Эра сеноманского газа: «От рассвета до заката»

ЭРА СЕНОМАНСКОГО ГАЗА: «ОТ РАССВЕТА ДО ЗАКАТА»

СМ. Карнаухов (ОАО «Газпром»),

В.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина

В 2012 г. исполняется 50 лет с момента открытия первого на севере Западной Сибири Тазовского газового месторождения (1962 г.) с массивно-пластовой залежью метанового бесконденсатного газа в кровле сеноманской песчанистой толщи. Это открытие первой сеноманской залежи, оказавшейся впоследствии далеко не самой крупной по запасам (около 130 млрд м3 на 01.01.2010 г.), возвестило начало «эры сеноманского газа» в развитии газовой отрасли промышленности России и всего мегарегиона Северной Евразии (от Скандинавского полуострова и Норвежского моря до Чукотки).

Открытие Тазовского месторождения последовало через 9 лет после разведки первой - небольшой по запасам - газовой залежи в пределах Западной Сибири на Березовском месторождении в результате испытания одноименной опорной скважины и через два года после обнаружения первого нефтяного месторождения - Шаимского (продуктивны породы юры и зоны контакта с доюрским комплексом).

Среди осадочных бассейнов мира Западно-Сибирский мегабассейн является одним из крупнейших. Его площадь в пределах суши и акватории Карского моря превышает 3,0 млн км2, объем осадочного чехла триас-кайнозойского возраста оценивается в 11,0 млн км3. К мегабассейну приурочена одноименная нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП) с площадью перспективных земель около 2,2 млн км2.

За первые четыре года поисков (1962-1965 гг.) было открыто четыре месторождения с газовыми залежами в кровле сеномана, в последующие пятилетия процесс открытий приобрел «взрывной» характер: в 1966-1970 гг. - 11 новых месторождений, в том числе два - на Ямале, в 19711975 гг. - 10 и т.д. (табл. 1). Необходимо подчеркнуть, что крупнейшие сеноманские газовые залежи (по запасам - сверхгигантские и уникальные, т.е. более 1,0 трлн м3) были открыты в первые 14 лет разведки меловых продуктивных комплексов: Большой Уренгой (7,5 трлн м3 начальных запасов, 1966 г.), Ямбургское (5,8 трлн м3, 1969 г.), Заполярное (2,8 трлн м3 - сеноман + 0,2 трлн м3 - газ-салинская пачка турона, 1965 г.), Медвежье (2,4 трлн м3, 1967 г.), Южно-Русское (1,0 трлн м3, сеноман + турон, 1969 г.), Комсомольское (0,8 трлн м3, 1966 г.) в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР), Бованенковское (1,3 трлн м3, альб-сеноман, 1971 г.) на Ямале и др. После 1975 г. открывались газовые залежи в альб-сеноманском продуктивном комплексе (+ турон) с запасами существенно менее 1,0 трлн м3: Харампурское (0,9 трлн м3), Южно- и Северо-Тамбейское (0,4 и 0,3 трлн м3) и др.

Таблица 1

Динамика открытия месторождений с залежами УВ в альб-сеноманском комплексе севера Западной Сибири + турон

Район 1962-1965 1966-1970 1971-1975 1976-1980 1981-1985 1986-1990 1991-2000 2001-2010 Всего

НПТР 3 12 5 6 5 12 3 4 50

ЯМАЛ 1 1 4 3 4 8 2 - 23

Гыдан - - 1 2 1 2 1 - 7

Всего по ЯНАО 4 11 10 10 11 22 6 4 80

Исключение составляет только Крузенштерновское месторождение на Ямале с запасами альбских и сеноманских залежей 1,3 трлн м3 (В+С1+С2), открытое в 1976 г. В эти же годы в Среднем Приобье было обнаружено несколько залежей газа и нефти в альб-сеноманском разрезе на Ван-Еганском, Верхне-Коликъеганском, Самотлорском и некоторых других месторождениях и одна чисто нефтяная залежь в горизонте ПК1 сеномана на Айяунском месторождении с тяжелой (0,962 г/см3) смолистой (20,4 %) нефтью нафтенового основания. Большинство сеноманских скоплений УВ в районах южнее Сибирских Увалов естественной географической границы между центральными и северными областями мегапровинции относительно небольшие по геологическим запасам.

Показательна динамика увеличения общих начальных разведанных запасов кат. В+С1 свободного газа по накопительной кривой (рис. 1, современные запасы отнесены на год открытия залежей), по которой процесс освоения газового потенциала альб-сеноманского комплекса четко разделяется

на четыре этапа: кратковременный I этап крупнейших открытий - основной по суммарным приростам; II этап крупных и средних по запасам открытий; III этап разных по величине открытий; самый продолжительный IV этап малых открытий и приростов (на суше мегапровинции). В этой связи необходимо подчеркнуть, что освоение газового потенциала альб-сеноманского комплекса ЗСМП представляет собой классический пример освоения ресурсов УВ геологических объектов любого ранга крупности (четырехэтапность освоения).

