CC BY
8
УДК:55.622
Учение об этапности освоения углеводородного потенциала разномасштабных геологических объектов (территорий) в связи с формированием и развитием минерально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи
В.А. Скоробогатов1*, Д.Я. Хабибуллин2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., г.о. Ленинский, пос. Развилка, ул. Газовиков, зд. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 190900, * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
г. Санкт-Петербург, BOX 1255
Тезисы. На основании опыта авторов по изучению месторождений и залежей углеводородов, оценке и освоению углеводородного потенциала (УВП) недр ряда регионов (Западно- и ВосточноСибирского, Охотоморского и др.) Северной Евразии (СЕА) предложено разбиение всего длительного и сложного процесса освоения УВП на четыре этапа с количественными критериями (графоаналитическими) их выделения и разделения. Важнейшим является этап II - открытия наиболее крупных месторождений и приростов разведанных запасов углеводородов. На результирующей кривой освоения показано «этапное» положение конкретных областей севера Западной Сибири и всех важнейших регионов СЕА.
Великое - истинное! - предназначение науки - объяснять достаточно логично, стройно и адекватно (без лишних фантазий) накопленные эмпирические факты (в любой сфере науки, на разных этапах развития конкретного научного направления) и на этой основе, например, в нефтегазовой геологии (НГГ) предсказывать новые открытия, а также ход и результативность поисково-разведочных работ (ПРР) в процессе изучения и освоения прогностических объектов. Нет фактов - нечего изучать, объяснять и предсказывать. Сначала их надо накопить, чистые умозаключения хороши только в философии. Достаточно сложно и многообразно этот процесс протекает в рамках НГГ, а именно по мере изучения и освоения углеводородного потенциала (УВП), поисков и открытий месторождений нефти и газа. Все происходит постепенно, медленно... Этапно [1-22].
УВП составляет все, что может быть предсказано (до глубокого бурения) и оценено количественно, открыто при поисках, разведано и освоено для промышленной эксплуатации, а именно совокупность всех запасов месторождений углеводородов (МУВ) и углеводородных скоплений (УВС), реально существующих в недрах (в объеме изучаемого объекта), которые можно в конечном итоге выявить для промышленного использования. Площадная иерархия нефтегазоносных геологических объектов (территорий) по крупности выглядит следующим образом:
• провинция (НГП, площадь от 0,3 до 3,0 млн км2);
• область (НГО, 30.300 тыс. км2);
• район (НГР, 10.30 тыс. км2);
• зона (НГЗ - 3.10 тыс. км2);
• участок недр (менее 3 тыс. км2).
Площадь проекции большинства МУВ на поверхность земли составляет от 2.5 км2 (мельчайшие МУВ) до 1.3 тыс. км2 (гиганты и уникальные МУВ), очень редко - до 4.5 тыс. км2 (Красноленинская единая зона нефтенакопления по юре -6 тыс. км2).
Глубинная иерархия геологических объектов:
• автономные структурно-литолого-стратиграфические комплексы пород (между региональными и областными покрышками);
Ключевые слова:
этап,
углеводороды, потенциал, газ, нефть,
месторождение,
залежь,
освоение,
прогноз,
шельф.
• подкомплекс пород (проницаемые толщи, разделенные областными или зональными покрышками);
• проницаемый горизонт.
Например, в Западно-Сибирской мега-провинции (ЗСМП) по разрезу осадочного чехла сверху вниз выделяются комплексы: альб-сеноманский; неоком-аптский; юрский; доюрский, включая зону контакта (НГЗК) юры с триас-палеозойскими породами. В Предкавказье: неогеновый; палеогеновый; верхнемеловой карбонатный; нижнемеловой (терригенно-карбонатный); юрский (терригенно-карбонатно-соленосный); триасовый. В Восточно-Сибирской (ВС) МП = Енисей-Ленской (ЕЛ) МП (Сибирская платформа + Вилюйская впадина): триас-юрский; пермский; венд-нижнекембрийский; рифейский (переходный - промежуточный).
Отдельные важнейшие подкомплексы в ЗСМП: аптский (на Ямале, Гыдане и в ЮжноКарской области - ЮКО); нижне-среднеюрский (повсеместно). В ВСМП (ЕЛМП) в разрезе венда: карбонатный венд (верхний, подсолевой); терригенный.
Толщи и пачки: ачимовская толща Западной Сибири; газ-салинская пачка (по сути, толща). Горизонты: баженовская свита (волжский -низы берриаса) с нефтеносным гор. Ю0 (развит неповсеместно); горизонт/зона контакта юры с доюрскими породами - НГЗК (повсеместно в ЗСМП).
