Западно-Сибирский НГБ является главным районом промышленной добычи и разведки нефтяных и газовых месторождений России. Многие крупные месторождения УВ уже разведаны и в настоящее время разбуриваются и разрабатываются, а для поддержания должного уровня добычи необходим поиск новых месторождений. В этой связи особенно востребованы анализ и систематизация представлений о влиянии геолого-геохимических факторов на формирование и нефтегазоносность мегарезервуаров осадочных бассейнов, а также выявление связи величины запасов с параметрами залежи, литофациальными, структурными и катагенетическими особенностями комплексов. Залежи нефти и газа обнаружены в доюрском, нижнесреднеюрском, васюганском, баженовско-абалакском, неокомском (включая ачимовский), апт-альб-сеноманском и сенонском нефтегазоносных комплексах [1–3].
В настоящем исследовании, опираясь на литературные данные и результаты собственных работ, авторами продолжено изучение особенностей нефтегазогенерации и масштабности скоплений в нефтегазоносных комплексах северных регионов Западно-Сибирского НГБ [4–8], обобщены и систематизированы материалы по геологическим запасам УВ скоплений в нижнесреднеюрском и верхнеюрских отложениях: проведено сопоставление масштабности залежей со структурными особенностями региона, литолого-фациальными и катагенетическими условиями седиментогенеза. На принципиальной схеме вертикальной зональности нефтеобразования выделяются нижняя и верхняя зоны газообразования, главная зона нефтеобразования и зона генерации газоконденсатов
(Н.Б. Вассоевич, В.А. Чахмахчев, А.Э. Конторович и др.). С каждой генетической зоной связываются определенные фазовые типы залежей и УВ-состав их флюидов, обусловленные степенью катагенетической преобразованности пород и органического вещества (ОВ), а также фациальной разновидностью последних. В разрезе мезозойских отложений на территории как всего Западно-Сибирского НГБ, так и северных его участков установлена вертикальная зональность, отвечающая, в основном, теоретическим положениям. По площади бассейна и по разрезу выделяются зоны размещения залежей определенного фазового состояния. Установлены следующие типы УВ-скоплений: газовые (Г), газоконденсатные (ГК), нефтегазоконденсатные (НГК),
нефтяные (Н), газонефтяные (ГН), отличающиеся разнообразными физико-химическими свойствами нефтей и конденсатов и своеобразным углеводородным составом.
В работе дополнительно (кроме использованных ранее материалов Государственных балансов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 1 января 2003 г.) привлечены кадастры запасов 2022 года. Учтены геологические запасы (категорий А+В+С₁) в юрских отложениях жидких УВ (нефть+конденсат, тыс. тонн) и газообразных УВ (свободный газ, конденсатосодержащий газ, растворенный газ, млн м³). Для унификации оценок запасы по газообразным УВ, приведенные в млн м³, пересчитывались с учетом плотности газа в тыс. тонн. В соответствии с классификацией запасов [9], месторождения по величине начальных запасов (тыс. тонн) расчленяются на 4 группы: 1 — мелкие (менее 5 000–15 000), II — средние (15 000–60 000), III — крупные (60 000–300 000) и IV — уникальные (более 300 000). Залежи с запасами более 1 млрд тонн условного топлива относятся к гигантским скоплениям.
В выборке распределения залежей по величине запасов УВ нижнесреднеюрских отложений преобладают залежи с мелкими запасами. Так, около 74 % месторождений имеют мелкие категории запасов.
Это в основном нефтяные месторождения. В группу крупных и уникальных по запасам попадают 5 месторождений. К уникальным месторождениям относятся Бованенковское и Новопортовское, к крупным — Малыгинское, Салмановское, Ямбургское. Остальные — с более мелкими запасами. По фазовому состоянию уникальные по запасам газоконденсатнонефтяные (ГКН) скопления.
