Западно-Сибирский НГБ является главным районом промышленной добычи и разведки нефтяных
и газовых месторождений в России. Основные перспективы связаны с северной территорией бассейна, где открыты уникальные месторождения по запасам УВ-сырья. Однако проблема поддержания добычи нефти и газа на высоком уровне в районах Западной Сибири обостряется
с каждым годом, поэтому всесторонний анализ минерально-сырьевой базы нефтегазоносных комплексов, оценка перспектив нефтегазоносности северных территорий Западной Сибири, прогноз зон распространения УВ-скоплений различного фазового состояния, типизация скоплений УВ по величине начальных запасов являются актуальными, своевременными и имеют большое практическое значение.
Несмотря на многочисленные и глубокие исследования многие проблемы остаются не решенными и/или их решение требует дополнительных исследований. Это связано со сложностью геологической истории региона; широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности; большими глубинами залегания; сильной дифференциацией УВ-состава и фазового типа флюидов; большой литологической изменчивостью коллекторов. В значительной мере это относится к юрским отложениям, степень изученности которых на данной территории явно недостаточна не только для количественного, но даже и качественного прогноза газонефтеносности геологических объектов и предсказания новых открытий особенно в отдаленных районах севера Западной Сибири. Кроме того, ловушки антиклинального типа относительно простого строения практически опоискованы — необходим поиск и методические разработки по прогнозу сложно построенных неантиклинальных, часто комбинированных, ловушек [1, 2].
Юрские отложения северной части Западной Сибири характеризуются благоприятными условиями для нефтегазонакопления: рифтогенным режимом развития, который способствует вертикальной миграции флюидов; распространением зон трещиноватости, связанных с разломами, необходимых для формирования пород-коллекторов; флюидоупорами — глинистыми толщами; выигрышными геохимическими позициями: относительно высоким содержанием Сорг и битумоидов, умеренной
и достаточной катагенетической прогретостью недр, высоким реализованным генерационным потенциалом [3].

Нижне-среднеюрский НГК в северных районах Западно-Сибирского НГБ представлен двумя формационными рядами — двумя песчано-алеврито-глинистыми формациями [4, 5]:

• прибрежно-морской и континентальной, ритмично-горизонтально-слоистой;

• прибрежно-континентальной линзовидно-слоистой.

Отличия формаций проявляются в более морском характере первой и континентальности второй. Обе формации сероцветные и темноцветные, субугленосные. Если толщины первой формации варьируют от 0,5 км на юго-западе до 2,5 км на северо-востоке, то толщины отложений второй формации, распространенной в юго-западной и южной частях региона, колеблются от 0,5 до 1 км. Они содержат ОВ гумусового и сапропелево-гумусового типа. По данным [6], содержание Сорг в отложениях леонтьевского горизонта тюменской свиты средней юры (наиболее широко развитых в исследуемом регионе) в области шельфа центральной части Ямало-Гыданской области достигает максимальных величин до 3 %, уменьшаясь к югу и юго-западу до 1 %. Они содержат ОВ гумусового и сапропелево-гумусового типа. По данным [6], содержание Сорг в отложениях леонтьевского горизонта тюменской свиты средней юры (наиболее широко развитых в исследуемом регионе) в области шельфа центральной части Ямало-Гыданской области достигает максимальных величин
до 3 %, уменьшаясь к югу и юго-западу до 1%. В пределах Ямало-Гыданской области преобладало глубоководное шельфовое море. Здесь накапливались глинистые и глинисто-алевритовые осадки с содержанием аквагенных (сапропелевых) компонентов в интервале 50-75 %. Остальная часть ОВ представлена гумусовой террагенной составляющей в основном высших растений. Юго-западное обрамление Ямало-Гыданской области характеризуется в это время осадками мелководного шельфа с меньшим содержанием аквагенных компонентов до 25-50 %.

