Практика (полученные фактические результаты) - критерий правильности любых прогнозов. Проблеме качественной оценки перспектив неф-тегазоносности различных областей, районов и малоизученных комплексов пород на территории ЗСМП до проведения массовых поисково-разведочных работ и количественной характеристики УВ-потенциала были посвящены многочисленные исследования 60-80-х годов XX века, проводившиеся большими коллективами ведомственных НИИ: ВНИГРИ, СНИ-ИГГИМС, ИГИРГИ, ВНИИГАЗа, ЗапСибНИГНИ, ГЕОХИ РАН и др. [1, 21, 35, 37, 67, 96, 101, 117, 120 и др.]. Многие прогнозы (качественного уровня) подтверждались в ходе ПРР, многие не подтвердились. К сожалению, полноценный обобщающий анализ этой проблемы отсутствует.
И на примере Западно-Сибирской мегапровинции давно было подмечено, что первое (или максимум два-три) открытое месторождение (в НГО или НГР) и залежь УВ (для структурно-литологического комплекса пород, относительно автономного в плане онтогенеза газа и нефти), как правило, определяют в значительной степени характер нефтегазоносности всего геологического (и прогнозируемого) объекта, и прежде всего, распределение по разрезу и особенности нефтегазопродуктивности, фазовое состояние УВ-скоплений и др. Характерные примеры этого: Березовское (чисто газовое, небольшое по запасам) и Шаимское (чисто нефтяное, сложнопостроенное) в Березовском и Шаимском районах Приуральской области, Мегионское (нефть в неокоме, крупнейшее по запасам), Северо-Васюганское, Мыльджинское и Лутинецкое ГКНМ Томской области (преимущественно газ с конденсатом в верхней юре - верхах средней юры, часто со сложнопостроенными нефтяными оторочками, осложненные разноамплитудными разломами).
Самый яркий пример полного неподтверждения качественно-количественного прогноза: выдвинутое в начале 80-х гг. XX в. мнение Н.Я. Кунина о вероятном развитии гигантских нефтяных скоплений в недрах Гыдана с ресурсами в десятки (!) млрд. т. Вместе с тем, первое открытое на Гыдане Геофизическое месторождение оказалось малохарактерным для данной ГНО: генетически (и пространственно) оно «тяготеет» к Ямальской области и имеет аналоговые месторождения на юго-востоке Нурминского мегавала. В качестве наиболее типичного для Гыданской области месторождения рассматривается Утреннее, точнее, его южный и юго-восточный купола с развитыми по всему разрезу относительно небольшими по запасам, чрезвычайно сложными по литологическому строению залежами газа с конденсатом и редкими нефтяными оторочками.
Качественный прогноз газонефтеносности малоизученных геологических объектов, т.е. суждения типа: лучше-хуже, больше-меньше и т.д. предваряет количественные оценки УВ-потенциала и подсчет интегральной величины и структуры начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов газа и нефти. Геологические и генетические факторы, влияющие на формирование, эволюцию и сохранность УВ-скоплений в разновозрастных толщах ЗСМП, проанализированы в ряде работ. Соотношение (взаимовлияние) этих факторов отражено в табл. 6.1.
Из шести геологических факторов, влияющих на генетические условия (генерационные, миграционные и др.) - тектонического (структурного), литологического, геохимического, геотермического, гидрогеологического и эволюционно-динамического - на онтогенез УВ и современное размещение скоплений газа и нефти в породах мела и юры ЗСМП наиболее действенное влияние оказывают тектонический и литологический факторы и составляющие их параметры. Анализу генетических факторов и выработке на их основе критериев формирования, эволюции и сохранности УВС, в том числе и в недрах арктических районов ЗСП посвящены работы {19, 20, 24, 26, 40, 70, 89, 104, 106, 107, 118, 119, 126 и др.].
Тектонические критерии
К важнейшим тектоническим критериям формирования и размещения УВС относятся следующие:
- положение в мегаструктуре осадочного бассейна и в пределах областей (тектоническое расположение положительных локальных структур);
- «плотность» структур в пределах нефтегазоносных зон, районов, областей;
- морфологические параметры локальных поднятий по кровле и подошве продуктивного комплекса;
- наличие и местоположение разломов, их амплитуды и вероятная проницаемость/непроницаемость для геофлюидов; глубина погружения.