Годы

Рис. 1. Динамика увеличения начальных разведанных запасов газа альб-сеноманского комплекса ЯНАО (суша) по годам открытия месторождений (накопительная кривая) !-!У этапы освоения газового потенциала комплекса

Уже к 1991 г. (когда завершился период «большой разведки» в ЗСМП) начальные запасы комплекса составляли в НПТР - 25,6 трлн м3, в том числе накопленная добыча - 4,0, в Ямальской области - 4,6 трлн м3, на Гыдане - 0,5 трлн м3, в Среднем Приобъе - 0,2 трлн м3, в сумме по ЗСМП -30,9 трлн м3 (накопленная добыча + запасы кат. В+С1+С2).

За период с 1962 по 2010 гг. включительно в ЯНАО (суша) всего открыто 80 месторождений с газовыми и нефтегазовыми залежами в кровле альб-сеноманского, преимущественно газоносного комплекса (горизонт ПК1-6), в пластовом сеномане и альбе (горизонт ПК7-ПК16 включительно) и в горизонте Т (газ-салинской песчано-алевритовой пачке выше основных сеноманских залежей, турон-низы сенона), в том числе 50 - в НПТР, 23 - в Ямальской и 7 - в Гыданской областях (рис. 2). Из общего числа месторождений два - на севере Надым-Пурской, два - на юге Гыданской и три - в Ямальской НГО имеют морские продолжения в Обской и Тазовской губах и на Западно-Приямальском шельфе Карского моря. Кроме того, в Ямальской губе в последнее десятилетие открыто два гигантских и два мелких по запасам полностью морских газосодержащих месторождения с газоносным сеноманом и ГК-залежами в неокоме. Ранее были открыты Ленинградское и Русановское месторождения с залежами типа Г и ГК в апте, альбе и сеномане.

Из 80 месторождений, продуктивных по альб-сеноманскому комплексу (суша), на 42 газоносен (газонефтеносен) только сеноманский подкомплекс, в частности, в ареале Большого Уренгоя и Ямбургского уникальных месторождений, на двух - только альб, на 28 - весь альб-сеноманский комплекс (в том числе с залежами в альбе), на 7 - альб-сеноман + турон и только на одном - Тэрель-ском - газоносна газ-салинская пачка, а сеноман оказался водоносным (развиты разломы, сеноман явно дегазирован). В Обской губе на четырех месторождениях газоносен только сеноман, на открытом шельфе известны газовые залежи в кровле сеномана и в альбе.

Рис. 2. Схема размещения залежей углеводородов в альб-сеноманском комплексе северных районов Западной Сибири

Структура современных запасов газа ЯНАО приведена в табл. 2. Начальные запасы комплекса на суше составляют 31,4 трлн м3, из которых 84 % сосредоточены в НПТР.

Таблица 2

Начальные открытые запасы свободного газа альб-сеноман-туронского комплекса ЯНАО по состоянию на 01.01.2010 г.,

трлн м3

Регион, область Количество месторождений Накопленная добыча А+В+С1 С2 Всего

Надым-Пур-Тазовский 50 13,1 12,6 0,7 26,4

Ямальская 23 0,01 3,9 0,7 4,6

Гыданская 7 - 0,3 0,1 0,4

Всего по ЯНАО 80 13,1 16,8 1,5 31,4

^оме того, на морских месторождениях в альбе и сеномане открыто еще 2,0 трлн м3 запасов кат. В+С1+С2. Taким образом, выявленная часть газового потенциала альб-сеноманского комплекса с учетом газ-салинской пачки в целом по мегапровинции составляет 33,4 трлн м3 (суша + шельф). Интересен диапазон крупности открытых месторождений и отдельных залежей: от 7,5 трлн м3 (сеноманская залежь Уренгоя) до 0,11 млрд м3 на Фестивальном (альб). Из трех продуктивных подкомплексов единого флюидодинамически связанного комплекса, безусловно, лидирует сеноман (более 90 % запасов). В залежах альба открытые запасы (В+С1+С2) составляют в HПTP 142,3 млрд м3, на Ямале - 1128,7 млрд м3, на шельфе - 460,9 млрд м3 и на Гыдане - 38,7 млрд м3, в сумме - 1,3 трлн м3, в газ-салинской пачке - 1,4 трлн м3 (восток Пур^азовской области). Степень концентрации открытых запасов газа в альб-сеноманском комплексе максимальна среди всех нефтегазоносных комплексов ЗСMП. ^лько в пяти сверхгигантских и уникальных месторождениях альб-сеноманского газа (более 1,0 трлн м3 по начальным запасам HД+B+С1+С2) сосредоточено 20 трлн м3 (около 60 % суммарных начальных запасов), еще в 15 крупнейших месторождениях (0,3-1,0 трлн м3) - 7,5 трлн м3 (22 %).

Запасы газа в сеноманских и альбских залежах в центральных районах мегапровинции к настоящему времени не превышают 0,3 трлн м3, т.е. несопоставимы с запасами северных и арктических районов суши ^HAO) и шельфа. В целом выявленная часть начальных потенциальных ресурсов (HOT) альб-сеноманского (+ турон) комплекса составляет 33,7 трлн м3.

