Перспективы дальнейшего изучения и освоения углеводородного потенциала недр Ямальской области и прибрежного шельфа Карского моря

Фундаментальная основа деятельности любой горнодобывающей компании в мире — запасы минерального сырья (в том числе газа, нефти и др.), которыми она владеет или контролирует, и прогнозные ресурсы в недрах ее лицензионных участков, которые она, проводя поисково-разведочные работы (ПРР), может перевести (превратить) в промышленные запасы. Первые — материальная (природно-геологическая) база ее деятельности в настоящее время и в обозримом будущем, вторые — основа стратегии ее развития в отдаленном будущем. Непрерывный переток из ресурсов в запасы и из запасов в накопленную добычу — суть единый процесс производственной деятельности компании, который «не может и не должен прерываться...». Мировая газовая промышленность в XXI веке будет развиваться по двум главным направлениям: первое — освоение углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов известных нефтегазоносных регионов, второе — выход в малоизученные высокоперспективные регионы, прежде всего в Арктический ареал осадочных бассейнов (суша и море) и в бассейны акваторий Мирового океана в целом. Общемировой опыт показывает, что в большинстве нефтегазоносных бассейнов/провинций (НГБ/НГП), расположенных как на суше, так и на шельфе эпиконтинентальных морей наблюдается закономерность: «чем дальше в море, тем больше газа» (по отношению к запасам и ресурсам нефти). Точно также и в пределах НГП России: при движении от центральных областей провинций к прибрежным и морским областям резко увеличивается доля свободного газа в суммарных потенциальных ресурсах (Ти-мано-Печорская, Западно-Сибирская, Охотоморская и другие НГП). Отдельные, в том числе и крупные месторождения нефти связаны в преимущественно газоносных областях с локальными структурами, интенсивно нарушенными активными разломами (дегазация недр — вторичное накопление нефти и выпавшего конденсата — Приразломное, Новопортовское, Западно-Мессояхское и другие нефтегазовые месторождения).

Циркумполярный арктический пояс Земли включает осадочные бассейны Северного Ледовитого океана и прилегающей суши: Норвежского и Баренцева морей, Западно-Сибирский, Енисей-Хатангский бассейны, морей Лаптевых, Восточно-Сибирского, Бофорта, Северного склона Аляски, Свердруп и др. Главной особенностью бассейнов Северной Евразии и Америки является преимущественная газоносность мезозойских и кайнозойских толщ и нефтегазоносность палеозоя, при этом в большинстве бассейнов в пределах суши с юга на север и далее в области шельфа газоносность недр увеличивается, а нефтегазоконденсатные скопления сменяются газоконденсатными и чисто газовыми. Это связано с генетическими причинами, а именно с развитием в разрезе перми, триаса, юры и нижнего мела преимущественно неморских толщ с сапропелево-гумусовым концентрированным (угли) и рассеянным органическим веществом, предопределившим преимущественное газообразование и газонакопление в меловое и кайнозойское время.


Арктический сектор территории России в пределах Ненецкого автономного округа (АО, север Тимано-Печорского региона), Ямальского, Тазовского и Гыданского полуостровов Западной Сибири (север Ямало-Ненецкого АО) и Енисей-Хатангской области (север Красноярского края) и акваторий арктических морей, по общему признанию, обладает очень высоким углеводородным потенциалом недр при существенном преобладании ресурсов природного газа над нефтью. В арктической части России открыто ряд супергигантских (более 1 трлн. м³) и крупнейших (более 100 млрд. м³) газосодержащих месторождений: Ямбургское, Бованенковское, Харасавэйское, Южно-Тамбейское, Русановское, Штокмановское и др.

Большое число газосодержащих месторождений обнаружено в арктических бассейнах Америки. Их освоение определит газодобычу до 2020—2030 гг. В последующие десятилетия XXI века развитие мирового производства газа в значительной степени будет обеспечиваться реализацией в ходе ПРР неоткрытых традиционных и нетрадиционных (газ в низкопроницаемых формациях, газогидраты) ресурсов газа (ТРГ и НТРГ) арктических областей. Объем ТРГ (геологических) Арктики оценивается в 160—190 трлн. м³ (из 510—550 общемировых). Не менее 120—130 трлн. м³ составляют геологические ресурсы скоплений газа в плотных коллекторах. Поистине грандиозны ресурсы газогидратов на суше и в шельфовых арктических бассейнах [164].

В крупнейшей в мире по запасам и ресурсам газа Западно-Сибирской провинции нефтеносные области Среднего Приобья и газонефтеносный Надым-Пур-Тазовский регион вступили в «зрелую» стадию освоения углеводородного потенциала их недр, когда все уникальные, гигантские и большинство крупнейших месторождений прошли «пик» добычи и началось ее неуклонное падение. Поддержание достигнутого уровня добычи газа в НПТР за счет вовлечения в разработку — после Заполярного — менее крупных месторождений-спутников невозможно в силу, прежде всего, геотехнологических и экономических причин.

