Нефтяные и газовые скопления осадочного комплекса Западно-Сибирского НГБ играют ключевую роль в наращивании ресурсной базы России. Наиболее актуальным и приоритетным направлением дальнейшего поддержания высокого потенциала промышленной нефтегазоносности региона являются научно обоснованные геохимические исследования. Актуальность представленной работы связана с углубленным изучением процессов стадийности катагенетических преобразований ОВ в Ямало-Карском регионе, а также прогноза нефтегазоносности и фазового состояния залежей.
Нефтегенерационный потенциал осадочных отложений определяется геологическими условиями, количеством и качеством ОВ, стадийностью катагенетических преобразований (палеотемпературами), при которых происходят процессы генерации, миграции и рассеяния.
В северных регионах Западной Сибири можно выделить несколько ключевых факторов, влияющих на нефтегенерацию. Содержание ОВ — высокое содержание керогена в отложениях способствует образованию УВ; оптимальная температура и давление обеспечивают эффективные процессы преобразования ОВ; длительное время накопления определяет более высокий уровень катагенеза.

Генетические условия газонефтеносности Ямало-Ненецкого округа исследовались специалистами ЗАО «СибНАЦ», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ВНИГНИ, МГУ, ИПНГ РАН и др. [1–5]. Анализ условий генерации этими учеными показал, что они весьма благоприятны для газообразования, в то время как первичная и вторичная миграция менее благоприятна, особенно в юрской толще. Условия для аккумуляции и консервации также считаются довольно благоприятными, благодаря незначительной активности разломной тектоники. Однако потери газа из-за дегазации недр составляют не менее 3–4 трлн м³, включая утечки из современных ловушек, таких как Новопортовское, Нейтинское и др. месторождения [3].
Большинство исследователей считает, что на суше уже исключено наличие неоткрытых гигантских месторождений (> 0,3 трлн м³), в то время как на шельфе могут существовать и сверхгигантские газовые месторождения. Однако их количество станет известным лишь после вскрытия недр в максимально благоприятных структурно-тектонических условиях.
На рисунке 1 представлена качественная оценка перспектив нефтегазоносности разновозрастных нефтегазоносных комплексов арктических областей Западной Сибири, включая и доюрские.

Северный регион Западно-Сибирского НГБ в геотектоническом отношении представляет собой совокупность глубоких синеклиз с мощностью осадочного чехла до 6–8 км [6]. Данный суббассейн выполнен мезокайнозойскими отложениями, залегающими на герцинском фундаменте. Нефтегазоносны отложения осадочного чехла простираются от доюрского комплекса до верхнего мела. Здесь установлены следующие типы УВ скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтяные, газонефтяные. Они отличаются разнообразными физико-химическими свойствами нефтей и конденсатов и своеобразным УВ составом. Сводный осадочный чехол региона (от нижней юры) представлен следующими формациями [6], которые включают:

• нижне-среднеюрскую, прибрежно-морскую и континентальную, песчано-алеврито-глинистую, линзовидно-слоистую, сероцветную и темноцветную, субугленосную;
• верхнеюрскую (келловей-кимериджского возраста), мелководно-морскую, алеврито-глинистую, массивную и грубоплитчатую, сероцветную;
• верхнеюрскую (волжского возраста), глубоководно-морскую, глинистую, тонкоплитчатую, темноцветную, битуминозную;
• нижнемеловую (берриас-нижневаланжинскую) — глубоководно-морскую, в основном песчано-алевритовую с градационной слоистостью, темноцветную и глинистую;
• нижнемеловую (верхневаланжин-нижнеготеривскую) — мелководно-прибрежно-морскую, песчано-глинистую, ритмично горизонтально слоистую, сероцветную;
• нижнемеловую (верхнеготеривско-барремскую) — прибрежно-морскую и лагунную, песчано-алеврито-глинистую, линзовидно-слоистую, сероцветную и зеленоцветную;
• нижне-верхнемеловую (апт-сеноманскую) — прибрежно-континентальную, алеврито-песчаную и песчано-аллювиальную и дельтовую, массивную, косослоистую, сероцветную;
• верхнемеловую (туронскую) — глубоководно-морскую, глинистую, темноцветную и сероцветную.

