Север Западной Сибири является одним из крупнейших газодобывающих регионов, играющих существенную роль в топливно-энергетическом балансе мира. Он прочно удерживает мировое первенство по концентрации запасов и числу уникальных, крупнейших и крупных газовых месторождений. Прогнозная оценка ресурсов газа на 01.01.93 г. составила 100 трлн м³, а утвержденные запасы промышленных категорий – 50 трлн м³. Проблема генезиса гигантских скоплений этого газоносного "полюса" до сих пор привлекает внимание ученых всего мира. Вопросы происхождения природных газов особенно активно изучались в период интенсивной разведки и подготовки месторождений к промышленному освоению (1965-1974 гг.). Именно генезис залежей газа был тогда основным вопросом, от решения которого зависели обоснование как научно-теоретических, так и прикладных аспектов поиска новых залежей, качественная и количественная оценка перспективных и прогнозных ресурсов УВ.

Уникальными месторождениями по запасам являются, трлн м³: Уренгойское – 9,5, Ямбургское – 6,0, Бованенковское – 5,0, Харасавейское – 1,5, Северо-Урен-гойское – 1,0, Медвежье – 1,0, Крузенштерновское – 1,5, Южно-Русское. – 1,0, Южно-Тамбейское – 1,5, Харампурское – 0,5, Малыгинское – 0,7, Утреннее – 0,7, Ямсовейское – 1,0, Комсомольское 0,7 месторождения.

Все газовые залежи, выявленные в пределах мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) нефтегазоносного комплекса, залегают в его верхней части – в отложениях сеномана на глубине от 400 до 1200 м непосредственно под региональной турон-палеогеновой глинистой покрышкой. Они приурочены к сводовым частям значительных по размерам (от 500 до 4000 км²) высокоамплитудных (100-200 м и более) локальных поднятий, в ряде случаев – к структурам первого порядка (Нижнепуровский, Медвежий, Ямбургский мегавалы) (рис. 1). Песчано-алевролитовая сеноманская толща является гидродинамически единой, залежи имеют массивно-пластовый характер практически с горизонтальным газоводяным контактом. Газы по составу метановые (99 %), содержание гомологов метана, представленных этаном, пропаном и бутаном, варьирует от следов до 0,3 %. В газах обнаружены следы конденсата (до 0,05 r/м³). На Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Ван-Еганском месторождениях установлены нефтяные оторочки. Нефть тяжелая (0,921-0,965 г/см³), высоковязкая, нафтенового состава, бензиновые фракции практически отсутствуют, содержание серы от 0,13 до 1,54 %.

• основным источником газа в сеноманской толще являлось ОВ юрских и нижневаланжинских отложений, а в сеноманские ловушки газ поступал из этих отложений в процессе вертикальной миграции, чему способствовали дизъюнктивные нарушения и трещиноватые зоны (В.Д. Наливкин, К.А. Черников, Т.П. Сверчков, Г.П. Евсеев, Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко, Н.М. Кругликов, Г.М. Парпарова, А.Э. Конторович, Ф.Г. Гурари и др.);
• источник генерации УВ-газов крупнейших газовых месторождений располагается за пределами осадочного чехла, о чем свидетельствует связь между распределением газовых месторождений и строением фундамента платформы (Н.А. Кудрявцев, В.Ф. Никонов, Н.В. Шаблинская, А.И. Кравцов);
• в каждом из шести нефтегазоносных комплексов, выделенных в разрезе мезозойских отложений Западной Сибири, процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления проходили самостоятельно, т.е. источником генерации УВ в апт-альб-сеноманском комплексе являлись сами вмещающие породы (Н.Н. Ростовцев, Н.Н. Нестеров, Л.И. Ровнин, Ю.Г. Эрвье, Г.К. Боярских и др.).

Выполненная на раннем этапе разведки газовых гигантов количественная оценка масштабов генерации газа и баланса его распределения показала, что в образовании свободных газовых скоплений в отложениях сеномана могло участвовать порядка 100-160 трлн м³ газа [2].

