CC BY
47
УДК 553.98
ЕНИСЕЙ-ЛЕНСКАЯ МЕГАПРОВИНЦИЯ: ФОРМИРОВАНИЕ, РАЗМЕЩЕНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
В.А.Скоробогатов (Центр «Ресурсов и запасов углеводородов» ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГаз»)
Главная особенность развития и современного строения осадочного чехла Енисей-Ленской мегапровинции заключается в очень сложном структурно-тектоническом развитии Сибирской платформы в рифей-вендское и послекембрийское время.
За 60 лет ведения поисково-разведочных работ в пределах мегапровинции открыто 88 месторождений УВ различной крупности и фазового состояния.
Главные причины недостаточно высокой текущей и «накопленной» эффективности геолого-разведочных работ в области поисков новых месторождений и их дальнейшей разведки, а часто и необоснованной переразведки — очень сложные текто-но-динамическое развитие и современное геологическое строение недр Сибирской платформы и отдельных областей, районов, зон, локальных участков, а также древность залежей УВ.
Потенциальные ресурсы свободного газа Енисей-Ленской мегапровинции оцениваются автором статьи в интервале 24-25 трлн м3 (оценка «сверху»).
Величина нефтяного геологического потенциала недр Сибирской платформы вместе с мезозойскими впадинами и прогибами в границах Енисей-Ленской мегапровинции не может быть больше величины газового потенциала по определению. Реальные извлекаемые ресурсы нефти много ниже ресурсов свободного газа.
Ключевые слова: Восточно-Сибирская (Енисей-Ленская) нефтегазоносная мегапровинция; поисково-разведочные работы; прогнозирование; рифей; венд.
Географическим понятиям «Восточная Сибирь и западная (равнинная) часть Дальнего Востока» геотектонически соответствует древняя Сибирская платформа с Вилюйской глубокопогруженной впадиной между реками Енисеем и Леной (в среднем и нижнем течении). В пределах Северной Евразии из 12 осадочных бассейнов и мегабассейнов самым обширным является именно Восточно-Сибирский общей площадью 3,5 млн км2, содержащий перспективные на поиски скоплений УВ земли — до 2,8 млн км2. В 2016 г. исполнилось 60 лет с момента открытия первого газового — Усть-Вилюйско-го месторождения, расположенного в Предверхоян-ском мегапрогибе [15]. Часто бывает так, что месторождение- первооткрыватель новой провинции или области в дальнейшем оказывается для них самым нехарактерным (Березовское для всей Западной Сибири, Тазов-ское для Пур-Тазовской области, Новопортовское и Геофизическое для Ямала и Гыдана и многие др.). То же относится и к Усть-Вилюйскому газовому месторождению по отношению ко всей Восточно-Сибирской (Енисей-Ленской) нефтегазоносной мегапровинции.
По состоянию на 01.01.2016 г. за все годы проведения целенаправленных поисково-разведочных работ на нефть и газ в Енисей-Ленской мегапровинции открыто
88 месторождений с балансовыми запасами УВ (в Западно-Сибирской мегапровинции — 910). Это немного, если учитывать обширную территорию, которая была охвачена поисково-разведочными работами (вся южная часть — до 40 % перспективной территории мегабас-сейна), и число пробуренных поисковых и разведочных скважин (около 2000) (рис. 1).
Рассморим следующие проблемы.
1. Каковы главные итоги 60-летнего изучения геологического строения и нефтегазоносности крупнейшего в мире (по площади) осадочного мегабассейна?
2. Какова величина и структура УВ-потенциала недр мегапровинции?
3. Что можно ожидать для ПАО «Газпром» и других компаний-операторов от проведения дальнейших поисково-разведочных работ во всех областях Восточной Сибири? Где искать еще неоткрытые месторождения-гиганты с геологическими запасами более 300 млрд м3/млн т и более? Существуют ли они в природе?
4. Какой окажется цена дальнейшего изучения и освоения минерально-сырьевой базы недр Енисей-Ленской мегапровинции с учетом фактически известных и предполагаемых природно-географических и ресурсно-геологических рисков?
Рис. 1. РАЗМЕЩЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИИ УВ НА ЮГЕ СИБИРСКОИ ПЛАТФОРМЫ
Границы: 1 - нефтегазоносных провинций (НГП), 2-нефтегазоносных областей (НГО); месторождения УВ: 3- газовые и га-зоконденсатные, 4 - газонефтяные, 5 - нефтяные, 6 - нефтегазовые и нефтегазоконденсатные
5. Каковы будут интегральные добывные возможности мегарегиона Восточной Сибири по газу и нефти к 2040 г. после масштабных поисково-разведочных работ в течение двух 10-летий (2016-2035)?
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕГАБАССЕЙНА
Восточно-Сибирская мегапровинция приурочена к древней Сибирской платформе с преимущественно протерозойским фундаментом. В основании осадочного чехла широко развиты рифейские грабены [1, 2, 9, 16, 23].
В силу специфики тектонодинамического развития, особенностей осадконакопления в платформенную стадию формирования осадочного чехла (венд — мел) и современного строения мегабассейна, эта мегапровин-ция резко отличается практически от всех осадочных бассейнов мира, она не имеет даже близких аналогов.
В ее недрах сосредоточены громадные (мирового уровня) ресурсы угля (карбон, пермь, юра, нижний мел) и алмазов (коренные месторождения в трубках взрыва на востоке Сибирской платформы), но каковы реальные, существующие в природе в виде фазообособленных скоплений, потенциальные традиционные ресурсы УВ?
Удивляет очень большое число научные публикаций — статей, монографий, результатов диссертационных исследований, посвященных анализу развития Сибирской платформы, ее отдельных областей, районов и даже зон, геологическому строению и нефтегазоносности пород докембрия, палеозоя и мезозоя (более 1000), в том числе оценке перспектив (сотни), которые, однако, сколько ни сулили, не обеспечили высокую результативность поисково-разведочных работ и эффективность по приростам промышленных запасов УВ в большинстве фактически и перспективно нефтегазоносных областей (ПНГО) мегапро-винции ([1, 4, 6, 9-12, 16, 19, 23, 25-27] и др.).
Таблица 1
Сопоставление региональной структуры осадочного разреза Сибирской платформы
Структурно-тектонические области (НГО) Доминирующий литолого-страти-графический комплекс отложений Литологическая характеристика разреза Мощность, ТЫС. M Подчиненные комплексы отложений
Непско-Ботуобинская Венд — нижний палеозой Терригеннно-карбонатно-галогенный До 2,0-2,5 Рифей (склоны антеклизы)
Байкитская Рифей, венд, кембрий Терригенно-карбонатный До 5,0 Нижний и поздний палеозой, триас (до 0,5-1,0)
Анабарская (ареал — склоны щита) Рифей — нижний палеозой То же До 3,0-5,0 Венд — средний кембрий (на юго-западе)
Алданская Нижний палеозой 1,5-3,0 Юрский (на севере)
Северо- и ЮжноТунгусские в том числе Тунгусский наложенный (палеозойский) Венд — ордовик До 4,0-5,0 Рифей, поздний палеозой, триас
Верхний палеозой — триас Терригенно-магматогенный До 3,0
Присаяно-Енисейская Рифей Терригенно-карбонатный 4,0-6,0 Венд, палеозой, триас, юра
Предпатомская Рифей, кембрий Терригенный, терригенно-карбонатный, галогенный До 6,0 Ордовик, силур, девон
Ангаро-Ленская Венд — нижний кембрий Терригеннно-карбонатно-галогенный До 2,5 Рифей, ордовик, силур, юра
По-видимому, все дело не в качестве и корректности результатов исследований и выводов, а в объективных геологических реалиях. Часто в выводах ряда работ желаемое выдается за действительное, что теоретически может быть, но фактически отсутствует в природе и никогда не подтвердится при бурении и испытании глубоких скважин.