Прогноз фазовых состояний и физико-химических свойств УВ-систем для нижне-среднеюрского НГК детализирует и корректирует существующие ранее представления [7]. Проведена типизация
УВ-флюидов исследуемых НГК по физико-химическим свойствам, общему УВ-составу и УВ-составу бензиновых фракций с выделением геохимических типов и подтипов согласно геохимической классификации [5] и химической классификации Ал. А. Петрова (1984). В нижне-среднеюрских отложениях присутствуют геохимические типы УВ-флюидов средней, высокой и очень высокой преобразованности (IIIг и IIг). Нефти характеризуются средней (Ср) и легкой (Л) плотностью, малосернистые (S1), малосмолистые, малопарафинистые (П1), парафинистые (П2) и высокопарафинистые (П3) со средним и высоким содержанием светлых фракций (н.к. — 300 оС). Конденсаты этих типов легкие (Л) и средние (Ср), малопарафинистые (П1) и парафинистые (П2).
По УВ-составу это флюиды парафинового и нафтено-парафинового оснований. Характеристики классов и подклассов нефтей по [5] (табл. 1 и 2).

В нефтях и конденсатах типа IIг содержание суммарной алкановой фракции н-С4–н-С36 колеблется в широких пределах — 9–35 %, а изопреноидов состава С13–С20 — в пределах 0,7–3,5 %. Отношение П/Ф составляет 1,2–9,5/2,0–3,5*. Кi изменяется в пределах 0,19–0,90/0,20–0,60*. Во флюидах типа IIIг суммарное содержание широкой алкановой фракции н-С4–н-С36 варьирует в пределах 14–30 %,
а изопреноидов С13–С20 в интервале 0,7–1,8 %. В распределении н-алканов на хроматограммах наблюдаются два максимума в областях н-С5–н-С10 и н-С23–н-С25. Среди изопреноидов доминируют и-С14 и и-С19 (П). Отношение П/Ф составляет 1,3–9,8/4,0–9,8*. Кi колеблется в пределах 0,09–0,47/0,21–0,30*.
*Примечание: в числителе — данные по нефтям, в знаменателе — конденсатам.
Установлено, что вниз по разрезу мезозойских отложений с увеличением глубины залегания
УВ-скоплений и степени преобразованности в их групповом составе происходят эволюционные изменения, меняется и тип залежи. Так, в отложениях альб-сеноманского НГК обнаружены слабопреобразованные нафтеновые (циклановые) нефти. По химической классификации
Ал. А. Петрова (1984) — это тип Б-1. Газы альб-сеномана сухие, низкоконденсатные (до 10 см3/м3), низкоазотные и низкоуглекислые. Залежи УВ приурочены к низкотемпературной зоне катагенеза на глубинах 1 000–1 600 м. В аптском комплексе на глубинах 1 600–1 800 м преобладают конденсаты типа IIг. Ниже, до глубины 3 200 м, распространены конденсаты и нефти из оторочек НГК-залежей, относящиеся к типу IIг. На глубинах 3 200–3 600 м при доминирующей роли нефтей и конденсатов типа IIг появляется тип IIIг (А-1), который становится преобладающим на глубинах 3 700–4 200 м в нижне-среднеюрском комплексе. Конденсаты типа IIIг отличаются своеобразным составом. Для них характерна повышенная цикличность за счет присутствия аренов и шестичленных цикланов и высокое содержание алканов. Это приводит к утяжелению конденсатов III гСрП2 и сближению их физико-химического облика с нефтями IIIг ЛП2.
На схематической карте (рис. 1) показаны зоны распространения и прогноза нефтяных (Н), газоконденсатнонефтяных (переходная зона) (ГКН) и газоконденсатных (ГК) скоплений. При оконтуривании зон учитывались данные о фациальном типе ОВ и его катагенетической преобразованности [7, 8]. На территории распространения УВ-скоплений нижне-среднеюрского НГК выделяются три зоны фазового состояния УВ: Н, ГКН и ГК.

