В.А. Волков, А.Г. Мухер, Л.В. Смирнов, Н.В. Судат, Л.Г. Судат, В.М.Южакова (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Выделение и характеристика нижне- среднеюрских перспективных объектов были проведены при выполнении федеральной темы «Создание детальной модели геологического строения нижне-среднеюрских образований Западной Сибири, оценка ресурсного потенциала и обоснование главных направлений поисково-разведочных работ» (гос. контракт № 33/07). Методика формирования цифровой модели изложена в работе [2], развита в [3], основные карты и региональные закономерности строения отложений нижней и средней юры охарактеризованы в [8-10]. При этом учитывались ранее проведенные исследования и методические разработки [1, 5-7].
Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования показали, что нижне-среднеюрские отложения являются одним из наиболее важных объектов поисково-разведочных работ. Их промышленная нефтеносность доказана открытием многочисленных залежей, в том числе и крупных по величине запасов, в различных нефтегазоносных областях. На 01.01.2007 г. в составе нижней юры совместно с КВ+PZ в пределах ЗС НГП открыто 50 месторождений, включающих 121 залежь, в составе средней юры совместно с КВ+PZ – 281 месторождение и 891 залежь.
Начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов нижне- и среднеюрских отложений в пределах территории ЗС НГП оцениваются высоко, на них приходится около 20% начальных потенциальных геологических ресурсов нефти мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Для ЯНАО они составляют 28,2%, для ХМАО – 22%, для юга Тюменской области – 6.1%. В сумме для остальных субъектов Российской Федерации (Томская, Омская, Новосибирская области, Красноярский край, Таймырский автономный округ) – 18.5%.
Перспективы нефтегазоносности нижнеюрского НГК
Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) объединяет разнофациальные толщи пород пластов Ю10, Ю11, Ю12 и разделяющие их глинистые породы покрышек плинсбахтоарского и плинсбахского возрастов [4, 8-10].
При подсчете прогнозных ресурсов в состав нижнеюрского НГК отнесены породы коры выветривания, тем более что в большинстве случаев они являются гидродинамически связанными. Там, где отложения нижней юры отсутствуют, и на доюрских образованиях залегают отложения средней юры, в этих случаях коры выветривания присоединяются к среднеюрскому НГК. Региональной покрышкой НГК являются глинистые отложения лайдинского горизонта (радомская пачка) тоар-ааленского возраста, подошвой – доюрские образования.
К настоящему времени в пределах ЗС НГП пробурено более 1400 скважин, вскрывших пласты Ю10-Ю12 нижней юры. На территории ХМАО выявлено 28 месторождений нефти: крупное – Талинское, средние и мелкие – Западно-Талинское, Южно-Талинское,
Большое, Поснокортское, Каремпостское, Западно-Тугровское, Сергинское, Западно-Яганокуртское, Тундринское, Верхнеколикъе- ганское, Северо-Поточное, Чистинное, объединяющих более 80 залежей.
Залежи нефти непромышленного значения и нефтепроявления установлены на Апрельской, Итьяхской, Галяновской, Унлорской, Большекаменной, Сосново-Мысской, Верхненазымской, Восточно-Салымской, Бахиловской, Валюнинской, Приозерной, Северо-Варьеганской и др. Признаки нефтеносности в керне установлены на значительном количестве площадей.
В пределах ЯНАО в отложениях нижней юры выявлено одно месторождение – Бованенковское, объединяющее две залежи. В Томских землях – три месторождения: Майское, Широтное, Герасимовское, остальные 32 залежи, отнесенные к нижнеюрскому НГК, выявлены в зоне контакта или коре выветривания.
В Новосибирских землях выявлено два месторождения: Веселовское и Малоичское. Оба они приурочены к пласту М (зона контакта) и отнесены к нижнеюрскому НГК (табл. 1).

Таблица 1

Месторождения и залежи нижнеюрского НГК на 01.01.2007 г.

Проведенный анализ показывает, что пласты Ю10, Ю11, Ю12 нижней юры являются регионально нефтеносными, но изучены они недостаточно, тем более что значительное количество перспективных объектов связано со сложными литологическими, структурно-литологическими и структурно-стратиграфическими ловушками, нередко осложненными тектоническими экранами.
Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрского НГК (пласты Ю10-Ю12) включает детальное расчленение и корреляцию разрезов скважин, проведенных на основе изучения седиментационной цикличности; составление типовых разрезов скважин для каждой литолого-фациальной зоны; палеогеографические реконструкции; изучение вещественного состава и емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов; анализ нефтегазоносности; структурные построения; выделение зон и ловушек перспективных на поиски залежей УВ и оценка их перспективных ресурсов по категории С3+Д0.
Основными методическими приемами картирования ловушек выклинивания в нижней юре является: трассирование региональных границ выклинивания пластов-коллекторов Ю10, Ю11, Ю12 и их покрышек (радомской, тогурской, ягельной) и обоснование предполагаемого контура ловушек.Трассирование региональных границ выклинивания пластов Ю10, Ю11, Ю12 проводилось в автоматическом режиме путем прослеживания нулевой линии мощности между картируемой поверхностью и фундаментом.
В дальнейшем установленные границы выклинивания корректировались данными бурения и сейсмическими материалами. В результате были откартированы региональные границы выклинивания пластов Ю10, Ю11, Ю12 нижней юры и их покрышек.
При обосновании предполагаемого контура ловушек использовались результаты испытания скважин, а также признаки нефтеносности в керне, результаты интерпретации материалов ГИС и сейсмических данных. Поскольку данных по испытанию скважин для установления контура ловушки в каждом конкретном случае недостаточно, было проведено обобщение данных о положении водонефтяных контактов в различных литолого-фациальных и тектонических зонах [3, 5].
В качестве структурной основы была принята структурная карта по кровле пласта Ю10 надояхского горизонта. При этом учитывались данные площадных и региональных работ
МОВ ОГТ, которые «увязывались» c данными бурения. Последние включали стратиграфические разбивки более 1400 глубоких скважин.
Данные о характере распространения песчаных тел-коллекторов и их покрышек совместно с современным структурным планом кровли пласта или горизонта позволяют прогнозировать участки вероятного образования ловушек различного типа, как в зоне регионального выклинивания, так и внутри бассейна седиментации. Выделение их осуществлялось путем совмещения палеогеографической карты со структурной. Прогнозируемый контур ловушки устанавливался по двустороннему пересечению линии регионального выклинивания пласта изогипсой.
Из всех изогипс, пересекающих линию выклинивания, выбирался отрезок изогипсы, отвечающий предполагаемому контуру ВНК в этой зоне. Последний устанавливался по результатам испытания скважин. Контур структурной ловушки выделялся условно по замкнутой изогипсе. При выделении ловушек различного типа предпочтение отдавалось тем участкам, которые согласовывались с сейсмическими данными и совпадали с зонами разуплотнения и возможными зонами газонефтенасыщения. Учитывалось качество покрышек.
В результате была построена карта перспектив нефтегазоносности нижнеюрского НГК в масштабе 1:1000000 для всей территории ЗС НГП (рис. 1).

Рис. 1. Карта перспектив нефтегазоносности нижнеюрского НГК

На картах отображены границы регионального выклинивания пластов Ю10, Ю11, Ю12, суммарные плотности начальных перспективных и прогнозных ресурсов, месторождения, которые числятся на балансе, перспективные зоны и ловушки, выделенные по региональным работам и детальным сейсмическим исследованиям. Всего на территории ЗС НГП в составе нижнеюрского НГК выделено 8 крупных зон, перспективных на поиски залежей УВ, 6 зон – на изучение геологического строения и перспектив нефтегазоносности.
В составе этих зон по детальным сейсмическим исследованиям выделено 410 ловушек различного типа (табл. 2).

Таблица 2

Перспективные объекты нижнеюрского НГК по состоянию на 01.01.2007 г.

В зависимости от изученности территории бурением и сейсмическими исследованиями, степень достоверности выделенных ловушек и прогноз их нефтегазоносности будет различным. Ловушки с достаточно высокой степенью достоверности выделяются в хорошо изученных бурением районах с кондиционными сейсмическими материалами, высокой плотностью потенциальных и прогнозных ресурсов и доказанной нефтеносностью. В таких районах возможен не только прогноз ловушек, но и прогноз их нефтегазоносности. Ловушки средней степени достоверности выделяются на значительной части исследуемой территории. Они обеспечены региональными построениями (структурными и палеогеографическими), наличием сейсмических материалов различной степени кондиционности и частично бурением. Ловушки низкой степени достоверности выделяются в районах неизученных бурением, с некондиционными сейсмическими материалами. Они обычно выделяются лишь по региональным исследованиям.
Отложения нижнеюрского нефтегазоносного комплекса имеют широкое площадное распространение. На изучаемой территории они развиты в центральных депрессионных частях Западно-Сибирской геосинеклизы. Максимальные толщины прогнозируются по сейсморазведке до 2000 м в Большехетской впадине и на северо-западе полуострова Ямал. Южнее, в пределах Нижнепурского мегапрогиба, Нерутинской, Ходуттейской, Невлюяхинской мегавпадин, толщины нижнеюрских отложений несколько сокращаются, но по-прежнему остаются достаточно высокими (750-1100м).
Далее, в южном направлении толщины отложений нижней юры сокращаются достаточно
резко. В пределах Надымской мегавпадины, Ампутинского, Толькинского, Пякупурского мегапрогибов они составляют 350-630 метров, на палеоподнятиях толщины уменьшаются до 280-300 метров. В центральных районах ЗСР они не превышают 200 метров, в Юганской впадине достигают 300 м. На юго-востоке ЗСР составляют 150-200 м, в Чулымской впадине достигают 380 м. Самые низкие толщины приурочены к западным и юго-западным районам. Они не превышают 150 м [8]. В северных районах до широты 63030’ наблюдается покровное залегание нижнеюрских отложений.
На обширных пространствах внешнего пояса геосинеклизы, а также в пределах крупных положительных тектонических элементов (Красноленинский свод, Сергинское к.п., Шаимский мегавал, Сургутский, Нижневартовский своды, Александровский, Средневасюганский, Пайдугинский, Парабельский, Межовский мегавалы и др.), осадки нижней юры не накапливались. Эти территории являлись областями денудации и поставляли огромное количество бобломочного материала в бассейн седиментации. Региональная граница выклинивания отложений нижней юры в западной и юго-западной части ЗСР прослеживается по западному борту Шеркалинского мегапрогиба, северо-западному и восточному склону Туртасского мегавала и Яхлинской мегаседловины, восточному и южному склону Согомской моноклинали и Заозерного выступа. В юго-западной части она проходит по склону Бортовой и Карабашской моноклиналей. В южной части прослеживается по северным склонам Тобольского и Туртасского мегавыступов и Чулымской моноклинали. На востоке – на склонах Каралькинского, Туруханского выступов, Пакулинской моноклинали и т.д. Граница выклинивания имеет сложную извилистую конфигурацию с многочисленными заливообразными понижениями и структурными носами (рис. 2) [8, 10].

