Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в XXI веке

Энергетика – основа развития человеческой цивилизации, прежде всего – ее промышленной составляющей.

В конкретных случаях топливно-энергетический баланс (ТЭБ) зависит от энергетических потребностей стран, регионов и отраслей промышленности и возможностей в их удовлетворении, от современного состояния развития ТЭК: национального производства или импорта тех или иных энергоносителей: минеральных – горючих ископаемых (ГИ, нефти, газа, угля), производства гидро- и атомной энергии и возобновляемых источников энергии (ВИЭ, ветровой, солнечной, приливной, геотермальной, органической).

Производство (добыча) горючих ископаемых зависит от состояния и перспектив развития минерально-сырьевой базы (МСБ) газо-, нефте- и угледобычи, в т.ч. накопленной добычи, текущих разведанных запасов и неразведанных, в т.ч. неоткрытых (перспективных и прогнозных) ресурсов углеводородов (УВ) и угля, технико-технологических возможностей, экологических и экономических условий их производства.

Изучение и промышленное освоение углеводородного потенциала (УВП) осадочных бассейнов мира происходит уже более 150 лет. Пионерами по разведке и добыче нефти и газа были США и Россия. За период с 1859 по 2017 гг. в мире открыто и разведано большое число месторождений углеводородов (УВ) с геологическими запасами (в пласте) от 30–35 тыс. (мельчайшие) до 33–35 млрд т у.т. (суперуникальные) на всех континентах Земли, кроме Антарктиды, и в недрах большинства эпиконтинентальных морей на глубинах от 0,1 до 10 км.

По данным Международного энергетического агентства, в структуре мирового ТЭБ на нефть приходится 32 %, на природный газ – 22 %.

В России доля газа составляет 52 %.

Верхнюю часть земной коры осложняют по разным данным от 550 до 620 осадочных мегабассейнов, бассейнов и суббассейнов (ОМБ, ОБ, СБ) разной площади, возраста и объема осадочного выполнения, 240 из них относится к нефтегазоносным и газонефтеносным (НГБ/ГНБ), а вместе с углегазоносными ОБ их число достигает 300.

Значительная часть НГБ и большинство газоносных бассейнов мира являются одновременно и угленосными (УБ), обладают промышленными разведанными запасами и перспективными ресурсами угля, за исключением бассейнов с додевонскими продуктивными горизонтами. Практически все УБ (открытого и закрытого типов) являются также и газоносными (УГБ), а некоторые из них и углегазонефтеносными (УГНБ), т.к. в коллекторских горизонтах, сопряженных с угольными пластами, в ловушках различного типа присутствуют газовые и газоконденсатные, как правило, мелкие и мельчайшие – вследствие дегазации недр – скопления (в открытых бассейнах), а также зафиксированы проявления и залежи высокопарафиновых бессернистых нефтей «континентального облика».

Большое число суббассейнов и отдельные ОБ, особенно малые по площади и объему осадков, не содержат промышленных залежей УВ, т.е. лишены УВП, но относятся к угленосным. В Северной Евразии (Россия и арктические моря) известно до 30 ОБ и СБ, но только 12 из них промышленно нефтегазоносны, в т.ч. два мегабассейна – Западно-Сибирский и Восточно-Сибирский (Енисей-Ленский), сопряженные в пространстве по глубинному разлому, по которому течет р. Енисей. В генерализованном виде бассейны мира показаны на рисунке 1. Там же показан ареал бассейнов Северной Евразии (СЕА) – России и окружающих морей.

Отметим, что три важнейших газосодержащих региона находятся в субмеридиональной мегазоне от Ямала и Карского моря на севере через Амударьинскую провинцию до Арабо-Персидского залива на юге. По сути, это главная мировая ось газо- и нефтенакопления (по отношению к традиционным ресурсам УВ).

Важнейшими периодами и эпохами угле-, газо- и битумообразования и промышленного нефтегазонакопления явились

• для нефти: девон, карбон, юра, ранний мел, неоген;

• для газа: карбон, пермь, ранняя – средняя юра, ранний мел – сеноман, кайнозой;

• для угля: карбон, пермь, средняя юра, апт, неоген.

Рис. 1. Схема осадочных бассейнов Земли и «полюсов» газо- и нефтенакопления (по В.И. Высоцкому и др., с добавлениями автора)

Геологические параметры важнейших (и крупнейших) мегабассейнов мира приведены в таблице 1. Безусловно, «в далеком отрыве» от других находятся три вышеуказанных мегабассейна, два из них находятся в России.

ТАБЛИЦА 1. Геологические параметры осадочных бассейнов и мегабассейнов (МБ) и мегапровинций (МП) мира*, по данным работ [9, 12, 13, 20, 21]

Среди всех мировых осадочных мегабассейнов и бассейнов богатейшими по газу и нефти являются Западно-Сибирский (ЗСМБ), Арабо-Персидский (АПМБ), в меньшей степени Восточно-Сибирский (ВМБ) и МБ Мексиканского залива (Галф-Кост, суша и шельф), среди них универсальным по содержанию всех видов ГИ выделяется Западно-Сибирский (газ, нефть, уголь всех марок). К ним приурочены одноименные мегапровинции (ЗСМП, АПМП и др.).

Среди публикаций автора есть ряд работ, посвященных гигантским и уникальным месторождениям УВ, а также крупнейшим газосодержащим бассейнам и мегабассейнам, в т.ч. сравнительной характеристике геологического строения и газонефтеносности двух суперуникальных (по запасам и ресурсам УВ) мегапровинций – Западно-Сибирской и Арабо-Персидской [14, 15, 16, 18].

Настоящая статья – логическое продолжение предыдущих работ. К проблеме оценки возможностей газодобычи из месторождений крупнейших НГБ/НГП в средней и дальней перспективе автор обратился впервые (на примере выдающихся газоносных мегабассейнов мира).

Углеводородный потенциал (УВП) недр любого осадочного бассейна составляют месторождения и залежи, уже открытые и предполагаемые к открытию, которые входят в понятие начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа и жидких УВ (нефти+конденсата).

В работах ряда исследователей приводятся результаты анализа геологического строения и нефтегазоносности крупнейших, гигантских и уникальных месторождений УВ, в т.ч. газосодержащих (с залежами свободного газа – СГ), а также наиболее крупных – мирового значения – осадочных нефтегазоносных/газонефтеносных бассейнов (НГБ, ГНБ) и приуроченных к ним провинций (НГП, ГНП) [5, 7, 10, 12, 14, 20 и др.].

Отдельные скопления УВ (залежи), месторождения (одно- и многозалежные) и осадочные нефтегазоносные/газонефтеносные бассейны/мегабассейны провинции/мегапровинции характеризуются различными геологическими/извлекаемыми запасами и потенциальными ресурсами, а также различным фазовым состоянием (газовые – Г, газоконденсатные – ГК, нефтяные – Н, без скоплений свободного газа – СГ, смешанного типа – НГК/ГКН и др.).

