposits presence in Lower-Middle-Jurassic sediments of West-Siberian plate [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodnykh zalezhey v nizhnesredneyurskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskoy plity]. Geologiya Nefi i Gaza, 1987, no. 10, pp. 19-26. ISSN 0016-7894. (Russ.).
4. IZVEKOV, I.B. Regularities of placement of hydrocarbons fields of a zone of a joint of Yamal, Gydansky and Nadym-Pursky areas of the West Siberian mega provintion [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodov zony sochleneniya Yamalskoy, Gydanskoy i Nadym-Purskoy oblastey Zapadno-Sibirskoy megaprovintsii]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013, no. 5 (16): Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030, pp. 74-80. ISSN 2306-8949. (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. KONTOROVICH, V.A. Tectonics and oil and gas presence in western part of Yenisey-Khatanga regional depression [Tektonika i neftegazonosnost zapadnoy chasti Yenisey-Khatangskogo regionalnogo progiba]. Geologiya i Geofizika, 2011, vol. 52, no. 8, pp. 1027-1050, ISSN 0016-7886. (Russ.).
7. LOBUSEV, M.A., A.V. LOBUSEV, A.V. BOCHKAREV, et al. Status and geological-resource prerequisites to enlarge resource portfolio of Arctic gas-bearing province in Western Siberia [Sostoyaniye i geologoresursnyye predposylki ukrepleniya syryevoy bazy Arkticheskoy gazonosnoy provintsii Zapadnoy Sibiri]. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 5-6, pp. 20-28. ISSN 2072-2745. (Russ.).
8. LOBUSEV, M.A., A.V. BOCHKAREV, A.V. LOBUSEV, et al. Demarcation and substantiation of Arctic gas-bearing province at north of West-Siberian megabasin [Vydeleniye i obosnovaniye Arkticheskoy gazonosnoy provintsii na severe Zapadno-Sibirskogo megabasseyna]. 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. 61-72. ISSN 2306-8949. (Russ.).
9. RYBYAKOV, A.N., V.A. SKOROBOGATOV, D.Ya. KHABIBULLIN. Onshore and offshore Arctic as the future of Russian gas. Resources and reserves, search and discoveries, prospecting and production of hydrocarbons [Gazovoye budushcheye Rossii - Arktika: susha i shelf. Resursy, zapasy, poiski i otkrytiya, razvedka i dobycha uglerodov]. 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. 41-60. ISSN 2306-8949. (Russ.).
10. 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.).
11. SKOROBOGATOV, V.A., L.V. STROGANOV. Gydan: geological structure, hydrocarbon resources, future. [Gydan: geologicheskoye stroyeniye, resursy uglevodorodov, budushcheye.]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2006. (Russ.).
12. 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.).