Этапы изучения и освоения недр и их УВП
Освоение УВП - это перевод прогнозных ресурсов в открытые запасы (кат. А+В+С) посредством ПРР, проводимых с той или иной эффективностью. При этом часть открытых запасов «теряется» - не переводится в разведанные (промышленные) запасы, т.е. не подтверждается [2, 4, 10, 14, 16, 17]. Освоение запасов - это перевод их в накопленную добычу.
Этапы изучения и освоения:
• рекогносцировочный (региональные работы, включая полевые - по обнажениям -и бурение параметрических скважин);
• поисковый - открытие месторождений и залежей;
• разведочный: разведка залежей, оценка их запасов, построение структурно-литолого-флюидальных моделей МУВ и залежей;
• доразведочно-добычной - окончание изучения УВС уже в процессе разработки
с уточнением запасов, часто с их частичным списанием как не подтверждающихся при эксплуатации.
В.И. Ермаков и В.А. Скоробогатов [8, 9] ввели в науку понятие жизненного цикла залежи, месторождения (совокупности отдельных залежей), НГР, НГО и НГП от начала -«рождения» (открытие, опоискование, разведка с запасами) - через «расцвет» (добычной этап) к угасанию (исчезновению), когда нечего становится сначала искать, потом разведывать, а в дальнейшем и добывать в связи с «забрасыванием» месторождений и целых областей добычи газа и нефти. То же относится к освоению УВП разномасштабных геологических объектов и к минерально-сырьевой базе газо-и нефтедобычи (МСБ) крупных регионов и добывающих компаний.
Геологами «Газпрома» установлено еще в 1988-2000 гг., что весь процесс освоения УВП (газового + нефтяного) разномасштабных объектов разбивается на ряд этапов [6, 9]:
• нулевой (до глубокого бурения) -теоретико-прогностический (свобода экспертных фантазий, часто абсурдных, нередко подтверждаемых в ходе поисков УВС);
• первый (I) - рекогносцировочно-пара-метрический (бурение опорных, параметрических и первых поисковых скважин и первые открытия УВС) со следующими подэта-пами: 1(а) - до открытия первого промышленного по запасам и добывным возможностям МУВ (бурение производится иногда в течение весьма продолжительного периода, а открытий нет); 1(б) - подэтап массовых открытий мелких и отдельных средних по предполагаемым «конечным» запасам УВ (к завершению их полномасштабной разведки). В разных регионах этот этап продолжается обычно несколько лет (редко до 10 лет);
• второй (II) - поисковый. Этап наиболее крупных открытий (крупнейших, гигантских и уникальных по суммарным запасам газо-и нефтесодержащих МУВ) и максимальных приростов разведанных запасов (кат. А+В^С;), относимых, кстати, к году открытия МУВ, хотя их разведка может продолжаться еще не один десяток лет... Этот этап обычно кратковременный - 10.15 лет, например, на суше огромной по площади ЗСМП он продолжался всего 17 лет (с 1962-го по 1978 г.) [1-3, 7];
• третий - разведочный, с открытием «разнокалиберных» МУВ, т.е. различных
по величине запасов, - отдельных крупных и большого числа средних и мелких. Этап более длительный, чем второй (с разведкой всех крупных МУВ). Кстати, наибольшие ежегодные суммарные приросты по разведке происходят именно на этом этапе, продолжающемся обычно 15.20 лет. Сейчас он продолжается в северных областях суши ЗСМП и в южной половине ВСМП [2, 22];
• четвертый - завершающий. Самый длительный (от 15.18 до 40 лет и более). Доразведочно-поисковый с разведкой практически всех сколько-нибудь значительных месторождений и массовыми поисками и открытием уже мелких и мельчайших УВС - менее 1 млн т условного топлива (пропущенных ранее в интервалах продуктивности и в не-опоискованных глубоких горизонтах и приуроченных к мелким по размерам и экзотическим объектам). Яркий пример - нефтеносные области Западной Сибири (Среднеобская, Красноленинская и др.).
Целесообразно выделение и V этапа - этапа «нулевых» открытий, но вялотекущей разведки, когда компании продолжают на свой страх и риск поисковое бурение, затраты идут, а открытий МУВ нет или они крайне редки. Этап подобен I этапу изучения и освоения недр.
На рис. 1 показана кривая этапности освоения УВП крупных геологических объектов. На нулевом и I этапах освоения УВП тех или иных геологических объектов разного
возраста и масштаба данных о геологическом строении и нефтегазоносности еще мало, недостаточно для прогнозирования даже на областном уровне, но возможны суждения на уровне крупных регионов и провинций (крупномасштабных объектов), не говоря уже о локальном прогнозе и прогнозировании даже гигантских МУВ.
