Арктические области Западной Сибири. Сравнительный анализ геологического строения и газонефтеносности. Перспективы новых открытий

Среди 12 осадочных бассейнов и мегабассейнов на территории России и окружающих ее арктических и дальневосточных морей крупнейшим по площади является Восточно-Сибирский мегабассейн имегапровинция, богатейшим по газу и нефти — Западно-Сибирский мегабассейн и мегапровинция (ЗСМБ/П).

За семь десятилетий изучения и освоения недр ЗСМП (1953—2022 гг.) в ее пределах открыто 935 месторождений углеводородов (МУВ) — свободного газа (СГ) и нефти (Н), большинство НМ находится в центральных, западных и юго-восточных преимущественно и исключительно нефтеносных областях и районах (Среднеобской и др.). На севере и в Арктике число открытых МУВ не превышает 300.

В северных и арктических преимущественно газоносных частях мегапровинции выделяются регионы: Надым-Пур-Тазовский, Ямало-Карский (суша + шельф) и Гыдано-Енисейский (НПТР, ЯКР и ГЕР) с областями: Надым-Пурской и Пур-Тазовской (север, суша, газа больше, чем нефти), Ямальской, Гыданской и Енисей-Хатангской (Арктика, суша + шельф, в т.ч. Южно-Карская газоносная «морская» область — ЮКО). В арктических областях на суше нефти мало, в ЮКО нет совсем (в виде открытых залежей). Западно-Сибирская Арктика (ЗСА) — наименее изученная часть мегапровинции, особенно ее акваториальная часть. Именно с арктическими областями связано будущее развитие газовой отрасли промышленности России, ее минерально-сырьевой базы (МСБ) и добывающих комплексов.

Первое в Западно-Сибирской Арктике месторождение — Новопортовское НГКМ — было открыто в 1964 г. Оно, кстати, недоизучено, недоразведано до сих пор (низы юры, нефтегазоносная зона контакта — НГЗК и «коренной» палеозой-доюрский фундамент), хотя добыча нефти уже началась из валанжин-среднеюрских (7—8 млн т/год) залежей.

В изучении геологического строения осадочного чехла (мезозой + палеоген) и складчатого фундамента ЗСА принимали участие Д.А. Астафьев, А.М. Брехунцов, Т.А. Веренинова, В.И. Ермаков, В.Д. Копеев, И.И. Нестеров-мл., В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин, Л.В. Строганов, А.В. Ступакова, А.В. Толстиков и др. Результаты исследований опубликованы в ряде статей и монографий [1—18 и др.].

По данным ряда исследователей [1][10], всего в пределах ЗСА пробурено 1180 поисковых и разведочных скважин глубиной от 0,9 до 4,2 км, открыто 39 МУВ в ЯКР (в т. ч. на шельфе — «всего» 12), 30в ГЕР, в т. ч. ряд месторождений типа суша/море (Харасавэйское, Крузенштерновское, Геофизическое и др., в т. ч. все МУВ в Тазовской губе — Антипаютинское и др.). Размещение месторождений в арктических областях и регионах показано на рисунке 1.

Тектонодинамическое развитие и современное геологическое строение областей ЗСА относительно хорошо изучено на суше, особенно на Ямале (760 глубоких скважин). В пределах отдельных МУВ (перспективных площадей) число построенных скважин на разную глубину насчитывает многие десятки (Новопортовское — 145, Бованенковское — 76 и др. на Ямале, Утреннее — 25 на Гыдане и т.д.), в силу «многоэтажности» их строения [1][4][7][8][9][13]. Изученность морских площадей остается крайне низкой (на большинстве — по одной поисковой скважине, на некоторых — 2, в Обской губе — до трех поисковых и разведочных скважин — Каменномысское — море и т.д.). Во всей ЮКО известна только одна «юрская» скважина, пробуренная и вскрывшая юрский комплекс — ЮК, но не испытанная («месторождение» Победа на Университетской площади в Предновоземельской части шельфа. Официально — открыто фактически — нет. Нет притоков, нет залежей УВ, а промыслово-геофизические исследования в скважинах — не прямой показатель газо- и нефтепродуктивности…).

Сопряженные в пространстве Ямальская и Южно-Карская области, входящие в регион, с одной стороны, максимально изучены до средней юры на Ямале (на уровне 70—75 %), с другой — практически не изучены в ЮКО даже по среднемеловым толщам (низы апта, верхи неокома).

Мощность триас-палеогенового осадочного чехла, залегающего на герцинском фундаменте в ЯКР, увеличивается от 0—1 км на юго-западе, вблизи складчатого обрамления мегабассейна, до 7—8 км в северных районах суши и шельфа. С юго-востока на северо-запад Ямальского полуострова вдоль Нурминского мегавала значительно увеличиваются мощности всех осадочных толщ: нижне-среднеюрской от 500 до 1500 м и более, готерив-аптской от 400 до 1200 м, альб-сеноманской от 350 до 750 м, резко увеличивается общая мощность и особенно глинистость разреза, прежде всего нижнейглинистой покрышки верхней юры-валанжина (от 50 до 600 м). Центрально-северная часть ЮКО является главным эпицентром мезозойского осадконакопления в ЗСМБ (Пухучанская впадина) [16][18].

Главные литолого-фациальные особенности Ямала: высокая мористость и общая глинистость разреза нижнего мела и юры, наличие большого числа зональных глинистых покрышек в сеномане, апте и неокоме и достаточно мощной (50—120 м) областной нижнеальбской покрышки, упорядоченное литологическое строение нижне-среднеюрской толщи (наличие выдержанных в пространстве песчано-алевролитовых горизонтов Ю₂—Ю₁₂, однако небольшой мощности), развитие континентальной угленосной формации в объеме баррема-апта с большим числом пластов и линз углей (40—60) и углистых глин и субугленосной формации альба-сеномана.

Газо- и нефтепродуктивность коллекторских толщ мела и юры

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

• Аптский (гор. ТП₁—ТП₁₅);
• Альб-сеноманский (гор. ПК, ХМ).

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

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

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

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

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

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

• 1 уникальное (более 3 млрд у.т.¹) — ГК (Бованенковское);
• 4 сверхгигантских (более 1 млрд у.т.) — 4 ГК;
• 5 гигантских (более 300 млн у.т.) — 1 Г, 3 ГК, 1 НГК;
• 6 крупнейших (более 100 млн у.т.) — 2 Г, 1 ГК, 1 НГК, 2 ГКН;
• 12 крупных (более 30 млн у.т.) — 4 Г, 7 ГК, 1 ГКН;
• 11 средних и мелких (менее 30 млн у.т.) — 6 Г, 5 ГК.

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

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

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

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

Онтогенез углеводородов