При всем разнообразии неструктурных ловушек в основе их классификации лежат генетический и морфологический признаки, исходя из которых к неструктурным относятся ловушки литологического, стратиграфического или тектонически экранированного типов. На формирование таких ловушек влияет и структурный фактор (тектонический, комбинированный и т.д.) [1].
Сложное строение и литологическая неоднородность неструктурных ловушек требуют использования совместных геолого-геофизических методов. На региональном этапе исследований ведущую роль приобретают также экспресс-методы (менее затратные), такие как магнито- и гравиразведка, а также электроразведка, определяющие необходимость глубинных исследований. Более информативен комплекс геомагнитных методов с 3D-сейсморазведкой и палеореконструкциями [1].
В неструктурных ловушках залежи углеводородов (УВ) приурочены преимущественно к элементам древнего рельефа (долины, дельты, реки, пляжи, бары, морские каналы и т.д.). Ловушки облекания, эпигенетические ловушки приурочены к бассейнам карбонатного осадконакопления и позволяют реконструировать древнюю обстановку осадконакопления.
В Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (НГП) отмечается большое разнообразие неструктурных ловушек, но преобладают литологически ограниченные (рис. 1).

В стратиграфических интервалах доюрского основания встречаются ловушки в эродированных выступах и останцах фундамента, а также тектонически экранированные, эпигенетические и, возможно, биогермные. Для юрского нефтегазоносного комплекса (НГК) характерны ловушки, связанные с дельтовыми и прибрежными аккумулятивными телами (бары, острова). Аналогичные типы неструктурных ловушек отмечаются также на западных территориях Енисей-Хатангского регионального прогиба (Енисей-Анабарская НГП) [1].

С помощью палеогеографических реконструкций на основе детальных седиментологических, палеонтологических, геолого-геофизических методов (вместо традиционной методики структурной интерпретации сейсмических данных) в Западно-Сибирской НГП обнаружены месторождения аллювиальной природы и в глубоководных турбидитовых отложениях не на структурах, а между ними или на их склонах (Уватский проект ТНК BP) [1]. По этому проекту залежи в неструктурных ловушках обеспечили прирост более 300 млн т перспективных ресурсов УВ. Такой подход позволил в 2018 г. завершить государственный контракт по созданию палеогеографических карт основных продуктивных горизонтов Западной Сибири (юры и нижнего мела), на основе которых были выделены перспективные зоны развития неструктурных ловушек [2].

В юрских комплексах литологические ловушки приурочены к погребенным палеоруслам и сопутствующим береговым фациям, а также конусам выноса турбидитовых потоков, дельтовым и аккумулятивным телам шельфовой зоны (барам, конусам выноса дельт и дельтовым каналам)
(рис. 2). Построенные прогнозные карты определили ресурсный потенциал нефтегазоносных комплексов юры и нижнего мела. В собранном материале (17 900 скважин) по данным сейсмокаротажа, вертикального сейсмического профилирования, данных геофизические исследования скважин (ГИС), петрофизических определений керна, данных опробования скважин был сформирован каркас временных сейсмических разрезов (14 000 км) [2].

Юрско-нижнемеловые отложения характеризуются сложным строением и фациальной изменчивостью. В юрском комплексе неструктурные ловушки формировались в основном в континентальных и прибрежно-морских обстановках. В континентальных условиях образовались неструктурные ловушки в обстановке спрямленных меандрирующих рек и временных потоков, а в прибрежно-морских условиях — седиментационные модели, такие как речные приливно-отливные и волновые [3].

Для различных фаций юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской НГП получены корреляционные связи между коллекторами и их емкостными свойствами. В наиболее перспективных зонах литологически экранированных ловушек юрских и нижнемеловых комплексов Западной Сибири ресурсы категории Д₀–Д₁ составили 2 млрд т [2, 4]. Построены также палеогеографические карты (М 1:2 500 000), а для отдельных наиболее перспективных участков разреза — детальные карты (М 1:500 000) (рис. 2). В наиболее перспективных зонах литологических ловушек юрских и нижнемеловых комплексов Западной Сибири ресурсы категории Д₀–Д₁ составили 25 млрд т [2]. Прогноз литологических ловушек связан с Урненско-Усановской зоной в направлении Нюрольской впадины, где в среднеюрское время проходили русла рек Палеоиртыш и Палеодемьянка [2].