Необходимо отметить следующее. Геология вообще и нефтегазовая геология (НГГ) в частности – наука традиционная, инерционно-консервативная (как медицина и др.). Геологические истины нарабатываются многими годами и десятилетиями и потом с трудом изменяются. Появляются новые, но они не отрицают проверенные временем и практикой старые истины. Согласно традициям русской школы НГГ выделяют, оценивают и далее оперируют геологическими запасами и ресурсами СГ и нефти и далее переходят к извлекаемой нефти (с КИН конечным от 15–18 до 40–45 %). По газу все намного проще. Величины КИГ в конце разработки отдельных залежей и месторождений в целом изменяются от 0,88–0,92, например для сеноманских залежей севера ЗСМП, до 0,80–0,86 для неоком-аптских залежей и до 0,68–0,78 для ачимовской толщи и юры, а с учетом вероятных ошибок при определении запасов и ресурсов (З и Р) в недрах (в пласте) + 10–15 % особой разницы между геологическими и извлекаемыми запасами и ресурсами газа не существует. Далее, все расчеты ведут отдельно для СГ и нефтяного попутного газа (НПГ). Соединять их при любых расчетах геологически и генетически некорректно.

Природная данность геологических З и Р (начальных, текущих) вполне очевидна (если они подсчитаны методически обоснованно, то далее не изменяются – не должны изменяться!). Извлекаемые же запасы УВ в целом и раздельно – нефти и природного газа (ПГ=СГ+НПГ), зависящие от технологических, экономических, конъюнктурных и др. условий, – изменяются во времени существенно и незакономерно. Сравнивать по ним З и Р отдельных месторождений и целых бассейнов и мегабассейнов нецелесообразно.

Под газонефтеносными автор понимает осадочные бассейны и мегабассейны (провинции и мегапровинции), в которых начальные потенциальные геологические традиционные ресурсы свободного газа (НПРСГ) превышают традиционные ресурсы нефти, при этом величина извлекаемых ресурсов СГ заведомо выше извлекаемых ресурсов нефти – в два раза при средних конечных КИГ и КИН (0,80 и 0,40) и в два с половиной раза при стандартных величинах (0,85/0,33).

По величине начальных потенциальных ресурсов (НПР) свободного газа и нефти (геол.), а лучше рассматривать их отдельно, выделяются уникальные газоносные (газосодержащие) мегапровинции (более 100 трлн м³ геологических ресурсов СГ), гигантские (30–100), крупнейшие (10–30), крупные (3–10), средние (1–3) и малые провинции (менее 1 трлн м³).

Генетическая сегрегация нефти и газа (СГ) в недрах большинства «смешанных» по фазовому состоянию НГБ/НГП достаточно очевидна. Характерные примеры:

1. Западная Сибирь. Нефть в центре и на западе, преимущественно СГ в северных и арктических областях.

2. Восточная Сибирь. Газоносны (без нефти) – Лено-Вилюйская и Ангаро-Ленская области, нефть+газ – Среднеботуобинская, преимущественно нефть – Байкитская НГО.

3. Прикаспийская область. Подсолевой газ на западе, преимущественно нефть на юго-востоке, нефть+газ на севере.

4. Сегрегация по глубине – АПМБ: нефть в мезозое, СГ в палеозое, нефть+газ в кайнозое.

Многочисленные примеры подобного разделения приведены в работах [13, 16, 20, 21].

Преимущественно газоносные осадочные бассейны, суббассейны и комплексы пород, в которых газ генетически связан с сероцветными континентальными толщами (угленосными) показаны в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2. Типичные углегазоносные бассейны мира

Общая «фазовая» формула бассейнов и провинций СЕА такова: 2 Н, 7 НГК/ГКН, 3 Г и ГК (последние без залежей нефти или с минимальной нефтеносностью).

По числу месторождений и отдельных залежей, а также по суммарным начальным доказанным геологическим запасам в мире доминирует нефть (обычная плюс тяжелая в гигантских приповерхностных скоплениях). Это связано прежде всего с высокой миграционной способностью газа и условиями сохранности газосодержащих месторождений, часто менее благоприятными, чем для нефтесодержащих.

Остановимся кратко на условиях, осложняющих развитие газовой отрасли промышленности мира и многих стран.

Современная геополитическая ситуация в «газовом мире»

Современные тенденции развития мировой газовой промышленности:

• неуклонное увеличение валовой и товарной добычи природного газа в большинстве стран и в мире в целом несмотря на все чаще повторяющиеся кризисные явления (2008–2009, 2014–2016 гг.);

• конъюнктурное и «политическое» сдерживание добычи крупнейшими странами-экспортерами (Россия, Катар, Иран);

• увеличение общемировых, региональных и «национальных» запасов газа, в т.ч. за счет включения ресурсов нетрадиционного газа (и нефти) в категорию «доказанных» (США, Канада, Китай и др.);

• стремительное увеличение числа «игроков» в газовой сфере, в т.ч. стран – потенциальных производителей (Израиль, Мозамбик, Египет и мн. др.) и потребителей;

• превращение ряда стран из импортеров газа в экспортеров и наоборот (все больше газа начинают импортировать даже Нидерланды и Великобритания);

• усиление борьбы за рынки сбыта и сферы влияния в нефтегазовом бизнесе;

• все более стремительная политизация процессов, происходящих в нефтегазовой сфере, повышение геополитической роли газа как инструмента политического влияния, давления, часто – главной причины межгосударственных и внутрирегиональных противоречий. Даже современная война в Сирии – это «отголосок» стремления США не допустить катарский и иранский газ на рынок Европы.

Глобальная ситуация (новая расстановка сил) в мировой газовой промышленности во втором десятилетии ХХI века:

• с 2011 г. мир вступил в эпоху газовых войн: война всех против всех.

• главное противостояние в газовой сфере (и в большинстве других): Россия – США;

• в газовых войнах нет союзников: будет продолжаться борьба за поставки газа (спотовые и долговременные), повышение/снижение негласных («договорных») квот по добыче и цен, сдерживание газового демпинга (Катар, Иран, Мозамбик и др.), давление США на своих союзников, чтобы они покупали больше СПГ из Нового света;

• газ стал наиболее политизированным видом из всех полезных ископаемых.

Запасы и ресурсы природного и свободного газа в мире

Общемировая геостатистика, по данным В.И. Высоцкого [4], такова. За все годы поисков и разведки на начало 2017 г. в мире было открыто 45 тыс. месторождений УВ. Мировые начальные потенциальные ресурсы (извлекаемые) составляли:

• нефть+конденсат – 580 млрд т,

• природный газ (ПГ) – 745 трлн м³ (по России – около 300 трлн м³).

Структура ресурсов газа (трлн м³): накопленная добыча, НД (Q) – 135, запасы текущие – 187, неоткрытые ресурсы – 423 трлн м³. При таком интегрально-экономическом подходе трудно сравнивать крупные геологические объекты друг с другом: есть ОБ с большим числом нефтяных и нефтегазовых месторождений с малыми запасами и ресурсами СГ (с малой их долей в ПГ) и, наоборот, известен ряд бассейнов чисто/преимущественно газоносных, с малым объемом нефтяного газа в суммарных запасах и ресурсах природного газа.

Во всех бассейнах мира к 2018 г., по оценке автора, открыто 22 тыс. газосодержащих месторождений (с залежами СГ), в т.ч. чисто газовых (Г), т.е. без конденсата, газоконденсатных (ГК) и всевозможных смешанных (ГН, НГ, НГК, ГКН) с различным отношением СГ: нефть в ловушках. В России было обнаружено изначально 980 (949 – на 01.01.2017) таких месторождений, однозалежных и многозалежных (от 2–3до 50–60 залежей УВ по разрезу), однако часть из них полностью разработана и выведена из баланса.

