Научная статья на тему 'Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и восточно-сибирской мегапровинций'

Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и восточно-сибирской мегапровинций Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
1422
246
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ / ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ / ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ / ОСАДОЧНЫЙ БАССЕЙН / МЕГАБАССЕЙН / ОСАДОЧНЫЙ ЧЕХОЛ / НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОСТАТИСТИКА / OIL AND GAS CONTENT / WESTERN SIBERIA / EASTERN SIBERIA / SEDIMENTARY BASIN / MEGABASIN / SEDIMENTARY SHEATH / OIL AND GAS GEOSTATISTICS

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Скоробогатов Виктор Александрович, Давыдова Елена Сергеевна

Среди осадочных мегабассейнов мирового значения особое место занимают Западно-Сибирский, расположенный на суше и частично в пределах Карского моря, и Восточно-Сибирский, который полностью расположен на суше. К этим осадочным мегабассейнам приурочены крупные по размерам и величине углеводородного потенциала нефтегазоносные мегапровинции. Именно освоение углеводородного потенциала Западной Сибири позволило России в короткий срок занять лидирующую позицию в мире по добыче и запасам природного газа, а по добыче нефти разделить это первенство с Саудовской Аравией. Однако по запасам обычной нефти РФ находится на четвертом месте, уступая Саудовской Аравии, Ирану и Ираку. Метод анализа и сопоставления особенностей строения Западно-Сибирской и Восточно-Сибирской мегапровинций, закономерностей и геостати-стических данных распределения в них нефтегазо-носности является инструментом более глубокого их изучения. В статье рассмотрены результаты изучения геологического строения и нефтегазоносности осадочного чехла Западно-Сибирской молодой эпигер-цинской плиты и древней Сибирской платформы. Приведены сравнительные характеристики важнейших геологических параметров двух крупнейших осадочных мегабассейнов и одноименных нефтегазоносных мегапровинций. Показаны коренные отличия в характере нефтегазоносности, в том числе в современных запасах открытых и разведанных месторождений углеводородов. По всем параметрам нефтегазоносности Западно-Сибирская мегапровинция превосходит Восточно-Сибирскую в 8-15 раз. Сделан вывод об уникальных по величине потенциальных ресурсах двух анализируемых мегапровинций.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Скоробогатов Виктор Александрович, Давыдова Елена Сергеевна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Comparative oil and gas geostatistics of the Western Siberian and Eastern Siberian megaprovinces

Siberian megabasin located on the shore and partially within the limits of the Cara Sea, and the Eastern Siberian megabasin, which is fully located on the shore. Oil and gas provinces, large in size and the scope of the hydrocarbons potential, are confined to these sedimentary megabasins. It was exactly the development of the hydrocarbons potential of the Western Siberia that allowed Russia, in a short period of time, to take a leading position in the global production and storage of natural gas, and the share the oil production leadership with the Saudi Arabia. However, as far as the conventional oil goes, the RF is on the fourth place, behind the Saudi Arabia, Iran and Iraq. The method of analysis and comparison of the structural features of the Western Siberian and the Eastern Siberian megaprovinces, the regularities and geostatical data of the oil and gas content distribution in them is an instrument of their deeper research. The article reviews the results of the study of the geological structure and the oil and gas content of the sedimentary sheath of the young epi-Hercynian Western Siberian plate and the old Siberian platform. There are comparative characteristics provided for the most important geological parameters of two largest sedimentary megabasins and cognominal oil and gas producing megaprovinces. The fundamental differences in the character of the oil and gas content, including in the modern reserves of open and explored hydrocarbons fields were indicated. According to all parameters, the oil and gas content of the Western Siberian megaprovince is bigger than the oil and gas content of the Eastern Siberian province by 8-15 times. The conclusion was made about the unique in size potential resources of the two analyzed megaprovinces.

Текст научной работы на тему «Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и восточно-сибирской мегапровинций»

УДК 550.8:519.2

В.А. Скоробогатов, Е.С. Давыдова

Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и Восточно-Сибирской мегапровинций

В структуре верхней части земной коры выделяется более 600 осадочных бассейнов, мегабассейнов (МБ) и суббассейнов, имеющих различную площадь, мощность и объем неметаморфизованных пород осадочного чехла, 225 из которых промышленно нефтегазоносны. Среди 10 осадочных МБ мирового значения особое место занимают структуры мегаконтинента Евразия, в том числе его северной и арктической частей: Западно-Сибирский, Восточно-Сибирский, Баренцево-Карский, Охотоморский. Из них Восточно-Сибирский мегабассейн (ВСМБ) полностью расположен на суше (древняя Сибирская платформа - СП), Западно-Сибирский - на суше (ЗападноСибирская молодая плита) и частично в пределах Карского моря (Южно-Карская обл.). Эти два мегабассейна и приуроченные к ним нефтегазоносные мегапровинции (ЗСМП и ВСМП) входят в состав трех наиболее крупных МБ/МП в мире (наряду с Арабо-Персидским МБ/МП) как по морфологическим размерам, так и по величине углеводородного потенциала (УВП) их недр. Именно освоение УВП Западной Сибири позволило России в короткие сроки занять лидирующую позицию в мире по добыче и запасам природного газа, а в добыче нефти стать одним из двух мировых лидеров наряду с Саудовской Аравией. Однако по запасам обычной нефти РФ находится на четвертом месте в мире, уступая Саудовской Аравии, Ирану и Ираку.

Изучение геологического строения и нефтегазоносности осадочного чехла ЗСМП и ВСМП продолжается более 60 лет (с конца 1940-х гг.). В пределах ЗСМП к 2014 г. пробурено около 21 тысячи опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин глубиной от 0,7 до 8,3 км, в Восточной Сибири число пробуренных глубоких скважин достигло 5500. В результате поисково-разведочных работ (ПРР) геологическое строение пород мела, юры и частично триаса, а также верхней части доюрского (палеозойского) складчатого фундамента ЗСМП изучено детально за исключением арктических районов суши и шельфа. Согласно оценке авторов, общая площадная и структурная изученность бурением ЗСМП достигает 75-80 % в центральных, западных и юго-восточных районах, 65-70 % - в Надым-Пур-Тазовском (НПТР) и Ямальском регионах, 40-45 % - на п-ове Гыдан, в Обской и Тазовской губах, менее 5 % - в Южно-Карской области. Результаты исследований тектонического строения и литолого-фациальной характеристики осадочных толщ, слагающих мезозойскокайнозойский чехол плиты, широко освещены в научных публикациях [1-10 и др.].