Степень концентрации открытой части ресурсов газа максимальна в HПTP, где сформировались три уникальных и одна сверхгигантская залежи газа, средняя - на Ямале и сравнительно невысокая - на Гыдане (где открыто всего две крупнейших и ни одной гигантской газовой залежи в сено-мане), минимальна в Среднем Приобье, где структурный фон по кровле сеномана - пологий и отсутствуют высокорельефные поднятия, способные вместить крупные по объему скопления. Безусловно, крупнейшей по запасам не только в Poccии, но и в Северной Евразии является сеноманская залежь Большого Уренгоя (7,5 трлн м3). Именно благодаря газоносному сеноману образовался мировой «полюс» газонакопления в терригенных толщах с центром - Уренгойским OTKM (общие начальные запасы 12,5 трлн м3, сеноман + неоком + ачимовская толща + юра).

Шфтяные подгазовые скопления на севере обнаружены на 11 месторождениях HПTP, из них самые крупные по запасам - на Pуccкoм (1,4 млрд т, геол.), Северо-Юэмсомольском и Bocтoчнo-Mеc-сояхском (по 0,7 млрд т, геол.), Taзoвcкoм (0,5 млрд т, геол.) и др. Ha Ямале и Гыдане зафиксированы только нефтепроявления из альбских и сеноманских горизонтов (Aнтипaютинcкoе месторождение - приток тяжелой нефти 2 м3/сут и др.).

Геологические запасы тяжелой нефти составляют 2,6 млрд т по кат. В+С1 и 1,3 млрд т - по кат. С2, в сумме - 3,9 млрд т; извлекаемые соответственно - 0,7, 0,3 и 1,0 млрд т, причем на альбские мелкие залежи приходится в сумме 90,9/21,4 млн т (геол./извлек.), т.е. всего 3 %.

За полвека проведения OTP геологическое строение и газонефтеносность альб-сеноманского продуктивного комплекса изучены подробно [2, 4-7, 9-11 и др.].

В HПTP и на Гыдане продуктивная толща сеномана входит в состав усть-тазовской серии мела, объединяющей неокомские и апт-альб-сеноманские континентальные сероцветные угленосные и субугленосные отложения. В верхней части серии в HПTP выделяется покурская свита, с которой связана угленосная формация баррем-аптского возраста. В силу отсутствия выдержанных покрышек в разрезе вся толща от верхнего валанжина до сеномана включительно является флюидодина-

мически связанной. На Ямале и в Южно-Карской области зональная глинистая покрышка нижнего альба морского генезиса разделяет альб-сеноманскую и неоком-аптскую продуктивные толщи на самостоятельные продуктивные подкомплексы.

Разрез верхней части альба и сеномана характеризуется циклическим строением [4, 8]. В основании каждого цикла с эрозионным несогласием залегают высокопроницаемые пески и слабосцемен-тированные песчаники, а в кровле - слабопроницаемые алеврито-глинистые породы. В среднем на разведанных (изученных) месторождениях доля песчано-алевролитовых пород (коллекторов) в разрезе составляет 60-75 %, увеличиваясь до 80 % в верхних горизонтах сеномана.

Алеврито-глинистые пласты не образуют сплошного раздела в пределах месторождений, поскольку содержат линзы песков и нередко частично или полностью размыты в зонах эрозионных врезов вышележащих речных песчаников (русловые фации). Общая песчанистость увеличивается с запада на восток и от низов альба к кровле сеномана.

Распределение песчаных и глинистых тел по площади имеет линзовидный или шнурковый характер и слабо контролируется структурным планом.

В присводовых частях положительных структур отмечается увеличение размеров и толщин песчаных тел, а на их склонах - алевро-глинистых. Основные литологические типы пород альбского и сеноманского разреза - слабосцементированные песчаники и алевролиты от средне- до мелкозернистых с различной степенью сортировки и цементации обломочного материала, алевролиты глинистые и пачки тонкого переслаивания алевролитов и глин. Алевролиты насыщены прослойками обугленного растительного детрита, повсеместно встречаются линзы и прослои бурого угля единичной мощностью от 0,1 до 1-2 м.

Соотношение тел различного литологического состава в разрезе и по площади создает значительную литологическую неоднородность продуктивной толщи, которая подчинена фациальному контролю.

Постепенное ухудшение литолого-фациальных условий газоносности верхних (кровельных) горизонтов сеномана наблюдается с юга на север в региональном плане (от НПТР к Ямалу и Гыдану) и видно на примере даже одного Уренгойского месторождения: от Уренгойской площади к Ен-Яхинской и Песцовой увеличиваются общая глинистость и литологическая неоднородность в объеме единой пластово-массивной залежи горизонтов ПК1-6 [4, 5, 8], несколько ухудшается качество природных газонасыщенных резервуаров.

Песчано-алевролитовые разности пород альба-сеномана обладают превосходными коллекторскими свойствами. Фоновые открытые величины пористости и проницаемости составляют 28-34 % и 0,1—1,0 мкм2. В соответствии с высокими ФЕС находятся и величины притоков геофлюидов, составляющие по газу 400-1000 тыс. м3/сут (абсолютно свободные - до 1,5—2,0 млн м3/сут), десятки и сотни кубометров в сутки воды, несколько десятков тонн в сутки нефти.