Рис 2. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. Шпильмана В.И. и др., 1998 г.), совмещенная со схемой нефтегеологического районирования ЗСНП (2016 г.)

Характерной особенностью строения нижнеюрского НГК является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов нижней юры и сокращение толщин к приподнятым частям палеорельефа. Сначала выклиниваются отложения пласта Ю12, затем Ю11 и Ю10. В пределах крупных тектонических элементов, приуроченных к центральным частям геосинеклизы, осадки нижней юры отсутствуют. Площади аккумуляции осадков последовательно расширяются во времени и соответственно сокращаются области денудации. При этом наблюдается закономерное расширение площадей морского седиментогенеза к югу.
Как уже отмечалось, на основании проведенных комплексных геолого-геофизических, палеогеографических, тектонических исследований на территории ЗС НГП выделено 8 крупных зон, перспективных на поиски залежей УВ: Красноленинская, Уватско-Юганская, Фроловско-Надымская, Надым-Пурская, Надым-Тазовская, Мессовская, Байдарацкая, Ямало-Гыданская. Кроме того, в восточных и юго-восточных слабо изученных районах выделяется еще 6 зон на изучение геологического строения и перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений: Приенисейская, Усть-Тымская, Варгатская, Бакчарская, Кыштовская и Омская (см. рис. 1).
Ниже приводится краткая характеристика особенностей строения и перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений в этих зонах.
Красноленинская перспективная зона выделена в западных районах ХМАО. Она включает восточную часть Березовского района Приуральской НГО, северо-западную часть Сергинского НГР Красноленинской НГО и самую северную часть Шаимского НГР Приуральской НГО.
В фациальном отношении приурочена к Талинско-Шеркалинской фациальной зоне.
Она наиболее полно изучена бурением и сейсмичекими исследованиями, за исключением ее западной части, зоны сочленения Шеркалинского мегапрогиба с Березовской моноклиналью. В этой зоне открыто максимальное количество залежей, связанных с пластами Ю10, Ю11 нижней юры, в том числе крупнейшее – Талинское. К числу средних и мелких залежей относятся Поснокортское, Каремпостское, Западно-Яганокуртское, Сергинское, Западно-Тугровское и др. Плотности начальных суммарных геологических ресурсов в Красноленинском НГР самые высокие и составляют 40-60 тыс. т. усл. топ./км2 и выше, в Сергинском НГР – 10-20 тыс. т. усл. топ./км2, а в прилегающих к нему Березовском и Шаимском НГР – низкие – 0-3 тыс. т. усл. топ./км2.
Коллекторами являются песчано-гравийные и песчаные породы пласта Ю10, Ю11 руслового, дельтового и прибрежно-бассейнового генезиса. Они прослеживаются в наиболее погруженных участках Шеркалинского, Бобровского и Южно-Бобровского мегапрогибов, в виде узкой рукавообразной полосы субмеридионального простирания, которая постепенно расширяется в северном направлении. В направлении бортовых частей мегапрогибов пласты Ю10 и Ю11 выклиниваются. Суммарная мощность пластов изменяется от 0 до 150 м, в среднем составляет 50-100 м. Мощность песчано-алевритовых пород изменяется от 0 до 95 м. В наиболее погруженных частях зоны в среднем составляет 30-75 м. Общая толщина пласта Ю10 – 25-40 м, пласта Ю11 – 25-50 м.
Из общих закономерностей нужно отметить последовательное увеличение толщин пластов Ю10-11 в северном направлении и сокращение – в южном.
В качестве перспективных объектов в этой зоне выделены пласты Ю10 и Ю11, приуроченные к склонам Каремпостской мегаседловины, Сергинскому к.п., Полуйскому своду, Тугровскому и Радомскому валам, Кондинскому к.п., зоне сочленения Шеркалинского мегапрогиба и Березовской моноклинали и т.д. Большой поисковый интерес представляют территории, расположенные северо-восточнее Шеркалинской площади (Алешкинская группа площадей). По проведенным палеореконструкциям установлено, что пласт Ю10, выявленный на склонах этих палеоподнятий, входит в состав крупной Талинско-Шеркалинской зоны развития мощных песчано-гравийных пластов Ю10, Ю11. В результате выклинивания этих пластов к приподнятым участкам палеоподнятий был сформирован ряд ловушек структурно-стратиграфического типа, перспективных на поиски в них залежей углеводородов. Общая толщина пласта Ю10 на этих участках изменяется от 0 до 25 м, эффективная – 0 до 10 м и более. Формирование их происходило в прибрежной части крупного солоновато-водного бассейна, который располагался в пределах северной части Шеркалинского и Бобровского прогибов, Октябрьского выступа и Атлымской ложбины. В сводовых частях палеоподнятий отложения пласта Ю10 отсутствуют [8].
Уватско-Юганская перспективная зона выделена в южных и юго-западных районах ЗСР.
Она включает Салымский (южная часть), Приобский (южная часть), Уватский (северную часть) НГР Фроловской НГО, Демьянский (северную часть), Каймысовской НГО, Вартовский (юго-западную часть) НГР, Сургутский (южная часть) НГР Средне-Обской НГО, Карабашский НГР Приуральской НГО. К настоящему времени на этой территории в нижнеюрских отложениях выявлена одна залежь нефти – Чистинная (пласт Ю11), и одна залежь нефти (Ендырская) в коре выветривания. Севернее и северо-западнее этой зоны открыты залежи нефти в пластах Ю10 на Тундринском, Емангальском и Восточно-Каменном месторождениях.
В фациальном отношении она приурочена к Уватско-Заозерной и Юганской литолого-фациальным зонам, которые разделяются друг от друга Верхнесалымским и Тамаргинским мегавалами.
Уватско-Заозерная литолого-фациальная зона прослеживается в южной части Фроловской мегавпадины и приурочена к Ханты-Мансийской котловине, Тюмскому прогибу, Чирпской ложбине, Южной Бортовой моноклинали, Ендырскому и Зимнему валам и Заозерному выступу. Бурением и сейсмическими исследованиями изучена неравномерно и недостаточно (особенно южные районы). К настоящему времени выявлена одна залежь нефти (Ендырская) в коре выветривания. Залежей нефти в отложениях нижней юры не установлено. Непромышленные притоки и признаки нефтеносности в керне также не установлены. Песчаные пласты-коллекторы Ю10 и Ю11 имеют довольно широкое площадное распространение и занимают значительную территорию Ханты-Мансийской впадины. Они имеют полосовидный и площадной характер распространения и связаны с озерно-аллювиальными и прибрежно-бассейновыми образованиями.
Максимальные мощности приурочены к наиболее погруженным частям впадин и достигают 75-100 м, редко выше, эффективные толщины на этих участках (Черносорское, Чапровское, Верхнедунканское и др. локальные поднятия) составляют 50-75 м. В направлении повышенных частей палеорельефа мощности отложений сокращаются и составляют 25-50 м и меньше (Ендырский, Зимний валы). В сводовых частях большинства локальных поднятий отложения нижней юры отсутствуют.
По материалам бурения, площадным сейсмическим работам МОВ ОГТ и региональным исследованиям перспективными на поиски залежей углеводородов в пластах Ю10, Ю11 являются склоны Бортовой, Южной Бортовой моноклинали, Заозерного выступа и т.д.
На этой территории залежи нефти могут быть приурочены к структурно-стратиграфическим ловушкам, связанным с выклиниванием пластов Ю10 и Ю11 вверх по восстанию пласта. Генезис пород пластов-коллекторов русловый и делювиально-пролювиальный [10]. Эта территория практически не изучена бурением и сейсмическими методами. Для выделения ловушек и обоснования поискового бурения рекомендуется провести детальные сейсмические работы.
Весьма интересной на поиски залежей УВ предстваляется крупная заливообразная зона, расположенная к западу от Тамаргинского и Верхнесалымского мегавалов. Перспективными на поиски залежей УВ могут быть структурно-стратиграфические ловушки, сформированные за счет выклинивания пластов Ю10 и Ю11 вверх по восстанию, а также структурные ловушки в самой зоне. В этом отношении очень интересными являются Новое и Сложное локальные поднятия. По палеореконструкциям породы- коллекторы в этой зоне связаны, главным образом, с русловыми отложениями, имеющими полосовидный характер распространения. Достаточно мощные пласты Ю10 и Ю11 руслового генезиса вскрыты в разрезе скв.200 Пихтовой. Данная территория так же слабо изучена бурением. Аналогичные ловушки выклинивания следует ожидать на склонах палеоподнятий, приуроченных к Ханты-Мансийской впадине (Эргинский, Ендырский, Зимний валы и др.). По детальным исследованиям в этой зоне выделены группа Чапровских, Зимних, Ендырская, Кондинская и другие ловушки.
Юганская литолого-фациальная зона слабо изучена бурением. Она прослеживается южнее Сургутского свода. В тектоническом отношении приурочена к Юганской впадине, Ямскому прогибу, северным склонам Демьянского мегавала и Каймысовского свода. Закономерности изменения пород-коллекторов пластов Ю10, Ю11 в целом аналогичны вышеописанным в Уватско-Заозерной зоне, однако, в этой зоне разрез нижней юры более полный, выделяются все пласты (Ю10, Ю11, Ю12) и толщины их больше. Кроме того, значительно увеличивается толщина радомской покрышки. В скважине 845 Гальнадской общая толщина нижнеюрского НГК составляет 261 м, пласта Ю10 – 117 м, Ю11 – 60 м, Ю12 – 40 м. Толщина радомской пачки составляет 98 м, тогурской покрышки – 44 м.
Формирование пород-коллекторов в Юганской зоне связано с озерно-аллювиальными и делювиально-пролювиальными образованиями. Значительная доля осадков была сформирована в пределах низменной аккумулятивной равнины, временами заливаемой морем.
Пласты-коллекторы имеют полосовидный и площадной характер распространения.
Рассматриваемая Юганская зона представляется перспективной на поиски залежей УВ в отложениях нижней юры. Палеогеографические, структурные и тектонические условия были благоприятными для формирования залежей УВ. К северо-западу от нее прослеживается крупная зона нефтегазонакопления в нижнеюрских отложениях Красноленинского района (Талинское и др. месторождения). В восточной части зоны расположено Чистинное месторождение нефти. При испытании скв.473 из пласта Ю11 получен приток нефти – 5.2 м3/сут, воды – 4,4 м3/сут. Севернее зоны в скв. 66 Средне-Балыкской из пласта Ю10 получен приток нефти дебитом 2.4 м3/сут, при СДУ равном 1250 м. Признаки нефтеносности в керне установлены в скв.845 Гальнадской в пласте Ю11. Кроме того, в северо-западной части исследуемой территории выявлена Ендырская залежь нефти в образованиях коры выветривания. При испытании скв.14 Ендырской, в инт. 3038-3046 м получен приток нефти дебитом 3.7 м3/сут, при СДУ равном 1188 м.
Следует отметить, что отложения нижней юры геологическими и геофизическими методами исследований (особенно в южной и юго-западной части) изучены недостаточно. Для выделения ловушек необходимы дополнительные, более углубленные исследования, в том числе и постановка детальных сейсмических работ.
Перспективными на поиски залежей УВ являются склоны Демьянского мегавала и Каймысовского свода (район Полуньяхской, Тауровской, Айяунской площадей), где предполагаются структурно-стратиграфические и структурные ловушки пласта Ю10-11. В пробуренных на этой территории скважинах пласт Ю10 или не испытывался, или притоков не получено – «сухо». При обосновании поискового бурения следует особое внимание уделить зонам «деструкций», с которыми может быть связаны порово-трещинные коллекторы.
Весьма интересной на поиски залежей УВ являются Угутский, Чупальский, Южно-Киняминский валы, а также заливообразное понижение между Демьянским и Каймысовским сводом. В составе этих зон по детальным работам МОВ ОГТ выделены Негусинская, Северо-Айяунская, группа Мултановских, Западно-Полуньяхских, Вансорская, Северо-Айкурусская и другие структурные и структурно-стратиграфические ловушки.
Фроловско-Надымская зона включает в себя юго-западную часть Ярудейского, восточную часть Казымского, Юильский, Ляминский, северную часть Приобского НГР Фроловской НГО. Граница ЯНАО-ХМАО делит эту зону на две части. В пределах Ярудейского НГР открыто Западно-Ярудейское месторождение в пласте ЮН18. К юго-западу от зоны открыта уникальная по своему геологическому строению и нефтегазоносности залежь нефти в пластах Ю10-11 на Талинском месторождении. В Ляминском и Приобском НГР открыты Емангальское и Тундринское месторождения. В тектоническом отношении перспективная зона приурочена к северной части Фроловской мегавпадины, Вынглорской котловине, Западно-Ярудейской мегавпадине и южной части Надымской мегавпадины и разделяющим эти впадины валам, мегавалам и террасам.
В фациальном отношении Фроловско-Надымская перспективная зона приурочена к Фроловско-Ватлорской и Надымской литолого-фациальным зонам. Они разделяются Помутской мегатеррасой.
Фроловско-Ватлорская фациальная зона изучена бурением неравномерно. В тектоническом отношении на этой территории выделяются Верхнеляминский, Туманный, Ай-Пимский валы, Сыньеганская терраса, южная часть Помутской мегатеррасы, которые разделяются впадинами и прогибами (Тундринская, Вынглорская котловины, Елизаровский прогиб и т.д.). Коллекторами нефти и газа являются песчано-гравийные и песчаные породы руслового и прибрежно-бассейнового генезиса пластов Ю10 и Ю11 горелой свиты. Они прослеживаются в наиболее погруженных участках впадин. Мощности нижнеюрских отложений составляют 100-150 м. Мощности песчано-алевритовых пород в среднем составляют 50-75 м, эффективные – 25-35 м. В направлении повышенных участков палеорельефа мощности отложений сокращаются, вплоть до полного выклинивания, что является благоприятным фактором для формирования ловушек неструктурного типа. Кроме того, наблюдается уменьшение мощностей в южном направлении и увеличение их в северном.
Пласты Ю10, Ю11 развитые в этой зоне являются важными перспективными объектами. Проведенными детальными сейсмическими исследованиями выявлено более 30 ловушек различного типа, приуроченных к пластам Ю10 и Ю11.
Надымская фациальная зона в тектоническом отношении охватывает Западно-Ярудейскую мегавпадину, юго-западную часть Надымской мегавпадины, Ярудейский мегавал, Пайсятинский и Айхеттинский валы, северные склоны Помутской мегатеррасы. Характерной особенностью этой зоны является значительное увеличение толщин нижней юры от 150 до 350 м и более, дельтовый, авандельтовый и прибрежно-морской генезис пород [10]. Это предопределило весьма сложный полосовидный и площадной характер распространения пород-коллекторов, связанных с рукавами и протоками дельты и авандельты, прибрежно-морскими (шельфовыми) осадками, а также широкий спектр ловушек: структурно-литологических, структурно-стратиграфических, структуных и т.д. Следует отметить, что в этой зоне перспективные ловушки могут быть встречены не только на крупных палеоподнятиях, но и в пределах локальных поднятий, приуроченных к палеовпадинам.
Надым-Пурская перспективная зона включает в себя южную часть Губкинского, Вынгапуровский, северную часть Варьеганского НГР Надым-Пурской НГО, Харампурский НГР Пур-Тазовской НГО, Бахиловский НГР Васюганской НГО, западную часть Сабунского НГР Пайдугинской НГО и самую северную часть Александровского НГР Васюганской НГО. В Вынгапуровском НГР в пласте Ю10 на Ярайнерском месторождении открыта залежь.
Граница ЯНАО и ХМАО проходит посередине этой зоны.
Территориально занимает огромные пространства, расположенные севернее Нижневартовского и Александровского сводов. В тектоническом отношении приурочена к крупным впадинам, прогибам, ложбинам и склонам крупных мегатеррас. Литолого-фациальные и палеогеографические условия близки таковым Надымской фациальной зоны. Отличие ее заключается в том, что в этой области выделяются наиболее полные разрезы нижней юры, включающие пласты-коллекторы ЮВ10, ЮВ11, ЮВ12, которые распространены в виде сложнопостроенных полосовидных тел или покровов.
Суммарная толщина пластов изменяется от 200 до 400 м, в северных районах достигает 630 м и более. Породы-коллекторы представляют собой осадки мощных дельтовых и прибрежно-морских комплексов, весьма перспективных на поиски в них залежей УВ [10]. В этой зоне открыто высокодебитное месторождение нефти – Верхнеколикъеганское, Северо-Варьеганское и др. Малодебитные залежи и нефтепроявления установлены на многих площадях: бЗападно-Котухтинской, Бахиловской, Валюнинской, Приозерной, Северо-Варьеганской и др. Нефтепроявления в керне установлены в следующих скважинах: 105 Большекотухтинской, 210 Западно-Новогодней, 151 Ласьеганской, 165 Южно-Эниторской и др.
Надым-Тазовская перспективная зона включает в себя Покурский, центральную часть Уренгойского, северо-западную часть Губкинского НГР Надым-Пурской НГО и Тазовский НГР Пур-Тазовской НГО. В пределах зоны открыты залежи в пласте Ю10 на Уренгойском месторождении (Уренгойский НГР), закартированы ловушки по пласту Ю11 на Западно-Юрхаровской площади.
В тектоническом отношении она приурочена к серии крупных мегавалов и мегатеррас: Ямбургскому, Медвежьему, Ямсовейскому, Уренгойскому, Северо-Уренгойскому, Русско-Часельской гряде, Заполярно-Береговой мегатеррасе, разделенных крупными мегапрогибами и мегавпадинами. Все они имеют четко выраженный линейный характер субмеридионального распространения и простирания.

