Важнейшее значение для развития МСБ газодобычи в ЯКР имеют меловые продуктивные комплексы:

Отмечается «затухание» газоносности от баррема к готериву (валанжин-глины).

Особенности продуктивности юрского комплекса пород (нижне-среднеюрская песчано-глинистая толща, 500—1400 м) отражены в таблице 1.

Тектоническое строение ЯКР относительно спокойное (по сравнению с НПТР). Здесь выделен один крупный — Нурминский мегавал, Тамбейский свод и ряд валов и куполовидных поднятий. Термобарические условия на большей части Ямала — благоприятные для сохранности коллекторов и УВ-скоплений, кроме Харасавэйской зоны термоаномалии, бóльшая часть которой расположена в акваториальной части (геотемпературы в кровле средней юры составляют 120—130 °С против 90—105 °С на суше региона) [1][9].

Почти все локальные структуры в ЯКР имеют конседиментационный генезис и развивались в течение всего послеюрского времени. Большинство тектонических структур II и III порядков снизу вверх выполаживаются, «затухают» к подошве турон-олигоценовой — верхней региональной покрышки, в Ямальской области часто они осложнены по своду и/или на крыльях дизъюнктивными нарушениями различной морфологии (с амплитудами перемещения пород от 10 до 35—40 м).

В восточных районах ЗСА резко увеличивается песчанистость меловых комплексов, снижается мощность и надежность всех покрышек и интервал продуктивности (до верхней юры — валанжина); как следствие, условия для сохранности газа в виде залежей ухудшаются, а крупность газосодержащих скоплений снижается, и на востоке ГЕР не открыто ни одного гигантского месторождения типа ГК/ГКН (более 300 млрд м3).Сведения о газо(нефте)носности областей ЗСА приведены в работах [1—4][6][10][15]. В арктической части мегапровинции, к западу от р. Енисей, не обнаружено ни одного чисто нефтяного месторождения — все типа Г, ГК, ГКН, НГК. Очень показательный факт преимущественной газоносности недр. Впрочем, в центрально-западных нефтеносных областях ЗСМП известен ряд областей ирайонов без СГ (газовые/газоконденсатные залежи отсутствуют): Салымский НГР, Фроловская, Каймысовская НГО и др. Размещение залежей УВ в породах неокома-апта и верхних горизонтов юры показано на рисунках 2, 3.

Из 39 открытых к 2022 г. в ЯКР месторождений (27 на Ямале, в т. ч. 4 типа суша/море, 8 в ЮКО — на Приямальском шельфе и 4 в Обской губе) 32 относятся к газовым и газоконденсатным и только 7 к нефтесодержащим, типа ГКН (5) и НГК (2) — Новопортовское и Ростовцевское.

По крупности и типу (суммарным геологическим разведанным запасам и фазовому состоянию) месторождения ЯКР распределяются следующим образом (по запасам СГ):

В Ямальской области установлены два мощных узла газонакопления: Бованенковско-Харасавэйский и Тамбейский (Северо-Ямальский). В пределах ГЕР подобные узлы отсутствуют.

На шельфе только намечается Русановско-Ленинградский узел, не изученный бурением ниже среднего апта.

В пределах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (ЯНАО) и шельфа всего открыто 250 МУВ (252, если считать отдельными — самостоятельными — Северо- и Западно-Тамбейское плюс Тасийское месторождение, искусственно объединенные в единое Тамбейское — по ЮК, четко разделенные по всем меловым залежам).Формула газоносности наиболее изученной по суше Ямальской области такова (на 01.01.2020 г., трлн м3):

Открытые запасы конденсата — 0,4 млрд т, нефти — 0,4 млрд т, в сумме жидких УВ — 0,8 млрд т извлекаемых.

Общие начальные разведанные запасы свободного газа ЯКР (суша + шельф) превышают 15 трлн м3, открытые — с учетом категорий В2 + С2, более 20 трлн м3, хотя в последнем случае завышение — очевидно, за счет недоразведанных запасов кат. В2 + С2. Промышленная добыча газа началась из уникальной аптской залежи гор. ТП1-6 Бованенковского ГМ, нефти из новопортовской толщи валанжинана Новопортовском НГКМ.Всего в пределах ЯКР и Гыдана (без Западно-Енисейской части ГЕР) фактически открыто 52 МУВ типа Г, ГК, ГКН, некоторые на шельфе только обнаружены, запасы оценены по кат. С1 (в небольшом объеме 8—20 млрд м3) и весьма значительные — по кат. С2 (130—800 млрд м3 на каждое), т.е. при полномасштабной доразведке меловых залежей и с новыми открытиями (в низах песчано-глинистогомела — выше региональной верхнеюрско-неокомской покрышки и в горизонтах Ю2—Ю8 юры) они перейдут в категорию гигантских месторождений (более 300 млн у.т. — им. Маршала Жукова, Русановское и др.), а Ленинградское с высокой вероятностью станет сверхгигантским (более 1 трлн м3).Газовая формула Ямало-Карского региона вместе с Гыданской областью (в пределах ЯНАО, суша + шельф) такова (трлн м3):