Проницаемые горизонты альб-сеноманского комплекса индексируются как ПК1-ПК10 (сеноман) и ПК11-ПК15 (альб), на Ямале - ПК1-ПК5 и ХМ6-ХМ10 и сложены слабосцементированными и рыхлыми песчаниками и алевролитами, разделенными слабоуплотненными алевритистыми, часто -углистыми глинами.

Перекрываются сеноманские отложения единой для Западной Сибири регионально выдержанной покрышкой турон-палеогенового возраста общей мощностью 400-1200 м. В Пур-Тазовской области на востоке НПТР в низах покрышки развита песчано-алевролитовая газ-салинская пачка мощностью от 10 до 50 м (турон - низы сенона).

Структурный план кровли сеномана в северных областях ЗСМП характеризуется развитием большого числа крупных положительных структур - мегавалов, валов и куполовидных поднятий с линейными размерами 20-50 х 60-150 км и более и амплитудами по замыкающим изогипсам от 50-100 до 250-300 м и более, которые разделены впадинами и прогибами. В их пределах, а также на склонах крупных валов и на окраинных моноклиналях развиты небольшие пологие локальные структуры (от 3-5 до 10-15 км, 10-50 м). Структурная расчлененность рельефа кровли сеномана максимальна в центральных районах НПТР, средняя на Нурминском мегавалу Ямала и пониженная в центральных и арктических районах плиты, особенно на Гыдане, на севере Ямала и в пределах Южно-Карской области. Современная структура осадочного чехла сформировалась, главным образом, в неоген-четвертичное время, когда в условиях инверсии тектонических движений были окон-

чательно сформированы крупные пологие поднятия и наиболее активно проявилась их дизъюнктивная тектоника: по кровле сеномана установлены или предполагаются с высокой вероятностью разломы с амплитудой от 10-30 до 150-250 м и более на Русском, Западно- и Восточно-Мессояхском, Тазовском, Харампурском, Етыпуровском, Северо-Комсомольском, Новопортовском и других валах и куполовидных поднятиях, а также в межструктурных зонах [1, 6, 7, 9, 11], причем подвижки по разломам были максимально активны в неогеновый период, хотя многие разломы относятся к долгоживущим (конседиментационным). Ряд разломов при их выходе на поверхность земли трансформируется в линеаменты.

Альб-сеноманский комплекс Западной Сибири является по большинству областей исключительно газоносным.

Крупнейшие, гигантские и уникальные по запасам скопления газа в сеноманских горизонтах ПК1-6 образуют пластово-массивные залежи и приурочены к наибольшим по площади внутри замкнутого контура и амплитуде ловушкам, причем коэффициент заполнения ловушек газом составляет от 0,6-0,7 до 0,95-1,0. Исключение составляет огромная по полезной емкости ловушка Ново-портовского месторождения, вмещающая две незначительные по запасам залежи газа в горизонтах ПК1 и ХМ1 и разрушенное нефтяное скопление в альбе, а также Нейтинское, Западно- и Восточно-Мессояхское месторождения, в пределах которых также наблюдается несоответствие между потенциальными газовмещающими способностями ловушек и современными запасами газа.

В зонах впадин и прогибов как внутренних, так и окраинных частей ЗСМП горизонты альба и сеномана на большинстве локальных структур либо водоносны, либо вмещают редкие сравнительно небольшие по запасам, с малым этажом газоносности (до 20-30 м) скопления УВ. Точно так же водоносны и окраинные моноклинали.

Кроме того, обращают на себя внимание следующие обстоятельства. На Ямале суммарные запасы газа альбских залежей хотя и уступают почти в три раза запасам сеномана, но, тем не менее, образуют достаточно крупные скопления благодаря развитию протяженных глинисто-алевролитовых покрышек, расчленяющих разрез альб-сеноманского комплекса на ряд природных резервуаров. На севере Ямала и особенно на шельфе доля запасов альбских залежей сопоставима или даже несколько превышает долю сеноманских залежей. Восточнее, в пределах Гыдана и НПТР, в связи с постепенным опесчаниванием альб-сеноманского разреза залежи газа в резервуарах альба и пластового сено-мана встречаются все реже, они становятся все меньше, и их совокупные запасы составляют 10 % от суммарных на Гыдане и менее 1 % - в НПТР.

Альб-сеноманский продуктивный комплекс залегает в интервале глубин и современных геотемператур 450-1300 м (8-35 оС) - кровля и 900-2000 м (20-55 оС) - подошва. Общая толщина альб-сеноманского комплекса изменяется от 450 до 800 м.

Геолого-геофизическая, в том числе буровая изученность альб-сеноманского комплекса в пределах мегапровинции оценивается в целом как высокая, а по некоторым районам и зонам - как очень высокая (предельная). В ареале высокоперспективных земель НПТР практически все локальные структуры, выраженные по кровле сеномана, уже опоискованы двумя-тремя и большим числом скважин. Неопоискованными остаются только участки прогибов, а также склоны сводов и мегава-лов. Кроме того, относительно слабо изучены малоперспективные (по сеноману и нижнему мелу) окраинные зоны Обь-Надымского и Таз-Енисейского междуречья. Вместе с тем зоны впадин и прогибов на Ямале и вся восточная половина Гыдана остаются еще «белыми пятнами», поскольку здесь пробурены единичные поисковые скважины, и если не в сеномане, то в альбе можно рассчитывать на открытие газовых залежей.

