Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов

УДК 55

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ЮРЫ И МЕЛА В КАРСКО-ЯМАЛЬСКОМ РЕГИОНЕ И ПРОГНОЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ В НИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

В.А.Казаненков, С.В.Ершов, С.В.Рыжкова, Е.В.Борисов, Е.В.Пономарева, Н.И.Попова, М.Н.Шапорина

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции значительные перспективы наращивания ресурсной базы УВ-сырья связываются с открытием новых месторождений в самой северной — Южно-Карской нефтегазоносной области, территориально отождествляемой с акваторией южной части Карского моря, которая входит в Карско-Ямальский регион. На основе единого методического подхода в юрско-меловой части осадочного чехла Карско-Ямальского региона выделены региональные резервуары и дана их характеристика. Показаны изменения с глубиной коллекторских свойств пород и термобарических условий в потенциально продуктивных пластах. Анализ распределения геологических запасов УВ в каждом резервуаре и для всего разреза в целом, выполненный по выявленным залежам, позволил установить закономерности концентрации запасов внутри каждого резервуара и дать прогноз вертикальной зональности распределения залежей различного фазового состава.

Ключевые слова: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция; Южно-Карская нефтегазоносная область; юра; мел; региональные резервуары; коллекторские свойства; залежи УВ.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) является и на многие десятилетия XXI в. будет оставаться главным регионом добычи нефти и газа в России. Однако к настоящему времени в этом регионе сложилась ситуация, когда добыча, в первую очередь нефти, не восполняется новыми запасами УВ. Это в значительной степени связано с недостаточными для воспроизводства минерально-сырьевой базы объемами поисковых и разведочных геолого-разведочных работ и ухудшающимся качеством ресурсной базы, которая в значительной степени представлена труд-ноизвлекаемыми запасами.

В сложившейся ситуации воспроизводство минерально-сырьевой базы на севере провинции связано с поиском новых залежей и месторождений нефти и газа в относительно слабоизученных глубоким бурением глубокопогруженных комплексах юры и сложнопостро-енных неантиклинальных ловушках

ачимовской толщи. В центральных районах Западной Сибири, в первую очередь на территории Ханты-Мансийского АО, в качестве альтернативы неокомского комплекса для восполнения ресурсной базы рассматривается потенциал баже-новской свиты (сланцевая нефть) и средней юры.

Значительные перспективы открытия новых месторождений УВ, в том числе и крупных по запасам, связаны с территориями Обской, Тазовской губ и южной части Карского моря. Высокие перспективны нефтегазоносности этих территорий уже доказаны открытием ФГУП "Арктикморнефтегазразведка" Ру-сановского (1988) и Ленинградского (1990) многозалежных, уникальных по запасам газоконденсатных месторождений в Карском море, а также газового месторождения Ка-менномысское-море и газоконден-сатного месторождения Северо-Ка-менномысское в 2000 г. в акватории Обской губы. В 2003-2005 гг. пред-

приятием ООО "Газфлот", специально созданным для выполнения поисково-разведочных работ и освоения месторождений газа и нефти на арктическом шельфе России, в акватории Обской и Тазовской губ было открыто еще два месторождения — Обское газовое и Чуго-рьяхинское газоконденсатное. Все залежи этих месторождений расположены в проницаемых комплексах аптского и альб-сеноманского региональных резервуаров, разделенных альбским региональным флюидоу-пором.

В связи с нарастающим интересом к проблеме нефтегазоносности Южно-Карской нефтегазоносной области (НГО) в последние годы значительно увеличился объем морских сейсморазведочных работ, выполненных ОАО "МАГЭ", ОАО "Сев-морнефтегеофизика", ФГУНПП "Сев-моргео", ГНЦ ФГУГП "Южморгео-логия", ОАО "Дальморнефтегео-физика". Полученный материал позволил на новом информационном

Оценки ресурсного потенциала Южно-Карской НГО

Авторы Геологические ресурсы УВ, млрд т усл. топлива

Грамберг И.С., Верба М.Л., Даценко В.А., Сороков Д.С., 1988 [6] 36,6

Салманов Ф.К., Грамберг И.С., Клещев К.А. и др., 1994 [28] 20,0-27,0

Конторович А.Э., Нестеров И.И., Лившиц В.Р. и др., 1998 [16] 36,1

Никитин Б.А., Ровнин Л.И., 2000 [24] 30,0-35,0

Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Савченко В.И. и др., 2006 [7] 41,2

Григоренко Ю.Н., Маргулис Е.А. и др., 2007 [8] 24,3

Пискарев А.Л., Шкатов М.Ю., 2009 [25] 19,0

Gautier Donald L., Bird Kenneth J., Charpentier Ronald R. et al., 2009 [34] 18,5

Конторович А.Э., Эпов М.И., БурштейнЛ.М. и др., 2010 [17] 30,4

уровне уточнить и детализировать представления о геологическом строении осадочного чехла южной части Карского моря и выполнить оценку ресурсной базы этого региона. Это отражено в многочисленных работах сотрудников ВНИИокеанге-ологии, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИНГГ СО РАН и др. (таблица). Тем не менее геолого-геофизическая изученность этой территории остается достаточно низкой, что, несомненно, влияет на кондиционность количественной оценки ресурсной базы этого региона. Не трудно заметить, что максимальная и минимальная оценки различаются более чем в 2 раза.

Для более точной оценки ресурсов нефти и газа Южно-Карской НГО необходимо выполнить прогноз строения и распространения резервуаров и нефтегазогенерирующих толщ, установить изменение с глубиной коллекторских свойств пород и термобарических условий в потенциально продуктивных пластах. Также необходимо обосновать распределение ресурсов внутри каждого резервуара и на основе вертикальной зональности распределения залежей различного фазового состава дать прогноз соотношений концентраций жидких и газообразных УВ.

При выполнении перечисленных исследований в настоящей

статье была реализована следующая последовательность.

Для анализа строения резервуаров юры и мела с единых методических позиций на основе материалов комплекса геофизических исследований скважин была выполнена корреляция разрезов поисковых и разведочных скважин, пробуренных в Карско-Ямальском регионе на территории, охватывающей акваторию южной части Карского моря, а также северные территории полуостровов Ямал и Гыданский.

В результате проведенных построений получен стратиграфический каркас юрско-меловой части разреза арктических районов Западной Сибири, в составе которого выделены нефтепроизводящие толщи и резервуары. Это позволило в каждом региональном резервуаре корректно установить соотношение продуктивных пластов разных месторождений и просуммировать по ним начальные геологические запасы, принятые на Государственный баланс, в пределах нефтегазоносных районов (НГР) Ямальской, Гы-данской, Надым-Пурской, Пур-Та-зовской и Енисей-Хатангской НГО.

При прогнозе изменения с глубиной коллекторских свойств пород использовались материалы Государственного баланса запасов и структурные карты по региональ-

ным, относительно изохронным поверхностям, которые достаточно уверенно выделяются на сейсмических разрезах.

В дополнение к этому широко использовались материалы, собранные из многочисленных публикаций, в которых приведены данные по строению и характеристике разрезов осадочного чехла как в континентальной части Карско-Ямаль-ского региона, так и на островах Свердруп, Белый и Новая Земля, а также палеогеографические схемы на время формирования как флюи-доупоров, так и проницаемых комплексов [2, 3, 5, 9, 18, 29, 30].

Для выполнения прогноза кол-лекторских свойств пород-коллекторов в резервуарах юры и мела, распространенных на территории Карско-Ямальского региона, был построен график зависимости коэффициента пористости (Лп) коллекторов от глубины (рис. 1). В выборку были включены значения открытой пористости и глубин залегания всех залежей из мезозойской части разреза Южно-Карской, Ямальской и Гыданской НГО. Значения взяты из Государственного баланса запасов УВ РФ по шельфу и Уральскому федеральному округу. Из графика видно, что с глубиной значение пористости закономерно уменьшается. Полученная зависимость

Рис. 1. ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

ОТ ГЛУБИНЫ

y= 0,3762e°'0003x

R2= 0,771

* *

itijSBKBSF^

цщм ♦

4000 -3500 -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0

Абсолютная отметка, м

была использована при построении карт прогноза пористости коллекторов региональных резервуаров от батского до альб-сеноманского включительно. Для расчета термобарических условий аналогично была составлена выборка со значениями средних глубин залегания залежей, пластовых температур и текущего пластового давления в них. Построены графики изменения этих параметров с глубиной. Изменение температуры с глубиной описывается уравнением: у = 0,037.x — 15, Я2 = 0,99, а изменение пластового давления: у = -0,01. + 0,137, Я 2 = 0,971.

Региональные резервуары

Для ясности и однозначности последующего изложения авторы статьи сочли целесообразным дать определение термина "резервуар", поскольку в геологической практике используются разные толкования этого термина. Ссылаясь на часто цитируемую монографию А.Э.Кон-торовича, Э.Э.Фотиади и др., в которой резервуар определяется как геологическое тело, являющееся совокупностью флюидоупора и проницаемого комплекса..." [15, с. 33-34], авторы статьи далее будут именно в этом смысле использовать термин "резервуар". Наименования резервуарам даны по стратиграфическому объему его проницаемой части ([33] и др.).

Резервуары юры

В Карско-Ямальском регионе в разрезе юрского продуктивного комплекса, в отличие от более южных районов Западно-Сибирского бассейна, выделено пять региональных резервуаров: геттанг-сине-мюрский (пласт Ю^), плинсбахский (пласт Ю11), тоарский (пласт Юю), аален-байосский (пласты Ю7_9) и батский (пласты Ю2_4). По результатам глубокого бурения на территории Ямальской и Гыданской НГО оксфордские отложения представ-

лены преимущественно глинистыми образованиями абалакской свиты. В связи с этим в пределах изучаемого региона самым верхним в разрезе юры является батский региональный резервуар (рис. 2). Приведем краткую характеристику региональных резервуаров.

