Перспективы нефтегазоносности восточной периферийной зоны Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Сведения о районе исследований

В связи с большой вероятностью открытия новых объектов для воспроизводства УВ-сырьевой базы в рамках Западно-Сибирской равнины, автор статьи предлагает обратить внимание на восточную периферию Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), административно охватывающую Красноселькупский район Ямало-Ненецкого автономного округа (рис. 1). Район характеризуется неравномерной степенью геолого-геофизической

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 1. Схема расположения района исследований

Fig. 1. Location map of the study area

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Границы ( 1 , 2 ): 1 — Западно-Сибирской НГП, 2 — административные; 3 — лицензионные участки; 4 — месторождения УВ; 5 — автодороги с покрытием; 6 — грунтовые дороги; 7 — ловушки категории D₀, числящиеся на Государственном балансе на 01.01.2020 г.; 8 — заказники, заповедники, памятники природы и т. п.; 9 — железные дороги; 10 — газопроводы; 11 — нефтепроводы

Boundaries (1, 2): 1 — West Siberian Petroleum Province, 2 — administrative; 3 — license areas; 4 — HC fields; 5 — paved roads; 6 — unpaved roads; 7 — D0, Category traps listed in the State Register of Mineral Reserves as on 01.01.2020 г.; 8 — wildlife areas, sanctuaries, natural monuments, etc.; 9 — railroads; 10 — gas pipelines; 11 — oil pipelines изученности (рис. 2). Практически вся западная часть района лицензирована нефтяными компаниями. На распределенных участках силами недропользователей проводятся сейсмические работы, в том числе МОГТ-3D, и бурятся поисково-оценочные и разведочные скважины. Восточная часть территории обладает крайне низкой плотностью 2D-сей-смопрофилирования, особенно в пределах современного Худосейского мегапрогиба и Сидоровской мегатеррасы. Также имеется ряд партий, у которых качество обработки данных не позволяет или с трудом позволяет провести корреляцию опорных и целевых ОГ. Разная степень геолого-геофизической изученности в пределах восточной части исследуемого района влияет на детальность структурных построений и выделение поисковых объектов: пространственные размеры перспективных ловушек недостаточно точны, а количественная оценка ресурсов УВ значительно занижена.

В рамках исследуемого района и сопредельных территорий пробурена 21 глубокая скважина, вскрывшая породы доюрского мегакомплекса, что составляет немного более 1 скважины на 10 000 км2. Такой показатель достаточно убедительно свидетельствует о крайне низкой степени изученности глубоким бурением рассматриваемой части региона. Отложения нижней юры вскрыты 30 скважинами, средней юры — 318 скважинами и верхней юры — 463 скважинами. Скважины бурились в основном с учетом структурного фактора, что не всегда благоприятно для поиска сложнопостроенных коллекторов.

В тектоническом отношении в пределах данной зоны выделяется три крупных блока фундамента — Центрально-Западно-Сибирский на западе, Ени-сей-Туруханский на востоке и небольшой фрагмент Приалатаусского блока у южной границы площади. Также выделяется две ветви Уренгойско-Колтогор-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 2. Геолого-геофизическая изученность района исследований

Fig. 2. Geological and geophysical exploration maturity of the study area

A

1         2         3         45

6            7           8       1 5  9       1 4

14   11       78

А — сейсморазведкой, В — глубоким бурением.

Границы ( 1 - 3 ): 1 — областей, 2 — административных районов, 3 — района исследований; профили ( 4 , 5 ): 4 — региональные, 5 — МОГТ-2D; 6 — контуры работ M0FT-3D, скважины ( 7 - 12 ): 7 — глубокого бурения, 8 — с сейсмокаротажем (СК-ВСП), 9 — вскрывшие до-юрское основание, 10 — вскрывшие нижнеюрские отложения, 11 — вскрывшие среднеюрские отложения, 12 — вскрывшие верхнеюрские отложения

А — seismic surveys, В — deep drilling.

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — areas, 2 — administrative districts, 3 — study area; survey lines ( 4 , 5 ): 4 — regional, 5 — 2D CDP; 6 — 3D CDP, wells ( 7 – 12 ): 7 — deep drilling, 8 — with checkshot surveys (VSP check shot), 9 — encountered pre-Jurassic Basement, 10 — encountered Lower Jurassic deposits, 11 — encountered Middle Jurassic deposits, 12 — encountered Upper Jurassic deposits

B

ской тектономагматической системы — Колтогор-ский рифт с Верхнетолькинским развилком на западе участка и Худосейский — на востоке (рис. 3). В этой части региона происходит последовательное выклинивание в восточном и юго-восточном направлениях отложений нижней юры (пласты Ю12, Ю11, Ю10). При этом вблизи контрастных выступов доюрского основания предполагается формирование грубообломочных пород, обладающих высокими коллекторскими свойствами.