В табл. 6.2 приведены важнейшие критерии прогноза газонефтеносно-сти пород мела, юры и доюрских образований применительно к областям северо-востока мегапровинции. Рассмотрим качественную оценку перспектив газонефтеносности литолого-стратиграфических комплексов осадочного чехла Гыданской области.
Главными нефтегазоконтролирующими элементами, с которыми связаны зоны газо- и нефтенакопления, являются межграбеновые мегавалы, своды, выступы и структурные дислокации в приразломных зонах. Все они разделены прогибами, сформировавшимися в результате рифтогенеза в триас-раннеюрское время проявления. На Гыдане структура осадочного чехла осложнена клиноформным строением отдельных толщ, например, ачимовской. Но клиноформы лишь осложняют обычные ловушки антиклинального типа, приуроченные к мегавалам и отдельным локальным поднятиям. Собственно неантиклинальные ловушки в клиноформах приурочены к крыльям антиклинальных структур.
По указанным критериям формирование крупных зон преимущественно газонакопления прогнозируется на Преображенском своде, расположенном в северной части Обской губы, в северной части Тамбейского мегавала, между Южно-Тамбейским и Утренним месторождениями в акватории Обской губы, в западной части Геофизического вала.
В пределах Гыданской ГНО менее изученные и еще не освоенные зоны газо- и нефтенакопления прогнозируются в межграбеновых структурах: на Гыданском своде с крупным одноименным газовым месторождением, на Юрацком мегавалу, в пределах которого открыто Штормовое месторождение газа. Гыданский свод и Юрацкий мегавал весьма перспективны в плане открытия крупных месторождений и залежей УВ в низах неокома и юре, так как они окружены мегапрогибами рифтогенной природы и имеют обширные зоны нефтегазосбора при наличии коллекторских толщ и флюидоупоров. К востоку от Гыданского свода прогнозируются еще две крупные зоны. С ними связаны целые группы выявленных структур, в том числе и крупных по размерам: Северо-Танамская, Восточно-Яртояхинская, Северо-Ядаяхская и др. Вероятно, они приурочены к крупному поднятию - своду, назовем его Танамским, на западном продолжении Танамо-Малохетского мегавала. К северу от этой зоны газо- и нефтеперспективен предполагаемый крупный свод (Ладертойский) южнее окончания Гыданской губы с группой структур (Северо-Гыданской, Западно-Солпатинской, Садарской и др.). На одной из структур этой зоны - Ладертойской - открыто, но не разведано газовое месторождение.
В восточной половине области альб-сеноманский комплекс, вследствие относительно неблагоприятных пликативно-тектонических условий, имеет пониженные перспективы газо- и (по генетическим причинам) особенно нефтеносности. В силу малой тектонической «напряженности» кровли сеномана в Гыданской ГНО сколько-нибудь рельефные поднятия появляются только по аптским горизонтам (на Гыданском, Утреннем, Солетско-Ханавейском и других месторождениях), перспективы которых на всей территории области можно охарактеризовать как высокие (в центральных районах) и средние (в северо-восточных и восточных).
Важнейшим эволюционным параметром сохранности УВС является плотность разломов в пределах локальных структур, а также их амплитуды, протяженность, генезис, периоды активизации. Вместе с тем, роль разломов в процессе эволюции и сохранности УВ-скоплений для Гыданской области проанализирована недостаточно. Наибольшее влияние дизъюнктивной тектоники на онтогенез УВ предполагается в прибрежных зонах на юго-западе и юге области, а также в Тазовской губе.
Литологические критерии
При подсчетах плотностей запасов УВ в породах мела и юры в Западной Сибири исследователями ВНИИГАЗа наиболее устойчивые зависимости ранее были установлены для следующих литологических параметров:
- 1) песчанистость разреза;
- 2) расчлененность разреза;
- 3) средние мощности литологически однородных прослоев;
- 4) количество прослоев на 100 м вскрытого разреза, причем, параметры 2-4 просчитываются для всех выделенных в разрезе литологических типов пород.
Важное значение имеет такой параметр, как доля песчанистости, приходящейся на пласты единичной мощности 10-30 м, экранированные глинистыми покрышками 10-15 м, от суммарной песчанистости.