На принципиальной схеме вертикальной зональности нефтегазообразования исследователи выделяют нижнюю и верхнюю зоны газообразования, главную зону нефтеобразования и зону генерации газоконденсатов. С каждой генетической зоной связаны определенные фазовые типы залежей и углеводородный состав их флюидов, обусловленные степенью категенетической преобразованности пород и ОВ, а также фациальной разновидностью последних.

В разрезе мезозойских отложений на территории как всего Западно-Сибирского НГБ,
так и северных его участков, установлена вертикальная зональность, отвечающая, в основном, теоретическим положениям. По площади бассейна и по разрезу выделяются зоны размещения залежей определенного фазового состояния. Первая зона — преимущественно газоносная.
С этой зоной связаны основные залежи газа в апт-альб-сеноманских отложениях. Примером могут служить гигантские залежи газа в северных и арктических районах — Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Губкинское и др. Вторая зона — газоконденсатно-нефтяная. В валанжин-нижнеаптских отложениях присутствуют как газоконденсатные, так и нефтегазоконденсатные залежи. Третья зона – преимущественно нефтяная. В состав этой зоны входят валанжин-готеривский и берриас-валанжинский горизонты Среднего Приобья. Здесь в валанжин-готеривском горизонте встречены лишь единичные газовые залежи. Последние данные бурения позволяют
нам уточнить положения зон: нефтяная зона в этих отложениях протягивается несколько севернее, в районы Надым-Пурской и Пур-Тазовской областей и залегает на больших глубинах — до 3 800 м.
А еще севернее — нефтяные месторождения сменяются нефтегазоконденсатными и газоконденсатными. Четвертая зона — нефтегазоконденсатная. Она намечается в объеме верхнеюрских и среднеюрских отложений. По сравнению с третьей зоной здесь содержится меньшее количество нефтяных залежей. Пятая зона — газоконденсатная. К глубоким горизонтам нижней и средней юры приурочены залежи газоконденсатов.

Таким образом, в Западно-Сибирском НГБ, как по площади бассейна, так и по разрезу НГК, выявлена зональность распространения залежей различного фазового состояния, которую мы уточняем и детализируем по мере накопления новых результатов опробования.
Исследования последних лет трактуют фазовую зональность следующим образом. Газоносность арктических областей Западной Сибири обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ.
На первом этапе формировались залежи преимущественно нефтяного ряда. На втором - под влиянием геодинамических процессов в Арктическом регионе установились более жёсткие условия преобразования ОВ, что привело к масштабным процессам газогенерации и расформированию нефтяных залежей. Ресурсы газа оцениваются в 29 трлн м³, после доразведки запасы составят 21–22 трлн м³. К 2040 году ожидается добыча 320–360 млрд м³/год, что позволит арктическим регионам заменить истощающиеся месторождения севера Западной Сибири [7]. Арктические области займут лидирующую позицию в добыче газа к 2035 году. Считается, что Ямало-Карский регион станет стратегическим центром газодобычи, а Гыдан — тактическим, с потенциалом добычи до 80 млрд м³/год за счет новых месторождений. Наиболее перспективным в отношении газоносности считается апт-альб-сеноманский комплекс пород. Крупные газовые залежи этого комплекса, как правило, контролируются высокоамплитудными антиклинальными структурами.