Согласно принятой геологами ПАО «Газпром» классификации газосодержащих месторождений (с залежами свободного газа) к крупнейшим относятся месторождения с начальными геологическими запасами от 100 до 300 млрд м³, к гигантским от 0,3 до 1,0 трлн м³, к супергигантским – до 3,0 трлн м³, к уникальным от 3 до 10 трлн м³, к суперуникальным – более 10 трлн м³.

В диапазоне от 0,1 до 100 млрд м³ выделяются крупные (30–100), средние (10–30), мелкие (1–10) и мельчайшие (менее 1,0 млрд м³) месторождения с залежами свободного газа.

Из общего числа 26 газосодержащих месторождений относятся к гигантским и сверхгигантским (0,3–3 трлн м³), 9 – уникальные (от 3,7 до 11,5 трлн м³ каждое) – ГУГМ, в сумме 35 месторождений. Всего в мире (на 01.01.2018) известно 105 ГУГМ. Мировой лидер по начальным запасам СГ – месторождение Северный купол – Южный Парс в центре Арабо-Персидского мегабассейна (мегапровинции) с начальными запасами более 28 трлн м³ (извлек., подсолевые карбонаты нижней перми).

Наибольшее число ГУГМ открыто в Евроазиатском «геопространстве» – 80. Многие регионы и даже целые континенты лишены сверхгигантских и уникальных месторождений УВ-газов (с запасами более 1 трлн м³) – Южная Америка, Австралия, Восточная (Китай) и Юго-Восточная Азия (суша и шельф) и др. В осадочных бассейнах СЕА (России) известно 36 ГУГМ, в т.ч. 28 на севере ЗСМП (рисунок 2), одно на шельфе Баренцева моря, по два в Восточной Сибири и на Присахалинском шельфе и т.д. Отметим, что к центральной части Надым-Пур-Тазовского региона приурочен мировой полюс газонакопления в терригенных толщах. Второй полюс газонакопления, но в карбонатных породах, находится в центре АПМП, в Арабском/Персидском заливе.

Из общемировых начальных запасов СГ, 338 трлн м³, на запасы ГУГМ приходится около 145 трлн м³ (43 %). В России из 72,8 трлн м³ начальных разведанных запасов СГ на гигантские и уникальные месторождения приходится 55 трлн м³ (75 %), в объеме накопленной добычи (22,2 трлн м³) доля ГУГМ составляет 20 трлн м³ (более 90 %). Именно такие, как правило, высокорентабельные при эксплуатации месторождения во всех странах, где они открыты и разведаны, становятся базовыми для добычи газа.

РИС. 2. Схема размещения газовых месторождений–гигантов на севере Западно-Сибирской НГП

Минерально-сырьевая база (МСБ) нефте- и газодобычи России создавалась в течение всего ХХ века, наиболее активно с 1961 по 1993 гг.

Максимальная добыча нефти и конденсата в России была достигнута в 1987-1988 гг. (569 млн т), в 1989 г. – 552,3 млн т, газа – 643,0 млрд м³. После 1994 г. в условиях всеобъемлющего кризиса добыча нефти уменьшилась до 293 млн т в 1997 г. (без конденсата), газа – никогда не снижалась менее 570 млрд м³/год. Таким образом, уже 30 лет объем добычи газа в России превышает добычу жидких УВ (таблица 3).

ТАБЛИЦА 3. Динамика добычи нефти и природного газа в России по годам

Ретроспективный анализ развития МСБ газодобычи приведен в работах [3, 6, 7, 19].

В России к 2018 г. открыто и разведано около 3500 месторождения УВ, в т.ч. газосодержащих – 955.

Накопленная добыча газа достигла 23 трлн м³, начальные открытые запасы – 92 трлн м³ (с учетом предварительных запасов кат. В₂+С₂). Огромная роль принадлежит крупнейшим (100–300 млрд м³), гигантским и уникальным месторождениям УВ в запасах, добыче, промышленной значимости тех или иных областей, районов, перспективных комплексов пород.

Наибольшее число месторождений УВ – 909 – известно в пределах ЗСМП, в т.ч. 222 в главном газоносном регионе страны – на севере ЗСМП (НПТР, Ямал, Гыдан, суша). В других провинциях и областях нефтегазонакопления (НГО) на территории России число месторождений в каждой обычно не превышает 100–50, редко до 250 (Волго-Уральская провинция, Предкавказье).

Месторождения с запасами 100 млрд м³ и более имеют первостепенное значение для организации коммерческой добычи газа (и конденсата) – на уровне 3–4 млрд м³ и более в год. Вообще, чем крупнее по запасам открываемые и разведуемые месторождения УВ, тем лучше во всех отношениях (при проведении ГРР, освоении, эксплуатации и т.д.).

Общее число открытых крупнейших, гигантских и уникальных газосодержащих месторождений (КГУГМ) в мире составляет не менее 300 (экспертная оценка), в т.ч. в России 85, из них большинство в пределах Западной Сибири. Все газовые гиганты находятся в северных и арктических областях мегапровинции (рисунок 2).

В объеме осадочной мегалинзы юрско-мелового возраста ЗСМП на 01.01.2018 насчитывалось 71 месторождение с величиной разведанных геологических запасов свободного газа (достоверных и установленных) от 0,1 до 11,5 трлн м³. Большая часть начальных разведанных запасов газа мегапровинции сосредоточена в 4 уникальных газосодержащих месторождениях: Уренгойском – 11,5, Ямбургском – 7,0, Бованенковском – 4,4 и Заполярном – 3,6 трлн м³. К сверхгигантским относится 5 (Медвежье и др.), к гигантам – 21, к крупнейших – 41. Во всех других НГБ России известны по одному сверхгигантскому месторождению, максимум два, в частности в ВСМБ – Ковыктинское и Чаяндинское.

В 2016 г. мировое производство нефти + конденсата составило 4,3 млрд т, газа 3,7 трлн м³ (около 90 % – СГ), в России – 547,5 млн т и 640,5 млрд м³. За 2017 г. добыча УВ увеличилась незначительно. Мировые тенденции таковы, что к 2030 г. газ, вероятнее всего, не только догонит, но и перегонит нефть (в производстве).

За все годы эксплуатации открытых и разведанных месторождений УВ накопленная добыча нефти в России на 01.01.2017 составила 23,2 млрд т, газа – 22,2 трлн м³, разведанные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (А+В₁+С₁) – 18,4 млрд т, свободного газа – 50,8 трлн м³ (геол.). Вместе с нефтяным газом текущие извлекаемые запасы природного газа составляют около 43 трлн м³. Это значит, что обеспеченность добычи по газу страны превышает обеспеченность по нефти (более чем в два раза).

Из разведанных запасов РФ на Группу Газпром в 2017 г. приходилось 36,4 трлн м³, в т.ч. 22,1 в Уральском ФО, на нефтяные и независимые компании – 12,8 трлн м³, на нераспределенный фонд – 1,6 трлн м³ (преимущественно на Ямале).