В фациальном отношении перспективная зона приурочена к Уренгойскому литолого-фациальному району Обь-Тазовской фациальной области. Она резко отличается от всех ранее описанных. Для нее характерно:
– большие глубины залегания пластов Ю10, Ю11, Ю12 нижней юры, от 3460 м в скв.24 Южно-Русской до 4812 в скв.7 Ен-Яхинской;
– резкое увеличение толщин нижнеюрских отложений, от 762 м в скв.24 Южно-Русская до 1111 в скв.7 Ен-Яхинской, в среднем толщины превышают 1000 м;
– покровный характер распространения пород-коллекторов Ю10-Ю12 и их относительно грубозернистый, песчано-гравийный с прослоями конгломератов состав;
– морской генезис пород-коллекторов;
– наличие выдержанных и достаточно-мощных пород-покрышек лайдинского, китербютского и левинского горизонтов морского генезиса.
Пласты-коллекторы Ю10, Ю11, Ю12 формировались в условиях мелководной части шельфа и в прибрежной зоне. Решающее влияние на перераспределение обломочного материала оказал рельеф дна бассейна седиментации. Обломочный материал волнениями и течениями разносился на огромные расстояния, формируя определенный тип песчанных тел. В генетическом отношении это осадки сложных баровых комплексов, кос, пересыпей и т.д. Лучшие пласты-коллекторы формировались на палеовозвышенных участках рельефа дна, где происходило их естественное шлихование. Более мелкий материал сносился в более погруженные участки впадины.
В связи с этим в качестве перспективных объектов рассматриваются крупные положительные структуры (мегавалы, мегатеррасы и т.д.). Учитывая площадной характер распространения пород-коллекторов, следует ожидать развитие значительного количества структурных ловушек, приуроченных к Ямбургскому, Медвежьему, Уренгойскому, Ямсовейскому, Северо-Уренгойскому мегавалам, Русско-Часельской гряде и Заполярно-Береговой мегатеррасе. Перспективы нефтегазоносности в этой зоне могут быть ограничены по глубине (рис. 1, 2) [8, 9, 10].
Мессовская перспективная зона включает в себя Мессовский НГР Гыданской НГО. Залежей в нижнеюрских отложениях пока не выявлено. Эта зона приурочена к очень интересному тектоническому элементу, так называемому Мессовскому порогу, или Мессовской гряде, которая в современном структурном плане объединяет целую серию валов, мегавалов, седловин и выступов, имеющих субширотное простирание. В палеоплане наличие Мессовской гряды пока не подтверждается. Глубины залегания пластов-коллекторов достигают 4400 м.
Учитывая особенности геологического и тектонического строения Мессовской гряды, условия формирования пород-коллекторов в шельфовой области, многие исследователи относят ее к одной из весьма перспективных на поиски залежей УВ.
Преимущественным развитием в этой зоне предполагаются ловушки структурного типа, приуроченные к повышенным частям валов, мегавалов и т.д.
В северо-западной части Ямало-Гыданской фациальной области выделяются две крупные перспективные зоны: Ямало-Гыданская и Байдарацкая.
Ямало-Гыданская зона включает в себя восточную часть Малыгинского, западную часть Северо-Гыданского и практически весь Тамбейский НГР Ямальской НГО. В пределах зоны месторождений не вскрыто. Закартирована Корпачевская ловушка по пласту Ю10. Байдарацкая зона включает в себя южную часть Нурминского, Центральную часть Южно-Ямальского НГР Ямальской НГО. В пределах Нурминского НГР открыто Бованенковское месторождение с залежью в пласте Ю12 и в Южно-Ямальском НГР Новопортовское месторождение с залежью в пласте Ю12.
В фациальном отношении эти две перспективные зоны приурочены к мелководной части шельфа и прибрежной зоне [10].
Перспективы нефтеносности связаны с региональным выклиниванием пластов-коллекторов Ю10, Ю11, Ю12 в западном направлении на склонах моноклиналей, выступов, горстов (Щучьинского, Хашгорского и т.д.), прослеживающихся по западному обрамлению ЗСР и обусловивших формирование значительного количества ловушек структурно-стратиграфического типа. Кроме того, в пределах Нурминского, Бованенковского, Средне- и Северо-Ямальского, Тамбейского и Юрацкого мегавалов, ожидается значительное количество ловушек структурного типа, поскольку на этой территории пласты-коллекторы имеют покровный характер распространения. Палеогеографические и тектонические условия были благоприятны для формирования ловушек подобного типа.
В восточных и юго-восточных слабо изученных бурением и сейсмическими исследованиями первоочередными на геологическое изучение (Cмирнов Л.В. и др., СНИИГГиМС) предлагается шесть крупных зон: Варгатская, Усть-Тымская, Бочкарская (Томская область), Кыштовская (Новосибирская область), Омская, Приенисейская (Красноярский край).
Перспективы нефтеносности в этих зонах связаны с выклиниванием пород-коллекторов Ю10, Ю11 на склонах крупных мегавалов: Владимирского, Пайдугинского, Парабельского, Пудинского, Тарского, Межовского и др., в результате чего возможно формирование значительного количества ловушек структурно-стратиграфического типа. Не исключено также формирование ловушек структурного типа, приуроченных к сводовым и присводовым частям этих поднятий. Генезис пород-коллекторов русловый, прибрежно-бассейновый, прибрежно-морской.
С целью картирования зон региональноговыклинивания горизонтов нижней и средней юры на востоке ЗС НГП в пределах территории Красноярского края рекомендуется выполнить сеть региональных сейсмических профилей с дальнейшим обоснованием параметрических скважин (Приенисейская зона).
Главные перспективы нефтегазоносности следует связывать с русловыми, дельтовыми, авандельтовыми, прибрежно-бассейновыми и прибрежно-морскими отложениями, которые широко развиты в Ямало-Гыданской и Обь-Тазовской фациальных областях и примыкающих к ним с юга Талинско-Шеркалинской, Уватско-Заозерной, Фроловско-Ватлорской, Юганской и др. литолого-фациальных зон.
Выделенные перспективные объекты отличаются как по генезису пород-коллекторов, их мощности, так и по вещественному составу и емкостно-фильтрационным свойствам.
Перспективы нефтеносности среднеюрского НГК
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс объединяет разнофациальные толщи пород, включающих пласты Ю2-Ю9 тюменской свиты ааленского, байосского и батского возраста. Региональной покрышкой служат, существенно, глинистые отложения различно- го возраста. В одних случаях это отложения келловей-оксфорд-киммериджского возраста абалакской свиты, в других – келловей-ранне-оксфордского возраста нижневасюганской подсвиты и т.д. В ряде районов Фроловской НГО они перекрываются суперрегиональной верхнеюрско-нижнемеловой покрышкой, включающей отложения абалакской, тутлеймской, фроловской и др. свит. В Нурминском районе Ямала средняя юра перекрывается глинистыми отложениями нурминской свиты. К востоку от Александровского и Бахиловского мегавалов глинистые отложения нижневасюганской подсвиты замещаются проницаемыми породами наунакской свиты. Региональная покрышка переходит в серию зональных или локальных покрышек, в связи, с чем перспективы среднеюрского НГК к востоку резко снижаются. Залежи нефти в пластах Ю4-9 экранируются локальными покрышками. На Гыданском полуострове покрышка сложена породами гольчихинской свиты, в северо-восточной части плиты – отложениями точинской свиты. Подошвой среднеюрского НГК являются глинистые отложения лайдинского горизонта (радомская пачка) или доюрские образования там, где нижнеюрские отложения отсутствуют и породы комплекса залегают непосредственно на доюрских образованиях.
Отложения среднеюрского НГК являются перспективными практически на всей территории ЗС НГП. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с верхней частью разреза (малышевский горизонт), который является регионально нефтеносным. Промышленная нефтеносность данного горизонта доказана практически на всей территории ЗС НГП.
На 01.01.2007 г. в составе среднеюрского НГК числятся на балансе 891 залежь, в том числе 35 залежей, выявленных в коре выветривания, доюрских образованиях и базальном горизонте (табл. 3).