Как дополнительный может быть использован еще один параметр -количество прослоев каждого литотипа на 100 м разреза. Отдельно следует отметить параметры ФЕС, которые оказывают существенное влияние на миграционно-аккумуляционные и консервационные факторы прогноза, однако используются фрагментарно - при наличии фактического материала.
Геотермические критерии
К важнейшим параметрам геотермического фактора, являющегося энергетическим механизмом развития онтогенеза газа и нефти, относятся следующие:
- современные и максимальные геотемпературы в кровле и подошве оцениваемых структурно-литологических комплексов (СТ и МПТ, °С);
- современный уровень катагенеза ОВ и пород в кровле и подошве песчано-глинистых продуктивных комплексов;
- термоглубинный показатель продуктивной нефтегазоносности геологических объектов, определяемый как произведение средних глубин погружения кровли проницаемой части комплекса (км) на средние геотемпературы °С (СТ х Н).
Последний показатель весьма эффективен для оценки продуктивности глубокопогруженных коллекторских - прежде всего, песчано-алевролитовых - горизонтов и отнесения ресурсов в них к традиционным или нетрадиционным, так как глубина погружения и геотемпература действуют однонаправленно на снижение коллекторского потенциала природных резервуаров [38, 40, 95, 99 и др.].
Геохимические критерии
К ним относятся: среднее содержание РОВ (Сорг, %) в глинах и глинистых алевролитах комплекса и массовые отношения КОВ/РОВ, которые относительно легко картируются по площади распространения и разрезу отдельных комплексов и подкомплексов. Важнейшее значение имеет и тип (состав) рассеянного и концентрированного ОВ, однако именно этот параметр относится к числу наиболее трудно определяемых и картируемых в объеме генерационно-аккумуляционных комплексов, в силу его значительных пространственных вариаций.
Гидродинамические критерии
Гидродинамический фактор действует разрушающе исключительно в узких зонах расконсервации недр вблизи выклинивания структурно-литологических комплексов на окраине седиментационных бассейнов. В случае Гыданской области данный фактор влияет негативно исключительно в узкой северо-восточной зоне, где и тектонические условия малоблагоприятны (моноклинали). Его влияние может быть учтено по критерию: расстояние анализируемых зон и участков от северо-восточного обрамления мегабассейна (чем дальше, тем лучше).
Эволюционно-динамические критерии
В качестве параметров, описывающих эволюционно-динамический фактор, рассматриваются следующие:
- средняя объемная скорость седиментации (накопления осадочного чехла) после образования анализируемого структурно-литологического комплекса;
- относительное время формирования структурных ловушек.
Эволюционно-динамические условия развития осадочного чехла проанализированы в работах [32, 40, 52, 111, 113 и др.]. Они были использованы ранее при количественных расчетах потенциальных ресурсов ЗСМП В.И. Шпильманом и др. (1984, 1988 гг.).
Из всех указанных выше параметров (критериев прогноза), описывающих геологические факторы онтогенеза УВ, наиболее трудно поддаются определению (картированию) и изучению количественного влияния на величину геологических ресурсов УВ, а также на соотношение газ : нефть и газ свободный : газ в «шапках» - геохимические параметры и дизъюнктивно-тектонический параметр. Однако и для них возможно определение эмпирико-статистических или экспертных количественных зависимостей. Именно флюидопроводящие разломы вносят значительную неопределенность и крайне затрудняют использование ряда других параметров, «фазовые» расчеты по которым целесообразно проводить в двух вариантах -безразломном и с учетом реально наблюдаемой (ожидаемой, «закартиро-ванной») интенсивности разломной тектоники. Во всяком случае, только совместный анализ значений геологических параметров и газонефтяных отношений позволяет дать достаточно обоснованный ответ на вероятное распределение потенциальных ресурсов по типам УВС.
Вопросам качественного прогноза газонефтеносности пород мела и юры северной части Западно-Сибирского региона посвящено большое число работ [1, 20, 35, 37, 40, 63, 70, 83, 96, 99, 107, 119 и др.]. Многие исследователи ВНИГНИ, ЗапСибНИГНИ и СНИИГГИМС (С.П. Максимов, AM. Бриндзинский, Н.Н. Немченко, И.И. Нестеров, А.В. Рыльков, А.Э. Кон-торович, Н.Я. Кунин и др.) чрезвычайно высоко оценивали в 70-80-х гг. перспективы газо- и особенно нефтеносности юрской толщи, в том числе и в северных районах, и до последних лет прогнозировали открытие большого числа крупных и даже гигантских подгазовых и самостоятельных скоплений нефти в юрско-неокомской части разреза всех северных районов провинции.