Для того, чтобы после 2007—2008 гг. поддерживать планируемую добычу газа, необходимо уже с 2004 г. проводить ПРР в объемах, обеспечивающих годовой прирост запасов в размере не менее 580—600 млрд. м³, преимущественно в северных районах ЗСП, и в кратчайшие сроки осуществлять подготовку разведанных месторождений к освоению. К 2008—2010 гг. месторождения-гиганты в НПТР перейдут в категорию месторождений с низконапорными запасами. При этом годовое падение суммарной добычи газа по ним может превысить 30 млрд. м³. Для компенсации такого падения добычи ОАО «Газпром» планирует к 2008 г. приступить к освоению запасов газа на п-ве Ямал в объеме 5,9 трлн. м³ с первоочередным вводом в разработку сеноман-аптских залежей Бованенковского и Харасавэйского месторождений.


В связи с этим необходимо отметить следующее. Нормальный цикл открытия и освоения месторождений УВ в малоизученных районах суши РФ представляется следующим.


Без регионального этапа цикл освоения составляет 8—12 лет. Таким образом, если исключить региональный этап исследований недр, который может продолжаться достаточно долго, с начала этапа поиска новых месторождений УВ до начала их разработки весь период освоения достигает 8—10 лет. Это значит, что под добычу газа в 2012—2015 гг. подготовка новых месторождений УВ должна начинаться уже сейчас...

Развитие газовой промышленности России до 2030 г. будет происходить за счет расширения районов газодобычи на Ямале, Гыдане, в Обской и Тазовской губах в Западной Сибири, в Восточной Сибири, на шельфах Баренцева, Карского и Охотского морей. Наиболее предпочтительным с точки зрения поддержания газодобычи в Западной Сибири после 2007 г. является первоочередной ввод месторождений полуострова Ямал. Он обеспечивает наиболее надежный и наименее рискованный вариант поддержания минимально необходимого уровня добычи ОАО «Газпром» в 550—570 млрд. м³/год и увеличения общенациональной добычи к 2020 г. до 670—720 млрд. м³/год. Таким образом, главным резервом развития газовой промышленности Западной Сибири (а значит, и России в целом) на ближнюю и среднюю перспективу является Ямальская газонефтеносная область.

Возобновление ПРР на Ямале в ближайшие 2—3 года с целью дальнейшего изучения и освоения УВ-потенциала его недр стратегически необходимо для развития газовой промышленности России. Основные направления наращивания сырьевой базы газо- и нефтедобычи на Ямале традиционны:

• доразведка уже открытых и частично разведанных залежей УВ, т.е. перевод предварительно оцененных запасов категории С₂ в промышленные (В + С₁);
• выявление и разведка залежей, пропущенных во вскрытом объеме пород на известных месторождениях (перевод «скрытых» запасов в разведанные С₃ → C₁);
• опоискование невскрытых бурением горизонтов месторождений, преимущественно в низах неокома и кровельных горизонтах средней юры;
• постановка ПРР на перспективных объектах, преимущественно локальных структурах, подготовленных к глубокому бурению и оцененных по категории Д₀ (C^п₃).

Наиболее значительный эффект в любой недостаточно изученной НГО или НГР может быть получен от проведения ПРР на наиболее перспективных локальных объектах, подготовленных к глубокому бурению или только выявленных сейсмопоисковыми работами. Перспективные ресурсы локализованных объектов — невскрытых горизонтов и особенно перспективных структур — являются ближайшим резервом приростов разведанных запасов углеводородов в ходе проведения дальнейших поисково-разведочных работ. По крайней мере, до 2010—2012 гг. в глубокое бурение целесообразно вводить локальные структуры, перспективные ресурсы газа которых могут обеспечить открытие как минимум, средних по геологическим запасам УВ месторождений (на уровне 30—40 млн. т н.э, не менее; однако, чем крупнее, тем лучше...). Для Ямальской области коэффициент перевода перспективных ресурсов в запасы категории Q характеризуется постепенным снижением от сеномана и апта к юре соответственно от 0,88 до 0,24. Коэффициент успешности поисковых работ за весь период проведения ПРР составил 50 % и также характеризуется снижением в последние годы. Для территории Западной Сибири в целом подтверждаемость перспективных ресурсов газа в среднем составляет 35—40 %. Следует отметить, что изменение фонда структур в сторону уменьшения их размеров приведет к снижению подтверждаемости перспективных ресурсов. Значительное количество перспективных структур расположено в мегапрогибах и впадинах, где поисковое бурение проводилось в незначительном объеме.


Главные задачи в области укрепления сырьевой базы добычи УВ, которые необходимо решить на Ямале, таковы:

• 1. Закончить доразведку юрских залежей южного и северного куполов Бованенковского, валанжинских залежей Харасавэйского и нефтяных оторочек юры Новопортовского месторождений с целью уточнения геологопромысловых характеристик залежей УВ. Опоисковать морскую часть Харасавэйского месторождения (с 2004 г.).
• 2. Возобновить ПРР на суше и начать их в шельфовой части Крузен-штернского месторождения (с 2004 г.), средние и нижние горизонты которого практически не освещены бурением.
• 3. Продолжить изучение недр месторождений-спутников и перспективных участков в ареале крупнейших месторождений Нурминского мегавала.
• 4. Начать поиски скоплений УВ в пределах наиболее нефтегазоперспективных участков южного Ямала (Ямбутинского, Юрибейского, Восточно-Новопортовского и др.), через которые пройдет трасса железной дороги Лабытнанги — Бованенково.
• 5. С 2010—2011 гг. возобновить ПРР в Тамбейской и Сеяхинской зонах с целью доизучения открытых залежей УВ и поиска новых скоплений в валанжинских и юрских горизонтах.