На II этапе наиболее крупных открытий и максимальных приростов разведанных запасов УВ возможно объяснение условий формирования и закономерностей размещения (и прогнозирования!) гигантских, сверхгигантских и уникальных по запасам МУВ. Необходим и реален прогноз нефтегазонос-ности на областном и районном уровнях: качественный и «первые пробы» количественной оценки УВП, в том числе газового потенциала -совокупности месторождений и залежей свободного газа (СГ) - и нефтяного потенциала. Как по столице можно судить о всей стране (во многом - не обо всем!), так и по месторождениям - лидерам в НГП и НГО - можно судить о большинстве параметров геологического строения и нефтегазоносности этих провинций и областей. Примеры:
• Самотлор (1965 г.) и Среднее Приобье (центральные районы ЗСМП);
• Уренгой (1966 г.) - Надым-Пур-Тазов-ский регион (НПТР) и северные области ЗСМП;
• Бованенковское газоконденсатное месторождение - Ямал, а также, в меньшей степени,
Рис. 1. Типовая кривая этапности освоения газового потенциала осадочных бассейнов, автономных областей и генерационно-аккумуляционных комплексов пород:
НПР - начальные потенциальные ресурсы; ПР - поиски и разведка; ПО - поиски и оценка; Р - разведка; ЭДр - эксплуатационная доразведка
арктические области суши в целом и во многом приямалокарский, ближний, шельф;
• Утреннее газоконденсатонефтяное месторождение - Гыдано-Енисейский регион Арктики (своя специфика, несколько отличная от Ямала);
• Ленинградское газоконденсатное месторождение и ЮКО шельфа в целом (только меловые комплексы).
Уже в конце II этапа многие параметры поддаются прогнозированию и картированию (экстраполяционному на мало- и неизученные районы).
В течение достаточно длительного (часто) III этапа освоения УВП, когда открываются различные по величине и фазовому состоянию МУВ, кроме уникальных, сверхгигантских (более 300 млн т условного топлива каждое) ПРР бывают охвачены все НГО и большинство НГР в пределах НГП и МП и на первое место выходят районный и особенно локальный прогноз. Многие закономерности нефте- и газонакопления уже к середине III этапа бывают объяснены и понятны (в рамках всех аспектов НГГ). Ошибки локального прогноза случаются (бурение «пустых» скважин), но чаще всего по субъективным причинам. Объективные уже не позволяют их делать.
Во второй половине этапа III число открываемых МУВ достигает максимума за счет отдельных крупных и крупнейших, но в основном за счет средних (10.30 млн т условного топлива - т у. т.), мелких (1.10 млн т у. т.) и мельчайших (менее 1 млн т у.т.) месторождений. Суммарно приросты за счет «чистых» открытий (и частичной разведки вновь обнаруженных месторождений) экспоненциально снижаются, а в развитии МСБ газо- и нефтедобычи «господствует» пересчет (и уточнение) запасов в ходе разведки и доразвед-ки давно открытых УВС. В первой половине этапа суммарные приросты запасов чаще всего превышают отборы газа и нефти из недр, во второй они, как правило, не восполняют добычи («расширенное» восполнение успешно заканчивается.).
Формирование МСБ газо- и нефтедобычи завершается в середине этапа III, когда в начальные запасы переведены 78.80 % реального УВП.
Необходимо подчеркнуть, что в зависимости от первоначальной (природной) степени концентрации запасов (и НПР)
в месторождениях и залежах разной крупности к началу этапа IV (мелких открытий и резкого снижения эффективности ПРР и приростов разведанных запасов за счет всех источников их получения) степень освоения УВП (= НПР нефти и свободного газа) достигает 82.90 % и более).
На IV этапе происходит доосвоение ресурсов недр. Он заключительный, может продолжаться многие годы, но обычно несколько десятилетий (два-три). На последнем этапе нечего уже объяснять (в рамках всего спектра проблем НГГ) и чаще всего нечего прогнозировать и искать: почти все залежи крупнее 1.3 млн т условного топлива (традиционные по критерию величины геологических запасов) уже открыты, но можно долго «гоняться» за единичными мельчайшими скоплениями с запасами 0,05.1,0 млн т условного топлива, тратя по две-три и более поисковые скважины на их открытие: наступает предел геолого-экономической целесообразности проведения дальнейших работ.
Экспертная оценка этапности освоения УВП и проведения ПРР на газ и нефть, в том числе по шельфовым областям, дана в табл. 1.