Однако уже в конце 60-х гг. исследователи ВНИГРИ, а в начале и середине 70-х годов В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов и другие эксперты ВНИИГАЗа пришли к заключению, что большинство северных районов провинции окажутся преимущественно, а некоторые и исключительно газоносными по всему юрско-меловому разрезу, и конечная величина общего УВ-потенциала пород юры окажется много ниже, чем альб-сеноманской толщи (по газу) и неоком-аптской (по газу и нефти). Прогнозы исследователей ЗапСибНИГНИ по северным и арктическим районам ЗСМП (два Самотлора под Уренгоем - И.И. Нестерова и др.) и некоторых экспертов ВНИГНИ, ИФЗ и других (40 млрд. т ресурсов нефти на Гыдане, по Н.Я. Кунину и др.) показали свою полную несостоятельность уже в начале 80-х гг. прошлого столетия.
Для качественной и количественной оценки газо- и нефтеносности альб-сеноманской части мелового разреза наибольшее значение имеют тектонические параметры, а именно, положение участков прогноза (оценки) и отдельных локальных структур по отношению к крупным положительным структурам I и II порядков - сводам, мегавалам и валам, местоположение в структуре осадочного мегабассейна в целом, «плотность» локальных структур, степень нарушенности локальных структур разломами и некоторые другие, а на межрайонном уровне сравнения - и литологические параметры.
На Гыдане важнейшие для альб-сеноманского комплекса пликативно-тектонические условия экспоненциально ухудшаются с юга на север и северо-восток вследствие выполаживания тектонического рельефа кровли сеномана.
В восточной половине Гыданской области альб-сеноманский комплекс, в силу относительно неблагоприятных пликативно-тектонических условий, имеет пониженные перспективы газо- и особенно нефтеносности.
Открытие сколько-нибудь крупных и даже средних скоплений нефти в породах комплекса маловероятно (генетически «запрещено»), за исключением зон развития разломов, как это имеет место на Средне-Мессояхском валу.
Качественная оценка территории Гыдана по величине геологических критериев на эталонных и прогностических (подсчетных) участках приведена в табл. 6.3.
По альб-сеноманскому комплексу относительно высокоперспективным представляется один Южно-Гыданский ЭУ-2, онтогенетически тяготеющий к северным районам НПТР с уникальными сеноманскими залежами газа. Большинство других зон (участков) отнесены к категориям среднеперспективных (5) и низкоперспективных (НП), а один участок (ГТУ-3) рассматривается как крайне низкоперспективный (см. табл. 6.3).
Остаточные перспективы неоком-аптского НГК на Гыдане более значительны, чем вышележащего комплекса, в силу более благоприятных тектонических условий и высокой литологической неоднородности (множество внеантиклинальных ловушек), а также меньшей изученности валанжин-готеривской части разреза, однако здесь же начинают сказываться и негативные факторы сохранности УВС (большие глубины погружения, глинистость и тектоническое положение малоизученных зон - на склонах валов и во впадинах). Кроме того, ФЕС коллекторов в горизонтах танопчинской свиты ухудшаются от сводов и мегавалов к впадинам и прогибам (эмпирически установленный факт по хорошо изученным районам Ямала (99)).
Относительно высокими перспективами газоносности по аптскому подкомплексу (табл. 6.4) на Гыдане обладают уже два участка - Утренний и Геофизический, средними перспективами характеризуются районы Центрального Гыдана, пониженными перспективами - Южно-Гыданский и Северо-восточный районы. Таким образом, согласно качественной оценке перспектив, аптская толща в целом представляется существенно более перспективной по газу, чем альб-сеноманский комплекс. В апте на востоке и северо-востоке возможно открытие большого числа средних и небольших по запасам газовых скоплений, перспективы же его нефтеносности в силу генетических причин невелики [107].