Перспективы юрско-мелового и доюрского комплексов подтверждены открытием залежей нефти и газа на Ярудейском, Южно- и Средне-Хулымском месторождениях восточной части Западно-Полуйской зоны, а также в Березовском нефтегазоносном районе. Главный нефтегазопоисковый интерес представляют юрско-меловой и доюрский комплексы, где в трещиноватых породах фундамента, нижне-среднеюрских отложениях, неокоме и апт-сеномане выявлен ресурсный потенциал в пределах нераспределенного фонда недр Западно-Сибирской НГП [2].

Выделенные прогнозные зоны — основа для планирования разведочных работ по подготовке к поисковому бурению с целью восстановления уровня добычи УВ-сырья в нашей стране [1, 2].

В последнее время вырос значительный интерес к северо-восточным окраинам Западной Сибири (Ямало-Гыданская синеклиза, Усть-Енисейский желоб, Обско-Лаптевская гряда). Речь идет об отложениях юрской системы, которая в этих районах залегает либо на породах тампейской серии триаса в депрессионных зонах, либо с большим несогласием на более древних раннетриасовых, палеозойских и докембрийских породах в пределах Обско-Лаптевской гряды и мезозойского бассейна [5, 6, 7].

В настоящее время для северо-востока Западной Сибири представляют интерес неантиклинальные ловушки (НАЛ) юрских интервалов разреза. В качестве примера можно привести Хабейское месторождение, приуроченное к ловушке эрозионного среза на контакте с доюрским основанием (рис. 3) [5]. При испытании скважины Хабейская-1 (интервал 1977–1991 м) получен природный газ дебитом 268,4 тыс. м³/сут.

Сейсмическими информационными параметрами, позволяющими в тонкослоистом разрезе выделять нефтегазоперспективные объекты различного типа, являются время до сейсмических границ по временным разрезам псевдоакустических инверсий, скорость прохождения сигнала до сейсмических границ по временным разрезам акустических инверсий, изменений акустической жесткости на разрезах псевдоакустических преобразований [6].

Эффективность наземной сейсморазведки НАЛ связана с высокоразрешающей сейсморазведкой 3D и на этапе обработки сейсмоакустических инверсий. Комплекс методов географической информационной системы (ГИС) позволяет детально расчленить осадочный разрез по вертикали (мощностью до 1–2 м). С другой стороны, по ГИС определить морфологию НАЛ достаточно сложно. В процессе бурения по керну определяются фильтрационно-емкостные свойства, гранулометрический и минеральный состав продуктивных пластов и т.д. Наиболее достоверный способ увязки ГИС и метод общей глубинной точки (МОГТ) в поточечном варианте с разрезом псевдоакустических инверсий — использование продольного вертикального годографа СК конкретной скважины, откорректированной по данным литолого-стратиграфической привязки сейсмических реперов в регионе [5].

Основные перспективы нефтегазоносности келловей-кимериджских отложений связываются с песчано-алевритовой частью верхнеюрского разреза (сиговская свита), приуроченной в основном к правобережью реки Енисей [6].

В келловей-кимериджском комплексе предполагаются НАЛ литологического, стратиграфического и тектонического типов. На северо-востоке Западно-Сибирской провинции в титон-берриасском седиментационном бассейне выделяется свита со специфическим строением в виде крупных седиментационных тел авандельтового комплекса под названием «яновстанская свита» (рис. 4). На северо-востоке Западно-Сибирского НГП по данным комплексной сейсморазведки методом МОГТ, бурения, данных ГИС по скважинам установлено, что титон-берриасский седиментационный нефтегазоносный комплекс соответствует сейсмо-стратиграфическому комплексу (ССК Б1(IIа) – БГ0) [7].

Таким образом, полученные результаты позволили на региональном уровне определить перспективные зоны развития неструктурных ловушек и наметить стратегию дальнейшего геолого-геофизического изучения основной нефтегазовой провинции нашей страны. Применение новейших технологий переинтерпретации накопленных данных и комплексирование геолого-геофизических методов позволят ввести в разработку не только нераскрытый потенциал старых нефтедобывающих регионов, но и вовлечь в разработку новые территории [1].