На шельфе Карского моря поисковое бурение проведено только на двух структурах - Русановской и Ленинградской, причем пробуренные до 1990 г. поисковые скважины, вскрывшие апт, расположены не в самых лучших структурных условиях и слабо осветили газоносность альб-сеноманского комплекса.

Каковы же причины уникальной газоносности сеномана Западной Сибири? Анализу геологического строения, закономерностей размещения и условий формирования, эволюции и сохранности/разрушения УВ-скоплений в верхней части нижнемеловой - сеноманской проницаемой толщи посвящено очень большое число работ [2, 3, 5, 6, 9, 10, 11 и др.]. Приведем авторскую точку зрения на онтогенез УВ в апт-альб-сеноманском - верхнем продуктивном надкомплексе ЗСМП. При этом необхо-

димо отметить исключительно метановый состав сеноманского газа (до 97-99 % - СН4) и очень легкий изотопный состав углерода метана [2, 3]. Некоторое увеличение доли тяжелых газов наблюдается в альбских залежах на севере Ямала (Северо- и Южно-Тамбейское и другие месторождения). В сеноманских залежах повсеместно содержание тяжелого нафтенового конденсата не превышает 1 г/м3, в альбе увеличивается до 8-15 г/м3. Альб-сеноманские нефти - тяжелее (0,89-0,95 г/м3) нафтенового основания, диагностируются как незрелые, ранние нефти первых порций генерации в материнском ОВ аптских и альбских горизонтов (уровень зрелости - поздний протокатагенез, Я° = 0,45-0,49 %) [2, 3, 11].

Альб-сеноманский комплекс ЗСМП является уникально газоносным в общепланетарном масштабе. Образование гигантских и уникальных скоплений сухого бесконденсатного газа в кровле сеномана произошло в результате сочетания следующих благоприятных условий: наличия огромных масс протокатагенетического метана, генерированного субугленосной и угленосной (в апте) толщей покурской свиты, высокой песчанистости разреза и широкого развития высокоемких антиклинальных структур, наличия мощной глинисто-кремнистой региональной покрышки. Таким образом, значительный генерационно-аккумуляционный объем пород в силу линзовидного характера большинства глинистых пластов для многих ловушек в кровле сеномана Надым-Тазовского междуречья обеспечил накопление и сохранность весьма значительных объемов свободного газа. Только на структурах, интенсивно нарушенных разноамплитудными разломами, вследствие утечки газа создавались предпосылки для нефтенакопления в ловушках, ранее вмещавших чисто газовые залежи за счет центростремительного стягивания струй нефти, мигрировавших в межструктурном пространстве, а также из нижележащих горизонтов альба и апта. При этом, как показывают исследования и накопленные факты, вовсе не обязательным оказывается наличие именно высокоамплитудных разломов. Все дело заключается, вероятно, в их проводящих способностях, и даже мало- и среднеамплитудные разломы (20-60 м) могут приводить к существенным потерям газа в масштабах геологического времени даже при толщине региональной покрышки, составляющей многие сотни метров. По-видимому, пропуск газа по плоскостям разломов происходит импульсивно во время практически мгновенных подвижек по ним, а крупных единовременных подвижек (десятки сантиметров и несколько метров) не происходило в спокойных тектонодинамических условиях ЗападноСибирской молодой плиты [6, 9, 11]. В пределах Ямальской и Гыданской областей масштабы газо-генерации в альб-сеноманской толще были ниже, а условия газонакопления - хуже, чем в НПТР. Еще менее благоприятными представляются геолого-генетические условия в Южно-Карской области (открытый шельф).

Основополагающим геологическим фактором для сеномана является, безусловно, тектонический (пликативный - развитие высокоемких ловушек значительной площади и амплитуды и дизъюнктивный - разломы, влиявшие на сохранность/разрушение залежей УВ), главными генетическими факторами - аккумуляционный и консервационный [5, 6, 11].

По расчетам, величина коэффициента аккумуляции (и сохранности) газа для альб-сеноманского комплекса изменяется от 4,8 % в Бованенковско-Харасавэйском газосборном районе до 7,8 % в Уренгойском и 12,5 % в Ямбургском (по отношению к объему генерации газа). Это свидетельствует о том, что главным лимитирующим условием для сеномана являлась суммарная емкость антиклинальных ловушек, и значительная часть генерированного протокатагенетического (раннего по генезису) газа осталась в неассоциированном состоянии в межструктурном пространстве или мигрировала к окраинным моноклиналям и в конечном итоге рассеялась. При этом общие потери по разломам вследствие дегазации в ареале положительных структур оцениваются в 8-9 % от объема газа, скопившегося в антиклинальных ловушках газа в конце палеогена, т.е. от начальных ресурсов до частичного разрушения.