Приведем примеры месторождений газа в Арктических областях Западной Сибири. Во-первых, это месторождения на полуострове Ямал - Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское —
с запасами газа 4,9 трлн м³. Затем месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе - Заполярное, Уренгойское и Ямбургское — с запасами 3,5 трлн м³, 7,4 трлн м³ и более. И, наконец, месторождения в акватории Карского моря - Русановское и Ленинградское – с общими запасами
9 трлн м³. В таблицах 1 и 2 приведены самые крупные по начальным запасам залежи нефти и газа. На рисунках 2 и 3 показано изменение начальных запасов нефти и газа (самых крупных залежей
по материалам таблиц 1 и 2 в исследуемом регионе по отдельным возрастным комплексам).

На рисунках 2 и 3 показано изменение начальных запасов нефти и газа (самых крупных залежей по материалам таблиц 1 и 2 в исследуемом регионе по отдельным возрастным комплексам).

Данные таблиц и рисунков ярко иллюстрируют высокие начальные запасы нефти в среднеюрском подкомплексе, а начальные запасы газа — в аптском и сеноманском.

Высокие перспективы нефтегазоносности северных регионов и прилегающего шельфа обосновываются открытыми и разрабатывающимися на настоящий момент на суше крупными по геологическим запасам месторождениями нефти и газа. На шельфе Карского моря также открыты крупные и гигантские газоконденсатные месторождения в меловых отложениях, а на восточном — Приновоземельском шельфе — месторождение Победа с нефтяной залежью в нижне-среднеюрских отложениях и газовыми залежами в меловых. В многочисленных работах геолого-геохимического плана отмечается, что нефтегазоносные бассейны Арктического шельфа обладают высоким УВ потенциалом за счет значительного количества нефтегазоматеринских толщ, выделяемых здесь
в широком стратиграфическом интервале [8–10].

Прогнозные оценки нефтегазоносности основываются на геолого-геохимических данных,
в том числе по результатам бурения Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 и глубоких скважин, пробуренных на Уренгойской, Геологической и Самбургской площадях. Можно констатировать
на основе зависимости показателя отражательной способности витринита (R°, %)
и палеотемператур (Т° С) от глубины залегания пород (по данным лабораторных исследований
Н.В. Лопатина, Т.П. Емец и др.), что нижняя граница главной зоны нефтеобразования (ГЗН) находится на глубинах от 4 250 м (на Уренгойской и Тюменской площадях, СГ-6) до 4750 м (на Самбургской и Геологической площадях). Положение «мертвой линии», определяющей затухание процессов генерации жирных газов и газоконденсатов, соответствует величине R° = 1,8 %
и характеризуется глубинами 4 750–5 450 м. В СГ-6 эта глубина составляет около 5 000 м. Здесь вскрыта котухтинская свита нижней юры [11].

На рисунке 4 представлен график зависимости величины нефтегазового потенциала от стадии катагенеза ОВ пород по витриниту [РР = f (R°)].

Как можно видеть, максимальным нефтяным (PP) и водородным (IH) потенциалами обладают отложения баженовской и васюганской свит, находящиеся в ГЗН. Это объясняется как сапропелевым аквагенным типом исходного ОВ, так и соответствующими стадиями его
катагенеза — МК1–МК31. При наличии коллекторов и других благоприятных геологических
условий, отложения баженовской и васюганской свит оцениваются как перспективные для поисков нефтяных скоплений, что подтверждает существующие представления. Меньшие значения РР
и IH характерны для отложений тюменской свиты, находящихся на завершающей стадии нефтеобразования. Исходно низкий генерационный нефтяной потенциал растительно-гумусового ОВ пород не позволяет прогнозировать открытие в данной свите промышленно значимых нефтяных скоплений. Здесь обнаружены крупные нефтегазоконденсатные и газоконденсатные скопления. Фациальная замещенность морских отложений континентально-морскими, наблюдаемая от центральных регионов в северном и северо-восточном направлениях, позволяет нам объяснить наличие в этих отложениях переходных по фазовому состоянию флюидов. Наконец, почти полным истощением нефтяного потенциала характеризуется кероген аргиллитов котухтинской свиты нижней юры. По уровню термической зрелости ОВ эти отложения способны генерировать газоконденсаты и газы. Самые низы котухтинской свиты и нижележащие отложения, включая ягельную и береговую свиты нижней юры, а также все ярусы триаса, оцениваются практически как бесперспективные для поисков нефти.

