Модели строения и условия образования региональных резервуаров средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской нефтегазоносных областей сибирского сектора Арктики

Исследуемый регион является составной частью сибирского сектора Арктики Российской Федерации, на территории которой прогнозируются громадные ресурсы УВ-сырья. Административно он полностью входит в состав Таймырского и Ямало-Ненецкого автономных округов, расположенных соответственно в Красноярском крае и Тюменской области. В тектоническом отношении регион включает Енисей-Хатангский региональный прогиб и смежную территорию Западно-Сибирской геосинеклизы; согласно нефтегазогеологическому районированию — Енисей-Хатангскую и восточную часть Гыданской нефтегазоносных областей (НГО).

Несмотря на длительную историю проведения нефтегазопоисковых работ, его изученность сейсморазведкой и особенно глубоким бурением остается низкой. На его огромной территории (около 500 тыс. км2) за всю (около 80-летнюю) историю проведения нефтегазопоисковых работ выполнены сейсморазведочные работы в объеме около 130 тыс. км и пробурено около 530 глубоких скважин общим метражом около 1150 тыс. м. Большинство скважин (78 %) вскрыли неокомские отложения, значительно меньше (18 %) — юрские и лишь немногие (4 %) — до-юрские образования.

В результате проведенных нефтегазопоисковых работ на территории региона открыто около 50 месторождений газа и нефти, большинство из которых выявлено в наиболее изученном неокомском комплексе и лишь 7 из них — в юрском.

Средне-верхнеюрские отложения, являющиеся объектом выполненных исследований, распространены почти повсеместно в рассматриваемом регионе. Они залегают на глубине до 5 км (в основном от 2,5 до 4,5 км) и характеризуются сложным неоднородным строением.

В нефтегазоносном отношении в рассматриваемых отложениях обычно выделяют шесть подразделений: вымский, малышевский, сиговский проницаемые комплексы и леонтьевский, точинский, дерябинский флюидоупоры [1]; вымская, малышев-ская, сиговская свиты, содержащие пласты-коллекторы, и перекрывающие их леонтьевская региональная покрышка, гольчихинский региональный флюидоу-пор, точинская региональная покрышка [2]; вымский, малышевский, сиговский региональные коллекторы и леонтьевская, точинская, яновстанская покрышки [3] и др. Их характеристика приведена во многих работах ([1–7] и др.). Таким образом, в средне-верхнеюрских отложениях исследуемого региона выделяется шесть подразделений, три из которых содержат коллекторы и три представлены преимущественно глинистыми породами, являющимися флюидоупора-ми. Поэтому авторами статьи в разрезе средне-верхнеюрских отложений исследуемого региона, как и в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) [8], частью которой он является, выделены три региональных резервуара: аален-байосский, батский и оксфордский, каждый из которых представлен проницаемым комплексом и флюидоупором.

Целью статьи является разработка моделей строения региональных резервуаров УВ средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО, включая: уточнение структурных планов; прогноз толщин коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств; анализ зависимости фильтрационно-емкостных свойств отложений от глубины их залегания; литологические и палеогеографические характеристики проницаемых комплексов резервуаров и их флюидоупоров. Они будут являться геологической основой для количественной оценки перспектив нефтегазоносности отложений региональных резервуаров средней – верхней юры отмеченных НГО.

Методика исследований

Методика палеогеографических реконструкций

При построении литолого-палеогеографических карт среднеюрской и позднеюрской эпох исследуемого региона использована ранее разработанная методика [9–14]. Исходной информацией для их составления послужили результаты литолого-стратиграфических, литолого-фациальных и палеонтологических исследований. На представленных литолого-палеогеографических картах вымского, леонтьевского, малышевского, ранневасюганского, поздневасюганского и позднесиговско-яновстанско-го времени выделены литологические1 и палеогео-графические2 области и отражены современные толщины накопившихся осадков.

Литологические области по содержанию компонентов разреза подразделяются на области: грубообломочного (ГрО), песчаного (П), алевритового (Ал) и глинистого (Гл) состава. Выделены следующие интервалы содержания компонентов, %: 1) 100–76; 2) 75–51; 3) 50–26; 4) 25–11; 5) 10–1. Буквенные обозначения соответствуют литологическим компонентам, а цифровые — их содержанию. В целом они определяют индекс литологического типа разреза. Картирование разреза одного индекса позволяет оконтурить литологические области.

Палеогеографические области подразделяются на области размыва и области осадконакопления.

Первые разделены на сушу с интенсивным и менее интенсивным сносом осадков. В областях седиментации выделены три крупные группы: континентального, переходного и морского осадконакопления.

Оценка качества флюидоупоров

При оценке качества глинистых флюидоупоров наиболее часто анализируются их гранулометрический и литолого-минеральный составы, толщины, фильтрационно-емкостные свойства песчаных прослоев и трещиноватость пород3 [15]. Флюидоупоры средне-верхнеюрских отложений рассматриваемого региона характеризуются весьма низкой степенью изученности. Имеются лишь сведения об их толщине, процентном содержании песчаников и отчасти фильтрационно-емкостных свойствах. Эти параметры и использовались при оценке качества флюидоупоров. Граничные значения показателей, по которым производилась оценка их качества, приведены в таблице.

Оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов

Для характеристики фильтрационно-емкостных свойств коллекторов слабоизученных резервуаров средней и верхней юры используется установленная авторами статьи закономерность изменения этих показателей в зависимости от глубины их залегания применительно к рассматриваемому региону [14].

Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают гранулярные коллекторы рассматриваемых отложений, залегающие на глубине до 3500 м. Ниже этого значения на каждые 1000 м углубления разреза пористость коллекторов уменьшается на 2–2,5 %. Начиная с глубины 4500 м их открытая пористость не превышает 12–13 %, а глубже 5000 м коллекторы имеют пористость, близкую к их граничному значению.

Проницаемость коллекторов уменьшается сверху вниз по разрезу от интервала среднего его значения (2,7–8,2) · 10-3 мкм2 на глубине 2000–2550 м до (0,7– 0,9) · 10-3 мкм2 на глубине 4000–4250 м.

Прогноз толщин коллекторов

Рассматриваемые региональные резервуары характеризуются сложным неоднородным строением и значительными фациальными изменениями по площади. В связи с весьма низкой изученностью этих отложений прогноз толщин коллекторов осуществлен предварительно по имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в зависимости от глубины их залегания, анализа вещественного состава проницаемых комплексов

Таблица. Оценка качества флюидоупоров региональных резервуаров нижнеюрских отложений рассматриваемого региона (по Г.Г. Шемину [9])

Table. Quality assessment of the impermeable beds of regional reservoirs within the Lower Jurassic series of the region under consideration (according to G.G. Shemin [9])

Содержание прослоев песчаников во флюидоупоре, %	Качество флюидоупоров
	высокое	среднее	пониженное	низкое
	Толщина флюидоупоров, м
< 1	> 15	10–15	5–10	< 5
1–5	> 30	15–30	5–15	< 5
5–10		> 30	15–30	< 15
10–20		> 40	25–40	< 25
20–30			> 40
30–40			> 50

Рис. 1. Схема корреляции среднеюрских отложений Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО по профилю Гыданская – Владимирская площади

Fig. 1. Correlation chart of Middle Jurassic deposits of Yenisei-Khatanga regional reservoirs and eastern part of the Gydan Petroleum Area along the Line of Gydan – Vladimirsky area

Скв. Рассохинская-1

ПС

НГК ГК

Скв. Гадынская-130

КС

ГК

Схема расположения корреляционного профиля

Региональные резервуары и их составные части: флюидоупоры и проницаемые комплексы

Балахнинская

Рассохинская

Тундровая

ПС КС

ГК НГК

ПС КС

МФ

1400 Н , м

¹ Е

1 ⁴ S ^{5    6} [

]7

i 11 EZZ] 12 [

] 13 I @> | 14 I ^ | 15

16 । у । 17 _L

1 ^{2     3} Е

18 МФ 19

5	о			1
2		Аал.	2
			1	1

Гыданская

Гыданская НГО

Скв. Тундровая-1

HГК ГК

Скв. Балахнинская-1

J2bt

J2bt-kl1

МФ J2а2

J 2 bj 2 -bt СПК

J2bt3 J b2j jМ- Фt

4ft - ч£к

J bj -bt МФ

Породы ( 1 – 8 ): 1 — углистые, 2 — глина алевритистая и алевритовая, 3 — алевролит глинистый, 4 — алевролит глинистый и песчанистый, 5 — алевролит, 6 — алевролитопесчаник, 7 — песчаник алевритистый и алевритовый, 8 — песчаник; 9 — фрагмент литологической колонки: a — интервалы разреза, построенные по керну и ГИС, b — интервалы разреза, построенные по материалам ГИС; 10 — перерывы; границы ( 11 – 13 ): 11 — свит, 12 — пачек циклического строения, 13 — продуктивных и перспективных песчаных пластов; биостратиграфические определения возраста отложений по ( 14 – 19 ): 14 — аммонитам, 15 — фораминиферам, 16 — остракодам, 17 — двустворкам, 18 — спорово-пыльцевым комплексам, 19 — микрофитопланктону

Rocks (1–8): 1 — carbonaceous, 2 — silty clay, 3 — clayey siltstone, 4 — clayey siltstone and sandy, 5 — siltstone, 6 — siltstone-sandstone, 7 — silty sandstone, 8 — sandstone; 9 — section of lithologic column: a — intervals of the section created using the core material and well logs, b — intervals of the section created using the well logs; 10 — hiatus; boundaries (11–13): 11 — formation, 12 — members of cyclic structure, 13 — productive and promising sandy layers; biostratigraphic determination of deposits age by (14–19): 14 — ammonites, 15 — foraminifers, 16 — ostracods, 17 — bivalves, 18 — spore-pollen complexes, 19 — microphytoplankton резервуаров и результатам палеогеографических реконструкций. По отмеченным результатам исследований авторами статьи выделены четыре категории областей преимущественно очагового распространения коллекторов в резервуарах: наибольших, средних, пониженных и низких толщин гранулярных коллекторов.