Таблица 3

Месторождения и залежи среднеюрского НГК на 01.01.2007 г.

На исследуемой территории отложения среднеюрского НГК имеют широкое площадное распространение. Они занимают обширные пространства Западно-Сибирской геосинеклизы. На этой территории отмечаются лишь отдельные останцы в пределах Красноленинского свода, Шаимского мегавала, Демянского мегавала, Каймысовского свода и др., на которых отсутствуют отложения средней юры. В пределах внешнего пояса геосинеклизы осадки средней юры отсутствуют, за исключением Ляпинского прогиба.
Региональная граница выклинивания отложений средней юры в западной и юго-западной части ЗСР прослеживается на склонах Березовской и Верхнеполуйской моноклиналей, Щучьинского выступа, Пелымского, Южно-Иусского, Тавдинского мегавыступов, в гребневой части Шаимского мегавала и на склонах Карабашской моноклинали. В южной части она прослеживается на склонах Тобольского, Туртасского, Старосолдатского и др. мегавалов и мегавыступов. На востоке – на склонах Каралькинского, Туруханского выступов, Пакулинской моноклинали и т.д. Граница выклинивания имеет сложную извилистую конфигурацию с многочисленными заливообразными понижениями и структурными носами.
Характерной особенностью строения среднеюрского НГК является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов средней юры и сокращение толщин к сводовым и присводовым частям палеоподнятий и бортовым частям геосинеклизы. Сначала выклиниваются отложения нижнетюменской подсвиты (пласты Ю7-9), затем средне- и верхнетюменской подсвит (пласты Ю5-6, Ю2-4). В сводовых частях палеоподнятий обычно накапливаются лишь отложения верхнетюменской подсвиты (пласт Ю2-4). Максимальные толщины отложений тюменской свиты приурочены к отрицательным формам палеорельефа: впадинам, мегавпадинам, котловинам, прогибам и т.д. Площади аккумуляции осадков последовательно (снизу-вверх) расширяются во времени. Максимально распространены верхние горизонты тюменской свиты, пласты Ю2-3.
Закономерности изменения толщин среднеюрского НГК на исследуемой территории сводятся к следующему. С юга на север от южного обрамления Западно-Сибирской равнины наблюдается последовательное увеличение толщин от 0 до 700-800 м. Максимальные толщины (900-1000 м) предполагаются в Большехетской впадине, минимальные (0-50 м) – вблизи западного, восточного и южного обрамления, где прослеживается региональная граница выклинивания комплекса, а также на повышеных частях палеоподнятий. В среднем Приобье толщины изменяются от 50 до 200 м. Все изопахиты прослеживаются в виде сложных извилистых изолиний. На фоне последовательного увеличения толщин в северном направлении выделяются положительные и отрицательные формы рельефа, на которых наблюдается или сокращение толщин, или, наоборот, увеличение. Особенности геологического строения пластов в вертикальном разрезе и закономерности распространения их на площади отражены на схемах корреляции, типовых разрезах, картах толщин и сейсмических разрезах [4, 8-10].
Пласты Ю2-9 по своему строению неоднородны и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин и углей. Наиболее однородными являются пласты Ю4, Ю6, Ю7, Ю8-9, однако и у них толщина пропластков обычно не превышает 5-10 м. Нередко (особенно в западной и юго-западной частях) хорошо выделяются пласты Ю2 и Ю3. Более однородные пласты встречаются в виде линз.
Песчаники серые, со слабым буроватым оттенком, мелкозернистые, с примесью среднезернистого материала, алевритистые и алевритовые. По составу породообразующих компонентов песчаники полимиктовые, палевошпатово-кварцевые, редко аркозовые.
Цемент глинистый, пленочно-поровый, поровый, базально-поровый, реже базальный. Упаковка обломочного материала плотная, развиты структуры приспособления и внедрения зерен друг в друга. Алевролиты серые от крупнозернистых песчаных до неравномернозернистых и мелкозернистых. По составу и строению близки песчаникам. Породы обычно слоистые. Характерны различные типы волнистой, косой и горизонтальной слоистости, которая подчеркивается намывами углистого детрита и слюды, а также за счет смены гранулометрического состава. В целом для разреза характерно погрубение обломочного материала вниз по разрезу. Наиболее грубозернистые разности приурочены к его нижней части. Кроме того, с глубиной меняется минералогический состав пород и, в меньшей мере, состав цемента. Коллекторские свойства пород пластов Ю2-Ю9, по имеющимся данным, изменяются следующим образом: пористость открытая – от 12 до 21.3%, проницаемость – от 0.1 до 601.3 мД, плотность – 2.2-2.4 г/см3, в отдельных прослоях выше. Характерной особенностью строения среднеюрского НГК является наличие прослоев углей. Наибольшей угленосностью в составе средней юры характеризуется ааленская часть разреза (пл. Ю7-Ю9). Много углей в байосской части (пл. Ю5). В пластах Ю2, Ю3, количество углей значительно меньше и толщина прослоев обычно незначительна (0.4-1.2 м).
Минимальное количество (или полное отсутствие) углей, в пласте Ю4 батского времени.
Максимальное (более 20 м) количество углей приурочено к центральным частям Ханты-мансийской, Юганской, Усть-Тымской и Нюрольской впадин. В направлении приподнятых частей крупных тектонических элементов количество углей сокращается, вплоть до полного их исчезновения.
Континентальный, прибрежно-бассейновый, дельтовый и морской генезис осадков [10] предопределил не только мозаичный характер распространения песчаных пластов средней юры, но и неоднородность коллекторов. Это в значительной мере повлияло на извлечение УВ. Дебиты нефти из залежей пласта Ю2 изменяются в широком диапазоне: от фонтанных притоков до непереливающих.
Основная проблема поиска залежей УВ в этих пластах сводится к проблеме поиска пород-коллекторов с улучшенными ФЕС.
Пласты-коллекторы имеют сложное линзовидное строение. Песчаные тела обычно небольшой толщины и протяженности. Высокопродуктивные пласты имеют линзовидный характер распространения и связаны с континентальными, прибрежно-бассейновыми, прибрежно-морскими, дельтовыми и авандельтовыми образованиями. Важную роль играет приуроченность пород-коллекторов к тектонически активным зонам, с повышенной проницаемостью, обуславливающих кавернозно-трещинный тип коллектора.
Как отмечалось выше, основные перспективы нефтегазоносности связываются с пластом Ю2 тюменской свиты, который является регионально нефтеносным и поэтому ниже приводится более детальная его характеристика.
Строение пласта Ю2 вертикальном разрезе и характер распространения на площади очень сложный. Для пласта характерны небольшие толщины (от 2 до 15 м, редко более), линзовидный характер строения, резкая фациальная изменчивость и т.д. Формирование связано с прибрежными и мелководными частями крупных пресноводных и солоновато-водных водоемов, а также с дельтовыми комплексами и прибрежно-морскими осадками. Состав пород чаще полимиктовый или граувакковый.
Емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов пласта Ю2 невысокие. Преимущественным развитием пользуются коллекторы IV, V, VI классов по А.А. Ханину.
Региональные закономерности распространения пород-коллекторов пласта Ю2 обусловлены условиями его формирования. Обломочный материал поступал с западного, южного и восточного обрамления плиты. Волнениями и течениями он разносился на значительные расстояния. Решающее влияние на его перераспределение оказывал рельеф дна бассейна седиментации: многочисленные острова, отмели, подводные возвышенности и впадины, эрозионные останцы и т.д. В зависимости от форм палеорельефа (положительных и отрицательных) формировался определенный тип песчаных тел, которые имеют закономерное площадное распространение.
Наиболее мощные и однородные пласты-коллекторы накапливались в четырех литолого-фациальных зонах.
Первая из них прослеживается полосой сложной конфигурации вдоль предполагаемой береговой линии существовавшего в то время палеобассейна. На карте она условно отождествлена с региональной границей выклинивания пород тюменской свиты. Коллекторами нефти и газа являются песчано-алевритовые породы полимиктового и полевошпатово-кварцевого состава. В генетическом отношении это осадки пляжей, вдольбереговых баров, кос, пересыпей и, частично, континентальные. Гипсометрически это самый высокий уровень накопления осадков пласта Ю2 в песчаных фациях.
Вторая литолого-фациальная зона связана с крупными палеоподнятиями: Красноленинским, Сургутским, Нижне-Вартовским, Александровским, Демьянским, Каймысовским и др. Максимальное количество песчаного материала накапливалось на склонах локальных поднятий, осложняющих своды и в седловинах между ними. Это осадки прибрежно-бассейнового, прибрежно-морского и лагунно-барового комплекса.
На погружении песчано-алевритовые разности замещаются глинистыми и алеврито-глинистыми практически непроницаемыми породами. Линия глинизации в этом случае носит локальный характер и условно проводится по границе выклинивания отложений нижней юры [5-7].
В сводовых частях локальных поднятий в подавляющем большинстве также накапливались преимущественно глинистые и алеврито-глинистые осадки забаровых лагун, озер, болот. Гипсометрически это второй уровень формирования пласта Ю2 в песчаных фациях.
Третья литолого-фациальная зона формирования пласта Ю2 в песчаных фациях приурочена к относительно погруженным участкам впадин, на которых в раннеюрское время формировались мощные пласты Ю10, Ю11. На этих территориях формировались полифациальные осадки дельтового комплекса. Пласты-коллекторы имеют полосовидный характер распространений.
Зоны повышенных эффективных толщин прослеживаются в виде полос сложной конфигурации субмеридионального простирания на Талинской, Южно-Лунгорской, Лунгорской, Западно-Ватлорской, Верхнелунгорской, Верхнеказымской площадях и далее на север, в район Ветсорской и Чапурской площадей.
Аналогичный характер распространения пласта Ю2 отмечается в центральной и восточной частях Западно-Сибирской провинции. Полосовидный характер распространения песчаных тел, по-видимому, обусловлен влиянием подводных течений. Эта зона весьма интересна на поиски залежей УВ. Гипсометрически это третий уровень формирования пласта Ю2.
Четвертая литолого-фациальная зона формирования пласта Ю2 в песчаных фациях связана с локальными поднятиями, приуроченными к крупным отрицательным формам палеорельефа – впадинам, мегавпадинам, прогибам и мегапрогибам.
В относительно глубоководных частях палеобассейна, который занимал обширные пространства наиболее погруженных частей ЗСР накапливались преимущественно глинистые и алеврито-глинистые осадки. Содержание песчаных и алевритовых пород в них обычно не превышает 30%. Преобладающим развитием пользуются коллекторы VI, возможно V классов.
В пределах этих зон пласт Ю2 в песчаных фациях может быть встречен лишь на участках, приуроченных к сводовым и присводовым частям локальных поднятий. Линия глинизации пласта Ю2 ориентировочно совпадает с линией выклинивания нижнеюрских отложений, за исключением сургутского свода.
Пласт Ю3 по строению и особенностям формирования близок к пласту Ю2. Нередко эти два пласта при подсчете запасов объединяются в один объект. Картирование отдельных песчаных линз на площади при редкой сети скважин практически невозможно т.к. к настоящему времени нет какой-либо удовлетворительной методики для их выделения, поэтому при выделении перспективных объектов использовался комплексный подход. При выделении перспективных зон и ловушек, наряду с традиционными, использовалась методика сравнительного анализа толщин разного ранга, разработанная А.Г. Мухер и Н.И. Королевой в 1989-90 гг. [5, 6]. При этом учитывались несколько факторов: структурный, палеогеографический и тектонический, которые, как известно, предопределяют формирование нефтематеринских толщ, пород-коллекторов и пород-покрышек. За основу принята структурная карта по кровле малышевского горизонта (пласт Ю2). При этом использовались данные площадных и региональных работ МОВ ОГТ, которые «увязывались» с результатами бурения.
При обосновании предполагаемого контура ловушек использовались результаты испытания скважин, признаки нефтеносности в керне, результаты интерпретации материалов ГИС и др.
Учитывались материалы интерпретации сейсмических данных.
Данные о палеорельефе, характере распространения песчаных тел коллекторов и современный структурный план позволяют прогнозировать участки образования ловушек различного типа, как в зоне регионального выклинивания, так и внутри бассейна седиментации. Их выделение осуществлялось при совмещении палеогеографической карты, карты толщин песчано-алевритовых пород и структурной карты. Предпочтение отдавалось тем структурам и участкам, которые являлись повышенными по палеореконструкциям наиболее опесчаненными по карте мощности, согласовывались с сейсмическими данными и совпадали с зонами разуплотнения и возможными зонами нефтенасыщения. Учитывалось наличие и качество покрышки.
В результате была построена карта перспектив нефтегазоносности среднеюрского НГК (рис. 3). На представленной карте отображен современный структурный план кровли тюменской свиты, начальные суммарные плотности перспективных и прогнозных ресурсов, залежи, которые числятся на балансе; ловушки и зоны, выделенные по региональным и детальным сейсмическим исследованиям. Всего в пластах Ю2-9 средней юры детальными исследованиями откартировано 567 перспективных ловушек различного типа: структурных, структурно-стратиграфических и структурно-литологических. Первоочередными на поиски залежей УВ выделено 10 крупных зон: Уватско-Юганская, Красноленинская, Приуральская, Сургутская, Фроловско-Надымская, Надым-Пурская, Надым-Тазовская, Мессовская, Байдарацкая, Ямало-Гыданская. Кроме того, в слабоизученных восточных и юго-восточных районах выделено 6 крупных зон на изучение геологического строения и перспектив нефте- газоносности среднеюрских отложений. Границы перспективных зон, приуроченных к крупным положительным структурам (своды, мегавалы, валы и т.д.), в области развития континентальных осадков условно проведены по границам выклинивания отложений нижней юры [3, 5, 6]. В различных фациально-тектонических районах этой границе будет отвечать различная толщина юрских отложений на карте  (А-Б). Ниже приводится краткая характеристика особенностей строения и перспективы среднеюрского НГК в различных нефтегазоносных районах и областях.

