Дальнейшее увеличение промышленных запасов нефти и газа в Западной Сибири связано с освоением глубоких горизонтов. Глубокопогруженные зоны приурочены к северным районам Западно-Сибирской НГП, где установлены максимальные мощности мезозойско-кайнозойского чехла от 6 до 18 км. Единичные скважины глубиной более 4,5 км (скв. 7 Надымская, скв. 700 Самбургская, скв. 14 Геологическая, скв. 264, 266, 282 Уренгойские) вскрыли отложения юрского, триасового и палеозойского возраста. Промышленная нефтегазоносность юрских отложений в районах Среднего Приобья, промышленные притоки нефти и газа, полученные из палеозойских отложений на юго-востоке в Нюрольской впадине, на западе в пределах Красноленинского свода, на п-ове Ямал (Новопортовская площадь), в Надым-Пурской НГО (Варьеганская площадь), создают предпосылки для изучения перспектив нефтезагоносности этих отложений в глубокопогруженных зонах Западной Сибири. Основным объектом поисков являются нижне-среднеюрские отложения. В пробуренных скважинах они вскрыты на глубинах 4–5,5 км. Мощность их достигает 2 км. Юрские отложения являются важным объектом прироста запасов УВ. Оценка же перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений из-за низкой степени изученности возможна в настоящее время лишь на качественном уровне. Эффективность поискового бурения определяется достоверностью прогнозной оценки, поэтому разработки, направленные на повышение ее точности, являются важным звеном в решении этой проблемы. Прогноз зон возможного размещения залежей, особенно по их фазовому состоянию, имеет важное значение.

Современное состояние геофизической изученности Западной Сибири дает возможность получить данные, позволившие провести формационный анализ глубокопогруженных зон. Наиболее информативными, опорными, являются материалы сейсморазведки МОГТ [1]. На схеме распространения типов формаций на срезе –5000 м (рис. 1) на большей части рассматриваемой территории глубокопогруженные зоны выполнены нижнеюрской морской и прибрежно-морской песчано-глинистой формацией гетанг-синемюрского и тоарского возраста. В пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО она окаймляется узкой полосой развития триасовой континентальной песчано-глинистой формации (тампейская серия). На северо-западе и на севере (в пределах Ямальской и Гыданской НГО) развита нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация. Вниз по разрезу на срезе –6000 м площадь распространения нижнеюрской формации значительно сокращается, сохраняясь лишь в центральной части северных районов; в пределах Ямальского и Гыданского полуостровов на срезе –6000 м она отсутствует, а континентальные песчано-глинистые отложения триаса широко развиты и выполняют изолированные прогибы. На отдельных участках встречается верхнепалеозойская терригенно-вулканогенная угленосная формация (тунгусская серия). Далее вниз по разрезу на срезе –7000 м нижнеюрская формация практически исчезает, большое площадное распространение получили тампейская серия и нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация (рис. 2).

Прогноз типов формаций по данным ГИС подтверждается результатами бурения и данными керна единичных глубоких скважин. Так, скв. 7 Надымская (глубина 5009 м) остановлена в среднепалеозойских отложениях, скв. 700 Самбургская (6000 м) не вышла из нижней юры. Глубокие скважины Уренгойского района вскрыли нижне-среднеюрские отложения тюменской (пласты Ю₂–Ю₁₉) и самбургской (пласты Ю₁₀–Ю₁₇) свит, на глубинах 3,8–5,5 км.

Изучение распределения стадий катагенеза ОВ на срезе –5000 м показало, что максимальными значениями показателя отражения витринита, соответствующими стадии катагенеза AK₁, характеризуются глубокопогруженные зоны в пределах Надым-Пурской НГО, а также северо-западная часть Ямальской НГО; минимальными, соответствующими стадии катагенеза МК₃, глубокопогруженные зоны в пределах Пур-Тазовской НГО (табл. 1).

При этом отмечается зависимость между распределением стадий катагенеза, мощностью пород, подстилающих срез –5000 м (в интервале от 5000 м до фундамента), геотермическим градиентом и градиентом изменения ОС витринита. “Сокращенная” зональность катагенеза (относительно повышенные градиенты) характерна для западной части Надым-Пурской и северной Ямальской НГО (стадия катагенеза AK₁). Здесь отмечаются относительно высокие геотермические градиенты и минимальные мощности осадочного чехла (1–3 км). Обширная территория в пределах Тазовского, Гыданского полуостровов характеризуется “растянутой” зональностью катагенеза, а также относительно низкими геотермическими градиентами (стадия МК₃), максимальными мощностями осадочного чехла – (более 10 км), большая часть Надым-Тазовской и западная часть Ямало-Тыданской синеклизы – стадиями катагенеза МК4 и мощностью осадочного чехла 6–8 км (рис. 3).

Изучение катагенеза и типов формаций глубокопогруженных горизонтов позволило прогнозировать фазовые состояния УВ, выделить зоны, перспективные на поиски залежей различного типа. К наиболее перспективному с точки зрения возможности обнаружения нефтяных залежей может быть отнесено поле развития стадии МК₃, в пределах которого разрез представлен морскими и прибрежно-морскими отложениями нижней юры (с сапропелевым и сапропелево-гумусовым типом ОВ). Поле развития стадий МК₄ в пределах нижнеюрской морской и прибрежно-морской формаций перспективно для поисков нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей, а стадий МК₅ и AK₁ для газоконденсатных и газовых. В этих зонах при высоких стадиях катагенеза типы формаций не определяют фазовое состояние УВ. Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской, Усть-Енисейской и Гыданской НГО. В Пур-Тазовской области возможны нефтяные залежи с высоким газовым фактором, зона преимущественно газоконденсатных залежей – в Ямальской, Надым-Пурской НГО (см. рис. 3).