По ориентировочным расчетам, за счет дегазации в атмосферу Новопортовское месторождение в совокупности потеряло не менее 1,0 трлн м3 газа, Средне-Мессояхский мегавал - до 0,8, Русское - 0,7, Нейтинское - 0,5, Тазовское - 0,4 трлн м3, в целом по северным районам не менее 4,0 трлн м3 [6]. При этом резко активизировались миграционные процессы, увеличивался генерационно-аккумуляционный объем пород для ловушек, происходили внутрикомплексные межпластовые и межкомплекс-ные перетоки не только газа, но и нефти и смешение в альбских и сеноманских ловушках УВ, генерированных в неокоме-апте и сингенетичных.

Залежи газа в газ-салинской пачке субмеридиональной зоны от Харампурского до Южно-Мес-сояхского месторождений с суммарными открытыми запасами (кат. В+С1+С2) 1,4 трлн м3 образовались за счет перетока сеноманского газа через опесчаненную/нарушенную разломами туронскую глинистую перемычку (50-70 м) и газодинамически связаны с донорскими залежами в кровле сено-мана. Более того, на некоторых месторождениях залежи в газ-салинской пачке превышают по площади распространения и запасам сеноманские залежи (на Харампурском и других месторождениях). Вместе с тем на интенсивно раздробленных структурах газ в туроне отсутствует явно вследствие дегазации, частичной - сеномана и полной - газ-салинской пачки (Русское, Тазовское и другие месторождения).

В пределах Харампурской зоны сеноман в целом «обеднен» газом, а основные запасы сосредоточены в газ-салинской пачке: по сути, образовался главный гипоцентр газонакопления в туронском подкомплексе в силу развития большого числа малоамплитудных разломов и перетока по ним значительного объема газа из «донорской» залежи горизонта ПК1-6.

Начальные потенциальные ресурсы свободного газа альб-сеноманского комплекса ЗСМП (суша) оценивались в 35,6 трлн м3 по состоянию материалов на 01.01.1979, 1984 и 1988 гг. Согласно официальной оценке 1993 г., НПР газа комплекса ЯНАО (без шельфа) без всяких оснований по субъективным причинам были увеличены до 44,8 трлн м3, и, кроме того, ресурсы газ-салинской пачки турона - низов сенона составили около 2,0 трлн м3, в сумме по комплексу - 46,8 трлн м3. По оценке 2002 г., ресурсы суши ЗСМП были увеличены до 49,5 трлн м3 за счет включения ресурсов газа Обской и Тазовской губ Карского моря, что некорректно. Кроме того, из оценки газового потенциала недр открытого шельфа Карского моря (29,1 трлн м3) на долю альб-сеноманского комплекса приходится не менее 6,5-7,0 трлн м3. В целом по мегапровинции НПР газа, включая ресурсы ее центральных областей, были оценены в 56,5 трлн м3 (суша + шельф в полном объеме, 2002 г.). Эта оценка газового потенциала анализируемого комплекса представляется как завышенная на 8-10 трлн м3 и вряд ли подтвердится к завершению освоения ресурсов малоизученных областей и районов мегапровинции как на суше, так и в пределах шельфа Карского моря. По мнению авторов, общий газовый потенциал альб-сеноманского комплекса оценивается в 44,3 трлн м3, в том числе НПТР - 29,0, Ямальская область - 5,5, Гыданская - 1,0 (минимально реальная оценка), шельф, включая губы - 8,4 (расчеты 2010 г.), центральные области - 0,4, ресурсы газ-салинской пачки турона составляют до 3,7 трлн м3 (оценка 2010 г.), в том числе в Пур-Тазовской области - 2,0, в северной части Карского моря - 1,7 трлн м3. Таким образом, общий газовый потенциал альбских, сеноманских и туронских залежей ЗСМП оценивается в 48,0 трлн м3 (суша+шельф), в том числе открытая часть - 33,7, перспективные и прогнозные ресурсы - 14,3 трлн м3 (преимущественно шельф).

Нефтяные скопления в альб-сеноманском комплексе распределяются по принципу: есть флюидопроводящий разлом (серия разломов) - достаточно высокой является вероятность развития (и открытия) промышленной или полупромышленной залежи нефти (серии залежей) [6, 10, 11]. Геологические ресурсы нефти альба-сеномана оцениваются (только по НПТР) в 4,5 млрд т, извлекаемые - 1,1 млрд м.

Вследствие отсечения нижнеальбской глинистой покрышкой аптского - главного - источника газа от сеноманских и альбских ловушек на Ямале и Гыдане наиболее значительные скопления газа образовались в аптских и барремских горизонтах (ТП1-ТП20). В альб-сеноманском комплексе в образовании газовых скоплений участвовал преимущественно сингенетичный газ протокатагенетиче-ского генезиса и в силу этих причин они существенно уступают по единичным и совокупным запасам баррем-аптским.

На смену сеноману аптский газоносный подкомплекс (верхние горизонты танопчинской угленосной свиты в объеме ТП1-ТП16) становится доминирующим в арктических областях мегапровинции (Ямал, Гыдан, Карское море), к нему переходит «газовое лидерство», в то время как для всей северной половины ЗСМП (к северу от Сибирских увалов) важнейшее значение газоносного сеномана (по объемной доле в запасах и ресурсах свободного газа) остается неизменным.