Рис. 3. Карта перспектив нефтегазоносности среднеюрского НГК

Восточно-Уральская НГО слабо изучена бурением и сейсмическими работами. Залежей нефти не выявлено. Отложения средней юры приурочены к Ляпинскому мегапрогибу. На склонах Висимского мегавала и Саранпаульской моноклинали они выклиниваются. Мощность отложений тюменской свиты колеблется от 0 до 175 м. Вскрыты в разрезах семи скважин (150 Ляпинской, 271 Вольинской, 11201 Нерохской и др.).
Кроме того, в пределах Ляпинской впадины была пробурена параметрическая скважина 31 Ляпинская. Мощность средней юры составляет 173 м. Вскрыты пласты Ю2-Ю8. Разрез представлен грубым переслаиванием песчано-алевритовых пород мощностью от 2-3 до 10 м с аргиллитами. Характерно значительное количество прослоев углей, мощностью 0.5-3 м.
Основные перспективы нефтегазоносности в Восточно-Уральской НГО, большинством исследователей, связываются с терригенно-карбонатными палеозойскими отложениями и корами выветривания.
Мощность последних на гранитных массивах предполагается до 100 м и более [8]. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений подтверждают выходы битумов в турнейских отложениях, обнажающихся по берегам рек Ивдель, Сосьва, Тура; открытие Маньинского промышленного месторождения битумов в турнейских отложениях. Южнее за пределами территории ХМАО в Тагильско-Магнитогорском прогибе в разрезах скважин наблюдаются примазки жидкой нефти и битумов (отложения Рz2).
Перспективы нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений оцениваются неоднозначно. На этой территории возможно широкое развитие литолого-стратиграфических ловушек в юре на бортах прогибов и моноклиналей. На данном этапе по отложениям средней юры на балансе числится 12 ловушек – Усть-Тапсуйская, Западно-Мапасийская, Няврольская, Паульская, Тимская и др. (табл. 4).

Таблица 4

Перспективные объекты среднеюрского НГК по состоянию на 01.01.2007 г.

