CC BY
11
УДК 553.9812
Сравнительный анализ тектонодинамики, современного геологического строения и нефтегазоносности молодых плит Северной и Центральной Евразии (в связи с прогнозом новых открытий)
Соловьёв Н.Н.1 , В.А. Скоробогатов1*
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Ключевые слова: Тезисы. В статье на основании личного опыта авторов и с привлечением данных из опубликованных плита, работ других исследователей проводится сравнение геологического строения и нефтегазоносности
провинция, трех провинций - Предкавказской, Амударьинской и Западно-Сибирской, приуроченных к молодым
газ, эпигерцинским плитам - Скифской и Туранской с окраинными кайнозойскими предгорными про-
нефть, гибами, а также к Западно-Сибирской платформе и одноименным нефтегазоносным провинциям.
месторождение, Показаны существенные различия в тектоническом развитии мегапровинций в юрско-меловое
залежь, и кайнозойское время, повлиявшие на их современное геологическое строение, газо- и нефтепро-
запасы, дуктивность пород осадочного чехла, величину и структуру запасов и ресурсов углеводородов (УВ).
ресурсы, Уникальные условия онтогенеза УВ в недрах Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП) об-
Западная Сибирь, условили ее формирование и уникальность - большое число месторождений нефти и свободного Предкавказье, газа с очень значительным УВ-потенциалом в породах нижнего мела, сеномана и юры.
Амударьинская Отличные условия для газогенерации, формирования и сохранности газосодержащих скопле-
провинция, ний под соленосной покрышкой верхней юры явились главной причиной образования мощного га-
прогноз, зового потенциала в карбонатной юре Туранской плиты и Амударьинской нефтегазоносной провин-
онтогенез, ции. Сложная история тектонодинамики и осадконакопления в недрах Скифской плиты и альпий-
генерация, ских прогибов обусловила ограниченность газового и особенно нефтяного потенциалов их недр.
миграция, Показана выдающаяся роль юрского комплекса пород в газо- и нефтенакоплении в объеме все-
разлом. го осадочного чехла двух южных провинций. В ЗСМП значительно большую роль играли меловые
литолого-стратиграфические комплексы: альб-сеноманский для газа, неоком-аптский для нефти и газа, самодостаточные в плане онтогенеза УВ.
В будущем предстоят еще новые открытия месторождений УВ, прежде всего на севере Западной Сибири (Ямал, Гыдан) и в Южно-Карской области шельфа.
Памяти газовых геологов второй половины XX в. - Г.И. Амурского, Н.В. Безно-сова, В.Б, Вельдера, В.И. Ермакова, И.В. Гришиной, В.Е. Орла, А. С. Пан-ченко и др., изучавших Предкавказье, Центральную Азию и Западную Сибирь, посвящаем...
В северной половине мегаконтинента Евразия (Россия и Центральная Азия) расположены 30 осадочных бассейнов (ОБ), мегабассейнов (МБ) и суббассейнов (СБ), к которым приурочены нефтегазоносные и газонефтеносные провинции (НГП и ГНП), мегапровинции (МП) и области (НГО). В развитии нефтяной и газовой отраслей промышленности СССР и России и нефтегазовой геологии (НГГ) особое место занимают Предкавказско-Крымская (с Южно-Мангышлакской областью в Казахстане) и Амударьинская провинции, а также, безусловно, Западно-Сибирская МП (ЗСМП).
Вышеуказанные тектонические элементы определяют главнейшие особенности строения и нефтегазоносности Евразийской молодой платформы с преимущественно герцинским складчатым фундаментом. Почти повсеместно он перекрыт
образованиями пермо-триасового возраста, составляющими так называемый промежуточный комплекс. Именно Предкавказье стало своеобразной альма-матер для нефтяной промышленности России, и отечественная НГГ как наука зародилась на Северном Кавказе и только уже потом продолжала развиваться на основе изучения и освоения Волго-Уральской, Тимано-Печорской и др. провинций.
Авторы занимались изучением проблем геологического строения и газонефтеносности МП территории СССР, по сути, всю профессиональную жизнь - как по обнажениям и буровым скважинам в Предкавказье и в Средней (Центральной) Азии, так и по материалам бурения (с керном) и испытания параметрических, поисковых и разведочных скважин во всех трех регионах. В 1970-1980 гг. проведены много полевых сезонов, обычно в конце весны и в начале осени каждого из регионов, а летом - отбор керна в Западной Сибири (закрытый регион, обнажений нет). Поэтому авторы не понаслышке знакомы с геологией МП. Настала пора сделать генеральное обобщение - сравнить три плиты и провинции друг с другом, памятуя при этом, что подобная работа достойна монографического описания и публикации.
По проблемам НГГ трех провинций и их отдельных областей во второй половине XX в. и в первое двадцатилетие нынешнего опубликованы многие десятки тысяч статей, монографий, справочников, в том числе 270 авторами настоящей работы с соавторами -В.И. Ермаковым, Г.И. Амурским, Л.С. Салиной и др., из них 8 монографий [1-27 и др.]. Вместе с тем обобщающих исследований именно по всем трем провинциям крайне мало, особенно посвященных их сравнительной характеристике [5, 6, 8, 18]. Подавляющее число исследований и публикаций посвящены какой-либо одной из них, редко двум, очень редко всем трем [3-6 и др.]. Большое число публикаций посвящено ЗСМП, приуроченной к молодой Западно-Сибирской плите [2, 9, 15, 17, 22], особенно по замечательной баженовской свите верхней юры, меньше по Скифской плите, относительно немного по Туранской плите, большую часть площади которой (~ 85 %) занимают Амударьинская синеклиза и одноименная преимущественно газоносная провинция (АДГП). Историография изучения и освоения недр всех трех МП включает ряд работ [3, 28].
Тектоническое развитие (тектонодинами-ка) различных территорий во многом определяет не только современное геологическое строение их осадочного чехла, но и флюидо-динамику в их недрах, площадное размещение месторождений углеводородов (МУВ) в их пределах и залежей по разрезу, в том числе свободного газа (СГ) и нефти. Главное, что объединяет все три региона, - их приуроченность к тектоническим плитам, единство возраста и строения фундамента, который был консолидирован в результате герцинского тек-тогенеза в конце пермского периода. Далее произошел орогенез с последующими пенепле-низацией и расколом земной коры на тектоно-блоки с опусканием и новым осадконакопле-нием в условиях уже платформенного режима (со средне-позднетриасового, местами с ранне-юрского, времени) [1, 23].
Различия между молодыми плитами Северной и Центральной Евразии заключаются:
1) в площадях и объемах неметаморфи-зированных пород осадочного мезозойско-кайнозойского чехла;
2) особенностях тектонодинамическо-го развития и современного геологического строения, включая литолого-фациальную характеристику осадочного чехла;
3) условиях формирования углеводородных скоплений (УВС) МУВ и залежей и масштабах газо- и нефтенакопления;
4) величине и структуре запасов и реальных начальных потенциальных ресурсов (НПР) УВ - СГ и нефти;
5) преимущественных фазовых состояниях УВС, МУВ и залежей.
И если число чисто нефтяных месторождений без залежей СГ в АДГП крайне мало (менее 10), в Предкавказье их немного (менее 100), то в Западной Сибири их большинство (более 600 из открытых 930). Итак, Предкавказско-Крымская провинция (ПКП) является газо- и нефтеносной (площадь чисто газоносных земель значительно больше нефтегазоносных), АДГП - преимущественно газоносной, ЗСМП - нефтегазоносной (рис. 1-3).