Уникальная обогащенность газом альб-сеноманского комплекса, залегающего на малых глубинах, простое геологическое строение и отсутствие осложняющих факторов обусловили очень высокую эффективность поисков и разведки залежей УВ, приуроченных к кровле проницаемой толщи.

Это позволило весьма эффективно выполнить разведку этих месторождений малым числом поисково-разведочных скважин (от 12 до 20 скважин даже по гигантским месторождениям) с расстоянием между ними до 8-10 км, при средне-стандартном расстоянии 3-4 км. Основной задачей бурения и испытания разведочных скважин в этом случае являлось установление соответствия структурных планов по данным сейсморазведки и бурения, изменение песчанистости продуктивного разреза и эффективных толщин, а также продуктивной характеристики отдельных частей залежей (и особенно участков расположения батарей и кустов эксплуатационных скважин).

Высокую достоверность структурной основы не всегда удавалось получить при относительно небольших амплитудах структур, с которыми связаны залежи в сеномане во впадинах и прогибах. Так, на Восточно-Таркосалинском месторождении структурная основа по сеноманскому реперу -отражающему горизонту «Г» подтвердилась не полностью. Из-за малой амплитуды поднятия (около 30 м) детали его сложного строения на стадии разведки достоверно установлены не были. Точно так же уже в ходе длительной эксплуатации и при дополнительных сейсмических и буровых работах удалось значительно увеличить площади продуктивности на севере Ен-Яхинского участка, на юго-западе и севере Ямбургского месторождения (Харвутинская и Анерьяхинская площади).

При оценке и пересчетах разведанных и предварительно оцененных запасов газа (кат. В+С1 и С2) общей тенденцией был сначала осторожный подход (минимизация запасов), затем существенное увеличение геологических запасов (детализационная сейсмика, бурение периферийных скважин), а в дальнейшем, при длительной эксплуатации залежей и проведении работ по доразведке, - требуемое по факту некоторое их уменьшение, т.е. приближение к реальным запасам, существующим в природе. Например, запасы месторождения Медвежье первоначально были подсчитаны в объеме

1,54 трлн м3, а затем, в ходе отработки залежи, увеличены до 2,4 трлн м3.

Разработка гигантских и уникальных залежей сеноманского газа активно ведется с конца 1970-х гг. Такие месторождения, как Вынгапурское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское уже вступили в стадию падающей добычи (табл. 3).

Общий объем добытого из сеноманских залежей НПТР газа к 2011 г. составил 13,5 трлн м3 (из 18,5 трлн м3 всероссийской накопленной добычи). До 2020 г. ожидается ввод в разработку залежей газсалинской пачки, альбских и сеноманских залежей ряда месторождений Пур-Тазовской области (Харампурского и др.), Ямальского и Гыданского (юг) полуостровов, Обской и Тазовской губ. После 2030 г. будет происходить активное освоение месторождений открытого шельфа (апт, в дальнейшем альбские и сеноманские залежи).

Таблица 3

Динамика промышленного освоения альб-сеноманских газовых залежей базовых месторождений НПТР

Месторождение Год открытия Год ввода в разработку (в т.ч. планируемый) Текущая степень выработанности запасов базовых залежей, %, на 2010 г. Год завершения разработки

Медвежье 1966 1972 78 после 2020

Вынгапуровское 1968 1978 84 2015

Уренгойское 1966 1978 68 2030

Ямбургское 1969 1986 55 2025

Заполярное 1965 2001 24 2030

Комсомольское 1966 1989 61 2025

Южно-Русское 1969 2008 5,8 после 2030

Харампурское (газ) 1979 2013-2014 - -

Бованенковское* 1971 после 2015 - после 2035

Харасавэйское 1974 2019 - после 2035

* Аптские залежи - с 2012 г.

Представляется, что сеноманский газовый комплекс будет оставаться ведущим в газодобыче Западной Сибири и России в целом ориентировочно до 2020-2022 гг., когда суммарная накопленная добыча газа составит не менее 17,5-18,0 трлн м3. В дальнейшем начнется неуклонное уменьшение суммарных отборов из сеноманских залежей суши НПТР, сеноманских и альбских - Ямала

(после 2030 г.), а после 2040 г. - и морских месторождений, и лидирующее положение перейдет к газоконденсатным залежам неоком-аптского комплекса (в 2021-2030 гг.), а также к сложнопостро-енным залежам ачимовской толщи и юры (гор. Ю1, Ю2_4) и нетрадиционным ресурсам газа (после 2035 г.).