В рамках исследуемого района и сопредельных территорий открыто 52 месторождения УВ в юрских и меловых отложениях, на Государственном балансе числится около 130 ловушек категории D0. Подавляющее число открытых месторождений УВ расположено западнее современной Русско-Часельской гряды, большая часть запасов которых сосредоточена в аптско-альбско-сеноман-ском и неокомском нефтегазоносных комплексах (НГК) (рис. 4). Единичные месторождения, открытые на востоке района, содержат запасы в средне-и верхнеюрских отложениях. При этом подавляющая часть открытых месторождений длительный срок находится в разработке и уже исчерпала свой потенциал, а вновь открываемые месторождения не обеспечивают необходимого прироста запасов УВ для стабильной нефтедобычи.

Перспективы нефтегазоносности

Все вышесказанное свидетельствует о том, что возникает необходимость в проведении геолого-разведочных работ в пределах малоизученных территорий, к которой и относится восточная периферия Ямало-Ненецкого автономного округа, при этом основной вектор должен быть направлен на нераспределенный фонд недр. Аналитика геолого-геофизических исследований показала, что нижне-среднеюрские отложения являются одним из наиболее важных объектов поисково-разведочных работ в пределах восточной части исследуемой территории, в меньшей степени интересен верхнеюрский комплекс, при этом перспективы обнаружения залежей УВ в меловых отложениях здесь крайне низки. Это связано с рядом факторов, главным из которых является отсутствие нефтегазоматеринских пород. Еще к одному фактору низких перспектив вышеупомянутых отложений можно отнести значительные риски по наличию покрышек для неокомского комплекса и пластов группы ПК. На востоке, ввиду относительно близкого расположения источника сноса обломочного материала, который поставлялся с Сибирской платформы, происходило опесчанивание разреза. Данные условия осадконакопления сказались в первую очередь на качестве флюидоупоров для резервуаров неокомского НГК. Для каждого из них закартированы предполагаемые границы опесча-нивания покрышек, восточнее которых отложения резервуаров экранируются маломощными и невыдержанными по латерали локальными флюи- доупорами (рис. 5), а значит, вероятность наличия залежей УВ крайне низка.

Рассмотрим основные перспективы открытия залежей УВ в пределах восточной периферии Западно-Сибирской НГП, связанных с нижне- и среднеюрским НГК. Промышленная нефтегазоносность данных комплексов доказана открытием многочисленных залежей, в том числе и крупных по объему запасов, в различных нефтегазоносных областях. На 01.01.2021 г. в отложениях нижней юры на территории Западно-Сибирской НГП открыто 45 месторождений, средней юры — 357 месторождений. Общая оценка ресурсов в пересчете на нефть составляет: начальных геологических – 45 (извлекаемых 10,4) млрд т, газа растворенного — 7,3 (1,7) млрд т, газа свободного — 19,3 трлн м3, конденсата — 3,3 (2,1) млрд т [1].

Нижнеюрский НГК объединяет разнофациальные толщи песчаных пластов Ю10, Ю11, Ю12 и разделяющих их глинистых пород-покрышек плинсбах-тоарского и плинсбахского возраста. Региональной покрышкой НГК являются глинистые отложения лайдинского горизонта (радомская пачка, лайдин-ская свита) тоар-ааленского возраста, подошвой комплекса — доюрские образования. Нижнеюрский НГК на исследуемой территории включает отложения котухтинской (на западе района работ), худосейской (восточная часть исследуемой территории), ягельной и береговой свит, содержащих три преимущественно песчаных резервуара — пласты Ю12 (плинсбах), пласты Ю11 (плинсбах - тоар) и Ю10 (поздний тоар), перекрытые соответственно левинской свитой, тогурской и радомской глинистыми пачками, являющимися надежными флюи-доупорами. Хотя промышленная нефтеносность данного комплекса на изучаемой территории пока не установлена, западнее рассматриваемой зоны открыто Ярайнерское месторождение, в пределах которого доказана продуктивность нижнеюрских отложений. Непосредственно в рамках исследуемого района и сопредельных территорий при испытании нижнеюрского НГК в единичных скважинах получены непромышленные притоки нефти и нефтегазопроявления, которые подтверждают наличие коллекторов и их заполнение УВ. В целом по нижнеюрскому комплексу испытано 18 скважин, притоки воды получены в 11 скважинах, из них только в 2 скважинах вода с пленками нефти, 7 скважин оказались сухими.