Тем не менее результаты ПРР в виде открытий и испытаний, анализы керна и геофлюидов и др. фактические материалы постепенно накапливаются, необходимо их обобщать, объяснять даже отрицательные результаты поисков и разведки (почему?) на всех этапах изучения недр - от нулевого до четвертого, в рамках которого часто остается целый ряд нерешенных проблем, трудно объяснимых фактов и проч.: научное обоснование необходимо, и чем больше науки участвует в этих процессах, тем лучше для всех, в том числе и для добывающих компаний-операторов.
На рис. 2 приведена экспертная оценка положения различных областей и продуктивных комплексов ЗСМП на кривой освоения их УВП. Как очень характерный пример («классика жанра»), на рис. 3 показано освоение газового потенциала альб-сеноманского комплекса Западной Сибири.
На разных этапах ставятся и решаются разные проблемы НГГ и ее поискового направления (табл. 2).
Безусловно, в любой провинции и области одновременно не бывает одинаково изученных областей или районов: какие-то находятся уже в конце IV этапа завершения ПРР (например,
Таблица 1
Примеры областей и провинций, находящихся на разных этапах и подэтапах изучения и освоения ресурсов УВ (Россия) [1, 3, 5, 10, 12, 15, 20, 22]
Нулевой этап I этап II этап III этап IV этап
1(а), 1(б) IV(a) IV (б)
Северо-Тунгусская Алданская ЮКО, Баренцево-морская (шельф) НПТР, Ямал Прикаспийская, Среднеобская Волго-Уральская
Восточно-арктические моря Берингово-морская Гыдан Тимано-Печорская
Северокарская область шельфа Шельф Черного моря Западно-Охотоморская, Присахалинская (шельф) Северо-Кавказская
Непско-Ботуобинская Байкитская, Верхояно-Вилюйская субпровинция
Ангаро-Ленская
^ 100
80-
60-
40-
20-
0
1а 16
II
III
IV
Этапы
Рис. 2. Принципиальный график этапности реализации УВП и ресурсная изученность геологических объектов различного уровня
(на примере северных областей Западной Сибири, 2021 г.)
сеноман на суше ЗСМП), а какие-то - в начале второго и даже первого этапов. Например в ЗСМП: Приуральская НГО сейчас в середине / конце этапа IV; ЮКО в самом начале этапа II; восточные районы Енисей-Хатангской области на подэтапе Цб). То же относится и к разновозрастным генерационно-аккумуляционно-консервационным комплексам пород (по разрезу осадочного чехла тех или иных областей). В качестве примера приведем Ямал. Альб-сеноманский комплекс находится явно в конце этапа IV, аптский подкомплекс - на стадии завершения этапа III, неокомский - в начале этапа III, юрский в целом - на стадии завершения этапа II (начала этапа III?), доюрский комплекс - в начале этапа II [3, 18, 19].
Тем не менее в первом приближении (экс-пертно) можно оценивать тот этап освоения
УВП, на котором реально находится данная территория - НГП, НГО. Например, СевероКавказская и Волго-Уральская НГП в целом находятся явно на четвертом этапе ресурсного изучения (ближе к его окончанию ПРР), регионы и области суши ЗСМП - на третьем, Енисей-Ленская МП (Восточно-Сибирская) -вероятно, в конце второго и т.д. [14-16].
По экспертной оценке авторов настоящей работы, все восточноарктические моря находятся на нулевом этапе геологического изучения и освоения УВП недр (нет пробуренных скважин, нет открытых МУВ), Берингово море и большинство областей Охотского моря -на подэтапе Да) (есть первые пробуренные скважины, но пока нет открытий на шельфе), Северо-Япономорская НГО (Татарский пролив) - на подэтапе !(б), присахалинский шельф
■3 35 х
з
н 30
25 20 15 10
IV 29,9 трлн м3
III
III
11
I I I I гч гч гч
Годы
Рис. 3. Динамика увеличения начальных разведанных запасов газа альб-сеноманского
комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа (суша) по годам открытия месторождений (накопительная кривая): I, II, III, IV - этапы освоения газового потенциала комплекса. После 2010 г. новые открытия (крупные и средние по запасам) отсутствовали, прирост запасов составил всего 0,3 трлн м3 (преимущественно по пересчету)
5
0
Таблица 2
Важнейшие вопросы, подлежащие решению на разных этапах освоения УВП
Этап освоения УВП Проблема
Нулевой, 1(а) А будет ли данный осадочный бассейн, НГП, автономный НГК промышленно нефте-и/или газоносным, или все ограничится нефтегазопроявлениями (если они вообще есть или будут)?
1(б) После первых открытий: какие по фазовому состоянию месторождения и залежи будут преобладать в данных НГП, НГО, комплексе? Какими будут вероятные соотношения между свободным газом и нефтью в структуре общих геологических запасов и ресурсов?