Во всех трех НГП начальные запасы СГ МУВ существенно превышают извлекаемые запасы нефти. Главные вопросы, поставленные в настоящей работе:
• в чем заключаются основные различия в тектонодинамическом развитии и сов-
Рис. 1. Обзорная карта ПКП
Рис. 2. Обзорная карта АДГП
О Тюмень
'Л**, V
•'■Л
' ' V
"■« *
V; 1
о- 1
Богучаны
Месторождения:
I газовое
I газоконденсатное
I газонефтяное
| нефтегазовое
I нефтегазоконденсатное
I нефтяное
Нефтегазогеологическое районирование:
нефтегазоносная провинция (НГП) - нефтегазоносная область (НГО)
Рис. 3. Обзорная карта ЗСМП. Преимущественно газоносные регионы и области: 1 - Надым-Пур-Тазовский регион; 2 - Ямальская НГО; 3 - Гыданская НГО; 4 - Южно-Карская область (ЮКО); 5 - Енисей-Хатангская область (ЕХО)
ременном геологическом строении Скифской, Туранской и Западно-Сибирской плит?
• каковы главные различия в их газонефтеносности?
• каковы причины столь разных масштабов газо- и нефтенакопления в недрах провинций?
• почему западные и центральные части Скифской плиты преимущественно газоносны,
а восточные, включая Южный Мангышлак, преимущественно нефтеносны?
• в чем причины сегрегации нефти и СГ в недрах Западной Сибири?
• каковы современные и начальные запасы и ресурсы УВ?
• почему так мало нефти в АДГП?
• сколько новых МУВ еще реально открыть?
Безусловно, решение этих вопросов заключается в анализе условий онтогенеза УВ в породах юры, мела и кайнозоя этих провинций. Однако сначала о геологическом развитии и строении плит (табл. 1).
Заметим, что проведение поисково- или геологоразведочных работ (ПРР/ГРР) и изучение геологического строения - не самоцель НГГ. Главное - открытие, разведка и освоение месторождений и залежей УВ с последующей добычей газа и нефти. Главные задачи НГГ: объяснить и предсказать.
Геосинклинальный режим на территориях современных тектонических плит завершился в позднем карбоне - ранней перми, а новое осадконакопление началось в среднем, но в основном в позднем триасе, осадочные терригенные и карбонатные толщи которого мощностью от 0,2...0,5 до 1,5...2,0 км составляют переходный комплекс, на котором с размывом залегает уже типичный осадочный чехол в составе юры, мела и кайнозоя мощностью от 1,8.2,5 до 9.12 км в эпицентрах глубоко погруженных впадин и прогибов, при этом особо мощное осадконакопление в кайнозое
(до 3.5 км и более) было приурочено к альпийским передовым (краевым, предгорным) достаточно узким (до 80.100 км) прогибам -Терско-Каспийскому, Индоло-Кубанскому и Предкопетдагскому [1, 6, 7, 23]. Наибольшее литолого-фациальное и формационное разнообразие пород (в объеме разновозрастных осадочных толщ) наблюдается в осадочном чехле южных плит, наименьшее - в ЗападноСибирской плите (табл. 2).
Отдельные черты сходства и различия в формационной характеристике осадочных чехлов плит достаточно очевидны. Подчеркнем главное.
1. Весь разрез осадочного чехла ЗападноСибирской плиты сложен терригенными се-роцветными, часто угленосными (субугленосными) формациями с большим спектром лито-фаций, особенно в континентальных толщах: озерные безугольные, болотные угленосные и речные слабоугольные фации присутствуют повсеместно в тюменской и покурской свитах нижней-средней юры и готерива-сеномана, кроме арктических областей суши и шельфа. Глинистые и терригенно-кремнистые морские
Таблица 1
Геостатистика молодых плит
Плита Площадь, млн км2 Объем осадочного чехла**, млн км3 Число МУВ
ОБ НГП
Западно-Сибирская 2,8 2,4.2,5* 12,0 930
Туранская 0,7 0,4 ~3,0 ~200**
Скифская (с прогибами) 0,5 0,3.0,4* ~2,0 ~500**
* С шельфом.
** Экспертные оценки (точная нефтегазовая статистика отсутствует).
Таблица 2
Генерализованная литолого-формационная характеристика осадочного чехла молодых плит Северной и Центральной Евразии. Формации: МПГ - морская песчано-глинистая; МК - карбонатная; МГ(Кр) - глинистая; С - соленосная; У/СУ - угленосная/субугленосная; ККП - континентальная, красноцветная и (или) пестроцветная; КПГ - континентальная
песчано-глинистая; МТК - морская терригенно-кремнистая; МГ - морская глинистая
Возраст пород Тип формации
Скифская плита и альпийские прогибы Туранская плита Западно-Сибирская плита
Кайнозой, в том числе неоген, палеоген МПГ, МПГ/МГ МПГ, МПГ/МГ МТК (палеоген)
Верхний мел (без сеномана) МК МПГ МГ(Кр)
Нижний мел - сеноман МПГ Верхи - МПГ, низы - ККП Верхи - КПГ (У/СУ), низы МПГ, МГ
Юра верхняя С, МК С, МК МТК, МПГ
Юра нижняя и средняя КПГ/СУ КПГ/СУ Арктика - МПГ, север и центр - КПГ (У/СУ)
Триас МК/МПГ Нет данных МПГ/СУ
породы слагают баженовскую свиту титона (волжского яруса), низы неокома (глинистая региональная покрышка берриаса-баррема) и турона-олигоцена (кремнистые и глинистые породы - верхняя покрышка). Неоген в значительной степени размыт. Карбонатные и соле-носные разности отсутствуют, красноцветно-пестроцветных пород исчезающие мало (2 % от объема осадочного чехла на юго-востоке) [6, 8, 17].
2. Достаточно большой объем чехла на Туранской плите занимают морские карбонаты келловея-оксфорда (200.500 м), соли кимериджа-титона (0,8.1,2 км и более) и пестроцветы неокома (валанжин-готерив, 300.700 м), в Предкавказье их меньше по объему и площади распространения, но карбонаты полностью слагают верхнемеловой разрез (до 300.500 м, без сеномана) на востоке региона. Кайнозой сложен мощными глинистыми и песчано-глинистыми сероцветными толщами морского генезиса (майкопская глинистая свита до 1,5.2,0 км и др.) [1, 23].
3. Угленосные и субугленосные континентальные песчано-глинистые формации повсеместно распространены в нижней-средней юре всех трех молодых плит (мощностью от 0,3.0,5 до 1,5 км и более), но в нижнем мелу-сеномане они известны только в Западной Сибири (500.1200 м). Максимально углена-сыщены средняя юра и апт. Кстати, апт на южных плитах представлен морскими серыми глинами [1, 5].
4. Континентальные и прибрежно-морские песчано-глинистые сероцветные толщи максимально распространены на Западно-Сибирской плите (60.70 % и более от мощности осадочного чехла ниже верхней покрышки).
Значительно меньшее распространение они имеют на юге - в Предкавказье и на Туранской плите (30 % и менее).
Результаты тектонодинамических исследований авторов опубликованы [1, 23, 25] и отражены в табл. 3.
Из 3720 МУВ России на две южные провинции приходится почти 700 МУВ, на ЗСМП - 930 (табл. 4). По двум российским провинциям значения параметров точны, по АДГП - оценки малодостоверные и совсем недоверительные (по туркменской части - в силу спекулятивности оценок запасов, на что неоднократно указывали эксперты ПАО «Газпром») [20, 24]. Одно можно сказать: запасы СГ подсолевой юры действительно очень значительные, и для настоящего исследователя не суть важно, каковы они: 10.12 или 18.20 трлн м3, важно, что это явно больше 10 трлн м3 за счет новейших открытий в Мургабской впадине - эпицентре газонакопления (в карбонатной подсолевой верхней юре). То же относится и к оценкам НПР УВ, официальных и корпоративных (табл. 5).