Геолого-геофизическая изученность ВСМП в наиболее перспективных южных и юго-восточных областях (кроме Присаяно-Енисейской синеклизы) оценивается в 30-35 %, северной половины мегапровинции - не более 8-10 %. Результатам исследований геологического строения, тектонодинамического развития и современной нефтегазоносности районов, областей, литолого-стратиграфических комплексов и ВСМП также посвящено большое количество научных работ [10-14 и др.].

В аспекте формирования осадочного чехла нефтегазоносные мегапровинции Западной и Восточной Сибири приурочены, соответственно, к постпалеозойской и криптозой-фанерозойской ассоциациям осадочных бассейнов - мегабассейнам, различающимся особенностями тектогенеза, структурой седиментации, динамикой и современной напряженностью термобарических полей и, главное, длительностью и масштабностью формирования углеводородных систем (УВС) - зон, районов и

Ключевые слова:

нефтегазоносность, Западная Сибирь, Восточная Сибирь, осадочный бассейн, мегабассейн, осадочный чехол, нефтегазовая геостатистика.

Keywords:

oil and gas content, the Western Siberia, the Eastern Siberia, sedimentary basin, megabasin, sedimentary sheath, oil and gas geostatistics.

областей нефтегазонакопления (НГО), нефтегазоносных комплексов (НГК) и т.п., условиями сохранности скоплений углеводородов (УВ). Эти различия определяют приуроченность УВС данных мегабассейнов к различным «хроностратиграфическим» тектонодина-мическим этапам их развития, которые в свою очередь определяются особенностями седи-ментогенеза и тектогенеза сравниваемых мегабассейнов. Эти условия контролируют интенсивность генерации битумоидов и природного газа, масштабы УВ-накопления и эволюционную сохранность сформированных скоплений УВ, их частичное или полное (в отдельных зонах) разрушение / ремиграционное остаточное накопление в приповерхностных зонах.

По строению осадочного чехла ЗСМБ и ВСМБ являются своеобразными антиподами. Осадочный чехол ЗСМБ имеет относительно простое строение и тектонодинамическое развитие ЗСП в послетриасовое время, без значительных структурно-тектонических перестроек («революционных» ситуаций в недрах). ВСМП характеризуется предельно сложным строением осадочного чехла, обусловленным его развитием в фанерозойское время (таблица). В плане формирования УВС Западная Сибирь представляет собой пример классической при-

родной мегалаборатории по изучению всей «цепочки» процессов и явлений онтогенеза с явно выраженными нефте- и газоматеринскими (газобитумогенерационными) и аккумулирующими толщами [1-3, 9, 15-17].

Для ВСМП особенности условий формирования и эволюции УВС, современного размещения скоплений нефти и газа изучены недостаточно и остаются дискуссионными, а поиски «генетических корней» газа и нефти в залежах затруднены и характеризуются неопределенностью.

История открытий месторождений газа и нефти в ЗСМП и ВСМП имеет много общего. Знаменательно, что в их пределах первыми ПРР были открыты малые по запасам газовые месторождения с залежами в юре - Березовское (1953 г.) и Усть-Вилюйское (1956 г.). Пик открытий и приростов разведанных запасов газа и нефти в ЗСМП приходится на 1965-1974 гг., в ВСМП - на 1981-1990 гг. (рис. 1).

Изучение мегапровинций происходило от периферийных областей (юго-восток, восток -Томская обл., юг и запад ЗСМП, восток и юг СП) к центру и на север. Это «движение» для ВСМП, в отличие от Западной Сибири, не завершилось (приостановилось на десятилетие в 1994-2003 гг.) в силу ряда причин.

Сравнительная геолого-морфологическая характеристика Западно-Сибирского и Восточно-Сибирского мегабассейнов

Осадочные мегабассейны (тектоническая приуроченность) Площадь, млн км2, общая / перспективных земель Возраст и мощность типичного осадочного чехла, км Объем осадочного чехла (онтогенетически «зрелый»), млн км3 Характеристика пород осадочного чехла Эволюционнодинамические условия

Восточно- Сибирский (древняя платформа) (3,0-3,3)/2,8 Венд-триас (от 0-1 до 6-8) (8,6-9,0)/ (4,5-5,0) Карбонаты, соли, песчаники, глины, угли, платобазальты Максимум опусканий и компенсирующего осадконакопления в начале фанерозоя и в триасе. Крупные перестройки тектонического плана в среднем и позднем палеозое, мезозое и кайнозое

ЗападноСибирский (молодая плита, суша и шельф южной части Карского моря) (2,9-3,0)/2,2 Юра-кайнозой (от 0-2 до 9-12) (11,0-11,5)/ (7,5-8,0) Исключительно терригенные, в меньшей степени терригенно-кремнистые (турон-сантон) угленосные и битуминозные (в юре) преимущественно сероцветные породы Практически непрерывное опускание в мезозое и палеогене без крупномасштабных инверсий и размывов (неоген размыт на 50-300 м)

Чаяндинское (835,9) Верхнечонское (530,2) Юрубчено-Тохомское (583,6) млнтут Среднеботуобинское (452,1) \ | / Ковыктинское (1497,5) • Ф ФФ Ф § ЛАП к

• ® & К S' и я 2 9.

300 ф я сГ ей Ь Я У !—< 2

2 50

200

150 • - *

• •

50 • *

0 - •—*• —т—• 1—т—§• * V •—т— Vn—

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015

Месторождения # газовые ф газоконденсатные ф газонефтяные

Ф нефтегазовые Ф нефтегазоконденсатные ф нефтяные

Рис. 1. Динамика открытия месторождений углеводородов различной крупности по годам (категории Q + A + B + Cj, млн т у.т., по состоянию на 01.01.2012 г.)