II Как провести правильно и корректно нефтегазогеологическое районирование перспективных территорий (и акваторий)? Как провести корректно* границы НГО? Сколько и где можно открыть гигантских и уникальных МУВ с единичными запасами более 300 млн т условного топлива? Каковы могут быть «конечные» запасы месторождений-лидеров (по нефти и свободному газу), определяющие довольно точно величину нефтяного и газового потенциалов недр бассейнов и провинций (с соотношением НПР: запасы лидера 9.12:1 - в среднем 10:1)? К завершению** этапа II: где и как искать оставшиеся неоткрытыми нефтяные и газовые гиганты (если таковые еще остались и предполагаются в недрах)?
III Каковы истинные (реально существующие в природе) ресурсы УВ, как они распределяются в объеме осадочного чехла (по областям и комплексам пород)?
IV Сколько всего МУВ в «промышленном» диапазоне 0,0001.10 млрд т условного топлива может «разместиться» в пределах НГП или НГО к полному завершению ПРР? Когда предположительно будет открыто последнее месторождение с традиционными запасами УВ? Сколько по факту - к концу проведения работ - может быть реально открыто месторождений в пределах конкретной области, района, зоны (залежей в объеме нефтегазоносного комплекса)?
* Очень важный момент. Новое решение этой проблемы рассматривается в работе [15].
** Кстати, «надлом» кривой приростов и переход к открытию большого числа различных по запасам МУВ как раз и знаменует переход к этапу III.
Охотского моря - вероятно, в начале этапа III, суша и о. Сахалин (суша) - в середине этапа IV (если не в конце) [1, 16, 20].
И наиболее востребованы научные изыскания, мысли, концепции, прогнозы, обоснования (от направлений работ до положения точек поисковых скважин и др.) в течение всего второго и в первой половине третьего этапов освоения недр, а хорошая наука не бывает напрасной: всегда что-нибудь когда-нибудь да пригодится, не при ПРР, так при освоении и эксплуатации залежей УВ. Она не прокисает., не выветривается. Кстати, написание и защита диссертаций (кандидатских, докторских) уместны на всех этапах изучения и освоения УВП геологических объектов любой масштабности, вплоть до районов и зон газо-и нефтенакопления. Но только не по одному-двум открытым месторождениям (и такое случается.)!
По мере изучения и освоения УВП тех или иных геологических объектов происходит движение ресурсов и запасов:
• Да): D2 > D, > Dn;
• I(6): Dj+D0 > В2+С2 > A+Bj+Q;
• Н(а): (D0 + C + C2) > Q+Bj+А (А -мало.);
• П(б): B2+C2 > A+Bj+Q;
• III: накопленная добыча + (А+В1+С1) > > В2+С2;
• IV: накопленная добыча > текущих запасов кат. В1+С1+В2+С2;
• завершение работ: накопленная добыча = УВП. Все реальные ресурсы переходят в начальные запасы, а они в свою очередь -в добычу.
В идеальном случае все должно подтверждаться на 100 % (реально - на 85.95 %): от «ранних» и «зрелых» оценок ресурсов на нулевом, первом и до середины второго этапов. Чем меньше материалов, тем больше диапазон оценок, даваемых различными исследователями, хотя изученность прогностических объектов - очень важный, решающий фактор -едина для всех (близка по разным оценкам). Субъективизм также сильно влияет на результаты. Характерный пример: в 1988-1989 гг. НПР газа юрского комплекса всей ЗСМП оценивались по суше в интервале 12.48 трлн м3 соответственно коллективами ВНИИГАЗа и ЗапСибНИГНИ. К 2020 г. разведанные запасы юры составляют менее 1 трлн м3,
а открытые превысили 3 трлн м3 (вместе с завышенными запасами кат. С2 Ямальской области «благодаря» оценкам А.А. Нежданова, В.А. Огибенина и др., 2018 г. Страна должна знать своих «героев»!). Выходит, первоначально ошиблись оба коллектива исследователей. Прошло 30 лет. По современным воззрениям, традиционные НПР газа юрского комплекса всей мегапровинции оцениваются в диапазоне 9.10 трлн м3 (В.А. Скоробогатов и др., 2019 г., суша и шельф). И даже это, похоже, многовато.
Конечная подтверждаемость ресурсов и запасов УВ (раздельно для свободного газа и нефти) в конце этапа IV проведения ПРР в значительной степени определяется уровнем профессионализма (знания + опыт) и профессиональной порядочностью - неангажированностью подсчетчиков, что последние два десятилетия наблюдается нечасто, особенно по отношению к ресурсам («профболезнь» многих прогнозистов - хроническое завышение величин ресурсов Dj+D2 и особенно запасов кат. В2+С2).