Таким образом, газонефтепродуктивность недр трех молодых плит различается весьма существенно (более чем на порядок). В чем причина таких различий? Бесспорно, в условиях формирования, эволюции и сохранности УВС в ловушках различного типа и возраста в объеме осадочного чехла каждой из провинций. Общие закономерности размещения УВС и МУВ в пределах провинций молодых плит таковы [3, 4, 7, 10, 16, 18, 26]:
• Северное Предкавказье. Установлены области и районы преимущественного и даже исключительного газонакопления в меловых толщах, газо-и нефтенакопления в кайнозойских
Таблица 3
Сравнение тектонодинамической активности недр молодых плит в период мезозойско-кайнозойского осадконакопления (экспертные оценки)
Критерий Скифская плита Туранская плита Западно-Сибирская плита
Активность в целом Очень высокая Высокая по окраинам Низкая повсеместно. Высокая на северо-востоке, в Енисей-Хатангском мегапрогибе (ЕХО)
Степень дизъюнктивной нарушенности недр разломами (средне- и высокоамплитудными -30.100 м и более, до 300 м) Высокая и очень высокая (на юге) Средняя и пониженная. Возможно, высокая в юре и в окраинных районах Низкая повсеместно, средняя в Пур-Тазовской НГО и высокая в ЕХО
Наличие крупных размывов, зон первоначального отсутствия осадконакопления Широкое, особенно в Центральном Предкавказье Малое Отсутствуют везде, кроме востока Енисей-Хатангского мегапрогиба (глубокий размыв)
Таблица 4
Нефтегазовая геостатистика провинций молодых плит Северной и Центральной Евразии
Параметр нефтегазоносности Провинция
СКП АДГП ЗСМП
Общее число выявленных месторождений, ед. 475, в том числе 120 газовых и газоконденсатных ~210 (180 газовых и газоконденсатных, 30 нефтяных) 930 (225 газовых и газоконденсатных, 705 нефтяных и нефте-газоконденсатных)
Общие начальные запасы* СГ, трлн м3 / нефти, млрд т 1,0 / 0,8 19,4 / 0,2 63,0 / 30,0
Начальные геологические разведанные запасы месторождений-лидеров: СГ, млрд м3; нефть, млн т 220 млрд м3 СГ (СевероСтавропольское), 120 млн т нефти и газового конденсата (Анастасиевско-Троицкое) 12500 млрд м3 СГ (зона Галкыныш, нет достоверных данных), 8.10 млн т нефти** (небольшие месторождения на северо-востоке) 16 млрд т у.т. - СГ + конденсат + нефть (Уренгой), 7,2 млн т у.т. (Самотлор)
* С учетом накопленной добычи, газ - преимущественно геол. ** Оценка.
Таблица 5
Интервальные оценки традиционных ресурсов газа и нефти, по состоянию на 01.01.2021
УВ Провинция
СКП АДП ЗСМП
СГ, трлн м3 1,6**...2,2* 18*...31,4** 100*...154**
Нефть, млрд т 2,0.2,4* 1,3**...1,5* 45*...59**
* Авторские.
** Официальные оценки, безусловно, завышенные по АДП и ЗСМП.
толщах на западе, преимущественного неф-тенакопления как на плите, так и в Терско-Каспийском прогибе и снова газонакопления в центральном Дагестане и Калмыкии (малые по запасам газовые и газоконденсатные месторождения). Интересно, что общая площадь газоносных земель (без нефтяных МУВ) оценивается в 70 % от общей площади, нефтегазоносных - в 30 %, но без учета мало- и бесперспективных земель;
• в Южно-Мангышлакской области (восток провинции) сформировались, а точнее, сохранились до наших дней многопластовые нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения с диапазоном продуктивности от неокома до низов юры, хотя «подавляющая» нефтегазоносность развита в нижне-среднеюрской сероцветной толще. Интересно, что в СКП и на Южном Мангышлаке встречены исключительно мало- и бессернистые нефти, малопарафиновые на малых глубинах («незрелые»), парафиновые, а часто даже ультрапарафиновые на средних и больших глубинах (содержание твердых УВ, т.е. парафина - от 5...6 до 22...24 %). Такие нефти диагностируются как неморские (содержание
серы - до 0,3.0,4 %, парафина - более 5 %) независимо от литофациальной принадлежности вмещающих их пород (континентальные либо морские, терригенные либо карбонатные.);
• АДГП. Газовые и газоконденсатные скопления, но с пониженным содержанием конденсата (менее 20 г/м3) распространены повсеместно. Газ имеет облик высокопреобра-зованного (уровни катагенеза газоматеринских пород - МК4...МК5, коксовые и отощенно-спекающиеся угли в континентальных толщах). В отдельных залежах верхней юры содержится сероводород, в красноцветах - газ бессернистый (практически) - природное «очищение» при дальней миграции через крас-ноцветы. Мелкие нефтяные и нефтегазокон-денсатные скопления открыты по периферии провинции с суммарными выявленными запасами 0,3 млрд т (извлек.), ресурсами - менее 0,5 млрд т;
• в ЗСМП наблюдается сложная, но закономерная флюидальная картина по залежам и МУВ: центр и запад нефтеносные; юго-восток (Томская область) - нефтегазоносные, смешанные по типу УВ-флюидов); периферийные
районы - газ (Березовский - малые глубины); на севере и в Арктике преимущественно и исключительно газосодержащие скопления, нефти мало.
Анализ онтогенеза УВ в недрах молодых платформ проводился большим числом исследователей: А.М. Акрамходжаевым, Г.И. Амурским, А.Г. Бабаевым, А.М. Брехун-цовым, И.О. Бродом, С.А. Варяговым, Н.Б. Вас-соевичем, Г.А. Габриэлянцем, Г.Х. Дикен-штейном, А.Н. Дмитриевским, В.И. Ермаковым, А.Э. Конторовичем, К.Н. Кравченко, Н.А. Крыловым, Л.Г. Кузьмуком, А.И. Летави-ным, С.П. Максимовым, В.Д. Наливкиным, С.Г. Неручевым, И.И. Нестеровым, А.С. Пан-ченко, В.Н. Ростовцевым, Н.Н. Ростовцевым, Г.П. Сверчковым, В.А. Скоробогатовым, В.Я. Соколовым, Ф.К. Салмановым, Н.Н. Соловьёвым, Л.В. Строгановым, А.Я. Ходжаку-лиевым, З.Б. Хуснутдиновым, В.С. Шеиным и др. [5, 6, 14, 15, 17, 19, 24, 26 и др.]. Современные взгляды авторов на эту
важнейшую проблему НГГ применительно к трем бассейнам и провинциям отражены в табл. 6.
В итоге реализации всех звеньев онтогенеза будущий (т.е. современный по факту) потенциал газонефтенакопления и сохранности оказался очень высоким или просто высоким (по отдельным областям) в Западной Сибири, высоким и средним в Амударьинской сине-клизе (мегавпадине) и пониженным либо низким в мелу и юре Предкавказья (повсеместно), средним в кайнозое (хадум Центрального Предкавказья).
