Здесь не рассматриваются эти общеизвестные факты, а предложены в качестве поисковых объектов на нефть и газ новые горизонты. В первую очередь – это отложения нижнеберезовской подсвиты верхнего мела, залегающие на 100–150 м выше кровли сеноманских отложений. Залежи в них приурочены к нетрадиционным для Западной Сибири коллекторам – опокам и опоковидным глинам. В кровле подсвиты (рис. 1) обособляется регионально прослеживающийся пласт темно-серых, почти черных, плотных, крепких кремнистых пород – органогенных силицитов мощностью до 20 м. Этот пласт известен как литологический и электрокаротажный репер “А” под названием “кремнистый аргиллит”. С ним сопоставляется надежный сейсмоотражающий горизонт “С”.

Анализ керна показывает, что репер сложен коллекторами трещинно-порового типа с открытой пористостью 30–43 %, проницаемостью матрицы 1 • 10^-15 м², наличие трещиноватых разностей до 50 · 10^-15 м².

Наличие углеводородов фиксируется по многочисленным газопроявлениям в процессе бурения скважин на разведочных площадях, расположенных на громадной территории – от Семаковской площади на севере до Самотлорского месторождения на юге, Тазовской площади на востоке и Ярудейской на западе (рис. 2). В ряде случаев (Пурпейская скв. 101, Ярейская 457) при проходке этих отложений возникали неуправляемые газовые фонтаны с абсолютно свободным дебитом 10– 20 тыс. м³/cyт , продолжавшиеся длительное время.

Несмотря на это, до настоящего времени изучению надсеноманских отложений не уделяется значительного внимания. Главной причиной, по-видимому, служит доказанная высокая продуктивность и плотность запасов в нижележащих горизонтах, высокая глинистость разреза, затрудняющая интерпретацию ГИС. Однако проведенный авторами анализ изменения кажущегося электрического сопротивления пород по диаграммам КС позволил выделить следующие закономерности (рис. 3): отложения ганькинской и нижнеберезовской свит изменяют величину электрического сопротивления от 2–2,5 Ом•м в прогнутых участках разреза до 25–30 Ом•м на сводах структур; глины кузнецовской, верхнеберезовской и нижней части тибейсалинской свит имеют уровень сопротивлений 2–4 Ом • м и не меняют его по всей площади бассейна. На основе этого сделано предположение о том, что алевритистые глины ганькинской, опоки и кремнистые глины нижнеберезовской свит являются коллекторами, а изменение их сопротивлений зависит от характера насыщающих их флюидов. По этому же признаку глины кузнецовской, верхнеберезовской свит и нижней тибейсалинской подсвиты отнесены к литологическим экранам.

Сопоставление данных по электрометрии с результатами газового каротажа по Комсомольскому месторождению позволило установить, что содержание метана в глинистом растворе находится в прямой зависимости от кажущегося электрического сопротивления и абсолютной отметки положения кровли нижнеберезовской подсвиты. При этом значения суммы УВ в растворе для рассматриваемых отложений превышают таковые даже в интервале сеноманской залежи (см. рис. 3).

Изучение геолого-геофизических материалов позволило выделить признаки залежей в нижнеберезовской подсвите на целом ряде площадей. При этом на построенной карте изоом выделяется единая залежь, включающая в себя Медвежью, Уренгойскую, Ямбургскую площади (см. рис. 2). Абсолютная глубина предполагаемого ГВК (изоома 4,5 Ом•м) составляет 760 м. На Губкинской, Северо-Губкинской, Етыпуровской, Тарасовской, Западно-Таркосалинской и других площадях залежи газа в нижнеберезовской подсвите приурочены к апикальным частям структур и имеют ограниченные размеры.

В трех скважинах: 431 Комсомольской, 1С Вэнгаяхинской и 152 Венъеганской площадей, произведено опробование исследуемого горизонта через две колонны (техническую и эксплуатационную), получены притоки газа. В первом случае дебит составил на 6-ти миллиметровом штуцере 4,5 тыс. м³/сут, во втором – не замерялся, но отмечалось, что длина факела составляла 3–5 м, в третьем – замеренный дебит 3,5 тыс. м³/сут на 3-х миллиметровом штуцере. Следует отметить, что как в скважинах, так и в пласте, возможно, происходили процессы гидратообразования. Поводом для такого предположения служат замеренные значения температур в скв. 431, где они составили +20 °С на забое и –34 °С на устье.