В табл. 9.1 приведена динамика изменения перспективных ресурсов газа за 20-летний период. За эти годы величина оцененных ресурсов перспективных площадей возросла в 3 раза, невскрытых горизонтов месторождений уменьшилась на треть. Примечательно, что из 19 месторождений ГРР на неоком и юру были проведены на 15 месторождениях, а новые залежи в юрском комплексе были открыты только на трех.


По состоянию на 01.01.1993 г. перспективные ресурсы невскрытых горизонтов суши Ямала оценивались по 13 месторождениям в объеме 0,57 трлн. м³, по 51 перспективной неразбуренной площади — 1,68 трлн. м³ (в сумме 2,25 трлн. м³). Анализ достоверности и подтверждаемости перспективных ресурсов приводит к выводу о существенном их завышении на ряде перспективных объектов. Из невскрытых горизонтов это относится в первую очередь к оценке горизонта Ю₂ Южно-Тамбейского месторождения по газу — 135 млрд. м³ (по оценке ВНИИГАЗа — 60—70 млрд. м ), среди перспективных площадей неоправданно завышены перспективные ресурсы Восточно- и Северо-Сеяхинской площадей (338,0 против 210—230 млрд. м³), Восточно-Харасавэйской (110 против 20 млрд. м по оценкам ВНИИГАЗа), Леоновской (70,0 против 30,0), Хамбатейской (60 против 15) и других площадей. По расчетам авторов, более реальными оценками ресурсов С^н₃ и С^п₃ являются 450 и 1150 млрд. м³ (в сумме 1500 млрд. м³). С другой стороны, ряд перспективных геологических объектов, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ, вовсе не оценены по категории С₃ и не нашли отражение в Государственном балансе запасов и ресурсов РФ. Это относится к горизонтам Ю_14-15 и НГЗК Бованенковского месторождения (30—40 млрд. м по оценке ВНИИГАЗа), Новопортовскому (НГЗК, 15—20 млрд. м³), Тасийскому (Ю₂—Ю₆, 50—70 млрд. м³) и другим месторождениям, запасы которых составляют в совокупности 180—200 млрд. м³ — ближайший резерв постановки ПРР и приростов разведанных запасов газа.

Реальные перспективные ресурсы нефти связаны с невскрытыми горизонтами низов неокома и верхних горизонтов юры Нурминского мегавала от Мало-Ямальского до Нерстинского месторождений (авторская оценка ресурсов зоны — 0,20—0,27 млрд. т извлекаемой нефти), оставшаяся часть неоткрытых ресурсов нефти Ямала «распылена» по многим десяткам предполагаемых, преимущественно подгазовых скоплений в породах средней юры юго-западной моноклинали и неокома центральных впадин между Нурминским мегавалом и Средне-Ямальским сводом.

По оценке 2001 г. перспективные ресурсы Ямала составляют 2,7 трлн. м³: 1,8 по перспективным площадям и 0,9 — в невскрытых горизонтах месторождений (см. табл. 9.1), в том числе по трем крупнейшим локальным объектам (более 100 млрд. м³) — 0,6 трлн. м³. Таким образом, судя по официальной оценке перспективных локализованных объектов, можно ожидать открытие только трех новых крупнейших по запасам газосодержащих месторождений, остальные будут относиться к щэупным, средним и преимущественно мелким по запасам (менее 10 млрд. м — месторождения и менее 3 млрд. м³ — отдельные залежи). В будущем крупнейшие открытия связаны только с Обской и Тазовской губами и шельфом Карского моря.

В пределах Обской губы по материалам сейсморазведочных работ выделены и оконтурены с различной степенью достоверности антиклинальные поднятия — перспективные площади: с юга на север — Обская, Каменномысская-море, Северо-Каменномысская, Бухаринская, Геофизическая, Восточно-Тамбейская, Карпачевская, Преображенская. Кроме того, в пределах северной части Обской губы установлены акваториальные продолжения сухопутных поднятий (месторождений) Утреннего, Западно-Тамбейского, Тасийского, Штормового.

На структурах Каменномысская-море, Северо-Каменномысская в сеноманских отложениях открыты крупные залежи газа. Эти же объекты подготовлены к глубокому бурению по альб-аптским и неокомским отложениям. В конце 2003 г. открыто газовое месторождение в сеномане на Обской структуре. Прочие объекты требуют подготовки сейсморазведочными работами.