Стратиграфическое положение региональных резервуаров

Средне-верхнеюрские отложения региона, как уже отмечалось, подразделяются на три региональных резервуара: аален-байосский, батский и оксфордский. Их выделение было обосновано ранее [8]. Стратиграфическое положение резервуаров и корреляция их разрезов приведены на рис. 1–3.

Аален-байосский региональный резервуар представлен отложениями нижней части средней юры (верхи ааленского, байосский ярусы; вымский, леонтьевский горизонты; вымская, леонтьевская свиты). Проницаемый комплекс сложен отложениями вым-ской, а флюидоупор — леонтьевской свит.

Батский региональный резервуар на большей части рассматриваемого региона включает отложения верхней половины средней юры, верхней юры и низов неокома (верхи байосса, батский, келловейский, оксфордский, кимериджский ярусы; малышевская, гольчихинская, точинская, сиговская, яновстанская свиты). В окраинной юго-восточной части региона его стратиграфический объем сокращен. Здесь он представлен малышевским горизонтом и нижнева-сюганским подгоризонтом (малышевская, точинская свиты). Проницаемый комплекс резервуара сложен отложениями малышевской свиты, а флюидоупор на большей части региона — гольчихинской свитой (келловей, верхняя юра) и ее возрастными аналогами. В его юго-восточной части, примыкающей к Сибирскому кратону, стратиграфический объем флюидо-упора значительно сокращен. Здесь он представлен

точинской свитой (нижний и средний келловей) (см. рис. 2).

Оксфордский региональный резервуар распространен лишь в окраинной юго-восточной части региона, примыкающей к Сибирскому кратону. Представлен отложениями верхней юры и низами неокома (оксфордский, кимериджский, волжский ярусы; верх-невасюганский подгоризонт, георгиевский, баженовский горизонты; сиговская, яновстанская свиты). Проницаемый комплекс сложен отложениями ниж-несиговской подсвиты, а флюидоупор — верхнеси-говской подсвиты и яновстанской свиты.

Принятое тектоническое районирование

В тектоническом отношении Енисей-Хатангская НГО соответствует одноименному региональному прогибу, а Гыданская — смежной с ним территории Западно-Сибирской геосинеклизы.

Тектоническое районирование Енисей-Ха-нангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы изложено в работах многих авторов: Н.Н. Ростовцева, Ф.Г. Гурари, И.И. Нестерова, В.С. Суркова, В.С. Старосельцева, В.И. Шпильмана, В.А. Брехунцова, М.А. Фомина и др. Последние (и единственные) варианты тектонического районирования юрских отложений, рассматриваемых в статье, предложены В.А. Конторовичем [16] для Западно-Сибирской геосинеклизы и М.А. Фоминым [8] для Енисей-Хатангского регионального прогиба. Они базируются на общей классификации тектонических элементов и имеют одинаковые их названия. Поэтому эти варианты районирования использовались в настоящей статье.

Согласно принятому тектоническому районированию, в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы выделяются Внутренняя область и Внешний пояс. Последний представлен мегамоноклизами: Предтаймырской, Северо-Сибирской и

Рис. 2. Схема корреляции келловей-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО по профилю Гольчихинская – Долганская площади

Fig. 2. Correlation chart of the Callovian-Upper Jurassic deposits of Yenisei-Khatanga and eastern part of the Gydan Petroleum Area along the Line of Gol'chikhinsky – Dolgansky area

Усл. обозначения см. на рис. 1

For Legend see Fig. 1

Предъенисейской, осложняющими прибортовные части отмеченной структуры (рис. 4).

Наиболее прогнутой осевой частью Внутренней области Енисей-Хатангского регионального прогиба является Енисей-Хатангский мегажелоб. На северо-востоке он осложнен Боганидско-Жданихинским, а на юго-западе — Беловско-Агапским желобами, которые разделяются Балахнинско-Рассохинской грядой. Отмеченные структуры, в свою очередь, осложнены таковыми более низкого порядка — мегапрогибами, мегавпадинами и мегавыступами. Первая из них осложнена Хетским, а вторая — Агапским мегапрогибами и Беловской мегавпадиной. В пределах Балахнинско-Рассохинской гряды выделен Рассохинский мегавыступ. В юго-западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба расположено северо-восточное окончание Мессояхской гряды, которое осложнено Усть-Портовским мегавыступом.

На прилегающей к Енисей-Хатангскому региональному прогибу смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы выделены следующие надпорядковые, 0 и I порядков структуры: Большехетская и Антипаютинско-Тадебеяхинская мегасинеклизы, разделенные центральной частью Мессояхской гряды, Гыданский мегавыступ, Среднегыданский мегаврез и Южно-Таймырская седловина.

Вышеотмеченные наиболее крупные структуры Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы включают как положительные, так и отрицательные структуры II порядка. Первые из них (Владимирский, Балахнинский, Волочанский, Малохетский, Среднемессояхский,

Рис. 3. Стратифицированные временные разрезы ОГТ по профилю 25 (по А.В. Исаеву и др. [6] с дополнением Г.Г. Шемина) (A) и схема его расположения (B)

Fig. 3. Stratificated CDP time section along the Line 25 (according to A.V. Isaev et al. [6] complemented by G.G. Shemin) and its location (B)

A

СЗ

М

а

lla

Скв. Паютская-1 Скв. Яровская-2

ЮВ

Г

К ns

Кdl

200           240

ПС КС4

280     x , км

ПС КС4

Г

Тml Тtc

Тld

Тlv Тln

К1jak

К 1 mch

К sd

lд lд 1

J 3 jan J 3 sg J tch J ml J ln J vm

J 2 ld J 1 dj J 1 lv

М

lr

¹            lla

Тln

Тld

Тlv

J zm

T

t , мс

0685044           0397104

2188030а

Региональные резервуары : 1 — оксфордский, 2 — батский, 3 — аален-байосский, 4 — тоар-ский, 5 — плинсбахский, 6 — геттанг-синемюр-ский.

Отражающие горизонты в свитах : Г — дорож-ковской (К₁dr), М — яковлевской (К₁jak), Ir — суходудинской (К₁sd), Iд-Iд₁ — нижнехетской (К₁nch), Ila — яновстанской (J₃jan), Ttc — точин-ской (J₃tc), Tml — малышевской (J₂ml), Tln — леонтьевской (J₂ln), Tld — лайдинской (J₂ld), Tlv — левинской (J₁lv), а — в подошве юрских отложений

Regional reservoirs: 1 — Oxfordian, 2 — Bathonian, 3 — Aalenian-Bajocian, 4 — Toarcian, 5 — Pliensbachian, 6 — Hettangian-Sinemurian.

Reflectors in the formations: Г — Dorozhkovsky (К1dr), М — Yakovlevsky (К1jak), Ir — Sukhodudinsky (К1sd), Iд—Iд1 — Nizhnekhetsky (К1nch), Ila — Yanovstansky (J3jan), Ttc — Tochinsky (J3tc), Tml — Malyshevsky (J2ml), Tln — Leont’evsky (J2ln), Tld — Laidinsky (J2ld), Tlv — Levinsky (J1lv), a — at the bottom of the Jurassic deposits

Ванкоро-Тагульский мезовалы) осложнили Балах-нинско-Рассохинскую, Мессояхскую гряды и Предъ-енисейскую мегамоноклизу, а вторые (Агапский, Ро-манихинский, Долганско-Лодочный мезопрогибы; Рассомашья, Южно-Беловская мезовпадины) — Бога-нидско-Жданихинский, Беловско-Агапский желоба и Предъенисейскую мегамоноклизу.

Строение средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы отражено на трех структурных картах, составленных по кровле проницаемых комплексов аален-байосского, батского и оксфордского региональных резервуаров (рис. 5 А–C). По кровле вымского горизонта на территории регио-

Рис. 4. Тектоническая карта Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы (по М.А. Фомину [7])

Fig. 4. Tectonic map of the Yenisei-Khatanga regional trough and neighbouring West Siberian geosyneclise (according to M.A. Fomin [7])

Границы ( 1 – 7 ): 1 — Внешнего пояса, 2 — надпорядковых структур, 3 — структур 0 порядка, 4 — структур I порядка, 5 — структур II порядка; 6 — распространения мезозой-кайнозойских отложений осадочного чехла, 7 — распространения юрских отложений; 8 — разломы; положительные структуры ( 9 – 12 ): 9 — надпорядковые (А — Балахнинско-Рассохинская наклонная гряда), 10 — 0 порядка (Б — Мессояхская наклонная гряда), 11 — I порядка (мегавыступы: I — Янгодо-Горбинский, II — Гыданский, III — Рассохинский наклонный, IV — Усть-Портовский), 12 — II порядка (мезовалы: 1 — Владимирский, 2 — Балахнинский наклонный, 3 — Волочанский наклонный, 4 — Малохетский, 5 — Среднемессояхский, 6 — Ванкоро-Тагульский наклонный); отрицательные структуры ( 13 – 16 ): 13 — надпорядковые (А — Енисей-Хатангский наклонный мегажелоб, Д — Большехетская мегасинеклиза, Е — Антипаютинско-Тадебея-хинская мегасинеклиза), 14 — 0 порядка (наклонные желобы: Б — Эджанский, В — Боганидско-Жданихинский, Г — Беловско-Агапский), 15 — I порядка (I — Пясинский мегаврез, II – Хетский наклонный мегапрогиб, III — Агапский мегапрогиб, IV — Беловская мегавпадина, V — Северо-Тазовская мегавпадина, VI — Среднегыданский мегаврез), 16 — II порядка (1 — Агапский мезопрогиб, 2 — Рассомашья мезовпадина, 3 — Южно-Беловская мезовпадина, 4 — Романихинский наклонный мезопрогиб, 5 — Долганско-Лодочный наклонный мезопрогиб); 17 — седловины и мегаседловины (I — Внутренняя седловина, II — Танамская мегаседловина); 18 — мегамоноклизы Внешнего пояса; 19 — Южно-Таймырская мегамоноклиза Внутренней области

Примечание . На тектонической карте авторами статьи приведена новая легенда контуров пликативных структур; кроме того, показаны только крупные структуры.