Геттанг-синемюрский региональный резервуар в пределах Карско-Ямальского региона залегает на разновозрастной эрозионной поверхности палеозоя и терриген-ных отложениях тампейской серии триаса на глубине 3,0-6,9 км. Согласно анализу толщин юры и вскрытых скважинами разрезов, резервуар распространен повсеместно, однако площадь распространения его проницаемого комплекса меньше по сравнению с площадью распространения флюидоупора. Предполагается, что наиболее полные разрезы резервуара будут развиты в пределах крупных депрессий Южно-Карской и Антипаютинско-Тадебеяхинской синеклиз.

Проницаемый комплекс резервуара представлен зимней свитой, разрез которой сложен наиболее древними базальными отложениями юры (геттангский, синемюр-ский ярусы, нижний подъярус плин-сбахского яруса). К настоящему времени на территории Карско-Ямальского региона комплекс сква-

жинами не вскрыт. По аналогии с Пур-Тазовским регионом предполагается, что в составе проницаемого комплекса присутствуют песчаники различного гранулометрического состава, гравелиты, мелкогалечные конгломераты, алевролиты, глинистые алевролиты и аргиллиты. Песчаники составляют значительную часть проницаемого комплекса, их объем колеблется от 20 до 60 %.

Флюидоупор резервуара представлен преимущественно глинистыми породами левинской свиты (нижняя часть верхнего плинсбаха), разрезы которой вскрыты единичными скважинами на Бованенков-ской и Восточно-Бованенковской площадях, где его толщина составляет соответственно 90 и 207 м.

По результатам анализа геологического строения резервуара в Ямальском НГР можно предположить, что газоконденсатная залежь, открытая на Бованенковском месторождении в пласте, проиндексированном как Ю12, приурочена не к зимней свите, а к базальным слоям левинской свиты, залегающим непосредственно на доюрском основании.

Плинсбахский региональный резервуар в Карско-Ямальском регионе распространен повсеместно. Он отсутствует по периферии Юж-

Рис. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СТРОЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ЮРЫ АРКТИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОИ НГП

СЗ Ч-

ПЛОЩАДИ:

-К А Р С К О - Я М А Л Ь С К И И РЕГИОН -

Утренняя

Ленинградская Северо-Тамбейская Русановская Малыгинская Западно-Тамбейская Геофизическая -А-А-6—-А-А-А—А-

^¡^ ЕНИСЕИ-ХАТАНГСКИИ ^

Южно-Нос

РЕГИОНАЛЬНЫМ ПРОГИБ

Долганская Ковская Малохетская

А-АА-г О

/тренняГГ

Ш2 ЕПз Ш : о 5 О

^^ у Зимняя

1 - глубокие скважины; 2 - региональные фациальные замещения; 3 - региональные нефтепроизводящие отложения; 4 - региональные флюидоупоры; 5 - региональные проницаемые комплексы (индексы пластов по [26]); 6 - доюрский комплекс пород; 7 - газоконденсатные залежи; 8 - свиты по [26]

но-Карской мегасинеклизы в зоне, не превышающей 80 км. Стратиграфический объем резервуара соответствует верхней части плинсбах-ского яруса и нижней половине то-арского яруса. Абсолютные глубины залегания кровли резервуара в скважинах Бованенковской и Вос-точно-Бованенковской площадей изменяются от -2950 до -4200 м.

Проницаемый комплекс резервуара представлен глинисто-алевритово-песчаными породами шараповской свиты. Толщина проницаемого комплекса в скважинах Бованенковской и Восточно-Бова-ненковской площадей составляет 77-108 м, по сейсмическим данным на большей части исследуемой территории толщина комплекса не превышает 200 м. Первоначально весь проницаемый комплекс резервуара выделялся как песчаный пласт ЮЯ11 [21]. По материалам ГИС, с учетом корреляции скважин, выделена группа песчаных пластов ЮЯ11, что согласуется с представлениями других исследователей [13]. Нижний пласт Ю,2, имеет меньше глинистой примеси и характеризуется более однородным строением. Верхний песчаный пласт Ю,, разделен на две примерно равные части карбонатизированным прослоем.

Флюидоупор плинсбахского регионального резервуара представлен китербютской свитой (нижний тоар), которая повсеместно распространена на территории региона и является одним из основных источников генерации УВ. В Карско-Ямальском регионе осадки, преобразовавшиеся в породы ки-тербютской свиты, накапливались в бассейне с нормально-морским режимом. В наиболее глубоководной части осадки были представлены темно-серыми и черными глинистыми илами, обогащенными акваген-ным ОВ. По данным А.Э.Конторо-вича с соавторами [18], в морских глинистых отложениях нижнего тоа-

ра на севере Западно-Сибирского бассейна содержание Сорг не превышает 3 %, среднее содержание составляет 0,83 %. Таким образом, китербютская свита на исследуемой территории служит одним из основных источников генерации УВ.

В разрезах скважин, вскрывших эти отложения на п-ове Ямал, их толщина, как правило, изменяется от 60 до 85 м. Исключением является Нейтинская площадь, на которой толщина китербютской свиты не превышает 40 м.

Тоарский региональный резервуар на территории Карско-Ямальского региона распространен на площади немного большей, чем нижележащий плинсбахский резервуар. Он отсутствует вдоль границы внешней области Западно-Сибирской плиты и складчатого обрамления в зоне, не превышающей 60 км. Стратиграфически резервуар выделяется в интервале от верхней половины нижнего тоара до нижней половины верхнего аалена включительно. Абсолютные отметки залегания кровли резервуара, вскрытого глубокими скважинами на п-ове Ямал, изменяются от -2770 до -3911 м, наиболее погруженная часть находится в центральной части региона.

Проницаемый комплекс то-арского резервуара сложен глини-сто-алевролитово-песчаными породами надояхской свиты и распространен на рассматриваемой территории повсеместно. Толщина комплекса изменяется от нескольких десятков до 200 м.

Проницаемый комплекс резервуара характеризуется чередующимися пачками алевролитов и песчаников с прослоями глинисто-алев-ролитовых пород, слагающих продуктивный горизонт ЮЯ10. Анализ разрезов поисковых и разведочных скважин региона показал, что в составе горизонта можно выделить три самостоятельных пласта, что согласуется с предложениями В.И.Кислухина с соавторами по ин-

дексации пластов нижней и средней юры Западной Сибири [13].

Толщина песчаников проницаемого комплекса изменяется от нескольких десятков до 150 м. Основная часть песчаных разностей формировалась в обстановках мелкого моря и прибрежной равнины.

К настоящему времени в Кар-ско-Ямальском регионе в тоарском резервуаре выявлена только одна крупная по запасам газоконденсат-ная залежь на Бованенковском месторождении. При общей газонасыщенной толщине 33 м эффективная толщина составляет 4,6 м. Исследование образцов алевритопес-чаных пород проницаемого комплекса выявило их низкие фильтра-ционно-емкостные свойства (ФЕС). В атмосферных условиях пористость изменяется от 9,3 до 10,7 % (в среднем 10,1 %), проницаемость по газу < (0,001-0,140)-10-15 м2 (в среднем 0,03-10-15 м2); в пластовых условиях — пористость 8,3-8,9 % (в среднем 8,6 %), проницаемость нулевая. Отметим, что при подсчете запасов по залежи в пласте Ю10 на Бованенковском месторождении открытая пористость принята равной 15 %.

Флюидоупор тоарского резервуара представлен лайдинской свитой, повсеместно распространенной на рассматриваемой территории. Толщина флюидоупора изменяется от нескольких метров в периферийной части до 60 м и более в направлении увеличения глубины его залегания.

Накопление осадков, сформировавших флюидоупор, происходило в зоне открытого моря глубиной 25-100 м. Разрез свиты сложен преимущественно аргиллитами, в которых установлено как террагенное, так и аквагенное ОВ. Средняя концентрация Сорг в породах равна 1,87 % [18]. Повышенные концентрации ОВ в породах лайдинской свиты дают основание рассматривать ее как одну из нефтегазопро-изводящих толщ.

Следует отметить две отличительные особенности описываемого флюидоупора по сравнению со строением других в юрской части разреза на территории Карско-Ямальского региона.

Все преимущественно глинистые горизонты юры в Ямало-Гы-данской фациальной области морского седиментогенеза хорошо выделяются на диаграммах индукционного и радиоактивного каротажа. На основе этого критерия была выделена и прослежена лайдинская свита, в нижней части разреза которой в ряде скважин из-за фациаль-ных замещений появляются алеври-тово-песчаные и песчано-алеврито-вые прослои, слагающие разрез верхней части горизонта Ю1о. Мик-рофаунистические исследования последних лет позволили установить, что эти прослои соответствуют лайдинскому горизонту [23]. Следовательно, верхняя часть горизонта Ю1о входит в состав лайдин-ской свиты, что свидетельствует об опесчанивании нижней части флюи-доупора. Такое строение лайдин-ского флюидоупора характерно для северных районов Обь-Тазовской фа-циальной области переходного се-диментогенеза, где он представлен радомской пачкой и ее аналогами.

Вторая особенность состоит в том, что толщина верхней, преимущественно глинистой части лайдин-ской свиты на территории Кар-ско-Ямальского региона существенно не изменяется, варьируя в пределах 35-45 м. В этом состоит отличие от Обь-Тазовской фациа-льной области, в пределах которой в верхней части лайдинского горизонта появляются прослои песчаников, толщина которых иногда не меньше, чем в нижней части. К тому же общее содержание песчаников закономерно увеличивается от центральной части фациальной области к периферии, что влияет на качество флюидоупора.