Сравним нефтегазоносные мегапровинции, сопряженные в пространстве, в историкогеологическом отношении. Диапазон их промышленной нефтегазоносности «простирается» от турона до рифея, а вместе с нетрадиционными ресурсами газа охватывает и весь разрез верхнего мела до подошвы многолетнемерзлых пород. Более полный спектр промышленной нефтегазоносности наблюдается только в Арабо-Персидской МП (кембрий-плиоцен, т.е. весь фанерозой).

За период с 1953 по 2013 гг. включительно в пределах ЗСМП (Тюменская и южные административные области Западной Сибири, левобережье р. Енисей Красноярского края) было открыто 905 месторождений различной величины и фазового состояния, большинство из которых расположено в преимущественно нефтеносных центральных, западных и юго-восточных областях провинции. В Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и на прилегающем шельфе обнаружено 234 месторождения УВ. В Красноярской части мегапровинции разведано 16 месторождений (Енисей-Хатангская обл. и Сузун-Ванкорская зона).

В ЗСМП преобладают чисто нефтяные (Н) месторождения. Газовых (Г) и газоконденсат-

ных (ГК) месторождений без нефти насчитывается 115, большинство из них (70) находится в НПТР, на п-овах Ямал и Гыдан с губами и заливами.

Характерной особенностью ЗСМП является многозалежность ее месторождений. Во внутренних районах в разрезе многих месторождений от кровли сеномана до зоны контакта юры с доюрскими комплексами (нефтегазоносными комплексами зоны контакта (НГЗК)) локализовано от 30-35 до 45-53 отдельных залежей различной величины и фазового состояния УВ. Одно- и двухзалежные месторождения установлены преимущественно в окраинных зонах, а также во впадинах и прогибах центральных и отдельных северных областей мегапровинции. К наиболее многозалежным месторождениям относятся Ван-Еганское в Среднем Приобье, Комсомольское в НПТР, Южно-Тамбейское на п-ове Ямал, Утреннее на п-ове Гыдан.

Основные начальные запасы свободного газа (более 95 %) сосредоточены на севере ЗСМП и локализованы в залежах альб-сено-ман-туронского комплекса (32,8 трлн м3). К неоком-аптскому нефтегазоносному комплексу приурочены основные запасы нефти (в Среднем Приобье и на юге НПТР). Крупные

нефтесодержащие скопления сформировались в песчано-глинистой толще средней юры западных районов и горизонтах Ю2-3 центральных и северных областей (залежи типа Н (нефтяные), НГК (нефтегазоконденсатные), ГКН (газоконденсотонефтяные)), также в горизонте Ю3 келловея-оксфорда всей восточной половины мегапровинции. Кроме скоплений в зоне контакта, открыто одно крупнейшее по запасам нефти месторождение в триасе - Рогож-никовское (Фроловская НГО). На шельфе скоплений нефти не обнаружено.

Показательно сопоставление начальных разведанных геологических запасов сверхгигантских и уникальных газосодержащих и нефтяных месторождений ЗСМП (соответственно, более 1 трлн м3 и 1 млрд т). Из 14 месторождений четыре относятся к газоконденсатным, четыре - к газонефтяным (геологические запасы газа больше, чем нефти), три - типа НГК и НГ, три - типа Н при существенном превышении суммарных запасов свободного газа над нефтью. Безусловным лидером по запасам суммарных УВ в мегапровинции является Уренгойское НГКМ, расположенное в центре НПТР. Оно же служит и мировым «полюсом» газонакопления в терригенных толщах: нигде в мире не обнаружено ни одного месторождения с залежами в песчано-алевролитовых коллекторах, запасы которого превышали бы начальные разведанные запасы свободного газа Большого Уренгоя - 11,5 трлн м3 (Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади, единые по кровле сеномана и самостоятельные по неокому, ачимовской толще и юре).

Суммарные запасы открытой части газового потенциала ЗСМП (с учетом категории С2) составляют 62,8 трлн м3, в том числе:

• по суше - 58,2 трлн м3 (север -55,62 трлн м3), в том числе накопленная добыча - 16,4 трлн м3, текущие разведанные запасы - около 33 трлн м3;

• по шельфу - 4,6 трлн м3, в том числе накопленная добыча - 139,4 млрд м3 (по Юрха-ровскому месторождению типа суша/море).

По последней официальной оценке (на 01.01.2009 г.) начальные потенциальные ресурсы газа мегапровинции превышают 150 трлн м3 (суша - 116,32 трлн м3). Безусловно, это существенно завышенная оценка традиционных газовых ресурсов с учетом существующих геологических и статистико-ресурсных реалий. По мнению авторов, конечная величина запа-

сов свободного газа мегапровинции после тотальной разведки ее недр не перешагнет диапазон 105-107 трлн м3, при этом реальные прогнозные ресурсы составляют до 40 трлн м3 (распределенные примерно поровну на суше и шельфе) с 80%-ной вероятностью подтверждения поисково-разведочными работами к 2050 г. (экспертная оценка).

Процесс освоения нефтяного потенциала недр в Западной Сибири опережает освоение газового. К началу 2013 г. извлечено

11,4 млрд т нефти. Начальные открытые запасы нефти мегапровинции превышают 30 млрд т, неоткрытые ресурсы прогнозируются (по официальной и корпоративной оценке) в широком диапазоне - 17-30 млрд т (извлек.).

Главная проблема ЗСМП - прогнозирование, поиски и разведка наиболее крупных из оставшихся неоткрытыми месторождений УВ как в центральных, западных и юго-восточных, так и в северных областях суши, в диапазоне продуктивного разреза сеноман-средняя юра, при этом развитие каких-либо крупных по запасам месторождений УВ в низах юры, НГЗК, триасе и палеозое маловероятно [4, 15].