Boundaries ( 1 – 7 ): 1 — the Outer belt, 2 — super-order structures, 3 — 0-th order structures, 4 — I-st order structures, 5 — II-nd order structures; 6 — extent of the Mesozoic-Cenozoic deposits of sedimentary cover, 7 — extent of the Jurassic deposits; 8 — faults; positive structures ( 9 – 12 ): 9 — super-order, 10 — 0-th order, 11 — I-st order (mega-uplifts: I — Yangodo-Gorbinsky, II — Gydansky, III — Rassokhinsky tilted, IV — Ust’-Portovsky mega-uplift), 12 — II-nd order (meso-swell: 1 — Vladimirsky, 2 — Balakhninsky tilted, 3 — Volochansky tilted, 4 — Malokhetsky, 5 — Srednemessoyakhsky, 6 — Vankoro-Tagul’sky tilted); negative structures ( 13 – 16 ): 13 — super-order (А — Yenisei-Khatanga tilted mega-trench, Д — Bol’shekhetsky mega-syneclise, Е — Antipayutinsky-Tadebeyakhinsky mega-syneclise), 14 — 0-th order (tilted trenches: Б — Edzhansky,

Усл. обозначения к рис. 4, окончание

Legend for Fig 4, end.

В — Boganidsky-Zhdanikhinsky, Г — Belovsky-Agapsky), 15 — I-st order (I — Pyasinsky mega-incision, II — Khetsky tilted mega-trough, III — Agapsky mega-trough, Belovsky mega-depression, V — North Tazovsky mega-depression, V — Srednegydansky mega-incision), 16 — II-nd order (1 — Agapsky meso-trough, 2 — Rassomash’ya meso-depression, 3 — South Belovsky meso-depression, 4 — Romanikhinsky tilted meso-trough, 5 — Dolgansky-Lodochny tilted meso-trough); 17 — saddles and mega-saddles (I — Inner Saddle, II — Tanamsky mega-saddle); 18 — megamonoclises of the Outer belt; 19 — South-Taimyr mega-monoclise of the Inner area

Note . On the tectonic map, the authors of the paper give the new legend for outlines of the folded structures; in addition, only large structures are shown.

Рис. 5. Структурные карты по кровле проницаемых комплексов региональных резервуаров Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО

Fig. 5. Depth map over the top of the permeable sequence of Yenisei-Khatanga regional reservoirs and eastern part of the Gydan Petroleum Area

B

A

К

А

C

Гыданская 130

Хета гарка о 363

Владимирская 22

V 1

Новая

Тазовский

О Р Е

О Р Е а 13 2

Тотояхинская

Медвежья Игарка

Медвежья Игарка

Норильск

Дудинка z 1

Новая

Тазовский 58

29  33

Тотояхинская 17

Норильск

3 Дудинка

1     2

ндровая

Но1вая

Игарка едвежья

100 км

Абсолютная отметка, м

Владимирская 22

Тотояхинская

М О Р Е

К А Р С К О Е

Тундровая

Тазовский 58

/      29©33

111 2

Норильск

Дудинка

1 i 2

41 2

Гыда 130

Гыданская

2 115

К А Р С К О Е     М

Владимирская е 2а2димирская

Р С К О Е     М

100 км

Гыда

-3500 .       /

Гыданская 130

2 15

–1000

–2000

–3000

–4000

–5000

Абсолютная отметка, м

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4

Wells encountered deposits ( 1 – 4 ): 1 — Upper Jurassic, 2 —

–1000

–2000

–3000

–4000

100 км

–4500

Абсолютная отметка, м ю 1 ш 2 по 3 и 4 и 5

Гыда

^^1 6С ] 7

Региональные резервуары: А — аален-байосский (вым-ский горизонт), B — батский (малышевский горизонт), C — оксфордский (нижнесиговская подсвита, горизонт Ю1).

Скважины, вскрывшие отложения ( 1 – 4 ): 1 — верхнеюрские, 2 — среднеюрские, 3 — нижнеюрские, 4 — доюрские; границы распространения проницаемого комплекса резервуара ( 5 , 6 ): 5 —достоверные, 6 — прогнозируемые; 7 — изогипсы по кровле проницаемых комплексов резервуаров.

Regional reservoirs: А — Aalenian-Bajocian (Vymsky horizon), B — Bathonian (Malyshevsky horizon), C — Oxfordian (Lower Sigovsky subformation, horizon Ю1).

Middle Jurassic, 3 — Lower Jurassic, 4 — pre-Jurassic; limit of reservoir permeable sequences ( 5 , 6 ): 5 — valid, 6 — predicted; 7 — structural contours over the top of the permeable sequence.

For other Legend items see Fig. 4

на достаточно четко проявлены все надпорядковые структуры и структуры 0 порядка как отрицательные, так и положительные. Наиболее погруженной из них является Боганидско-Жданихинский желоб (наиболее погруженная часть его соответствует замкнутой изолинии -4500 м) (см. рис. 5 А). Остальные отрицательные структуры также являются глубоко-погруженными (наиболее прогнутые части отвечают замкнутым изогипсам -4000 м). Из положительных структур к самой приподнятой и контрастной структуре относится Балахнинско-Рассохинская гряда. На ее территории наиболее приподнятая ее часть соот- ветствует изогипсе -100 м. В отличие от этой структуры Мессояхская гряда существенно более погружена.

Структурные карты по кровле проницаемых комплексов батского и оксфордского региональных резервуаров в целом соответствуют вышеописанной. Только глубина их залегания несколько меньше (см. рис. 5 B, C).

Аален-байосский региональный резервуар

Аален-байосский региональный резервуар представлен отложениями нижней части средней юры (верхи ааленского, байосский ярусы). Сложен песчано-алевролито-глинистыми породами вымской и леонтьевской свит, которые распространены на большей части региона. Лишь на его краевых участках, примыкающих к Таймырской складчатой области и к Сибирскому кратону, они отсутствуют. Толщина резервуара изменяется от нескольких десятков до 700 м, на большей части региона — от 300 до 550 м. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от нескольких сотен до 4000–4500 м, на большей части региона — от 1500 до 4000 м. Наибольшие ее значения прогнозируются в наиболее крупных отрицательных структурах: Боганидско-Жданихинском, Беловско-Агапском наклонных желобах и Большехетской мегасинеклизе. Резервуар состоит из вымского проницаемого комплекса и леонтьевского флюидоупора.

Вымский проницаемый комплекс сложен глинисто-алевролитово-песчаными породами одноименной свиты, которые распространены на большей части региона (рис. 6). Его толщина изменяется от нескольких десятков до 350 м, на большей части территории региона — от 100 до 300 м. Наибольшие ее значения прогнозируются в центральной, наиболее прогнутой части Енисей-Хатангского регионального прогиба и южной части смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы.

Разрез комплекса обычно представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и переходных разностей пород. Вещественный состав его достаточно разнообразный. Выделяется восемь литологических областей — от в основном песчаной (П1Ал4Г5) до преимущественно глинисто-алевритовой (Гл1Ал3П4) (см. рис. 6). Наиболее песчаные литологические области распространены в юго-восточной окраинной части региона, примыкающей к Сибирскому кратону, который был основным поставщиком песчаного и алевритового материала. Менее песчаные литологические области прогнозируются вблизи Таймырской складчатой области. На остальной, большей, части региона, расположенной в наиболее прогнутой части Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы, предполагаются наименее песчаные области.

Толщина песчаников комплекса изменяется от нескольких до 170 м, на большей части региона — от 30–40 до 100 м (рис. 7 А). Наибольшие ее значения

(120–170 м) прогнозируются в северо-восточной части, на территории Хетского мегапрогиба. Повышенные значения толщин песчаников (80–100 м) предполагаются в центральных, наиболее прогнутых частях Енисей-Хатангского мегажелоба и Большехетской мегасинеклизы. Область средних значений толщин песчаников (40–80 м) в виде полосы повсеместно огибает зоны повышенных толщин песчаников комплекса. Минимальные их значения (до 40 м) прогнозируются в окраинных частях Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы.

Условия формирования отложений в среднеюрскую и позднеюрскую эпохи на территории Ени-сей-Хатангского прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы изменялись вполне закономерно на протяжении трех регрессивно-трансгрессивных этапов соответственно: аален-байосско-го, батского и оксфордского. В начале первого из них произошло обмеление сибирских морей, в том числе на территории рассматриваемого бассейна. Контуры его практически не отличаются от раннеюрской эпохи [14], но обстановки формирования отложений изменились. Исчез глубоководный шельф, расширились области мелководной его части, мелководья, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, и аллювиальных равнин (рис. 8 А).

Толщина коллекторов комплекса изменяется от нескольких метров до 75 м. Их распределение в регионе, как уже отмечалось, определено весьма предварительно на основе ограниченного по объему аналитического и промыслово-геофизического материала, выявленной закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины залегания, анализа вещественного состава проницаемого комплекса и результатов палеогеографических реконструкций.

Выполненные исследования позволили выделить на территории региона следующие области очагового распространения толщин гранулярных коллекторов: наибольших, средних, пониженных и низких (рис. 9 А). Первая из них развита вдоль юго-восточной границы выклинивания отложений комплекса, охватывая наиболее прогнутую часть Внешнего пояса Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы, а также смежных участков их внутренних частей. Область средних толщин коллекторов распространена более широко. Она в виде полос огибает вышеотмеченный участок и Таймырскую складчатую область, а также распространена на территории Среднемессояхского мезовала. Область пониженных их значений прогнозируется почти на всей остальной большей части региона. Лишь в наиболее погруженных участках Хетского и Агапского прогибов и Среднегыданского мегавреза предполагается область низких значений толщин коллекторов.