В качестве объектов ГРР на Приямальском шельфе рассматриваются локальные структуры — Нярмейская и Западно-Шараповская (первоочередные), Скуратовская, Обручевская, Амдерминская. На Русановском и Ленинградском месторождениях необходима доразведка залежей, выявленных в сеномане-альбе и в апте, а также опоискование перспективных не-окомских и юрских отложений (табл. 9.2).


На шельфе Карского моря вероятно открытие одного уникального по запасам (более 3 трлн. м³) и 8—10 гигантских и супергигантских газосодержащих месторождений (301—3000 млрд. м³). Вместе с тем, оценка и освоение УВ-потенциала недр открытого моря таит в себе ряд существенных геологических рисков:

• альб-сеноманский комплекс здесь может оказаться малоперспективным;
• низы неокома и верхняя юра заглинизированы;
• нижнесреднеюрская толща находится в жестких термоглубинных и катагенетических условиях.

В ходе ПРР до 2030 г. общий прирост разведанных запасов газа на суше Ямала возможен в объеме 3,6—4,0 трлн. м³, в том числе 1,5—1,7 трлн. м³ — за счет новых открытий конденсата и нефти — до 400—500 млн. т (извл.), что потребует строительства не менее 200—220 поисково-разведочных скважин и объема бурения до 500 тыс. м. На Приямальском шельфе, включая Обскую губу, за период до 2035—2040 гг. реально прирастить около 9,2 трлн. м³ газа и до 400 млн. т жидких УВ.

В конечном итоге суммарный прирост запасов категории B+C₁ к 2040 г. в целом по Ямальской и Южно-Карской областям (включая акваторию) составит 12,8—13,2 трлн. м³ газа и 0,7—0,9 млрд. т нефти и конденсата.

Вместе с тем, дальнейшее проведение дорогостоящих и технически сложных ПРР в арктических районах ЗСНГП (суша и шельф) характеризуется рядом геологических, экологических, социально-политических и других рисков.

Геологические риски освоения углеводородного потенциала Ямальской области (суша) и прилегающего шельфа Карского моря сводятся к следующим видам:

• а) риск неполного подтверждения разведанных запасов (категории В+C₁) газа и конденсата крупнейших месторождений, базовых для будущей разработки (Бованенковского, Харасавэйского и Крузенштернского);
• б) то же, для других месторождений области, менее крупных, средних и небольших по величине запасов;
• в) риск существенного неподтверждения при доразведке предварительно оцененных запасов категории С2 на всех месторождениях;
• г) риск значительного усложнения структурно-литологического строения залежей углеводородов (УВ) в ходе их освоения и эксплуатации, которое может привести в конечном результате к снижению коэффициентов извлечения газа по отдельным залежам;
• д) риск неподтверждения в ходе доразведки глубоких горизонтов на известных месторождениях и поисково-разведочных работ на перспективных площадях суши и особенно шельфа Карского моря неоткрытых (перспективных и прогнозных) ресурсов УВ категории С₃+Д.

Проведенный геологический риск-анализ освоения запасов и ресурсов УВ недр Ямала позволяет сделать следующие выводы:

1. Созданная в период 1972—1992 гг. сырьевая база газодобычи на полуострове обладает высокой достоверностью и надежностью: из 10,45 трлн. м³ запасов категории B+C₁ 5,23 трлн. м³ прошли экспертизу ГКЗ и полностью подготовлены к разработке. Это относится, прежде всего, к трем гигантским месторождениям, составляющим Бованенковско-Харасавэйскую группу месторождений (крупнейший «узел» газонакопления в арктических районах Западной Сибири). Большое число пробуренных и испытанных скважин (95 на Бованенковском и 64 на Харасавэйском месторождении) достаточно равномерно осветивших бурением разрез сеномана, альба, апта (горизонтов ТП_1-10) и верхних горизонтов неокома, позволяет с уверенностью сделать вывод, что геологические запасы меловых горизонтов подтвердятся с точностью не менее, чем ±10% для Бованенковского и ±15% для Харасавэйского месторождений. Остальные запасы категории B+C₁ меловых горизонтов этой группы могут быть представлены для экспертизы в ГКЗ: накопленных геолого-геофизических материалов по ним вполне достаточно для их утверждения. Некоторые сомнения вызывает лишь часть запасов категории С₁. а также запасы категории С₂ юрских горизонтов Бованенковского месторождения в объеме 446,8 млрд. м³, в силу сложности строения природных резервуаров, наличия зон «сухих» коллекторов и в целом невысоких величин ФЕС юрских песчаников и алевролитов. То же относится и к Крузенштернскому месторождению, большая западная часть площади которого находится в мелководном шельфе, где геофизические и буровые работы затруднены. Однако специфика этого месторождения, в отличие от соседних, заключается в том, что подавляющая часть запасов, которые практически полностью прошли экспертизу, сосредоточена в сеномане (86 % от категории B+C₁). Кроме того, согласно существующим проектам разработки Бованенковского и Харасавэйского месторождений, запасы сложнопостроенных залежей неокома и юры будут вводиться в разработку на «зрелой» стадии эксплуатации этих месторождений, когда добыча сухого газа из аптских и альб-сеноманских залежей выйдет «на полку». Поэтому возможные небольшие ошибки в оценке запасов категории B+C₁ и особенно неполная подтверждаемость запасов категории С₂ глубокопогруженных залежей не смогут оказать сколько-нибудь отрицательного влияния на общую разработку базовых месторождений.