В фациальном отношении нижнеюрские отложения накапливались преимущественно в условиях денудационно-аккумулятивной и низменной равнины, а также прибрежной равнины, временами заливаемой морем. Коллекторы пластов Ю₁₂, Ю₁₁ и Ю₁₀ обладают пониженными значениями фильтрационно-емкостных свойств: коэффициент пористости ( К _п) в среднем изменяется от 12 до 16 %, коэффициент проницаемости ( К _пр) — от 0,1 до 50 мД. Увеличенные эффективные толщины и повышенные значения коэффициента песчанистости ( К _песч)

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 3. Фрагменты тектонических карт в рамках района исследований

Fig. 3. Fragments of tectonic maps covering the study area

1          2          3          4          5          6          7

13        14         15         16         17         18         19

8          9

20         21

А — домезозойское основание Западно-Сибирской плиты1, B — осадочный чехол Западно-Сибирской плиты2

Консолидированные блоки доюрского основания ( 1 - 3 ): 1 — Приалатаусский; 2 — Енисей-Туруханский; 3 — Центрально-Западно-Сибирский; 4 — районы Уренгойско-Колтогорской тектономагматической системы; 5 — впадины, прогибы, выполненные карбонатными и терригенными породами; 6 — впадины, прогибы, выполненные терригенно-осадочными породами; 7 — зоны полной или частичной деструкции консолидированной коры; 8 — гранитоиды; 9 — габброиды; 10 — административные границы; 11 —структуры I порядка и входящие в них структуры II порядка — мегавпадины, мегапрогибы (нерайониро-ванные); 12 — элементы внутреннего районирования впадин, мегапрогибов: впадины, прогибы, днища впадин, котловины; 13 — моноклинали (нерайонированные); 14 — мегатеррасы, террасы (нерайонированные); 15 — мегаседловины, седловины нейтральные; 16 — мегаседловины, седловины поднятий (наивысшая отметка седловины ближе к отметке поднятия); 17 — элементы внутреннего районирования мегатеррас: впадины, прогибы, ложбины; 18 — поднятия, валы, выступы; 19 — мегаседловины, седловины впадин (наивысшая отметка седловины ближе к отметке впадины); 20 — седловины внутреннего районирования поднятий (элементы внутреннего районирования сводов, мегавалов); 21 — своды, мегавалы (не-районированные); 22 — валы, поднятия, вершины (элементы внутреннего районирования сводов, мегавалов)

А — pre-Mesozoic Basement of West Siberian Plate1, B — sedimentary cover of West Siberian Plate2

Consolidated blocks of pre-Jurassic Basement ( 1 – 3 ): 1 — Alataussky; 2 — Yenisei-Turukhansky; 3 — Central West Siberian; 4 — regions of Urengoisky-Koltogorsky tectonic and plutonic system; 5 — depressions, troughs filled with carbonate and terrigenous rocks; 6 — depressions, troughs filled with terrigenous and sedimentary rocks; 7 — zones of complete or partial destruction of consolidated crust; 8 — granitoids; 9 — gabbroids; 10 — administrative boundaries; 11 — I-st order and II-nd order structures included in them — mega-depressions, mega-troughs (not zoned); 12 — elements of inner zoning of depressions, mega-troughs: depressions, trough, depression bottom, basins; 13 — monoclines (not zoned); 14 — mega-terraces, terraces (not zoned); 15 — neutral mega-saddles, saddles; 16 — mega-saddles, saddles of highs (the highest point of the saddle closer to the high elevation point); 17 — elements of inner zoning of mega-terraces: depressions, troughs, cloughs; 18 — highs, swells, salients; 19 — megasaddles, saddles of depressions (the highest point of the saddle closer to the depression point); 20 — saddles of the inner zoning of highs (elements of inner zoning of arches, mega-swells); 21 — arches, mega-swells (not zoned); 22 — swells, highs, crests (elements of inner zoning of arches, mega-swells)

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 4. Фрагмент схемы нефтегазогеологического районирования в рамках района исследований (ФГБУ «ВНИГНИ», 2022 г., под ред. П.Н. Мельникова)

Fig. 4. Fragment of the scheme of geopetroleum zoning within the study area (VNIGNI, 2022, eds. P.N. Mel’nikova)

