Высокоперспективные объекты поисков и открытия крупных скоплений УВ на континенте и материковом шельфе Западной Сибири прогнозируются в целом ряде опубликованных работ (К.А. Клещев, В.С. Шеин, 2010; В.С. Шеин, 2012; В.С. Бочкарев и др., 2000; И.А. Плесовских и др., 2009; В.А. Скоробогатов и др., 2017; В.И. Богоявленский и др., 2017; С.А. Пунанова, В.Л. Шустер, 2018; В.Л. Шустер, С.А. Пунанова, 2018; А.Д. Дзюбло, 2018; А.Д. Дзюбло и др., 2025; В.А. Конторович и др., 2018, 2023 и др.) не только в меловых отложениях, но и в нижне-среднеюрских и доюрских комплексах отложений (в палеозойских осадочных породах, корах выветривания, в зонах разуплотнения фундамента), залегающих на отдельных территориях в областях больших глубин. Цель исследований — критический анализ фактического материала по открытию и прогнозу поисков месторождений УВ в северных регионах Западной Сибири в доюрских, включая палеозойские, отложениях и геохимический анализ имеющегося материала с оценкой нефтегенерационных характеристик разреза и оценкой фазового состояния прогнозируемых скоплений.

По данным [1], на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, включая шельф Карского моря, открыто 234 месторождения, из которых: 24 — газовые (Г), 47 — газоконденсатные (ГК), 11 — газонефтяные (ГН), 75 — нефтяные (Н), 3 — нефтегазовые (НГ), 74 — нефтегазоконденсатные (НГК). В этом регионе промышленные скопления УВ и непромышленные притоки нефти и газа обнаружены в широком возрастном диапазоне — от кровли сеномана до палеозойских образований фундамента включительно. Залежи газа, ГК, НГК выявлены в следующих НГК: юрском (в составе нижнесреднеюрского подкомплекса), ачимовском, неоком-аптском, альб-сеноманском; перспективны также палеозойские отложения и образования фундамента.

Доюрские отложения, развитые повсеместно на севере, залегают, как правило, на больших глубинах, с чем и связана их слабая изученность глубоким бурением. Породы фундамента представлены глинистыми и кремнистыми сланцами, базальтами, а также известняками разной степени метаморфизма. Кроме того, на Новопортовском месторождении, которое характеризуется максимальным этажом нефтегазоносности, на глубинах 2,6–4 км в коре выветривания палеозойского фундамента выявлена ГК залежь, а также получены притоки газа из палеозоя (на северо-востоке площади). На Новопортовском месторождении открыты залежи в нижнесреднеюрском НГК: три — ГК, шесть — ГКН, две — Н, в палеозое две — ГК. На Ямбургском
в J_1-2 — две ГК, а на Геофизическом в этих же отложениях одна ГК [2].

Приведен анализ роста числа открытия месторождений УВ на больших глубинах. По данным Геологической службы США и World Petroleum Investment и базе данных по окружающей среде (с 1945 по 2014 год), мировые геологические ресурсы нефти увеличились с 96 млрд тонн в 1945 году до 630 млрд тонн в 2014 году, среднегодовой прирост достигает 8,06 %, а ресурсы газа увеличились с 260 трлн м³ в 1986 году до 460 трлн м³ в 2013 г., в среднем за год прирост достигает 2,85 %. Продолжается быстрый рост и количества нефтегазовых залежей. Более 1 000 месторождений УВ разрабатываются на глубине 4 500–8 103 м, первоначальные извлекаемые запасы нефти составляют 7 % от общего количества в мире, а запасы природного газа составляют 25 %. В ряде работ отмечается, что существенный технологический прогресс процесса глубокого бурения позволил, например, Китаю как минимум в 4 осадочных бассейнах (Таримский, Джунгарский, Ордосский, Сычуаньский) сделать массовые открытия на глубинах более 5 км и нарастить добычу, выйдя на 4–5-е места в мире по добыче газа и нефти [3, 4].