Рис. 6. Карта толщин и вещественного состава проницаемого комплекса (вымский горизонт) аален-байосского регионального резервуара Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО (A) и литологические колонки типовых разрезов (B)

Fig. 6. Map of thickness and composition of permeable sequence (Vymsky horizon) Aalenian-Bajocian of Yenisei-Khatanga regional reservoirs and eastern part of the Gydan Petroleum Area (A) and lithologic columns of typical sections shown (B)

П 1 Ал 4 Гл 6			П 2 Ал 3–4 Гл 4–5
Скв. Суходудинская-2			Скв. Медвежья-316			Скв. Долганская-2			Скв. Суходудинская-3
—	12,2	П – 88,9 Ал – 10,5 Гл – 0,6	—	18,6	П – 63 Ал – 19,7 Гл – 17,3		3,8 16	П – 71,2 Ал – 23,3 Гл – 5,5	— — —	9,1	П – 55,3 Ал – 40,2 Гл – 4,5
									—	31,2
	87,8
			— —--	10,8			2,2 2,2
			Е-'	25,5
							10,4 65,4			9,1
										50,6
				45,1
П 1 Ал 4 Гл 6			П 2 Ал 4 Гл 4			П 2 Ал 4 Гл 5			ПАлГл

—	32,9
—	15,1 2,3
	10,4
	27,2
	12,1

—	30,5
—
—	16,3 3,5
	1
	9,6
	8,2
	30,9

—	22,7
—	41,9
—	16,1
	3,2 16,1

—	2,5 21,2
—	24,5 6,6
—	3,8
	0,9 19
	21,5

	11,9
	21,4
—.—	11,9
	33,3
	21,5

—	29,9
	6,7
—	12,5
	33,9
	5,4
	11,6

—	1,5 35,2
—	19,2
	12,6
	10,3
	0,5 20,7

—	32
—	11,6
—	16,8
	11,6
	18,9
	9,1

	8,6
	44,5
—	13,6
	11,1
	17,3 4,9

			—				23,3		—	24,6		—						—			—	19,5		—
— —
	45								— — —			—	38,7			36,2		—	55,1					—	53
																					—
										16,9
—		П – 11,4 Ал – 45,1 Гл – 43,5	—		П – 17,4 Ал – 41,4 Гл – 41,2	—	43	П – 14,6 Ал – 60,2 Гл – 25,2						П – 24,8 Ал – 40,4 Гл – 34,8			П – 19,5 Ал – 47,2 –	—		П – 14,5 Ал – 38,5 Гл – 47		24,7	П – 16,5 Ал – 41,2 –	—	1,6 2,6	П – 25,4 Ал – 30,2 Гл – 44,4
											П – 21,8 Ал – 52,8 Гл – 25,4		15,5		—	25,9
										30,8
			—	11,1																	— — -	10
—	19								—
												—---	7,9
			---—																					— —.--	8,7
												—	20,7			5,2		—	21,3			16,7
																								—	16,1
						—	18,6								—	241
	15,1			26,7					—	13,8
																					— — —	25,1
										3,1
—	12,2 2,6 ,			15,6			8,1
										10,8
							7
Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 2 Гл 3 П 4			Ал 2 Гл 4 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Гл 3 Ал 3 П 4			Гл 3 Ал 3 П 4			Гл 3 Ал 3 П 4

В1В2 ЕЕ 3В4В5В6 ЕЕ 7В8В9В 10 в 11 с 3 12

[ЕЕ 13         14 I | 15 I | 16 I | 17 I | 18 I | 19 I | 20 I       | 21 I | 22 ЕЕ 12,9 ] 23 | П – 33,1 ] 24

Усл. обозначения к рис. 6

Legend for Fig. 6

Гл1П2Ал3У5 — индексы литологических областей, определенные по содержанию (1 — 100–76 %, 2 — 75–51 %, 3 — 50–26 %, 4 — 25–11 %, 5 — 10–1, 6 — 0,9–0,1 %) литологических компонентов разреза (П — песчаная (псаммитовая), Ал — алевритовая, Гл — глинистая).

Породы в литологических колонках ( 1 – 10 ): 1 — песчаники, 2 — песчаники алевритистые и алевритовые, 3 — песчаники глинистые, 4 — алевролитопесчаники, 5 — алевролиты песчанистые, 6 — алевролиты глинистые и песчанистые, 7 — алевролиты, 8 — алевролиты глинистые, 9 — глины алевритистые, 10 — глины (аргиллиты); 11 — скважины c приведенными литологическими колонками типовых разрезов; 12 — изопахиты, м; границы ( 13 , 14 ): 13 — распространения отложений вымского горизонта, 14 — литологических областей; литологические области ( 15 – 22 ): 15 — П₁Ал₄Гл₆ — в основном песчаная, 16 — П₂Ал_3–4Гл_4–5 – преимущественно песчаная, 17 — П₃Ал₃Гл₃ – песчано-алевритово-глинистая, 18 — Ал_2–3П₃Гл_3-5 – алевролитово-песчано-глинистая, 19 — Ал₃Гл₂П₃ — алевритово-глинисто-песчаная, 20 — Гл₂П₄Ал₄ – глинисто-песчано-алевритовая, 21 — Ал_2–3Гл_3–4П₄ – преимущественно алевритово-глинистая, 22 — Гл₃Ал₃П₄ – преимущественно глинисто-алевритовая; 23 — породы и их содержание в разрезе, %; 24 — содержание литологических компонентов в разрезе, %.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4, 5

Гл 1 П 2 Ал 3 У 5 — index of lithologic regions, determined by content (1 — 100–76 %, 2 — 75–51 %, 3 — 50–26 %, 4 — 25–11 %, 5 — 10–1, 6 — 0,9–0,1 %) lithologic components in the section (П — sandy (psammitic), Ал — silty, Гл — argillaceous).

Rocks in the lithologic columns ( 1 – 10 ): 1 — sandstone, 2 — silty sandstone, 3 — argillaceous sandstone, 4 — siltstone-sandstone, 5 — sandy siltstone, 6 — clayey and sandy siltstone, 7 — siltstone, 8 — clayey siltstone, 9 — silty clay, 10 — clay (claystone); 11 — wells with the lithologic columns of typical sections show; 12 — isopachs, m; boundaries ( 13 , 14 ): 13 — of Vymsky horizon deposits; 14 —of lithologic zones; lithologic zones ( 15 – 22 ): 15 — П₁Ал₄Гл₆ — mainly sandy, 16 — П₂Ал_3–4Гл_4–5 – predominantly sandy, 17 — П₃Ал₃Гл₃ – sandy-silty-argillaceous, 18 — Ал_2–3П₃Гл_3-5 – argillaceous-silty-sandy, 19 — Ал₃Гл₂П₃ — argillaceous-silty-sandy, 20 — Гл₂П₄Ал₄ – silty-sandy-argillaceous, 21 — Ал_2–3Гл_3–4П₄ – predominantly argillaceous-silty, 22 — Гл₃Ал₃П₄ – predominantly silty-argillaceous; 22 — rocks and their content in the section, %; 24 — lithologic components in the section and their content, %.

For other Legend items see Fig. 4, 5

Рис. 7. Карты толщин песчаников проницаемых комплексов региональных резервуаров Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО

Fig. 7. Map of sand thickness in the permeable sequences of the Yenisei-Khatanga and eastern part of the Gydan Petroleum Area

A

C

Гыданская

К А Р С К

Владимирская

Хета

Новая

Гыда

Гыданская гарка

Медвежья

Владимирская ндровая

Гыда

Игарка

Р Е

1 ₄ ⁵

Медвежья 6

6     316

25  1

: Ш 3

1  2 ₁ ³15    2

1 13

Дерябинск 6

5 э2₁

¹ ₁ Тундровая

Рассохинская овая ^

63 363

Тазовский

436        ₅₈

Хета

Новая

Гыда

Дудинка

Игарка

21 1

Владимирская

1 5о 363

₂ Хабейская

1     Тундровая

Рассохинская

11   2

Гыданская

₄₃₆      Тазовский

29  58

316 ' \ J

₇ 1 ₆ Медвежья

B

К А Р С К О Е     М О

Норильск

Дудинка

Толщина, м

100 км

К А

Р С К О Е     М О Р Е

Норильск

Дудинка

О Е     М О Р Е

Е ¹ 3Z ² ^] ³^⁴

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4, 5

1 — isopachs, m; horizon testing results ( 2 – 4 ): 2 — gas flow, 3 — local water flow, 4 — no flow obtained.

For other Legend items see Fig. 4, 5

Толщина, м

Толщина, м

100 км

Региональные резервуары: А — аален-байосский (вымский горизонт), B — батский (малышевский горизонт), C — оксфордский (верхневасюганский подгоризонт).

• 1    — изопахиты, м; результаты испытания горизонтов ( 2 – 4 ): 2 — приток газа, 3 — приток пластовой воды, 4 — приток не получен.

Regional reservoirs: А — Aalenian-Bajocian (Vym-sky horizon), B — Bathonian (Malyshevsky horizon), C — Oxfordian (Verkhnevasyuganskiн subhorizon).

Рис. 8. Литолого-палеогеографические карты Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы

Fig. 8. Lithologic and paleogeographic maps Yenisei-Khatanga regional trough and neighbouring West Siberian geosyneclise

1 с ^ 2       3       45      6 I I 7 I I 8 I 9      10 I 11

] 12         13 I । 14 I 15    * । 16     & \ 17 I । 18    ■=-1 19     1    20

Карты: A — вымского времени (конец аалена – начало раннего байоса), B — леонтьевского времени (конец раннего – поздний байос).