По неокомскому подкомплексу относительно высокими перспективами характеризуются Утренний, Штормовой, Гыданский и Северо-Танамский участки (табл. 6.5), средние перспективы имеют Геофизический, Южно-Гыданский и Танамско-Ярто-Яхинский участки, пониженные и низкие перспективы - Северо-восточный и Антипаютинско-Тота-Яхинский участки. Таким образом, при сравнении двух подкомплексов единого НГК - аптского и неокомского - нижний представляется обладающим более высокими перспективами газоносности, чем верхний, в силу ряда более благоприятных условий для формирования УВС. Кроме того, именно в толще баррема на Гыдане проходит верхняя граница «нефтяного окна» для смешанного ОВ (R° = 0,5 %) и лейптинито-гумусового ОВ (R° = 0,55 %), когда «генетически разрешенным» становится формирование и развитие нефтяных скоплений в виде подгазовых оторочек. Перспективы ачимовской толщи на Гыдане остаются неопределенными, несмотря на сверхоптимистические взгляды и результаты расчетов, декларируемые экспертами СибНАЦ в последние годы [16 и др.].
Для глинисто-кремнистой экранирующей толщи верхней юры-валанжина, лишенной сколько-нибудь мощных протяженных коллекторских горизонтов, качественная оценка перспектив газонефтеносности невозможна (некорректна). Во всяком случае, развитие нефтяных скоплений в трещиноватых породах салымского типа в интервале разреза волжского возраста маловероятно, газовых - исключено.
По площади распространения среднеюрского подкомплекса на Гыдане преобладают земли средне- и низкоперспективные, в силу малоблагоприятных термоглубинных условий залегания среднеюрских природных резервуаров. Относительно повышенными перспективами газоносности характеризуются три участка на востоке области (табл. 6.6). Что касается нефтеносности, то породы средней юры обладают малыми перспективами формирования сколько-нибудь крупных нефтесодержащих скоплений на всей территории севера мегапровинции и Гыданской области, в частности [35, 38, 40, 84, 101, 104, 124].
Проведенные оценки показывают, что для Гыдана построение единых карт (схем) перспектив нефтегазоносности нецелесообразно: один и тот же участок (район, зона) может быть разноперспективным по разновозрастным комплексам. Таким образом, сравнительный анализ нижнемеловых и среднеюрского литолого-стратиграфических комплексов и подкомплексов показал, что наивысшими относительными перспективами обладает неокомский подкомплекс в его песчано-глинистой части.
Гыдан по современным воззрениям представляется как среднеперспективная (в целом) область преимущественного, а по апт-сеноманской толще и большей части юры (за исключением кровельных горизонтов Ю2-4 в отдельных зонах) - исключительного газонакопления. С малыми (относительно) масштабами битумообразования и эмиграции жидких УВ напрямую связано и пониженное содержание конденсата в ГК-скоплениях в объеме юрско-неокомской толщи Гыдана по сравнению с Ямалом и особенно НПТР [40, 85].
Оценивая в целом перспективность Гыданской области и вероятную структуру неоткрытых ресурсов УВ (на качественном уровне), с учетом современной геофизической и буровой изученности ее недр, необходимо отметить, что здесь в ходе возобновления и продолжения поисково-разведочных работ будет открыто, вероятно, два-три крупнейших месторождения с запасами более 100 млн. т у.т. (геол.), 7-10 крупных (от 30 до 100 млн. т у.т.), несколько десятков средних (10-30) и большое число мелких и мельчайших месторождений и отдельных залежей вне многозалежных месторождений как в пределах открытых и предполагаемых поднятий, так и на их дальних склонах. Очень крупные и даже крупнейшие месторождения УВ (типа ГК и ГКН) прогнозируются в Тазовской и особенно в Обской губе, где уже открыты два крупнейших месторождения - Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, с запасами соответственно 504 и 307 млрд. м3.
Таким образом, накопленный геолого-геофизический и научноаналитический материал свидетельствует о том, что с запада на восток, от Ямала к Гыдану и далее к Усть-Енисейской области перспективы газоносности снижаются, в том числе и внутри отдельных областей, в частности, Гыданской - от юго-западных ее районов к северо-восточным.
Количественные оценки начальных потенциальных (НИР) и неоткрытых - перспективных (локализованных) и прогнозных ресурсов свободного газа и жидких УВ производились для ЗСМП по состоянию материалов на 01.01.1974, 1979, 1984, 1988, 1993 и 2002 гг.
Количественные оценки УВ-потенциала пород мела и юры Гыдана проводятся с 1979 г. Они осуществлялись коллективами экспертов ЗапСибНИГНИ, ВНИГРИ и ВНИИГАЗа. Сравнение результатов первых дифференцированных по комплексам оценок приведено в табл. 6.7.