Изученные соотношения УВ-соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов 2-МГп/3-МГп (из группы парафинов), циклопентан/циклогексан (из группы нафтенов), метаксилол + параксилол/ этилбензол (из группы аренов), i-C₁₉/ i-С₂₀ (из группы высших алканов) достаточно четко диагностируют зоны различного фазового состояния УВ. Так, минимальные значения (1) соотношения метапараксилол/ этилбензол характеризуют нефтяную зону, максимальные (10) – газоконденсатную, промежуточные (1–5) –нефтегазоконденсатную, значения соотношения 2-МГп/ 3-МГп, равные 1,6–1,7, нефтяную зону, 1,1 –1,3 – газоконденсатную, 1,3–1,7 – зону нефтегазоконденсатных залежей. Минимальные величины коэффициента i-C₁₉/ i-C₂₀ (1) определяют зону нефтяных залежей, максимальные (5) – зону газоконденсатных залежей, промежуточные (3– 5) – зону нефтегазоконденсатных залежей. В табл. 2 приведены данные по индивидуальному УВ-составу бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов, полученных в результате испытания нижнесреднеюрских отложений глубоких скважин на Уренгойском месторождении. По УВ-составу и фазово-генетическим показателям нефти и конденсаты могут быть отнесены к нижней “переходной” нефтегазоконденсатной зоне и зоне развития газоконденсатных залежей. В пределах Пур-Тазовской НГО возможна зона развития нефтяных залежей метанового состава с высоким газовым фактором.

Выявленная зональность находится в полном соответствии с изменением стадий катагенеза ОВ. Нефтяная зона характеризуется стадиями катагенеза MK₁–МК₃, нефтегазоконденсатная – МК₃–MK₄, газоконденсатная–MK₄, MK₅–AK₁.

При высокой оценке потенциальных ресурсов УВ на больших глубинах важным является соотношение жидких и газообразных УВ. Фазовое состояние пластовых многокомпонентных УВ-систем определяется их составом, свойствами, а также термобарическими условиями. При этом каждая из них может быть описана фазовой диаграммой (кривой давления фазового перехода) давлений насыщения р_нас и начала конденсации р_нк в координатах Р и Т с критической точкой, а также наивысшими давлениями и температурой, при которых жидкие и газообразные УВ могут существовать в равновесии. В природе известны системы, которые при пластовой температуре не могут быть охарактеризованы давлением начала конденсации. Их отличительной особенностью является то, что при пластовой температуре они ни при каком давлении (вплоть до нормального) не могут конденсироваться. Такие системы характеризуются содержанием конденсата до 1000 г/см³ и более. В Западной Сибири подобная залежь установлена в ачимовской толще Уренгойского месторождения (5000 м, р_пл = 99 МПа, T_ПЛ=140°С), содержание конденсата 760 г/см³.

К перспективным на поиски преимущественно газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных и газовых залежей относятся Уренгойский, Губкинский, Ямальский, Гыданский (северная часть), Надымский, Тазовский (восточная часть), Русско-Часельский НГР. Мощность перспективных терригенных отложений юры и триаса достигает здесь 1000–1600 м. К малоперспективным территориям приурочены Нурминский (южная часть), Надымский (западная часть), Губкинский (южная часть), Красноселькупский (восточная часть) и Тамбейский (северная часть) НГР. Здесь в терригенно-карбонатных породах разновозрастных отложений палеозойского возраста, мощность которых не превышает 800–1000 м, возможно лишь обнаружение залежей сухого газа.

К перспективным зонам для поисков залежей нового типа (недонасыщенных газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата) в юрском НГК могут быть отнесены участки, окаймленные геоизотермой 120 °С в северо-западной части Ямальской НГО, южная часть Юрибейской моноклинали, Большехетская, Западно-Большехетская впадины и др. Учитывая мощность юрского НГК (1500–2500 м) и высокие пластовые температуры в его подошве (до 200 °С), здесь и в более глубоких горизонтах осадочного чехла можно ожидать и более обширное распространение этих зон на севере Западной Сибири. Зоны, характеризующиеся пластовыми давлениями более 40 МПа и пластовыми температурами выше 120 °С, соответствуют областям с возможным содержанием конденсата до 1000 г/м³ и более. Зоны возможного развития газоконденсатных систем с высоким содержанием жидких УВ в первом приближении оконтуриваются зонами АВПД. Открытие залежей нового типа позволит значительно увеличить добычу жидких УВ как за счет их высокого содержания в залежах, так и в результате исключения потерь конденсата при эксплуатации.

1. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.И., Соседков В.В. Триасовые осадочные бассейны севера Западной Сибири // Бюлл. МОИП.– 1986.–№ 6.–С. 17–23.
2. Ровенская А.С., Немченко Н.Н. Раздельный прогноз и формирование УВ-систем.– М.: Наука.– 1989.

Платформенные формации: 1 – нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная, 2 – верхнепалеозойская терриген-но-углисто-вулканогенная (тунгусская серия), 3 – триасовая континентальная песчано-глиннстая, 4 – нижнеюрская морская и прибрежно-морская песчано-глинистая; формации тафрогенов и внутриплатформенных орогенов, 5 – палеозойская терригенно-карбонатно-вулканогенная, 6 – нижнемезозойская терригенно-вулканогенная, 7 – граница складчато-метаморфических комплексов фундамента

Границы районов: 1 – перспективных, 2 – малоперспективных; районы различных перспектив на поиски залежей УВ: 3 – перспективные, 4 – малоперспективные, 5 – бесперспективные, районы, перспективные на поиски залежей 6 – нефти, конденсата, газа, 7 – конденсата, газа, 8 – газа, 9 – высокотемпературные недонасыщенные газоконденсатные залежи с высоким содержанием конденсата