1        2         3        4        5        6        7        8        9        10       11

В 12    13    14

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Усл. обозначения к рис. 4

Legend for Fig. 4

1 — административные границы; нефтегазоперспективные районы ( 2 – 11 ): 2 — Бахиловский, 3 — Варьеганский, 4 — Вынгапуровский, 5 — Губкинский, 6 — Мангазейский, 7 — Пыль-Караминский, 8 — Тазовский, 9 — Толькинский, 10 — Уренгойский, 11 — Харампурский; продуктивные отложения ( 12 – 14 ): 12 — меловые, 13 — юрские и меловые, 14 — юрские.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

1 — administrative boundaries; oil and gas promising areas ( 2 – 11 ): 2 — Bakhilovsky, 3 — Varyogansky, 4 — Vyngapurovsky, 5 — Gubkinsky, 6 — Mangazeisky, 7— Pyl’-Karminsky, 8 — Tazovsky, 9 — Tol’kinsky, 10 — Urengoisky, 11 — Kharampursky; pay zones ( 12 – 14 ): 12 — Cretaceous, 13 — Jurassic and Cretaceous, 14 — Jurassic.

For other Legend items see Fig. 2

Рис. 5. Границы опесчанивания покрышек для сейсмофациального комплекса неокома по данным ФАУ «ЗапСибНИИГГ»

Fig. 5. Limits of increase in sand content in seals, Neocomian seismic facies sequence (according to ZapSibNIIGG)

1 — региональные профили; 2 — административные границы. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

1 — regional survey lines; 2 — administrative boundaries. For other Legend items see Fig. 2

приурочены к депрессионным зонам, по которым транспортировалась основная масса терригенного материала.

Характерной особенностью строения нижнеюрского НГК в пределах восточной периферии Западно-Сибирской НГП является закономерное выклинивание нижележащих горизонтов нижней юры и сокращение толщин коллекторов к приподнятым частям палеорельефа (район современной Сидоровской мегатеррасы, Верхнехудосейского выступа, Верхнекаралькинского мегавала). Сначала выклиниваются отложения пласта Ю12, затем Ю11 и Ю10. В связи с вышесказанным первоочередной интерес в нижнеюрском НГК в рамках исследуемого района представляют структурно-стратиграфические ловушки вблизи выступов фундамента, а также структурные и структурно-литологические объекты, фациально связанные с палеодренажными системами или находящиеся в непосредственной близости от них, где накапливались мощные толщи песчаников (рис. 6).

Вторым потенциальным уровнем нефтегазоносности прогнозируется среднеюрский НГК (аален – ранний келловей), включающий интервал тюменской свиты с подразделениями — нижняя (Ю7–9), средняя (Ю5–6) и верхняя (Ю2–4) подсвиты. Отложения средней юры на исследуемой территории имеют преимущественно покровный характер развития.

Отложения среднеюрского НГК являются продуктивными практически на всей территории Западно-Сибирской НГП. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с верхней частью разреза (малышевский горизонт), который регионально нефтеносен. Стоит отметить, что в батском резервуаре учтены значительные запасы УВ, однако их освоение по всей территории Западно-Сибирской НГП в целом остается ничтожно низким. Так, выработанность запасов нефти от начальных составляет 5,7 %, а газа (свободного и газовых шапок) — около 0,002 % [2].

В рамках исследуемого района в отложениях малышевского горизонта открыто 16 месторождений, при этом ближайшими месторождениями, где доказана продуктивность пластов Ю7–9 и Ю5–6, являются Вынгапуровское (ЮВ7), Западно-Таркосалин-ское (Ю5/2), Новогоднее (ЮВ5), Вынгапуровское (ЮВ5, ЮВ6), Северо-Варьеганское (ЮВ5), расположенные западнее исследуемой территории.

Притоки флюида из пластов Ю7–9 и Ю5–6, которые следует рассматривать лишь как предполагаемые или второстепенные объекты нефтегазопоисковых работ в связи со слабой их изученностью в рамках исследуемой территории, получены в 13 скважинах, отложения характеризуются средними коллекторскими свойствами (в среднем Кп = =14–16 %, Кпр = (10–50) ∙ 10-3 мкм2). Причиной довольно низкой продуктивности вышеуказанных пластов может служить тот факт, что глинистые перемычки между пластами нижне- и среднетюменской подсвит, которые могли бы быть флюидоупорами, или полностью отсутствуют, или представлены незначительными прослоями мощностью менее 5 м.