Как видно, они существенно отличаются друг от друга, особенно по юрскому комплексу.
В оценках ВНИИГАЗа начала 80-х гг. прошлого века газовый потенциал оказался несколько недооцененным для Ямала и существенно переоцененным для Гыдана.
Характерен подход к оценке ресурсов УВ, прежде всего свободного газа, по суше Ямальской и Гыданской областей. Если в начале 80-х гг. их газовые потенциалы считались, в общем, сопоставимыми, несмотря на значительно разную результативность ПРР и крупность открытых месторождений (соответственно, 16,6 и 14,6 трлн. м3), то уже к концу 80-х гг. отношение к этим областям существенно дифференцировалось: официально принятые оценки ресурсов газа Ямала были увеличены до 20,75 трлн. м3, а НИР Гыданской области по состоянию на 01.01.1988 г. были снижены на 3,1 трлн. м3 - до 11,5 трлн. м3 (официальная оценка) за счет существенного уменьшения количественной оценки газового потенциала меловых комплексов.
Предпоследняя официальная оценка, порученная коллективу ЗапСиб-НИГНИ (г. Тюмень) в 1993 г. была в силу ряда причин, и прежде всего, субъективных, крайне неудовлетворительной: она, по сути, повторила результаты оценки 1988 г. В итоге многие частные оценки (по отдельным оцениваемым объектам - НГО, продуктивным комплексам и подкомплексам) оказались некорректными, чрезмерно завышенными по одним прогностическим объектам в отдельных НГО и, наоборот, заниженными по другим.
Вследствие низкой эффективности ПРР на Гыдане в период 1988-1992 гт. включительно, когда начались открытия мелких по запасам месторождений газа (существенно недоразведанных), по данным на 01.01.1993 г. произошло дальнейшее снижение НПР газа Гыдана (вместе с Мессояхским районом) до 9,7 трлн. м3 (табл. 6.8), однако и эта величина нуждается в уточнении и корректировке, прежде всего по апт-сеноманской и юрской частям разреза. Вместе с тем, как по Ямальской, так и по Гыданской ГНО происходило неуклонное снижение НПР нефти (см. табл. 6.8).
В.А. Скоробогатовым в 1993 г. была проведена сравнительная экспертная оценка газового потенциала недр Ямала и Гыдана, согласно которой НПРГ составили соответственно 18,5 и 7,0 трлн. м3 [40]. Общая качественная характеристика положения изученности региональных объектов нефтегазогеологического районирования севера мегапровинции, согласно [47, 50], приведена на рис. 6.1.
Если рассматривать площадную, объемную и ресурсную изученность Гыданской области в целом, то она находится, по-видимому, на рубеже II/III или в начале III этапа освоения УВ-потенциала [47]. Однако именно на II этапе происходят наиболее крупные, принципиальные открытия месторождений и залежей УВ, на третьем же этапе открывается большое число, но преимущественно средних и небольших месторождений УВ. В связи с этим, например, альб-сеноман-сенонский уникальный газоносный комплекс суши ЗСМП находится явно в середине IV - завершающего этапа изучения и освоения УВ-потенциала, когда величина неоткрытых ресурсов УВ минимальна и в ходе ПРР открываются мелкие, мельчайшие и отдельные средние по запасам скопления [47].
Стоит особо отметить, что от эйфории по поводу величины неоткрытых ресурсов газа в верхней части мелового проницаемого надкомплекса суши ЯНАО даже многие западно-сибирские исследователи-эксперты перешли к осторожной, трезвой качественной оценке газового потенциала ЗСМП.
Рассмотрим последние количественные оценки перспектив газонефтеносности Гыданской области. Необходимо особо подчеркнуть, что в последнем «Методическом руководстве...» [53] нет готовых рецептов по выбору методов или способов для конкретных подсчетов ресурсов УВ, тем самым оставлен выбор для творческих изысканий конкретных подсчетчиков...
По состоянию на 01.01.2002 г. официальные оценки ресурсов газа и нефти были вновь необоснованно увеличены - до 12,5 трлн. м3 и до 1,5 млрд. т. Эксперты ОАО «Газпром» выдвигали аргументированные возражения, но простым голосованием членов Центральной экспертной комиссии указанные выше оценки были приняты в качестве официальных.