Аален-байосский региональный резервуар в Карско-Ямаль-

ском регионе распространен повсеместно. Площадь его развития немного больше, чем нижележащего тоарского резервуара. Он отсутствует вдоль обрамления бассейна в зоне, не превышающей 60 км. Стратиграфический объем резервуара соответствует нижней части средней юры (верхи ааленского, байос-ский ярусы). Абсолютные отметки залегания кровли резервуара на территории, охарактеризованной глубоким бурением, изменяются от -2550 до -3700 м.

Проницаемый комплекс аален-байосского резервуара представлен алевролитово-песчано-гли-нистыми толщами вымской свиты, которые сформировались преимущественно в мелководно-морских обстановках осадконакопления. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких десятков до 190 м. По направлению к обрамлению бассейна толщины проницаемого комплекса закономерно сокращаются.

В составе проницаемого комплекса резервуара выделяются пес-чано-алевритовые пласты Ю7, Ю8 и Ю9. Следует отметить, что в разрезах скважин чаще встречается и лучше выделяется один из трех пластов. Низкая степень изученности глубоким бурением юрской части разреза Карско-Ямальского региона не позволяет проследить по площади каждый из пластов в отдельности. Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 150 м, в среднем составляет 40-80 м.

К настоящему времени в аален-байосском резервуаре залежи УВ выявлены только в пределах Ямальской НГО на Малыгинском, Западно-Тамбейском и Бованен-ковском месторождениях. Все залежи по типу флюида газоконден-сатные, а по запасам мелкие и крупные. Эффективные насыщенные толщины в залежах изменяются от 7 до 20 м. Исследования ФЕС алев-ритово-песчаных пород проницае-

мого комплекса показали, что в атмосферных условиях их пористость изменяется от 9,0 до 15,7 % (в среднем 11,4 %), проницаемость по газу < (0,001-1,150)-10-15 м2 (в среднем 0,14-10-15 м2); в пластовых условиях — пористость 5,9-15,1 % (в среднем 10,1 %), проницаемость низкая.

Флюидоупор аален-байосско-го регионального резервуара представлен породами леонтьевской свиты и распространен на всей территории рассматриваемого региона. В разрезах глубоких скважин, пробуренных на территории полуостровов Ямал и Гыданский, его толщина изменяется от 60 до 150 м. Флюидоу-пор сложен аргиллитами и отчасти алевролитами с прослоями песчаников, сформировавшихся в мелководном бассейне, глубина которого не превышала 100 м. Толщины прослоев алевролитов составляют 1-2 м.

Батский региональный резервуар на рассматриваемой территории распространен практически повсеместно. Он отсутствует только в зоне шириной от 10 до 60 км, по периферии Южно-Карской мега-синеклизы. Как упоминалось, на большей части Карско-Ямальского региона отложения оксфорда и киммериджа представлены глинистой по составу абалакской свитой. На этом основании такие отложения отнесены к флюидоупору. Таким образом, стратиграфический объем резервуара, по сравнению с центральными и юго-восточными районами Западной Сибири, включает верхнюю часть средней юры — верхи байосского, батский, келло-вейский ярусы и всю верхнюю юру. В современном рельефе кровли наибольшие абсолютные глубины залегания резервуара, превышающие 4400 м, фиксируются в наиболее погруженной депрессии, расположенной к северо-западу от п-ова Ямал. Вдоль Пайхойско-Новоземе-льской складчатой системы и на юго-западном склоне Северо-Си-бирского порога абсолютные глу-

Рис. 3. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ ПРОНИЦАЕМОГО КОМПЛЕКСА БАТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

бины кровли изменяются от -(100-200) до -(600-700) м.

Проницаемый комплекс бат-ского резервуара сложен алеврито-во-песчано-глинистыми толщами малышевской свиты, которые сформировались преимущественно в переходных и мелководно-морских обстановках осадконакопле-ния. Отметим, что отдельные глинистые прослои малышевской свиты содержат повышенные концентрации ОВ, в составе которого преобладают продукты фоссилизации высшей наземной растительности при подчиненной роли фитопланк-тоногенного и смешанного ОВ [18]. Таким образом, породы малышев-ской свиты рассматриваются не только как емкость для залежей УВ, но и как источник их генерации.

В составе комплекса выделены регионально выдержанные песчаные пласты Ю4, Ю3 и Ю2. Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса в разрезах скважин, пробуренных на полуостровах Ямал и Гыданский, изменяется от нескольких до 40 м, в среднем составляя 20-35 м (рис. 3).

В Ямальской и Гыданской НГО в выявленных преимущественно га-зоконденсатных залежах на Малы-гинском, Северо-Тамбейском, Бо-ваненковском, Харасавейском, Но-вопортовском, Малоямальском и Геофизическом месторождениях общие насыщенные толщины коллекторов изменяются от 3 до 35 м. Эффективные насыщенные толщины варьируют от 2 до 27 м. Открытая пористость коллекторов в залежах изменяется в пределах 0,15-0,18 %. Продуктивные отложения батского резервуара на территории Кар-ско-Ямальского региона залегают в интервале глубин от 2520 м на Бо-ваненковском месторождении до 3570 м на Малыгинском. В наиболее погруженных частях крупных депрессий залегание кровли проницаемого комплекса прогнозируется на абсолютных отметках ниже -4500 м.

1 - площади; 2 - скважины, вскрывшие проницаемый комплекс батского резервуара; границы: 3 - распространения резервуара, 4 - НГО

На территории Карско-Ямаль-ского региона пористость коллекторов верхней части батского резервуара (рис. 4) составляет 10-15 % в депрессиях и закономерно увеличивается до 25 % и более по мере воздымания кровли проницаемого комплекса к периферии бассейна. Максимальные значения пористости коллекторов батского резервуара прогнозируются на востоке исследуемого региона, в зоне сочленения Южно-Карской мегаси-неклизы с Таймырской складчатой областью, и на северо-востоке — вдоль юго-западного склона Севе-ро-Сибирского порога, а также в зоне, расположенной вдоль Пай-хойско-Новоземельской складчатой системы.

Флюидоупор батского регионального резервуара в Карско-Ямальском регионе представлен глинистыми толщами келловея и всей верхней юры (нурминская, абалакская и баженовская свиты). Толщина флюидоупора изменяется от нескольких десятков до 200 м и более, составляя на большей части территории 80-150 м. Можно предположить, что от центра бассейна к его периферии экранирующие свойства флюидоупора будут постепенно ухудшаться из-за опесчанивания его разреза. Основанием для такого предположения является строение верхнеюрского разреза в скважине, пробуренной на о-ве Свердруп, в которой разрез верхней юры представлен тол-

Рис. 4. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ ПЛАСТА Ю2 БАТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - залежи в батском резервуаре; 2 -изолинии пористости; остальные усл. обозначения см. на рис. 3

щей песчаников и алевролитов [5]. Это позволяет сделать вывод о том, что в восточной части территории формирование осадков верхнеюрской толщи проходило в условиях прибрежной равнины и мелкого моря. На большей части территории Карско-Ямальского региона флюидоупор сложен аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, сформировавшимися в морском бассейне с глубинами не менее 100 м. При этом в келловейское время в центральной части моря глубина превышала 200 м, а в волжское время — > 400 м [18].

Баженовская свита является главной нефтепроизводящей толщей в Западно-Сибирском бассейне [14].

Резервуары мела

В разрезе мела Западно-Сибирского осадочного бассейна традиционно выделяется два продуктивных комплекса: нижнемеловой (берриас-нижнеаптский, неокомский) и апт-альб-сеноманский.

Резервуары берриаса - нижнего апта

Нижнемеловой (берриас-ниж-неаптский) продуктивный комплекс представляет собой мощную (до 2 км) циклично построенную терригенную толщу, в разрезе которой выделяются проницаемые отложения, разделенные глинистыми пачками, являющимися региональными и зональными флюидоупорами.

В Карско-Ямальском регионе берри-ас-нижнеаптский продуктивный комплекс, как и в более южных районах Западно-Сибирского осадочного бассейна, имеет клино-формное строение.

Все основные проницаемые отложения берриаса — нижнего апта Западной Сибири в подавляющем большинстве связаны с регрессивными, финально-регрессивными частями зональных и субрегиональных кли-ноформ [11, 12]. Они накапливались в периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией. По существу, в Карско-Ямаль-ском регионе это практически все основные продуктивные пласты групп БЯ, БГ и пласты ТП16_27.

В неокомском комплексе Западной Сибири экранами для залежей служат различных ранга и масштаба финально-трансгрессивные части клиноформ — глинистые пачки, сформировавшиеся в периоды трансгрессий при относительно быстром подъеме уровня моря и значительном удалении береговой линии. Региональные и субрегиональные глинистые пачки имеют собственные названия (нижнеалымская, арктическая, сеяхинская, пимская и др.). Большинство из этих пачек в настоящее время закреплены в стратиграфической схеме берриас-ниж-неаптских отложений Западной Сибири. Их толщина в пределах мелководной, шельфовой, части бассейна изменяется от нескольких до десятков метров. На востоке они замещаются песчаниками прибрежной равнины, а в направлении к осевой части бассейна, за бровкой шельфа, их мощность резко увеличивается. Еще дальше толщины глинистых пачек, как и толщины клиноформ в целом, резко сокращаются и происходит их "слияние"с по-дачимовской пачкой глин, которая перекрывает баженовскую свиту.