Показательна карта распределения перспективных отложений больших глубин на территории мировых НГБ (рис. 1). Большие объемы осадочных пород в зоне глубин свыше 5 км характерны для многих бассейнов России, таких как Прикаспийский, Лено-Тунгусский, Приверхояно-Вилюйский, Волго-Уральский, Тимано-Печорский, Западно-Сибирский и др. Так, ресурсы УВ Восточно-Сибирского НГБ, находящегося на начальной стадии разработки и разведанности (8 %),
превышают 40 млрд т. у. т. (31,7 трлн м³ газа и 11,6 млрд т. нефти), примерно такие же ресурсы определены МПР РФ и по Арктическим бассейнам (35 трлн м³ газа и 7,3 млрд т. нефти). В Западно-Сибирском НГБ при разведанности около 40 % остаточные ресурсы значительно выше — 140 млрд т. у. т. (102 трлн м³ газа и 38,5 млрд т. нефти), что почти вдвое превышает ресурсы двух предыдущих провинций [5].

Относительно Западно-Сибирского НГБ приводятся такие характеристики: максимальная толщина осадочного чехла от мезозойско-кайнозойских отложений до палеозоя может достигать 12 км, перспективны глубокие горизонты (глубже 5 км) юрского и доюрского возраста, включая и палеозойские отложения, остаточные ресурсы составляют 1 331,6 млрд т. у. т. Отмечена слабая изученность глубоких горизонтов [5].

Залежи нефти обнаружены во всех типах НГБ (рис. 2). 87 НГБ с глубокозалегающими отложениями разбиты на семь групп: континентальный рифт, пассивная континентальная окраина, передовые (предгорные) бассейны, рифтовые бассейны, тыловые бассейны (обычно в тылу островных дуг), сдвиговые бассейны, внутриплитные (внутрикротонные) бассейны (показаны на рисунке). Бассейны пассивных континентальных окраин (25 %) и бассейны предгорных впадин (41 %) являются самыми богатыми на предмет обнаружения в них глубоко залегающих залежей нефти и газа, за ними следуют рифтовые бассейны (12 %). Эти три типа бассейнов содержат 47,7, 46,4 и 5,6 % мировых доказанных и вероятных (2P) извлекаемых запасов нефти [6].

Для осадочных бассейнов пассивных континентальных окраин (первая колонка) [5]
характерны структурная многоярусность, большая мощность осадочного чехла и широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности. Месторождения нефти и газа разного масштаба установлены в отложениях от палеозоя (девон, карбон, пермь) до кайнозоя (палеоген, неоген). Наиболее крупные (супергигантские) скопления УВ приурочены к отложениям пермотриаса на Аляске (газово-нефтяное месторождение Прадхо-Бей) и к юрско-меловому комплексу в Баренцевом море (Штокмановское ГК месторождение). В этом типе бассейнов часто располагаются месторождения-гиганты. Это месторождения арктических регионов Западной Сибири, такие как Ленинградское, Русановское и ряд других [7].

Анализ геолого-геофизических данных (сейсморазведки МОГГ и бурения), геохимических исследований, масштабности скоплений УВ позволяет на сегодняшний день выделить в разрезе три основных НГК: юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Кроме того, перспективны триасовый, палеозойский чехольный и образования фундамента [8–11]. Отмечается, что при обобщении и систематизации данных по геологическим запасам УВ в НГК с привязкой гигантских, уникальных и крупных по геологическим запасам залежей к литолого-фациальным, катагенетическим, тектоническим и геодинамическим особенностям процессов нефтегазогенерации и аккумуляции нефти и газа на изучаемой территории сделан вывод о том, что каждый комплекс отложений является самостоятельным, способным генерировать большие количества УВ скоплений в мегарезервуарах [8].

