Несмотря на незначительное освоение юрских отложений (особенно в нижней части разреза), к концу 80-х годов четко обозначился низкий коэффициент успешности поиска в них залежей (исключая горизонт Ю-1). Как правило, вскрываются коллекторы, вовсе “сухие” или с низкими притоками УВ и лишь в редких случаях со средними. Последние тяготеют к глубинам не более 3000 м (Новопортовское месторождение), где они имеют проницаемость до (15–18)•10^-3 мкм², а пористость 15–16 %. На глубинах около 4000 м наилучшие коллекторы (водоносные) обнаружены в тыловой части Русско-Часельского палеовыступа (рисунок). Так, на Северо-Толькинской площади в разрезе скв. 304 пористость мелко-среднезернистого водоносного песчаника составляет 13 %, а газопроницаемость (2,5–3,5) • 10^-3 мкм². Интересно, что эффективная песчанистость разреза составляет более 30 %. Напротив, в Уренгойском районе, где стандартный метод выделения песчаников “не работает”, получены лишь незначительные притоки УВ; пористость продуктивных песчаников менее 10 %, а проницаемость (0,02–0,05) • 10^-3 мкм². Частично покрышки (полупокрышки) по пористости и проницаемости соизмеримы с коллекторами, т.е. залежи размазываются по разрезу, их целостность разрушается за счет образования дополнительных малоемких резервуаров.

Поиски УВ в Красноленинском районе показали, что, кроме кровли юрских отложений, может быть перспективна и приподошвенная часть разреза, перекрытая тогурскими аргиллитами тоарского возраста. Здесь благоприятным моментом является то, что приподошвенные резервуары сложены, как правило, наиболее грубозернистыми породами, обладающими максимальными по величине мощностями и изначально высоким качеством ФЕС. Именно подобные песчаные коллекторы в связи с прогрессивным эпигенезом [3, 4] долго сохраняют коллекторский потенциал, необходимый для аккумуляции УВ, и “работают” даже в новейшее время.

Признавая роль вертикальной миграции и многократного воздействия на нижнеюрский коллектор или залежь тектонических подвижек, считаем, что при поисках УВ на больших глубинах учет зон с первично улучшенными литологическими условиями нефтегазоносности должен проводиться в первую очередь. Главными из этих условий являются: 1) присутствие выдержанных покрышек, имеющих региональное или субрегиональное значение, т. е. циклично-построенный разрез; 2) максимальные мощности песчаных резервуаров; 3) зрелость пород (гранулометрический и вещественный состав).

Исходя из сказанного, можно предполагать, что наиболее значительные месторождения в юрском нефтегазоносном комплексе в зонах с улучшенными литологическими условиями могли сформироваться к сеноманскому веку, когда юрские коллекторы были еще слабо уплотнены. Эти же залежи в последующее время либо сохранились, частично уменьшившись в размере, либо разрушились в результате процессов разломной тектоники, сохранившись, возможно, лишь в отдельных блоках.

В новейшее время значительные месторождения с поровыми коллекторами в юре из-за их прогрессивного уплотнения на больших глубинах [3] сформироваться не могли. Образовались только резервуары УВ с порово-трещинным типом коллектора, созданные за счет остаточных от уплотнения поровых резервуаров, пор выщелачивания или трещинной емкости в условиях АВПД.

Предложенные рекомендации и рисунок несут элементы нового методического подхода при составлении региональных карт для определения направлений нефтегазопоисковых работ, подсчета потенциальных ресурсов и определения объемов и этапности глубокого бурения в регионе. Последнее, на наш взгляд, имеет принципиальное значение, поскольку территории деятельности между ПГО уже поделены и каждое из них стремится освоить глубокие горизонты.

Объем выделенного подкомплекса, судя по характеру цикличности юрской толщи Арктики, а также прослеживаемости и положению в разрезе отражающих горизонтов (ОГ), соответствует сейсмокомплексу T₄ – J_a (В. С. Соседков, 1986 г.). Субрегионально развитый ОГ T₄¹ в СК T₄ – J_a разделяет субрегионально выраженные циклиты, которым отвечают выделенные ранее зимний и нижнеджангодский подкомплексы юрского комплекса Западной Сибири [1], каждый из них сложен покрышкой и резервуаром.

Первый из них (см. рисунок) формируется в пределах Хантейской антеклизы, охватывая на севере наиболее приподнятые области Пурпейского и южную часть Русско-Часельского палеовыступов. Для этой области характерно отсутствие плинсбахского циклита (либо его малые мощности) и нижних горизонтов юрских отложений. Палеонтологическое обоснование пока отсутствует. Покрышки не выдержаны по мощности и литологическому составу, наиболее значительные из них приурочены к депрессионным зонам, соответствующим узким прогибам, унаследованным от рифтогенеза. Вероятнее всего, к ним приурочены древние долины и основные пути подводного перемещения обломочного материала, равно как и морские глинистые “языки”, обусловленные трансгрессиями.