Разведанные запасы категории B+C₁ Тамбейской группы месторождений, изученные и подтвержденные более чем 120 поисково-разведочными скважинами на четырех месторождениях (2,2 трлн. м³) также имеют минимальный риск неподтверждения (менее 20 %) и практически подготовлены к разработке по меловым горизонтам, хотя юрские залежи остаются недоразведанными. После доразведки минимальным объемом бурения периферийных частей нижнемеловых газовых и газоконденсатных залежей их запасы могут быть представлены на утверждение в ГКЗ.

Таким образом, гарантированная величина подтвержденных геологических запасов газа категории B+C₁ в сумме по всем месторождениям Ямала оценивается не менее чем в 9,0—9,5 трлн. м³, запасов категории С₂ — 1,8—2,0 трлн. м³, интегральная величина подтвержденных запасов (в ходе доразведочного и эксплуатационного бурения) составляет 10,8—11,5 трлн. м³.

2. Неоткрытые ресурсы газа на суше Ямала «распылены» по большому числу преимущественно средних и небольших по запасам предполагаемых скоплений, подтверждаемость которых, в отличие от крупнейших, гигантских и уникальных месторождений, не превышает 40—50 %. Таким образом, после тотальной разведки недр суши Ямала ориентировочно к 2035 г., вероятно, будет реализовано до 3 трлн. м³ прогнозных ресурсов газа.

Значительно больший риск неподтверждения имеют потенциальные ресурсы газа недр шельфа Карского моря, включая Обскую и Тазовскую губы. К настоящему времени суммарные доказанные запасы газа четырех открытых шельфовых месторождений существенно меньше 1 трлн. м³. Подтвердятся ли будущими открытиями и разведкой прогнозируемые ресурсы в объеме до 33 трлн. м³ (по официальной оценке) — очень большой вопрос. По современным воззрениям, в силу генетических причин перспективы альб-сеноманского уникального газоносного комплекса на шельфе существенно ниже, чем на прилегающей суше, разрез неокома может быть значительно заглинизирован, а юрские горизонты находятся в более жестких термобароглубинных условиях, чем на Ямале и Гыдане, где они также имеют ограниченные перспективы. В таком случае вся «ресурсная нагрузка» в недрах Карского моря ложится на сравнительно узкий стратиграфический диапазон газоносности (готерив-апт, возможно, альб) и потенциальные ресурсы газа не превысят 18—20 трлн. м³ (только открытый шельф Карского моря). Кроме того, их освоение растянется на период от 2015—2020 до 2040 гг., с учетом того, что достаточно интенсивное и результативное освоение УВ-потенциала полуострова Ямал продолжалось с 1968 по 1992 гг. (более 25 лет).

3. Как показывает опыт освоения большинства нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, строение залежей УВ существенно усложняется по мере их изучения от одной стадии к другой (поиски, оценка, разведка, доразведка в ходе эксплуатации, уплотняющее бурение на зрелой и поздней стадиях отработки запасов), а именно, «увеличивается» литологическая и коллекторская неоднородность продуктивных резервуаров и отдельных пластов, выявляются многочисленные разноамплитудные разломы, оказывающие как позитивное, так и негативное (усложняющее) воздействие на эксплуатацию залежей УВ, и т.д. Подобного типа рисками характеризуются все продуктивные комплексы Ямала, кроме сеноманского, но особенно характерны «усложняющие риски» для низов неокома (валанжин, горизонты групп БЯ и НП — новопортовской толщи) и юры Бованенковского, Новопортовского и Тамбейской группы месторождений (юрский комплекс на Харасавэйском и Крузенштернском месторождениях содержит преимущественно нетрадиционные ресурсы газа в плотных практически непроницаемых коллекторах при современных геотемпературах 120—140 °С и более).

В результате риск-анализа можно сделать один общий вывод: с точки зрения геологии и ресурсной базы Ямальская газонефтеносная область вместе с прилегающим (ближним) шельфом Карского моря представляет собой последний высоконадежный стратегический регион — мегаобъект для развития крупномасштабной добычи газа в России в период до 2035—2040 гг., геологические риски освоения газового потенциала которого минимальны и значительно ниже, чем Восточно-Сибирского региона на суше и акваторий северных и дальневосточных морей, включая открытый шельф Карского моря, в которых только создание будущей базы газодобычи (еще до ее освоения) растянется на всю первую половину XXI века и потребует колоссальных финансовых, технических и людских затрат и усилий (по различным оценкам, от 80 до 100 млрд. долл.).

Необходимо подчеркнуть, что в ближайшие 10—12 лет поиски, разведка и освоение месторождений свободного газа с запасами менее 50—30 млрд. м³ в арктических районах суши Западной Сибири и менее 100 млрд. м³ в губах и заливах Карского моря будут нерациональны. Только после 2015 г. станут рентабельными поиски и разведка в арктической тундре Западной Сибири средних и небольших по запасам газосодержащих месторождений.