По данным В.И. Высоцкого (2014, 2015 гг.), самым большим газовым потенциалом (ГП) обладает Западно-Сибирский мегабассейн – 113,9 (СГ+НГ, извлек.), ему уступает Арабо-Персидский – 109,8. Значительно меньшими величинами ресурсов характеризуются:

• Лено-Тунгусский – 34,5;

• Баренцево-Карский – 27,3;

• Мексиканского залива – 26,2;

• Амударьинский – 23,2 трлн м³.

Вышеуказанный исследователь по России использовал официальные оценки НПРСГ, геологические, которые переводились в извлекаемые, вместе с ресурсами НПГ (западный принцип представления оценок).

Другие 6 бассейнов имеют ресурсы газа от 10 до 12,1 трлн м³ и менее (Североморский – 12,1, Алжиро-Ливийский – 12,0 и др.). По данным автора, ЗСМБ(П) – уникальный по геологическим ресурсам свободного газа мегабассейн – 105 трлн м³, но АПМБ относится уже к гигантским – менее 100, а ВСМБ (П) – к крупнейшим – 27 трлн м³, и т.д.

НПРГ, а в их составе начальные и текущие запасы и прогнозные ресурсы определяют общий потенциал газодобычи (на весь период изучения и освоения газового потенциала (ГП) тех или иных бассейнов (провинций), накопленную текущую добычу и вероятные приросты новых разведанных запасов, получаемых в ходе будущих поисково-разведочных работ (ПРР). Это касается стран и регионов, на территории которых расположены те или иные НГБ/ГНБ. В частности, структура НПРГ отражена в таблице 4 (трлн м³).

ТАБЛИЦА 4. Структура ресурсов газа (природного и свободного), на 01.01.2017

Если ресурсы природного газа АПМБ «очистить» от нефтяных, то величина ресурсов СГ составит около 93–95 трлн м³.

В ЗСМП установлена чрезвычайно высокая концентрация запасов свободного газа в небольшом числе месторождений УВ. Основная часть запасов газа КГУГМ сосредоточена в чисто газовых залежах альб-сеноманского комплекса, в меньшей степени в неоком-аптском комплексе. В залежах ачимовской толщи и юры локализовано менее 10 % общих запасов газа.

Восточная Сибирь, огромная по площади, пока не оправдывает надежд на большую нефть и большой газ, которые питали многие специалисты-геологи в 70-80-х гг. прошлого столетия.

За период 1956–2017 гг. в пределах древней Сибирской платформы и окраинной Лено-Вилюйской впадины было открыто 92 месторождения УВ (по числу преобладают газосодержащие). К примеру, в ЗСМП общее число месторождений УВ на 01.01.2018 превысило 910, в т.ч. газосодержащих – 280, в АПМБ – 550, в т.ч. с залежами СГ – 120. Запасы СГ в Восточной Сибири составляют: разведанные – 5,2 трлн м³, предварительно оцененные – 4,5, в сумме открытые запасы – 9,7 трлн м³. Добыча накопленная и текущая минимальна (менее 0,1 трлн м³): нет труб – нет газа (масштабной добычи и поставок)! В отличие от Западной Сибири в ВСМП открыто всего два сверхгигантских газосодержащих месторождения – Ковыктинское (1,6 трлн м³ разведанных запасов) и Чаяндинское (1,0 трлн м³). Они и станут базовыми для масштабной добычи СГ в мегапровинции после 2020 г.

В ряде работ отечественных и зарубежных исследователей проанализированы геологические и генетические условия, благоприятствующие формированию и эволюционной сохранности крупнейших, гигантских и уникальных месторождений УВ мира, в т.ч. газосодержащих, а также формированию УВП гигантских и уникальных провинций и мегапровинций [5, 13, 14, 18].

Анализ общемировых закономерностей формирования крупнейших и гигантских месторождений газа применительно к ЗСМП приводит к выводу, что уникальная – в планетарном масштабе – газоносность альб-сеноманского и верхней части неоком-аптского комплексов северных и арктических областей Западной Сибири обусловлена следующими генетическими причинами [8, 14, 16, 18]:

• развитием в разрезе значительной по мощности угленосной/субугленосной толщи верхнего валанжина-сеномана с высоким содержанием рассеянного (Сорг), полуконцентрированного (углистые сланцы) и концентрированного (угли) ОВ существенно гумусового типа, находящегося в оптимальном для мощного газообразования диапазоне катагенеза (R^о от 0,40 до 0,80 %, градации катагенеза ПК₃-МК₁-МК₂, бурые, длиннопламенные и газовые угли в разрезе);

• высокой песчанистостью (в долях – от 0,60 до 0,75 от мощности комплекса) и отсутствием в нижнемеловом разрезе большинства районов севера провинции мощных, достаточно протяженных глинистых экранов (кстати, это обстоятельство послужило более негативным условием в плане масштабной аккумуляции УВ в средних горизонтах покурской свиты, в интервале баррема-альба НПТР, но и, наоборот – развитие альбских глин благоприятствовало формированию уникальной газоносности апта на Ямале и, вероятно, в Южно-Карской области – ЮКО шельфа);

• сохранностью коллекторского потенциала песчано-алевролитовых коллекторов в объеме нижнемеловых природных резервуаров до глубин 3,3-3,7 км;

• формированием в позднемеловое-кайнозойское время крупных по размерам и эффективной емкости валообразных и куполовидных поднятий с очень высоким аккумуляционным потенциалом в сеномане и апте (структурных ловушек);

• наличием мощной (500–900 м) турон-олигоценовой региональной глинисто-кремнистой покрышки, в целом слабо нарушенной разломами (в пределах большинства «газосборных» площадей в ареале КГУГМ);

• благоприятной гидродинамической обстановкой во внутренних областях провинции.

ЗСМП – 165/99;

Безусловно, главная причина уникальной газоносности ЗСМП генерационная, а именно – развитие огромных масс существенно гумусового OB (РОВ+КОВ) в преимущественно континентальных угленосных и субугленосных толщах нижнего мела-сеномана и средней юры, перекрытых мощными глинистыми экранами, которое находится в зоне максимального газообразования для данного типа OB (в сеномане и апте величина R° от 0,40 до 0,60 %), АПМП – сочетание высокой степени преобразованности (R° более 1,20–1,40 %) прежде превосходных (в диапазоне «нефтяного окна») битумогенерирующих=нефтематеринских толщ среднего палеозоя (силур-девон), которые в данный момент находятся в условиях проявления фазы максимальной газогенерации (для сапропелевого ОВ) с перекрывающими их трещиноватыми известняками перми (резервуар) и мощным соленосным экраном (триас). В стратиграфическом мегаобъеме осадочной линзы АПМП наблюдается классический случай размещения УВ, характерный для «сапропелевой линии онтогенеза»: кайнозой – нефть смешанного генезиса (ОВ типа ГС/СГ) и свободный газ, мезозой – типично «морская-карбонатная» нефть (высокосернистая) с относительно малым объемом свободного газа, палеозой – преимущественно газ, термодеструкционного – вторичного – генезиса [7, 18].

Согласно официальным оценкам, по состоянию материалов на 2009 г. (приняты в 2012 г., действуют до настоящего времени – 2018 г.) начальные потенциальные ресурсы (НПР) нефти недр России составляют 111,4 млрд т (извлек.), газа – 287,5 трлн м³ (геол.) [2]. Экспертами ВНИИГАЗа с высокой вероятностью НПР нефти оцениваются в 75–80 млрд т (в т.ч. неразведанные – 25), газа в диапазоне 189–210 трлн м³, в среднем около 200 (перспективные+прогнозные – более 100 трлн м³): есть что искать, разведывать, осваивать и добывать даже в отдаленном будущем (до 2045–2050 гг., а по газу – и далее).