1 — скважины; 2 — изопахиты современных отложений, м; границы ( 3 – 6 ): 3 — распространения мезозой-кайнозойских отложений осадочного чехла, 4 — распространения юрских отложений; 5 — палеогеографических областей, 6 — литологических областей; палеогеографические области ( 7 – 12 ): 7 — размыва (суша), 8 — континентального осадконакопления (аллювиальная равнина), 9 — переходного осадконакопления (прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем); морского осадконакопления ( 10 – 12 ): 10 — мелководная (глубина до 25 м), 11 — мелководный шельф (глубина 25–100 м), 12 — глубоководный шельф (глубина 100–200 м); направления сноса осадков ( 13 , 14 ): 13 — основные, 14 — менее значимые; фауна ( 15 – 19 ): 15 — фораминиферы, 16 — двустворки, 17 — аммониты, 18 — остракоды, 19 — белемниты; 20 — литологические области: 1 — П₁Ал₄Гл₆ (в основном песчаная), 2 — П₂Ал_3–4Гл_4–5 (преимущественно песчаная), 3 — П₃Ал₃Гл₃ (песчано-алевритово-глинистая), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (алевритово-песчано-глинистая), 5 — Ал₃Гл₂П₃ (алевритово-глинисто-песчаная), 6 — Гл₂П₄Ал₄ (глинисто-песчано-алевритовая), 7 — Ал_2–3Гл_3–4П₄ (преимущественно алевритово-глинистая), 8 — Гл₃Ал₃П₄ (преимущественно глинисто-алевритовая), 9 — Ал₃Гл₃П₃ (алевритово-глинисто-песчаная), 10 — Гл_2–3Ал_2–4П₄ (глинисто-алевритово-песчаная), 11 — Гл_1–4Ал_1–4П₅ (глинисто-алевритово-песчанистая), 12 — Гл_2–3Ал_2–3П₆ (в основном глинисто-алевритовая), 13 — Гл_1–3Ал_2–4 (глинисто-алевритовая)

Maps: A — Vymsky time (end of Aalen – beginning of Early Bajocian), B — Leont’evsky time (end of Early – Late Bajocian).

1 — wells; 2 — isopachs of recent deposits, m; boundaries ( 3 – 6 ): 3 — extent of the Mesozoic-Cenozoic deposits of sedimentary cover, 4 — extent of the Jurassic deposits, 5 — paleogeographic areas, 6 — lithologic areas; paleogeographic areas ( 7 – 12 ): 7 — erosion (land), 8 — continental sedimentation (alluvial plain), 9 — transitional sedimentation (coastal plain sometimes flooded by sea); areas of offshore sedimentation ( 10 – 12 ): 10 — shallow water (depth up to 25 m), 11 — shallow-water shelf (depth 25 to 100 m), 12 — deep-water shelf (depth 100 to 200 m); directions of sediment transportation ( 13 , 14 ): 13 — major, 14 — less important; fauna ( 15 – 19 ): 15 — foraminifera, 16 — bivalves, 17 — ammoniates, 18 — ostracods, 19 — belemnite; 20 — lithologic areas: 1 — П₁Ал₄Гл₆ (mainly sandy), 2 — П₂Ал_3–4Гл_4–5 (predominantly sandy), 3 — П₃Ал₃Гл₃ (sandy-argillaceous-silty), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (argillaceous-sandy-silty), 5 — Ал₃Гл₂П₃ (silty-argillaceous-sandy), 6 — Гл₂П₄Ал₄ (silty-sandy-argillaceous), 7 — Ал_2–3Гл_3–4П₄ (predominantly silty-argillaceous), 8 — Гл₃Ал₃П₄ (predominantly argillaceous-silty), 9 — Ал₃Гл₃П₃ (argillaceous-silty-sandy), 10 — Гл_2–3Ал_2–4П₄ (silty-argillaceous-sandy), 11 — Гл_1–4Ал_1–4П₅ (silty-argillaceous-sandy), 12 — Гл_2–3Ал_2–3П₆ (mainly silty-argillaceous), 13 — Гл_1–3Ал_2–4 (silty-argillaceous)

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются следующими показателями. Их открытая пористость обычно изменяется от 7–8 до 18 %, преимущественно — от 11 до 15 %. Проницаемость варьирует в пределах (0,01–60)·10-3 мкм2, преимущественно — (0,1–3)·10-3 мкм2. Они характеризуются значительной изменчивостью как по разрезу, так и по площади.

Леонтьевский флюидоупор представлен отложениями одноименной свиты, которая представлена преимущественно глинами и алевролитами с прослоями песчаников. Он, как и проницаемый комплекс, распространен на большей части территории региона. Лишь в центральных участках Волочанского и Владимирского мезовалов отложения флюидоупо-ра отсутствуют (рис. 10 А). Его толщина изменяется от нескольких десятков до 700 м, на большей части региона — от 100 до 300 м.

Отложения леонтьевского флюидоупора формировались в трансгрессивный этап осадконакопления.

Рис. 9. Схема прогноза гранулярных коллекторов региональных резервуаров средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО

Fig. 9. Prediction of granular reservoirs of regional reservoirs in the Middle-Upper Jurrasic deposits in the Yenisei-Khatanga and eastern part of the Gydan Petroleum Area

Норильск

Региональные резервуары: A — аален-байосский, B — батский, С — оксфордский.

1 — границы распространения резервуара: a — более достоверные, b — менее достоверные; прогнозируемые области толщин коллекторов ( 2 – 5 ): 2 — наибольших, 3 — средних, 4 — пониженных, 5 — низких.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4

Regional reservoirs: A — Aalenian-Bajocian, B — Bathonian, С — Oxfordian.

1 — limits of the reservoir: a — more valid, b — less valid; the predicted areas of thick reservoirs ( 2 – 5 ): 2 — greatest, 3 — medium, 4 — decreased, 5 — low.

For other Legend items see Fig. 4

0     100 км

Контуры бассейна практически не изменились, однако условия формирования осадков преобразовались (см. рис. 8 B). Появилась обширная область глубокого шельфа, которая охватывала центральную, наиболее погруженную часть бассейна. Расширилась область мелководного шельфа в основном за счет мелководья. В северо-восточной части бассейна, в пределах Волочанского мезовала, существовала область размыва. Область прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, как и прежде, примыкала к Сибирскому кратону.

Качество флюидоупора изменяется от высокого до низкого, а в пределах Волочанского и Владимир- ского мезовалов он отсутствует (см. рис. 10 А). Области высокого и среднего его качества распространены почти на всей территории региона. Первые из них прогнозируются в наиболее погруженной части Енисей-Хатангского мегажелоба, а вторые почти повсеместно развиты на юго-западе региона. Области пониженного и низкого качества флюидоупора развиты в виде узких полос вдоль Сибирского кратона и Таймырской складчатой области.

В целом леонтьевский флюидоупор на большей части региона характеризуется высокими и средними экранирующими свойствами для сохранения залежей УВ.

Рис. 10. Карты качества флюидоупоров региональных резервуаров Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО

Fig. 10. Map of the impermeable bed of the regional reservoirs of Yenisei-Khatanga and eastern part of the Gydan Petroleum Area

A

Владимирская

B

Владимирская 22

К А

Р С К

О Е     М

О Р Е

Гыда

□ Гыданская

3 10

К А

Р

С К О Е     М О

Р Е

5  363

Новая

Хета

Новая

Хета

Тундровая

2 ₁         1 ₁

₁     Тундровая

Гыда 130 □ Гыданская

Тотояхинская

1 ₁₇

Норильск

Дудинка

Тотояхинская

2 15

е Норильск Дудинка

₄₃₆ Тазовский ₂₀₉₉

0        100 км

436 Тазовский

0        100 км

C

К А

Р

С К

О Е     М О

Р Е

Владимирская

S ₂ а ₂ димирская

Гыда

□

Гыданская

Тотояхинская

361 357

у о 363

Хета

2 15

Тундровая

1 ^^ ^^^ ^^^- ■ ^

Норильск

Дудинка

Медвежья Игарка 7ф 36 J 316      р

0        100 км

Флюидоупоры: А — леонтьевский аален-байосского регионального резервуара, B — верхнеюрско-келловейский батского регионального резервуара, C — баженовско-георгиевский (верхнеси-говско-яновстанский) оксфордского регионального резервуара.

1 — изопахиты флюидоупора, м; 2 — изолинии содержания песчаников в флюидоупоре, %; качество флюидоупора ( 3 – 6 ): 3 — высокое, 4 — среднее, 5 — пониженное, 6 — низкое; 7 — зоны отсутствия флюидоупора; 8 — границы зон с разным качеством флюидоупора.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4, 5

Impermeable beds: А — Leont’evsky of Aalenian-Bajocian regional reservoirs, B — Upper Jurassic-Callovian of Bathonian regional reservoir, C — Bazhenov-Georgiev (Upper Sigovsky – Yanovstansky) of Oxfordian regional reservoir.

1 — isopachs of impermeable bed, m; 2 — contour lines of sandstone content in impermeable bed, %; impermeable bed quality ( 3 – 6 ): 3 — high, 4 — medium, 5 — decreased, 6 — low; 7 — areas of impermeable bed absence; 8 — boundaries of areas with different quality impermeable beds.

For other Legend items see Fig. 4, 5

Батский региональный резервуар

Батский региональный резервуар на большей части рассматриваемого региона включает отложения верхней половины средней юры, верхней юры и низов неокома. В окраинной юго-восточной части региона, примыкающей к Сибирскому кратону, его стратиграфический объем значительно сокращен. Здесь он представлен отложениями верхов байоса, батского и келловейского ярусов, малышевской и точинской свит. Резервуар почти повсеместно распространен на территории региона. Лишь на Вилю-чанском мезовалу его отложения отсутствуют. Толщина резервуара изменяется от нескольких десятков до 1300 м, на большей части территории — от 400 до 900 м. Глубина залегания кровли резервуара варьирует от нескольких сотен до 4500 м, на большей части территории региона — от 1500 до 3500 м. Наибольшие ее значения, как и вышезалегающего резервуа- ра, прогнозируются в Боганидско-Жданихинском, Беловско-Агапском желобах и Большехетской мегасинеклизе, а наименьшие — в окраинных частях региона, вблизи Сибирского кратона и Таймырской складчатой области.