В клиноформах выделяется два типа песчаных тел-коллекторов, связанных с мелководными (шельфо-выми) и глубоководными дисталь-

Рис. 5. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СТРОЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ МЕЛА АРКТИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП

>

2

сл о и о

о

9

СЗ -Ч—

ПЛОЩАДИ

Русановская

-КАРСКО-ЯМАЛЬСКИИ РЕГИОН-

Малыгинская

Ленинградская Пяседайская Южно-Тамбейская Утренняя

ЕН И С ЕИ -X АТ АН ГС КИ И

РЕГИОНАЛЬНЫЙ ПРОГИБ

Танамская Песчаная Малохетская

юв

Верхний мел-палеогеновый мегарегиональный флюидоупор

(ГЦ ' 1 I ь • о 3 БЯ10-24

.1200 км

О г

О >

</>

о гп о

г

О

О ><

</> н

82 00 гп я

1 -флюидоупоры: а - региональные, б-субрегиональные, в-зональные; 2-границы резервуаров; 3-тип флюида в залежах: а-газовый и газоконденсатный, б-нефтяной; 4 - размер залежей по извлекаемым запасам: а - крупные, б - средние, в - мелкие; 5 - индексы пластов; резервуары: Б-Н - берриас-нижневаланжин-ский, В-Г - верхневаланжин-готеривский; клиноформы: Ар - арктическая (быстринская), Сх - сеяхинская (ямбургская), Пм - пимская, Урн - уренгойская, Ср - сар-мановская, Чс - чеускинская, Св - савуйская, Рд - родниковая, Пр - пырейная, Ур - урьевская, См - самотлорская, Тг - тагринская, Прз - приозерная, /16 - лабазная, Сб - сабунская, Нз - назинская

Рис. 6. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ АЧИМОВСКОГО РЕЗЕРВУАРА

ными (ачимовскими) отложениями. Пласты ачимовской толщи от шель-фовых пластов отделяет надачи-мовская толща, верхняя и нижняя границы которой существенно неизохронны. Песчаные пласты, связанные с шельфовыми и ачимовскими отложениями, обладают различными ФЕС. В каждом из них коллек-торские свойства пород варьируют в широком диапазоне.

Отложения, сформировавшиеся в мелководных обстановках, обладают существенно лучшими кол-лекторскими свойствами, чем песчаники, сформировавшиеся в глубоководных условиях. Это объясняется тем, что они формировались в более активной гидродинамической обстановке, способствовавшей сортировке материала и выносу глинистых частиц вглубь бассейна. В целом отмечаются общие тен-

денции улучшения ФЕС шельфовых пластов в направлении источников сноса, а также вверх по разрезу, вследствие смены морских отложений, формировавшихся на удалении от береговой линии, прибреж-но-морскими.

Песчаные разности ачимовской толщи формировались в относительно глубоководных условиях при разгрузке турбидитных потоков [10]. Пористость и проницаемость таких отложений достаточно низкие.

Вследствие того, что кровли шельфовых пластов представляют собой субпараллельные границы, их структурные планы являются унаследованными. Особое положение в разрезе берриаса — нижнего апта занимают пласты ачимовской толщи. Они представляют собой серию линз, наклонно залегающих по отношению к шельфовым пластам и

подклинивающихся к баженовской свите. Большинство локальных структур, которые выделяются по кровлям шельфовых пластов, в структурном плане ачимовских пластов отсутствует, а в наиболее поло-гозалегающих дистальных частях конусов выноса разрез глинизируется. В пластах шельфового и ачи-мовского комплексов отложений отмечаются также разные закономерности пространственного размещения зон улучшенных коллекторов, различные типы ловушек и залежей. Все это, несмотря на то, что ачимовские дистальные пласты изохронны мелководным шельфо-вым пластам, обусловило целесообразность выделения пластов ачи-мовской толщи в отдельный резервуар. В каждом конкретном районе возрастной диапазон песчаных линз, представляющих проницаемый комплекс ачимовского резервуара, будет отличаться. Например, в Кар-ско-Ямальском регионе, согласно построенной геологической модели разреза неокома, основанной на детальной корреляции скважин и интерпретации региональных сейсмических профилей, проницаемая часть датируется готерив-баррем-ским возрастом, а в сопредельной к востоку западной части Енисей-Ха-тангского бассейна — берриас-ва-ланжинским. Для подтверждения или опровержения этой модели необходимы целенаправленные палеонтологические исследования, которые для территории Карско-Яма-льского региона отсутствуют.

Таким образом, в верхней части берриас-нижнеаптского комплекса под "резервуаром" понимается совокупность песчаных тел-коллекторов шельфовых пластов одной кли-ноформы и глинистых отложений основания другой, вышележащей клиноформы. Ачимовская толща, представляющая собой серию разновозрастных песчано-алевритовых линз глубоководного генезиса, экранируемая косослоистой надачи-мовской толщей аккумулятивного

Рис. 7. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ АЧИМОВСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - непромышленные притоки УВ из ачимовского резервуара; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4

склона, выделяется в самостоятельный ачимовский (берриас-баррем-ский) резервуар (рис. 5).

В Карско-Ямальском регионе в разрезе берриаса — нижнего апта выделено три региональных резервуара: берриас-барремский (пласты ачимовской толщи), готеривский (пласты БЯ10-БЯ24 и НП0-НП9 в Ямальской НГО и БГю-БГ28 в Гыдан-ской НГО) и баррем-нижнеаптский (пласты ТП16_27). Флюидоупорами резервуаров являются соответственно надачимовская пачка глин, арктическая и нейтинская (возрастной аналог кошайской пачки Широтного Приобья) глинистые пачки (см. рис. 5).

На сопредельной к востоку с Карско-Ямальским регионом территории западной части Ени-сей-Хатангского регионального прогиба основными региональными флюидоупорами являются са-мотлорская пачка глин нижнего ва-ланжина, пеляткинская (чеускин-ская) пачка глин верхнего валан-жина, залегающие соответственно в кровле нижнехетской и шуратов-ской свит, а также нижнеяковлев-ская углисто-глинистая пачка нижнего апта, залегающая в основании яковлевской свиты. Кроме того, флюидоупором для ачимовских пластов является надачимовская толща глин берриас-валанжинско-го возраста. Таким образом, в этом районе выделяются следующие региональные резервуары: берриас-барремский (ачимовский), берриас-нижневаланжинский, ниж-неваланжинский и верхневалан-жин-нижнеаптский.

Берриас-барремский (ачимовский) резервуар выделяется в низах разреза берриаса — нижнего апта и включает в себя пласты ачи-мовской толщи.

Проницаемый комплекс резервуара представляет собой серию песчано-алевролитовых линз, омолаживающихся в северо-западном направлении. Их формирование происходило в относительно

глубоководных условиях у подножия аккумулятивного склона. Наиболее древние берриас-валанжин-ские пласты ачимовского резервуара в исследуемом районе формировались на юго-востоке, в зоне сочленения Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского регионального прогиба. Наиболее молодые барремские предположительно вскрыты на севере п-ова Ямал. Однако, как упоминалось, для обоснования такой модели необходимо проведение широкомасштабных палеонтологических исследований. В стратиграфическом отношении проницаемый комплекс резервуара приурочен к низам ахской (полуостровам Ямал и Гыдан) и шуратовской (Енисей-Хатангский региональный прогиб) свит.

В отличие от центральных и южных районов Западной Сибири, в арктических районах большая часть псаммитового материала накапливалась в пределах морского мелководья, прибрежной зоны и аллювиальной равнины. Лишь незначительная часть обломочного материала отлагалась в глубоководной зоне в виде конусов выноса. В пределах Карско-Ямальского региона выделяется несколько областей распространения ачимовской толщи, суммарные толщины песчаных отложений которой, как правило, не превышают 50 м (рис. 6). За пределами этих областей возможно очаговое распространение дисталь-ных песчаников небольшой толщины. На п-ове Гыданский резервуар вскрыт единичными скважинами

Рис. 8. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ ГОТЕРИВСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - граница распространения резервуара; 2 - изопахиты песчаников, м; 3 -площади; 4 - скважины, вскрывшие проницаемый комплекс готеривского резервуара; остальные усл. обозначения см. на рис. 3

вдоль восточного побережья Обской губы. Наличие ачимовской толщи на Сядорской, Южно- и Се-веро-Тамбейской и ряде других площадей п-ова Ямал, а также сиг-моидный характер неокомских отложений на сейсмических профилях дают основание предполагать ее широкое распространение в центральных и восточных районах полуострова, ближе к источнику сноса терригенного материала.

Глубины залегания проницаемого комплекса ачимовского резервуара в поисковых и разведочных скважинах, пробуренных на п-ове Ямал, изменяются от 2400 м в южной части до 3300-3500 м в северной. На п-ове Гыданский, где ачимовская толща практически не

изучена глубоким бурением, залегание резервуара прогнозируется на глубине 3000-3800 м, а к северо-западу от п-ова Ямал — до 4000 м.

Продуктивные пласты представлены мелкозернистыми, креп-косцементированными, аркозовы-ми песчаниками с глинистым или глинисто-карбонатным цементом с большим количеством обугленных растительных остатков [29]. Пористость песчаников ачимовского резервуара на большей части территории Карско-Ямальского региона прогнозируется на уровне 12-13 %, уменьшаясь до 11 % в наиболее глубокопогруженных зонах и увеличиваясь до 17-23 % на склонах Предтаймырской моноклизы (рис. 7).

Флюидоупором ачимовского резервуара является надачимовская толща, представляющая собой ко-сослоистые, преимущественно глинистые отложения аккумулятивного склона. Ее толщина варьирует в широких пределах и на большей части территории составляет 180-330 м.

