1. Ув больших глубин

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. На большей части 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.

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.

Нижнеюрская морская и прибрежно-морская песчано-глинистая формации содержат сапропелево-гумусовое ОВ смешанного генезиса. Отложения арктических районов формировались в нормальных морских водоемах, а центральных частей севера (Уренгойский район) – в прибрежных субконтинентальных условиях, что предопределило накопление сапропелево-гумусового ОВ.

Триасовая континентальная песчано-глинистая формация (тампейская серия) отлагалась в континентальных условиях, что привело к накоплению преимущественно гумусового ОВ.

Палеозойская формация, представленная в верхней части терригенной толщей с вулканогенно-углистыми отложениями тунгусской серии, а в нижней карбонатно-терригенным комплексом, формировалась как в континентальных, так и морских условиях, что предопределило развитие ОВ смешанного типа.

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

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.

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. Высокая информативность геохимических показателей на основе изучения индивидуального УВ-состава бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов нефтегазоносных комплексов Западной Сибири позволила использовать их при прогнозировании фазового состояния УВ в глубокопогруженных зонах северной половины Западно-Сибирской НГП