Проницаемый комплекс резервуара повсеместно представлен малышевской свитой, сложенной глинисто-алевролитово-песчаными породами, почти повсеместно распространен на территории региона. Лишь в краевых его частях и в пределах Вилючан-ского мезовала они отсутствуют. Толщина комплекса изменяется от нескольких десятков до 700 м. Наибольшие ее значения (500–700 м) закартированы по материалам бурения на северо-востоке Енисей-Ха-тангского регионального прогиба, в пределах Балах-нинского мезовала и смежных с ним участков Балах-нинско-Рассохинской гряды (рис. 11). Повышенные толщины комплекса (300–500 м) прогнозируются на территории Беловско-Агапского желоба и центральной, наиболее прогнутой части Хетского мегапрогиба. Кроме того, они в виде узкой полосы огибают область наибольших толщин. Средние, пониженные и минимальные толщины комплекса предполагаются на остальных преимущественно окраинных частях Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы.

Вещественный состав комплекса достаточно разнообразный. Выделяется девять литологических областей разного состава — от в основном песчаной (П1Ал4Гл5) до глинисто-алевритовой (Гл2Ал3–5П5) (см. рис. 11). Наиболее песчаные литологические области, как и нижезалегающего резервуара, распространены в юго-восточной окраинной части исследуемого региона, примыкающей к Сибирскому кратону. Вблизи Таймырской складчатой области также накапливался, но с меньшей интенсивностью песчано-алевритовый материал. Несколько дальше от отмеченных источников сноса терригенного материала, а также вблизи суши, которая существовала на территории современного Волочанского мезовала, в малышевское время формировались песчано-алевритово-глинистые осадки. На остальной, существенно большей, части региона, включающей наиболее прогнутые части Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской геосинеклизы, в ма-лышевское время сформировались литологические области преимущественно глинисто-алевритового состава.

Толщина песчаников проницаемого комплекса изменяется от нескольких метров до 130 м, на большей части территории региона — от 40 до 80 м (см. рис. 7 B). Наибольшие толщины их (80–130 м) прогнозируются на шести участках, а два наибольших из них расположены в Западно-Сибирской геосинеклизе, остальные — в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба. Первый участок включает восточную окраинную часть Большехетской мегасинеклизы и Ванкоро-Тагульский мезовал, второй — Среднемес-сояхский мезовал. Остальные, меньшие по размерам, участки расположены в пределах Малохетского мезо-вала и Тундрового, Курьинского, Западно-Балахнин-ского валов, осложняющих Мессояхскую и Балахнин-ско-Рассохинскую гряды.

В малышевское время в рассматриваемом бассейне произошло очередное обмеление моря (рис. 12 А). Почти на всей его территории сохранились морские обстановки осадконакопления, однако глубоководная часть шельфа сменилась на мелководную. В бассейне седиментации сохранились области мелководного шельфа, мелководья, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, и область размыва. В это время появились области аллювиальных равнин, простирающиеся в виде узких полос вдоль источников сноса терригенного материала — Сибирского кратона и Таймырской складчатой области.

Толщина коллекторов проницаемого комплекса изменяется от нескольких метров до 131 м. Распределение ее значений по территории региона в целом подобно вышеописанному резервуару. Однако области высоких и средних значений толщин коллекторов несколько увеличены, а низких сокращены (см. рис. 9 B).

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются следующими показателями. Их открытая пористость обычно варьирует от 7–8 до 24 %, преимущественно — от 12 до 18 %. Межзерновая проницаемость изменяется в пределах (0,01–90) · 10-3 мкм2, преимущественно — (0,1– 5,2) · 10-3 мкм2.

Верхнеюрско-келловейский флюидоупор на большей части территории рассматриваемого региона сложен преимущественно глинами и алевролитами гольчихинской свиты и ее возрастных аналогов (кел-ловей – верхняя юра), а в юго-восточной окраинной части региона, вблизи Сибирского кратона, — преимущественно глинами точинской свиты (нижней, средний келловей). Он почти повсеместно перекрывает проницаемый комплекс. Лишь в центральной и южной частях соответственно Волочанского и Ма-лохетского мезовалов, а также Южно-Соленинского куполовидного поднятия и Западно-Балахнинского вала его отложения отсутствуют. Толщина флюидоу-пора изменяется от нескольких десятков до 650 м, на большей части территории региона — 200–500 м (см. рис. 10 B).

В гольчихинское время в рассматриваемом бассейне, как и во всех арктических районах Западно-Сибирской и Хатангско-Вилюйской НГП, началась новая наиболее значительная, чем раннее, в юрской период, морская трансгрессия, которая максимально проявилась в кимериджском и волжском веках. Лишь в ранний и средний келловей она была кратковременно прервана регрессией. Этот период характери-

Рис. 11. Карта толщин и вещественного состава проницаемого комплекса (малышевский горизонт) батского регионального резервуара Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы

Fig. 11. Map of thickness and composition of permeable sequence (Malyshevsky horizon) of Bathonian regional reservoir in the Yenisei-Khatanga regional trough and neighbouring West Siberian geosyneclise

A

Владимирская 22

• □ 21

Гл2–3 П3Ал3–4

Гыданская

Ал 2–3 Гл 3 П 4

П 3 Ал 3–4 Гл 4

П3Ал3–4

П 3 Ал 3–4 Гл 4–5

2! 13

Хабейская

Джангодская

Среднепясинская

4 Дерябинская

Ал 2–3 П 3 Гл 3–5 5⁹

Береговая

Верхнекубинская

Рассохинская

1 Тундровая П 3 Ал 3–4 Гл 3-5

Нанадянская 310

Тотояхинская

Гл 2-3 П 3 Ал

1 Озерная

Пайяхская 1

18               23

но-Носковская

Яровская 1  2

Ал2–3П3 Гл3–5

I* ^ 1 Среднеяровская 34

и /VI /

2 Сухо-Дудинская П 1 Ал 4 Гл 4

1Долганская

о 17

Семеновская 4 ,       V 2я 1 4

Южно-Соленинская

24 *

Майская

Ал Гл П

Западно-Мессояхская         Восточно-Мессояхская

Западно-Мессояхская    4

(^           20    2          Ал Гл П

Ал2-3П3Гл3-5

1Токачинская

2 С^зунска'я!

Сузунская

П 1 Ал 4 Гл 5

П 2 Ал 3–4 Гл 3

Скв. Малохетская-6

Скв. Суходудинская-2

Скв. Хабейская-1

Скв. Долганская-2

Скв. Медвежья-316

20,2

₂₀₉₉    П 3 Ал 3–4 Гл 3

Лодочная

58 Заполярная

²⁹ 33             Гл 2–3 П 3 Ал 3–4

316 Медвежья

, П2 Ал 3–4 Гл 5

П – 82,5

Ал – 15,9

Гл – 1,6

П – 76

Ал – 21,3

Гл – 2,7

П – 61,7

Гл – 8,7

10,4

П – 58,2

Ал – 32

Гл – 9,8

П – 53,2

Ал – 23,8

Гл – 23

П ₁ Ал ₄ Гл ₅

П ₁ Ал ₄ Гл ₅

П Ал Гл

П Ал Гл

П ₂ Ал ₄ Гл ₄

П 3 Ал 3–4 Гл 3–5									Ал2–3П3Гл3–5									Гл 2–3 П 3 Ал 3–4
Скв. Туколандо-Вандинская-320			Скв. Дерябинская-6			Скв. Джангодская-5			Скв. Дерябинская-5			Скв. Горчинская-1			Скв. Паютская-1			Скв. Майская-1			Скв. Лодочная-6			Скв. Заполярная-83
	20,9		—	25,5			5,4			18,8			7,8		—	13,8			43,8		—	26			29,9	П – 29 Ал – 28,8 Гл – 42,2
—							14,6					—	32,8
																23,4
—	10,5								- — —
																								—	13,7
	4,2	П – 50,4 Ал – 29,1 Гл – 20,5	—	22,9	П – 39,1 Ал –37,1 Гл – 23,8	—	25,4	П – 47,4 Ал – 43,2 Гл – 9,4		37,4			1,2 12,8 0,9	П – 36,8 Ал – 51,3 Гл – 11,9			П – 31,8 Ал – 51,3 Гл – 16,9			П – 31,3 Ал – 24,4 Гл – 44,3		36	П – 30,3 Ал – 25,8 Гл – 43,9
											П – 28,7				—	16,8
	11,9										Ал –51 Гл – 20,3	—						—	11,6 2,3
																								—	10,8 9,6
							8,5
	25,9		—	7,8
				37,3			13,8 32,3			12,,6 2,5			5,5			21,1		—	0,9 17,6		~.~.—	4 4		— • — —:	2,5 7
	26,6												27,4												3,8 22,7
																15,3
										21,5									22,3 1,4			26
																9,6
П 3 Ал 3 Гл 4			П 3 Ал 3 Гл 4			П 3 Ал 3 Гл 5			Ал 2 П 3 Гл 4			Ал 2 П 3 Гл 4			Ал 2 П 3 Гл 4			Гл3 П3Ал4			Гл П Ал			Гл 3 П 3 Ал 3

Ал Гл П
Скв. Южно-Соленинская-33			Скв. Озерная-8			Скв. Логатская-361			Скв. Сузунская-4			Скв. Тотояхинская-25
	41,1			37,3	П – 25,2 Ал – 40,7 Гл – 34,1		44	П – 25,8 Ал – 38,3 Гл – 35,9		2,7 37,1	П – 27 Ал – 37,4 Гл – 35,6		7,2	П – 25,3 Ал – 40,7 Гл – 34
												—	28,8
												—	16,8
									— —	8,1
—	14,6 0,6 7,8	Ал – 35,8 Гл – 34					20,3 4,2
			— — —	19,9					—	17,6
													16,8 4,6
				3,9 12,7
	7,4						7		—. —. —	11,4
	4,9 23,6			1,6			2,8 21,7			q			14,8
				8,6 16
										14,1			11
Ал ГлП			Ал Гл П			Ал 3 Гл 3 П 3			Ал 3 Гл 3 П 3			Ал 3 Гл 3 П 3