В пределах мегапровинции выделяется ряд крупных положительных тектонических элементов — антеклиз, сводов и мегавалов, а также разделяющих их синеклиз, впадин и прогибов (табл. 1) [1, 2, 11, 16, 23, 27].
Главные особенности развития и современного строения осадочного чехла Енисей-Ленской мегапровинции таковы:
• очень сложное структурно-тектоническое развитие Сибирской платформы в рифей-вендское и после-кембрийское время, сопровождавшееся крупными перестройками тектонических планов, размывами/отсутствием осадконакопления в конце рифея и среднем палеозое, а также в течение крупных отрезков мезозойской и кайнозойской эр, развитием крупных линеамен-тов, разломообразованием и др.;
• в течение большей части кембрия в спокойных тектонических условиях накопилась существенно соле-носная толща с редкими прослоями карбонатов мощностью до 1 км и более [1, 17, 22];
• наличие внутрибассейновых унаследованных поднятий с отсутствием или развитием маломощного (менее 1 км) осадочного чехла (ареалы Анабарского и Алданского щитов и др.);
• сравнительно небольшие мощности типичного осадочного чехла венд-триасового возраста (обычно от 2 до 3-4 км) на большей части платформы. При этом осадочные неметаморфизованные породы рифейского возраста относятся к переходному комплексу, залегающему на складчато-магматическом фундаменте архей-протерозойского возраста. Главные этапы формирования мегабассейна — венд — кембрий и пермотриас;
• очень разнообразный формационный и литолого-фациальный составы осадочных и осадочно-вулкано-генных пород: карбонаты, соли, песчаники, алевролиты, глины, угли, углистые и битуминозные сланцы, магматические межпластовые интрузии, поверхностные
Рис. 2. ДИНАМИКА ОТКРЫТИЯ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ РАЗЛИЧНОЙ КРУПНОСТИ (запасы категорий О + А + В + С1, млн т усл. топлива, по состоянию на 01.01.2015 г.)
млн т усл. ед.
Ковыткинское (1632,0)
300' 250 200 150 100' 50'
Чаяидинскоа (771,9}» Юрубчено-Тохомскос Гигантские
•
и т
•
J 9 ®
О
..——1 * -
1955 1960 1965 1870 1975 1380 1985 1890 1995 2000 2005 2010 2015 Годы
Месторождения: 1 - газовые, 2- газоконденсатные, 3 - газонефтяные, 4 - нефтегазовые, 5 - нефтегазоконденсатные, 6 - нефтяные
базальты в различных пространственных соотношениях объема слагают осадочный чехол и рифейские образования. Это литолого-стратиграфическое «разнообразие» усугубляется «стараниями» местных геологических школ, которые еще на начальном этапе геологических исследований одни и те же одновозрастные толщи обозначили разными названиями в пределах не только административных единиц, но даже одних и тех же или сближенных НГО и НГР;
• дискретность развития разновозрастных осадочных толщ: в ряде областей отсутствует рифей, на северо-западе — венд, главный соленосный экран кембрия покрывает менее 50 % территории платформы [17];
• очень высокая нарушенность осадочного чехла и рифея Сибирской платформы долгоживущими разно-амплитудными и разнопроницаемыми разломами [1, 2,
9, 11, 14, 15];
• очень значительная доля магматических (межпластовых) интрузий долеритовых пород (20-30 % и более) в объеме осадочного чехла и покровы базальтов (траппов) на поверхности (на западе);
• малонапряженное современное геотермополе и малоподвижная флюидальная система (геотермогради-енты 1,2-2,0 оС/100 м, водные рассолы с аномально низким пластовым давлением) [1, 7, 8], в Вилюйской впадине (в перми и ниже) — развитие аномально высоких пластовых давлений;
• негативные литолого-тектонические условия геологического строения Восточно-Сибирской мегапро-винции;
• внутрибассейновые обширные «острова» фундамента (крайне редкое явление в мире);
• отсутствие в ряде важнейших областей ведущих литолого-стратиграфических комплексов (рифея, солей);
• очень высокая магматическая «обработка» осадочного чехла в большинстве районов мегабассейна (для газа — крайне негативный фактор);
• повсеместно явный «избыток» разломов (кроме Вилюйской впадины) в объеме осадочного чехла: несмотря на их разновременное позитивное (миграция, экраны) и негативное (дегазация) воздействие на онтогенез УВ, последнее явно «перевешивает», резко усиливая структурно-литологическую неоднородность месторождений.
Для большинства газоконденсатных скоплений в терригенном венде локальными экранами служат не соли, которых нет в данной части разреза, а глинисто-аргил-литовые пласты, даже плотные доломиты. Это значит, что и породы-генераторы залегают на уровне или ниже газонасыщенных пластов.
В большинстве областей высок и очень высок расчетный (предполагаемый) уровень катагенеза (МК4-АК2), запрещающий существование нефтяной фазы в виде скоплений и рассеянных битумоидов в генерирующих породах.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕГАПРОВИНЦИИ
За шесть 10-летий ведения поисково-разведочных работ в пределах мегапровинции открыто 88 месторождений УВ различной крупности и фазового состояния, в том числе: газовых (Г) и газоконденсатных (ГК) — 38, нефтяных (Н) — 13 (без залежей свободного газа) и смешанных (нефтегазоконденсатных, газоконденсатно-нефте-носных (ГК) и др.) — 37.
Очень показательно, что после 1995 г. было открыто много месторождений, однако разведанные запасы каждого составляют менее 50 млн т усл. топлива, хотя часть из них после доразведки может перейти в класс крупных, а отдельные — крупнейших (более 100 млн т усл. топлива).
Динамика открытий месторождений УВ показана на рис. 2. Все крупнейшие месторождения (по начальным разведанным запасам) были открыты с 1965 по 1988 г.
На рис. 1 ярко выражена дискретность нефтегазо-накопления, хотя параметрические и единичные поисковые скважины на юге Восточно-Сибирской платформы пробурены повсеместно: зоны с высокой плотностью размещения месторождений УВ чередуются с «пустыми» пространствами.
Нефтегазовая геостатистика мегапровинции приведена в табл. 2-4. Таким образом, разведанная часть УВ-потенциала Сибирской платформы составляет 5,2 млрд т усл. топлива, в том числе газа — 4,0 трлн м3, выявленная часть (начальные запасы, геологические) — 19 млрд т усл. топлива, в том числе по категории С2 — 12 млрд т усл. топлива (свободного газа — 9,8 трлн м3).
Таблица 2
Ряд крупности месторождений свободного газа Сибирской платфомы по данным Государственного баланса по состоянию на 01.01.2015 г.
о. Ч Свободный газ, млрд м3
ф к Месторождение Тип Год открытия месторождения Субъект Федерации накопленная запасы
х с О с добыча A+B+Ci C2
1 Ковыктинское ГК 1987 Иркутская область 0,9 1562,7 988,0
2 Чаяндинское НГК 1980 Республика Саха (Якутия) 0,1 708,2 738,5
Итого гиганты 1,0 2270,9 1726,5
3 Среднеботуобинское НГК 1970 Республика Саха (Якутия) 6,9 168,0 72,9
4 Средневилюйское ГК 1965 То же 34,3 166,9 40,6
5 Среднетюнгское ГК 1976 " 0,3 156,1 9,2
6 Юрубчено-Тохомское НГК 1982 Красноярский край 144,9 266,8
7 Собинское НГК 1982 То же 140,3 14,6
8 Верхневилючанское НГК 1975 Республика Саха (Якутия) 0,1 139,6 69,7
9 Тас-Юряхское НГК 1981 То же 0,1 102,7 11,3
Итого крупнейшие 41,7 1018,5 485,1
10 Толонское ГК 1967 Республика Саха (Якутия) 0,01 87,0 75,0
11 Дулисьминское НГК 1983 Иркутская область 2,0 75,2 17,4
12 Соболох-Неджелинское ГК 1966 Республика Саха (Якутия) 0,1 64,0 0,7
13 Талаканское НГК 1984 То же 0,7 45,1 8,9
14 Ярактинское НГК 1971 Иркутская область 3,0 40,4 0,2
15 Абаканское Г 2010 Красноярский край 25,7 16,8
16 Чиканское ГК 2006 Иркутская область 25,0 66,3
17 Мастахское ГК 1967 Республика Саха (Якутия) 14,6 23,1 6,9
18 Верхнечонское НГК 1978 Иркутская область 1,1 22,9 95,5
19 Куюмбинское НГК 1974 Красноярский край 0,01 20,4 125,0
20 Вилюйско-Джербинское ГК 1977 Республика Саха (Якутия) 0,004 19,0 16,4
21 Марковское НГК 1962 Иркутская область 1,0 18,4 4,1
22 Тымпучиканское НГК 1989 Республика Саха (Якутия), Иркутская область 16,9 88,3
23 им. Савостьянова НГК 2009 Иркутская область 16,9 42,3
24 Вакунайское НГК 1991 Республика Саха (Якутия), Иркутская область 15,4 105,2
25 Ильбокичское ГК 2012 Красноярский край 12,8 46,3
26 Братское ГК 1975 Иркутская область 0,1 10,7
Итого крупные и средние 22,624 538,9 715,3
Всего мелкие 3,2 149,6 1855,0
Всего по Сибирской платформе 75 месторождений с запасами свободного газа 68,524 3977,9 4781,9
Таблица 3
Ряд крупности нефтесодержащих месторожений Сибирской платформы по данным Государственного баланса по состоянию на 01.01.2015 г.
