Продолжены исследования по изучению особенностей нефтегазоносных комплексов (НГК) северных регионов Западно-Сибирского НГБ от доюрско-палеозойских, нижне-среднеюрских, верхнеюрских, берриас-нижневаланжинских (ачимовская толща) до верхнего продуктивного
(апт-сеноманского) мегакомплекса [1–4]. Настоящее исследование посвящено выявлению зон распространения гигантских и уникальных месторождений нефти и газа в этом комплексе. Несмотря на многочисленные публикации по мезозойским НГК этих регионов Западной Сибири, многие геологические и геохимические задачи требуют дополнительной проработки. В большой степени это относится и к верхнему НГК, который характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности, значительной литологической изменчивостью коллекторов и покрышек, сильной дифференциацией УВ состава и фазового типа флюидов, наличием природных мегарезервуаров [5–7]. Вероятно, можно принять, что «природный резервуар — это коллектор, частично или со всех сторон ограниченный непроницаемыми породами и являющийся естественной емкостью для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляция флюидов» [8–10];
то есть это совокупность флюидоупора и проницаемого комплекса [11]. Значительное число месторождений, открытых и разрабатываемых на севере Западной Сибири в верхнем продуктивном НГК, имеет гигантские и уникальные запасы УВ, что позволяет считать залежи УВ сеноманского мегакомплекса, представленные покурской свитой, мегарезервуарами. Уточним, что гигантские — это месторождения с начальными запасами жидких УВ (включая конденсат) и природного газа соответственно более 1 млрд т и 1 трлн м³ каждое. В обобщающей работе [12] отмечено, что на долю Западно-Сибирского НГБ приходится 9 месторождений-гигантов (для сравнения в бассейне Персидского залива — 36, в Прикаспийском — 5, Мара­каибо — 3). Наиболее перспективны в плане открытия гигантских газовых месторождений, по мнению [12], —
это российский Западно-Арктический регион, связанный прежде всего с Южно-Карской
газоносной областью.

К верхнему продуктивному комплексу относится мощная толща апт-сеноманских отложений, сложенная континентальными угленосными и прибрежно-морскими фациями. В некоторых областях провинции апт составляет с неокомом флюидодинамически единый продуктивный комплекс, отделенный от вышележащего зональными разновозрастными глинистыми покрышками (средний апт — средний альб). На большей части территории от нижележащих нижнемеловых отложений разрез комплекса отделяется нижнеаптской региональной покрышкой. Верхней региональной покрышкой комплекса служат глинистые породы туронского возраста; внутри комплекса прослеживаются покрышки субрегиональные, разделяющие этот комплекс на подкомплексы. В центральных районах Надым-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) комплекс выделен в покурскую свиту. На восточной части региона отложения от апта до сеномана объединены в долганскую и яковлевскую свиты. На западе глубина погружения кровли комплекса в пределах северных районов Западной Сибири колеблется от 300–500 м (Ярудейская, Хейгинская площади) до 1 600 м в центральных районах. Толщины отложений изменяются от 450 м на западе до 1 600 м и более в центре и на востоке [5, 6].

Покурская свита является сероцветной терригенной угленосной толщей, представленной полным набором фаций приморской аккумулятивной равнины. Она сложена переслаивающейся толщей песчаников, песков, алевролитов и глин с большим количеством углистых включений и многочисленных растительных остатков. Размеры и толщины песчаных слоев увеличиваются в присводовых частях положительных структур, а на склонах поднятий — глинистых. В объеме покурской свиты циклического строения в подошве каждого цикла с эрозионным несогласием залегают высокопроницаемые пески и слабосцементированные песчаники (русловые фации), а в кровле — слабопроницаемые алеврито-глинистые породы пойменных, болотно-пойменных или озерных фаций [7]. Характерной особенностью отложений верхнего продуктивного комплекса является угленасыщенность и высокая песчанистость, которая увеличивается в восточном и северо-восточном направлениях. В среднем на разведанных площадях доля коллекторов составляет 60–75 %. Песчано-алевролитовые разности отложений комплекса характеризуются отличными коллекторскими свойствами.

Процессы генерации нефти и газа в верхнем продуктивном комплексе изучены достаточно подробно. Рассеянное органическое вещество (ОВ) этих пород сапропелево-гумусового
и гумусового типов. Содержание Сорг значительно и составляет в среднем 1,2–2,0 %.
В глинистых и алевролитовых разностях сеномана-альба содержание Сорг снижается с запада на восток соответственно от 2,7 и 1,12 % на Ямале, 2,55 и 1,20 % на Гыдане до 1,50–2,40 % и 1,10–1,50 % в центральных районах Надым-Тазовской области. Степень метаморфизма ОВ отвечает буроугольной (отражательная способность витринита R0 равна 0,3–0,5 %) и длиннопламенной
(R0 = 0,5–0,65 %) стадиям [13].
Результаты расчетов генерации газа и битумоидов породами альб-сеноманского комплекса показали [13], что только в породах альба и сеномана северных районов бассейна были генерированы грандиозные объемы УВ газов — около 1 490 трлн м³ и существенно меньшие объемы битумоидов, особенно легких, около 132 млрд т, то есть альб-сеноманская толща севера Западной Сибири явилась мощным газоматеринским комплексом, генерировавшим газ протокатагенетического генезиса (т. е. на низких стадиях катагенеза) [13].