Этапность освоения УВП разновозрастных, разнокалиберных (по величине ресурсов) и разноизученных крупных объектов СЕА в последние годы (2020-2022 гг.) конкретизирована (см. табл. 1) [2, 10, 12, 21, 22]. В прогностическом смысле экспертное определение этапа освоения УВП, на котором находится изучаемый перспективный объект, позволяет определить (в первом приближении) величину неоткрытых ресурсов УВ, возможности для открытия новых различных по величине МУВ и даже число неоткрытых, но только крупных месторождений газа и нефти.
Только в начале этапа IV можно реально оценить общее число отдельно газо- и нефте-содержащих месторождений вплоть до мелких (но крупнее 0,1 млн т условного топлива), а также всех МУВ в данном объекте (области, провинции, комплексе пород) исходя из величины реальных, т.е. существующих в природе, НПР газа и нефти, числа уже открытых месторождений и вероятной структуры неоткрытой части УВП. Это позволяют сделать разработанные во ВНИИГАЗе модификации геолого-математических методов оценки величины и структуры НПР свободного газа [6, 7, 9, 17]. С нефтью сложнее, как, впрочем, всегда, везде, во всем.
Список литературы
1. Астафьев Д.А. Газонефтяная геостатистика недр шельфовых бассейнов Северной Евразии в связи с освоением запасов и ресурсов углеводородов до 2050 г. / Д.А. Астафьев, Е.С. Давыдова, Г.Р. Пятницкая и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 72-80.
2. Афанасенков А.П. Развитие минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса России и мира в ХХ-ХХ1 вв.: итоги, проблемы, перспективы / А.П. Афанасенков, В.И. Высоцкий, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 21-40.
3. Брехунцов А.М. Нефтегазовая геология Западно-Сибирской Арктики / А.М. Брехунцов, Б.В. Монастырев, И.И. Нестеров и др. -Тюмень: МНП Геодата, 2020. - 464 с.
4. Варламов А.И. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.Ю. Виценовский и др. // Геология нефти
и газа. - 2018. - № 3. - С. 5-25.
5. Гаврилов В.П. Состояние и перспективы доосвоения газового потенциала недр Западной Сибири / В.П. Гаврилов, С.М. Карнаухов,
B.А. Скоробогатов и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 12-16.
6. Гудымова Т.В. Принципы и методы оценки перспектив газонефтеносности геологических объектов, находящихся на разных этапах изучения / Т.В. Гудымова, В.А. Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2000. -
C. 43-57.
7. Гудымова Т.В. Газовый потенциал осадочных бассейнов России / Т.В. Гудымова,
B.А. Скоробогатов // Газовые ресурсы России в XXI веке. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2003. -
C. 73-82.
8. Ермаков В.И. Газовый потенциал Евразийского мегаконтинента / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. - 1998. - № 8. - С. 15-18.
9. Ермаков В.И. Анализ структуры сырьевой базы газовой промышленности основных газодобывающих регионов страны: обзор / В.И. Ермаков, О.М. Григорьева, Т.В. Гудымова и др. // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭГазпром, 1988. - № 12. - 43 с.
10. Недзвецкий М.Ю. Минерально-сырьевая база газовой отрасли промышленности России, крупных регионов и компаний: современное состояние и перспективы развития в первой половине XXI века / М.Ю. Недзвецкий,
В.В. Рыбальченко, А.Н. Рыбьяков и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2021. - № 3 (48): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 4-20.
11. Подюк В.Г. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России / В.Г. Подюк, Н.А. Крылов, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - С. 8-12.
12. Рыбальченко В.В. Поиски и разведка месторождений и залежей углеводородов предприятиями ПАО «Газпром»
в России / В.В. Рыбальченко, А.Е. Рыжов, В.А. Скоробогатов и др. // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 3 (35): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 46-57.
13. 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.
14. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр ЗападноСибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - 2014. - № 3 (19). - С. 8-26.
15. Скоробогатов В.А. Некоторые нерешенные проблемы нефтегазовой геологии Сибири и Дальнего Востока России / В.А. Скоробогатов, В.А. Лобусев, Д.Я. Хабибуллин // Территория нефтегаз. -2021. - № 7-8. - С. 14-28.
16. 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.
17. Скоробогатов В.А. Потенциальные ресурсы углеводородов: методы и практика оценок величины и структуры, достоверность
и подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - 166 с.
18. Скоробогатов В.А. Роль сеноманского газа Западной Сибири в становлении и развитии газовой отрасли промышленности России
в ХХ-ХХ! веках / В.А. Скоробогатов, Д.Я. Хабибуллин // Научный журнал Российского газового общества. - 2021. -№ 2(30). - С. 6-16.
19. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 3 (31): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 36-58.