Ачимовский резервуар в арктических районах Западной Сибири характеризуется крайне слабой изученностью бурением. Из ачи-мовских пластов непромышленные притоки нефти были получены на Малыгинской и Средне-Ямальской площадях [29]. На сопредельной территории Енисей-Хатангского регионального прогиба в ачимовском резервуаре выявлены нефтяные залежи на Пайяхской площади, газо-конденсатные — на Дерябинской площади и газовая залежь — на Ха-бейской площади.

Готеривский региональный резервуар представляет собой комплекс песчаных пластов пим-ской и сеяхинской (ямбургской) клиноформ верхов готерива, которые перекрываются арктической (быстринской) региональной пачкой глин. В стратиграфическом отношении на территории полуостровов Ямал и Гыданский готеривский резервуар выделяется в составе верхней части ахской свиты. В сопредельных районах Енисей-Хатанг-ского регионального прогиба резервуар занимает большую часть разреза байкаловской свиты, за исключением самых ее верхов бар-ремского возраста.

Площадь распространения го-теривского регионального резервуара охватывает почти всю северную континентальную часть ЗападноСибирского бассейна. Резервуар распространен на всей территории п-ова Гыданский, а на п-ове Ямал — в южной и восточной части. На территории Южно-Карской НГО развитие коллекторов этого резервуара предполагается узкой полосой в пределах моноклиналей, расположенных вдоль Пайхойско-Новозе-

Рис. 9. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ ПЛАСТА БЯ10 ГОТЕРИВСКОГО РЕЗЕРВУАРА

мельской складчатой системы, юго-западного склона Северо-Си-бирского порога и западной части Таймырской складчатой области.

Отложения готеривского резервуара на значительной территории арктической части бассейна связаны с субклиноформами (областями перехода шельфовых пластов клиноформы в склоновые фации) пимской и сеяхинской клино-форм. Граница перехода в унда-форму, в пределах которой пласты имеют площадное горизонтально-слоистое распространение, проходит в центральной части п-ова Гы-данский, между Ханавэйской и Минховской площадями.

Проницаемый комплекс резервуара представлен пластами ах-ской свиты БЯю-БЯ24 и НП0-НП9 в Ямальской и БГ1о-БГ19 в Гыданской НГО. В отличие от многих более древних неокомских клиноформ Западно-Сибирского палеобассейна, финально-регрессивные пласты го-теривского резервуара БЯ1о и БГ1о замещаются глинами восточнее их бровки аккумулятивного шельфа, что связано с дефицитом поступления обломочного материала в северные районы бассейна в готерив-ское время.

Суммарные толщины песчано-алевритовых тел готеривского резервуара достигают 250 м (рис. 8). Максимальные значения толщин песчаников в Карско-Ямальском регионе прогнозируются на территории п-ова Гыданский. В юго-восточном направлении, в сторону источников сноса, песчанистость резервуара увеличивается.

Глубина залегания проницаемого комплекса готеривского резервуара в районе Обской губы и прилегающих районов полуостровов Ямал и Гыданский составляет 2600-3200 м. На территории Карского моря она увеличивается до 3900 м, а в зоне сочленения Западно-Сибирской геосинеклизы и Ени-сей-Хатангского регионального прогиба уменьшается до 1800 м.

К, усл. ед.

Малыгинское

_*_ 1 I-J-I-т-J-1

о о о о о _о N3 NJ Сд> СО

О СП О СП О СП

1 - залежи в готеривском резервуаре; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4

Пористость песчаных пластов в кровле готеривского резервуара на большей части территории распространения резервуара изменяется в среднем от 15 до 20 %, уменьшаясь в депрессиях до 12-14 % (рис. 9). Отмечается общий тренд увеличения пористости пластов в восточном направлении. На территории Енисей-Хатангского регионального прогиба пористость песчаников резервуара увеличивается до 20-30 %. Зона с аналогичными ФЕС, в пределах которой пористость достигает 30 %, предполагается в краевых частях Карского моря, что связано с формированием осадков в обстановках мелководно-морского, прибрежно-мор-ского и дельтового комплексов.

Региональным флюидоупо-

ром данного резервуара является относительно маломощная (до 40 м) арктическая (быстринская) глинистая пачка верхнего готерива. Кроме того, в разрезе готеривского резервуара выделяется еще ряд зональных флюидоупоров, в том числе и сеяхинская (ямбургская) пачка, разделяющая группы пластов БЯ и НП. В районах, в которых арктическая пачка маломощна или отсутствует, наличие таких зональных (дополнительных) флюидоупоров в разрезе резервуара повышает его перспективы.

В настоящее время на территории Карско-Ямальского региона в готеривском резервуаре выявлены газоконденсатные и газовые зале-

Рис. 10. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ БАРРЕМ-НИЖНЕАПТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

О — Г\} СО сл

о о о о о о о о о о

1 - скважины, вскрывшие проницаемый комплекс баррем-нижнеаптского резервуара; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 8

жи на Ладертойском, Гыданском, группе Тамбейских и Тасийском месторождениях. Непосредственно под региональным флюидоупором выявлена также нефтяная залежь на Арктическом месторождении.

Баррем-нижнеаптский

региональный резервуар

Баррем-нижнеаптский региональный резервуар выделяется в разрезе нижней части танопчин-ской свиты. К проницаемому комплексу относятся пласты ТП16_27. Как отмечалось, флюидоупором в этом резервуаре является нейтинская пачка глин нижнего апта. В центральных районах Западной Сибири ее возрастным аналогом является ко-шайская глинистая пачка.

При формировании баррем-нижнеаптского резервуара произошла окончательная компенсация раннемелового глубоководного Западно-Сибирского осадочного бассейна. Площадь распространения этого резервуара охватывает почти всю северную часть бассейна. Верхняя часть резервуара представлена возрастными аналогами алымской свиты нижнего апта, имеющими горизонтально-слоистое строение. Нижняя, барремская, часть в пределах акватории Карского моря и северо-восточных районов Ямала имеет клиноформное строение. Юго-восточная часть исследуемой территории представлена ундафор-мой арктической (быстринской) субрегиональной клиноформы.

Проницаемый комплекс бар-рем-нижнеаптского резервуара распространен на всей территории северной части Западно-Сибирского бассейна. Суммарные толщины пес-чано-алевритовых тел резервуара в пределах континентальной части исследуемой территории в основном составляют 150-300 м (рис. 10). На территории п-ова Гыданский они достигают 400 м. Как отмечалось, к проницаемому комплексу резервуара в Ямало-Гыданском фациальном районе относятся пласты ТП16_27. Их возрастными аналогами, согласно проведенной корреляции, в Енисей-Хатангском районе являются пласты МХ2_3.

Глубина залегания кровли проницаемого комплекса баррем-ниж-неаптского резервуара на территории п-ова Ямал и в акватории Обской губы составляет 2400-2900 м, в районе Нурминского мезовала она сокращается до 1800 м. Уменьшение глубин отмечается также на территории п-ова Гыданский. С юго-запада полуострова на северо-восток происходит сокращение с 2500 до 1500 м, а в восточном направлении — до 1700-1900 м. В пределах акватории Карского моря глубины концентрически увеличиваются от его окраин в направлении наиболее крупной депрессии, расположенной к северо-западу от п-ова Ямал, где максимальная глубина залегания кровли проницаемого комплекса резервуара превышает 3000 м.

Пористость песчаных пластов баррем-нижнеаптского резервуара на территории полуостровов Ямал и Гыданский варьирует от 16 до 20 % (рис. 11), в западной части Ени-сей-Хатангского регионального прогиба она увеличивается до 25 %. В центральной части акватории Карского моря пористость коллекторов резервуара прогнозируется в пределах 15-20 %, достигая минимума в наиболее погруженных депрессиях и увеличиваясь к периферии бассейна. В краевых частях бассейна,

Рис. 11. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ ПЛАСТА ТП16 БАРРЕМ-НИЖНЕАПТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

Кп, усл. ед.

Малыгинское -

о о о _о _о

N3 N3 Сл> СО

О СП О СП О СП

1 - залежи в баррем-иижиеаптском резервуаре; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4

где формирование осадков проницаемого комплекса проходило в прибрежно-морских и аллювиальных условиях, пористость коллекторов прогнозируется на уровне 20-30 %.

Региональным флюидоупо-ром баррем-нижнеаптского резервуара в Карско-Ямальском регионе является нейтинская глинистая пачка нижнего апта, которая, как отмечалось, является возрастным аналогом кошайской пачки глин, выделяемой в Широтном Приобье. Эта пачка по разрезам скважин уверенно прослеживается на большей территории континентальной части Карско-Ямальского региона. Ее распространение прогнозируется также в пределах акватории Карского моря. Мощность пачки изменяется от 20 до 70 м, достигая максимума на Утренней, Преображенской, За-падно-Сеяхинской площадях.

В настоящее время в арктических районах Западной Сибири в баррем-аптском резервуаре выявлены нефтяные, нефтегазоконден-сатные, газоконденсатные и газовые залежи на Утреннем (Салма-новском), Геофизическом и Солет-ско-Ханавейском месторождениях Гыданской НГО и на большинстве месторождений Нурминского, Там-бейского и Малыгинского нефтегазоносных районов Ямальской НГО.

Резервуары апт-альба - сеномана

Отложения апт-альба — сено-мана северных и арктических районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна слагают проницаемый комплекс одноименного мегарезервуара [14, 22]. Этот проницаемый комплекс перекрыт сложнопостроенным верхнемел-палеогеновым мегарегиональным флюидоупором (см. рис. 5), который сложен преимущественно глинистыми отложениями кузнецовской, березовской, ганькинской свит турон-маастрихтского возрас-

та и талицкой, люлинворской, тав-динской, черталинской, туртасской свит палеоцена — олигоцена. В состав флюидоупора также входят глинистые разности пород стратиграфических аналогов перечисленных свит, развитые в периферийных частях Западно-Сибирского осадочного бассейна. Глинистые отложения имеют повсеместно преимущественно морской генезис. Их общая толщина изменяется от 500 м на ме-гасводах и мегавалах до 1500 м в ме-гавпадинах.