Верхний продуктивный комплекс является преимущественно газоносным. Внутри него выделяется распространенный регионально альб-сеноманский НГК, аптский подкомплекс, развитый на Ямале, Гыдане и северо-западе Надым-Тазовской НГО и продуктивная газ-салинская пачка турон-сенона, установленная в восточной части Пур-Тазовской НГО и в Мессояхском нефтегазоносном районе.
Свободные газы верхнего продуктивного комплекса исключительно метановые, бесконденсатные или низкоконденсатные с очень низким содержанием тяжелых УВ (обычно не более 2–3 %, но чаще всего менее 1 %), бессернистые. Также очень низки содержания СО2 и азота. Для изученных скоплений характерны химические типы флюидов (по Ал.А. Петрову) Б-1, Б-1 и А-2. По содержанию микроэлементов конденсаты и нефти являются обедненными, а по преобладанию Ni над V образуют единый никелевый тип флюидов, характерных для слабопреобразованных УВ ранней генерации.
С глубиной от сеноманского подкомплекса к аптскому общее число залежей и количество газовых залежей сокращается. Меняется и их фазовое состояние: появляются газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатнонефтяные залежи. С ростом глубин и палеотемператур, т. е. с увеличением градации катагенеза пород и ОВ, состав газа утяжеляется, содержание метана снижается от 99–97 до 95–93 %, а содержание тяжелых УВ растет
от 0,5 до 2,5–3,5 %; при этом состав жидких УВ облегчается: от нафтенового сменяется
нафтеново-метановым и метано-нафтеновым.

Верхний продуктивный комплекс включает 93 месторождения (табл. 1, рис. 1, 2) и 168 залежей. Он представлен всеми категориями запасов (в тыс. т усл. т): мелкими (<5 000–15 000), средними
(15 000–60 000), крупными (60 000–300 000), уникальными (>300 000) и месторождениями-гигантами (свыше 1 млрд т).

Месторождения-гиганты — Медвежье, Русское, Заполярное, Бованенковское, Ямбургское
и Уренгойское. По фазовому состоянию среди разнообразных УВ скоплений преобладают газовые (55 залежей). Их число максимально в классе мелких залежей (26), далее по классам они убывают (17, 7 и 5). С рангом класса запасов возрастает число ГК залежей (от 1 до 6); ГН (от 2 до 4); появляются НГК залежи.
На схематической карте (рис. 3) размещения УВ скоплений с разной категорией запасов в верхнем продуктивном комплексе выделены три зоны: область развития месторождений-гигантов,
область преимущественного развития крупных и уникальных по запасам скоплений и область преимущественного развития мелких и средних по запасам скоплений. При построении карты использована «Схема размещения месторождений газа и нефти в альб-сеноманском
комплексе» [13].

Месторождения-гиганты приурочены к двум центрам, один из которых расположен в осевой части Надым-Тазовской НГО (Медвежье, Г, Уренгойское, ГК, Ямбургское, Г, Заполярное, Г, Русское, НГ),
чьи максимальные запасы газа связаны с сеноманским комплексом, так же как и нефтяная залежь месторождения Русского, а другой — на Ямале (месторождение Бованенковское). Две другие
зоны — крупных и уникальных, а также средних и мелких УВ скоплений широкими поясами окаймляют выделенные центры. Прогнозируемые зоны могут являться перспективными для поисков разномасштабных месторождений УВ скоплений.
Причина насыщения мегарезервуаров верхнего продуктивного НГК севера Западной Сибири гигантскими и уникальными запасами УВ сырья объясняется благоприятным сочетанием как геохимических, так и геологических особенностей региона. Это, по данным [13, 14], развитие в разрезе значительной по мощности угленосной толщи верхнего валанжин-сеномана с высоким содержанием ОВ существенно гумусового типа, способной генерировать огромные массы УВ; оптимальная для эффективного газообразования стадия катагенеза — показатель преломления витринита R0 изменяется от 0,40 до 0,55 %; высокая песчанистость разреза и отсутствие в нижнемеловом разрезе мощных достаточно протяженных глинистых покрышек; широкое развитие значительных по размерам и эффективной емкости валообразных и куполовидных поднятий; новейшее время окончательного формирования газовых скоплений; наличие мощной (500–900 м) турон-олигоценовой покрышки, слабо нарушенной разломами. Как считают некоторые исследователи [13, 14], в породах нижнего мела-сеномана была генерирована и достаточно большая масса битумоидов, однако скопиться образовавшиеся нефти первого этапа генерации в условиях мощного газообразования и накопления смогли только в неблагоприятных для сохранности газа локальных условиях. Как правило, они находятся там, где в альб-сеноманском комплексе обнаруживается флюидопроводящий разлом или серия разломов, по которым газ мигрирует из залежи. Это нефтяные подгазовые залежи на месторождениях Русское, Тазовское, Северо-Комсомольское.
Среди упомянутых благоприятных факторов ряд исследователей для объяснения закономерностей размещения гигантских скоплений нефти и газа в верхнем продуктивном комплексе на исследуемой территории придают особенностям геодинамических процессов. Образование месторождений-­гигантов в этом регионе обусловлено наличием крупных и гигантских структурных ловушек. Как отмечают многие исследователи, тектоника северных и арктических регионов в
неоген-четвертичное время была на несколько порядков активнее центральных, и именно здесь проявились интенсивные структурно-формационные движения с образованием поднятий-ловушек
с амплитудами более 200 м. Вероятно, значительное воздымание, способствующее выделению растворенного газа, а также активизация геодинамических движений, приведшая к
формированию крупных структур-ловушек, типа мегавалов, валов, куполовидных
поднятий и др., являлись благоприятными факторами для образования здесь уникальных
и гигантских месторождений [14, 15].