Структура НПРГ России (геол.) по важнейшим бассейнам/мегабассейнам и провинциям такова, согласно официальным/корпоративным оценкам (трлн м³):

• ВСМП – 42,5/26,4;

• Баренцево море – 30,1/23,0;

• Прикаспийская впадина (российская часть) – 10,9/10,0;

• Вост.-Арктическая провинция – 7,1/7,1;

• Охотоморская – 7,6/6,5

• … и др.

в целом – 288/189.

Автор принимал участие во многих пересчетах НПР свободного газа России (начиная с 1984 г.), но индивидуальная точка зрения на начальные ресурсы: чуть больше последней «коллективной» – 200–205 трлн м³ – реально подтверждаемых в ходе дальнейших поисков и разведки. Впрочем, при таких высоких величинах НПРГ разница в 9–12 трлн м³ особого значения не имеет, имея в виду точность ресурсных оценок, которая для многих регионов невысока.

По расчетам экспертов ПАО «Газпром», оценка начальных потенциальных традиционных ресурсов свободного газа мира составляет 554 трлн м³ (без НГ, «привязанного» к запасам, ресурсам и добыче нефти), в т.ч. накопленная добыча – 118, текущие запасы – 178, прогнозные (неоткрытые) ресурсы – 249. Доля России весьма велика в мировых запасах и ресурсах свободного газа.

На начало 2017 г. формула газового баланса России была таковой (трлн м³):

Таким образом, прогнозная часть – неоткрытые ресурсы страны оцениваются в широком диапазоне от 107,4 до 195,4 трлн м³ (корпоративная/официальная оценки) [1, 2, 17], причем последняя оценка, по мнению ряда не ангажированных специалистов, существенно завышена [7, 11]. Величина и структура запасов СГ России приведена в таблице 5.

ТАБЛИЦА 5. Величина и структура запасов газа России (распределение по федеральным округам – суша и шельф, по состоянию на 01.01.2017, трлн м³)

Добыча природного газа в мире и в крупнейших газонефтеносных бассейнах

Структура добычи ГИ приведена в таблице 6.

ТАБЛИЦА 6. Добыча горючих ископаемых в мире и важнейших странах

Если считать добычу нефти только на территории Саудовской Аравии (без нейтральной зоны), то она уступает России. Текущие доказанные извлекаемые запасы УВ в мире на 01.01.2017 составляли 233,3 млрд т нефти и 203,2 трлн м³ газа (таблица 7).

ТАБЛИЦА 7. Текущие доказанные извлекаемые запасы УВ в мире [4]

Крупнейшая в мире газодобывающая компания – ПАО «Газпром». Структура добыча газа в 2017 г. такова (млрд м³):

• всего – 471,0,

• в т.ч. Западно-Сибирский регион – 440,6;

• в т.ч. ООО «Газпром добыча Ямбург» – 149,3 (сеноман – 90,3);

• ООО «Газпром добыча Надым» – 114,3 (14,6, апт Ямала – 82,8);

• ООО «Газпром добыча Уренгой» – 95,7 (40,5);

• ООО «Газпром добыча Ноябрьск» – 30,0 (сеноман).

Несмотря на длительный период эксплуатации (с 1972–1978 гг. и доныне) газоносный сеноман все еще дает значительный вклад в интегральную добычу севера ЗСМП. На смену сеноману приходит газоносный апт Ямало-Карского региона (Бованенковского, Харасавэйского и др. месторождений).

В России добывается больше ПГ, чем жидких УВ (в 2017 г. – 692/547), по чисто ресурсно-геологическим причинам. Однако нефти экспортируется больше, чем газа (258 млн т /210* млрд м³, в частности ПАО «Газпром» экспортировало в 2017 г. 197 млрд м³ газа, планы на 2018 г. – более 200 млрд м³). Почему?

Во-первых, в целом экономика и промышленность России ориентированы больше на газ, чем на нефть (внутреннее потребление газа за последние три года – 458-460 млрд м³, нефти – существенно меньше – при условном эквиваленте 1 000 м³ УВГ = 1 т нефти).

Во-вторых, нефть дороже, чем газ, менее «политизирована»: с ней таких геополитических проблем не возникает, как с газом. Нефть и продукты ее переработки охотно покупают все страны, изначально «обделенные» природой или исчерпавшие традиционные запасы и ресурсы УВ на своей территории. С газом сложнее, вмешивается геополитика.

В-третьих, для России выгоднее производить и потреблять больше газа, но продавать больше нефти.

Сравним объемы добычи ПГ. В 2016 г. в регионе Арабо-Персидского залива было добыто 660 млрд м³ природного газа, в т.ч. в Иране – 227, Катаре – 183, Саудовской Аравии – 111, ОАЭ – 61, в других добывающих странах Залива – 78 млрд м³. В структуре добычи на НПГ приходится не менее 30–35 %, а по отдельным странам до 50 % и более (Саудовская Аравия и Кувейт, вероятно, до 90 %, добывается много нефти, но мало СГ). Если в 2010 г. в России было добыто 610 млрд м³ ПГ, в т.ч. в ЗСМП – 550, в АПМП всеми странами – 447, то за 2017 г. соответственно 692/555* и 660* млрд м³, т.е. последние годы по добыче ПГ из двух мегабассейнов лидирует Арабо-Персидский, где газ масштабно добывают 9 стран, при этом на долю НПГ приходится как минимум 170-180 млрд м³, однако по добыче СГ все же первенствует Западная Сибирь (при соотношении 500–510/474–484, по оценкам автора).

Роль крупнейших газонефтеносных бассейнов (мегабассейнов) в мировом производстве газа до 2050 г.

ТАБЛИЦА 8. Стартовые позиции стран – мировых лидеров по производству природного газа (2018 г.)

Россия в лице ее ведущих газо- и нефтедобывающих компаний должна и может увеличивать добычу природного газа (свободного – из фазообособленных свободных скоплений и нефтяного, попутного – СГ и НГ). Ресурсно-геологические предпосылки для этого имеются, при этом увеличение добычи возможно только за счет СГ, попутный/нефтяной газ связан с добычей нефти (не конденсата, а именно сырой нефти!). Ежегодно в РФ даже при добыче нефти более 500 млн т/год объем добываемого НГ составляет около 65–75 млрд м³, при этом часть его (уже малая!) сжигается в факелах (технологические потери на нефтяных промыслах).

Согласно перспективным планам развития газовой отрасли РФ, добыча увеличится до 950 млрд м³ в 2035 г. при увеличении товарной добычи до 870–890 млрд м³ (минимальная оценка), при этом на экспорт может быть направлено не менее 370–400 млрд м³ газа (а скорее всего – несколько больше) (таблица 9).

ТАБЛИЦА 9. Прогнозная структура добычи природного газа России в 2035 г. (экспертные оценки ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ноябрь 2017 г.)

Безусловно, главенствующая роль ЗСМБ (мегапровинции) останется незыблемой (добыча вместе с ЮКО до 700 млрд м³). Оптимально сбалансированные («идеальные»), но реально достижимые величина и структура производства ГИ в России в динамике до 2050 г. приведены в таблице 10.