^ Ч (V к 2 а. о о Нефть (извлекаемые), млн т
Год открытия месторождения Субъект Федерации накопленная добыча запасы
I ■= о с А+В+С1 С2
1 1982 Красноярский край 0,800 176,3 360,8
2 1978 Иркутская область 31,900 145,3 36,1
3 1974 Красноярский край 0,400 112,8 217,3
4 1984 Республика Саха (Якутия) 31,000 112,2 6,7
5 1970 То же 2,000 98,4 107,9
6 1980 " 0,002 52,5 15,1
7 1971 Иркутская область 10,800 31,5 5,7
8 2007 Республика Саха (Якутия) 2,700 29,7 37,3
9 2011 Иркутская область 15,5 60,9
10 1983 То же 2,800 14,9 37,4
11 1991 Республика Саха (Якутия) 1,000 10,8 1,2
Всего по Сибирской платформе 50 месторождений с запасами нефти 86,4 885,0 1671,4
Таблица 4
Распределение начальных суммарных запасов (извлекаемых) УВ Сибирской платформы по субъектам Федерации по состоянию на 01.01.2015 г.
Номер по порядку Край, область Свободный газ, млрд м3 Конденсат, млн т Нефть, млн т 0+Л+В+С1, млн т усл. топлива*
накопленная добыча С1 + В + А С2 накопленная добыча С1 + В + А С2 накопленная добыча С1 + В + А С2
1 Всего по Республике Саха (Якутия) 59,7 1770,2 1283,8 2,500 43,7 23,0 38,3 330,3 343,1 2244,6
2 Всего по Иркутской области 8,6 1838,7 2851,5 1,300 90,0 98,5 46,7 251,2 682,3 2236,6
3 Всего по Красноярскому краю (в пределах Сибирской платформы): 0,01 369,3 646,6 0,001 23,1 38,5 1,4 303,5 646,0 697,4
Итого по Сибирской платформе 68,3 3978,2 4781,9 3,801 156,8 160,0 86,4 885,0 1671,4 5178,6
* При номинальном отношении 1000 м3 = 1 т жидких УВ.
OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS AND EXPLORATION RESULTS
ПАО «Газпром» по состоянию на 01.01.2015 г. контролирует 3,0 трлн м3 запасов газа категорий В+С1 и 2,2 трлн м3 С2. Безусловно, этого недостаточно для формирования стратегических объемов добычи свободного газа на востоке России в плане организации крупномасштабных поставок в Приморский край и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В целом по выявленным геологическим запасам «лидирует» нефть (10,5 млрд т), по извлекаемым — свободный газ (8,8/6,6 трлн м3, геологические/извлекаемые). Особо отметим, что месторождением-лидером является Ковык-тинское газоконденсатное месторождение (без нефти), нефтесодержащий лидер — Юрубчено-Тохомское — относится к нефтегазоконденсатным (по сути, целая зона нефте- и газонакопления — Юрубчено-Тохомская зона) с достаточно крупными запасами свободного газа. Чисто нефтяные месторождения в основном небольшие по запасам.
Отметим, что запасы двух гигантских газосодержа-щих месторождений практически в 2 раза превышают запасы 7 крупнейших, а их запасы — в 2 раза больше 17 крупных и средних месторождений и т.д. В качестве негативного момента следует отметить превышение запасов категории С2 над разведанными (даже по месторождениям, открытым 25-30 лет назад!). Подавляющее число нефтесодержащих месторождений было открыто в 1971-1991 гг.
Любопытно отметить, что «свал» запасов по газу происходит начиная с 10-го по счету месторождения, запасы которого меньше 100 млрд м3 (см. табл. 2), по нефти — с 6-го (менее 100 млн т, извлекаемых), при этом 39 из 50 нефтесодержащих месторождений относится к категории малых по извлекаемым разведанным запасам (менее 10 млн т).
В пределах Сибирской платформы преобладают трех-четырехзалежные месторождения (в вертикальном разрезе: Чаяндинское, Верхнечонское и др.), реже одно-двухзалежные (Ковыктинское и др.). Большинство скоплений УВ в пределах Сибирской платформы залегает в сложнопостроенных ловушках: литологически-, эпигенетически- и тектонически-экранированных и ограниченных, под- и надперерывных стратиграфических и др. Относительно просто построены только газокон-денсатные месторождения Вилюйской впадины, но там и геология совершенно другая, чем в пределах Сибирской платформы (карбон — пермь и мезозой).
Необходимо особо подчеркнуть, что, несмотря на то, что большинство из известных месторождений было открыты давно, более 60 % из их числа остаются существенно недоразведанными. Это касается и тех 33 месторождений УВ, которые были открыты в 2005-2015 гг. При этом в указанные годы основной прирост запасов категорий В + С1 был получен на ранее открытых крупных и крупнейших месторождениях газа и нефти (Ко-
выктинском, Чаяндинском, Куюмбинском, Юрубчено-Тохомском, Среднеботуобинском, Талаканском и др.).
Многие компании-операторы, открыв месторождение УВ, «замораживают» его разведку, при этом вводят явно спекулятивные запасы категории С2 в Государственном балансе, которые не подтвердятся в виде промышленных запасов ни при каких обстоятельствах.
Усилиями геологов ПАО «Газпром» (С.Г.Крекнин, Е.Е.Поляков, В.В.Стрекозин и др.) в 2015 г. были уточнены разведанные и предварительно оцененные запасы свободного газа Чаяндинского газоконденсатно-нефтя-ного месторождения (1,0 и 0,3 трлн м3), но с малым содержанием конденсата (ГКФст — 18 г/м3), что очень характерно для Сибирской платформы: более 90 % га-зоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных месторождений имеет содержание легких жидких УВ от 15-18 до 70 г/см3, редко более, по этому показателю газ диагностируется как высокозрелый (на уровне катагенеза материнского ОВ: № = 1,2-1,8 %).
Из 18 областей и 2 самостоятельных районов к фактически нефтегазоносным относится только 8, к перспективным — 12. Богатейшими областями являются Непско-Ботуобинская и Байкитская нефтегазоносные, Ангаро-Ленская и Лено-Вилюйская газоносные. Последнюю следует выделять в качестве субпровинции Сибирской платформы, как и в северо-восточном ареале Анабарского щита — Анабаро-Хатангскую субпровинцию. Таким образом, по мнению автора, в пределах Енисей-Ленской мегапровинции рационально выделение Лено-Тунгусской НГП и двух субпровинций, упомянутых выше.
Характеристика литолого-стратиграфических комплексов (НГК) приведена в табл. 5.