Подобно келловей-верхнеюр-скому мегарегиональному флюи-доупору верхнемел-палеогеновый флюидоупор не является идеальной покрышкой. На перспективы его газоносности ранее уже обращалось внимание [14]. Помимо

свободного газа, в этих отложениях могут быть выявлены также залежи газа в газогидратной форме. Многочисленные газопроявления в надсеноманских отложениях ту-рон-маастрихтского и палеоцен-эоценового возраста зафиксированы в северных районах ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции [1].

В Карско-Ямальском регионе в составе апт-альб-сеноманского мегарезервуара выделяется два региональных резервуара — апт-ский и альб-сеноманский, разделенные глинистой толщей яронг-ской свиты нижнего и среднего альба (стратиграфического аналога нижней и средней частей ханты-мансийской свиты) (см. рис. 5). В юго-восточном направлении этот

Рис. 12. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ АПТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - скважины; вскрывшие проницаемый комплекс аптского резервуара; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 8

флюидоупор теряет свои экранирующие свойства из-за существенного увеличения количества песча-но-алевритового материала в его составе. Именно по этой причине в центральной части Западно-Сибирского бассейна (в Надым-Тазов-ском междуречье) отложения апт-альба — сеномана выделены в покур-скую свиту, представляющую собой единый проницаемый мегаком-плекс апт-альб-сеноманского мега-резервуара с пластами ПК1-ПК24. В северо-восточной части Западной Сибири проницаемый комплекс сложен переслаивающейся толщей песчаников, алевролитов и глин яковлевской свиты (пласты ВЯК, ЯК0) и перекрывающей ее долганской свитой (с пластами ДЛгДЛ|Х) (см. рис. 5).

Аптский региональный резервуар

Проницаемый комплекс апт-ского регионального резервуара на территории Ямальской, Гыданской и Южно-Карской НГО представлен верхней частью танопчинской свиты. Разрез сложен неравномерным чередованием песчано-алеврито-вых и глинистых слоев с различными литологическими переходами, фациальными вариациями и внутри-формационными размывами. Характерны редкие пласты бурых углей, обилен растительный детрит. Эти отложения сформировались в зоне прибрежной равнины, периодически заливавшейся морем. Уг-лефицированное вещество высшей наземной растительности в породах

верхней части танопчинской свиты может являться источником ранне-катагенной генерации УВ-газов.

Глубина залегания проницаемого комплекса аптского резервуара в пределах континентальной части Карско-Ямальского региона изменяется от 2200 м на севере п-ова Ямал до 1200 м в западной части Ени-сей-Хатангского регионального прогиба. В границах Нурминского вала, который является одной из самых приподнятых структур в Ямальской НГО, они составляют 1200-1800 м. В пределах акватории Карского моря в наиболее погруженных зонах глубина залегания проницаемого комплекса достигает 2500 м, уменьшаясь к краевым частям бассейна.

В составе проницаемого комплекса выделяются пласты ТП1-ТП15. Суммарные толщины песчано-алев-ритовых тел на большей части исследуемой территории составляют 200-350 м (рис. 12), достигая максимальных значений в восточной части п-ова Гыданский и на западе п-ова Ямал. Повышенные суммарные толщины песчаников (> 300 м) предполагаются также в северовосточной части акватории Карского моря, пониженные толщины (150-200 м) характерны для центральной части Карского моря, где отмечается уменьшение общей толщины аптских отложений.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов апта на относительно малых глубинах их залегания (1200-2200 м) имеют высокие значения. В центральной части акватории Карского моря пористость коллекторов аптского резервуара прогнозируется на уровне 18-20 %, увеличиваясь до 30 % к периферии бассейна (рис. 13). Согласно опубликованным материалам, проницаемость песчаников пластов резервуара составляет многие десятки — первые сотни тысячных долей квадратных микрометров [30].

На территории Ямальской НГО в аптском резервуаре открыта серия залежей УВ на Бованенков-

Рис. 13. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ ПЛАСТА ТП1-3 АПТСКОГО РЕЗЕРВУАРА

Кп, усл. ед.

Малыгине кое I I I I I

_Ш_1 I I I I I

о о _о о о

ю ю со со

СП О СП О СП

1 - залежи в аптском резервуаре; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4

ском, Крузенштернском, Южно-Тамбейском, Харасавэйском и других месторождениях, в Гыданской НГО — на месторождениях Геофизическое, Утреннее (Салманов-ское), Минховское, Штормовое и др. Некоторые из этих залежей крупные и уникальные по запасам. В Южно-Карской НГО с проницаемым комплексом аптского резервуара связаны крупные газоконден-сатные залежи на Ленинградском и Русановском месторождениях.

Региональным флюидоупором для залежей аптского резервуара служит яронгская свита, разрез которой представлен преимущественно сероцветными глинами с включениями остатков раковин двуство-рок, фораминифер и растительного детрита. Встречаются отдельные пласты песчаников и алевролитов. Ее толщина в северной части п-ова Ямал и прилегающей акватории Карского моря достигает 400 м. Следует подчеркнуть, что в Карско-Ямальском регионе основная часть запасов газа сконцентрирована под нижне-среднеальбским флюидоупором (яронгская свита), а не под верхне-мел-палеогеновым мегарегиональ-ным флюидоупором, как в Надым-Пурском междуречье.

Альб-сеноманский

региональный резервуар

Альб-сеноманский региональный резервуар выделяется выше по разрезу. Он включает отложения верхнего альба и сеномана (см. рис. 5). В Карско-Ямальском регионе распространен повсеместно.

Проницаемый комплекс альб-сеноманского резервуара представлен марресалинской свитой, сложенной разнообразными по гранулометрическому и вещественному составу сероцветными терригенны-ми породами с обилием растительного детрита общей толщиной до 700-900 м. В этом разрезе развиты мощные горизонты слабосцементи-рованных песчаников (почти песков),

в меньшей степени — алевропесча-ников толщиной от 8-15 до 85-100 м. Общее количество песчаного материала в разрезе может достигать 80-85 %. Песчано-алевролитовые горизонты отделены друг от друга пачками тонкого переслаивания глин и алевролитов толщиной, как правило, от 3-5 м (редко до 12-15 м) в верхней половине сеномана до 10-20 м в низах комплекса. Такое строение разреза отражает постепенную смену континентальных отложений мелководными солоновато-водного бассейна, что предшествует региональной туронской трансгрессии, во время которой сформировалась глинистая толща кузнецовской свиты.

В целом для отложений альб-сеноманского проницаемого

комплекса характерно сложное ли-тологическое строение. Песча-но-алевритовые и глинистые толщи неравномерно переслаиваются и чередуются в разрезе, в связи с чем выделенные в нем пласты не прослеживаются на большие расстояния, что способствует их хорошей гидродинамической связи и, как следствие, концентрации основных скоплений газа в кровле комплекса. В то же время на ряде структур, в их сводовых частях, внутри проницаемого комплекса альб-сеноман-ского резервуара выявлены отдельные мелкие залежи газа, контролируемые небольшими по площади глинистыми покрышками.

На севере п-ова Ямал глубина залегания кровли проницаемого комплекса альб-сеноманского ре-

Рис. 14. ТОЛЩИНА ПЕСЧАНИКОВ АЛЬБ-СЕНОМАНСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - скважины, вскрывшие проницаемый комплекс альб-сеноманского резервуара; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 8

зервуара составляет 900-1300 м, в сводовых частях Нурминского поднятия она уменьшается до 500-600 м. На территории п-ова Гыданский кровля проницаемого комплекса залегает преимущественно на глубине 600-1100 м. Максимальная глубина залегания отмечается в акватории Карского моря — в северо-восточной части кровля проницаемого комплекса находится на глубине >1500 м.

Песчаные пласты в разрезе альб-сеноманского проницаемого комплекса индексируются как ПК1-ПК12 (см. рис. 5). В районах замещения глинистых пород яронг-ской свиты на песчаники в ее составе появляются пласты ХМ0-ХМ6. В восточной части Гыданской НГО и западной части Енисей-Хатангского

регионального прогиба проницаемый комплекс представлен долганской свитой, песчаные пласты которой индексируются как ДЛ.

Суммарные толщины песчаников проницаемого комплекса альб-сеноманского резервуара в пределах полуостровов Ямал и Гыдан-ский в разрезах скважин составляют 400-600 м (рис. 14), в северной части акватории Карского моря прогнозируются глубины до 800 м. Повышенные толщины предполагаются к северо-западу от п-ова Ямал, а также к юго-западу от Северо-Си-бирского порога и к западу от Таймырской складчатой области.

Для продуктивных пластов альб-сеномана Ямальской и Гыдан-ской НГО значения ФЕС несколько ниже, чем в Надым-Тазовском меж-

дуречье. В континентальной части исследуемой территории пористость песчаных пластов составляет в среднем 25-30 % (рис. 15). Значения открытой пористости лишь в единичных замерах превышают 30 %. В прибортовых частях бассейна она возрастает до 30-35 %. Проницаемость в подавляющем большинстве не превышает 0,1 мкм2, однако в рыхлых разностях она может достигать 1-2 мкм2 [29].