Пробуренные новые скважины в Ляпинском мегапрогибе пока не подтвердили нефтегазоносность данного района.
При оценке прогнозных ресурсов по мезо-кайнозойским отложениям данная территория оценена как малоперспективная. По данным космонефтепрогноза (А.Л. Клопов) территория является благоприятной для поиска залежей нефти и газа.
Приуральская НГО включает Берёзовский, Шаимский, Иусский, Карабашский нефтегазоносные районы, расположенные на территории ХМАО, Тобольский НГР (юг Тюменской области) и Полуйский НГР (ЯНАО). Территория весьма неравномерно изучена бурением и сейсмическими исследованиями. Многочисленные залежи нефти в пластах Ю2-Ю6 выявлены, в основном, в Шаимском НГР. В Иусском НГР выявлено две залежи нефти и одна залежь нефтегазоконденсата. В Берёзовском НГР выявлены преимущественно залежи газа из верхнеюрских отложений, в Карабашском НГР выявлена одна залежь газа, приуроченная к базальным отложениям тюменской свиты. В Полуйском и Тобольском НГР залежей УВ к настоящему времени не выявлено.
Разрез средней юры в Приуральской НГО сокращенный. Вскрыты, главным образом, пласты Ю2-4 и лишь в восточной части на склонах Березовской и Карабашской моноклиналей, а также северных склонах Тобольского, Туртасского мегавыступов и в разъединяющих их мегаложбинах вскрыты пласты Ю5-6. Пласты Ю7-9 вскрыты лишь в заливообразных понижениях. На значительной части локальных поднятий, осложняющих эти палеоподнятия, осадки средней юры отсутствуют. К таковым относится группа Сысконсыньинских, Игримских, Шухтунгорских, Малососьвинских, Тобольских и др. л.п. Мощность отложений тюменской свиты изменяется от 0 до 150 м. Характер распространения песчаных тел коллекторов сложный, с многочисленными фациальными замещениями их глинистыми породами.
Формирование пород-коллекторов происходило в пределах озерно-аллювиальной равнины временами заливаемой морем.
По проведенным региональным исследованиям, палеореконструкциям и т.д. предполагается, что наиболее мощные и однородные пласты-коллекторы Ю2-3 прослеживаются полосой сложной конфигурации на склонах Березовской моноклинали (рис. 3). Эта территория является перспективной на поиски залежей УВ, хотя на современном этапе исследований, по плотности начальных суммарных геологических ресурсов она отнесена к малоперспективной. Плотности изменяются от 1 до 10 тыс.т/км2.
Наряду со структурными, в этой области предполагается целая серия структурно-стратиграфических ловушек, связанных с выклиниванием пластов Ю2-9 к наиболее приподнятым частям Берёзовской, Карабашской моноклиналей; Пелымского, Южно-Иусского, Тавдинского мегавыступов и др. крупных тектонических элементов, приуроченных к западному и южному обрамлению ЗСР. Наиболее интересными являются Восточно- и Южно-Ванзетурская, Чуэльско-Самутнельская, Северо-Игримская, Северо-Нарыкарская, Турпатьинская, Сумысьинская, Южно-Пулытьинская, Половинкинская, Рябиновская, Курухтальская и др. площади. Они слабо изучены сейсмическими исследованиями, перед их опоискованием необходима постановка сейсмических работ.
Красноленинская НГО, включающая Сергинский и Красноленинский НГР, наиболее полно изучена бурением и сейсмическими работами. В этих районах выявлены многочисленные залежи нефти в пластах Ю2, Ю2-3, Ю4, редко в пластах Ю5-9. Разрез средней юры достаточно полный. Вскрыты все пласты (Ю2-9) средней юры. Мощность отложений тюменской свиты изменяется преимущественно от 100 до 200 м, в северо-восточной части Сергинского НГР достигает 240-260 м. В сводовых частях палеоподнятий разрез юры сокращённый и составляет 45-100 м и менее. Характерно последовательное стратиграфическое выклинивание пластов Ю7-9, Ю5-6, Ю4 к наиболее возвышенным участкам палеорельефа, что является благоприятным фактором для формирования ловушек неструктурного типа. Пласты-коллекторы неоднородные, полифациальные по составу, представлены частым переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и углей. Общие толщины пласта Ю2 изменяются от 5 до 15 м, эффективные – от 0.4 до 8-10 м. Формирование их связано с зоной прибрежного мелководья (пляжи, бары, косы, отмели). Песчано-алевритовый материал накапливался на склонах крупных палеоподнятий, на погружениях пласты-коллекторы замещаются слабопроницаемыми и непроницаемыми алеврито-глинистыми породами, за исключением областей развития дельтовых и авандельтовых образований. Наиболее мощные и однородные пласты-коллекторы накапливались на склонах локальных поднятий и в седловинах между ними, а также в дельтовых протоках и рукавах дельт. В сводовых частях локальных поднятий пласты-коллекторы обычно неоднородные или заглинизированные. Пласт Ю3 по строению близок к пласту Ю2, но лучшие пласты-коллекторы приурочены к склоновым частям палеоподнятий.
В Красноленинском НГР выделено 67 ловушек различного типа. Перспективными являются северные и восточные склоны Красноленинского свода (группы Рогожниковских, Сотниковских, Поснокортских, Восточно-Каменных, Молодежных, Елизаровских, Заозёрных и др. ловушек). Значительное количество ловушек (49) структурного и структурно-литологического типов в пластах Ю2, Ю2-3, Ю2-4 выделяются в Сергинском НГР. Они приурочены к Сергинскому к.п., Полуйскому своду и другим палеоподнятиям. Все перспективные объекты объединены в Красноленинскую перспективную зону (рис. 3).
Фроловская НГО включает семь нефтегазоносных районов. Четыре из них (Юильский, Ляминский, Приобский, Салымский) находятся на территории ХМАО, два (Казымский и Ярудейский) на территории ЯНАО, Уватский НГР – на территории ХМАО и на юге Тюменской области. Бурением и сейсмическими работами изучена достаточно полно, но неравномерно. В пластах Ю2-4 выявлено 70 залежей нефти. На отдельных месторождениях (Средненазымское, Итьяхское и др.) нефтеносными являются и нижележащие пласты Ю5-9. Мощность отложений тюменской свиты изменяется в среднем от 200 до 300 м, в северо-восточных районах достигают 350 м и более. Максимальные мощности приурочены к погруженным частям впадин. В направлении повышенных частей крупных тектонических элементов (валов, террас и т.д.) разрез средней юры сокращается, но и там, в ее составе сохраняются практически все пласты средней юры. Песчано-алевритовые пласты-коллекторы неоднородные, представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и углей. Так, на Нялинско-Сыньеганской группе площадей, мощность песчано-алевритовых пород пласта Ю2 изменяется от 5 до 10 м, эффективная – от 0 до 5.2 м, на Галяновской группе площадей мощность песчано-алевритовых пород составляет 5-14 м и т.д. Формирование их происходило в пределах озерно-аллювиальной равнины временами заливаемой морем.
В Юильском НГР отложения средней юры геологическими методами изучены недостаточно, поэтому дополнительно широко использовались сейсмические методы исследований. В западной части Юильского НГР в пределах Чуэльского выступа разрез средней юры сокращенный. Вскрыты главным образом пласты Ю2-4 и Ю5-6. Пласты Ю7-9 вскрыты лишь в заливообразных понижениях. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 77 до 200 м, эффективная от 20 до 30 м. Характер распространения песчаных тел коллекторов сложный, с многочисленными фациальными замещениями их глинистыми породами. Формирование пород-коллекторов связано с зоной прибрежного мелководья (осадки пляжей, вдоль береговых баров, кос, пересыпей) и, частично, континентальными. Рассматриваемая территория перспективна на поиски залежей УВ. Наряду со структурными на этой территории возможны структурно-стратиграфические ловушки, связанные с выклиниванием пластов Ю2-9 к наиболее приподнятым частям Чуэльского выступа.
В пределах Помутской мегатеррасы, западного борта Ватлорской террасы и Вынглорской котловине в разрезе средней юры вскрыты все пласты средней юры, от Ю2 до Ю9 включительно. Общая толщина колеблется от 220 до 350 м.
Максимальные толщины приурочены к наиболее погруженным частям прилегающих впадин.
В направлении повышенных частей крупных тектонических элементов (валов, террас, седловин и т.д.) разрез средней юры сокращается, но и там, в ее составе сохраняются практически все пласты. Песчано-алевритовые пласты-коллекторы неоднородные, представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и углей. Как и на остальной территории перспективными являются пласты Ю2, Ю3 верхнетюменской подсвиты. Геолого-геофизическими методами изучены недостаточно. Анализ имеющегося материала позволяет предполагать наличие двух зон с улучшенными коллекторскими свойствами. Одна из них приурочена к повышенным участкам палеорельефа в пределах Помутской террасы. Как и на других палеоподнятиях песчано-алевритовый материал, по-видимому, накапливается на относительно приподнятых участках палеорельефа, на погружениях пласты-коллекторы замещались слабо проницаемыми или непроницаемыми алеврито-глинистыми породами. Следующая зона повышенных мощностей песчано-алевритовых пород пласта Ю2 прослеживается на восточном склоне Помутской мегатеррасы, западном склоне Ватлорской террасы и разделяющей их седловине).
Зоны повышенных эффективных толщин прослеживаются в виде полос сложной конфигурации субмеридионального простирания на Южно-Лунгорской, Лунгорской, Западно-Ватлорской, Верхнелунгорской, Верхнеказымской площадях и далее на север, в район Ветсорской и Чапурской площадей. Толщина песчано-алевритовых пород изменяется от 8 до 20 м, эффективная – 3.6 до 17.2 м. Опесчаненные зоны чередуются с зонами пониженных толщин. На отдельных участках отмечается почти полное замещение коллекторов слабопроницаемыми или непроницаемыми породами. Формирование пород связано с мелководными и относительно глубоководными частями шельфа. Полосовидный характер распространения песчаных тел, по-видимому, обусловлен влиянием подводных течений. Эта зона весьма интересна на поиски залежей УВ.
По региональным исследованиям в пределах Фроловской НГО выделено более 20 крупных перспективных зон и участков: Ватлорско-Лунгорская, Помутская, Верх-неляминско-Айпимская, Сыньеганская, Эргинско-Ташинская, Ендырско-Кондинская, Вайская и др. В составе этих зон по детальным исследованиям выделено более 70 ловушек различного типа. Все они приурочены к крупным тектоническим элементам: Помутской мегатеррасе; Верхнеляминскому, Эргинскому, Зимнему валам; Сыньеганской террасе и др. В пределах Тундринской и Ханты-Мансийской котловин пласты-коллекторы Ю2 и Ю3 замещаются алеврито-глинистыми и глинистыми породами.
В Уватском НГР перспективными на поиски залежей УВ являются наиболее возвышенные участки южной Бортовой моноклинали.
Следует отметить, что южная часть моноклинали практически не изучена бурением и сейсмическими методами. Залежей нефти к настоящему времени не выявлено. Для выделения ловушек необходимы более углубленные исследования, в том числе, постановка детальных сейсмических работ. Поэтому на данной стадии можно говорить о перспективности южной части Южной Боровой моноклинали в целом, а не о конкретных ловушках. Наряду со структурными, в этой зоне возможны структурно-стратиграфические ловушки, связанные с выклиниванием пластов Ю2, Ю3, Ю4, Ю5-6, к наиболее приподнятым частям Южной Бортовой моноклинали. С целью уточнения геологического строения данной территории, выделения перспективных на поиски залежей УВ ловушек и обоснования постановки поискового бурения, рекомендуется проведение детальных сейсмических работ.
О перспективах нефтегазоносности северной части Южной Бортовой моноклинали можно говорить более определенно, поскольку она хотя и слабо, но изучена бурением. На этой территории проведены также сейсмические работы, по материалам которых были выделены целая серия ловушек структурного типа (группа Куньякских, Демьянских, Тямкинская, Сложная и др.). Контур ловушек проводился условно, по замкнутой изогипсе. Формирование пластов-коллекторов на этой территории связано с зоной прибрежного мелководья, с относительно глубоководной ее частью. Предполагается что пласт Ю2 в этой зоне будет представлен более тонким переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Толщина эффективных пропластков изменяется от 0.4 до 1.2 м, редко больше. Более однородными предполагаются пласты Ю3, Ю4, хотя и в них более однородные пласты будут встречаться в виде отдельных линз. В скв. 712 Качкарской общая толщина пласта Ю2 составляет 12 м, эффективная 0.8 м, общая толщина пласта Ю3 – 16 м, а эффективная достигает 11.8 м. Толщина пропластков изменяется от 0.4 до 2.6 м, преимущественно 1.4-2.4 м. В скв.200 Пихтовой, пробуренной восточнее, из пластов Ю3, Ю4 получены притоки нефти дебитом до 3.3 м3/сут, при Р=5.9 МПа. Пласт Ю2 заглинизирован.