Перспективы расширения сырьевой базы газовой промышленности в XXI веке в Западной Сибири, в значительной мере связаны с освоением плотных слабо проницаемых газонасыщенных пород.

В недрах Севера провинции геологические ресурсы газа в низкопроницаемых толщах и на участках разновозрастных уплотненных природных резервуаров в диапазоне апт (на Ямале и Гыдане) — кровля доюрских пород (повсеместно) по самым скромным оценкам составляют не менее 65—70 трлн. м³, причем в породах юры нетрадиционные ресурсы значительно превосходят традиционные.

Добыча свободного газа из низкопроницаемых газонасыщенных пород в Западной Сибири в настоящее время нерентабельна. Однако уже к 2015—2020 гг. суммарный объем добычи газа из плотных пород может достигнуть 40—50 млрд. м³, что составит 7—8 % от общей газодобычи региона.

Наряду с продолжением ПРР для долгосрочного стратегического планирования геологоразведочных работ, правильного определения их основных направлений и поддержания эффективности поисково-разведочного бурения на высоком уровне к 2010 г. необходимо завершить цикл регионального изучения недр Ямала. Для этого требуется выполнить четыре региональных комплексных сейсмопрофиля МОВ ОГТ и МОВ ОГП (отраженные и преломленные волны) общим объемом 1830 км и пробурить четыре параметрические скважины с вскрытием доюрского комплекса на глубину 300—400 м: Нейтинскую, Харасавэйскую, Южно-Тамбейскую и Малыгинскую с суммарной проходкой 20 000 м.

На суше ЯНАО и в акваториях губ окончательное освоение неоткрытой части УВ-потенциала альб-сеноманского комплекса и аптского подкомплекса (перевод из ресурсов в запасы и их подключение к добыче) произойдет до 2015—2020 гг., акватории Приямальского шельфа Карского моря — до 2025—2030 гг., недр открытого шельфа Карского моря — в период 2021—2050 гг. Таким образом, уникальный газовый потенциал среднего мела северных и арктических районов Западной Сибири в пределах ЯНАО и Карского шельфа еще многие десятилетия будет «питать» газовую промышленность России, при этом лидерство от сеномана Надым-Тазовского междуречья после 2015 г. перейдет к альбу и особенно апту арктических полуостровов и шельфовых областей, где он высокоперспективен, в отличие от сеномана и особенно юры.

Постепенное снижение добычи «традиционного» (по современным критериям) газа на суше будет восполняться освоением газового потенциала недр Карского моря (не менее 20—23 трлн. м³) и введением в эксплуатацию морских газосодержащих месторождений (с 2010 г., наиболее активно в период 2021—2050 гг.). После 2030 г. в большинстве районов ЯНАО начнется активное освоение НТРГ, прежде всего, в низкопроницаемых коллекторах.

Проведение поисково-разведочных работ и организация добычи и транспорта газа и жидких УВ (конденсата и нефти из оторочек) в труднодоступных арктических районах суши и на шельфе Карского моря потребует очень значительных капиталовложений, как российских, так и зарубежных, т.е. является транснациональной задачей. При этом, именно западно-сибирский газ (арктическая суша и шельф Карского моря) будет составлять основу национального производства газа в России и газоснабжения многих стран и регионов, расположенных на Евро-Азиатском мегаконтиненте в течение первой половины XXI века.

В конечном итоге разведка, освоение и промышленное использование традиционных и нетрадиционных ресурсов газа Российского сектора Арктики (суша и шельф) с целью обеспечения энергетических потребностей мира должны рассматриваться как приоритетная задача XXI века.

Стратегически сценарий развития газовой промышленности России в XXI веке представляется следующим. Продолжительная — в 35 лет — эра западно-сибирского сеноманского газа в России от «рассвета» (1975—1980 гг.) до «заката» (2011—2015 гг.), сменится кратковременными эпохами аптского газа Ямала (2009—2020 гг.), валанжин-юрского газа севера Западной Сибири в целом (2016—2030 гг.), периодом «господства» газа арктических и дальневосточных морей (2021—2050 гг.) и эрой повсеместного использования нетрадиционных источников газа (2040—2100 гг.).

Заключение

Идеал недостижим, и в нефтегазовой геологии тоже. Успешный поиск геологической истины возможен, и даже необходим, однако затраты — финансовые, временные и интеллектуальные — во многих случаях могут значительно превысить итоговые положительные результаты... Точно так же, никакая отдельно взятая работа, даже претендующая на всеохватность исследований, не может «закрыть проблему» в принципе, в особенности когда это касается нефтегазовой геологии и оценки перспектив таких крупных и достаточно сложных геологических объектов, как Ямальская газонефтеносная область Западной Сибири.

Любая научно-исследовательская работа — этапна: она обобщает результаты исследований геологического объекта какого-либо временного периода и в идеале (труднодостижимом) должна учесть («препарировать») все точки зрения и концепции, часто противоречающие друг другу, по крайней мере, наиболее объективных коллективов исследователей и отдельных экспертов по проблеме.