Подтверждается общее (универсальное) правило НГГ: чем больше (размеры) и проще (строение и развитие) - тем лучше; чем меньше и сложнее - тем хуже для формирования, эволюции и сохранности УВС, образования УВ-потенциала. Масштабы и расстояния латеральной (в мелу) и субвертикальной миграции нефти и особенно газа были очень значительны в Предкавказье (десятки километров
Таблица 6
Анализ условий онтогенеза УВ в породах мезозоя и кайнозоя молодых плит Северной и Центральной Евразии
Процесс Скифская плита и прогибы Туранская плита Западно-Сибирская плита
Генерация в породах мезо-кайнозоя, в том числе:
• нижний мел Средние пониженные (малоблагоприятные) Низкие (неблагоприятные) Средние (в центре), хорошие (на севере)
• верхняя юра Низкие Пониженные Отличные (баженовская свита)
• средняя юра Средние и хорошие Хорошие Отличные
• нижняя юра Отличные (на востоке) Нет данных Средние
• триас Пониженные Нет данных Пониженные
Первичная миграция Хорошие Хорошие От средних до хороших
Вторичная миграция Хорошие и отличные Хорошие и отличные Хорошие и средние (малые расстояния)
Аккумуляция, в том числе:
• мел Хорошие Средние Отличные
• верхняя юра Средние Отличные Хорошие
• средняя юра Пониженные Низкие (плохие) Средние пониженные
• нижняя юра Нет данных Нет данных Нет данных
Эволюция, в том числе:
• мел в целом Хорошие Хорошие Отличные
• юра в целом Пониженные Отличные и хорошие Средние
Сохранность, в том числе:
• нижний мел - сеноман* Хорошие Средние Отличные
• юра Пониженные Отличные (соли) Средние
Суммарные условия онтогенеза Хорошие в кайнозое, пониженные в юре, средние в мелу Средние в неокоме, отличные в карбонатной верхней юре Отличные в мелу, хорошие и средние в юре
* В карбонатном верхнем мелу УВС, скорее всего, вторичные по генезису (перетоки снизу).
и многие сотни метров / первые километры вертикально), достаточно широко, но менее масштабно были развиты в Центральной Азии и на Мангышлаке вне ареала распространения региональной соленосной покрышки (многие десятки - первые сотни метров) и невелики в ЗСМП, где в каждом из автономных комплексов существовали все условия для формирования УВС. В опесчаненной апт-сеноманской толще пород субвертикальные перетоки УВ достигали 300.500 м и более, латеральные -20.40 км (широкомасштабная собирательная газомиграция).
Главные особенности онтогенеза УВ в недрах молодых плит и альпийских прогибов [4, 6, 12, 15, 19, 25 и др.] I. Скифская плита и альпийские предгорные (= передовые) прогибы (Предкавказье):
• самой мощной генерационной толщей в объеме осадочного чехла была безусловно, нижне-среднеюрская морская песчано-глинистая, местами континентальная субугленосная формация - газогенерирующая в Западном Предкавказье, газо- и битумогенерирую-щая в Восточном (более засушливый климат на востоке, больше лейптинитовых микрокомпонентов в суммарном рассеянном органическом веществе (РОВ) в составе органического вещества);
• субвертикальные перетоки УВ из юры и дальняя латеральная миграция газа в меловой толще способствовали формированию га-зоконденсатных залежей в Западном Предкавказье и нефтегазоконденсатных и нефтяных скоплений особенно в карбонатном верхнем мелу на востоке провинции; заметим, что карбонаты здесь характеризуются минимальным генерационным потенциалом (РОВ менее 0,5 %) и не являлись материнскими толщами. Большие объемы СГ были потеряны вследствие масштабной дегазации недр. То же и в Южно-Мангышлакской области;
• хадумский - ранний - газ в Центральном Предкавказье (олигоцен) сингенетичен вмещающим породам. Миграция была минимальной. Формирование залежей УВ в палеогене и особенно в неогене произошло за счет местных источников в разрезе кайнозойской толщи. В эти части разреза УВ юрского генезиса не проникали (не доходили);
• остаточный газовый и особенно нефтяной потенциал среднеюрских песчано-алевро-литовых и верхнеюрских карбонатных коллек-торских горизонтов весьма ограничен (часть УВ ушла, часть УВС разрушена в жестких тер-мокатагенетических условиях);
• очень высокая сложность геологического строения, неполная завершенность (в кайнозое) и фрагментарность всех элементов онтогенеза (в меловой толще) обусловили и малую эффективность нефте- и газонакопления. В целом сформировались относительно малые по запасам МУВ и всего два крупнейших (газовое и нефтегазовое), причем в кайнозое. С мезозойскими толщами связаны несколько крупных, несколько десятков средних и большое число мелких по запасам месторождений. Подчеркнем, что масштабы газогенерации в объеме осадочного чехла значительно превышали масштабы (массы) битумогенерации, но конечное нефтенакопление в Восточном Предкавказье оказалось более активным в силу значительных миграционных потерь при дальних перетоках газа (в основном субвертикально - по меловым коллекторским толщам). Общий потенциал промышленного нефте-накопления и сохранности на Скифской плите и в прогибах оказался больше аналогичной величины для газа, при этом ультрапарафиновые нефти верхнего мела имеют, безусловно, средне-юрский генезис (подобным нефтям более не откуда взяться.). То же и в Южно-Мангышлакском прогибе - азиатском продолжении Северо-Кавказской НГП (нефть пришла явно из нижней юры, так как материнское органическое вещество в низах юры лейптинито-гумусового типа с большой долей воска и др. липтобиолитовых микрокомпонентов: источники такой нефти в нижнем и тем более в верхнем мелу (в морских карбонатах) попросту отсутствуют.
Главная особенность Северо-Кавказского региона - крайняя неравномерность газо-и особенно нефтенакопления в объеме осадочного мезо-кайнозойского чехла: районы и зоны «концентрированного» накопления соседствуют с обширными территориями отсутствия УВ-залежей («пустые» - водоносные). По нефти главные районы - краевые прогибы, на плите газа больше, чем нефти: во всем «повинны» генетические причины. Масштабы
и расстояния вторичной миграции (латеральной и субвертикальной и для газа, и для нефти) в объеме осадочного чехла были максимальными из трех молодых плит.
II. Туранская плита (Амударьинская синек-лиза = мегавпадина = провинция):
• общие, очень значительные, объемы генерации УВ-газов средне-поздне- мезокатаге-нетического генезиса (РОВ - градации МК3. МК4...МК5) в мощной нижне-среднеюрской толще, нарушенной многочисленными раз-ноамплитудными разломами, кон- и постсе-диментационными, - путями субвертикальной миграции и их аккумуляции в карбонатном коллекторе под надежной соленосной покрышкой, «подавили» возможность нефте-накопления (хотя битумогенерация в средней юре и в келловей-оксфорде за счет лейптинито-вых компонентов имела место) даже в северовосточных окраинах бассейна. Потенциал генерации жидких УВ оказался недостаточным даже для нормального конденсатосодержания (на уровне 150.200 г/м3), а нефти образовали редкие тонкие оторочки под мощными шапками газа, как, например, на месторождениях Газли, Уртабулак и др. В глубокопогруженных центральных частях мегавпадины, где даже в кровле средней юры уровень катагенеза материнского органического вещества высокий (МК4...МК5, угли коксовые и отощенно-спекающиеся), газогенерирующая толща «поставляла» в карбонатный коллектор низкокон-денсатный газ, условия для накопления даже легких нефтей (конденсатоподобных) были крайне неблагоприятными. Субвертикальные перетоки по юрским разломам были невелики по расстояниям (первые сотни метров);
• «излишки» газа, насытив аккумуляционную емкость верхнеюрских коллекторов, выплескивались из генерационно-аккумуляцион-ной мегасистемы юры по периферии бассейна, особенно активно в его юго-западной части, и далее мигрировали по красноцветным песчаникам до ловушек, очищаясь по дороге от Н^. Таким образом, сформировались вторичные газовые скопления в красноцветах карабильской свиты (готерив) - Даулетабад-Донмез, Шатлык и др. [25, 26];
• примесь сероводорода, несомненно, привнесла рассеянная органика морских карбонатов: газ т-вИи (на месте) - местный
газ - смешался со среднеюрским (по генезису) угольным газом, объем которого значительно превышал объем карбонатно-морского (содержание РОВ соответственно 2.3 % и 0,4.0,8 %);
• неоднократно отмечалось, что во многих солеродных бассейнах развита наиболее благоприятная для крупного газонакопления система (сверху и вниз): соль - покрышка; карбонаты - коллектор (природный резервуар); угленосная или субуглеродная формация - га-зогенерирующая толща.