Из трех субъектов федерации Восточной Сибири наименьшее число месторождений открыто в красноярской части Сибирской платформы — 16, в том числе 9 — нефтесодержащих (3 — чисто нефтяных мелких с запасами менее 1,5 млн т каждое), из них только 1 — Со-бинско-Пайгинское — удовлетворительно разведано по нефти и газу.
Поиски УВ-скоплений в пределах мегапровинции исторически продвигались с востока и юго-востока на запад, в итоге и текущие запасы свободного газа оказались наименьшими в Красноярском крае. Однако, за счет уникальной Юрубчено-Тохомской зоны, по нефти регион сопоставимым с Непско-Ботуобинской областью.
Отметим, что в Восточной Сибири нефтяные скопления тяготеют более к карбонатным резервуарам (доломитам, в том числе вторичным, известнякам), газовые — к терригенным песчано-глинистым толщам. По-видимому, это связано с генетическими причинами.
Результаты поисково-разведочных работ, проведенных предприятиями ПАО «Газпром» в южных областях Восточной Сибири в 2002-2014 гг., таковы.
Таблица 5
Характеристика литолого-стратиграфических и основных нефтегазоносных комплексов
Лено-Тунгусской НГП [2, 4, 16]
Нефтегазоносный комплекс Мощность, м Площадь развития, 2 тыс. км Тип коллектора Экран Пористость, %
Каменноугольный 600 и более 1400 Карбонатный Вулканогенно-терригенный 5-10
Ордовик-девонский До 400 1900 Карбонатный (верхняя часть), терригенный (нижняя часть) Глинистые известняки 7-10
Кембрийский До 600 и более 2000 Карбонатный Галогенно-карбонатный 5-12
Верхневенд-нижне-кембрийский 100-900 2200 " То же До 20
Вендский До 1500 1400 Терригенный Карбонатно-глинисто-галогенный До 25
Рифейский До 500-700 1250 Терригенный (восточная часть) Карбонатно-глинистый 9-18
Карбонатный (западная часть) 0,3-10,0
Буровые работы в Восточной Сибири (поиск и разведка) проводились на 31 лицензионном участке, в том числе на 4 месторождениях, открытых ранее за счет средств госбюджета (Чаяндинском, Собинском, Омо-ринском, Имбинском). На 16 лицензионных участках, впервые введенных в глубокое бурение, было открыто 6 новых месторождений типа газоконденсатных, газо-конденсатно-нефтяных и 1 — чисто нефтяное (Камов-ское) — все в Красноярском крае. Всего пробурено 113 поисковых и разведочных скважин (274,5 тыс. м), в том числе в Красноярском крае — 53 (20 продуктивных и 33 водоносных и сухих, т.е. непродуктивных), Иркутской области — 15 (8 продуктивных на Чиканском месторождении, 7 — непродуктивных, в том числе 5 — на 2 лицензионных участках, оказавшихся бесперспективными — лицензии сданы), ряд разведочных скважин пробурено на гигантском Чаяндинском газоконденсат-но-нефтяном месторождении. Если не считать продолжающуюся разведку двух гигантов — Ковыктин-ского (с Чиканским участком, южным продолжением Ковыктинского) и Чаяндинского месторождений, в рамках «чистого поиска» (и оценки) достигнуты скромные результаты, однако по объективным (геологическим) причинам. Чо же можно отыскать такого, чего нет в природе? По текущим разведанным запасам УВ 4 вновь открытых месторождения являются мелки-
ми — менее 3 и даже менее 1 млн т усл. топлива (извлекаемые), 2 — средними (Абаканское — 25,7 млрд м3 и Ильбокичское — 12,8 млрд м3). «Чистый» интегральный прирост по поиску составляет: по газу — 42,5 млрд м3 (категории А + В + С1) и 39,8 млрд м3 (по категории С2), по жидким УВ — 0,4 и 1,3 млн т по 13 поисковым площадям. Средняя эффективность по Красноярскому краю составляет 1307,7 т усл. топлива/м и 3,8 млн т усл. топлива/скв. Некоторые перспективные площади и месторождения явно «перебурены» (Омо-ринское, Берямбинское и др.). Для сравнения: в северных областях Западной Сибири средний прирост на 1 скважину — 11 млн т усл. топлива. Общий прирост разведанных запасов УВ в Восточной Сибири составил 509,3 млн т усл. топлива (571 — газ) при затратах 90,1 млрд р.
Основные проблемы, затрудняющие развитие минерально-сырьевой базы газонефтедобычи в регионах Сибири и Дальнего Востока:
• сложность поисковых объектов, большие глубины их погружения (3,0-4,5 км), сложные термобарические условия;
• невысокая достоверность официальных оценок прогнозных и особенно перспективных ресурсов УВ категории С3, низкое качество нераспределенной ресурсной базы в восточных регионах;
• просчеты в прогнозировании, неоптимальный выбор поисковых объектов, расстановки первых поисковых скважин на перспективных площадях, а также многих разведочных скважин, как результат — неоправданное «перебуривание» целого ряда объектов, находящихся в разведке;
• низкое качество опробований и испытаний, особенно сложных перспективных объектов на средних и больших глубинах, значительное число сухих и водоносных скважин;
• экспоненциальный рост абсолютных и удельных затрат на восполнение ресурсной базы (прежде всего, на бурение).
Главная причина недостаточно высокой (много меньше ожидавшейся) текущей и «накопленной» эффективности геолого-разведочных работ в области поисков новых месторождений и их дальнейшей разведки, а часто и необоснованной переразведки — очень сложные тектонодинамическое развитие и современное геологическое строение недр Сибирской платформы и отдельных областей, районов, зон, локальных участков; древность залежей УВ, сохранившихся после многочисленных переформирований, относительно невысокий общий потенциал промышленного нефтегазонакопления и сохранности. Субъективные причины: приобретение участков недр (лицензионных участков) с малообоснованными (часто чрезмерно завышенными) ресурсами УВ, которые не проходили профессиональный «фильтр» неангажированной экспертизы ТЭП, составленных «заинтересованными» лицами и организациями.
Наиболее характерный пример — Берямбинское газоконденсатное месторождение. Сначала предполагались перспективные ресурсы газа 1,5 трлн м3, после бурения трех скважин открыта межсолевая залежь с запасами 1,9 млрд м3 (категория С1) и 8,1 млрд м3 (категория С2), однако до сих пор (2016) здесь числится более 0,7 трлн м3 ресурсов газа категории С3, приуроченных к подсолевым сильно раздробленным толщам. А есть ли они в природе?
Помимо официально открытых месторождений, в пределах Сибирской платформы на многих площадях зафиксированы многочисленные газо- и нефтепроявле-ния и непромышленные притоки УВ. В большинстве областей восточной половины мегапровинции развиты обширные битумные поля и приповерхностные скопления сверхтяжелых нефтей (Оленекское, Мунское и др.). Эти факты, а также наблюдаемая на многих месторождениях сложная («неустоявшаяся») геофлюидальная система свидетельствуют об активных процессах переформирования с частичным/полным разрушением обычных скоплений нефти и газа, которые продолжаются уже длительное время (мезозойский и кайнозойский периоды, не исключено, что и весь позднепалеозойский отрезок времени).
Онтогенетические особенности УВ-накопления в недрах Сибирской платформы таковы.
1. Вся нефтегазоносность Сибирской платформы подсолевая — ниже верхнего пласта кембрийской соли. В ордовике, силуре, девоне ничего нет (пока). На северо-западе мегапровинции, где что-то и могло сохраниться в среднем палеозое, единственно надежный экран — соль — отсутствует.
2. Очень высокая дизъюнктивная нарушенность рифея и низов осадочного чехла, значительная роль разломов в онтогенезе УВ — много выше, чем в ЗападноСибирской мегавпадине.