Ниже приведены основные положения, на которых основывался вывод о генезисе сеноманских газов из угольной органики покурской серии, и проанализированы новые данные изотопных исследований.

Степень катагенеза углей, определенная по отражательной способности витринита R_a (%) по образцам, отобранным из различных горизонтов неоком-сеноманского комплекса, колеблется от 5,7 до 7,5, что соответствует стадиям преобразования углей от бурой до длиннопламенной.

Суммарное содержание угольного вещества в толще комплекса оценивается в 15,5 -10¹² т, из которых 6,9 -10¹² т в отложениях покурской серии (апт – альб – сеноман) имеют буроугольную стадию катагенеза и 8,6 -10¹² т в отложениях готерив-баррема – начальную длиннопламенную стадию.

С учетом различных оценок масштабов генерации газов в угленосных бассейнах б. СССР и мира, основанных на физико-химических расчетах и многочисленных анализах угля (К. Паттейский, Х. Юнтген, А. Карвейль, В.П. Козлов, Л.В. Токарев, В.А. Успенский, В.И. Ермаков), было принято, что количество метана, генерируемое угольным веществом на буроугольной стадии катагенеза, в среднем составляет 68 м³/т, на длиннопламенной – 168 м³/т. Как показали расчеты, общий объем газа, образовавшегося в отложениях мелового комплекса, можно оценить величиной около 1900 трлн м³. При этом объем газа, генерированного рассеянным угольным веществом, составляет 1490 трлн м³, а угольными пластами – 410 трлн м³.

Оценены возможные пути распределения газа в процессе геологического развития территории (табл. 1):

общее количество метана, сорбированное угольным веществом и породами усть-тазовской серии, составляет 300 трлн м³;

потери газа в атмосферу вследствие гидрогеологической раскрытости, происходившие до формирования турон-палеогеновой экранирующей толщи, можно оценить в 1200 трлн м³;

количество метана, растворившееся в пластовых водах, составляет 200 трлн м³ (с учетом фактических данных по газонасыщенности пластовых вод);

рассчитанные по методике В.А. Соколова потери газа в результате диффузии через покрышку, период существования которой не превышает 70-80 млн лет, могли составить 150 трлн м³.

Выполненная оценка масштабов генерации и баланса распределения УВ-газов показала, что в формировании газовых скоплений могло участвовать ~ 100-160 трлн м³ газа (см. табл.1). Если принять общий объем газа, образовавшегося в отложениях комплекса, за 100 %, то в свободную фазу могло выделиться до 15 % объема газа (табл. 2).

"Молодой" возраст газовых залежей в отложениях сеномана согласуется с выводами, полученными при рассмотрении аргона в природных газах как показателя времени их формирования (с учетом поправки на радиогенную составляющую). Упругость газа в залежах, рассчитанная по воздушному аргону, позволяет определить палеодавления, при которых газ выделялся из воды в свободную фазу, и, следовательно, время поступления газа в залежь (табл. 3).

Изотопный состав углерода природных газов сеноманских отложений. Изотопный состав углерода метана газов газовых залежей апт-альб-сеноманского комплекса характеризуется значениями d от -58,3 до -64,7 ‰, что указывает на повышенное содержание "легкого" изотопа ¹²С (табл. 4). Было отмечено исключительное сходство природных газов месторождений северных районов Западной Сибири (по рассматриваемому показателю) с болотными газами. Изотопный состав углерода современных болотных газов, связанных с торфяной стадией преобразования растительной органики на фоне активных биохимических процессов, колеблется от -52 до -80 ‰. Низкая стадия катагенеза ОВ гумусового типа в апт-альб-сеноманском комплексе – буроугольная – начальная длиннопламенная – свидетельствует о том, что условия газообразования, сопровождавшего процесс углефикации, были близки к таковым современных болот. Иными словами, природные газы, связанные с покурской серией, по соотношению изотопов углерода находят свое место в ряду газов, образовавшихся в результате углефикации растительной органики на ее ранних стадиях.