Ал 2–3 Гл 3 П 4															Ал2–3Гл3–5П5						Гл 2 Ал 3–5 П 5
Скв. Гыданская-130			Скв. Новая-1			Скв. Западно-Мессояхская-4			Скв. Пайяхская-1			Скв. Южно-Соленинская-24			Скв. Балахнинская-1			Скв. Кубалахская-1			Скв. Западно-Кубалахская-359			Скв. Восточно-Кубалахская-357
	5,3 55,4 6,1 0,6	П - 24 Ал-45,7 Гл -30,3		29,9	П - 11,7 Ал-58,5 Гл -29,8		43,9	П - 12,1 Ал-48,4 Гл -39,5		45,7	П - 22,6 Ал-51,4 Гл -26	ZZZZZ	46,1	П – 22,6 Ал – 40,1		48,9	П – 3,8 Ал – 52,3 Гл – 43,9		49,6	П – 8,8 Ал – 47,4 Гл – 43,8		6,3	П – 2,6 Ал – 46,4 Гл – 51		58,7	П – 4 Ал – 45,3 Гл – 50,7
																						51,4
				31,6
							38,8			36,8
												—	19,3	Гл – 37,3		38,4			29,3
																						37,5 4,8		—	31 2,5 7,4
			—	16,1
												—	9,6 1,8
	13,1
	15,3		—	22,4			5,1			17,5			6,1 17,1						12
							12,2
																7,3
Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 2 Гл 3 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Ал 3 Гл 3 П 4			Ал Гл П			Ал Гл П			Гл Ал П			Гл Ал П

Усл. обозначения к рис. 11

Legeng for Fig. 11

Литологические области: П1Ал4Гл5 — в основном песчаная, П2Ал3–4Гл3–5 — преимущественно песчаная, П3Ал3–4Гл3–5 — песчано-алевритово-глинистая, Ал2–3П3Гл3–5 — алевролитово-песчано-глинистая, Гл2–3П3Ал3–4 — глинисто-песчано-алевритовая, Ал3Гл3П3 — алевритово-глинисто-песчаная, Ал2–3Гл3П4 — преимущественно алевритово-глинистая, Ал2–3Гл3–5П5 — в основном алевритово-глинистая, Гл2Ал3–5П5 — в основном глинисто-алевритовая.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4–6

Lithologic regions: П1Ал4Гл5 — mainly sandy, П2Ал3–4Гл3–5 — predominantly sandy, П3Ал3–4Гл3–5 — sandy-silty-argillaceous, Ал2–3П3Гл3–5 — argillaceous-sandy-silty, Гл2–3П3Ал3–4 — silty-sandy-argillaceous, Ал3Гл3П3 — argillaceous-silty-sandy, Ал2–3Гл3П4 — predominantly argillaceous-silty, Ал2–3Гл3–5П5 — mainly argillaceous -silty, Гл2Ал3–5П5 — mainly silty- argillaceous.

For other Legend items see Fig. 4–6

Рис. 12. Литолого-палеогеографические карты

Fig. 12. Lithologic and paleogeographic maps

Карты: A — малышевского времени (конец байоса – бат), B — на большей части территории региона гольчихинского времени (келловей – верхняя юра), а в его юго-восточной части, примыкающей к Сибирскому кротону, — точинского времени (нижней и средней келловей).

1 — литологические области: 1 — П₁Ал₄Гл₅ (в основном песчаная), 2 — П₂Ал_3–4Гл_3–5 (преимущественно песчаная), 3 — П₃Ал_3–4Гл_3–5 (песчано-алевритово-глинистая), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (алевритово-песчано-глинистая), 5 — Гл_2–3П₃Ал_3–4 (глинисто-песчано-алевритовая), 6 — Ал₃Гл₃П₃ (алевритово-глинисто-песчаная), 7 — Ал_2–3Гл₃П₄ (преимущественно алевритово-глинистая), 8 — Ал_2–3Гл_3–5П₅ (в основном алевритово-глинистая), 9 — Гл₂Ал_3–5П₅ (в основном глинисто-алевритовая), 10 — П₂Ал₃Гл₅ (преимущественно псаммитовая), 11 —Ал_2–3П₃Гл_4–5 (алеврито-псаммитово-глинистая), 12 — Ал_2–4Гл_2–4П₄ (алевритово-глинисто-псаммитовая), 13 — Ал_1–3Гл_3–4П₅ (преимущественно алевритово-глинистая) 14 — Гл_1–2Ал_3–4П₅ (преимущественно глинисто-алевритовая), 15 — Ал_1–2Гл_3–5 (алевритово-глинистая), 16 — Гл_1–2Ал_2–5 (глинисто-алевритовая).

Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

Maps: A — Malyshevsky time (end of Bajocian – Bathonian), B — on the biggest part of the region territory of Golchikhinsky time (Callovian – Upper Jurrasic), and on the south-eastern part neighboring Siberian croton — Tochinsky time (Lower and Middle Callovian).

1 — lithologic areas: 1 — П₁Ал₄Гл₅ (mainly sandy), 2 — П₂Ал_3–4Гл_3–5 (predominantly sandy), 3 — П₃Ал_3–4Гл_3–5 (sandy-argillaceous-silty), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (argillaceous-sandy-silty), 5 — Гл_2–3П₃Ал_3–4 (silty-sandy- argillaceous), 6 — Ал₃Гл₃П₃ (argillaceous-silty-sandy), 7 — Ал_2–3Гл₃П₄ (predominantly argillaceous-silty), 8 — Ал₃Гл₃П₃ (mainly argillaceous-silty), 9 — Гл₂Ал_3–5П₅ (mainly silty-argillaceous), 10 — П₂Ал₃Гл₅ (predominantly psammitic), 11 —Ал_2–3П₃Гл_4–5 (argillaceous-psammitic-silty), 12 — Ал_2–4Гл_2–4П₄ (argillaceous-silty-psammitic), 13 — Ал_1–3Гл_3–4П₅ (predominantly argillaceous-silty) 14 — Гл_1–2Ал_3–4П₅ (predominantly silty-argillaceous), 15 — Ал_1–2Гл_3–5 (argillaceous-silty), 16 — Гл_1–2Ал_2–5 (silty-argillaceous).

For other Legend items see Fig. 8

зуется существенной перестройкой ландшафтов на территории бассейна. Впервые появилась глубоководная часть, которая, совместно с глубоким шельфом, распространялась на обширной наиболее погруженной его площади (см. рис. 12 B). Области мелководно- го шельфа в виде полос ограничивали с северо-запада и юго-востока вышеотмеченную территорию бассейна. В краевых его частях, вблизи Сибирского кратона и Таймырской складчатости, были распространены области мелководья, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, и аллювиальных равнин. В пределах Волочанского мезовала сохранилась область размыва.

Качество верхнеюрско-келловейского флюидо-упора на территории региона изменяется от высокого до среднего, а в пределах центральной и южной частей соответственно Волочанского и Малохетсвого мезовалов, а также Южно-Соленинского поднятия и Западно-Балахнинского вала, отложения слагающие флюидоупор, отсутствуют. Высокое качество флюи-доупора прогнозируется почти на всей территории региона (см. рис. 10 B). Среднее его качество предполагается лишь на отдельных зональных и локальных участках. В целом верхнеюрско-келловейский флюи-доупор почти на всей территории региона обладает высокими экранирующими свойствами для сохранения залежей УВ в батском резервуаре. Лишь в отмеченных участках отсутствия его отложений прогнозируются благоприятные условия для перетока их в вышезалегающие неокомские отложения.

Оксфордский региональный резервуар

Оксфордский региональный резервуар в пределах региона распространен лишь в окраинной юго-восточной его части, где в виде выклинивающейся полосы простирается вдоль Сибирского кратона. В северо-восточной части региона ее ширина минимальная (15–20 км); в юго-западном направлении она относительно постепенно расширяется и на крайнем юге ширина зоны распространения резервуара составляет 200 км. Сложен резервуар песчано-алевролитово-глинистыми породами верхней юры и низов неокома (оксфордский, кимериджский, волжский ярусы; верхневасюганский подгоризонт, георгиевский, баженовский горизонты, сиговская и яновстанская свиты). Его толщина изменяется от нескольких десятков до 850 м, на большей части территории его распространения — от 100 до 300 м. Глубина залегания кровли резервуара варьирует от нескольких сотен до 4000 м. Наибольшие ее значения прогнозируются в Большехетской мегасинеклизе и на северо-востоке Мессояхской мегагряды, а наименьшие (100–1500 м) — в линейно вытянутой зоне, простирающейся вдоль границы Сибирского кратона. Резервуар состоит из нижнесиговского проницаемого комплекса и верхнесиговско-яновстанского флюидоупора.

Нижнесиговский проницаемый комплекс сложен преимущественно песчано-алевролитовыми породами одноименной подсвиты (продуктивный горизонт Ю₁), который, как и резервуар в целом, распространен в виде выклинивающейся полосы вдоль Сибирского кратона (рис. 13). Толщина комплекса изменяется от нескольких десятков до 160 м. Наибольшие ее значения прогнозируются в самой прогнутой центральной части Большехетской мегасинеклизы и на северо-востоке Мессояхской мегагряды.

Разрез комплекса изменяется от преимущественно песчано-алевролитового до в основном алевролитово-глинистого. Выделяется шесть литологический областей разного состава — от в основном песчано-алевролитового (П2Ал3Гл4–5) до в основном глинисто-алевритового (Гл1–2Ал4П5) (см. рис. 13). Наиболее песчаные литологические области распространены вблизи Сибирского кратона, который являлся в то время основным поставщиком песчано-алевритового материала. В северо-западном направлении, в сторону выклинивания отложений комплекса, отмечается относительно постепенная глинизация отложений.

Толщина песчаников комплекса изменяется от нескольких до 100 м, на большей части территории региона — от 20 до 40 м (см. рис. 7 C). Наибольшие толщины песчаников (40–100 м) прогнозируются на двух участках, приуроченных к вышеотмеченным участкам наибольших толщин проницаемого комплекса, расположенных в пределах Большехетской мегасинеклизы и Мессояхской мегагряды.

Условия формирования отложений комплекса приведены на рис. 14 А. В раннесиговское время произошли регрессия морского бассейна и его обмеление. На территории распространения комплекса в то время формировались отложения аллювиальных равнин, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, и мелководья, мористость которых увеличивалась в северо-западном направлении от суши, существовавшей в пределах Сибирского кратона.