Великолепно эта система «сработала» в АДГП, несколько в меньших масштабах -в Днепрово-Донецкой впадине (Украина, газовый гигант Шебелинка) и на юге Североморского бассейна (сверхгигант Гронинген). Малый КПД процесса газонакопления отмечается в СКП. Подобная система развита и в южной соленосной части древней Сибирской платформы, где под нижнекембрийской солью непосредственно залегают карбонатный венд, нефтегазоносный в верхах (разломы), и терригенный нижний венд, газоносный внизу.
III. Западно-Сибирская плита, или ЗСМП.
По общему мнению, ЗСМП служит в качестве природной мегалаборатории для изучения всех аспектов НГГ (анализ онтогенеза, прогнозирование, поиски, разведка, освоение УВС) и исследования всех звеньев генетической цепи событий и явлений - от генерации до разрушения, частичного или полного, или сохранности в ловушках газа и нефти. Концепция авторов по условиям формирования и закономерностям размещения УВС в породах мела, юры и триаса ЗСМП [5, 6, 9, 14, 15, 22 и др.] сводится к следующему:
• в связи с очень благоприятными генерационными условиями во всех без исключения осадочных сероцветных толщах от сеномана до низов юры во всех областях мегапровинции процессы газообразования и битумогенерации происходили непрерывно и в больших масштабах по мере погружения на глубины, где эти процессы начинаются, развиваются и, заметим, не завершены до настоящего времени, хотя их интенсивность несколько снизилась в условиях падения геотемператур на 12.15 °С в последние 8.10 млн лет (подъем и размыв в неогене, похолодание в миоцене);
• в северных и арктических областях (суша и шельф - в Южно-Карской области (ЮКО)), а также на юго-востоке и в окраинных слабопрогретых зонах (малые глубины - низкие геотемпературы) объемы генерации УВ-газов значительно превышали массы генерированных битумоидов (в породах неокома, верхней и средней юры; выше и ниже исключительная газогенерация.) [5, 9, 15]. В одно-возрастных толщах мела и юры в Центрально-Западном и Южном регионах, наоборот, масштабы битумогенерации несколько превышали объемы газогенерации даже в неморских толщах в силу генетических причин, а сколько-нибудь крупные скопления СГ не сохранились в силу не вполне благоприятных последовательных аккумуляционных и консервационных условий (в неогеновое время);
• за исключением мощных глинистых толщ (фроловской - неоком-апт, 700.800 м, верхнеюрской вместе с баженовской свитой в западной половине Западно-Сибирской плиты) первичная миграция и первичная аккумуляция прошли в породах осадочного чехла достаточно эффективно (в песчано-глинистых толщах нижнего мела и средней юры - келловея) в условиях сочетания пар пластов покрышка/ коллектор (глина/песчаник) единичной толщиной 10.20 м [12, 19, 22];
• расстояния вторичной (коллекторской) миграции были ограничены единицами и первыми десятками километров, и миграционные потери были минимальными, а межкомплексные перетоки газа через глинистые покрышки мощностью 100.300 м и более при амплитудах большинства разломов менее 30 м были ограничены по масштабам и вертикальным расстояниям (для нефти - невозможны) на севере и ограничены на юго-востоке. Генерационная
зональность трансформировалась почти полностью в аккумуляционную [14, 15];
• окончательно аккумуляционные процессы, происходившие в течение позднего мела -палеогена, были завершены в неогеновое время, когда завершилось и формирование структурных ловушек в кровле сеномана (приросты амплитуд до 50.70 % в сравнении с современными, по М.Я. Рудкевичу);
• эволюционная сохранность УВ в залежах мегапровинции в конечном итоге оказалась очень высокой: из первоначально образовавшихся МУВ и уже обнаруженных 980.1000 в неогене полностью разрушенными физически оказались всего до 60.65, в основном мелких и средних по начальным запасам, в значительной степени разрушенными - 35.40, в небольшой степени - 40.45, полностью сохранились (практически без утечек УВ) до 860.870 месторождений (естественно, не все еще открыты.). Безусловно, это экспертные оценки (авторский взгляд) на результаты эволюционно-консервационных процессов в ЗСМП. Однако нет худа без добра (как и добра без худа): в преимущественно газоносных областях, районах и комплексах пород без частичного разрушения газосодержащих скоплений (утечек газа из ловушек) не сформировались бы нефтесодержащие: нефтяные струи продолжали бы бродить в межструктурном пространстве песчано-глинистых коллекторс-ких толщ средней юры, келловея-оксфорда, нижнего мела - сеномана вне ловушек, занятых ранее СГ (еще до начала и развития процессов битумообразования в материнских глинах и эмиграции жидких УВ в коллекторские горизонты). Самые яркие примеры нарушенно-сти недр разломами известны на севере мега-провинции [9, 15] (табл. 7).
Таблица 7
Разрывная тектоника в ЗСМП
Нарушенность недр разломами
низкая средняя высокая
Надым-Пур- Тазовский регион Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение: разломы только в юре, полупромышленная нефть в неокоме, начальные запасы газа - 3,7 трлн м3 Тазовское нефтяное месторождение: разломы затрагивают весь чехол, нефти много в сеномане (СГ + нефть) Русское нефтяное месторождение: аномальная нефтеносность сеномана, запасы нефти - 1,4 млрд т, разломы амплитудой до 200.250 м и более
Ямальская НГО Малоямальское газоконденсатное месторождение Нейтинское газоконденсатонефтяное месторождение Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение
Примеров подобных разнонарушенных триад месторождений по Западной Сибири можно привести много. Другое дело, что в нефтеносных районах процессы частичного разрушения не нарушают фазового состояния МУВ: была нефть и осталась нефть, но меньше.
Итак, краткий экскурс по проблемам нефтегазоносности хорошо и средне изученных (по разным областям) молодых плит Северной и Центральной Евразии на этом можно и завершить, памятуя при этом, что главная проблема их сравнения (а почему, что и как?) достойна большого монографического исследования (и описания), что, впрочем, и делалось в 1970-1980 гг., однако на несравненно меньшем материале [5, 6, 8], когда многое еще не было изучено, обсуждено, понятно и принято.
Этапность исследований - непременная составляющая развития теоретической и практической (прогнозной) НГГ. Современный этап (2001-2020 гг.) - заключительный для Северного Кавказа, третий «зрелый» для Средней Азии, поздний для нефти центральных областей и зрелый для северных областей ЗСМП: соответственно конец IV этапа, завершение и начало III этапа изучения и освоения углеводородного потенциала. Однако шельфовая часть мегапровинции (ЮКО) находится в начале II этапа крупных открытий.
В ЗСМП среди нефтей известны два генотипа: сапропелево-морские и гумусово-континентальные с промежуточным типом озерных нефтей - производных смешанного органического вещества типа. В АДГП нефтей, по сути, нет, а мелкие их скопления сапропелево-карбонатного типа («поработало» РОВ верхней юры) как бы не в счет. В Предкавказско-Мангышлакской провинции нефти - лейптинитово-гумусовые, континентальные (зрелые/незрелые), одного генотипа, другие отсутствуют.
