В Западной Сибири, где сегодня расположены главные газодобывающие центры России, работы на глубокие горизонты практически не велись [1]. В районе Уренгоя были пробурены две «научные» сверхглубокие скважины СГ-6 и СГ-7. Что касается поисково-разведочного бурения, то за сорокалетний период освоения Западной Сибири на ее гигантских территориях было пробурено не более 50 скважин (глубиной не более 4,5 км) [1].
В глубоких горизонтах под воздействием горного давления, усиливающихся тектонических напряжений и процессов литификации, весь массив горных пород сильно уплотняется, резко снижается его водообильность. Уплотнение пород в разных частях массива происходит с разной степенью интенсивности, причем деформация усиливается с глубиной погружения. Одновременно слоистое строение трансформируется в пластово-блоковое и блоковое [2].

Параллельно с региональным уплотнением при погружении пород развиваются встречные процессы разуплотнения и образуются вторичные пустоты в поровом пространстве (трещины, каверны, в т.ч. в аргиллитах, глинистых сланцах, гранитах) [1].
Широко известны залежи нефти в гранитных породах (месторождение Белый Тигр во Вьетнаме, в кварцитах гиганта Хасси-Мессауд, в глинистых породах баженовской свиты на Салымском и других месторождениях Западной Сибири, в глинах майкопской свиты на Воробьевском месторождении Ставропольского края).
На больших глубинах разгрузка осуществляется по вертикальным каналам в направлении дневной поверхности. На платформах (в связи с перечисленным) на глубине 4,5 км пластичные аргиллиты трансформируются в хрупкие аргиллиты, склонные к трещинообразованию, и становятся проницаемыми для жидкости и газов [3].

Результаты интерпретации региональных сейсмопрофилей на северо-западе ЯНАО (включая северную территорию Карского моря) указывают на широкое распространение палеозойских отложений [3]. В пределах Южно-Карской синеклизы распространены терригенно-карбонатные отложения палеозоя (мощность более 2 000 м) и отложения перми — нижнего триаса мощностью
во впадинах до 1 500 м [3].
Системы трещин образуют вертикальные каналы миграции флюидов. По этим каналам
(Семенов Н.М, 2010) связывает выброс в атмосферу большого количества углеводородного газа
из вертикально-ориентированной зоны.

Надежными газоупорами на больших глубинах могут быть сульфатно-галогенные формации [4]. Чтобы оконтурить благоприятные участки для формирования залежей, необходимо оконтурить местоположение вероятного канала миграции УВ. Для этого используются данные региональных комплексных геофизических исследований. Первоочередной интерес для поисковых работ представляют данные сейсморазведки, определяющие наличие газа.
В северных районах Западной Сибири первоочередной интерес связан с палеозойскими отложениями (фундамент эпигерцинской платформы) [1]. Нижнетриасовая толща промежуточного комплекса сложена преимущественно вулканитами основного состава [5]. По данным Тюменской и
Ен-Яхинской сверхглубоких скважин отмечаются зоны повышенной трещиноватости, из которых получены притоки пластовой воды с растворенным газом метанового состава [6]. Средний и верхний триас на северо-востоке Западной Сибири представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников [6].
Объем и структурные характеристики развиты спорадически, что подчеркивает
пластово-блоковое строение глубоких горизонтов [7]. Нижне-среднеюрские отложения по особенностям литологии и ФЕС близки к терригенному триасу Восточной Сибири [7].
Терригенно-карбонатные палеозойские отложения могут быть источниками значительного прироста запасов газа и газового конденсата. Такой тип карбонатных отложений предполагается открыть в северо-восточной части Ямала, в северной части Надым-Пур-Тазовского междуречья
и на территории Гыданского полуострова (рис. 1).

Результаты интерпретации региональных сейсмических профилей на северо-западе ЯНАО
(включая территорию Карского моря) позволили выявить предполагаемую область распространения терригенно-карбонатных отложений мощностью более 2 000 м и вулканогенно-терригенные отложения перми — нижнего триаса мощностью (во впадинах) до 1 500 м [3]. Терригенно-карбонатные отложения (силур, девон) вскрыты на северо-западе ЯНАО,
что подтверждается характеристиками сейсмических волн [3]. Разведанность Ямальской нефтегазоносной области (ЯНГО) на 50 % свидетельствует о том, что практически все крупные
(с запасами газа более 100 млрд м³ и средние по запасам объекты) уже выявлены. Характерной особенностью нефтегазонакопления в ЯНАО являются линейные структуры северо-западного и северо-восточного направлений (рис. 1). Запасы УВ неравномерно сконцентрированы в альб-сеноманском, аптском, неокомском и юрском комплексах (36 % открытых запасов приурочены к аптскому ярусу) [8]. В сеноманском, альбском и неокомском комплексах открыто 25,4 %, 8,4 % и 20 % соответственно запасов УВ, и лишь 10 % запасов приурочены к юрскому и верхнепалеозойскому комплексам [8].

Интервальный ряд месторождений газа Ямала (Ямальской НГО) по частоте (по классам) выявил левосимметричное слабовыраженное распределение, а распределение запасов по крупности имеет более выраженный правосимметричный характер (табл. 1).

Для выявленных закономерностей распределения запасов газа по месторождениям региона была использована выборка из 85 перспективных локальных структур Ямала. Большой объем выборки позволяет сузить шаг наблюдения, что повышает точность прогноза ресурсов по каждому классу. Гистограммы распределения локальных структур по классам крупности и величине
ресурсов (рис. 2) в целом соответствуют распределению запасов на территории.

В перспективе Ямальская НГО (по мере постепенного истощения запасов Надым-Пур-Тазовского региона) станет первоочередной территорией по развертыванию крупномасштабных разведочных работ. Следовательно, выявленные структурные особенности распределения газа по нефтегазоносным комплексам
Ямальской НГО необходимо учитывать при планировании и выборе основных направлений геолого-разведочных работ с целью повышения их результативности.
Для распространения выявленных закономерностей распределения запасов газа по месторождениям на прогноз распределения ресурсов УВ региона была использована выборка
из 85 перспективных локальных структур Ямала [8] (табл. 1).

В статье рассматриваются пермо-триасовые продуктивные отложения палеозоя, открытые на острове Ямал и прилегающих территориях Карского моря по данным сейсморазведки (глубина 7 км). Предполагается наличие продуктивных пермо-триасовых отложений мощностью 1 500 м и более. Аналогичные отложения пермо-триасового возраста в вулканогенных породах открыты и разрабатываются в Вилюйской синеклизе Восточной Сибири.
С целью рационального освоения продуктивных отложений Западной Сибири (полуостров Ямал) необходимо учитывать результаты освоения и дальнейшей разработки с учетом данных по Вилюйской синеклизе Якутии, а также освоение триасовых вулканогенных залежей Восточной Сибири. Подробности в монографии «Вулканогенные природные резервуары Якутии», опубликованной в 2002 г. [5].