В выборке распределения залежей по величине запасов УВ верхнеюрских отложений так же, как и в нижележащих отложениях, преобладают залежи с низкими запасами. Около 59 % месторождений имеют в этих отложениях мелкие запасы. Это в основном также нефтяные месторождения. 19 % залежей имеют средние запасы (11 залежей). Это как нефтяные (7), так и ГКН (4) залежи.
К крупным по запасам месторождениям относятся Харампурское (НГК) и Новогоднее (Н). Уникальных по запасам месторождений в верхнеюрских отложениях не зафиксировано.
Анализ аналитического материала и литературных источников показал, что наиболее информативными показателями оценки перспектив нефтегазоносности применительно к юрским отложениям Надым-Тазовского междуречья являются тектонический и литолого-фациальный, так как именно они контролируют развитие здесь наиболее крупных скоплений УВ. Исходя из этих соображений при оценке причин масштабности скоплений УВ в юрских отложениях, нами было обращено особое внимание на структурные особенности региона исследований, литолого-фациальную обстановку осадконакопления и на стадийность катагенетических преобразований юрских комплексов.
Распределение месторождений юрского возраста по масштабности скоплений в связи со структурными особенностями района исследования показано на рисунке 1.

Анализ связи масштабности месторождений со структурными элементами выявил приуроченность уникальных и крупных по запасам месторождений к крупным положительным структурным элементам — мега- и мезовалам. Однако эта связь не исключает обнаружения на этих же структурах месторождений с другими, в частности, средними категориями запасов. В юрских отложениях наиболее крупные месторождения приурочены к положительным структурам 1-го порядка (мегавалы) и 2-го порядка (мезовалы), а также к положительным структурам, осложняющим борта мегамоноклиналей. Так, Бованенковское и Новопортовское месторождения (уникальные по запасам в J_1-2) располагаются соответственно на Бованенско-Нурминском мегавалу и на Южно-Ямальском мезовалу; Новогоднее и Харампурское месторождения (крупные по запасам в J₃) установлены соответственно на Вынгапуровском меговалу и в Восточно-Пурской мегамоноклинали. Уренгойское (среднее по запасам в J_1-2 и J₃) — на Центрально-Уренгойском мезовалу.
При анализе характера распределения категорий запасов УВ с типом формации для нижнесреднеюрского и верхнеюрского НГК не выявляется достаточно четко связь между ними. Для нижнесреднеюрских отложений как крупные, так и средние и мелкие по запасам месторождения локализованы в области развития как в прибрежно-морской, так и континентальной формаций. Верхнеюрские залежи, различающиеся по запасам, также сконцентрированы практически в одной литолого-фациальной зоне — мелководно- и прибрежно-морской. Некоторая дифференциация, однако только для нижнесреднеюрского комплекса, намечается в связи с толщинами продуктивных отложений: залежи с уникальными и крупными запасами (ГКН и ГК месторождения) связаны с толщинами отложений от 500 до 1 000 метров. В верхнеюрском НГК как крупные по запасам залежи, так и мелкие встречены в отложениях с толщинами от 50 до 200 метров [12].
Степень катагенетической преобразованности ОВ северных регионов Западной Сибири рассматривалась отдельно для нижнесреднеюрского и верхнеюрского НГК. Изучение и анализ фактического и картографического материала, касающегося вопросов стадийности преобразования ОВ данного региона, свидетельствуют о существенном разнообразии точек зрения исследователей и о различной рисовке на картах в связи с этим зон катагенетического преобразования ОВ. При построении схематических карт по катагенезу ОВ нижнесреднеюрского и верхнеюрского НГК нами в основу построений взята карта А.Н. Фомина и др. [14].