3. Известно, что во всех без исключения осадочных бассейнах/НГБ мира идет постоянная, непрерывная, разномасштабная дегазация недр: по разломам и опесчаненным зонам — субвертикальная, по резервуарам к окраинным зонам — субгоризонтальная. Если нет постоянной генерации УВ-газов, газовый потенциал истощается, иногда быстро (в масштабах геологического времени), газовый баланс в недрах — нарушается, УВ-система бассейна разрушается: частично или полностью. Яркий пример — Сибирская платформа.
4. Для Енисей-Ленской мегапровинции очевидные нефтематеринские толщи не установлены (рифей?). Для сравнения: в Западно-Сибирской мегапровинции это — юра в целом (нижне-среднеюрская толща, нижне-васюганская подсвита, баженовская свита), глинистые горизонты верхнего валанжина — баррема и аптские глины, а высокоэффективные первично газоматеринские толщи, включая угли, залегают во всем мегаобъе-ме чехла от кровли сеномана до низов юры [14].
На древней Сибирской платформе длительные масштабные процессы дегазации и рассеивания нефти в надсолевой части осадочного чехла привели к остаточному накоплению в ряде зон тяжелых нефтей и битумов, в подсолевой же части, в породах кембрия, венда и рифея, геохронотермобарическая эволюция первично-нефтяных и нефтегазоконденсатных скоплений привела к формированию газоконденсатных систем вторичного типа, за счет термотрансформации вещества нефтей в залежах и битумоидов в материнских породах в смесь газообразных и легких жидких УВ, участвовавших в неоднократных процессах переформирования УВ-скоплений. В породах перми и мезозоя Вилюйской впадины, юры и мела Енисей-Хатангского мегапрогиба присутствуют первичные газоконденсатные системы, образовавшиеся из существенно гумусового материнского ОВ, в том числе из углей.
Фактически Енисей-Ленский осадочно-флюидаль-ный нефтегазовый мегабассейн следует рассматривать как полуразрушенную (если не на 3/4 разрушенную в целом) УВ-систему с остаточной газо- и нефтеносностью в недрах, вследствие чего и наблюдается такое малое число гигантских по запасам месторождений
(более 300 млн т усл. топлива, геологические) — всего 6 в изученной южной части мегабассейна.
В пределах мегапровинции отсутствуют региональные продуктивные доминант-комплексы, в каждой НГО свой: в Байкитской НГО — рифей (верхний, подпере-рывный), Ангаро-Ленской — терригенный венд, Не-пско-Ботуобинской — венд — кембрий, Вилюйской си-неклизе — пермотриас и т.д.
Сибирская платформа является крупнейшей в России по геологическим ресурсам сверхтяжелых нефтей и битумов, сосредоточенных на малых глубинах (до 1 км) или в приповерхностных условиях. В Оленекском битумном поле на северо-востоке платформы сосредоточены гигантские геологические ресурсы (несколько миллиардов тонн) неподвижной нефти высокой плотности и вязкости (по сути, скопления природных битумов — деградированных нефтей), свидетельствующие о грандиозных масштабах разрушения обычных УВ-скопле-ний в мезозойское и кайнозойское время.
ОНТОГЕНЕТИЧЕСКИЕ ПАРАДОКСЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
1. Невозможность оценить объемы генерации биту-моидов и УВ-газов: несмотря на попытки ряда исследователей-геохимиков [1, 3, 5], корректные расчеты отсутствуют. Неопределенность времени проявления аккумуляционных процессов и условий первичного формирования УВ-скоплений.
2. Отмечается повсеместная «зараженность» УВ всего подсолевого разреза (низы кембрия, венд и верхи рифея): загазованность Иркутского амфитеатра (почти во всех пробуренных скважинах — газ: промышленные и непромышленные притоки, газопроявления), нефте-насыщенность ареала Непско-Ботуобинской и Байкит-ской и других антеклиз при ограниченных генерационных свойствах терригенных и особенно карбонатных пород (содержание Сорг повсеместно менее 1 %, за исключением отдельных маломощных толщ в верхах рифея — до 2 % и более) [5, 18].
Проблемы онтогенеза нефти и газа для Сибирской платформы до настоящего времени не решены в той степени, которую требует качественный и особенно количественный прогноз нефтегазоносности недр. В под-солевой осадочной части разреза Сибирской платформы очевидные битумогенерирующие («нефтематерин-ские») толщи не установлены, возможно, они локализованы в верхах рифея — низах венда, в зонах, где катагенез ОВ не превышает градации МК23 (^ до 1,2 %), однако повсеместно рифейская толща высокопреобра-зована [20, 24] — где они, эти зоны? Свободный газ — явно вторичного генезиса. В качестве газоматеринских
«источников» выступают ОВ и битумоиды пород, а также нефти в макро- и микроскоплениях в зонах и на глубинах с жесткими геохронотермическими и катагенети-ческими условиями (градации МК3-МК5, АК1). Классический пример — газ трещиноватых терригенных коллекторов венда Нижне-Ангарского нефтегазоносного района: бесконденсатный (сухой) с очень высоким содержанием метана, явно апокатагенетического генезиса, залегающий на глубине -2200-2900 м (на Абаканском и других месторождениях).
Принимая во внимание древность нефтегазомате-ринских толщ и вмещающих залежи УВ природных резервуаров, сложнейшую историю развития платформы в фанерозойское (послекембрийское) время, очень сложное литолого-фациальное строение продуктивных толщ, активное влияние эпигенеза на коллекторский потенциал, прежде всего песчаных пород, множество долгоживущих дизъюнктивных нарушений, неоднократные перестройки структурного плана, влиявшие на подземную флюидодинамику, и, наконец, воздействие интрузивно-эффузивных магматических процессов (наиболее активное в триасе), можно сделать вывод о невысоком эволюционно-консервационном потенциале нефтегазоносности осадочного чехла Сибирской платформы в большинстве районов и областей.
О постепенном, но длительном и масштабном разрушении газосодержащих скоплений в подсолевых толщах Сибирской платформы свидетельствуют относительно высокие содержания «мантийного» гелия — от 0,20 до 0,65 %, содержание которого в «молодых» газовых залежах исчезающе мало (до 0,05 %) за счет разубожи-вания постепенно генерируемым молодым газом.
Средний состав свободного газа в вендских терри-генных коллекторах Чаяндинского и других месторождений, %: СН4 — 83,4-85,8; тяжелые УВ-газы — 6,6-6,8 (резко преобладает этан); СО2 — повсеместно менее 0,5; азот — 5,8-7,6; гелий — 0,34-0,63, причем максимум приходится на газ талахского — самого нижнего горизонта — 0,63 % (гелий идет, естественно, снизу, из мантии, разубоживаясь постепенно другими газами). Нефти Восточно-Сибирской мегапровинции легкие (0,800-0,840 г/см3), малосернистые (менее 0,5 %), но и малопарафинистые. Величины дебитов газа изменяются от 150-200 до 600 тыс. м3/сут [2, 13, 14, 21], нефти -от 5-10 до 55 т/сут (Чаяндинское).
В Юрубчено-Тохомской зоне начальные дебиты нефти составляли 40-60 т/сут, газа — до 250 тыс. м3/сут. Продуктивные горизонты большинства месторождений УВ залегают на глубине 1500-2700 м от поверхности земли.
Ряд негативных («не вполне позитивных») моментов заставляет многих экспертов с осторожностью относиться к оценкам начальных потенциальных ресурсов газа, особенно нефти, прежде всего их прогнозируемой части (неоткрытым традиционным ресурсам УВ).
Регулярные переоценки ресурсов УВ Сибирской платформы проводились с 1978 по 1993 г.
Согласно официальной оценке, начальные потенциальные ресурсы газа Сибирской платформы на 01.01.1988 г. составили 31,7 трлн м3, дальнейшие пересчеты показывали неуклонное увеличение ресурсов (37,1 - в 2002 г., 39,1 - по состоянию на 01.01.2009 г.) [4, 6, 12, 13, 19, 22].
Автор статьи неоднократно участвовал в переоценке начальных потенциальных ресурсов газа и нефти осадочных бассейнов России, начиная с 1984 г. Результаты расчетов по Енисей-Ленской мегапровинции периода 2002-2014 гг. приведены в табл. 7.