Пик открытий и приростов запасов нефти пришелся на 1964-1984 гг. После 2000 г. в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) и Томской обл. открываются исключительно мелкие и мельчайшие (менее 10 млн т), а также отдельные средние (10-30 млн т) нефтесодержащие месторождения. К примеру, по данным А.В. Шпильмана (2013 г.), на территории ХМАО за последние десять лет открыто 75 нефтяных месторождений, из них только три относятся к средним (10-30 млн т) и два - к крупным. В ЯНАО в последние годы было открыто четыре относительно крупных месторождения типа НГК, однако более 90 % новых приростов дает доразведка ранее открытых месторождений, в том числе опоиско-вание их невскрытых горизонтов. Нет сомнений, что в ближайшие десятилетия на суше мегапровинции будут открыты многие сотни, возможно, первые тысячи месторождений УВ в диапазоне крупности геологических запасов 0,1-30 млн т у.т., а также отдельные крупные месторождения (30-100 млн т у.т.) на северовостоке ЗСМП и арктических полуостровах. На п-ове Гыдан, возможно, будут обнаружены несколько крупнейших газосодержащих месторождений (100-250 млрд м3). Основная неоткрытая часть газового потенциала связана с

недрами Южно-Карской НГО (прежде всего на Приямальском шельфе - преимущественно нижний мел в диапазоне верхний валанжин-апт, в окраинных зонах - средняя юра), где реально открытие ряда гигантских и сверхгигантских месторождений УВ (свободный газ и конденсат, нефть - в редких нефтяных оторочках в неокоме). Освоение УВП недр шельфа - проблема скорее технико-технологическая (и экологическая), нежели геологическая. В данном случае «плохая» арктическая суша (п-ова Ямал и Гыдан) лучше «хорошего» шельфа (Карское море с тяжелой ледовой обстановкой).

Изучению геологического строения осадочного чехла СП и Лено-Вилюйской впадины (синеклизы) посвящено много публикаций (по тектонике, литологии и др.), в то же время вопросы нефтегазоносности древних толщ Сибири рассматриваются в значительно меньшем числе исследований [1, 9, 10, 13, 14, 16, 18, 19 и др.]. По мнению авторов, это связано прежде всего с весьма скромными успехами по развитию минерально-сырьевой базы (МСБ) газонефтедобычи в плане открытия месторождений и прироста разведанных запасов УВ.

В пределах мегабассейна выделяются над-порядковые тектонические структуры: Непско-Ботуобинская и Байкитская антеклизы; Присая-но-Енисейская, Курейская, Тунгусская синеклизы; Предпатомский региональный прогиб [10, 11]. К востоку от СП расположены Лено-Ви-люйская синеклиза и мезозойский Предверхоянский краевой/предгорный мегапрогиб; на севере СП - Анабаро-Оленекский мегасвод с выступом древнего фундамента в центре (Анабар); на юго-востоке - Алданская антеклиза.

Характерными особенностями СП являются развитие внутриплатформенных щитов -выступов древнего фундамента (Анабарского без осадочного покрова и Алданского с мощностью чехла до 1,0—1,5 км) и чрезвычайно высокая интенсивность дизъюнктивной тектоники. Большое число разноамплитудных разновозрастных разломов и линеаментов осложняют строение рифейской толщи и осадочного чехла в пределах всей платформы. Зоны приразломных сжатий и растяжений, системы надвигов, шарьяжей и сдвигов наблюдаются вдоль южной и восточной окраин бассейна [11].

К главным особенностям ВСМБ относятся:

• очень сложное структурно-тектоническое развитие платформы в послекембрийское время, сопровождавшееся крупными перестройками

тектонических планов, размывами/отсутствием осадконакопления в среднем палеозое, а также в течение крупных отрезков мезозойской и кайнозойской эр, развитием крупных линеаментов, разломообразованием и др.;

• наличие внутрибассейновых и окраинных унаследованных поднятий с отсутствием или развитием маломощного осадочного чехла (ареал Анабарского щита, Алданский щит и др.);

• сравнительно небольшие мощности осадочного чехла венд-триасового возраста (обычно от 2 до 3-4 км) на большей части СП. При этом осадочные неметаморфизованные породы рифея относятся к переходному комплексу, залегающему на складчато-магматическом фундаменте архейско-протерозойского возраста. Главные этапы формирования мегабассейна -венд-кембрий и пермо-триас;

• чрезвычайно разнообразный формационный и литолого-фациальный состав осадочных и осадочно-вулканогенных пород: карбонаты, соли, песчаники, алевролиты, глины, угли, углистые и битуминозные сланцы, базальты в различных пространственных объемных соотношениях слагают осадочный чехол и рифейские образования, при этом доля тер-ригенной компоненты увеличивается вверх по разрезу (до 100 % в пермо-триасе);

• малоподвижная флюидальная система (водные рассолы с аномально низким пластовым давлением);

• пониженный и низкий геотермический режим недр (геотермоградиенты повсеместно 1,5—2,5 °С/100 м);

• повышенный и высокий уровень магматического воздействия на осадочный чехол в девонское, триасовое, кайнозойское время, прежде всего в Приенисейской, Приленской и Прибайкальской частях платформы (платобазальты, силлы, дайки и др.);

• очень высокая степень объемной лито-лого-фациальной и структурно-тектонической неоднородности на областном, районном и даже зональном уровнях.

В пределах ВСМП к 2013 г. было открыто 81 месторождение УВ: 36 газовых и газоконденсатных, 34 нефтегазовых и нефтегазоконденсатных и только 11 чисто нефтяных с суммарными открытыми геологическими запасами УВ 17,1 млрд т у.т. (с учетом категории С2).

Основная нефтегазогеологическая особенность ВСМП - преимущественно смешанный

характер накопления УВ. Однако следует отметить, что месторождением-лидером в мегапровинции является Ковыктинское ГКМ (без нефти), вторым по крупности (если не учитывать Левобережное и Ангаро-Ленское месторождения, оценка запасов которых слабо обоснована) считают Юрубчено-Тохомское НГКМ со значительными запасами свободного газа. Большинство месторождений существенно недоразведаны - доля запасов категории С2 в них достигает 70-95 %.