В акватории Карского моря верхний альб-сеноманский проницаемый комплекс толщиной 400-800 м сложен в верхней части алеврито-во-песчаными породами, а в нижней части — переслаивающимися алевритово-глинистыми и алеврито-во-песчаными пачками. На большей части территории Южно-Карской НГО значения пористости коллекторов альб-сеноманского резервуара прогнозируются, как и в континентальной части, на уровне 25-30 %, увеличиваясь к периферии бассейна. Однако в наиболее погруженных областях она уменьшается до 23-25 %.

На территории Ямальской НГО в альб-сеноманском резервуаре выявлены преимущественно газовые залежи на Бованенковском, Запад-но-Тамбейском, Крузенштернском, Малыгинском, Северо-Тамбейском, Тасийском и других месторождениях, в Гыданской НГО — на Антипаю-тинском, Геофизическом, Утреннем (Салмановском), Минховском, То-таяхинском и др. Некоторые из этих залежей являются крупные и уникальные по запасам. В акватории Карского моря газовая залежь в этом комплексе вскрыта только на Ленинградском месторождении. Возможно, что отсутствие залежей УВ на Русановском месторождении связано с его недостаточной разве-данностью [4].

Региональным флюидоупо-ром для залежей альб-сеноманско-го резервуара, как отмечалось, служат преимущественно глинистые отложения кузнецовской, березовской, ганькинской свит турон-ма-

Рис. 15. ПОРИСТОСТЬ ПЕСЧАНИКОВ ПЛАСТА ПК1-3 АЛЬБ-СЕНОМАНСКОГО РЕЗЕРВУАРА

1 - залежи в альб-сеноманском резервуаре; остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4

астрихтского возраста и талицкой, люлинворской, тавдинской, черта-линской, туртасской свит палеоцен-олигоценового возраста. Их общая толщина в депрессиях может достигать 1500 м. В восточном направлении происходит, с одной стороны, размыв верхней части мел-палеогенового мегарегионального флюи-доупора, с другой — его опесчани-вание. Вдоль границ с Таймыром и Сибирской платформой флюидоу-пор представлен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников нижней части дорожковской свиты турона. Толщина флюидоупора в этой зоне, как правило, < 80 м.

Заключение

Выделение в юрско-меловой части разреза арктических районов Западной Сибири региональных резервуаров и изучение их строения позволило в каждом из них установить соотношение продуктивных пластов разных месторождений и просуммировать по ним начальные геологические запасы УВ. Результаты этих исследований показаны для северных НГР Ямальской и Гы-данской и Енисей-Хатангской НГО (рис. 16, 17). Результаты, полученные для всего Карско-Ямальского региона, впоследствии использовались как базовые при прогнозе вертикальной зональности распределения залежей различного фазового состава, оценке размещения ресурсов внутри каждого резервуара и изменении коллекторских свойств пород с глубиной.

Анализ полученных результатов позволил выделить следующие закономерности распространения залежей и концентрации в них запасов.

1. Наличие в мезозойском осадочном чехле арктических районов Западной Сибири как жидких, так и газообразных УВ. По суммарным запасам среди выявленных залежей значительно преобладают газовые и газоконденсатные (см. рис. 16, 17).

2. Многофазность скоплений УВ установлена во всех резервуарах, кроме альб-сеноманского. Исключением являются северные районы Гыданской НГО, где аптский резервуар, залегающий под альб-сено-манским, также содержит залежи только сухого газа.

3. В арктических районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна наиболее крупные скопления УВ закономерно приурочены к определенным стратиграфическим уровням. Так, крупные и уникальные запасы газа в самом верхнем — альб-сеноманском — региональном резервуаре (пласт ПК1) выявлены в Нурминском, Тамбей-ском НГР Ямальской НГО и на Ленинградском месторождении Южно-Карской НГО. В аптском регио-

нальном резервуаре (пласты ТП1-4 верхнего апта) крупные и уникальные запасы конденсатного газа выявлены во всех НГР Ямальской НГО, в северных НГР Гыданской НГО и на Русановском месторождении Южно-Карской НГО. В Ямальской и Гыданской НГО значительная концентрация залежей и запасов УВ отмечается еще в двух региональных резервуарах. Это бар-рем-нижнеаптский резервуар (пласты ТП17_20, БЯ8-9 и БГ8), перекрытый нейтинской глинистой пачкой, и батский резервуар с продуктивными пластами Ю2_з, выше которых залегает глинистая толща абалак-ской и баженовской свит. По сравнению с более южными районами Надым-Пурской, Пур-Тазовской НГО и Мессовским НГР Гыданской НГО,

ввао!/э|^

веиос1о)

х

о.>х

о о. о;

< £

оа

X

1п1ггГГЬТк

X

ш

М

УМ

где в кровле апт-альб-сеноманско-го мегарезервуара (пласт ПК1) сформировались крупные и уникальные по запасам свободного газа и тяжелой нефти залежи под верх-немел-палеогеновым мегарегиона-льным флюидоупором, на территории Ямальской и Гыданской НГО в кровле этого резервуара количество залежей и запасов в них имеет явно подчиненное значение. Напротив, наибольшее количество залежей и соответственно запасов УВ в Ямальской и Гыданской НГО сконцентрировано в аптском региональном резервуаре. Наиболее крупные по запасам залежи этого резервуара контролируются региональным флюидоупором нижнего — среднего альба (яронгская свита) (см. рис. 16, 17).

4. Анализ распределения как общих запасов УВ (запасы УВ пересчитаны в млн т усл. топлива), так и их фазового состава внутри каждого резервуара для Ямальской и Гы-данской НГО показал, что:

в апт-альбском резервуаре, в верхнем пласте ПК1, содержится от 96 до 100 % суммарных запасов газа, а в ниже залегающих пластах (ПК2-13) - 3-4 %;

в верхних пластах апта пластов ТП1_3 под альбским региональным флюидоупором сосредоточено 43 % суммарных запасов УВ аптского резервуара. Из них на жидкие УВ приходится 46 %. Выделяется два нефтегазоносных района, в которых практически все запасы газа сконцентрированы только в верхних пластах: Нурминский Ямальской НГО и Гыданский Гыданской НГО. На нижезалегающие пласты ТП4-15 приходится 57 % общих запасов УВ. В Ямальской НГО, по сравнению с Гыданской, в этих пластах существенно увеличивается доля конденсата. При минимальном значении 55 % в Тамбейском и максимальном - 86 % в Нурмин-ском НГР среднее значение составляет 74 % суммы запасов конденсата по всему резервуару. Залежи

нефти в аптском резервуаре выявлены только в двух НГР: Южно-Ямальском и Тамбейском Ямальской НГО, при этом в Южно-Ямальском НГР единственная залежь приурочена к пласту ТП1. В Тамбей-ском НГР открыто пять залежей нефти, и все они находятся в нижней части резервуара (пласты ТП9_14);

в баррем-нижнеаптском региональном резервуаре около половины всех запасов УВ сосредоточено в верхних пластах ТП16_20, перекрытых регионально выдержанной ней-тинской пачкой глин нижнего апта. При этом по сумме запасов УВ разного фазового состава около половины запасов газа, конденсата и нефти также сконцентрировано в верхних пластах резервуара;

в батском и аален-байосском резервуарах средней юры все залежи и запасы УВ приурочены к кровле проницаемых комплексов.

5. В Карско-Ямальском регионе подтверждено закономерное вертикальное распределение залежей различного фазового состояния в пяти зонах:

преимущественно газоносная, с которой связаны основные залежи газа в альб-сеноманских отложениях;

газоконденсатная с залежами в аптском резервуаре;

газоконденсатнонефтяная с газонефтяными и нефтяными скоплениями в резервуарах неокома;

нефтегазоконденсатная с залежами газоконденсата и легкой нефти в резервуарах средней юры;

газоконденсатная, приуроченная к глубоким горизонтам нижней, средней юры и палеозойских отложений. Отметим, что сильных статистических связей значений плотности и содержания стабильного конденсата с глубиной найти не удалось.

Ранее о широком площадном распространении нефтегазоноснос-ти во всех пяти зонах в северных районах Западной Сибири указывали А.Э.Конторович с соавторами [14], С.П.Максимов с соавторами [19], В.Н.Ростовцев [27], Л.В.Стро-

ганов [31], В.А.Скоробогатов с соавторами [29; 30] и др.

6. Для всех газовых и газокон-денсатных залежей северных и арктических территорий Западно-Сибирской НГП характерна достаточно низкая газонасыщенность. В большинстве залежей она составляет от 50 до 70 %. Следует отметить, что по разрезу каких-либо закономерных изменений этого показателя от глубины залегания залежей не отмечается. А.А.Неждановым и Н.А.Туренковым по этому поводу высказано предположение, что зоны недонасыщения в залежах являются следствием их переформирования в результате неотектонических движений [20].

7. Учитывая геологические аналогии с Ямальской и Гыданской НГО, в Южно-Карской НГО следует ожидать обнаружения не только газовых и газоконденсатных, но и газонефтяных и нефтяных залежей.

8. Согласно полученным результатам, альб-сеноманский региональный резервуар будет содержать залежи только сухого газа. В аптском резервуаре прогнозируется открытие как газовых и газокон-денсатных залежей, так и газонефтяных. При этом газонефтяные залежи с большой долей вероятности будут открыты в нижней части резервуара. В нижезалегающем бар-рем-нижнеаптском резервуаре прогнозируется открытие газоконден-сатных, газонефтяных и нефтяных залежей. Из полученных зависимостей в открытых залежах будут преобладать жидкие УВ. Подтверждением такого прогноза может служить приток нефти, полученный при испытании пласта ТП23 в скв. 1 на о-ве Белый [2, 32]. В настоящее время — это самая "северная" нефть в Западной Сибири. В сред-неюрских резервуарах будут преобладать газоконденсатные залежи. При этом от центральных районов Южно-Карской НГО к ее периферии, согласно "дифференциальному улавливанию" [19], в залежах

может происходить увеличение доли нефти.