Данные по изотопному составу УВ-газов более глубоких горизонтов валанжина и юры противоречат предположению о миграции газа из отложений, подстилающих породы покурской серии. Метан этих газов резко отличается повышенным содержанием тяжелого изотопа ¹³С, а значение d колеблется от -38,5 до -45,6 ‰, что свидетельствует о самостоятельности процессов газообразования и газонакопления в этих отложениях. Главным источником газа, накопившегося в газовых залежах севера Западной Сибири, явилась угольная органика неоком-сеноманского комплекса, находящаяся на буроугольной стадии катагенеза.

Обособленную группу составили газы Тазовского, Русского и Мессояхского газонефтяных месторождении, отличающиеся от газов чисто газовых залежей более "тяжелым" изотопным составом углерода (8 от -47,9 до -50,9 ‰) и значениями диагностических коэффициентов С₂Н₆/С₃Н₈+в, uзо-C₄H₁₀/н-C₄H₁₀, характерными для газов нефтяных и нефтегазовых месторождений. Это позволило увидеть в них черты газов нефтяного ряда (табл. 5).

На первом этапе (поздний мел – палеоген) в сводовых частях поднятий аккумулировалась нефть с образованием залежей массивного типа. На втором этапе, в неоген-олигоценовое время, в результате общего регионального подъема территории и снижения пластовых температур, связанного с распространением вечной мерзлоты, создались условия для выделения газа из пластовых вод покурской серии в свободную фазу. Эти газы, генерированные в основном угольным веществом, по мере поступления в ловушки вытесняли нефть из перового пространства песчано-алевритовых пород, что привело к образованию нефтяных оторочек. Часть нефти, особенно в породах с низкими коллекторскими свойствами, в остаточном состоянии сохранилась в пределах сформировавшихся газовых шапок. Более "тяжелый" изотопный состав углерода в газах Тазовского, Русского, Мессояхского месторождений по сравнению с таковым чисто газовых залежей можно объяснить процессом смешения газов различного генезиса. Если на рассматриваемых площадях первоначально были сформированы нефтяные залежи, то некоторое количество газа с "тяжелым" углеродом поступило в ловушки совместно с нефтью. Впоследствии эти залежи аккумулировали газы с "легким" углеродом покурской толщи. В процессе оттеснения нефти из сводовых частей структур произошло смешение газов и их "утяжеление" по сравнению с газами чисто газовых залежей сеноманской толщи. Таким образом, более "тяжелый" изотопный состав углерода может свидетельствовать о наличии в залежи нефти, что и было подтверждено при разведке Русского и Мессояхского месторождений.

Новые данные по изотопному составу углерода и водорода метана газов из различных продуктивных горизонтов, от сеномана до палеозоя, показывают закономерное "утяжеление" изотопного состава вниз по разрезу (табл. 6, рис. 2). Так, газы газовых залежей сеноманского продуктивного горизонта характеризуются значениями d¹³С_СH4 от -50,86 до -65,36 ‰ и dD_CH4 от -249,3 до -237,5 ‰; газы нижнемеловых отложений соответственно от -41,82 до -34,3 и от -237,8 до -213,9 ‰; газы юрских отложений – от -36,56 до -33,34 и от -235 до -208,8 ‰; газы палеозойских отложений – от -33,87 до -32,25 и от -209,5 до -206,6 ‰.