Наибольшее число месторождений обнаружено на юго-востоке СП и в Лено-Вилюйской впадине (Республика Саха (Якутия)) - 34, из них только Северо-Талаканское является нефтяным. На крайнем юге СП (Иркутская обл.) открыто 28 месторождений, в том числе сверхгигантское по запасам газа Ковыктинское ГКМ (до 2,2 трлн м3 с учетом Хандинской площади).

Наименьшее число месторождений (10) открыто в восточно-сибирской части Красноярского края, в том числе гигантская Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ; более 2 млрд т у.т. геол. с преобладанием нефти).

Общая разведанная часть потенциала УВ недр СП с учетом Лено-Вилюйской впадины составляет 4,3 млрд т у.т., в том числе: газ -

3,4 трлн м3; жидкие УВ - 0,9 млрд т (извлек.).

Таким образом, даже с учетом геологических запасов УВ (не говоря уже об извлекаемых) мегапровинция характеризуется в настоящее время как газонефтеносная (газа больше, чем нефти), что не согласуется с мнением большинства экспертов НИИ Восточной Сибири и Дальнего Востока (ФГУП «СНИИГГиМС» и др.). Это коренным образом меняет представления о продуктивности недр СП и окружающих ее прогибов и впадин. Следует отметить, что выявленная часть газового потенциала мегапровинции составляет 7,4 трлн м3, нефти -2,0 млрд т (извлек.), включая запасы категории С2, т.е. сохраняется тенденция преимущественной газоносности.

В пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции выделяется 16 НГО и два самостоятельных нефтегазоносных района (НГР). Большое число месторождений типа НГК/ ГКН открыто в пределах Непско-Ботуобинской НГО, приуроченной к одноименному своду и его склонам, а также в Байкитской НГО (Камовский свод), преимущественно газосодержащих - в Ангаро-Ленской НГО. В ряде областей, несмотря на бурение большого числа

параметрических и поисковых скважин, не открыто ни одного промышленного месторождения УВ (Южно-Тунгусская, Анабарская и др.).

В осадочном чехле Лено-Тунгусской провинции обособляются шесть основных НГК: рифейский, вендский, верхневендско-нижне-кембрийский, кембрийский, ордовикско-девонский, каменноугольно-пермский.

Промышленная нефтегазоносность приурочена к первым четырем НГК, перекрытым кембрийским галогенным флюидоупором в составе нескольких пластов соли с межсолевыми карбонатами.

Как и в других нефтегазоносных бассейнах мира, наиболее крупные месторождения СП приурочены в основном к сводовым частям и склонам антеклиз древнего заложения (Неп-ско-Ботуобинской, Байкитской), обращенным в сторону сопряженных одновозрастных прогибов и впадин. Обычно их продуктивность обусловлена наличием протяженных зон с улучшенными коллекторскими свойствами.

Характерная черта практически всех залежей независимо от типа ловушки (антиклиналь, выступ фундамента, моноклиналь, флексура) заключается в том, что в объеме их продуктивность определяется литологической изменчивостью, распределением свойств «коллектор - неколлектор» в пределах одного и того же горизонта, причем независимо от карбонатного или терригенного состава пород.

На древней Сибирской платформе длительные масштабные процессы дегазации и рассеивания нефти в надсолевой части осадочного чехла привели к остаточному накоплению в ряде зон тяжелых нефтей и битумов [11, 13, 20], в подсолевой же части в породах кембрия, венда и рифея геохронотермобарическая эволюция первично-нефтяных и НГК скоплений привела к формированию газоконденсатных систем вторичного типа за счет термотрансформации вещества нефтей в залежах и битумоидов в материнских породах под действием температур в смесь газообразных и легких жидких УВ, участвовавших в неоднократных процессах переформирования скоплений УВ.

Фактически Лено-Тунгусский осадочно-флюидальный НГМБ следует рассматривать как полуразрушенную (если не на 3/4 разрушенную) углеводородную систему с остаточной газо- и нефтеносностью в недрах, вследствие чего и наблюдается такое малое число

гигантских по запасам месторождений (всего пять в изученной южной части мегабассейна).

Основными причинами недостаточно высокой (намного меньше ожидавшейся) текущей эффективности геологоразведочных работ (ГРР) в области поисков новых месторождений и их дальнейшей разведки, а часто и необоснованной переразведки, являются чрезвычайно сложное тектонодинамическое развитие и очень сложное современное геологическое строение недр СП и отдельных областей, районов, зон, локальных участков; древность залежей УВ, сохранившихся после многочисленных переформирований; относительно невысокий общий потенциал промышленного нефтегазонакопления и сохранности.

Потенциальные ресурсы свободного газа территории междуречья р. Енисей и Лена (без Енисей-Хатангского мегапрогиба) оцениваются авторами в 25-27 трлн м3, в том числе Лено-Вилюйской впадины и Предверхоянского прогиба - 1,8-2,0 трлн м3, жидких УВ - до 7,0 млрд т (извлек.), суммарных УВ - до 35 млрд т у.т. (это ресурсы, которые с высокой вероятностью (не менее 70-80 %) подтвердятся в ходе дальнейших ПРР).

Далее проведем сопоставление крупнейших месторождений Западной и Восточной Сибири по величине начальных открытых геологических запасов (по газу и нефти) (рис. 2, 3). Согласно приведенным данным суммарные запасы УВ месторождений ЗСМП как по нефти,

14 -

-434

12

S 10

4

Ареал Большого Уренгоя

Суммарные запасы — 37,2 трлн м3

I

~ ~ u09 Щ

Западно-Сибирская мегапровинция

Суммарные запасы — 7,7 трлн м3

0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1

Восточно-Сибирская мегапровинция

8

6

2

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

0

Рис. 2. Сопоставление крупнейших месторождений Западной и Восточной Сибири по величине начальных открытых геологических запасов газа (категории Q + А + В + С1 + С2)

О

Западно-Сибирская мегапровинция Восточно-Сибирская мегапровинция

* Запасы свободного газа Самотлорского месторождения оцениваются в 0,2 трлн м3.