9. Исходя из полученной тенденции уменьшения коэффициента пористости с глубиной, оценивать ресурсы в Южно-Карской НГО ниже 4 км представляется преждевременным. По крайней мере, до первых результатов бурения скважин с вскрытием осадочного чехла на больших глубинах. В то же время в Надым-Пурской НГО на ряде месторождений в пластах средней юры и ачимовской толщи, залегающих ниже отметки 4 км, уже открыто более 30 залежей УВ с преобладанием нефтяных. Открытая пористость в коллекторах этих залежей изменяется от 14 до 17 %. Это, без сомнения, повышает перспективы неф-тегазоносности глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла Кар-ско-Ямальского региона.

Литература

1. Агалаков С.Е. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноман-ских отложениях Западной Сибири / С.Е.Агалаков, О.В.Бакуев // Геология нефти и газа. - 1992. - № 11.

2. Армишев А.М. Результаты испытаний параметрических скважин на островах / А.М.Армишев, Е.Г.Бро, В.М.Десятков // Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по результатам бурения на море и островах). — Л.: ПГО "Севморгеология",1988.

3. Василенко Л.В. Комплексы фо-раминифер из меловых отложений острова Белый (Карское море) // Стратиграфия и палеонтология Российской Арктики. — СПб.: Изд-во ВНИИОкеанге-ологии, 1997.

4. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. — СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004. — Кн. 1. (МПР России, РАН, ВНИИОкеангеоло-гия).

5. Грамберг И.С. Параметрические скважины на островах Баренцева и Карского морей / И.С.Грамберг, И.В.Школа, Е.Г.Бро и др. // Сов. геология. — 1985. — № 1.

6. Грамберг И.С. Концепция развития геолого-разведочных работ на нефть и газ в Северном Ледовитом океане / И.С.Грамберг, М.Л.Верба,

В.А.Даценко, Д.С.Сороков // Нефте-газоносность Баренцево-Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах). — Л.: ПГО "Севморгеоло-гия",1988.

7. Григоренко Ю.Н. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние и проблемы освоения / Ю.Н.Григоренко, И.М.Мир-чинк, В.И.Савченко и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Спецвыпуск. — 2006. — [Электронный ресурс] http://www.vipstd.ru/gim/content/ view/6/280/.

8. Григоренко Ю.Н. Морская база углеводородного сырья России и перспективы ее освоения / Ю.Н.Григорен-ко, Е.А.Маргулис, Ю.Н.Новиков,

B.С.Соболев / Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2007 (2). — [Электронный ресурс] http://www.ngtp.ru/ rub/5/003.pdf.

9. Дибнер В.Д. Мезозойские отложения Новой Земли / Сб. статей по геологии и нефтегазоносности Арктики. Тр. НИИ Геологии Арктики. — Т. 130. — Вып. 19. — Л.: Гос. науч.-тех. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы. Ленинградское отд-е, 1962.

10. Зверев К.В. Седиментогенез отложений ачимовской толщи Северного Приобья / К.В.Зверев, В.А.Казанен-ков // Геология и геофизика. — 2001. — Т. 42. — № 4.

11. Карогодин Ю.Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю.Н.Карогодин, С.В.Ершов, В.С.Сафонов и др. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.

12. Карогодин Ю.Н. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (систем-но-литмологический подход) / Ю.Н.Карогодин, В.А.Казаненков, С.А.Рыльков,

C.В. Ершов. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал "Гео", 2000.

13. Кислухин В.И. Индексация продуктивных пластов нижней и средней юры Западной Сибири / В.И.Кис-лухин, И.В.Кислухин, О.Ю.Картовицкая, Е.И.Логинова // Горные ведомости. — 2009. — № 6.

14. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. — М.: Недра, 1975.

15. Конторович А.Э. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин и др. — М.: Недра, 1981.

16. Конторович А.Э. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения /

A.Э.Конторович, И.И.Нестеров,

B.Р.Лившиц и др. // Геология нефти и газа. - 1998. - № 9.

17. Конторович А.Э. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их осовоения / А.Э.Конторович, М.И.Эпов, Л.М.Бурштейн и др. // Геология и геофизика. — 2010. — № 1.

18. Конторович А.Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде /

A.Э.Конторович, В.А.Конторович,

C.В.Рыжкова и др. // Геология и геофизика. — 2013. — Т. 54. — № 8.

19. Максимов С.П. Дифференцированная оценка перспектив нефте- и газоносности Западной Сибири по комплексу геолого-геохимической информации / С.П.Максимов, Т.А.Ботнева, М.К.Калинко, А.М.Бриндзинский // Геология нефти и газа. — 1977. — № 11.

20. Нежданов А.А. Современные геолого-геофизические модели гигантских месторождений севера Западной Сибири / А.А.Нежданов, Н.А.Туренков // Горные ведомости. — 2005. — № 3.

21. Нестеров И.И. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири / И.И.Нестеров, Н.Х.Кулахметов, В.И.Высоцкий, Ф.З.Хафизов // Геология нефти и газа. — 1987. — № 3.

22. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / А.Э.Конторович,

B.С.Сурков, А.А.Трофимук и др. — Новосибирск: Изд-во ОИГГиМа СО РАН, 1994.

23. Никитенко Б.Л. Стратиграфия, палеобиогеография и биофации юры Сибири по микрофауне (форами-ниферы и остракоды) / Науч. ред. Б.Н.Шурыгин. — Новосибирск: Параллель, 2009.

24. Никитин Б.А. Перспективы открытия новых месторождений и залежей газа и нефти на шельфе Карского моря / Б.А.Никитин, Л.И.Ровнин // Геология нефти и газа. — 2000. — № 5.

25. Пискарев А.Л. Энергетический потенциал арктических морей России: выбор стратегии развития / А.Л.Пискарев, М.Ю.Шкатов. — М.: ООО "Геоинформмарк", 2009.

26. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новоси-

бирск, 2003 г. (объяснительная записка). — Новосибирск: Изд-во СНИИГГи-МСа, 2004.

27. Ростовцев В.Н. Закономерности размещения залежей углеводородных газов и перспективы открытия новых газовых месторождений в пределах Ямальского и Гыданского полуостровов // Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих им компонентов. — М.: Наука, 1987.

28. Салманов Ф.К. Нефть и газ Арктики — энергетика будущего / Ф.К.Салманов, И.С.Грамберг, К.А.Кле-щев и др. // Геология нефти и газа. — 1994. - № 3.

29. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газоносность Ямала / В.А.Скоробогатов, Л.В.Строганов, В.Д.Копеев. — М.: ООО "Недра-Бизнес-центр", 2003.

30. Скоробогатов В.А. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее... / В.А.Скоробо-гатов, Л.В.Строганов. — М.: ООО "Нед-ра-Бизнесцентр", 2006.

31. Строганов Л.В. Некоторые особенности геологического строения и генерации газа меловых отложений Ямала // Геология нефти и газа. — 1988. — № 5.

32. Супруненко О.И. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки / О.И.Супруненко, В.И.Устрицкий, О.Н.Зуйкова и др. // Геология нефти и газа. — 2009. — № 4.

33. Шемин Г.Г. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств и закономерности их изменения в зависи-

мости от глубины залегания нефтегазоносных резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП / Г.Г.Шемин, А.Ю.Нехаев // Горные ведомости. — 2005. - № 12 (5).

34. Gautier Donald L. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the Arctic / Donald L.Gautier, Kenneth J.Bird, Ronald R.Charpentier et al. // Science. — 29 May 2009. — V. 324. — № 5931.

© Коллектив авторов, 2014

Валерий Александрович Казаненков, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, kazanenkovva@ipgg.sbras.ru;

Сергей Викторович Ершов, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, ershovsv@ipgg.sbras.ru;

Светлана Владимировна Рыжкова, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, rizhkovasv@ipgg.sbras.ru;

Евгений Владимирович Борисов, ведущий инженер, borisovev@ipgg.sbras.ru;

Елена Владмировна Пономарева, младший научный сотрудник, ponomarevaev@ipgg.sbras.ru;

Надежда Игоревна Попова, младший научный сотрудник, mushnikovani@ipgg.sbras.ru;

Мария Николаевна Шапорина, научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, shaporinamn@ipgg.sbras.ru.

GEOLOGICAL STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL OF JURASSIC AND CRETACEOUS REGIONAL RESERVOIRS IN CARA-YAMAL REGION AND PROGNOSIS OF HYDROCARBON DISTRIBUTION

Kasanenkov V.A., Ershov S.V., Ryzhkova S.V., Borisov E.V., Ponomareva E.V., Popova NI, Shaporina M.N.

In West-Siberian oil-and-gas bearing province the significant prospects of HC resource base increase are associated with discovering new fields in the northern — So-uth-Cara oil-and-gas bearing area territorially identified with water area of southern part of Cara Sea as a part of Cara-Yamal region. Based on unique methodical approach in Jurassic-Cretaceous part of sedimentary cover of Cara-Yamal region the regional reservoirs are distinguished and their characteristics are given. Changes of reservoir properties with depth and thermobaric conditions in potentially productive beds are shown. Analysis of HC geological reserves distribution in each reservoir and for all section as a whole done by revealed pools allowed to establish regularities of reserves concentration for each reservoir and forecast vertical zonality of distribution of pools with different phase composition.

Key words: West-Siberian oil-and-gas bearing province; South-Cara oil-and-gas bearing area; Jurassic; Cretaceous; regional reservoirs; reservoir properties; HC pools.