Другой причиной низкой продуктивности опробованных интервалов может являться плохое качество их первичного и вторичного вскрытия. Гидрофильность опок и опоковидных глин, являющихся коллекторами, при контакте с буровыми растворами и технической водой приводит к формированию значительных по протяженности зон проникновения. Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов в этих зонах значительно ухудшаются за счет разбухания опок. Это приводит к закрытию трещин и поровых каналов. Таким образом, потенциальные возможности коллекторов нижнеберезовской подсвиты на сегодня не раскрыты.

Следующим по перспективности объектом являются газовые залежи в ганькинской и верхнеберезовской свитах, представленных алевритистыми известковистыми глинами. Известны газопроявления на Ямсовейской, Верхнереченской, Губкинской и других площадях. Продуктивные интервалы идентифицируются по электрическому каротажу и подтверждены опробованием на Губкинском месторождении. Следует отметить, что потенциальные добывные возможности коллекторов рассматриваемых отложений значительно хуже, чем нижнеберезовских. Однако общая, мощность продуктивных алевритистых глин и алевритов, достигающая 300–500 м, позволяет надеяться на то, что при подключении в работу всех эффективных газонасыщенных толщ дебиты газа достигнут рентабельных значений.

Предполагаемые залежи УВ в ганькинской и березовской свитах не могут быть связаны с искусственными перетоками флюидов, возникшими при разбуривании месторождений, как. это пытались объяснить при обнаружении нефтегазопроявлений. В первых же поисково-разведочных скважинах, пробуренных в сводах перечисленных структур, фиксировались в рассматриваемом интервале разреза повышенные электрические сопротивления, повышенные газопоказания, выбросы бурового раствора, аварийные фонтаны газа. Предполагаемые и уже доказанные залежи в березовской и ганькинской свитах наряду с открытыми залежами в газсалинской пачке принадлежат самостоятельному турон-датскому нефтегазоносному горизонту [1]. В пользу этого предположения свидетельствует сравнение термобарических условий нахождения флюидов в рассматриваемых отложениях с сеноманскими. Если во вторых начальные пластовые давления, наблюденные в пределах залежей, равны или незначительно превышают условное гидростатическое давление, а в водонасыщенной части составляют 0,8–0,9 этой величины, то в турон-датской части разреза фиксируются сверхгидростатические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,2–1,3 в газовой среде и 1,03–1,05 в водной [2].

Важным, на наш взгляд, является открытие в 1990 г. в скв. 835 Нохояхинской площади залежи газа в тавдинской свите неогенового возраста. Учитывая этот факт, а также многочисленные газопроявления (см. рис. 2) в палеоген-четвертичных горизонтах, наличие выдержанного на всей территории глинистого раздела между верхнемеловыми и палеоген-четвертичными горизонтами (талицкая и нижнетибейсалинская свиты), вероятно, необходимо уже в настоящее время выделять палеоген-четвертичный нефтегазоносный горизонт Западной Сибири. Потенциальные ресурсы и добывные возможности углеводородов этого предполагаемого горизонта по сравнению с другими горизонтами незначительны, так как залежи и сами УВ находятся в стадии своего формирования. Наличие мерзлоты и возможность перехода газа в газогидратное состояние также отрицательно сказываются на добывных возможностях горизонта.

1. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.– М.: Недра, 1975.
2. Морфология и формирование поля давления зоны преимущественного газонакопления Западно-Сибирской провинции / Л.И. Литвин и др. Обзор, информ. Вып. 9. Сер. Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ / ВНИИЭГазпром.– М., 1989.

Rithmic alternation of regional resevoirs and screens was revealed in the Paleogenic and the Cenomanic clay deposits, that were considered before as a single water confining horizont. Permeable beds are represented by resevoirs of non-traditional type – aleurite and opoka clays, fractured siliceous argillites. Discovered and predicted gas pools in the most perspective horizont – the Lower Berezovsk group – are plotted by materials of geophisical area and well works, gas shows and tests results during drilling. Peculiarities of perspective horizonts stripping and testing, causes of proved low extraction possibilities are examined. Methods of output intensification are proposed taking into consideration resevoirs structure.

1 – пески и песчаники; 2 – переслаивание песков, песчаников и глин; 3 – алевролиты; 4 – глины; 5 – опоки; 6 – залежи газа в сеноманских отложениях; 7 – интервалы опробования