Величина катагенетической преобразованности ОВ базальных горизонтов юры значительно меняется по всей территории и представлена всей шкалой катагенеза — от градаций ПК₃ до АК₃. Наименее преобразованное ОВ (ПК3) наблюдается по западному периферическому внешнему борту бассейна. Зона слабого мезокатагенеза ОВ (R₀ = 0,5–0,85 %) примыкает тонкой полосой с востока к этой области. В северной же части Западно-Сибирского НГБ наибольшие площади представлены тремя градациями катагенеза: стадиями МК₂, МК₃ и АК_1-3, т.е. умеренным, сильным мезокатагенезом и апокатагенезом. На схеме показаны границы зон распространения трех стадий преобразованности ОВ и приуроченные к этим зонам месторождения УВ с различными запасами (рис. 2). Здесь же приведены границы зон скоплений УВ фазового состояния.

Зона умеренного катагенеза (R₀ = 0,85–1,15 %) неширокой полосой протягивается с северо-запада на юго-восток Южно-Ямальской НГО, развита она и в южной части Надым-Тазовской области и в верховьях р. Таза. Зона сильного катагенеза (R₀ = 1,15–2 %) расположена в средней части Надым-Тазовской НГО, в средней и южной частях Пур-Тазовской НГО и узкой лентой проявляется в центральной Ямальской НГО. Зона апокатагенеза (R₀ >2 %) занимает северную часть Надым-Тазовской НГО, Гыданскую НГО и северо-восточную часть Ямальской НГО.
Рассмотренным трем зонам стадийности катагенетического преобразования ОВ в базальных горизонтах юры отвечают определенные по фазовому состоянию типы УВ скоплений. Зоне умеренного катагенеза — нефтяные залежи, в зоне сильного мезокатагенеза преобладают ГКН залежи. Зона апокатагенеза — это область присутствия газоконденсатных залежей с низким конденсатным фактором.
ОВ верхнеюрских отложений преобразовано значительно меньше. Градации катагенеза изменяются в пределах от позднего протокатагенеза до сильного мезокатагенеза, т.е. от ПК₃ до МК₃. Слабо преобразованное ОВ стадии ПК₃ (R₀ <0,5 %) распространено ограниченно и зафиксировано на локальных участках на территории севера Западной Сибири. Значительное развитие имеют зоны градации катагенеза от слабого до сильного (МК_1-МК₃), показанные на схеме (рис. 3). Здесь же приведены месторождения с различными категориями запасов и зоны распространения нефтяных и газоконденсатнонефтяных УВ-скоплений. Зона слабого мезокатагенеза МК₁ (R₀ = 0,5–0,85 %) охватывает юго-западную часть Ямальского полуострова (Ямальская НГО) и занимает южную часть Надым-Тазовской области, увеличиваясь и расширяясь от периферии к центральным частям бассейна. Зона умеренного мезокатагенеза МК₂ (R₀ = 0,85–1,15 %) протягивается от центральной части Ямальского полуострова с северо-запада на юго-восток в северную часть Надым-Тазовской НГО, а на востоке тонкой полосой проходит по восточной части Гыданской НГО. Зона сильного мезокатагенеза МК3 (R₀ = 1,15–2,0 %) наблюдается в западной части Гыданской НГО и северо-
восточной части Ямальской НГО.
Описанные градации катагенеза хорошо согласуются, как это отмечалось и для нижнесреднеюрского НГК, с выявленными типами УВ скоплений, а именно с присутствием нефтяных залежей в зоне слабого мезокатагенеза (южная часть Надым-Тазовской области) и обнаружением ГКН залежей в зоне умеренного мезокатагенеза, установленных в северных частях Надым-Тазовской и Пур-Тазовской областях и восточных частях Пур-Тазовской НГО.
Сопоставление стадийности катагенетического преобразования ОВ юрских отложений с величиной начальных запасов УВ не выявило между ними прямой зависимости. Как отмечалось многими геохимиками и подтвердилось проведенным исследованием, степень катагенеза ОВ определяет тип УВ флюида — с увеличением градаций катагенеза тип залежи меняется от нефтяной к газоконденсатно-нефтяной и газоконденсатной (рис. 2, 3).