На рисунке 3 показана структурная карта по подошве мезо-кайнозойского чехла Западно-Сибирского НГБ по сейсмоотражающему горизонту А, который приурочен к эрозионной поверхности разновозрастных толщ и является репером зоны контакта осадочного чехла и фундамента на различных территориях геосинеклизы. Абсолютные отметки глубин отражающего горизонта А составляют 3–4 км в Широтном Приобье и достигают 10–12 км на северо-востоке провинции.

Толщины палеозойских платформенных отложений в Гыданской и Южно-Карской нефтегазоносных областях (НГО) с появлением в разрезе триасового комплекса составляют суммарно 8–10 км, что существенно повышает перспективы нефтегазоносности этих отложений по сравнению с Ямальской НГО.
На Новопортовском месторождении в Ямальской НГО открыта нефтяная залежь в палеозойских метаморфизованных карбонатах девонского возраста, приуроченная к комбинированной ловушке. В Южно-Карской НГО выделяется два погружения, где толщина платформенного палеозоя резко увеличивается до 12–14 км. В пределах выступа фундамента, разделяющего эти депрессии, толщина осадочного палеозоя составляет 5 км [10, 11].

В связи с приоритетными направлениями поисков скоплений УВ на больших глубинах обсуждаются и проблемы процессов нефтегенерации, сохранности залежей и наличия коллекторов и покрышек на больших глубинах, которые до сих пор являются недостаточно решенными. К числу наиболее обсуждаемых в этой связи относятся вопросы, определяющие процессы и скорость образования нефти и газа на больших и сверхбольших глубинах, которые существенно отличаются от таковых на малых и средних глубинах [3]. Однако, как отмечается в [3], еще в 1967 году Н.Б. Вассоевичем была предложена схема нефтегазообразования с большими диапазонами глубин и температур. Нижняя граница основной зоны газообразования определяется глубинами 6–8 км (или до 9 км по Н.Б. Вассоевичу), т.е. в диапазоне температур до 200–250 °С. Результаты детальных геохимических исследований керогенов на современном аналитическом уровне подтвердили возможность процессов нефтегенерации на больших глубинах и температурах. На примере ОВ из отложений Тюменской (СГ-6) и Средневилюйской (СВ-27) сверхглубоких скважин Сибири прослежена эволюция элементного состава гетероциклических компонентов рассеянного ОВ в катагенезе [12].

Геохимические исследования, проведенные по нижнему структурному этажу, свидетельствуют о хороших генерационных свойствах палеозойских отложений. Так, в терригенно-карбонатных породах палеозоя содержание С_орг колеблется от 0,1–0,2 до 2,6–3,0 %. Концентрация хлороформенного битумоида (ХБ) составляет 0,3 %. Катагенез ОВ соответствует градации МК₂-МК₃-МК_4. Терригенные породы содержат Сорг 0,8–3,5, ХБ — 0,08–0,29 %. Триасовые отложения (пурская свита), вскрытые на СГ-6 и СГ-7, также богаты ОВ. Содержание С_орг в аргиллитах свиты
достигает 7 %. Триасовые отложения, залегающие в глубоких прогибах и не повсеместно, на исследуемой территории вскрыты на Восточно-Бованенковской и Бованенковской площадях. По аналогии с хорошо изученными триасовыми отложениями Уренгойской сверхглубокой скважины на территории Ямала их можно отнести к газопроизводящим. Глубины залегания триаса 3–4 км. Палеозойские отложения, вскрытые на Бованенковском и Новопортовском месторождениях, можно отнести к газонефтематеринским по аналогии с восточным и юго-восточным обрамлением бассейна. На большей части изучаемой территории эти толщи относятся к нефтегазопроизводившим. На юго-востоке Ямала в районе Новопортовского месторождения степень катагенеза снижается, и есть вероятность отнесения их к нефте- и газопроизводящим. Нефть из отложений палеозоя Новопортовского месторождения существенно отличается от нефтей в вышезалегающих отложениях, что свидетельствует о существовании самостоятельного палеозойского нефтепроизводившего комплекса. Нефтяная часть флюида Новопортовского месторождения, вероятно, была подвержена процессам палеогипергенной деградации. В этой части разреза можно ожидать небольшие остаточные скопления нефтей, дополненных новообразованными легкими геохимически более молодыми УВ флюидами. Нефти характеризуются невысоким содержанием твердых парафинов, серы и асфальтово-смолистых компонентов, что повышает их качество по сравнению с юрскими [13–15].