ТАБЛИЦА 10. Вероятные объемы производства газа и нефти в России до 2050 г. (вариант расчета, 2018 г.)

Если в ВСМП вся ее северная половина практически не изучена глубоким бурением, то на суше ЗСМП остается мало неизученных и слабоизученных бурением зон. Они расположены вблизи внешних границ мегапровинций, а также в ареале впадин и прогибов арктических областей (Ямал, Гыдан). Практически не изучены недра Карского моря (открытый шельф), хотя первые три, вероятно, гигантских месторождения уже открыты. Запасы СГ в каждом из них будут превышать в конце доразведки 0,3–0,8 трлн м³.

Огромный научный и практический интерес представляет прогнозирование числа и зон вероятной локализации еще неоткрытых КГУГМ, как на суше, так и на шельфе ЗСМП, в Южно-Карской области.

Вследствие очень высокой степени изученности недр центральных, западных и юго-восточных областей мегапровинции вероятность открытия здесь новых крупнейших и даже крупных (30–100 млрд м³) газосодержащих месторождений невелика. В Надым-Пур-Тазовском регионе открываемые в будущем месторождения будут значимо меньше 100 млрд м³. На Ямале и Гыдане возможно обнаружение 4–5 месторождений крупнее 100 млрд м³, но не более 200–250 млрд м³ каждое (для более крупных попросту «не осталось места» в структуре осадочного чехла). На Приямальском шельфе Карского моря до 2030 г. будет открыто ещё большое число крупнейших и гигантских газосодержащих месторождений, в т.ч. не менее трех (но не более 5–6) с запасами более 1 трлн м³ каждое. Вместе с тем обнаружение уникальных месторождений типа Бованенковского (более 3 трлн м³) имеет хотя и не нулевую, но невысокую вероятность в силу генетических причин: высокой глинизации разрезов неокома и юры в шельфовой части мегабассейна, жестких термоглубинных и катагенетических условий залегания юрских природных резервуаров в центральной и восточной зонах Южно-Карской области и др.

То же относится и к северо-восточным районам ЗСМП, где существенно увеличивается песчанистость всего мелового разреза, в т.ч. верхней региональной покрышки (над сеноманом).

Общее число прогнозируемых к открытию КГУГМ в Западной Сибири, с учетом левобережья р. Енисей в Красноярском крае, оценивается в 28–30, в т.ч. 22–23 в недрах открытого шельфа Карского моря плюс 2–3 на севере Обской губы. В конечном итоге после доразведки известных и открытия новых КГУГМ их начальные запасы (с учетом накопленной добычи) по категориям крупности возрастут в сумме до 67–70 трлн м³, что составит не менее 65 % от начальных потенциальных традиционных ресурсов свободного газа ЗСМП. В этом и состоит ее уникальность по отношению к газу (газонакоплению).

Необходимо констатировать, что Западно-Сибирская мегапровинция как объект крупных открытий и значительных приростов запасов УВ (и нефти, и газа) практически «завершилась» на суше и не «начиналась» масштабно на море (в Южно-Карской преимущественно газоносной области).

Помимо традиционного газа, недра России, прежде всего ЗСМБ, содержат очень значительные нетрадиционные ресурсы газа: в плотных, практически непроницаемых, «бывших» коллекторах, в угленосных бассейнах и др. [7, 11, 17].

Реальные извлекаемые начальные ресурсы газа нетрадиционных источников в ОБ России оцениваются газовыми геологами интервально в 104–118 трлн м³ (без газогидратов). Их объемы несколько превышают величину извлекаемых прогнозных традиционных ресурсов (87–92 трлн м³, по расчетам автора). Эти ресурсы позволяют добывать нетрадиционный газ в объеме не менее 300 млрд м³/год, но после 2050 г. (с 2041 г. – 200–250, вряд ли более). В 2035–2036 гг. добыча нетрадиционного газа в России оценивается в 100–150 млрд м³/год (без учета геологических ресурсов газогидратов северных областей суши, Охотского и арктических морей, которые громадны, но их «очередь» на разработку придет не скоро, по крайней мере до 2040 г. не планируется разрабатывать даже морские газогидраты).

Первым видом нетрадиционного газа для промышленной добычи станет «плотный» газ, т.е. залегающий в низкопроницаемых плотных коллекторах на глубинах 3–6 км и более. Ресурсы такого газа очень значительны, прежде всего на севере Западной Сибири (по расчетам экспертов ПАО «Газпром»), и они залегают «удобно» – в ареале уже открытых и эксплуатируемых месторождений и залежей, но глубже на 200–500 м – в средних и нижних горизонтах юрского комплекса пород. Когда «закончится» газ из залежей с хорошими и просто удовлетворительными добычными возможностями, начнется добыча «плотного» газа (на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и др. месторождениях) после 2035 г.

Общемировая добыча в 2036-2040 гг. (из традиционных и нетрадиционных источников): 6,0–6,5 трлн м³, в т.ч. Россия – 1 050–1 150, США – 950–1 000 млрд м³ (соревновательное противостояние будет продолжаться).

Крупные объемы добычи ожидаются в регионах Центрально-Азиатском и Арабо-Персидского залива, на шельфах Африки, возможно, на шельфе Австралии. Морская добыча в России (СЕА) будет постепенно увеличиваться (с 2035 г.) в Баренцевом и Карском морях – до 300–350 млрд м³ к 2050 г. Объем мировой торговли прогнозируется на уровне 1,8–2,0 трлн м³, в т.ч. Россия – до 500–550 млрд м³, США – 150–200 (вряд ли более, очень значительны внутренние потребности в газе). Не менее 55–60 % объема экспортного газа будет приходиться на Россию и регион Залива.

Газовый баланс России до 2050 г.:

• накопленная добыча за 2018–2050 гг. – 27–28 трлн м³;

• необходимый прирост разведанных запасов «нормального» газа в период 2018–2050 гг. – до 32 трлн м³ (всеми компаниями-операторами);

• годовая добыча в 2050 г. – 1 100–1 150 (1 200) млрд м³, в т.ч. 850–900 (до 950) млрд м³– традиционный газ, 200 (250) млрд м³ – нетрадиционный газ (без ГГ), 50 млрд м³ – нефтяной газ;

• текущие запасы к 2051 г. – 54–55/34–35 трлн м³ (геол./извлек.). Основная часть остаточных геологических запасов СГ (но «подновленных» в 2026–2050 гг.) будет сосредоточена в недрах Западно- и Восточно-Сибирской МП (как и сейчас).

Эти преимущественно «новые» запасы позволят поддерживать добычу газа в объеме до 1 трлн м³ еще как минимум 20–25 лет (до 2070 г. и далее).

Текущие разведанные традиционные запасы природного газа в мире при ежегодном увеличении добычи от 3,8–4,0 до 6,0 трлн м³ (2021–2050 гг.) и приростах новых запасов 5–8 трлн м³/год (в т.ч. по России 0,8–1,5 трлн м³/год) будут постепенно увеличиваться (с 203 трлн м³ в 2017 г.) и достигнут «потолка» 260–270 трлн м³ в 2048–2050 гг. Дальнейшая динамика изменения МСБ газа характеризуется полной неопределенностью.