Таким образом, анализ пространственного распределения месторождений по величине геологических запасов в нижне-средне- и верхнеюрском НГК показал достаточно четкую связь со структурными особенностями региона. Наметилась некоторая зависимость величин запасов от палеофациальной обстановки осадконакопления и толщин отложений, а также от катагенетической преобразованности исходного ОВ. Не исключено, что величина запасов вместе с тем контролируется мощностями коллектора, его выдержанностью, а также размерами и качеством ловушки. Немалое значение имеет наличие выдержанной покрышки.
Отмечается отсутствие преемственности в величинах геологических запасов на многопластовых месторождениях: например, если месторождение Новопортовское имеет уникальные запасы в отложениях J_1-2, то в отложениях J₃ залежь отсутствует; аналогичная картина наблюдается и по Бованенковскому месторождению; с другой стороны — крупные запасы в отложениях J₃ вниз по разрезу в отложениях J_1-2 на месторождении Новогоднее сменяются мелкими, а на месторождении
Харампурское вообще отсутствует залежь; лишь на нескольких — Южно-Тамбейском, Вынгапуровском и Уренгойском многопластовых месторождениях — наблюдаются близкие категории запасов — средние (рис. 3).
Отсутствие унаследованности и преемственности величин запасов в отложениях двух нефтегазоносных комплексов юры объясняется различными причинами. Среди основных, вероятно, исходные характеристики нефтегенерации ОВ разновозрастных НГК.
Детальные исследования образцов керогенов нижне-средне- и верхнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья методом пиролиза Rock-Eval [15] свидетельствуют о различном типе исходного ОВ и их генерационных способностях, что отражено на диаграмме Ван Кревелена (рис. 4).

Образцы баженовской свиты на территории исследования характеризуются сравнительно высоким нефтегенерационным потенциалом (до 326 мг УВ/г С_орг), находятся в главной зоне нефтеобразования (T_max 440–450 °С), кероген ОВ относится ко II типу, так как имеет высокое содержание водорода (до 7,4 %) и атомного отношения H/C (до 1,05) (аквагенное ОВ). Образцы керогенов васюганской свиты (верхнеюрские отложения) также расположены в главной зоне нефтеобразования, однако генерационный потенциал их существенно ниже (51–90 мг УВ/г С_орг), что объясняется примесью континентальной компоненты (третий тип ОВ). Нижне- и среднеюрские отложения содержат ОВ III типа (террагенное ОВ): характеризуются низкой концентрацией водорода (в среднем 4,7 %) и низким отношением H/C_ат (0,66 в среднем), но более высоким, по сравнению со II типом ОВ, отношением О/С_ат. В целом весь разрез юрских отложений в пределах Надым-
Тазовского междуречья характеризуется относительно высокими содержаниями органического углерода в породах, что позволяет рассматривать их в качестве потенциально нефтегазоматеринских [15].
О высоких генерационных способностях не только баженовских отложений, но и нижнесреднеюрских свидетельствуют и результаты аналитического обзора исследований, посвященного геохимии ОВ юрско-мелового комплекса арктических районов Западной Сибири и генетически связанных с ними нефтей, конденсатов и углеводородных газов. Отмечается, что в отличие от классической баженовской свиты центральных районов Западной Сибири, верхнеюрское нефтематеринское аквагенное ОВ Арктического региона характеризуется примесью террагенной органики и окисленностью в диагенезе, что отражается на его составе и на составе генетически связанных с ним нефтей и конденсатов. Нефтематеринскими являются также нижне- и среднеюрские обогащенные смешанным высокозрелым ОВ зимняя, шараповская, китербютская, лайдинская и малышевская свиты [16].
Различие масштабности скоплений, возможно также связано с резкой перестройкой структурного плана на границе средней юры, а также со значительной глинизацией отложений верхней юры и ухудшением их коллекторских свойств в северо-западном направлении.