Нефтяная зона занимает почти всю Надым-Тазовскую область. Граница нефтяной зоны проходит севернее Лензитского месторождения, по Уренгойскому мегавалу и далее севернее Берегового и Кынского месторождений. Внутри нефтяной зоны присутствуют три подзоны. Наиболее погруженная часть Надым-Тазовской области, где выделяется первая подзона, представлена флюидами геохимического типа IIIг ЛП2S1 на Уренгойском месторождении итипа IIIг ЛП3S1 на Береговом. Эту подзону окаймляют нефти типа IIгб ЛП1–2S1. В юго-западной части области и небольшой полосой на юге ее развиты нефти типа IIгб СрП1S1.
Переходная зона, где распространены преимущественно ГКН и реже ГК-скопления, протягивается широкой полосой по Южно-
Ямальской НГО и северной части Надым-Тазовской НГО. Как правило, ее УВ-скопления представлены ГК-залежами с нефтяными оторочками. Величины конденсатных факторов колеблются в диапазоне 135–241 г/м3 в западной части зоны и возрастают до 274–537 г/м3 на востоке. В нефтяной оторочке газовый фактор варьирует от 15 до 355 м3/т. В центральных наиболее погруженных частях зоны присутствуют конденсаты типа IIIг СрП2 (месторождение Тазовское).
По периферийным частям зоны распространены конденсаты типа IIг Л-СрП1–2. Нефтяная оторочка представлена нефтями типа IIг СрП2S1. Граница между ГКН и ГК зонами проходит по Ямалу севернее Бованенковского месторождения, через Ямбургское к Тазовскому и охватывает северную часть Пур-Тазовской области.
Газоконденсатная зона располагается в Ямало-Гыданской и Усть-Енисейской нефтегазоносных областях, занимая северо-восточную часть Ямальского полуострова, Средне-Мессояхский свод и протягивается к Усть-Портовскому мегавалу. В данной зоне в основном присутствуют ГК-залежи с небольшими величинами конденсатного фактора 70–156 г/м3. Доминирующим типом конденсата здесь являются типы IIIг, причем в западной части зоны можно прогнозировать тип IIIг ЛП1,
а в восточной части зоны — IIIг ЛСр.
В настоящее время нефтяными и газовыми компаниями в нижне-среднеюрских отложениях планируется широкая разведка перспективных площадей в основном на конденсат и газ в Ямало-Гыданской и Усть-Енисейской областях. Здесь можно прогнозировать наличие ГК-залежей метанового основания геохимического типа IIIг ЛП и типа IIIг Л-СрП в Енисейской области. Установленная фазовая зональность распределения типов УВ-скоплений в Западной Сибири имеет генетическую основу и предопределяется фациальным типом исходного ОВ и степенью его катагенетического преобразования. Отложения нижне-среднеюрского возраста, содержащие в основном ОВ гумусовой природы (угленосные и субугленосные континентальные формации), классифицируются как газопроизводящие, что и привело к сосредоточению в этих отложениях крупных газовых и газоконденсатных залежей.

Анализ материала, касающегося стадийности преобразования ОВ региона, свидетельствует о существенном разнообразии точек зрения исследователей и о различной рисовке на картах зон катагенетического преобразования ОВ. При оценке катагенеза ОВ нижне-среднеюрского возраста нами за основу интерпретации взята карта [8] (как наиболее представительная, основанная на большом фактическом материале), данные [3, 6, 7, 9 и др.].
Степень катагенетической преобразованности ОВ базальных горизонтов юры значительно меняется по территории — возрастает от бортов Западно-Сибирского НГБ к центральным его частям и представлена всей шкалой катагенеза — от градаций ПК3 до АК1-3. Наименее преобразованное ОВ (ПК3) наблюдается на западном периферическом внешнем борту бассейна. Зона слабого мезокатагенеза ОВ (R0 = 0,5–0,85 %) примыкает тонкой полосой с востока к этой области. Наибольшие площади северной части Западно-Сибирского НГБ представлены тремя градациями катагенеза: стадиями МК2, МК3 и АК1, то есть умеренным, сильным мезокатагенезом и апокатагенезом.
Трем зонам стадийности катагенетического преобразования ОВ в базальных горизонтах юры отвечают соответствующие по фазовому состоянию типы УВ-скоплений. Зоне умеренного катагенеза — нефтяные залежи, в зоне сильного мезокатагенеза преобладают ГКН залежи. Зона апокатагенеза — область газоконденсатных залежей с низким конденсатным фактором. Выделенные зоны, вероятнее всего, продолжаются в южные акватории Карского моря.

Сопоставление стадийности катагенетического преобразования ОВ юрских отложений с величиной начальных запасов УВ не выявило между ними прямой зависимости. Как отмечалось многими геохимиками и подтвердилось проведенным исследованием, степень катагенеза ОВ определяет тип УВ-флюида — с увеличением градаций катагенеза тип залежи меняется от нефтяной к газоконденсатно-нефтяной и газоконденсатной. На рисунках 2–4 показаны графики распределения запасов УВ в нижне-среднеюрском НГК Западно-Сибирского НГБ.