Рис. 3. Сопоставление крупнейших месторождений Западной и Восточной Сибири по величине начальных открытых геологических запасов нефти (категории Q + А + В + С1 + С2)

так и по газу, превышают аналогичные показатели месторождений ВСМП в 5-6 раз. Также стоит подчеркнуть, что по величине запасов превалируют сверхгигантские и уникальные газосодержащие месторождения.

В заключение следует отметить, что в пределах Восточно-Сибирского мегабассейна основные ресурсы газа и нефти приурочены к углеводородным системам базальной (нижней) части осадочного разреза, в пределах Западно-Сибирской - к углеводородным системам средней (преимущественно) части. В отличие от ВосточноСибирской мегапровинции в пределах Западной Сибири продуктивен практически весь проницаемый осадочный разрез - от отложений турона до фундамента. Однако и в верхнемеловых отложениях, в том числе в криолитозоне, отмечены многочисленные газопроявления.

Еще раз подчеркнем нефтегазогеологические парадоксы ВСМП и ЗСМП: в первой при заведомо «сапропелевом» органическом веществе (ОВ) морского происхождения в подсолевой части разреза газ существенно преобладает над нефтью (и в запасах, и в потенциальных ресурсах); во второй при существенном преобладании в объеме продуктивной части осадочного чехла (триас-сеноман) в большинстве областей континентальных сероцветных толщ, в том числе угленосных и субугленосных формаций и гумусовой компоненты (рассеянной и концентрированной) в суммарном ОВ над сапропелевой компонентой по массе и объему (в региональном плане), запасы и ресурсы газа и нефти в целом сопоставимы при их пространственной сегрегации (Центр - нефтеносный, Север - газоносный) [4, 15, 16].

Таким образом, сопряженные в пространстве Западно-Сибирский и Восточно-Сибирский мегабассейны представляют собой крупнейший в мире узел рифей-фанерозойского осадконакопления, в пределах которого открыто почти 1000 месторождений УВ различной величины по геологическим запасам (от 50-100 тыс. до 13 млрд т у.т.) и фазового состояния (от чисто газовых (бесконденсатных) до нефтяных). Суммарный газовый потенциал этих мегапровинций уникален (134-185 трлн м3 только традиционных ресурсов свободного газа). По суммарному объему традиционных и нетрадиционных ресурсов нефти ЗСМП и ВСМП сопоставимы с уникальной нефтегазоносной Арабо-Персидской провинцией [9].

Результаты, отраженные в статье, позволяют сделать следующие выводы.

1. Восточно-Сибирская и Западно-Сибирская мегапровинции, приуроченные, соответственно, к древней докембрийской платформе и молодой эпигерцинской плите, уникальны по площади, объему осадочного выполнения, нефтегазоносности. Фундамент ВСОМБ был консолидирован в архейско-протерозойское время, в рифее происходило образование кар-бонатно-терригенной толщи большой мощности, в венде и кембрии накопились основные доминант-комплексы нефти и газа под соленосным кембрийским экраном. В послекембрийское время осадконакопление происходило медленными темпами, в перми накопилась мощная угленосная толща, в триасе наблюдалась интенсивная магматическая «обработка» осадочного чехла с межпластовыми интрузиями и поверхностными излияниями базальтовых лав-траппов, образованием алмазоносных трубок взрыва в центрально-восточных районах платформы (Западная Якутия). В кайнозое происходили неоднократные тектонические «встряски», инверсия движений с оживлением старых и возникновением новейших разноамплитудных разломов, в настоящее время в большинстве своем непроницаемых (тектонические экраны). Западно-Сибирская молодая плита с триас-кайнозойским типичным осадочным чехлом имеет «предельно» простое геологическое строение и относительно спокойное тектонодинамическое развитие в послетриасовое время. Мегабассейны сопряжены в пространстве: они граничат по субмеридиальной Енисейской зоне глубинных разломов.

2. Достигнутые в первые 20 лет ведения ПРР успехи в области открытия гигантских и уникальных месторождений УВ в Западной Сибири обусловили высокую концентрацию «поисково-буровых усилий» в высокоперспективных областях ЗСМП (Среднее Приобье, НПТР), начало и развитие широкомасштабной добычи нефти и газа (с 1971-1972 гг.), в дальнейшем интенсивное изучение и освоение УВП на всей ее территории (кроме п-ова Гыдан и ЕХМП - наиболее удаленных областей). Низкие темпы открытий и приростов разведанных запасов УВ в первые 20 лет ведения ПРР в Восточной Сибири, отсутствие крупных потенциальных потребителей УВ в южных и удаленность от европейских районов, неразвитость нефтегазовой инфраструктуры, трудно-

сти эксплуатации уже открытых месторождений до 2004-2005 гг. сдерживали темпы освоения УВП недр Восточно-Сибирской мегапровинции. Только в последнее десятилетие ПРР были существенно активизированы, но только в южных районах НГО.

3. К 2013 г. в пределах двух мегапровинций открыто и частично разведано 986 месторождений УВ (более 90 % - в Западной Сибири). По величине геологических запасов лидируют газосодержащие, типа ГК/НГК месторождения. Начальные запасы свободного газа превышают извлекаемые запасы жидких УВ, т.е. в промышленном отношении обе мегапровинции должны рассматриваться как преимущественно газоносные.

За 60 лет проведения ПРР в пределах Западно-Сибирской мегапровинции открыто и частично разведано более 900 месторождений УВ с начальными запасами около 100 млрд т у.т. (извлек.).

Суммарные начальные разведанные запасы УВ в Восточной Сибири составляют менее 5 млрд т у. т., в том числе жидких УВ - менее 1 млрд т у.т. (извлек.). Очевидно лидерство свободного газа в плане промышленной значимости мегапровинции.