...Ямал... последний — реальный — стратегический резерв газодобычи на суше России. Перспективы изучения и освоения газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока — туманны, недр арктических морей Сибири — отдалены на десятки лет.

Настоящая работа является итогом многолетних исследований авторов, опиравшихся на собственный опыт и результаты работ других исследователей. Это — первое обобщение анализа геологического строения и газонефтеносности арктических областей Западной Сибири.

В одной работе невозможно в равной степени осветить все аспекты сложнейшей проблемы онтогенеза УВ в породах мела и юры Ямальской области, поэтому авторы сделали упор на детальный, по возможности, комплексный анализ литологического, геотермического и геохимического факторов газонефтеобразования и накопления УВ в породах мела и юры ЯГНО, качественный и количественный прогноз газо- и нефтеносности пород осадочного чехла на суше и ближнем шельфе Карского моря. Тектонические и гидрогеологические аспекты рассмотрены с меньшей детальностью. Самостоятельное справочное значение имеет детальное описание открытых месторождений и слагающих их залежей УВ. Как практический итог кратко сформулированы наиболее перспективные направления развития дальнейших ГРР безотносительно к конкретным компаниям-операторам, которые в будущем могли бы их проводить (общегосударственный подход к проблеме развития сырьевой базы газо- и нефтедобычи).

В изложении большинства аспектов (объектов исследований — проблем) авторы руководствовались принципом: от анализа-характеристики «леса» «в целом» к отдельным группам «деревьев» (от целого к частностям и вновь — к целому для лучшего понимания последнего, в конечном итоге).

Ниже в генерализованном виде изложены выводы, полученные в итоге исследований проблемы газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири.

1. За более чем 40-летний период исследования недр Ямальского полуострова, благодаря проведению больших объемов сейсмических исследований и бурению 750 глубоких поисково-разведочных и эксплуатационных (на Бованенковском и Новопортовском месторождениях) скважин, его изученность достигла «зрелой стадии»: наиболее перспективные локальные поднятия в центральных и южных зонах области разбурены по меловым горизонтам достаточно хорошо. Вместе с тем, изученность юрского комплекса пород характеризуется повсеместно, за исключением двух указанных выше месторождений, как пониженная. Буровую изученность низов юры и доюрского комплекса пород следует оценить как крайне низкую. Однако большинство впадин и прогибов, а также моноклинальные зоны юга ЯГНО исследованы недостаточно даже по меловым породам: здесь в бурение были введены отдельные, небольшие по морфологическим параметрам локальные структуры, однако и по ним эффективность ГРР была низкой, по сравнению со структурами на крупных рельефных поднятиях (сводах и мегавалах). В итоге из 55 площадей, введенных в бурение, месторождения УВ были открыты только на 26 (успешность 47 %).

2. Ямал является областью преимущественного газонакопления: из 26 официально открытых месторождений 8 — газовые, 10 — газоконденсатные, 6 — газоконденсатно-нефтяные и 2 нефтегазоконденсатные. Два установленных, но официально не открытых месторождения — Восточно-Харасавэйское и Восточно-Новопортовское, также относятся к газовым. Разведанные и предварительно оцененные геологические запасы углеводородов (открытая часть потенциальных ресурсов) в Ямальской области составляют на 01.01.2003 г. 15,2 млрд. т н.э. (более 90 % — свободный газ). Главным газоносным подкомплексом является аптский, жидкие УВ (нефть и конденсат) сосредоточены в сравнительно узком стратиграфическом интервале: кровля средней юры — апт.

3. В результате анализа и обобщения огромного фактического материала, в том числе сейсмических данных, исследований керна и физикохимических свойств геофлюидов достаточно детально изучена стратиграфия мела и юры, литолого-фациальная характеристика продуктивных комплексов пород, тектоническое строение осадочного чехла, количество и геохимическая характеристика рассеянного и концентрированного ОВ, а также его катагенетическая преобразованность, термобарические условия локализации УВ-скоплений.

Главными литолого-фациальными особенностями ЯГНО являются высокая мористость и общая глинистость разреза нижнего мела и юры, наличие большого чила зональных глинистых покрышек в сеномане, апте и неокоме и мощной областной нижнеальбской покрышки, упорядоченное литологическое строение нижнесреднеюрской толщи (наличие сравнительно мощных, выдержанных в пространстве песчано-алевролитовых горизонтов Ю₂—Ю₁₂), развитие континентальной угленосной формации в объеме готе-рива-апта со множеством пластов угля и углистых глин. Вместе с тем структурные макроформы строения разновозрастных литологостратиграфических комплексов отличаются простотой, малыми наклонами углов на крыльях и бортах, относительно слабой нарушенностью разломами.