Специфика онтогенеза в недрах южных провинций:
• главная газо-, а возможно, и битумо-генерирующая формация - нижне-средне-юрская на Скифской плите (развита спорадически - на половине (?) площади и на больших глубинах в области очень высоких геотемператур и уровней катагенеза, однако есть ли материнские породы (генерирующие) в разрезе нижнего мела? Это остается проблематичным
в верхней юре, а в мелу их точно нет (скорее всего). В кайнозое точно есть, но их зрелость мала, недостаточна для масштабной генерации СГ + жидких УВ (майкопская толща, преимущественно незрелая, хотя и мощная -до 2,0 км, образовалась «недавно» и не успела должным образом «прогреться»);
• большие расстояния по горизонтали и вертикали вторичной внутрирезервуарной и вертикальной межрезервуарной миграции;
• значительные миграционные потери нефти и особенно газа.
Итак, отметим, что Предкавказье (Скифская плита с прогибами) «успешно» завершилось как регион не только поисков, но и добычи (уже на минимуме - первые миллионы тонн и миллиарды метров кубических). Центральная Азия уже не Россия. Более того, по газу современный Туркменистан - прямой конкурент России, правда, с ограниченными возможностями по добыче (сравните 110.120 и 700.730 млрд м3/год). Однако такая наука, как НГГ не знает границ, а по времени «простирается» на сотни миллионов лет. Правда, по меткому замечанию одного геолога (1970-е гг.), Кавказские горы выросли на глазах изумленных неандертальцев. Как, впрочем, и Копетдаг. И предгорные прогибы тоже «провалились» геологически недавно и мгновенно (в последние 5.7 млн лет). И высокопарафиновая нефть Предкавказья сохранилась при современных пластовых температурах 120.150 °С только благодаря их краткому воздействию (иначе бы разрушилась).
Оценки остаточных перспектив газонефтеносности, динамики открытий МУВ, перспектив обнаружения новых месторождений обсуждаются во многих работах [2, 10, 11, 13, 17, 20 и др.]. Открытия новых месторождений в последние годы (2016-2023 гг.) продолжаются средними темпами: Скифская платформа - два-три в год (мельчайших, менее 1 млн т условного топлива); по Центральной Азии нет данных (вероятно, единицы - менее десяти в год); в Западной Сибири - от семи до 10 (средние и мелкие по запасам на суше, крупнейшие и гигантские на шельфе - в ЮКО).
Имеющие место открытия новых месторождений свидетельствуют о том, что неоткрытые ресурсы УВ еще далеко не исчерпаны, даже в Предкавказье. Другое дело, что их объем уже существенно ограничен (для Предкавказья, АДГП и для многих областей и районов суши
Таблица 8
Роль юрского материнского газо- и битумогенерирующего комплекса
Скифская плита (+ альпийские прогибы) Туранская плита Западно-Сибирская платформа
Важнейший, но не единственный (+ кайнозой) Единственный, важнейший Не единственный и не важнейший (по крайней мере, для газа)
ЗСМП - центральных, западных, Надым-Пур-Тазовского региона).
Подчеркнем, что новых открытий, по крайней мере, крупных в нижне-среднеюрской континентальной субугленосной толще в АДГП вряд ли стоит ожидать в силу плохих условий для сохранности коллекторов в терри-генном, высокоуплотненном разрезе в области экстремальных геотемператур (более 115.120 °С даже в кровле) и стадий катагенеза (МК4.МК5), а в низах - тощие угли и полуантрациты. В карбонатной юре они будут происходить, но когда и как, зависит уже от национальных компаний-операторов Туркменистана и Узбекистана.
В пределах ЗСМП (суша и шельф) предстоит открыть еще не менее 220.270 новых МУВ крупнее 0,1 млн т у. т. каждое к 930 уже обнаруженным, в Предкавказье - многие десятки (вряд ли первые сотни.). Трудно сказать, сколько еще можно открыть МУВ в Центральной Азии, новейшие материалы по нефтегазовой геостатистике которой не отличаются корректностью и доверительностью. По мнению авторов, еще до 140.150 МУВ можно, однако все - преимущественно до 100 млрд м3 каждое. Похоже, и в АДГП время гигантов прошло.
Дальнейшие исследования в рамках развития НГГ этих территорий продолжатся, вероятно, всю первую половину ХХ1 в. Особенно шельфовых областей. И, безусловно, юрского комплекса пород всех трех молодых плит провинции.
Выводы
Существенно разные масштабы нефте- и газоносности недр молодых плит Северной Евразии (России) и Центральной Азии достаточно логично объясняются их разными размерами, но главное - разной сложностью развития и современного строения, существенно
разной степенью реализованности всех звеньев онтогенеза УВ.
Значительная по масштабам и преимущественная газоносность недр южных молодых плит связана главным образом с нижне-среднеюрским генерационным подкомплексом, который в плане УВ-генерации и накопления для ЗСМП выступает как второстепенный. Разная роль юрского комплекса в плане генерации УВ и результирующего нефтегазонакопле-ния оценивается, как показано в табл. 8.
Сравнительный анализ трех молодых плит и приуроченных к ним провинций показал, что чем масштабнее и проще по всем геологическим и генетическим параметрам оцениваемые объекты (области, комплексы пород), тем выше общая величина углеводородного потенциала недр тех или иных осадочных бассейнов, тем крупнее образуются первоначально и сохраняются месторождения УВ, особенно газосо-держащие.
Дальнейшее изучение геологии и нефте-газоносности молодых плит уже не имеет такого кардинального значения, какое оно имело в прошлом столетии, особенно в тридцатилетие 1961-1990 гг., однако во многих областях юрский глубокопогруженный комплекс так и остался полномасштабно не изученным и не опоискованным (до глубин 5.7 км), а также не оцененным корректно (недооцененным). В Западной Сибири остаются неопоискованными ряд районов на суше Арктики и особенно в ЮКО, где могут быть еще сюрпризы со знаками плюс и минус. Поэтому дальнейшие исследования в рамках НГГ этих территорий продолжатся, вероятно, всю первую половину XXI в. Продолжат эти исследования и авторы настоящей работы. И их последователи. Познание интересно, полезно и бесконечно, особенно в рамках такой науки, как НГГ, особенно такой страны, как Россия.
Список литературы
1. Амурский Г.И. Тектонодинамика
и нефтегазоносность Средней Азии / Г.И. Амурский, Н.Н. Соловьёв // Геотектоника. - 1984. - № 1. - С. 34-45.
2. Давыдова Е.С. Современное состояние и перспективы освоения газового потенциала недр Западно-Сибирской мегапровинции / Е.С. Давыдова,
Г.Р. Пятницкая, Д.В. Люгай и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 4-12.
3. Ермаков В.И. Газовый потенциал Евразийского мегаконтинента / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. - 1998. - С. 15-18.
4. Ермаков В.И. Закономерности размещения углеводородных скоплений Предкавказья и принципы выделения областей газо-
и нефтенакопления: обзор / В.И. Ермаков; под ред. Н.С. Ерофеева. - М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1985. - 86 с.
5. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков,
В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984.
6. Ермаков В.И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. -М.: Недра. - 1986. - 221 с.
7. Ермаков В.И. Общий потенциал газонефтенакопления осадочных продуктивных комплексов / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. - М.: Наука, 1982. - С. 155-165.
8. Зонн М.С. Юрские субугленосные формации эпигерцинских плит и их нефтегазоносность / М.С. Зонн, М.В. Корж, Н.А. Крылов и др. // Формационный анализ в нефтяной геологии. -М.: ИГИРГИ, 1981. - С. 21-39.
9. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 15-25.
10. Колесниченко В.П. Проблемы достоверности и подтверждаемости оценок величины
и структуры перспективных и прогнозных ресурсов газа Западного и Центрального Предкавказья / В.П. Колесниченко, М.Ю. Острижный, В.А. Скоробогатов // Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов (HCFD-2012):
тезисы докладов II Межд. научно-практ. конф. 15-16 мая 2012 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 31.
11. Поляков Е.Е. Где искать новые крупнейшие, гигантские и уникальные газосодержащие месторождения в Северной Евразии? /
Е.Е. Поляков, В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 45-57.
12. Пятницкая Г.Р. Изучение и освоение углеводородного потенциала нижне-среднеюрской толщи северных областей Западной Сибири: итоги и перспективы / Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 86-104.
13. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. -№ 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
14. Скоробогатов В.А. Генерационные аспекты онтогенеза газа и нефти в континентальных и дельтовых толщах / В.А. Скоробогатов // Современные проблемы геологии нефти
и газа. - М.: Научный мир, 2001. - С. 309-316.
15. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. - С. 8-14.
16. 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.
17. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - 2014. -№ 3 (19): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 8-26.
18. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира
и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке / В.А. Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. -
C. 126-141.
19. Скоробогатов В.А. Онтогенез газа и нефти
в осадочных бассейнах и породах различного типа и возраста / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов // Газовые ресурсы России в XXI веке: сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. - С.43-67.
20. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России
и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Г.Р. Пятницкая, Д.А. Соин и др. // Геология нефти и газа. - 2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - С. 59-65.
21. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений углеводородов /
В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. -1991. - № 8. - С. 23-29.
22. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее /В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 36-58.
23. Соловьёв Н.Н. Тектонодинамическая оценка условий формирования месторождений -новое направление изучения нефтегазоносных территорий / Н.Н. Соловьёв // Геология нефти и газа. - 1986. - № 1. - С. 6-11.
24. Соловьёв, Н.Н. Гигантское газовое месторождение Галкыныш: миф или реальность? / Н.Н. Соловьёв, Л.С. Салина // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 208-215.
25. Соловьёв Н.Н. Опыт онтогенетического анализа влияния дизъюнктивной делимости горных пород на нефтегазоносность осадочных бассейнов / Н.Н. Соловьёв, Л.С. Салина,
В.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. -№ 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 80-91.
26. Соловьёв Н.Н. Основные закономерности размещения и формирования залежей сероводородсодержащего газа / Н.Н. Соловьёв, Л.С. Салина, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-тех. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - С. 125-133.
27. Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России: обзор / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков; под ред. А.Д. Седых, -
М.: ИРЦ «Газпром», 2000. - 117 с.
Benchmarking of tectonic dynamics, contemporary geological structure and oil-gas-bearing capacity for young plates of Northern and Central Eurasia (related with prediction of new discoveries)
N.N. Solovyev1 , V.A. Skorobogatov1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. On the grounds of own experience and third-party disclosed data, authors compare the geological structure and oil-and-gas content of three provinces, namely the Pre-Caucasus, the Amu-Darya and the West-Siberian ones, which are associated with the young epi-Hercynian plates, namely with the Scythian and Turanian plates with the marginal Cenozoic foredeeps and with the West-Siberian Platform, and the cognominal oil-gas-bearing provinces. Authors show the essential disagreements in tectonic development of the mentioned plates in Jurassic-Cretaceous and Cenozoic periods, which influenced their modern geological structure, productivity of the sedimentary apron rocks, amounts and structure of hydrocarbon reserves and resources.
The unique conditions of the hydrocarbon ontogenesis in the subsoil of the West-Siberian megaprovince (WSMP) are responsible for its specific identity. There are a lot of oil and free gas fields with huge hydrocarbon potential in the Lower Cretaceous, Cenomanian and Jurassic rocks.
The favorable environment for gas generation, formation and preservation of gas-bearing agglomerations under the Upper-Jurassic saliniferous cap is the main reason for origination of a huge gas potential in the carbonated Jurassic rocks of the Turanian Plate and the Amu-Darya oil-gas-bearing province. Complicated tectonics and sedimentation within the Scythian Plate subsoil determined the scarcity of their hydrocarbon resources.
Authors highlight the extraordinary role of the Jurassic series in gas and oil accumulation within the volume of the sedimentary apron of two southern provinces. In the WSMP context, the Cretaceous series was rather more important: the Albian-Cenomanian stage for gas, the Neocomian-Aptian stage for gas and oil.
In future, there will be other discoveries of hydrocarbon fields, first of all, at north of Western Siberia
(Yamal, Gydan) and at the South-Kara area of the continental shelf. В будущем предстоят еще новые открытия
месторождений УВ, прежде всего на севере Западной Сибири (Ямал, Гыдан) и в Южно-Карской области
шельфа.
Keywords: plate, province, gas, oil, field, deposit, reserves, resources, hydrocarbons, Western Siberia, Pre-Caucasus,
Amu-Darya province, forecast, ontogenesis, generation, migration, fault.
References
1. AMURSKIY, G.I., N.N. SOLOVYEV. Tectonodynamics and oil-and-gas presence in Central Asia [Tektonodinamika i neftegazonosnost Sredney Azii]. Geotektonika, 1984, no. 1, pp. 34-45, ISSN 0016-853X. (Russ.).
2. DAVYDOVA, Ye.S., G.R. PYATNITSKAYA, D.V. LYUGAY, et al. State of art and outlooks for development of gaseous subsoil potential in Western-Siberian megaprovince [Sovremennoye sostoyaniye i perspektivy osvoyeniya gazovogo potentsiala nedr Zapadno-Sibirskoy megaprovintsii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 4-12. ISSN 2306-9849. (Russ.).
3. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Gas potential of Eurasian megacontinent [Gazovyy potentsial Evraziyskogo megakontinenta]. Gazovaya Promyshlennost. 1998, no. 8, pp. 15-18. ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. YERMAKOV, V.I. Patterns of hydrocarbon agglomerations disposition at Pre-Caucasus region and principles for demarcating zones of gas and oil accumulation [Zakonomernosti razmeshcheniya uglevodorodnykh skopleniy Predkavkazya i printsipy vydeleniya oblastey gazo- i neftenakopleniya]: review. Moscow: TsNIITEneftegaz, 1985. (Russ.).
5. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Generation of hydrocarbon gases in carboniferous and subcarboniferous sediments [Obrazovaniye uglevodorodnykh gazov v uglenosnykh i subuglenosnykh otlozheniyakh]. Moscow: Nedra, 1984. (Russ.).
6. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. Thermal field of the young plates in the USSR [Teplovoye pole molodykh plit SSSR]. Moscow: Nedra, 1986. (Russ.).
7. YERMAKOV, V.I., V.A. SKOROBOGATOV. General potential of oil-and-gas accumulation in sedimentary productive rock complexes [Obshchiy potentsial gazoneftenakopleniya osadochnykh productivnykh kompleksov]. In: Methods for assessing oil- and gas-source potential of sedimentits [Metody otsenki nefte-i gazomaterinskogo potentsiala sedimentitov]: collected bk. Moscow: Nauka, 1982, pp. 155-165. (Russ.).
8. ZONN, M.S., M.V. KORZH, N.A. KRYLOV, et al. Jurassic sub-coal-bearing formations of epi-Hercynian plates and their oil-gas-bearing capacity [Yurskiye subuglenosnyye formatsii epigertsinskikh plit i ikh neftegazonosnost]. In: Formation analysis in petroleum geology [Formatsionnyy analiz v neftyanoy geologii]: collected bk. Moscow: Institute for Geology of fossil fuels development (IGIRGI), 1981, pp. 21-39. (Russ.).