Помимо открытых месторождений в пределах СП на многих площадях зафиксированы многочисленные газо- и нефтепроявления и непромышленные притоки УВ. В большинстве областей восточной половины мегапровинции развиты обширные битумные поля и приповерхностные скопления сверхтяжелых нефтей. Эти факты, а также наблюдаемая на многих месторождениях сложная («неустоявшаяся») геофлюидальная система свидетельствуют об активных процессах переформирования с частичным/полным разрушением обычных скоплений нефти и газа, которые продолжаются уже длительное время (мезозойский и кайнозойский периоды).

Список литературы

1. Данилов В.Н. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

4. При сравнении нефтегазоносности и геофлюидальных систем двух сопряженных в пространстве мегапровинций можно сделать основополагающий вывод о том, что геофлюидальная система ЗСМП - «молодая» (в масштабах геологического времени), динамически активная, «хорошо прогретая», в отличие от таковой в ВСМП - «древней», полуразрушенной, существенно «вымороженной» последними фазами похолодания климата и оледенений (в конце плиоцена и в квартере). Это заставляет многих независимых («неангажированных») экспертов с большой осторожностью относиться к качественной и особенно количественной оценке перспектив нефтегазоносности Восточно-Сибирской мегапровинции.

По расчетам авторов, суммарный УВП Восточной Сибири составляет 57-61 млрд т у.т. (геол.)

Значительная часть нефти (не менее 7080 % ресурсов и запасов) ВСМП будет сосредоточена в подгазовых оторочках разной величины и строения, что существенно затруднит разработку месторождений типа НГК/ГКН и добычу нефти и газа. Открытие в будущем чисто нефтяных гигантов (более 300 млн т, геол.) маловероятно, в то же время развитие (и обнаружение) двух-трех сверхгигантских (более 1 трлн м3) и 10-12 крупнейших и гигантских (в диапазоне 100-1000 млрд м3) газосодержащих месторождений типа ГК и ГКН имеет реальные перспективы. Однако вопрос об их локализации (о районах и зонах) все так же актуален.

Все будущие открытия гигантских месторождений УВ в Западной Сибири будут приурочены к шельфовым областям мегапровинции (Южно-Карская НГО).

В предстоящие 35-40 лет в пределах обеих мегапровинций предстоит открыть многие тысячи месторождений газа и нефти, однако обнаружение новых уникальных месторождений (более 3 млрд т у.т.) маловероятно.

2. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири: обз. инф. / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев. - М.: Геоинформмарк, 1997. -134 с. - (Серия «Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливноэнергетического сырья»).

3. Ермаков В.И. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР /

В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1986. - 221 с.

4. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа:

«от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов,

B. А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25. -(Серия «Вести газовой науки»).

5. Конторович В. А. Тектоническое строение и история развития ЗападноСибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое / В.А. Конторович, С.Ю. Беляев,

A. Э. Конторович и др. // Геология и геофизика. - 2001. - Т 42. - № 11-12. -

C. 1832-1845.

6. Сурков В.С. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, А.А. Трофимук, О.Г. Жеро и др.; Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья. - М.: Недра, 1986. - 149 с.

7. Нестеров И.И. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири / И.И. Нестеров, Н.Х. Кулахметов,

B. Н. Высоцкий и др. // Геология нефти и газа. -1991. - № 10. - С. 55-56.

8. Рудкевич М.Я. Основные этапы истории геологического развития Западно-Сибирской плиты / М.Я. Рудкевич, В.С. Бочкарев,

Е. М. Максимов и др. // Труды ЗапСибНИГНИ. -Тюмень, 1970. - Вып. 28. - 175 с.

9. Скоробогатов В.А. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий /

B. А. Скоробогатов, Ю.Б. Силантьев. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 240 с.

10. Шеин В.С. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С. Шеин,

Н.К. Фортунатова, С.В. Ивашко и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - Спецвыпуск. -

C. 64-88. 11 12

11. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов,

В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др.; под ред. А. Э. Конторовича, В. С. Суркова,

А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981. - 450 с.

12. Ефимов А.С. Программа изучения и освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) - итоги и перспективы / А.С. Ефимов, А.А. Гердт,

А. И. Варламов и др. // Геология нефти и газа. -2009. - № 6. - С. 11-17.

13. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ / А.Н. Золотов. - М.: Недра,

1982. - 250 с.

14. Фролов С.В. Нефтегазоносные комплексы севера Лено-Тунгусского бассейна /

С.В. Фролов, Е.А. Бакай, Е.Е. Карнюшина и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - № 3. -

С. 63-75.

15. Карнаухов С.М. Западно-Сибирский и Восточно-Сибирский осадочные мегабассейны: сравнительная характеристика геологического строения, онтогенеза углеводородов, запасов

и ресурсов газа и нефти / С. М. Карнаухов,

В.А. Скоробогатов // IX Всеросс. науч.-техн. конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса»: тезисы докл. - М.: РГУНГ, 2012. - Ч. I. - С. 8-10.

16. Скоробогатов В. А. Газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной и Восточной Евразии: стратегия освоения /

В.А. Скоробогатов, С.М. Карнаухов // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С. 16-21.

17. Скоробогатов В. А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 352 с.

18. Клещев К.А. Новые методические подходы к оценке перспектив нефтегазоносности рифейских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / К. А. Клещев, Н.К. Фортунатова, В.Н. Ларкин и др. //

Геология нефти и газа. - 2009. - С. 3-10.

19. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В. В. Ремизов,

В. И. Резуненко, А. И. Гриценко и др. // Газовая промышленность. - 2000. - № 9. - С. 9-13.

20. Варламов А.И. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы наращивания его разведанной части /

А.И. Варламов, А.П. Афанасенков,

М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. - 2013. - Спецвыпуск. - С. 4-13.

21. Шаблинская Н. В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя / Н.В. Шаблинская. - Л.: Недра, 1982. - 155 с.

22. Бочкарев В.С. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири / В. С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, Н.П. Дещеня и др. // Геология нефти и газа. - 2000. - № 1. - С. 2-13.