Второй тип (Пур-Гыданская синеклиза) схож с предыдущим, однако отличается более значительной (800 м) мощностью (Ю. В. Вайполин, 1988 г.).

Стратотип разреза выделен по глубоким скважинам Уренгоя и представлен тремя толщами. Верхняя (скв. 414, интервал 4480–4560 м) – аргиллитовая, трансгрессивно налегающая на среднюю (скв. 414, 4560–4880 м) грубого полосчатого переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов, условно плинсбахского возраста. Нижняя толща (скв. 414, 4880–5290 м), гравелито-конгломерато-аргиллитовая, сложена чередованием аргиллитовых пачек с пачками переслаивания грубозернистых песчаников, гравелитов, пестроцветных конгломератов. В нижней части преобладают аргиллиты, а в верхней – пачки грубообломочных пород и песчаников. Шлейф грубообломочных пород протягивается со стороны Северного свода, а также Ямсовейского, возможно, денудационно-аккумулятивного останца. Возраст толщи условно “плинсбах-синемюр-геттанг”, общая мощность с учетом данных по другим скважинам до 1000 м.

В разрезе намечается дефицит мощных однородных, относительно сортированных песчаных (средне-, грубозернистых по составу) пачек при обилии, с равномерным переслаиванием, отдельных разностей до 4–10 м. Вероятнее всего, их развитие надо предполагать севернее, вдали от денудационных останцов, на границе развития III типа.

Для третьего типа (см. рисунок) характерна максимальная “мористость” разреза, сложенного циклически выраженным переслаиванием морских аргиллитовых и песчано-алевролитовых пачек разного порядка, сформированных в мелководно-морских условиях. Глинистые покрышки выдержаны и увеличиваются в мощности за счет фациального замещения на западном побережье п-ова Ямал до 100–200 м. В разрезах, вскрытых на Среднеямальской палеоседдовине и Танамском мегавалу, выделено два крупных перспективных проницаемых горизонта: зимний и нижнеджангодский. Первый распространен на склонах указанных структур и выклинивается вверх по склону и на периферии бассейна на палеовыступах (Бованенковская площадь и др.). Нижнеджангодский имеет более широкое развитие, меняясь в мощности на п-ове Ямал от первых десятков до 70–80 м. В его составе на Бованенковской площади выделено три перспективных песчаных подгоризонта: Ю₁₀ , Ю₁₂, Ю₁₃ , разделенных морскими глинистыми прослоями.

В наиболее погруженных частях бассейна разрез наращивается, по-видимому, перспективными отложениями, сложенными циклитами синемюрского, геттангского, а также триасового возраста. Количество отсортированных песчаных горизонтов в этом типе по сравнению с другими возрастает, т. е. коллекторский потенциал увеличивается.

Таким образом, зоны улучшенных литологических условий нефтегазоносности (коллекторский потенциал сохраняется дольше и покрышки над резервуарами более надежны) располагаются в нижнеюрском подкомплексе в склоновых частях главных узких депрессионных каналов – путях перемещения обломочного материала, на северных склонах Надым-Тазовской террасы (между II и III типами разрезов) в пределах врезов в бортах Большехетской, Антипаютинской впадин, где предполагается накопление осадков основных дельт.

В условиях морского прибрежного мелководья и шельфа (III тип) материал дельтовых конусов выноса перераспределялся, сортировался морскими течениями, при этом формировались песчаные образования, связанные и с палеоподнятиями, и с депрессионными узкими участками.

Учитывая сильное современное уплотнение коллекторов глубокопогруженных горизонтов, поиски УВ в юрских отложениях мы предполагаем осуществлять в ловушках, сформированных к сено-ману и сохранившихся от расформирования с конца мелового периода [4].

Наиболее важными из геологических задач при постановке поискового бурения на нижнеюрские отложения Севера являются: 1) привязка к разрезу сейсмических горизонтов T₄, T₄¹, J_a и изучение зон их выклинивания; 2) установление причин сгущения изопахит сейсмокомплексов на западном и южном бортах (восточный борт Среднеямальской палеоседловины), а также литологической характеристики подклинивающихся горизонтов в комплексе T₄¹ – J_a.

На территории развития I типа разреза для оценки роли Таймырского источника в формировании юрских коллекторов Среднеямальской седловины и изучения зон выклинивания горизонта J_a, предлагается пробурить скважины с вскрытием промежуточного комплекса триас-палеозойского возраста на площадях, являющихся палеоподнятиями: Севере-Малыгинской, Западно-Тамбейской, Пяседайской, Штормовой, Восточно-Тамбейской, Восточно-Утренней, Восточно-Харасавейской, Геофизической.