Величина нефтяного геологического потенциала недр Сибирской платформы вместе с мезозойскими впадинами и прогибами в границах Енисей-Ленской ме-гапровинции не может быть больше величины газового потенциала по определению (имеются в виду только традиционные ресурсы УВ). Реальные извлекаемые ресурсы нефти много ниже ресурсов свободного газа.
Поисково-разведочные работы в южных областях Сибирской платформы, безусловно, необходимо продолжить с целью выполнения лицензионных соглашений и прироста новых промышленных запасов УВ. Однако, по возможности, следует учитывать (выполнять) следующие рекомендации (в целях минимизации рисков и экономии средств на поисково-разведочные работы):
• не приобретать лицензионные участки с оценкой реальных (существующих в природе) потенциальных ресурсов УВ менее 50 млн т усл. топлива, поскольку в этом случае вероятность обнаружения в их пределах крупных месторождений (более 30 млн т усл. топлива) невелика;
• не бурить до 2025 г. поисковые скважины глубиной 4000 м и более вследствие крайне низких фильтра-ционно-емкостных свойств терригенных пород в древних толщах на больших глубинах. На глубине более 3500 м сохранность и карбонатных пород-коллекторов «оставляет желать много лучшего», что предопределяет вероятное неполучение промышленных притоков газа, особенно нефти;
• в случае открытия месторождений с вероятными суммарными запасами УВ (категории В + С1) менее
30 млн т усл. топлива, целесообразно прекращать разведку «до лучших времен», так как средние и особенно малые месторождения (менее 10 млн т усл. топлива) попросту не нужны до 2030 г., особенно при их некомпактном расположении. Масштабная разведка/дораз-ведка таких месторождений будет снижать общую эффективность геолого-разведочных работ;
• дальнейшее изучение УВ-потенциала северной половины мегапровинции необходимо продолжать путем бурения редких параметрических скважин, его освоение (перевод из прогнозных ресурсов в запасы) наметить на период после 2035 г.
Во всяком случае, необходимо учитывать то, что ресурсно-геологические риски проведения поисково-разведочных работ по освоению остаточной (невыяв-ленной) части УВ-потенциала Сибирской платформы очень высоки, намного выше, чем в арктических областях суши Западной Сибири (Ямал, Гыдан) и на шельфе Баренцева и Карского морей, однако других обширных малоизученных регионов в материковой части Северной Евразии попросту уже не остается.
Общие замечания к проблеме нефтегазогеологиче-ской уникальности (неординарности) Восточно-Сибирской (Енисей-Ленской) мегапровинции таковы.
1. За исключением Курейской синеклизы и Вилюй-ской впадины, во всех других областях Восточной Сибири наблюдаются дефицит коллекторского пространства в интервале от подошвы кембрийской соли до складчатого фундамента (в сумме мощность терригенных и карбонатных проницаемых пород составляет 600-800 м, редко более, например в Западно-Сибирской мегапро-винции — 2,2-3,5 км) и ограниченность коллекторского потенциала вторичных и третичных по генезису коллекторов (пористость - первые проценты, фоновая проницаемость — тясячные доли квадратных микрометров, засолоненность пустотного пространства).
2. В Лено-Тунгусской провинции все вторично (и даже «третично») — газ и тяжелая нефть, их залежи, коллекторы и др.
3. Во всем мире нет ни одной нефтегазносной провинции, различные области которой так сильно отличались бы друг от друга и геологическим строением, и характером нефтегазоносности: в Восточной Сибири
Таблица 7
Потенциальные ресурсы свободного газа Енисей-Ленской мегапровинции, трлн м3
Методы оценки (год)
МГА-ЭМ* (2002) МИМ** (2012) МГА (2014) Принято (2014)
19,5 26,8 25,0 23,7
* Метод геологических аналогий и группа экспертных методов. ** Метод имитационного моделирования (совместно с Т.В.Гудымовой).
невозможны никакие межобластные геологические аналогии, что затрудняет количественную оценку начальных потенциальных ресурсов. Каковы возможные причины такого «нефтегазогеологического разнообразия»?
Древняя Сибирская платформа отличается от других мегаструктур мира:
• наиболее древним по возрасту фундаментом (архей — ранний протерозой — консолидация произошла более 1,5 млрд лет назад);
• наибольшей площадью распространения крипто-зойского осадочного чехла;
• промышленной нефтегазоносностью древних толщ (рифей — венд);
• наличием мощного соленосного флюидоупора — региональной покрышки — в разрезе нижнего и среднего кембрия, между тем большинство залежей газа (газовые, газоконденсатные) экранируют уплотненные гли-нисто-алевролитовые покрышки и даже доломиты (!);
• наибольшей угленосностью карбона, перми, триаса, юры, нижнего мела и громадными ресурсами каменных углей, однако, в силу отсутствия флюидоупо-ров, значительная часть угольного газа потеряна;
• наиболее высокой долей магматических пород в объеме осадочно-вулканогенного чехла (до 40 % в Южно-Тунгусской области);
• наиболее древним возрастом образовавшихся УВ-скоплений (ранний палеозой);
• наиболее широким спектром природного органического метаморфизма органо-минеральных комплексов пород — от ранней буроугольной стадии до мета-антрацитов и графитов — высшей стадии термотрансформации ОВ;
• максимальным развитием дизъюнктивной тектоники в объеме осадочного чехла и очень значительным влиянием разломов на все звенья онтогенеза УВ в недрах;
• очень значительными масштабами разрушения УВ-скоплений как газовых, так и нефтяных с образованием обширных битумных полей. Яркий пример влияния разломов на современную флюидальную картину — Чаяндинское и Талаканское нефтегазоконденсатные месторождения, разделенные узким грабенообразным прогибом: на первом, относительно слабонарушенном дизъюнктивами, при реальных запасах свободного газа около 1 трлн м3, геологические запасы нефти — менее 200 млн т; на втором, интенсивно нарушенном, отношение газ/нефть равно 1/10 (геологические). В разрезе первого весь промышленный газ находится в терри-генных резервуарах низов венда (Ботуобинском и др.), а в карбонатном нижнем кембрии отмечаются только нефтепроявления, на Талаканском залежи нефти (с газовыми шапками) локализованы в карбонатах осинской свиты непосредственно под соленосной региональной покрышкой, а ниже по разрезу зафиксированы главным образом газопроявления: размещение УВ-флюи-
дов диаметрально противоположное (нефть и газ сегрегированы в пространстве). По-видимому, в моменты движения по разломам даже соль пропускает газ, но задерживает нефть. По мнению автора статьи, самые корректные оценки УВ-потенциала Сибирской платформы — оценки 1988 и 1993 гг., которые хотя бы коррелировали со степенью изученности региона. Дальнейшее увеличение потенциала уже ничего общего с геологическими реалиями региона не имело.
Выводы
1. Енисей-Ленская — Восточно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция, приуроченная к докембрий-ской платформе и восточно-северо-восточным пермо-мезозойским впадинам и прогибам, уникальна среди всех НГП и мегапровинций мира. Ее уникальность обусловлена: во-первых, огромной площадью перспективных на нефть и газ земель; во-вторых, широким диапазоном продуктивности (рифей — юра); в третьих, древностью нефти и газа, так как значительная часть запасов УВ приурочена к толщам рифея и венда — нижнего кембрия (более 90 %) и, скорее всего, залежи сингене-тичны вмещающим породам.
2. Важнейшей особенностью Сибирской платформы является очень высокая степень объемной литоло-го-фациальной и структурно-тектонической неоднородности и нарушенности на областном, районном и даже зональном уровнях: множество несогласий, размывов пород, разновозрастных и разноамплитудных разломов, которые в настоящее время являются экранами для геофлюидов.
Необходимо подчеркнуть также общую значительную, повсеместную и неоднозначную роль разновозрастных и разномасштабных магматических образований (межпластовых интрузий, траппов и т.п) [16, 24].