4) нефтегазоконденсатная с залежами газоконденсата и легкой нефти в верхне- и среднеюрских отложениях;

Зональность носит генетический характер. Данные по распределению изотопного состава углерода и водорода метана природных газов отражают вертикальную генетическую зональность УВ-систем, прослеживаемую от первой, низкотемпературной, газовой зоны в апт-альб-сеномане до высокотемпературной газовой зоны в палеозойских отложениях, предположительно вскрытой на Новопортовском месторождении, где получен газ метанового состава с содержанием тяжелых УВ не более 0,5%. Первая зона характеризуется "легким" изотопным составом углерода (d¹³С от -50,86 до -65,36 ‰) и водорода (dD от -237 до -249 ‰), последняя – "тяжелым" изотопным составом углерода (d¹³С от -33,8 до -32,2 ‰) и водорода (dD от -209,5 до -206,6 ‰). Наиболее полно установленная зональность прослеживается в пределах Ямальской НГО, для которой характерны широкий стратиграфический диапазон продуктивности от сеномана до палеозоя и увеличение доли жидких УВ в общем объеме запасов. Этаж нефтегазоносности здесь варьирует от первых сотен метров (Байдарацкое, Восточно-Бованенковское) до 3500 м и более (Бованенковское, Малыгинское, Новопортовское).

Изотопный состав углерода метана газов большинства газовых залежей апт-альб-сеноманского комплекса со значениями d от -50,86 до -56,46 %₀ указывает на повышенное содержание легкого изотопа ¹²С. Еще более "легкий" изотопный состав углерода имеют газы Малыгинского и Западно-Сеяхинского месторождений – соответственно -61,41 и -65,36 ‰ (табл. 7). Такая же закономерность отмечается и для изотопного состава водорода метана: от -233,8 до -237,5 ‰ для большинства газовых месторождений и от -240,9 до -249,3 %₀ для Ма-лыгинского и Западно-Сеяхинского месторождений (см. табл. 5, 6).

Обособленную группу составляют газы Тазовского и Пангодинского газонефтяных месторождений, характеризующиеся более "тяжелым" изотопным составом углерода - от -42,46 до -43,8 ‰, свидетельствующим о наличии нефтяной залежи (табл. 8). Следует отметить, что наличие нефтяной оторочки, прогнозировавшееся по данным изотопного анализа на Пангодинском месторождении, было подтверждено при его разведке. Так, в скв. 66 в интервале 1245-1277 м получена нефть нафтенового состава плотностью 0,923 г/м³, с содержанием асфальтенов 0,2 %, смол – 4,94 %, серы - 0,23 %.

Как установлено многочисленными исследователями, процесс углефикации сопровождается образованием наряду с метаном углекислого газа (СО₂), причем на ранних стадиях углефикации (торфяной и буроугольной) генерируется большое количество СО₂. По данным К. Паттейского, с увеличением степени углефикации от буроугольной стадии до антрацитовой количество метана возрастает от 68 до 278 м³, а СО₂ сокращается со 167 до 125 м³ на 1 т угля.

По мнению М. Шоелла, поскольку на буроугольной стадии катагенеза ОВ покурской серии метан по сравнению с СО₂ генерировался в подчиненных количествах, основной объем метана в газах сеномана мог образоваться в результате бактериального восстановления СО₂. По мнению других авторов статьи, такой процесс образования метана, вероятно, мог иметь место, однако вряд ли протекал в масштабах, которые могли бы привести к генерации гигантских количеств газа, содержащихся в сеноманских залежах.

Выполненная оценка масштабов и баланса распределения УВ-газов, показавшая, что в формировании свободных газовых скоплений могло участвовать ~ 100-160 трлн м³ газа, и совпадающая с современной оценкой потенциальных ресурсов газа – 100 трлн м³, а также "легкий" изотопный состав углерода метана, свидетельствующий о генерации газа на ранних стадиях катагенеза, подтвердили существование тесной связи формирования крупнейшей зоны преимущественного газонакопления на севере Западной Сибири с развитием угленосной формации апт-сеноманского возраста.