В Казымском и Ярудейском НГР толщины среднеюрских отложений достигают 370 м, эффективные от 17 до 78 м. Максимальные толщины приурочены к наиболее погруженным частям Западно-Ярудейской и Надымской мегавпадинам. Формирование перспективных на поиски залежей УВ ловушек связано со сложным полифациальным дельтовым комплексом.
Более мощные и однородные пласты-коллекторы формировались по простиранию рукавов и проток, дельты и авандельты в пределах Западно-Ярудейской и Надымской мегавпадин.
В скв. 204 Полуйской лучшие пласты-коллекторы приурочены к пластам Ю3, Ю4, Ю7, Ю8, в скв.7 Надымской – к пластам Ю2, Ю7, Ю8, Ю9.
С данными отложениями связаны ловушки структурно-литологического типа. Кроме того, перспективные зоны приурочены к крупным палеоподнятиям: Ярудейскому мегавалу, Пайсятскому, Айхеттинскому валам (Фроловско-Назымская перспективная зона).
Среднеобская НГО включает три нефтегазоносных района: Сургутский и Вартовский (ХМАО), и Ноябрьский НГР (ЯНАО). Центральные территории Сургутского района хорошо изучены бурением, здесь выявлено максимальное количество залежей нефти, связанных с пластами Ю2-4. Мощность отложений тюменской свиты изменяется в среднем от 200 до 400 м. Наблюдается закономерное увеличение толщин в северном и южном направлениях. По региональным исследованиям выделены Июльско-Средневатлорская, Тыйлорская, Усть-Балыкская, в южной части района — группа Чупальско-Заболотных ловушек и др. Всего по детальным исследованиям выделено 47 перспективных объектов. Все они входят в состав крупной перспективной Сургутской зоны.
В Вартовском НГР в пластах ЮВ2-4 выявлены лишь небольшие залежи нефти: Западно-Варьеганская, Могутлорская, Рославльская, Чистинная и др. Мощность отложений тюменской свиты варьирует в широком диапазоне – от 150-200 м в сводовых частях Нижневартовского свода, до 400 м на прилегающих к нему впадинах и прогибах. Пласты Ю2-4 среднетюменской подсвиты в этом районе геолого-геофизическими методами изучены недостаточно, поскольку основное внимание было обращено на регионально нефтегазоносный горизонт ЮВ1 васюганской свиты. Пласт Ю2 большинстве случаев не испытывался. Как и в Сургутском НГР, пласт Ю2 имеет сложный полосовидный характер распространения. Зоны повышенного содержания песчано-алевритовых пород чередуются с заглинизированными. Все они прослеживаются в субмеридиональном направлении.
Перспективы нефтегазоносности связаны со склонами Нижневартовского свода, с Ватьеганским валом, Западно-Котухтинской моноклиналью, положительными структурами, приуроченными к Пякупурскому мегапрогибу, на юге – к Угутскому, Южно-Киняминскому валам и т.д. По региональным исследованиям в этом районе выделены Выинтойская, Янчинско-Рославльская, Угутская и другие крупные перспективные зоны и участки. В составе этих зон по детальным иследованиям выделено 32 ловушки различного типа.
На Нижневартовском своде и прилегающих землях Сургутского свода, Юганской мегавпадины, Александровского мегавала – в области развития васюганской свиты – для оценки перспектив нефтеносности среднеюрских отложений могут дополнительно использоваться данные о толщинах нижневасюганской подсвиты. Дело в том, что если на карту толщин нижневасюганской подсвиты вынести контуры всех выявленных в ХМАО залежей в средней юре, то обнаруживается, что подавляющее большинство залежей восточнее границы перехода васюганской свиты в абалакскую располагаются на участках с толщинами нижневасюганской подсвиты меньше 30-35 м. Эта тенденция вероятно обусловлена эмиграцией в верхи тюменской свиты УВ, генерируемых органическим веществом баженовской свиты, и балансом возникающих давлений эмиграции углеводородов, скоростью миграции УВ по коллекторам пласта Ю1 и давлением прорыва УВ через нижневасюганскую покрышку. Похожим механизмом скорее всего объясняется и приуроченность залежей УВ в доюрском комплексе Красноленинского и Шаимского районов к зонам пониженных (менее 100-200 м) толщин юрских (включая абалакские) отложений.
В Ноябрьском НГР в отложениях средней юры выявлено четыре месторождения: Верхненадымское, Крайнее, Малопякутинское, Пайсятское. По региональным и детальным исследованиям к перспективным отнесены южные склоны Пякутинской террасы и Суторминская мегаседловина.
Каймысовская НГО включает Демьянский, Каймысовский, Пологрудовский, Прииртышский, Нюрольско-Колтогорский НГР. В данной НГО выявлено 21 месторождение, включающие 61 залежь (Пихтовое – пласты Ю3, Ю4, Радонежское – ЮС2, Полуньяхское – пласты Ю2, Ю3, Западно-Полуньяхское – пласты Ю3, Ю4, Ю42, группа залежей Тайлаковского месторождения – пласты Ю2, Ю3, Ю4, Усть-Тегусское – пласты Ю2, Ю3, Ю4, и др.
Основные перепективы нефтегазоносности связываются с пластами Ю2-4 верхне-тюменской свиты. По региональным и детальным исследованиям в составе среднеюрского НГК выделен ряд перспективных зон и ловушек различного типа: структурных, структурно-литологических и структурно-стратиграфических.
Перспективы нефтеносности связываются с южными склонами Демьянского мегавала, где выделяется две крупных структурно-стратиграфических и три структурных ловушки пласта Ю2-4. Контур Урненских структурно-стратиграфических ловушек обусловлен выклиниванием пластов Ю2, Ю3, Ю4 к сводовым частям Урненского палеоподнятия. Контур Урурной I, II и Едовой структурных ловушек принят условно по замкнутой изогипсе.
Весьма перспективными на поиски залежей УВ являются Пологрудовский и Тамаргинский мегавалы. На этих палеоподнятиях выделяется 8 ловушек структурного типа: Шуйская, Восточно-Шуйская, Северо-Болотная, Коптанская, Северо-Коптанская, Кирилкинская, Восточно-Кирилкинская, Тамаргинская. В северной части Тамаргинского мегавала и прилегающих территориях выделяется 7 ловушек структурного типа. Контур ловушек принят условно по замыкающей изогипсе.
Надым-Пурская НГО включает Варьеганский, Вэнгапурский, Губкинский, Уренгойский, Надымский НГР. В пределах Варьеганского НГР в пластах ЮВ2-4 тюменской свиты выявлены группа Северо-Варьеганских, Варьеганских и Ванъеганских залежей. Месторождения приурочены к крупным палеоподнятиям: Варьеганскому, Тагринскому и Вэнгапуровскому мегавалам. Перспективы нефтегазоносности связываются именно с этими палеоподнятиями. Значительное количество ловушек структурного типа выделено в северо-восточной и юго-восточной территории НГР. В Губкинском и Уренгойском НГР выявлены 13 месторождений (Верхнее-Пурпейское, Дремучее, Комсомольское, Северо-Губкинское, Юбилейное, Песцовое, Уренгойское и др.). Все они приурочены к крупным палеоподнятиям: Худосейскому, Уренгойскому, Ямбургскому, Медвежьему, Харасавейскому мегавалам и др. Перспективы нефтегазоносности в этих районах связаны с этими крупными поднятиями. По региональным и детальным исследованиям выделена крупная Надым-Тазовская перспективная зона, в составе которой выделено значительное количество ловушек различного типа. Генезис пород-коллекторов в этой зоне связан с прибрежно-морскими осадками.
Васюганская НГО включает Александровский, Бахиловский, Средневасюганский, Пудинский и Межовский НГР.
В Александровском и Бахиловском НГР в отложениях средней юры выявлены Хохряковское, Верхнеколикъеганское, Митрофановское и др. месторождения. Мощность отложений тюменской свиты изменяется от 200 до 400 м. По региональным работам выявлены Александровская и Бахиловская перспективные зоны, которые включают 55 детальных ловушек. Сводовые и присводовые участки Нижневартовского и Александровского палеоподнятий отнесены к малоперспективным.
Следует отметить, что перспективы нефтегазоносности пластов ЮВ2-9 в восточных районах (Вартовский, Александровский, Бахиловский, Каралькинский НГР) изучены недостаточно. В дальнейшем необходимо проведение как региональных, так и детальных исследований по выяснению перспектив нефтеносности в этих районах.
В Средневасюганском НГР выявлены три месторождения: Мыльджинское, Южно-Мыльджинское и Северо-Васюганское, в Пудинском – Герасимовское, Казымское, Лугинецкое, Останинское, Селимхановское, в Межовском – Калиновое, Северо-Калиновое, Кулгинское, Нижнетабаганское, Смоляное.
В рассматриваемых районах в отложениях средней юры, как и в других НГР, пластыколлекторы имеются, но здесь резко ухудшается качество верхнеюрской покрышки в связи с переходом васюганской свиты в наунакскую – резко опесчаненную, поэтому крупных залежей УВ в этих районах не ожидается. Перспективных на поиски залежей УВ ловушек к настоящему времени не выявлено.
Пайдугинская НГО включает Сабунский, Пыль-Караминский, Усть-Тымский, Парабельский НГР. Мощность отложений тюменской свиты изменяется от 200 до 400 м и более.
По региональным иследованиям выделено две крупных перспективных зоны: Сабунско-Приозерная и Боровая, которые включают 23 детальных ловушки. В юго-восточных районах выделяются Усть-Тымская и Бочкарская зоны, рекомендуемые на изучение геологического строения и перспектив нефтегазоносности.
Предъенисейская НГО включает Каралькинский НГР. Слабо изучена бурением и сейсмическими исследованиями. В целом по плотности запасов отнесена к малоперспективным.
Лишь в западной части по материалам сейсморазведки выделено восемь ловушек различного типа. Низкие перспективы нефтеносности данного района связываются с отсутствием надежных покрышек. Для геологического изучения и выяснения перспектив нефтегазоносности выделяется Приенисейская зона.
В Ямальской и Гыданской НГО по региональным и детальным исследованиям выделены три перспективные зоны: Байдарацкая, Ямало-Гыданская и Мессовская и др.
Перспективы нефтегазоносности связаны с прибрежно-морскими осадками (зона шельфа). Промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений в этих областях доказана открытием 8 залежей УВ.
Таким образом, выделенные по региональным исследованиям перспективные зоны можно объединить в три группы.
1. Зоны, приуроченные к шельфовой области морского седиментогенеза. Это, главным образом, северные районы ЗСР (Ямало-Гыданская, Байдарацкая, Мессовская зоны).
Основные перспективы связаны с крупными положительными тектоническими элементами (своды, мегавалы, валы, моноклинали и т.д.) и с зоной выклинивания пластов Ю2-9 средней юры к приподнятым частям палеоподнятий. В этой области предполагаются главным образом ловушки структурного, структурно-стратиграфического типа.
2. Зоны, приуроченные к дельтовой области. Это районы, расположенные севернее Сургутского, Нижневартовского и Александровского сводов (Фроловско-Надымская и Надым-Пурская зоны). В этих зонах предполагаются ловушки структурно-литологического, структурного и структурно-стратиграфического типов. Они связаны с русловыми протоками дельт и авандельт и прибрежно-морскими осадками.
3. Зоны, приуроченные к областям развития озерно-аллювиальной равнины и озерно-аллювиальной равнины, временами занимаемой морем, а также прибрежно-бассейновыми осадками. В этих областях предполагается развитие самого широкого спектра ловушек. Главные перспективы нефтегазоносности связаны с крупными положительными тектоническими элементами и их склонами.
Всего в составе средней юры детальными исследованиями выделено 350 перспективных ловушек различного типа: структурных, структурно-стратиграфических и структурно-литологических.
Характеристика среднеюрских перспективных объектов в различных нефтегазоносных районах приведена в работе по гос. контракту № 33/07, где указана тектоническая приуроченность перспективных зон, типы ловушек и пласты к которым они приурочены, месторождения, выявленные на этой территории и т.д.
Таким образом, выделенные перспективные объекты опираются на большое количество фактического материала, научно обоснованы и являются надежной базой для оценки ресурсного потенциала и определения главных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в отложениях нижней и средней юры Западной Сибири.