В России, да и во всем мире, начальные и текущие (без накопленной добычи) извлекаемые ресурсы природного газа (традиционные и нетрадиционные) значительно превышают извлекаемые ресурсы нефти. Это и определяет доминантную роль газа в развитии мирового ТЭК в 2021–2070 гг. В частности, в России начальные извлекаемые ресурсы важнейших видов природного газа, традиционного и «плотного» (без ГГ), оцениваются в 230 трлн м³ (нефти – 111 млрд т, официальная оценка, менее 80 – корпоративная, более реальная оценка, будем считать ее «оценкой снизу»).

Реальные и весьма желательные объемы производства ГИ в России в десятилетие 2041–2050 гг., по мнению автора, таковы:

• газ – 1 трлн м³,

• нефть (+конденсат) – 430–440 млн т,

• уголь – 500 млн т (открытым способом не менее 300 млн т).

В таком случае на экспорт могут быть поставлены:

• до 450 (500) млрд м³ газа,

• до 200 млн т нефти (конденсат лучше использовать внутри страны),

• до 300 млн т угля.

Кстати, российский уголь сейчас хорошо продается даже в такие «угольные» страны, как Китай, Польша и др. И эта тенденция будет только нарастать (по объему продаж). По объему экспорта (до 1 млрд условных тонн) Россия, безусловно, будет занимать первое место в мире, далеко обогнав всех конкурентов. Статус энергетической сверхдержавы будет сохраняться за Россией в ближайшие десятилетия XXI века.

По расчетам автора, в 2035 г. добыча газа в крупнейших и уникальных провинциях мира достигнет 2,8–3,0 трлн м³ (СГ более 70 %, за счет бассейнов арктического шельфа), в т.ч. в ЗСМП и АПМП – в сумме не менее 1,3–1,35 (до 1,5) трлн м³. В десятилетие 2031–2040 гг. важнейшими производителями газа на мегаконтиненте Евразия останутся Россия, Иран, Катар, к ним присоединятся Туркменистан и ряд других стран.

ТАБЛИЦА 11. Оценка вероятных уровней добычи газа в важнейших бассейнах Евразии, млрд м³/год

В Восточно-Сибирской мегапровинции, несмотря на ее значительные размеры, существуют большие геологические риски существенного неподтверждения прогнозных (неоткрытых) ресурсов газа в ходе дальнейших ПРР [15].

В качестве ключевого мегарегиона для развития и освоения МСБ газодобычи в России до 2030 г. останутся, как и сейчас, северные и арктические области Западной Сибири и ближнего шельфа (НПТР + Ямал + Гыдан с Обской и Тазовской губами). После 2030 г. резервом для дальнейшего развития МСБ данного мегарегиона послужит сначала Приямальский, а в дальнейшем и весь шельф Карского моря, где могут быть открыты и подготовлены к промышленному освоению не менее 12 газосодержащих месторождений с единичными запасами от 0,3 до 2,0 (2,7) трлн м³ и ряд менее крупных.

Таким образом, главенствующая роль Западно-Сибирского мегабассейна (суша и шельф) для развития сырьевой базы газовой отрасли промышленности России в целом и ПАО «Газпром» в первой половине XXI века остается неизменной. То же относится и ко второму суперуникальному (по запасам и ресурсам УВ) мегабассейну – Арабо-Персидскому. Прочие, даже весьма крупные по размерам и объему НГБ/ГНБ мира будут значительно уступать двум мегабассейнам – лидерам по текущим запасам и добыче и газа, и нефти.

ВЫВОДЫ

1. В иерархии осадочных бассейнов и мегабассейнов Земли первые три места занимают Арабо-Персидский, Западно- и Восточно-Сибирский МБ, к ним приурочены одноименные нефтегазоносные мегапровинции. По величине НПР свободного газа лидирует, безусловно, Западная Сибирь, по извлекаемым запасам природного газа – Арабо-Персидский мегабассейн.

2. Размеры бассейнов – величины их площадей и объема осадочного выполнения – еще не гарантия того, что в их недрах сформируется очень значительный УВ-потенциал и будут развиты крупнейшие, гигантские и особенно уникальные газосодержащие месторождения.

Вместе с тем, очевидно, что чем больше площадь бассейна и мощность осадочного чехла, тем выше вероятность формирования (и сохранности) очень значительных по запасам месторождений свободного газа (для нефти зависимости сложнее).

3. Среди всех осадочных бассейнов и мегабассейнов мира богатейшими по газу и нефти являются Западно-Сибирский, Арабо-Персидский, в меньшей степени Восточно-Сибирский и МБ Мексиканского залива (суша и шельф), среди них универсальным по содержанию всех видов ГИ выделяется Западно-Сибирский. К ним приурочены одноименные мегапровинции.

Недра осадочных бассейнов мегаконтинента Евразия, в т.ч. его эпиконтинентальные моря, максимально обогащены минеральными энергоресурсами в виде традиционных скоплений нефти, газа и угля, а также всеми видами нетрадиционных ресурсов. Наиболее значительные потенциальные и неоткрытые традиционные ресурсы УВ предполагаются в осадочных мегабассейнах: Западно-Сибирском, Арабо-Персидском, Восточно-Сибирском, газа – в арктических шельфовых бассейнах. Вообще, недра ОБ Восточного полушария Земли обогащены углем, газом и традиционной нефтью, Западного – углем и ресурсами нетрадиционных УВ (сланцевых газа и нефти, сверхтяжелых нефтей).

4. На 10 наиболее крупных провинций и мегапровинций приходится до 70 % начальных и 65 % текущих запасов ПГ мира. Их доля в мировой добыче превышает 60 %. Авторская оценка ресурсов СГ трех крупнейших мегабассейнов/мегапровинций, трлн м³: ЗСМП – 105; АПМБ – 93; ВСМБ – 27; в сумме – 227[V1] (41 % от мировых ресурсов свободного газа).

5. Евразийское геопространство энергетически самодостаточно и самообеспечено на многие десятилетия XXI века: страны и регионы, потребляющие минеральные энергоресурсы (с минимальным, недостаточным собственным производством) географически сопряжены с регионами, производящими нефть, газ и уголь в объемах, значительно превосходящих их внутренние потребности.

6. В силу высокой изученности большинства материковых осадочных бассейнов СЕА до глубин 4,0 км основные перспективы развития МСБ газонефтедобычи в период 2021–2050 гг. будут связаны с освоением УВП малоизученных и неизученных шельфовых бассейнов Арктики, Южной Атлантики и окраинных морей Индийского океана (Индостанский субрегион, северо-запад Австралии), в объеме которых значительную роль играют терригенные отложения континентального и дельтового генезиса (в стратиграфическом диапазоне триас-неоген).

7. По запасам и ресурсам свободного газа мировой лидер, безусловно, Россия, по прогнозным ресурсам обычной нефти она сопоставима с Саудовской Аравией и Ираном (две страны в сумме), но величина начального нефтяного потенциала всего Арабо-Персидского региона почти в два раза превосходит потенциал Северной Евразии, однако в нем 12 стран, в т.ч. достаточно крупных, а Россия – одна.

8. Во всех сценариях развития мировой энергетики на ближайшие 35–40 лет главенствующая роль в производстве и поставках природных энергоносителей отводится России, странам Залива (Ирану и др.) и США, прежде всего – природному газу, соревновательное противостояние этих стран (во всех сферах) продолжится еще многие десятилетия XXI века.