Какова же реальность этих оценок? Авторская точка зрения и расчеты представлены ниже.
Согласно требованиям к выбору и обоснованию ЭУ и ПУ их выделение в пределах Гыданской области производилось авторами на основании принципа тектонической приуроченности крупнейших и хорошо изученных альб-сеноманских и аптских месторождений УВ к крупным положительным структурам, окруженным ареалами структурно-литологического (флюидодинамического) влияния вмещающих их антиклинальных ловушек по кровле сеномана и апта. В отдельных случаях границы ЭУ и ПУ секут изогипсы по кровле сеномана и апта под острыми углами, однако это вызвано необходимостью не выделять слишком крупные или наоборот, небольшие по площади участки. Вместе с тем площади отдельных участков превышают 10-13 тыс. км2, однако именно в силу пологости тектонического рельефа осадочного чехла по среднемеловым горизонтам. Таким образом, большинство внутренних впадин и прогибов были разделены по тальвегам между участками, в центре которых расположены крупные тектонические структуры I, II и III порядков (см. рис. 5.2, 5.3, 5.4 и 5.5).
Для альб-сеноманского комплекса Гыдана удалось выделить 2 ЭУ и 1 полуэталонный участок - Геофизический (см. рис. 5.2). Остальная часть суши Гыдана разделена на 6 ПУ, из которых № 2, 3, 5 и 6 совершенно не изучены глубоким бурением (пробурена только одна - Ладертойская - поисковая скважина на севере ПУ-5).
Для аптского подкомплекса безусловно эталонной является только Утренняя зона (участок). К ПЭУ отнесены Гыданский и Солетско-Геофизический участки. Среди восьми выделенных ПУ относительно изучен всего один: Тота-Яхинско-Антипаютинский (см. рис. 5.3). Для неокомского подкомплекса выделен один ЭУ - Утренний и один ПЭУ - Геофизический. Гыданский участок изучен по низам мела явно недостаточно (ПУ-4) (см. рис. 5.4). Необходимость выделения ПЭУ обусловлена тем, что ресурсная изученность ряда зон явно превышает 40-50 %, однако существенно ниже, чем на ЭУ, изученность которых (перевод ресурсов в запасы категории C1+C2) должна быть выше 75-80 %. И, наконец, для нижне-среднеюрского подкомплекса выделено 19 ПУ (см. рис. 5.5); ни один из них не может быть рассмотрен даже в качестве ПЭУ, поскольку в их пределах до средней юры добурены лишь единичные поисковые скважины (на ГГУ-1, 3, 13, 17).
Для оценки НПР УВ альб-сеноманского комплекса, аптского и неокомского подкомплексов Гыдана была собрана и обобщена вся геологогенетическая и ресурсная информация по ЭУ, и с учетом их площадей рассчитаны плотности начальных ресурсов (накопленная добыча, текущие запасы, официальные оценки перспективных локализованных ресурсов С3 и экспертно добавленные ресурсы До за счет некоторой площадной и ресурсной недоизученности эталонов). Плотности ресурсов газа на ЭУ по альбу-сеноману варьируют в широких пределах: от 4,75 до 24,5 млн. м3/км2, по апту - от 10,18 до 40,01, по неокому от 27,04 до 56,40 млн. м3/км2.
При этом, эталонная обеспеченность альб-сеноманского комплекса на Гыдане оценивается как высокая (4 ЭУ и ПЭУ на 6 ПУ), аптского подкомплекса, как достаточная (3 ЭУ и ПЭУ на 8 ПУ), неокомского комплекса - как низкая (2 ЭУ и ПЭУ на 9 ПУ), среднеюрского подкомплекса - как нулевая. Точно также следует оценивать и достоверность количественных оценок НПР газа области по разновозрастным комплексам и подкомплексам. Из анализа ЭУ следует, что плотности ресурсов газа увеличиваются вниз по меловому разрезу, примерно в 2 раза от альб-сеноманского к аптскому и неокомскому подкомплексам. Плотности ресурсов нефти по двум ЭУ в неокоме изменяются от 1,5 до 6,2 тыс. т/км2. Крупные подгазовые скопления нефти в меловых горизонтах Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений дегазационно-разломного генезиса не характерны для Гыданской области в целом и не могут рассматриваться в качестве эталонных.