20. Толстиков А.В. Запасы и ресурсы углеводородов, перспективы изучения
и промышленного освоения недр морей России в XXI в. / А.В. Толстиков, Д.А. Астафьев, Я.И. Штейн и др. // Геология нефти и газа. -2018. - № 4. - С. 73-85.
21. Хабибуллин Д.Я. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ в России
в 2021-2040 гг. для развития минерально-сырьевой базы газодобычи / Д.Я. Хабибуллин,
B.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. -2018. - № 4s: Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. -
C. 67-73.
22. Хабибуллин Д.Я. О целесообразности поисков месторождений углеводородов
в малоизученных областях Восточной Сибири в период 2021-2040 гг. / Д.Я. Хабибуллин, В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2019. -№ 4 (41): Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - С. 49-58.
Doctrine of stage-by-stage development of hydrocarbon potential of different-scale geological objects (territories) in context of synthesis of mineral base for gas and oil production
V.A. Skorobogatov1*, D.Ya. Khabibullin2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Gazovikov street, Razvilka village, Leninskiy urban district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, BOX 1255, St. Petersburg, 190900, Russian Federation * E-mail: V_Skorobogatov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. On the grounds of own experience in either studying hydrocarbon fields and deposits or assessing and development of the subsoil hydrocarbon potential (HP) in few regions of Northern Eurasia (namely: Western and Eastern Siberia, Okhotskoye sea, etc.), authors suggest to decompose a process of HP development into four stages and set the quantitative criteria (tabular-analytical) for their distinguishing. The most important stage is the 2nd one, which embraces the discoveries of the biggest fields and the maximal increments of the proven reserves. A resulting temporal curve demonstrates the contemporary stages of development for all the most important areas in Northern Eurasia.
Keywords: stage, hydrocarbons, potency, gas, oil, field, deposit, development, forecast, continental shelf. References
1. ASTAFYEV, D.A., Ye.S. DAVYDOVA, G.R. PYATNITSKAYA, et al. In-situ gas-and-oil statistics of the offshore basins in Northern Eurasia in relation to development of hydrocarbon reserves and resources till 2050 [Gazoneftyanaya geostatistika nedr shelfovykh basseynov Severnoy Yevrazii v svyazi s osvoyeniyem zapasov i resursov uglevodorodov do 2050 g.]. 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. 72-80. ISSN 2306-9849. (Russ.).
2. AFANASENKOV, A.P., V.I. VYSOTSKIY, V.A. SKOROBOGATOV. Evolution of mineral resource base for petroleum industry in Russia and abroad in 20th and 21st centuries: results, challenges and outlooks [Razvitiye mineralno-syryevoy bazy neftegazovogo kompleksa Rossii i mira v XX-XXI vv.: itogi, problem, perspektivy]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 21-40. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. BREKHUNTSOV, A.M., B.V. MONASTYREV, I.I. NESTEROV, et al. Oil-gas geology of West-Siberian Arctic [Neftegazovaya geologiya Zapadno-Sibirskoy Arktiki]. Tyumen: MNP Geodata, 2020. (Russ.).
4. VARLAMOV, A.I., A.P. AFANASENKOV, M.Yu. VITSENOVSKIY, et al. Status of a base ofraw hydrocarbons in Russian Federation and ways to increase it [Sostoyaniye i puti narashchivaniya syryevoy basy uglevodorodov v Rossiyskoy Federatsii]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 3, pp. 5-25. ISSN 0016-7894. (Russ.).
5. GAVRILOV, V.P., S.M. KARNAUKHOV, V.A. SKOROBOGATOV, et al. Status and prospects for further exploration of subsoil gas potential in Western Siberia [Sostoyaniye i perspektivy doosvoyeniya gazovogo potentsiala nedr Zapadnoy Sibiri]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 1, pp. 12-16. ISSN 0016-5581. (Russ.).
6. GUDYMOVA, T.V., V.A. SKOROBOGATOV Principles and methods used to estimate prospects for gas and oil presence in geological objects having different exploration maturity [Printsipy i metody otsenki perspektiv gazoneftenosnosti geologicheskikh obyektov, yakhodyashchikhsys na raznykh etapakh izucheniya]. In: Prediction of gas and oil presence in Russia and contiguous countries [Prognoz gazonosnosti Rossii i sopredelnykh stran]: collected bk. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2000, pp. 43-57. (Russ.).
7. GUDYMOVA, T.V., V.A. SKOROBOGATOV Gas potential of sedimentary basins in Russia [Gazovyy potentsial osadochnykh basseynov Rossii]. In: Gas resources of Russia in XXI century [Gazovyye resursy Rossii v XXI veke]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2003, pp. 73-82. (Russ.).
8. 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.).