В настоящее время поисково-разведочные работы ведутся на акватории Карского моря, где открыты крупнейшие и гигантские газовые месторождения в отложениях сеномана (Русановское, Ленинградское), которые по своим запасам стоят в одном ряду с гигантскими газовыми месторождениями Ямала. Потенциальные запасы газа в этих и других, еще не разбуренных, структурах акватории оцениваются от 15 до 20 трлн м³. Эти структуры представляют собой важнейший объект разведочных работ в XXI в. Поскольку покурская угленосная толща простирается к северу, в сторону акватории Карского моря, то разработанные положения о генезисе газа в больших количествах из угленосных отложений, методика количественной оценки масштабов генерации и баланса распределения УВ-газов, установление вертикальной зональности изотопного состава углерода и водорода метана и возможность раздельного прогноза УВ-систем по геолого-геохимическим показателям могут быть применены в этом новом высокоперспективном регионе.

1. Аргон в природных газах месторождений севера Западной Сибири как показатель времени их формирования / И.И. Нестеров, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская, К.А. Шпильман // Геология нефти и газа. – 1977. – № 6. – С. 29-31.
2. Немченко Н.Н. Геологическое строение, условия формирования и размещения крупных месторождений газа в апт-альб-сеноманском комплексе Западной Сибири: Автореф. дис... канд. геол.-минер. наук. – М., 1974.
3. Немченко Н.Н. Раздельный прогноз углеводородных систем Западной Сибири. Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук. – М., 1991.
4. Немченко Н.Н., Ровенская А.С. Углистое вещество как возможный источник газа при формировании газовых месторождений севера Тюменской области // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. – 1968. - № 1.
5. О происхождении природного газа месторождений севера Западно-Сибирской низменности / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, В.С. Лебедев, Н.Н. Немченко и др. // Геология нефти и газа. - 1970. - № 4. - С. 20-26.
6. Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.С. Лебедев, Н.Н. Немченко, А.С. Ровенская и др. // Докл. АН СССР. - 1972. - Т. 206, № 3. -С. 713-715.
7. Origin of natural gases of giant gas fields of West Siberia in the light of new data. EAGE / A. Rovenskaya, M. Schoell, N. Nemchenko, F.Picha // 59^th Conference, Geneva, Switzerland, 1997.
8. The Giant Gas Deposits in West Siberia: New Aspects of their Genesis / M. Schoell, F. Picha, A. Rovenskaya, N. Nemchenko // 18^th International meeting on organic geochemistry. – Maastricht (Netherlands), 1997.

Recently among foreign researchers increasing emphasis is being placed on a problem of genesis of giant natural gas accumulations on the north of West Siberia – in some way, a gas-bearing pole.

During intensive exploration and preparation of fields for production development it was substantiated that main gas source when forming the largest gas pools on the north of West Siberia was a coal organics containing in increased concentrations in Pokur series of Aptian-Albian-Senomanian age. Validity of these conclusions is confirmed by present-day data.

In isotope analysis laboratory of Shevron company (USA), Mr.Shoell has analysed 123 gas samples from 42 fields of northern West Siberia. Additional studies of isotope composition were specially arranged to exclude possible references on uncertain results of isotope studies carried out in 60-70 years.

Confinement of gas accumulations to coal-bearing deposits, some features of natural gas composition, practically without heavy hydrocarbons and enriched by light isotopes of carbon and methane hydrogen, similar absolute values of isotope composition of methane carbon of gas pools and marsh gases, pronounced differences in composition and 13C of methane of Senomanian gases and рге-Senomanian deposits, a scale of generation and a balance of their distribution suggest that main gas source in forming gas pools in Senomanian deposits was an organic matter of humus type of catagenetic lignite stage which coalified remains saturate all the sequence of Pokur series.

Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1 – преимущественно песчано-алевритовые отложения; 2 – песчано-алевритовые отложения с прослоями глинистых пород; 3 – глинистые отложения с прослоями песчано-алевритовых пород; 4 – преимущественно глинистые отложения; 5 – кремнистые аргиллиты; 6 – битуминозные аргиллиты; 7 – четвертичные отложения; 8 – ортоплатформенный палеозойский чехол; 9 – фундамент; залежи УВ: 10 – газовые, 11 – газоконденсатные, 12 – нефтяные, 13 – газонефтяные, 14 – газоконденсатнонефтяные