Вскрытие поднятий по горизонту Б на Южно-Сеяхинской, Западно-Геофизической, Сеяхинской площадях, где сокращение мощности комплекса T₄¹ – J_a может быть связано с выклиниванием песчаных осадков в разрезе, позволит опоисковать региональную зону, перспективную на неантиклинальные залежи (борт Среднеямальской палеоседловины).

На территории развития II типа следует продолжить поисковое бурение на не законченной разведкой Ярудейской площади, а также на Северо-Надымском, борту Медвежьего, Среднехулымском, Верхнелунгортском палеоподнятиях, Хейгинской площади, которые расположены на бортах регионального прогиба, являвшегося “коридором” для выноса обломочного материала в нижнеюрскую эпоху. Поисковое бурение также необходимо вести в пределах восточного борта Уренгойского палеовыступа. Перспективны Северо-Есетинское, Северо-Ярояхинское, Геологическое палеоподнятия. В зонах выклинивания ОГ T₄¹ и J_a перспективно Западно-Русское палеоподнятие.

Считаем целесообразным бурение скважин со вскрытием нижнеюрского подкомплекса и более нижних горизонтов в каньоне желоба на Восточно-Таркосалинском, Таркосалинском, Усть-Харампурском палеоподнятиях, а также в восточном каньоне на Тэрельском палеоподнятии. В центральной части, к западу от Северного палеосвода, перспективна система палеоподнятии, расположенная в зоне T₄ – T₄¹ и связанная с выклиниванием горизонтов не только плинсбахских отложений, но и тоарских. На востоке перспективно Северо-Часельское палеоподнятие, находящееся в зоне выклинивания низов сейсмокомплекса T₄¹ – J_a соответствующих плинсбахским отложениям и более древним горизонтам.

1. Веренинова Т.А. Строение юрского нефтегазоносного комплекса и особенности распределения в нем залежей углеводородов //В кн.: Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири.– Л.: Недра.– 1984.– С. 73–83.
2. Веренинова Т.А. Нефтегазоносные комплексы, их литолого-фациальное районирование и особенности размещения литологических ловушек // В кн.: Методика и практика выявления и оконтуривания несводовых литологических ловушек на севере Западной Сибири.– Л.: Недра.– 1987.– С. 6–19.
3. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / Б.А. Лебедев, Г.Б. Аристова, Е.Г. Бро и др.– Л.: Недра.– 1976.– С. 132.
4. Лебедев Б.А., Арчегова Т.Л. Литологические закономерности размещения углеводородных скоплений на Западно-Сибирской плите и их значение для прогноза нефтегазоносности // В кн.: Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири.– Л.: Недра.– 1984.– С. 54–65.

Taking into account zones with initially improved lithologic conditions of oil and gas occurrence during the early stages of pool formation is essential in deep prospecting for hydrocarbons. Locations of parametric and exploratory wells in different areas of early Jurassic sedimentation in the north of Western Siberia are being defined.

1 – палеозойское обрамление; 2 – западная граница распространения нижнеюрского подкомплекса (тоарской покрышки): а – достоверная, б – предполагаемая; 3 – граница типов обстановок (типов разрезов); 4–типы палеогеоморфологических обстановок: I – денудационно-аккумулятивно всхолмленная, II – прибрежно-морская, дельтовая, III – мелководно-морская; 5 – область маломощных плинсбахских и нижележащих отложений или невыдержанных глинистых покрышек в этой части разреза (отсутствие высокоамплитудного ОГ Т₄¹); 6 – типовые разрезы подкомплекса; 7 – направления регионального и дополнительного перемещения обломочного материала (направления уклонов основных палеодепрессий); 8–граница значительного наращивания разреза за счет осадков низов J₁ и Т₃ на севере (граница налегания ОГ Jа на А); 9 – залежи с промышленным притоком: а – газа, б – газоконденсата; 10 – непромышленные притоки: а – нефти, б – газа, газоконденсата; 11 – контуры ловушек в сеноманский век; 12 – палеоподнятия, рекомендуемые под параметрическое и поисковое бурение. Палеоподнятия: ВБ – Восточно-Бованенковское, ВХ – Восточно-Харасавейское, Н – Нейтинское, ЗТ – Западно-Тамбейское, П – Пяседайское, СМ – Северо-Малыгинское, Ш – Штормовое, ВУ – Восточно-Утреннее, ВТ – Восточно-Тамбейское, С – Сеяхинское, Г – Геофизическое, Т – Тотояхинское, Я – Ярудейское, СН – Северо-Надымское, Х – Хейгин-ское, СХ – Среднехулымское, ВЛ – Верхнелунгортское, Ям – Ямсовейское, СЯ – Северо-Ярояхинское, СЕ – Северо-Есетинское, СР – Северо-Русское, ЗР – Западно-Русское, Гл – Геологическое, СЧ – Северо-Часельское, ВТ – Восточно-Таркосалинское, Тр – Тэрельское, УХ – Усть-Харампурское, Т – Таркосалинское