3. В пределах Енисей-Ленской мегапровинции за 60 лет проведения целенаправленных поисково-разведочных работ на нефть и газ к 2016 г. открыто 88 месторождений УВ, в том числе 72 — в недрах собственно Сибирской платформы (16 — в Вилюйской впадине). Среди открытых месторождений преобладают газосо-держащие — типа газовых и газокондесатных (без нефти), а также газоконденсатно-нефтяные/нефтегазокон-денсатные — 62.
Суммарные начальные разведанные запасы УВ в Восточной Сибири составляют 5 млрд т усл. топлива, в том числе жидких УВ — несколько более 1 млрд т усл. топлива (извлекаемые). Очевидно лидерство свободного газа в плане промышленной значимости мегапровинции.
4. Среди 20 выделенных областей (НГО и перспективных) и НГР к промышленно нефтегазоносным относится 8, перспективным — 12. Примерно на 60 % общей площади мегапровинции не открыто ни одного место-
рождения с балансовыми запасами УВ, несмотря на бурение в их пределах многих десятков параметрических и поисковых скважин (Южно-Тунгусская и др.).
5. В недрах мегапровинции сформировалось (и сохранилось до наших дней) три полюса УВ-накопления: Юрубчено-Тохомский (преимущественно нефть, рифей — венд), Непско-Ботуобинский (нефть + газоконденсат, венд — кембрий) и Южно-Иркутский (газ, венд). С запада на восток и юг доля нефти уменьшается в суммарных геологических запасах УВ, вплоть до полного исчезновения нефтяных скоплений (в ареале Вилюйской впадины).
Точно также в восточно-юго-восточном направлении происходит «омоложение» и возраста нефте- и особенно газовмещающих природных резервуаров — от позднего рифея до триаса — ранней юры, увеличивается доля терригенных пород в объеме коллекторских толщ.
6. В пределах собственно Енисей-Ленской мега-провинции преобладают «неантиклинальные» месторождения и залежи УВ в ловушках, контролируемых лито-логическим и эпигенетическим замещением пород-коллекторов непроницаемыми (уплотненными) разностями по восстанию коллекторских горизонтов, а также поверхностями литолого-стратиграфических несогласий. Показательна приуроченность к подобным ловушкам всех трех лидирующих по запасам месторождений. Множество скоплений относится к тектонически-экрани-рованным и ограниченным разломами ([14, 15] и др.). Относительно просто построенные залежи УВ (газокон-денсатные) встречаются только в Вилюйской впадине в терригенных толщах перми, триаса и юры.
7. В природных резервуарах древнего возраста (подсолевой кембрий, венд, рифей) широко развиты вторичные и «третичные» по генезису породы-коллекторы, в которых наблюдается проницаемость трещинного тектонического по генезису типа не только в карбонатных, но и терригенных толщах. В песчано-алевро-литовых природных резервуарах в жестких термоглубинных и катагенетических условиях происходит быстрое снижение фильтрационно-емкостных свойств — как пористости, так и проницаемости матрицы пород — наблюдается потеря аккумуляционного потенциала на глубинах более 3,0-3,5 км (венд, верхняя пермь и др.).
8. Геотермические условия осадочного чехла Сибирской платформы в целом характеризуются пониженной напряженностью геотермополя и невысокими пластовыми температурами в осадочном чехле (0-80 °С). Это обусловлено низким тепловым потоком (в связи с древностью фундамента), почти повсеместным распространением мощной толщи многолетнемерзлых пород, а также наличием в разрезе галогенно-карбонатных пород, которые способствуют выносу тепла из недр и более интенсивному промерзанию верхних частей осадочного чехла. Пластовые давления в природных резервуа-
рах преимущественно ниже гидростатических, что, по-видимому, связано с криогенным флюидоупором и значительным охлаждением осадочного чехла в новейшее время.
9. Сибирский мегабассейн отличается от других бассейнов сложнейшими условиями онтогенеза УВ. Прежде всего, необходимо отметить невысокие современные фоновые содержания рассеянного ОВ и высокие уровни катагенеза ОВ. Более 90 % объема пород характеризуется значениями Сорг < 1 % (пониженными и низкими). Несмотря на это, в объеме осадочного чехла и рифейского комплекса, по мнению автора, были генерированы значительные массы битумоидов, большая часть которых трансформировалась в смесь газообразных и легких жидких УВ (вторичные газоконден-сатные системы с малым содержанием конденсата, обычно менее 50 г/м3).
10. В ходе эволюционного развития УВ-скоплений в залежах в средне-позднепалеозойское и мезозо-кайнозойское время происходили процессы переформирования скоплений, во многих областях — частичная или полная дегазация недр с остаточным нефтена-коплением (Оленекское и другие месторождения сверхтяжелых нефтей и битумов) в восточных областях Сибирской платформы. В Южно-Тунгусской области общий невысокий объемный прогрев осадочной толщи кембрия [2, 9] не отменяет низкую физическую сохранность УВ-скоплений, вследствие нарушенности ее недр множеством разломов, каналов истечения магмы, межпластовых интрузий и поверхностных излияний траппов.
11. Все нефтегазоносные области можно выстроить в «ряд» перспективности (по мере ее убывания): Непско-Ботуобинская, Ангаро-Ленская, Байкитская, Лено-Вилюйская, Катангская, Нижне-Ангарский НГР, Южно-Тунгусская, Предпатомская, Северо-Тунгусская, Присаяно-Енисейская, Предверхоянская + Анаба-ро-Ленская, Западно-Вилюйская, Сюгджерская, Ана-барская + Алданская.
12. Согласно расчетам автора (2009), реальные начальные потенциальные геологические ресурсы УВ мегапровинции в целом оценивались в 55-60 млрд т усл. топлива, что существенно меньше официальной оценки 2002 г. и оценок экспертов ФГУП «СНИИГГиМС» (2009-2012).
Величины традиционных ресурсов УВ Сибирской платформы по оценкам экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (2015) таковы: расчет по МГА, с уточнением по экспертным оценкам (точечные оценки, геологические/ извлекаемые): газ — 26,4 трлн м3; нефть — 23,7/6,3; конденсат — 2,0/1,4; попутный газ — 3,2/0,9 млрд т; всего — 55,3/35,0.
13. Значительная часть нефти в Енисей-Ленской мегапровинции (не менее 80 % ресурсов и запасов) будет сосредоточена в подгазовых оторочках разной величины и строения, что существенно затруднит разработку месторождений типа нефтегазоконденсатных/ газонефтеконденсатных и добычу как нефти, так и газа. Открытие в будущем чисто нефтяных гигантов (более 300 млн т, геологические) маловероятно, в то же время развитие (и обнаружение) 2-3 сверхгигантских (> 1 трлн м3) и 10-12 крупнейших и гигантских (в диапазоне 100-1000 млрд м3) газосодержащих месторождений типа газоконденсатных и газоконденсатно-нефтя-ных реально, однако вопрос о их локализации (в каких областях, районах и зонах?) остается открытым.
14. Дальнейшее проведение поисково-разведочных работ в пределах мегапровинции, особенно в периферийных областях и мегапрогибах с глубоким погружением вендских и особенно рифейских толщ, будет характеризоваться высокими и очень высокими при-родно-экологическими и ресурсно-геологическими рисками и относительно невысокой результативностью и эффективностью поисково-разведочных работ.
Крупные по морфологическим размерам и полезной емкости положительные структуры в южной половине Енисей-Ленской мегапровинции уже разбурены или отсутствуют (во впадинах), а на северо-западе не поддаются картированию. В этой связи необходима срочная разработка современной ресурсно-геологической парадигмы поиска новых крупных и крупнейших по запасам месторождений УВ в древних толщах Сибирской платформы (более 30-100 млн т усл. топлива каждое).