Некоторой поддержкой для продления эксплуатационной жизни альб-сеноманского НГК будут приращиваемые запасы газа по вновь открываемым месторождениям и залежам в период 2012-2030 гг. Вместе с тем геолого-геофизическая и ресурсная изученность неоком-сеноманской части мелового разреза в НПТР, за исключением ареалов впадин (Большехетской, Танловской) такова, что не оставляет надежд на открытие значительных по запасам месторождений и залежей УВ (более 30-40 млн т у. т.). Кроме того, в силу высокой подвижности газа газосодержащие скопления за редким исключением «избегают» зоны впадин, прогибов и моноклиналей. Таким образом, значительный прирост разведанных и предварительно оцененных запасов газа (кат. С1+С2) за счет «чистых» открытий в горизонтах покурской свиты и особенно в кровле сеномана в междуречье Надым-Таз невозможен. На севере Ямальского и на большей части Гыданского полуостровов в силу отсутствия неразбуренных высокорельефных поднятий прогнозируется открытие ряда средних и малых по запасам скоплений газа (от единиц до 15-20 млрд м3). В пределах губ и заливов Карского моря, вероятно, развито 5- 6 крупнейших (100 -300 млрд м3) и 10-12 крупных по запасам месторождений газа, хотя открытый шельф моря в силу тектонических условий малоблагоприятен для открытия значительных залежей УВ именно в сеномане. По ресурсно-геологическим условиям до 2035 г. в ходе ПРР возможный прирост запасов кат. В+С1 может составить 4,5-5,0 трлн м3 (суша и преимущественно шельф). Это несколько уменьшит темп снижения годовых объемов добычи, однако сильно не отдалит неизбежное исчерпание извлекаемой части газового потенциала уникального альб-сеноман-ского комплекса Западной Сибири, которое наступит в период 2032-2037 гг. (на суше и в прибрежной части шельфа).

Итак, начало «эры сеноманского газа» пришлось на 1962-1972 гг., вплоть до первых добытых на месторождении Медвежье миллиардов сухого метанового газа, «расцвет» - на 1973-1993 гг., медленные «сумерки» наблюдаются уже почти двадцать лет. Период «заката» наступит после 2015 г. (с учетом частичной компенсации падающей добычи в НПТР сеноманским газом Ямала, Гыдана, Обской и Тазовской губ) и продлится около 20 лет.

Это относится, прежде всего, к главному сеноманскому газовому полю - НПТР, ограниченному гигантскими и уникальными месторождениями: Медвеже, Ямбургским, Заполярным, Харампурским, Комсомольским, Ямсовейским, с центром в Уренгойской уникальной зоне газонакопления.

Таким образом, «эра сеноманского газа» Западной Сибири продлится 70-75 лет, хотя после 2035 г. маломасштабная добыча из месторождений открытого шельфа Карского моря будет продолжаться еще не менее 10-15 лет (на уровне нескольких десятков миллиардов кубометров в год против 450-500 млрд м3 в годы «рассвета» сеномана как главного добывающего комплекса России), т.е., возможно, до середины XXI в. (2050 г.). В силу великолепных добывных возможностей конечная га-зоотдача из сеноманских залежей практически всех месторождений достигнет 90-93 % в НПТР и 88-91 % в арктических областях суши и шельфа.

Именно сеноманский газ наряду с неокомской нефтью северных и центральных районов Западной Сибири позволил России превратиться в 1970-1990-х г.г. в ведущую державу мира по производству и экспорту минеральных энергоносителей и уже в первом десятилетии наступившего XXI в. удержаться на позициях лидера.

Дальнейшее развитие газодобывающей отрасли будут определять уже другие газоносные доми-нант-комплексы в ЗСМП, Восточной Сибири, Баренцевом и Охотском морях. И тем не менее, именно газоносный сеноман Западной Сибири стал первым «прорывным» комплексом России.

Список литературы

1. Агалаков С.Е. Газовые гидраты в туроиских отложениях на севере Западной Сибири / С.Е. Агалаков // Геология нефти и газа. - 1997. - № 3. - С. 16-21.

2. Жабрев И.П. Генезис газа и прогноз газоносности // И.П. Жабрев и др. // Геология нефти и газа. - 1974. - № 9. - С. 1-8.

3. Галимов Э.М. Генезис газов на севере Западной Сибири по данным 813С и SD / Э.М. Галимов // Доклады Академии наук. - 1995. - Т. 342. - № 3. - С. 371-374.

4. Ермаков В.И. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков и др. / Под ред. В.И. Ермакова, А.Н. Кирсанова. - М.: Недра, 1995. - 464 с.

5. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984. - 240 с.

6. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1997. - 134 с.

7. Иванова М.М. Промыслово-геологические особенности Русского газонефтяного месторождения / М.М. Иванова, И.С. Гутман, Е.П. Титунин // Геология нефти и газа. - 1989. - № 8. - С. 15-19.

8. Миронова С.В. Неоднородность сеноманских отложений севера Тюменской области и ее влияние на разведку и разработку газовых месторождений региона: автореф. дис. на соискание ученой степени канд. геол.-минерал. наук: 04.00.17. - М.: ВНИИГАЗ, 1996. - 24 с.

9. Скоробогатов В.А. Роль разломов в формировании, эволюции и разрушении скопления газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев, В.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 112-131.

10. Гриценко А.И. Сеноманский комплекс Западной Сибири: геология, разведка, разработка - будущее / А.И. Гриценко и др. // Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 18-36.

11. Строганов Л.В. Г азы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 2004. - 415 с.