Наибольший интерес в среднеюрском разрезе представляют регионально-продуктивные песчаные пласты Ю2–3 и Ю4 верхней подсвиты тюменской свиты. Из отложений пласта Ю4 в 7 скважинах на Геологической, Северо-Пырейной, Тычельской, Усть-Ямсовейской и Южно-Русской площадях по результатам испытаний получен продукт (нефть, пленка нефти, газоконденсат). Дебиты нефти варьируют от 2 до 9,6 м3/сут при диаметре штуцера 4 мм, конденсата — от 0,48 до 4,33 м3/сут. Из отложений пластов Ю2–3 продукт получен в 42 скважинах. Дебиты нефти варьируют от 0,2 до 134 м3/сут, конденсата — от 0,88 до 43 м3/сут, дебиты газа достигают 1 тыс. м3/сут. Также установлены многочисленные нефтегазопроявления. Коллекторы пластов Ю2–4 обладают преимущественно пониженными и средними значениями фильтрационно-емкостных свойств.

Данные о палеорельефе, характере распространения песчаных тел коллекторов и современный структурный план среднеюрских отложений позволяют сделать вывод, что основные перспективы связаны со структурными и структурно-литологическими ловушками, в формировании которых участвуют крылья юрских крупных локальных поднятий, а также депрессионные зоны (рис. 7). Здесь накапливались песчаные отложения палео-дренажных систем, которые протягиваются в меридиональном направлении в восточной и западной частях территории исследований. При выделении и районировании зон распространения предполагаемых резервуаров с высокими фильтрационно-емкостными свойствами необходимо учитывать, что пласты Ю4-9 формировались в континентальных и субконтинентальных условиях, в то время как накопление пластов Ю2–3 происходило в условиях переходных от континентальных к морским, в период начавшейся трансгрессии морского бассейна. Все это предопределило не только мозаичный характер распространения песчаных пластов средней юры, но и неоднородность коллекторов в рамках исследуемого региона. Основная проблема поиска залежей УВ в этих пластах сводится к проблеме поиска пород-коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты-коллекторы имеют сложное линзовидное строение, обычно они небольшой толщины и протяженности.

Для оценки перспектив обнаружения залежей УВ в нижне-среднеюрских отложениях в рамках восточной периферии Западно-Сибирской НГП оценены прогнозные ресурсы УВ в пределах нераспределенного фонда недр восточной части региона. По результатам данной оценки геологические/из-влекаемые ресурсы УВ в отложениях нижнеюрского НГК составляют 423,6/54,2 млн т усл. топлива, среднеюрского НГК — 615,2/136,3 млн т усл. топлива,

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 6. Структурно-стратиграфические нефтегазоперспективные объекты в нижнеюрских отложениях

Fig. 6. Oil and gas promising structural and stratigraphic objects in Lower Jurassic deposits

12409            12809            13209            13608            14008            14407            14807            15206            15605            16005

–1800

Б Б 20

Б 40 –2000

Т

–2100

–2200

–2300

–2400

Т5 –2500

–2600

–2700

Абс. отметка, м

Ю 12

1         1         1         1         1         1         1         1         1         1         11           1

22506      22705      22905      23106      23304      23504      23704      23905      24105      24302      24502 24903       24703

–1100

8-9

БВ 1

БВ 6 БВ₈

Т 4

А

Т 1

Т 2

Т 3

T [Converted]

–1200

^БВ11-14 Бян

Ю 10

Ю 11

Прогнозные перспективные структурно-стратиграфические объекты

–1300

Б

–1400

–1500

–1600

–1700

–1800

–1900

Т4

–2000

Б40

Т

Т1

Т2

Т3

А

Прогнозные перспективные структурно-стратиграфические объекты

Абс. отметка, м

Линии выклинивания пластов ( 1 – 3 ): 1 — Ю₁₀, 2 — Ю₁₁, 3 — Ю₁₂; структурно-стратиграфические ловушки по пластам ( 4 – 6 ): 4 — Ю₁₀, 5 — Ю₁₁, 6 — Ю₁₂; 7 — нефтегазоперспективные зоны по нижнеюрским отложениям.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

Lines of bed pinch-out ( 1 – 3 ): 1 — Ю₁₀, 2 — Ю₁₁, 3 — Ю₁₂; combination traps in the layers ( 4 – 6 ): 4 — Ю₁₀, 5 — Ю₁₁, 6 — Ю₁₂; 7 — oil and gas promising zones in Lower Jurassic deposits.