Более многочисленные и содержательные данные (по различным площадям) опубликованы в работе [12]. Они подтверждают и дополняют проведенные нами исследования. На графиках зависимости отражательной способности витринита от глубины (рис. 5)
установлены нижние границы градаций катагенеза ОВ для крупных структурных зон и отдельных площадей по всему мезозойскому разрезу.

До глубины 4 км самыми большими значениями RO (%) выделяется ОВ Русановской площади Южно-Карской синеклизы. Несколько меньшие значения отмечены для Бованенковской, Харасавэйской, Крузенштернской и Среднеямальской площадей Нурминского мегавала, а также отдельных площадей Антипаютинской и Большехетской мегавпадин. По каждой кривой определены нижние границы градаций катагенеза, которые, например, в Южно-Карской впадине располагаются на 1,2–1,6 км выше, чем в Уренгойском мегажелобе. Катагенетическая преобразованность ОВ на глубинах 4–7 км установлена по СГ-6 и СГ-7, в которых катагенез ОВ достигает градаций апокатагенеза (АК3).

Сопоставление геохимических оценок по нижне-среднеюрским и триасовым отложениям площадей полуострова Ямал с выводами, полученными нами ранее по прогнозной оценке нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Надым-Тазовской НГО, показало, что отложения верхней части тюменской свиты, детально изученные по материалам сверхглубокой Тюменской скважины (СГ-6), находятся так же, как и на Ямале, на завершающей стадии нефтеобразования, а ее низы и нижележащие отложения нижней юры попадают в зону генерации газоконденсатов и газов. Отличия же состоят в том, что глубины проявления ГЗН в этих различных тектонических зонах находятся на совершенно разных отметках. Если на Уренгойском поднятии нижняя граница ГЗН фиксируется на глубине от 4 250 м на Уренгойской и Тюменской, а на Самбургской и Геологической площадях — до 4 750 м, то на Ямале эта граница поднимается существенно выше: до 3 000 м
для отложений тюменской свиты на пл. Харасавейская и до 3 800–4 000 м для тюменских отложений на площади Тарминская, а также ачимовских отложений на площадях Малыгинская и Сядорская [13, 14].

Относительно отложений баженовской свиты исследователи едины во мнении, что большая часть площади распространения баженовитов в Южно-Карском регионе находится в ГЗН. По составу и содержанию ОВ яновстанская свита отличается от пород баженовской свиты и в главной зоне образования УВ может производить нефть не в столь больших количествах, как баженовские отложения в центральных регионах Западной Сибири; здесь возможна генерация жирного газа и конденсата.

Наличие нефтяных скоплений в палеозойских слабо уплотненных кристаллических породах связано с миграцией УВ флюидов из юрских либо осадочных палеозойских отложений, облегающих выступы кристаллического фундамента. В геохимическом плане встает вопрос об оценке генерационных возможностей этих осадочных отложений, контактирующих с эрозионными выступами фундамента. Пиролиз керогена
(по данным Rock-Eval) свидетельствует о большом разбросе данных генерационного потенциала палеозойских пород Западной Сибири. Так, водородный индекс (HI) по нефтегазоносным областям Западной Сибири колеблется от 2 мг УВ/г Сорг на Северо-Ютымской и Надеждинской площадях до 444 мг УВ/г Сорг на Лугенецкой (Н.П. Запивалов, 2001; 2004). Для сравнения отметим, что «превосходная» (по классификации Б. Тиссо и Д. Вельте) нефтематеринская баженовская свита Западной Сибири характеризуется величиной водородного индекса 280–290 мг УВ/г Сорг.
В заключение приведены данные [1] (табл. 3), свидетельствующие о главенствующей доли добычи УВ сырья (газового) в регионах Западной Сибири.