В течение поздней юры, мела и кайнозоя в результате разновозрастных и разноинтенсивных конседиментационных нисходящих движений и подвижек по блокам фундамента с уже накопленными осадками чехла в объеме осадочной макролинзы было образовано большое число локальных поднятий, тяготеющих преимущественно к крупным тектоническим структурам II порядка и их склонам. Вместе с тем, большинство локальных структур имеют конседиментационный генезис и развивались в течение всего послеюрского времени. Ряд тектонических структур II и III порядков осложнен по своду и/или на крыльях дизъюнктивными нарушениями различной морфологии (амплитуды перемещения пород, времени проявления и флюидопроницаемости). Наиболее яркие примеры высоко- и среднена-рушенных структур: Новопортовский вал, Нейтинская, Нерстинская и другие локальные структуры.

В западной половине Севера провинции в объеме крупных конседиментационных структур, ненарушенных или слабонарушенных разломами весь или значительная часть разреза от кровли сеномана до базальных горизонтов юры и НГЗК газо- и нефтенасыщена и отсутствие залежей УВ (водоносность природных резервуаров) объясняется либо негерметичностью (литологической или разломной) покрышек, либо отсутствием замкнутых положительных структур в объеме каких-либо частей разреза, при этом в юрской толще интервалы газонефтеотдающих коллекторов приурочены к кровельным и подошвенным частям проницаемой части разреза, а большая часть юрских песчано-алевролитовых пластов обладает «мертвой» газонефтенасыщенностью («нетрадиционные» ресурсы УВ, на Харасавэйском, Бованенковском, Западно-Сеяхинском и многих других месторождениях).

4. Геотермическое поле в объеме нижнемеловой-сеноманской макролинзы — малонапряженное. Современные геотемпературы увеличиваются от 20—35 в кровле сеномана до 40—75 °С в кровле апта, 70—110 °С в верхних и средних горизонтах валанжина. Соответственно уровень катагенеза увеличивается от ПК₂/ПК₃ до ПК¹₃/МК₁ и МК₂.

Юрская толща характеризуется максимально высокой геотемператур-ной напряженностью (прежде всего, центральные и западные районы Ямала). Величины СТ изменяются в кровле средней юры от 50 — 80 °С в окраинных зонах до 100—110 °С на поднятиях и до 120 °С и более в погруженных зонах Севера и в зоне Харасавэйской термоаномалии. Вследствие максимально высоких геотермоградиентов в породах баженовской (4,0—5,2 °С/100 м) и тюменской свит (3,5—4,8 °С/100 м) и их аналогов величины СТ в базальных горизонтах юры достигают 100—200 °С и более. Максимальные палеогеотемпературы в раннеолигоценовое время превышали СТ на 22—26 °С.

Катагенетическая преобразованность ОВ и пород верхней юры и кровельных горизонтов средней юры изменяется в диапазоне от МК| до МК3 (R° от 0,48—0,50 до 1,00—1,25 %), т.е. полностью в интервале «нефтяного окна»), в средних горизонтах юры уровень катагенеза выше на 1—2 градации, в базальных горизонтах юры катагенез соответствует градациям МК₂—AK₁ (до АК₂ и выше в отдельных зонах).

5. Проведенный авторами анализ онтогенеза углеводородов в породах сеномана, нижнего мела и юры показал, что в объеме осадочного чехла ЯГНО были генерированы грандиозные объемы и массы УВ-газа и битумоидов, часть которых после эмиграции в коллекторские горизонты в результате миграции-аккумуляции образовала различные по величине преимущественно газовые и газоконденсатные скопления. Эволюционная сохранность большинства первичных УВ-скоплений оценивается как высокая, вместе с тем величины коэфициентов аккумуляции и сохранности оказались невысокими для меловых комплексов и пониженными для юрского, в силу ограниченности аккумуляционного потенциала в первом случае и плохой сохранности коллекторского потенциала в жестких термокатагене-тических условиях, в другом. Тем не менее, общий потенциал газонефтена-копления и сохранности в Ямальской области в конечном итоге оказался наиболее высоким по сравнению с другими арктическими областями провинции в силу сочетания ряда благоприятных факторов.

6. Наиболее вероятная интервальная величина потенциальных традиционных ресурсов газа ЯГНО составляет 18—21 трлн. м³, жидких УВ — до 3,0 млрд. т (геол.), вместе же с нетрадиционными ресурсами УВ (преимущественно в плотных газонефтенасыщенных коллекторах низов мела, юры и палеозоя) общие ресурсы УВ области превышают 30 млрд. т н.э. (геологические ресурсы, без газогидратов и межмерзлотного газа). Это создает предпосылки для дальнейшего изучения, выявления и освоения УВ-потенциала недр полуострова, тем более, что Ямал представляется как плацдарм для освоения совсем еще «нетронутых долотом» недр Карского моря.

В ближайшие годы активное изучение и освоение недр арктических районов Западной Сибири, безусловно, возобновится (жизнь заставит). Настоящее время (после «безвременья» последних десяти лет) — это период осмысления, более углубленного познания и интерпретации всего накопленного за вторую половину XX века материала. Это касается нефтегазовой геологии России в целом, конкретных провинций, областей и продуктивных комплексов.

Изучение недр Ямала и акватории Карского моря продолжается, продолжат его и авторы настоящей работы...