9. YERMAKOV, V.I., O.M. GRIGORYEVA, T.V. GUDYMOVA, et al. Structural analysis of raw materials for gas industry in major gas producing domestic regions [Analiz struktury syryevoy bazy gazovoy promyshlennosti osnovnykh gazodobyvayushchikh regionov strany]: review. In: Geology and prospecting of gas and gas-condensate fields [Geologiya i razvedka gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: VNIIEGazprom, 1988, no. 12. (Russ.).
10. NEDZVETSKIY, M.Yu., V.V. RYBALCHENKO, A.N. RYBYAKOV, et al. Mineral resource base for gas industry, big regions and companies in Russia: contemporary status and promising trends up to a midpoint of 21st century [mineralno-syryevaya baza gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii, krupnykh regionov i kompaniy: sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya v pervoy polovine XXI veka]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2021, no. 3(48): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 4-20. ISSN 2306-8949. (Russ.).
11. PODYUK, V.G., N.A. KRYLOV, V.A. SKOROBOGATOV Strategic tasks and geological opportunities to develop raw materials sources for gas production in Russia [Strategicheskiye zadach i geologicheskiye vozmozhnosti razvitiya syryevoy bazy gazodobychi Rossii]. Geologiya, Geofi zika i Razrabotka Neftyanykh i Gazovykh Mestorozhdeniy, 2004, pp. 8-12. ISSN 2413-5011. (Russ.).
12. 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.).
13. 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.).
14. 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.).
15. SKOROBOGATOV, V.A., V.A. LOBUSEV, D.Ya. KHABIBULLIN. Some unsolved problems of oil and gas geology in Siberia and Russian Far East [Nekotoryye nereshennyye problem neftegazovoy geologii Sibiri i Dalnego Vostoka Rossii]. Territoriya Neftegaz, 2021, no. 7-8, pp. 14-28, ISSN 2072-2745. (Russ.).
16. 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.).
17. SKOROBOGATOV, V.A. Potential hydrocarbon resources of Nothern Eurasia (onshore and offshore) and outlooks for their development in 1st half of 21st century [Potentsialnyye resursy uglevodorodov Severnoy Evrazii (susha i shelf) i perspektivy ikh osvoyeniya v pervoy polovine XXI veka]. In: Trudy IPNG RAN Series: Conference. Moscow: Oil and gas research institute of Russian Academy of Sciences (IPNG), 2017, is. 2 (1): Fundamental basis of technological novelties in petroleum industry [Fundamentalnyy bazis innovatsionnykh tekhnologiy neftyanoy i gazovoy promyshlennosti], pp. 142-143. (Russ.).
18. SKOROBOGATOV, V.A., D.Ya. KHABIBULLIN. Contribution of Cenomanian gas from Western Siberia to rise and evolution of Russian gas industry in XX and XXI centuries [Rol senomanskogo gaza Zapadnoy Sibiri v stanovlenii i razvitii gazovoy otrasli promyshlennosti Rossii v XX-XXI vekakh]. Nauchnyy Zhurnal Rossiayskogo Gazovogo Obshchestva, 2021, no. 2(30), pp. 6-16, ISSN 2412-6497. (Russ.).
19. 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.).
20. TOLSTIKOV, A.V., D.A. ASTAFYEV, Ya.I. SHTEYN, et al. Reserves and resources of hydrocarbons, outlooks for exploration and commercial development of the seabed subsoil in Russia in 21st century [Zapasy i resursy uglevodorodov, perspektivy izucheniya i promyshlennogo osvoyeniya nedr morey Rossii v XXI v.]. Geologiya Nefti i Gaza. 2018, no. 4, pp. 73-85. ISSN 0016-7894. (Russ.).
21. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. New paradigm of prospecting and exploration operations in Russia in 2021-2040 aimed at development of mineral resource base of gas production [Novaya paradigm vedeniya poiskovo-razvedochnykh rabot v Rossii v 2021-2040 dlya razvitiya mineralno-syryevoy bazy gazodobychi]. Geologiya Nefti i Gaza, 2018, no. 4s: The 70th anniversary of the Gazprom VNIIGAZ, pp. 67-73. ISSN 0016-7894. (Russ.).
22. KHABIBULLIN, D.Ya., V.A. SKOROBOGATOV. On expediency to search hydrocarbon fields in poorly studied regions of Eastern Siberia in 2021-2040 [O tselesoobraznosti poiskov mestorozhdeniy uglevodorodov v maloizuchennykh oblastyakh Vostochnoy Sibiri v period 2021-2040 gg.]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2019, no. 4 (41): Issues for resource provision of gas-extractive regions of Russia, pp. 49-58. ISSN 2306-9849. (Russ.).