For other Legend items see Fig. 2

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 7. Структурно-стратиграфические нефтегазоперспективные объекты в среднеюрских отложениях

Fig. 7. Oil and gas promising structural and stratigraphic objects in Middle Jurassic deposits

B

–2

Т2

–2200

–2400

1 5802

Ю 2-3 Ю 4 Ю 5-6

–2800

–1800

ЗВ

Б

Т3

Т

Т1

Т4

Т5

А

1 7205

Скв. Термокарстовая-166

1 6403

1 6603

1 6804

1 7004

1 7405

A

Б 20

Б 40

Абс. отметка, м

Термокарстовое месторождение

А — фрагмент временного сейсмического разреза вдоль PR 23, B — структурные и структурно-литологические нефтегазоперспективные объекты.

Структурные и структурно-литологические ловушки по пластам ( 1 – 4 ): 1 — Ю_2–3, 2 — Ю₄, 3 — Ю_5–6, 4 — Ю_7–9; 5 — границы исследуемой территории

А — Fragment of seismic time section along PR 23 survey line, B — structural and structural and lithological oil and gas promising objects.

Structural and combination traps in the layers ( 1 – 4 ): 1 — Ю_2–3, 2 — Ю₄, 3 — Ю_5–6, 4 — Ю_7–9; 5 — boundaries of the study area

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

в то время как в целом для всей исследуемой территории ресурсы УВ в нижнеюрском НГК составляют 1686,2/168,6 млн т усл. топлива, среднеюрском НГК — 1958,8/366,4 млн т усл. топлива (таблица). Однако здесь необходимо иметь в виду, что в связи с малой степенью геолого-геофизической изученности восточной части региона, не удалось детализировать ее структурное строение. В связи с этим пространственные размеры выделенных перспективных объектов определяются недостаточно точно, а количественная оценка ресурсов УВ вероятнее всего значительно занижена. С постановкой на данной территории геолого-разведочных работ ресурсная база может быть кратно увеличена.

Заключение

Таким образом, основные перспективы исследуемой части региона связаны со структурно-стратиграфическими (крупные положительные тектонические элементы и их склоны) и структурно-литологическими (палеодренажные системы) объектами нижне-среднеюрских отложений. Аналогичное строение юрских отложений характерно вдоль всей восточной периферийной зоны, что позволяет предположить широкое развитие структурно-стратиграфических ловушек на всем протяжении последовательного выклинивания пластов нижней – средней юры.

Необходимо иметь в виду, что при оценке перспектив нижне- и среднеюрских отложений в пределах восточной периферии Западно-Сибирской

НГП также важно учитывать риски, связанные с наличием нефтегазоматеринских пород, способных генерировать УВ. Для данных НГК нефтегазоматеринскими являются тогурская и радомская пачки глин, а также локальные глинистые прослои в отложениях тюменской свиты, при этом свойства нефтегазоматеринских пород в восточной части района на порядок ниже, чем на западе исследуемой территории.

Следует также отметить, что эффективное изучение периферийных зон с учетом всего спектра геологических рисков возможно путем последовательного проведения геолого-разведочных работ, включающих в себя на начальных этапах 2D-сей-сморазведочные работы и бурение поисковооценочных скважин с применением в дальнейшем бассейнового моделирования. Данные виды работ необходимы для получения новой информации о строении недр (в частности, требуется детально закартировать границы выклинивания нижнеюрских отложений, уточнить седиментологические модели нефтегазоперспективных интервалов и обосновать контуры ловушек), выделения очагов генерации УВ, зон дренирования и путей миграции флюида, а также для оценки объема сгенерированных УВ. Следует особо отметить, что для принятия крупного инвестиционного решения и разворачивания масштабного проекта недостаточно только геологической перспективности нефтегазоносности. Для появления региона, перспективного в отношении сбыта, необходимо также развивать и инфраструктуру.

Таблица. Прогнозные ресурсы УВ в пределах исследуемого района Table. Undiscovered HC Resources in the study area

Пласт	Геологические ресурсы УВ, млн т усл. топлива	Извлекаемые ресурсы УВ, млн т усл. топлива
Ю 2–3	43,5	20,3
Ю 4	261,2	50,5
Ю 5–6	169,8	30,2
Ю 7–9	140,7	35,3
ИТОГО среднеюрские отложения	615,2	136,3
Ю 10	187,5	22,1
Ю 11	140,4	17,8
Ю 12	95,8	13,6
ИТОГО нижнеюрские отложения	423,6	53,5
ИТОГО отложения нижней + средней юры	1038,8	189,8