О самостоятельном типе нефтей в палеозойских отложениях свидетельствуют многие геохимические параметры. На рисунке 4, представляющем график Коннана–Кассоу, достаточно четко подтверждается различие палеозойских и юрских нефтей, связанное с катагенетической преобразованностью: нефти палеозоя катагенно преобразованы значительно выше.

О собственном источнике нефтей палеозоя свидетельствуют также данные о составе микроэлементов (МЭ) в них (рис. 5) [16].

Изучение изотопного состава углерода, результаты пиролиза глубоких скважин, полученные с использованием программного комплекса Basin Modeling, дали основание [17]
для выявления сокращенной катагенетической зональности в районах преимущественного развития газовых и газоконденсатных систем (Надым-Пурская и Ямальская) и растянутой катагенетической зональности в районах преимущественного развития нефтяных и нефтегазоконденсатных систем. Исследователи считают, что основными источниками пополнения региона разведанными запасами являются отложения на больших глубинах и шельф Карского моря, тем более что особенно к востоку от Уренгоя, в сторону Большехетской впадины, предполагаются наибольшие глубины залегания осадочных пород на консолидированном фундаменте до 12–15 км.

Касаясь вопросов вертикальной зональности нефтегазообразования, А.Э. Конторович и др. [18] определили следующие глубины нижней границы главной зоны нефтегазообразования (ГЗН): 3,8 км (Надым-Пурская НГО), 3,6 км (Пур-Тазовская НГО), 3,5 км (Гыданская НГО). По их заключению, все промышленные залежи нефти в северных районах бассейна находятся на глубинах до 4,0 км. К аналогичному заключению пришла другая группа исследователей [19], опустив в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья границу возможного размещения нефтяных скоплений до 4,1 км. К северу эта глубина увеличена ими до 4,5 км. Ниже указанных отметок все исследователи прогнозируют, при прочих благоприятных геологических условиях, наличие только ГК или Г залежей.

Результаты бурения глубоких скважин на рассматриваемой территории показали, что ниже глубины 4,0 км не происходит резкого перехода «нефтяного окна» в зону генерации газоконденсатов и газов. Этот порог в интервале глубин 4,0–5,0 км определенно размыт и не является запрещающим для размещения ниже него отдельных скоплений жидкофазных УВ. Иными словами, фаза деструкции жидких УВ растянута как во времени, так и по разрезу. По классическим представлениям, термическое воздействие на нафтиды должно приводить, с одной стороны, к обуглероживанию, графитизации молекул, а с другой — к образованию высокотемпературного метана и кислых газов. Всего этого на примере многих НГБ не происходит. Нафтиды (жидкие УВ и подвижные битумоиды) в любых концентрациях ведут себя в закрытых системах порового пространства вмещающих пород достаточно консервативно. Причиной тому — сохранение давления в замкнутом пространстве и невозможность ухода из него продуктов деструкции (принцип Ле Шателье), ингибирующее влияние смол и асфальтенов и отсутствие активных минеральных катализаторов.

Опыт бурения сверхглубоких скважин в России и США в определенной мере подтверждает
это явление. В скважинах Берта Роджерс, Ральф-Лов, Мак Нейр и др. наличие подвижных битумоидов разного содержания (0,01–0,1 %), а также достаточно ощутимый водородный
потенциал (HI — 40–80 мг УВ/г С_орг) и высокий индекс продуктивности (РI = 0,5–0,7)
зафиксированы на глубинах 7–9 км, где современные температуры колеблются от 225 до 252 °С
при R° — 3,6–5,4 % (Прайс, Клейтон, 1981 г.). При этом отмечается, что продолжительность
и глубина по разрезу деструктивных процессов ниже ГЗН зависят от фациально-генетического
типа исходного ОВ пород. Высокая степень липидности (аквагенное, сапропелевое ОВ) повышает длительность процессов генерации УВ, замедляя деструкцию битумоидов на очень высоких стадиях зрелости ОВ. При повышении доли растительно-гумусового ОВ в породах процессы истощения органической матрицы или керогена происходят, по-видимому, быстрее и на более низких стадиях катагенеза ОВ (низы МК₄ и МК₅). Эти представления подтверждены на примере юрско-триасовых отложений севера Западно-Сибирского НГБ.