9. KARNAUKHOV, S.M., V.A. SKOROBOGATOV, O.G. KANANYKHINA. The age of Cenomanian gas: "From the dawn to the sunset" [Era senomanskogo gaza: "ot rassveta do zakata"]. In: Challenges of supplying resources to gas producing regions of Russia to 2030 [Problemy resursnogo obespecheniya gazodobyvayushchikh rayonov Rossii do 2030 g.]: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2011, pp. 15-25. (Russ.).
10. KOLESNICHENKO, V.P., M.Yu. OSTRIZHNYY, V.A. SKOROBOGATOV. Validity and verifiability challenges in relation to assessment of amounts and structure of prospective and prognostic gas resources in Western and Central Pre-Caucasus [Problemy dostovernosti i podtverzhdayemosti otsenok velichiny i struktury perspektivnykh i prognoznykh resursov Zapadnogo i Tsentralnogo Predkavkazya]. In: HCFD2012, 15-16 May 2012. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2012, pp. 31. (Russ.).
11. POLYAKOV, Ye.Ye., V.V. RYBALCHENKO, A.Ye. RYZHOV, et al. Where must the new the biggest, gigantic and unique gas-bearing fields be looked for in Northern Eurasia? [Gde iskat novyye krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya v Severnoy Evrazii?] Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 45-57. ISSN 0016-7894. (Russ.).
12. PYATNITSKAYA, G.R., V.A. SKOROBOGATOV. Studying and developing hydrocarbon potential of Lower-Middle-Jurassic deposits in northern areas of Western Siberia: resume and perspectives [Izucheniya i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nizhne-sredneyurskoy tolshchi severnykh oblastey Zapadnoy Sibiri: itogi i perspectivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientifi c technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3 (35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 86-104. ISSN 2306-9849. (Russ.).
13. RYBALCHENKO, V.V., A.Ye. RYZHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Searching and prospecting of hydrocarbon fields and deposits by the enterprises of the Gazprom PJSC in Russia [Poiski i razvedka mestorozhdeniy i zalezhey uglevodorodov predpriyatiyami PAO "Gazprom" v Rossii]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3(35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 46-57. ISSN 2306-9849. (Russ.).
14. SKOROBOGATOV, V.A. Generative aspects of gas and oil ontogenesis in continental and deltaic series [Generatsionnyye aspektu ontogeneza gaza i nefti v kontinentalnykh i deltovykh tolshchakh]. In: Modern challenges of oil and gas geology [Sovremennyye problem geologii nefti i gaza]: collected papers. Moscow: Nauchnyy mir, 2001, pp. 309-316. (Russ.).
15. SKOROBOGATOV, V.A. Genetic reasons for unique gas and oil presence in Cretaceous and Jurassic sediments of West-Siberian province [Geneticheskiye prichiny unikalnoy gazo- i neftenosnosti melovykh i yurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy provintsii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2003, no. 8, pp. 8-14, ISSN 2413-5011. (Russ.).
16. SKOROBOGATOV, V.A., Yu.B. SILANTYEV. Gigantic gas-bearingfi elds of the World: patterns ofallocation, conditions for generation, reserves, prospects for new discoveries [Gigantskiye gazosoderzhashchiye mestorozhdeniya mira: zakonomernosti razmeshchenuya, usloviya formirovaniya, zapasy, perspektivy novykh otkrytiy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. (Russ.).
17. SKOROBOGATOV, V.A. Research and development of the hydrocarbons potential of the soils of the Western Siberian sedimentary megabasin: results and perspectives [Izucheniye i osvoyeniye uglevodorodnogo potentsiala nedr Zapadno-Sibirskogo osadochnogo megabasseyna: itogi i perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 3 (19): Resource support problems of Russian oil-producing regions, pp. 8-26. ISSN 2306-8949. (Russ.).
18. SKOROBOGATOV, V.A. The biggest, gigantic and unique sedimentary basins of the World and their impact to development of the gas industry in the XXI century [Krupneyshiye, gigantskiye i unikalnyye osadochnyye basseyny mira i ikh rol v razvitii gazovoy promyshlennosti v XXI veke]. Delovoy zhurnal Neftegaz.ru. 2018, no. 10, pp. 126-141. ISSN 2410-3837. (Russ.).
19. SKOROBOGATOV, V.A. and L.V. STROGANOV. Ontogenesis of gas and oil in sedimentary basins and rocks of different types and ages [Ontogenez gaza i nefti v osadochnykh basseynakh i porodakh razlichnogo tipa i vozrasta]. In: Gas resources of Russia in XXI century [Gazovyye resursy Rossii v XXI veke]: collected sci. papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003, pp. 43-67. (Russ.).
20. SKOROBOGATOV, V.A., G.R. PYATNITSKAYA, D.A. SOIN, et al. Practice of estimation of potential resources of the free gas in sedimentary basins of Russia and their validation during prospecting works [Opyt otsenok potentsialnykh resursov svobodnogo gaza osadochnykh basseynov Rossii i ikh podtverzhdayemost pri poiskovo-razvedochnykh rabotakh]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 59-65. ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. SKOROBOGATOV, V.A. Thermobaric-geochemical evolution of hydrocarbon agglomerations [Termobaro-geokhimicheskaya evolutsiya skopleniy uglevodorodov]. Geologiya Nefti i Gaza. 1991, no. 8, pp. 23-29. ISSN 0016-7894. (Russ.).
22. SKOROBOGATOV, V.A. Jurassic productive complex of Western Siberia: past, present and future [Yurskiy produktivnyy kompleks Zapadnoy Sibiri: proshloye, nastoyashcheye, budushchueye]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 36-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
23. SOLOVYEV, N.N. Tectonodynamical assessment of conditions favorable for forming of fields as a new lead in studying oil-gas-bearing territories [Tektonodinamicheskaya otsenka usloviy formirovaniya mestorozhdeniy -novoye napravleniye izucheniya neftegazonosnykh territoriy]. Geologiya Nefti i Gaza, 1986, no. 1, pp. 6-11, ISSN 0016-7894. (Russ.).
24. SOLOVYEV, N.N., L.S. SALINA. A gigantic gas field named Galkynysh: is it a fiction or reality? [Gigantskoye gazovoye mestorozhdeniye Galkynysh: mif ili realnost?]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2018, no. 3(35): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 208-215. ISSN 2306-9849. (Russ.).
25. SOLOVYEV, N.N., L.S. SALINA, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Experience in ontogenetic analysis of rock disjunctive divisibility affecting oil-gas-bearing capacity of sedimentary basins [Opyt ontogeneticheskogo analiza vliyaniya dizyunktivnoy delimosti gornykh porod na neftegazonosnost osadochnykh basseynov]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017, no. 3 (31): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 80-91. ISSN 2306-9849. (Russ.).
26. SOLOVYEV, N.N., L.S. SALINA, V.A. SKOROBOGATOV. Main laws for acid gas deposits localization and formation [Osnovnyye zakonomernosti razmeshcheniya i formirovaniya zalezhey serovodorodosoder-zhashchego gaza]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 125-133. ISSN 2306-8949. (Russ.).
27. STAROSELSKIY, V.I., G.F. PANTELEYEV, V.P. STUPAKOV et al. History and modern state of the Russian gas industry base of mineral and raw materials [Istoriya razvitiya i sovremennoye sostoyaniye syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti Rossii]: sci.-tech. review. Moscow: IRTs Gazprom, 2000. (Russ.).