15. Потенциал добычи природного газа в южных областях Сибирской платформы к 2030 г. оценивается минимально в 80-85 млрд м3 (в том числе ПАО «Газпром» — 62-65 млрд м3), жидких УВ — до 36-40 млн т, в сумме не менее 120 млн т усл. топлива/год. Это потребует очень значительных капиталовложений компаниями-операторами в доразведку и развитие промысловой и транспортной инфраструктуры в 2018-2027 гг. В идеале в Восточно-Сибирской мегапровинции необходимо добывать 110-120 млрд м3 природного газа и 55-60 млн т жидких УВ (к 2040 г.).
Для обеспечения этих уровней, по оценкам экспертов ООО «Газпром ВНИИГаз», реальный (минимальный) прирост разведанных запасов свободного газа на территории Восточно-Сибирской мегапровинции в 2016-2050 гг. должен составить не менее 4,0 трлн м3, нефти — до 1,5 млрд т извлекаемых (преимущественно в 2026-2035 гг.).
Времена легкодоступных, дешевых ресурсов (для прироста запасов УВ) на суше России миновали (1971-2010), надо довольствоваться тем, что осталось не открытым в пределах материковых осадочных бассейнов. Главные события в масштабном развитии мине-
рально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи будут происходить на арктическом шельфе (2031-2040).
Вообще, Восточно-Сибирская мегапровинция — классический пример мегарегиона «рискованного земледелия» (термин из сельского хозяйства). Тем не менее Восточно-Сибирская платформа с окружающими впадинами и прогибами еще остается в значительной своей части «терра инкогнита» (земля неизвестная-непознанная) для окончательных выводов о ее перспективности, прежде всего средне- и особенно малоизученных областей в ее пределах.
Литература
1. Анциферов A.C. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др. / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. — М.: Недра, 1981.
2. Астафьев Д.А. Направления поисково-разведочных работ для обеспечения запасами углеводородов планируемых нефте- и газопроводов в Восточной Сибири / Д.А.Астафьев, В.А.Скоробогатов, В.А.Игнатова, В.В.Кошевник // Юбилейная конференция, посвященная 75-летию ВНИГРИ «ТЭК России — основа процветания страны». — СПб.: Изд-во ВНИГРИ, 2004.
3. Баженова Т.К. Масштабы и время нефтегазообразо-вания в верхнепротерозойских материнских формациях Сибирской платформы / Т.К.Баженова // Успехи органической геохимии. — Новосибирск: Изд-во ИГиГ СО РАН, 2010.
4. Белонин М.Д. Нефтегазоносность и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России / М.Д.Белонин, Л.С. Маргулис // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2005. — № 6.
5. Богородская Л.И. Химический состав и катагенетиче-ская превращенность РОВ кембрийских и верхнедокембрий-ских отложений Сибирской платформы / Л.И.Богородская, А.И.Ларичев // Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. - Новосибирск: Изд-во СНИИГиМСа, 1991.
6. Варламов А.И. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы наращивания его разведанной части / А.И.Варламов, А.П.Афанасенков, М.И.Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. — 2013. — Спецвыпуск.
7. Вожов В.И. Геотермические условия нефтегазоносно-сти Сибирской платформы / В.И.Вожов, Ф.Г.Гурари, А.И.Сурнин // Сов. геология. — 1983. — № 10.
8. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / В.И.Вожов. — Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМСа, 2006.
9. Восточная Сибирь. Геология и полезные ископаемые. Т. 2 / Под ред. Н.С.Малич. — СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2002.
10. Ефимов A.C. Программа изучения и освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) — итоги и перспективы / А.С.Ефимов, А.А.Герт, А.И.Варламов и др. // Геология нефти и газа. — 2009. — № 6.
11. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ / А.Н.Золотов. — М.: Недра, 1982.
12. Иванов Ю.А. Новые аспекты перспектив нефтегазо-носности северных районов Сибирской платформы / Ю.А.Иванов, И.П.Мясникова // Геология нефти и газа. — 2000. - № 4.
13. Карнаухов С.М. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности / С.М.Карнаухов, В.С.Коваленко, В.С.Парасына и др. // Газовая промышленность. — 2007. — № 3.
14. Крекнин С.Г. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / С.Г.Крекнин, А.В.Погрецкий, Д.Н.Крылов и др. // Геология нефти и газа. — 2016. — № 2.
15. Крючков В.Е. Подготовка и освоение сырьевой базы газодобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке: проблемы и перспективы / В.Е.Крючков, Ю.Б.Силантьев, В.А.Ско-робогатов // Газовая промышленность. — 2015. — № 5.
16. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы / Под ред. В.С.Суркова. — М.: Недра, 1987.
17. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы / Н.В.Мельников // Стратиграфия, история развития. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009.
18. Органическая геохимия палеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности // Под ред. К.К.Макарова, Т.К.Баженовой. — Л.: Недра, 1981.
19. Прищепа О. Нефть Восточной Сибири: ресурсный потенциал и возможности наращивания ее добычи / О.При-щепа, Л.Маргулис, Ю. Подольский // Oil and Gas Journal Russia. — Январь-февраль 2012.
20. Ремизов В.В. Проблемы освоения ресурсов газа Сибири и Дальнего Востока / В.В.Ремизов, В.И.Резуненко, А.И.Гриценко и др. // Газовая промышленность. — Сентябрь 2000.
21. Скоробогатов В.А. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий / В.А.Ско-робогатов, Ю.Б.Силантьев. — М.: Изд-во ВНИИГаза, 2013.
22. Скоробогатов В.А. Сравнительная нефтегазовая геостатистика Западно-Сибирской и Восточно-Сибирской ме-гапровинций / В.А.Скоробогатов, Е.С.Давыдова // Вести газовой науки. - 2014. - № 3(19).
23. Сурков В.С. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейны Сибири / В.С.Сурков // Геология нефти и газа. — 1998.— № 11.
24. Филипцов Ю.А. Оценка катагенеза и нефтегазоге-нерационных свойств органического вещества рифея и венда Байкитской и Катангской областей / Ю.А.Филипцов, Ю.В.Петришина, Л.И.Богородская и др. // Геология и геофизика. — 1999. — Т. 40. — № 9.
25. Филипцов Ю.А. Рифейские прогибы — основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы / Ю.А.Филипцов, В.С.Старосельцев // Геология нефти и газа. — 2009. — № 6.
26. Фролов С.В. Нефтегазоносные комплексы севера Лено-Тунгусского бассейна // С.В.Фролов, Е.А.Бакай, Е.Е.Кар-нюшина и др. // Геология нефти и газа. — 2013. — № 3.
27. Шеин В.С. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С.Шеин, Н.К.Фортунатова, С.В.Ивашко и др. // Геология нефти и газа. — 2013. — Спецвыпуск.
© В.А.Скоробогатов, 2017
Виктор Александрович Скоробогатов, директор,
доктор геолого-минералогических наук, v_skorobogatov@vniigaz.gazprom.
YENISEI-LENA MEGAPROVINCE: FORMATION, PLACEMENT AND FORECASTING OF HYDROCARBON DEPOSITS
Skorobogatov V.A. ("Gas resources" Center of OOO "Natural gas and gas technologies research institute - Gazprom VNIIGAZ")
The main features of the development and modern structure of the sedimentary cover of the Yenisei-Lena megaprovince include: the very complex structural and tectonic development of the Siberian Platform in the Riphean-Vendian and post-Cambrian times. The main reasons of the insufficiently high current and "accumulated" efficiency of geological exploration works in the field of prospecting for deposits and their further exploration, and even often unreasonable re-exploration, are very complex tectonic and dynamic development and the modern geological structure of the Siberian Platform and certain regions, areas, zones, local sites; old age of hydrocarbon deposits origination.
Oil geological potential value of the Siberian Platform's subsoil, together with the Mesozoic depressions and sags within the Yenisei-Lena megaprovince, can't be greater than the gas potential by definition. The real recoverable oil resources are much lower than the resources of non-associated gas.
Key words: East Siberian (Yenisei-Lena) oil and gas bearing megaprovince; prospecting and exploration operations; forecasting; Riphean; Vendian.