Анализ масштабности месторождений комплекса по величине геологических запасов УВ показал следующее. В выборке распределения залежей по величине запасов УВ нижне-среднеюрских отложений (38 месторождений) преобладают залежи с мелкими запасами. Так, около 74 % месторождений имеют запасы менее 5 000 тыс. тонн. Это в основном нефтяные месторождения (28). В группу средних, крупных и уникальных запасов попадают 5 месторождений. К крупным и уникальным относятся соответственно Бованенковское (ГКН) и Новопортовское (ГКН), а к средним — Малоямальское (ГКН), Урен-гойское (Н) и Малыгинское (ГК). По фазовому состоянию, как видно из этого перечисления, это в основном ГКН-скопления. В нижне-среднеюрских отложениях крупные и уникальные скопления — исключительно ГКН и ГК по фазовому состоянию. Кривая распределения запасов УВ-месторождений имеет левую асимметрию, то есть область высокой частоты встречаемости запасов с величинами от 100 до 1 000 тыс. тонн смещена от модального интервала (1 000–10 000) влево в область более низких запасов. При анализе запасов по всему юрскому комплексу отмечается отсутствие преемственности в величинах геологических запасов на многопластовых месторождениях: например, если месторождение Новопортовское имеет уникальные запасы УВ в отложениях J1–2, то в отложениях J3 — отсутствует залежь; аналогичная картина наблюдается и по Бованенковскому месторождению; с другой стороны — крупные запасы УВ в отложениях J3 вниз по разрезу в отложениях J1–2 на месторождении Новогоднее сменяются мелкими, а на месторождении Харампурское вообще отсутствует залежь; лишь на Уренгойском многопластовом месторождении наблюдаются близкие категории запасов УВ в верхнем и нижне-среднеюрском НГК — средние.
Таким образом, статистическая обработка распределения запасов УВ [10] по площади и разрезу юрских отложений севера Западной Сибири показала, что количество залежей с мелкими запасами существенно выше, чем со средними, крупными и уникальными; намечается дифференциация залежей и по фазовому составу — нефтяные скопления по запасам в основном мелкие и средние,
а ГКН и ГК — крупные и уникальные. Преобладание месторождений с мелкими запасами, выявленное нами, не противоречит известному распределению Парето. Эта закономерность была выведена исследователями, исходя из огромного опыта уже состоявшихся открытий, и описывает распределение месторождений по размеру запасов УВ, по классам крупности, используя количественную оценку начальных суммарных запасов. Суть этого закона: чем меньше по запасам класс, тем больше он включает месторождений и обладает меньшими ресурсами. И при этом каждый последующий по убыванию класс запасов УВ содержит залежей в три раза больше, чем предыдущий. Однако этот закон, как нам представляется, проявляется только при рассмотрении распределения месторождений по величине запасов однородной выборки, например, запасов УВ отдельно взятого НГК; при добавлении в выборку величин запасов по меловым залежам, причем не по всем, а только ограниченных наличием залежей в юре, действие закона нарушается в связи с тем, что выборка оказалась разнородной. Интересные выводы использования закона Парето были приведены нами в [11].

По экспертным оценкам, как отмечается в работе [12], в настоящее время в основных крупных НГБ России доля запасов нефти и газа в сложнопостроенных залежах в общем объеме запасов составляет 35–75 %, причем доля прироста промышленных запасов УВ, связанных с неструктурными ловушками, в общем объеме прироста стабильно составляет 12–35 %,
а в перспективе ожидается, что она увеличится в среднем до 70 %. Для Западной Сибири уже
сейчас 70 % ресурсов и 35 % запасов УВ приурочено к неструктурным залежам [12].
При конкретизации строения залежей в юрских НГК отмечается, что типичны ловушки, связанные
с русловыми дельтовыми и прибрежными аккумулятивными песчаными телами, а также тектонически экранированные (рис. 5 [12, 13]). При этом неструктурные, преимущественно литологические, ловушки формировались, главным образом, в континентальных и прибрежно-континентальных обстановках. В континентальных условиях неструктурные ловушки образовывались по модели седиментации спрямленных, меандрирующих, фуркирующих рек и временных потоков, а в прибрежно-морских — по седиментационным моделям дельт с влиянием различных процессов: речных, приливно-отливных и волновых [13].