Толщина коллекторов комплекса изменяется от нескольких до 56 м. Область наибольших ее значений прогнозируется в южной части распространения комплекса, вблизи Сибирского кратона (см. рис. 9 C). Средние показатели толщин коллекторов выделены на крайнем юге, где их область распространения в виде полосы примыкает к вышеописанной. Область пониженных значений толщин коллекторов повсеместно приурочена к зоне выклинивания резервуара, а низких ее значений прогнозируется в южной части Среднегыданского мегавреза.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются следующими параметрами. Их открытая пористость изменяется от 7–8 до 20 %, преимущественно — от 11 до 17 %, проницаемость варьирует в пределах (0,01–9) · 10-3 мкм2, преимущественно — (0,1–3,5) · 10-3 мкм2. Они характеризуются значительной изменчивостью по разрезу и площади.

Верхнесиговско-яновстанский флюидоупор представлен одноименными подсвитой и свитой, которые сложены преимущественно глинами и алевролитами с прослоями песчаников. Он повсеместно перекрывает нижнесиговский проницаемый комплекс. Толщина флюидоупора изменяется от нескольких десятков до 750 м, на большей части территории его распространения — от 100 до 400 м (см. рис. 10 C).

Рис. 13. Карта толщин и вещественного состава проницаемого комплекса (нижнесиговская подсвита, горизонт Ю₁) оксфордского регионального резервуара Енисей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО

Fig. 13. Map of thickness and composition of permeable sequence (Lower Sigovsky subformation, horizon Ю₁)

of Oxfordian regional reservoir in the Yenisei-Khatanga regional trough and neighbouring West Siberian geosyneclise

Литологические области: П2Ал3Гл4–5 (в основном песчано-алевритовая), П3Ал3Гл3–5 — песчано-алевритово-глинистая, Ал2–3П3Гл3–5 — алевритово-песчано- глинистая, Ал2–3Гл3–5П4 — алевритово-глинисто-песчаная, Гл2Ал3–4П4 — глинисто-алевритово-песчаная, Гл1–2Ал4П5 — в основном глинисто-алевритовая.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4, 5, 6

Lithologic areas: П2Ал3Гл4–5 (mainly sandy-argillaceous), П3Ал3Гл3–5 — sandy-argillaceous-silty, Ал2–3П3Гл3–5 — argillaceous-sandy-silty, Ал2–3Гл3–5П4 — argillaceous-silty-sandy, Гл2Ал3–4П4 — silty-argillaceous-sandy, Гл1–2Ал4П5 — mainly silty-argillaceous.

For other Legend items see Fig. 4, 5, 6

Отложения верхнесиговско-яновстанского флюи-доупора образованы при наиболее значительной, чем раннее, морской трансгрессии. В этот период в центральной части бассейна впервые появилась глубоководная его часть. На территории распространения проницаемого комплекса, территориально соответствующей юго-восточной окраинной части бассейна, осадконакопление происходило в условиях мелководного шельфа, мелководья, прибрежных рав- нин, временами заливавшихся морем, и аллювиальных равнин, причем морские условия были доминирующими (см. рис. 14 B).

Качество верхнесиговско-яновстанского флюи-доупора на территории региона в основном высокое и среднее. Высокое качество флюидоупора прогнозируется на большей части региона. Исключение составляют почти вся территория Северо-Тазовской мегавпадины, центральная часть Мелохетского мезо-

Рис. 14. Литолого-палеогеографические карты Енисей-Хатангского регионального прогиба и смежной территории Западно-Сибирской геосинеклизы

Fig. 14. Lithologic and paleogeographic maps of Yenisei-Khatanga regional trough and neighbouring West Siberian geosyneclise

А

Диксон

Хета

Гыда

Игарка и й

Диксон

Хета

Гыда

Тазовский овский

B

Норильск

100 км

Норильск

100 км

Тазовский

Карты: A — раннесиговского времени (нижний и средний келловей), B — позднесиговского и яновстанского времен (верхний келловей – верхняя юра).

1 — граница распространения отложений оксфордского резервуара; 2 — литологические области: 1 — П₂Ал₃Гл_4–5 (в основном песчаноалевритовая), 2 — П₃Ал₃Гл_3–5 (песчано-алевритово-глинистая), 3 — Гл_1–2Ал₄П₅ (в основном глинисто-алевритовая), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (алевритово-песчано-глинистая), 5 — Ал_2–3Гл_3–5П₄ (алевритово-глинисто-песчаная), 6 — Гл₂Ал_3–4П₄ (глинисто-алевритово-песчаная), 7 — П₃Ал₃Гл_4–5 (преимущественно псаммитовая), 8 — Ал_2–3П₃Гл₅ (преимущественно алевритово-псаммитовая), 9 — Ал_1–3Гл_3–4П₅ (преимущественно алевритово-глинистая), 10 — Гл_1–2Ал_3–4П_5–6(преимущественно глинисто-алевритовая).

Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

Maps: A — Early Sigovsky time (Lower and Middle Callovian), B — Late Sigovsky and Yanovstansky times (Upper Callovian – Upper Jurrasic).

1 — extent boundaries of Oxfordian reservoir deposits; 2 — lithologic areas: 1 — П₂Ал₃Гл_4–5 (mainly sandy-argillaceous), 2 — П₃Ал₃Гл_3–5 (sandy-argillaceous-silty), 3 — Гл_1–2Ал₄П₅ (mainly silty-argillaceous), 4 — Ал_2–3П₃Гл_3–5 (argillaceous-песчано-глинистая), 5 — Ал_2–3Гл_3–5П₄ (argillaceous-silty-sandy), 6 — Гл₂Ал_3–4П₄ (silty-argillaceous-sandy), 7 — П₃Ал₃Гл_4–5 (predominantly psammitic), 8 — Ал_2–3П₃Гл₅ (predominantly argillaceous-psammitic), 9 — Ал_1–3Гл_3–4П₅ (predominantly argillaceous-silty), 10 — Гл_1–2Ал_3–4П_5–6(predominantly silty-argillaceous).

For other Legend items see Fig. 8

вала и узкая зона, простирающаяся вдоль Сибирского кратона, где предполагается среднее качество флюи-доупора. И лишь на Восточно-Мессояхской площади отмечается низкое качество за счет отсутствия отложений. В целом верхнесиговско-яновстанский флюи-доупор почти на всей территории региона обладает высокими и средними экранирующими свойствами. Лишь на отмеченном участке отсутствия его отложений прогнозируются благоприятные условия для перетока их в вышезалегающие отложения неокома.

Заключение

В результате выполненных исследований получены следующие наиболее значимые результаты по уточнению и дополнению моделей строения и выявлению условий формирования региональных резервуаров средне-верхнеюрских отложений Ени-сей-Хатангской и восточной части Гыданской НГО, характеризующихся сложным строением и низкой степенью изученности глубоким бурением.

Впервые составлен набор карт толщин и вещественного состава проницаемых комплексов региональных резервуаров. На них выделены области различного состава отложений от преимущественно песчаного до глинисто-алевролитово-песчаного. Наиболее песчаные литологические области всех проницаемых комплексов прогнозируются в юго-западной части региона, примыкающей к Сибирскому кратону. Менее песчаные области вымского и малы-шевского комплексов предполагаются на северо-западе региона, вблизи Таймыра, а нижнесиговского — в северо-западной части выклинивания отложений.

Обстановки осадконакопления отложений резервуаров изменялись вполне закономерно в течение трех регрессивно-трансгрессивных этапов: аален-байосского, батского и оксфорд-волжского.

Каждый из них подразделяется на два подэтапа: регрессивно-прогрессивный и трансгрессивный. В первых из них формировались отложения проницаемых комплексов, во вторых — перекрывающие их флюи-доупоры.

Отложения проницаемых комплексов и флюи-доупоров формировались преимущественно в морских условиях, однако палеогеографические области их накопления были несколько отличными. Первые из них накапливались в условиях мелководного шельфа, мелководья, прибрежных и аллювиальных равнин, вторые — на большей части территории седиментационного бассейна в условиях глубоководного шельфа. Эти условия определили разный состав накопившихся отложений проницаемых комплексов и флюидоупоров.

На протяжении среднеюрской и нижнеюрской эпох наиболее интенсивным был снос алевритовопесчаного материала с Сибирского кратона. Поэтому вещественный состав средне-верхнеюрских отложений вблизи этого источника сноса более песчаный, чем вблизи Таймырской складчатой области.

Впервые для всей территории региона осуществлен прогноз толщин коллекторов проницаемых комплексов резервуаров на базе имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в зависимости от глубины их залегания и анализа вещественного состава и результатов палеогеографических реконструкций проницаемых комплексов резервуаров. Выделено четыре категории областей преимущественно очагового распространения коллекторов в рассматриваемых резервуарах: наибольших, средних, пониженных и низких.

Впервые оценены качества лонтьевского, верх-неюрско-келловейского и верхнесиговско-яновстан-ского флюидоупоров на всей территории региона. В целом наилучшими экранирующими свойствами характеризуется верхнеюрско-келловейский флюи-доупор, который почти повсеместно обладает высоким качеством. Лишь в отдельных участках Волочан-ского, Малохетского мезовалов, Южно-Соленинского поднятия и Западно-Балахнинского вала, где отсутствуют его отложения, прогнозируются благоприятные условия для перетока УВ в вышезалегающие отложения. Несколько пониженным качеством характеризуется верхнесиговско-яновстанский флюи-доупор, поскольку кроме наиболее широко распространенных областей высокого качества развиты зоны среднего (Северо-Тазовская мегавпадина, центральная часть Малохетского мезовала) и локальные участки (Восточно-Мессояхская площадь бурения) низкого качества. Леонтьевский флюидоупор на большей части территории региона характеризуется высокими и средними экранирующими свойствами. Только в пределах Волочанского и Владимирского мезовалов прогнозируются благоприятные условия для перетока УВ в вышезалегающие отложения.