Начальные запасы СГ Западно-Енисейской области Красноярского края не превышают 1 трлн м3. Таким образом, открытая часть газового потенциала ЗСА достигает 29 трлн м3. После доразведки запасов кат. В2 + С2 с неизбежными списаниями части запасов как неподтверждающихся, начальные разведанные = промышленные запасы СГ Арктики составят 21—22 трлн м3. Даже без продолжения ПРР на газ эти запасы уже позволяют организовать масштабную добычу газа и конденсата.

Для корректного прогноза будущих открытий МУВ необходим хотя бы краткий анализ условий их формирования.

Генетические условия газонефтеносности ЯКР изучались специалистами ЗАО  «СибНАЦ», ООО «ГазпромВНИИГАЗ», ВНИГНИ, МГУ [1][4—6][9][14][15]. Проанализированы условия генерации (весьма благоприятные для газообразования), первичной и вторичной миграции (менее благоприятные, особенно в юрской толще), аккумуляции и консервации (весьма благоприятные), эволюционной сохранности (благоприятные) — большинство УВС сохранилось вследствие малой активности разломной тектоники, хотя потери газа вследствие дегазации недр составляют не менее 3—4 трлн м3 (из современных ловушек — по Новопортовскому, Нейтинскому и другим месторождениям).Мощная газогенерация благодаря развитию угленосных газоматеринских толщ, наличию достаточно крупных, но пологих локальных поднятий, развитию большого числа пар пластов «коллектор-покрышка» (резервуар внизу / экран сверху), наличию надежных региональных и областных покрышек, относительно малые потери газа (утечки из ловушек по разломам) способствовали формированию мощного газового потенциала в породах нижнего мела, в меньшей степени — средней юры и сеномана. Вместе с тем общие геолого-генетические условия на суше ЯКР оказались более благоприятными, чем в недрах шельфа, в силу этого здесь образовалось одно уникальное ГКМ — Бованенковское и ряд сверхгигантских (Крузенштерновское и др.). Конечно, средние и особенно нижние горизонты разреза в пределах шельфа еще не опоискованы (как, впрочем, недоразведаны открытые залежи апта-сеномана), и такая сравнительная ресурсная геостатистика несколько преждевременна, но, по мнению большинства исследователей, на суше уже исключены неоткрытые гиганты (>0,3 трлн м3), а на шельфе возможны и сверхгигантские месторождения газа (уникальные навряд ли), но сколько их, возможно, будет — покажет только «вскрытие недр» в максимально благоприятных структурно-тектонических условиях.Проблемы оценки величины и структуры начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов УВ, в частности ЗСМП, обсуждаются в работах [1—3][9][10][12][14][18].Начальные подтверждаемые потенциальные ресурсы газа ЯКР (по данным Д.А. Астафьева, М.А. Кабалина, В.А. Скоробогатова, 2021) показаны в таблице 2.

Будущее российского газа и нефти, в частности ЗСА, обсуждается в работах [3][5—7][9][11][17].Общий прирост новых запасов газа в ЯКР всеми компаниями-операторами в 2023—2040 гг. оценивается автором в 11—12 трлн м3 (3,0—3,5 по доразведке и 8—8,5 по «чистым» открытиям и разведке). Здесь будут с высокой вероятностью открыты два сверхгигантских газосодержащих МУВ (к уже известным), 6—7 гигантских, 8—10 крупнейших и большое число менее крупных МУВ.Общая оценка газового потенциала недр ГЕР составляет 5,5—7,0 трлн м3 традиционных ресурсов СГ. К 2040 г. здесь будет открыто 18—20 новых МУВ и приращено всего начальных и извлекаемых запасов газа 3,0—3,5 трлн м3, что позволит организовать здесь тактический Центр газодобычи с потенциальным производством до 80 млрд м3. Общий потенциал добычи газа по ЗСА оценивается в 320—360 млрд м3 в 2040 г. и далее. Именно арктические области ЗСМП придут на смену ее северным областям (НПТР) в плане масштабного производства газа. ЗСА займет лидирующее положение в России по газу уже к 2035 г. (с подключением морских промыслов). В силу преимущественной газоносности недр арктических областей добыча жидких УВ (К + Н) будет ограничена, вероятно, объемом не более 30—35 млн т/год (конденсата больше, чем нефти).

1. у.т. — условных тонн, 1000 м³ ~ 1 т.