9. Традиционный газовый потенциал в большинстве регионов мира, кроме СЕА, к 2051 г. будет в значительной степени исчерпан, начнется эра повсеместного активного освоения всех видов НТРГ, которая продлится до 2075–2080 гг. Даже после 2050 г. остаточный газовый потенциал недр России (суша и шельф) позволит поддерживать (расширять?) добычу природного газа в объеме 1,0–1,05 трлн м³/год еще не менее 25–30 лет. Даже минимально реальная оценка начального газового потенциала СЕА в 190–200 трлн м³ позволяет делать этот оптимистический вывод, однако доля газа, добываемого из плотных коллекторов больших глубин (3,7–5,5 км) превысит к 2050 г. 30 %, а к 2060 г. достигнет 40–45 %.

Таким образом, ресурсную обеспеченность добычи газа в России в обозримом будущем (до 2050 г.) следует оценить, как очень высокую, исходя из достоверных оценок прогнозных ресурсов, современных и будущих запасов традиционного газа, ресурсов же нетрадиционного газа для их промышленного освоения хватит на многие десятилетия второй половины XXI века. Очень высокая освоенность и общая ограниченность нефтяных традиционных ресурсов России обусловит активное и масштабное освоение НТР нефти уже в десятилетие 2026–2035 гг. и далее.

10. Первостепенная роль российского газа (традиционного + нетрадиционного) в газовом балансе мира (запасы + прогнозные ресурсы – 1 место, добыча – 1–2 места) до 2070 г. останется ведущей, а значение незыблемым. Место российского газа остается (и останется) неизменным, его роль в развитии МСБ и газодобычи в мире будет только возрастать, благодаря уникальным природным обстоятельствам – развитию в СЕА газоносных и газонефтеносных бассейнов и мегабассейнов с громадными ресурсами природного, преимущественно свободного газа во всех видах и формах нахождения в земных недрах в интервале глубин от 0 до 10 км и более. Безусловно, российский газ не закроет проблему развития газового мира в ХХI веке, не сможет резко увеличить долю газа в объеме ТЭК, но влиять на его развитие всю первую половину столетия будет ощутимо, а в ряде регионов – первостепенно. Это касается даже таких «угольных» стран, как Китай, Польша, Украина и мн. др.

Вообще, газовых геологов, начиная с патриархов – В.Г. Васильева, В.П. Савченко, А.Л. Козлова, В.И. Ермакова и др., всегда отличала независимость суждений, «самобытность» взглядов на все проблемы НГГ России и мира, неангажированность взглядов и подходов к решению проблем НГГ, собственная точка зрения на все процессы, происходящие в недрах осадочных бассейнов и в отдельных комплексах пород, будь то кайнозой и юра Предкавказья, сеноман, неоком, ачимовская толща и юра Западной Сибири, подсолевые толщи Прикаспия, венд и рифей Сибирской платформы, кайнозойские дельтовые толщи Охотского моря и др. Именно это служило и служит основой для существования их особого мнения на оценки традиционных НПР УВ и нетрадиционных ресурсов газа и нефти.

По-настоящему «большой» газ на Земле в виде неоткрытых месторождений остался только в недрах Сибири и арктических морей (прогнозные – неразведанные ресурсы). Их газовый потенциал полноценно еще не изучен, с полной достоверностью не оценен, в небольшой степени освоен и далеко не исчерпан…

История геологического изучения недр Северной и Южной Евразии и освоения их углеводородного потенциала не закончена, она продолжается. Продолжат ее и газовые геологи наших дней, которые воистину «стоят на плечах гигантов», своих предшественников в деле служения нефтегазовой геологии России.

Итак, российский газ имеет прекрасное будущее, российская нефть – хорошее («среднее), российский уголь – также хорошие условия для развития (по запасам и ресурсам – великолепные!). Это и будет определять развитие топливно-энергетического комплекса России до 2050 г. и далее.

Литература

1. 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. Спецвыпуск. – 2013. – С. 4–13.

2. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов – основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти и газа, 2016. – № 3. – С. 3–13

3. Васильев В.Г. Ресурсы, добыча природного газа и поисково-разведочное бурение на газ в СССР / В.Г. Васильев, Н.Д. Елин, Н.С. Ерофеев и др. – М.: ЦНИИТЭнефтегаз. – 1964. – 170 с.

4. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира / В.И. Высоцкий // Информационно-аналитический обзор. – М.: ОАО «ВНИИзарубежгеология, 2017, 59 с.

5. Геология гигантских месторождений нефти и газа. Под ред. М. Хэлбути. – пер. с англ. – М.: Мир, 1973. – 431 с.

6. Гриценко А.И. История развития сырьевой базы газовой промышленности России и стран СНГ / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов, В.И. Старосельский и др. – В кн. «Газовая геология России. Вчера, сегодня, завтра. Сб. научн. трудов ВНИИГАЗа. – М., 2000. – С. 3–11

7. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л. Гулев, Н.А. Гафаров, В.И. Высоцкий и др. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 284 с.

8. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов, О.Г. Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. – С. 15–25.

9. Карта нефтегазоносности мира. Масштаб 1:15000000. Объяснительная записка. Под редакцией В.И. Высоцкого, Е.Н. Исаева, К.А. Клещева и др. – М.: ВНИИЗарубежгеология, 1994. – с. 196.

10. Кравченко К.Н. Размещение уникальных скоплений нафтидов в генерационно-аккумуляционных элементах богатейших бассейнов мира / К.Н. Кравченко // Геология нефти и газа. – 1999. – № 7–8. – С. 46–55.

11. Люгай Д.В. Российский газ в XXI веке / Д.В. Люгай, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. – № 1. – 2018 (приложения). – С. 88–95.

12. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. Перевод с франц. / А. Перродон. – М.: Мир, 1994. – 256 с.

13. Раабен В.Ф. Основные типы нефтегазоносных территорий мира / В.Ф. Раабен. – М.: Недра, 1986. – 160 с.

14. Скоробогатов В.А. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий / В.А. Скоробогатов, Ю.Б. Силантьев. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – 240 с.

15. Скоробогатов В.А. Енисей-Ленская мегапровинция: формирование, размещение и прогнозирование месторождений углеводородов / В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа, 2017. – № 3. – С. 3–17.

16. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А. Скоробогатов // Вести газовой науки. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – № 3 (19), 2014. – С. 8–26.

17. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, С.А. Данилевский. – В кн. «Вести газовой науки. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2050 года». – ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – 2013. – № 5. – С. 4–14.

18. Скоробогатов В.А. Сравнительный анализ условий нефтегазонакопления в Западно-Сибирском и Арабо-Персидском мегабассейнах / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5 (16). – С. 43–52.

19. Старосельский В.И. История развития сырьевой базы газовой промышленности России и стран СНГ и прогноз ее расширения / В.И. Старосельский, В.П. Ступаков, Г.Ф. Пантелеев. – В кн. «История ВНИИГАЗа – этапы развития». – М.: ВНИИГАЗ. – 1998. – С. 43–50.

20. Тиссо Б. Образование и распространение нефти. Перевод с англ. / Б. Тиссо, Д. Вельте. – М.: Мир, 1981, 501 с.

21. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. Перевод с англ. / Дж. Хант. – М.: Мир, 1982, 703 с.

* оценка автора