На основе изучения изменения показателя отражательной способности витринита R° и палеотемператур в зависимости от глубины отложений на различных площадях Западно-Сибирского НГБ и принимая во внимание различный возраст консолидации фундамента, а также тип ОВ — гумусовый или сапропелевый, нами прогнозируются вероятные глубины протекания процессов генерации УВ [18, 20, 21] (рис. 6).

Для области распространения добайкалид, к которой относится Приенисейская часть мегабассейна, участки Мансийской синеклизы, Сургутского и Нижневартовского сводов и для которой характерны низкий температурный градиент и медленное нарастание катагенеза ОВ с глубиной, нижние границы генерации нефти составляют 4,2 км, а легкой нефти и конденсатов —
5,2 км. Для области распространения герцинид и каледонит, широко развитых на территории региона, глубины генерации нефти — 3,650 км, а конденсатов — 4,4 км. В областях расположения триасовых рифтов, крупных гранитных массивов или флюидопроводящих разломов в фундаменте, например, Шаимского свода, где нарастание катагенеза с глубиной происходит наиболее интенсивно, глубины вероятностного обнаружения УВ скоплений значительно меньше — для нефти 3,2 км, а для газоконденсатов — 4,050 км. Возможно, с различным возрастом консолидации фундамента и, следовательно, с различной интенсивностью прогрева толщ в бассейне связана трактовка участия собственно палеозойских отложений в процессах нефтегазообразования. Наиболее высокие генерационные характеристики нефтегазопроизводящих толщ можно ожидать в областях с добайкальским фундаментом, а в областях жесткого палеопрогрева основными нефтегенерационными толщами будут юрские и частично доюрские.

Прогнозируемые нефтяные скопления на наименьших глубинах (до 3 км) можно ожидать в Южно-Карской мегавпадине, характеризующейся сложным гетерогенным фундаментом, вероятно, герцинского возраста. Однозначно прогнозировать глубины обнаружения скоплений УВ на территории Байдарацкой губы довольно сложно из-за неоднозначности влияния активности геодинамических процессов, участвующих в формировании прогиба. Здесь выделяется несколько крупных структур первого порядка: Тарасовейский вал, Марресалинский палеопрогиб, Белуший выступ и др., и на образованиях промежуточного комплекса (фундамента) среднего палеозоя залегают платформенные верхнепалеозойско-триасовые отложения. Крупные поднятия, на которых глубины контакта мезозоя и палеозоя составляют около 2 км, сменяются глубокими прогибами с большими толщинами осадочных образований палеозойского комплекса (кровля каменноугольных отложений может меняться от 2 до 6 км и более), и представлены они карбонатной толщей, сложенной органогенно-детритовыми, глинистыми, водорослевыми известняками с прослоями углеродисто-кремнистых сланцев, включающей линзовидные тела морского генезиса, биогермные или вулканогенные постройки [22].
Исходя из этого, вероятностные величины для Байдарацкого мегапрогиба, в котором пермо-триасовые и палеозойские отложения залегают на разных глубинах в зависимости от геодинамических процессов раннекиммерийской складчатости, при возможно среднем температурном градиенте могут колебаться от 2–3 км для нефти, НГК и ГК скопления УВ можно встретить до глубин от 4 км до 5,2 км, а газовые возможно ниже «мертвой» линии, т.е. глубже 6 км (в погруженных частях НГО).