ЛИТЕРАТУРА
1. Волков В.А., Гончарова В.Н., Мухер А.Г., Нечаева Н.А., Сидоров А.А., Сидоров А.Н. Методика построения карты изохрон отражающего горизонта А и структурной карты поверхности доюрского основания осадочного чехла территории ХМАО. – Вестник недропользователя. – № 14. – 2004. – С. 54-61.
2. Волков В.А., Сидоров А.А., Сидоров А.Н. Методика формирования цифровой модели нижне-среднеюрских отложений Западно- Сибирской нефтегазоносной провинции/Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры // Материалы ХII научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск. – 2009. – Т.1. – С. 87-100.
3. Волков В.А., Сидоров А.А., Гончарова В.Н., Захарова Л.М., Кайгородов Е.П., Кулагина С.Ф., Кулешова Т.М., Мухер А.Г., Олейник Е.В., Рубина Т.В. Цифровая квазитрехмерная модель строения осадочного чехла центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры // XV НПК. – Ханты-Мансийск. – 2012. – Т.1. – С. 3-12.
4. Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Девятов В.П. Типовые разрезы – основа детальных моделей юры Западной Сибири / Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО – Югры // Материалы ХХ научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск. – 2017. – Т.1. – С. 210-244.
5. Мухер А.Г., Королева Н.И. Методика выделения перспективных объектов в отложениях нижней и средней юры Западной Сибири/Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибиои. – Тюмень. – 1992. – С. 3-12.
6. Мухер А.Г., Королева Н.И. Новый подход к построению детальных палеогеографических и палеогеоморфологических карт на основе геолого-геофизических данных. – Москва. – ВИНИТИ. – ДФ № 2090-В-91.
7. Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Тугарева А.В., Шпильман А.В., Гончарова В.Н., Солопахина Л.А. Строение и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений в связи с переоценкой потенциальных ресурсов на территории ХМАО/Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО // Материалы VIII научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск. – 2005. – Т.1. – С. 164-176.
8. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Волков В.А., Сидоров А.А., Тугарева А.В., Кулагина С.Ф., Гончарова В.Н., Солопахина Л.А., Девятов В.П., Сапьяник В.В. Региональные закономерности геологического строения горизонтов нижней и средней юры Западно-Сибирского осадочного бассейна // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры / Материалы XII научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск. – 2009. – Т.1. – С. 65-86.
9. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Солопахина Л.А. Трассирование зон развития региональных покрышек и оценка их экранирующих свойств. Построение карт региональных флюидоупоров нижней и средней юры. – Вестник недропользователя. – № 29. – С.
10. Мясникова Г.П., Мухер А.Г., Девятов В.П. Условия седиментации стратиграфическихь горизонтов юры. Палеогеографические карты//Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры / Материалы XV научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск. – 2012. – Т.1. – С. 77-94.