References

1. Danilov V.N. Comparative analysis of hydrocarbon ontogenesis in Pechora and other sedimentation basins of the world / V.N. Danilov, N.A. Malyshev, V.A. Skorobogatov et al. - M.: Publishing house of the Academy of mining sciences, 1999. - 400 p.

2. Ermakov VI. Geological-geochemical and tectonic factors of the gas-bearing capacity forecast of

the north of the Western Siberia: educ. inf. /

VI. Ermakov, VA. Skorobogatov, N.N. Solovyev. -M.: Geoinformmark, 1997. - 134 p. - (Series «Geology, methods of prospecting, exploration and evaluation of deposits of fuel-energy feedstock»).

3. Ermakov VI. Thermal field and oil-gasbearing capacity of young plates of the USSR /

VI. Ermakov, VA. Skorobogatov. - M.: Nedra, 1986. - 221 p.

4. Karnaukhov S.M. Era of cenomanian gas:

«from sunrise to sunset» / S.M. Karnaukhov,

VA. Skorobogatov, O.G. Kananykhina // Problems of resources’ provision of gas-producing areas of Russia up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ,

2011. - P. 15-25. - (Series «Vesti gazovoy nauki»).

5. Kontorovitch VA. Tectonic structure and history of the development of the Western-Siberian geosyneclise during Mesozoic and Cenozoic age / VA. Kontorovitch, S.Yu. Belyaev, A.E. Kontoritch et al. // Geology and geophysics. - 2001. - Т. 42. -№ 11-12. - P. 1832-1845.

6. Surkov VS. Megacomplexes and deep structure of the earth crust of the Western-Siberian Plate /

V.S. Surkov, A.A. Trofimuk, O.G. Zhero et al.; Siberian research institute of geology, geophysics and mineral raw materials. - M.: Nedra, 1986. - 149 p.

7. Nesterov I.I. Correlation and indexation of productive Mezosoic strata of the Western Siberia / I.I. Nesterov, N.H. Kulakhmetov, VN. Vysotskiy // Oil and gas geology. - 1991. - № 10. - P. 55-56.

8. Rudkevitch M.Ya. Main stages of the geological development history of the Western-Siberian Plate / M.Ya. Rudkevitch, VS. Bochkarev,

E.M. Maksimov et al. // Works of ZapSibNIGNI. -Tyumen, 1970. - Iss. 28. - 175 p.

9. Skorobogatov VA. Gigantic gas-containing deposits of the world: regularities of placement, formation conditions, reserves, prospects of new discoveries / V.A. Skorobogatov, Yu.B. Silantiev. -M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. - 240 p.

10. Shein VS. Tectonic zoning and prospects of oilgas bearing capacity of basins of the Siberian platform / VS. Shein, N.K. Fortunatova,

S.V. Ivashko et al. // Oil and gas geology. -2013. - Special issue. - P. 64-88.

11. Antsiferov A.S. Oil and gas geology of the Siberian platform / A.S. Antsiferov, VE. Bakin,

I.P. Varlamov et al.; under the editorship of

A.E. Kontorovitch, VS. Surkov, A.A. Trofimuk. -M.: Nedra, 1981. - 450 p.

12. Efimov A.S. Program of study and development of hydrocarbon resources of the Eastern Siberia and Republic of Sakha (Yakutiya) - results and prospects / A.S. Efimov, A.A. Gerdt, A.I. Varlamov et al. // Oil and gas geology. - 2009. - № 6. -

P. 11-17.

13. Zolotov A.N. Tectonics and oil-gas bearing capacity of ancient strata / A.N. Zolotov. - M.: Nedra, 1982. - 250 p.

14. Frolov S.V Oil-gas bearing complexes of the north of Leno-Tungus basin / S.V Frolov, E.A. Bakay, E.E. Karnyushina et al. // Oil and gas geology. -2013. - № 3. - P. 63-75.

15. Karnaukhov S.M. Western-Siberian and Eastern-Siberian sedimentation megabasins: comparative characteristics of geological structure, ontogenesis of hydrocarbons, oil and gas reserves and resources / S.M. Karnaukhov,

V A. Skorobogatov // IX All-Russian research conference «Topical problems of development of oil and gas complex»: abstracts. - M.: RGUNG,

2012. - P I. - P. 8-10.

16. Skorobogatov VA. Gas potential of mineral resources of sedimentation basins of the Northern and Eastern Eurasia: development strategy /

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

VA. Skorobogatov, S.M. Karnaukhov //

Gas Industry. - 2007. - № 3. - P 16-21.

17. Skorobogatov V.A. Geological structure and gasoil-bearing capacity of Yamal / VA. Skorobogatov,

L. V Stroganov, VD. Kopeev. - M.: Nedra-Biznestsentr, 2003. - 352 p.

18. Klechev K.A. New methodical approaches to the assessment of prospects of oil-gas bearing capacity of Riphean deposits of the Leno-Tungus oil-gas bearing province / K.A. Klechev, N.K. Fortunatov, V.N. Larkin et al. // Oil and gas geology. - 2009. -№ 3. - P 3-10.

19. Remizov VV Problems of gas resources’ development of Siberia and Far East /

V.V. Remizov, VI. Rezunenko, A.I. Gritsenko et al. // Gas Industry. 2000. - № 9. - P.9-13.

20. Varlamov A.I. Quantitative assessment of the resource potential of hydrocarbon raw materials of Russia and immediate prospects of its explored part / A.I. Varlamov, A.P. Afanasenkov,

M. I. Lodgevskaya et al. // Oil and gas geology. -

2013. - Special issue - P. 4-13.

21. Shablinskaya N.V Fault tectonics of the Western-Siberian and Timano-Pechora plates and issues of oil-gas bearing capacity of the Paleozoic /

N. V. Shablinskaya. - L.: Nedra, 1982. - 155 p.

22. Bochkarev VS. Main problems of stratigraphy of Mesozoic oil-gas bearing deposits of the Western Siberia / VS. Bochkarev, A.M. Brekhuntsov,

N.P. Dechenya et al. // Oil and gas geology. -2000. - № 1. - P. 2-13.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.