На Новопортовском месторождении основные запасы газа, газоконденсата и нефти сосредоточены в песчаниках и алевролитах мелового и юрского возраста. Кроме того, промышленные притоки газа и газоконденсата получены из палеозойских карбонатных пород фундамента. Несмотря на значительный объем геолого-геофизических работ (фундамент вскрыт 49 скважинами, проведена сейсморазведка 2D и 3D), строение и вещественный состав фундамента, а также природа и особенности распространения в нем коллекторов до настоящего времени во многом оставались невыясненными. Об этом свидетельствует и низкая эффективность поисково-разведочных работ. После 1980 г., когда скв. 107 впервые была установлена газоконденсатная залежь в фундаменте, еще семь скважин (94, 124, 129, 211, 216, 217, 306) оказались продуктивными. По данным ГИС газовая залежь в палеозое, возможно, вскрыта скв. 302. Дебиты газа варьируют от десятков и сотен тысяч (скв. 211) до 2-4 млн. м³/сут. Многие скважины при испытании дали воду либо оказались "сухими" ввиду отсутствия коллектора.

Проведенные авторами статьи исследования показали, что Новопортовский приподнятый блок эпигерцинского фундамента сложен преимущественно слабометаморфизованными, смятыми в складки карбонатными породами средне-позднепалеозойского возраста, содержащими магматические интрузивные тела преимущественно основного состава (габбро, долериты) (рис. 1). Лишь в сводовой части поднятия, в пределах северной вершины, на поверхности эпигерцинского несогласия обнажаются более метаморфизованные и, по-видимому, более древние (раннепалеозойские) породы зеленосланцевой фации, пройденные скв. 125, 137 и 139. Основной магматизм, по-видимому, связан с пермско-триасовой трапповой формацией (Журавлев Е.Г., 1986).

Наибольшие толщины палеозойского карбонатного разреза пройдены скв. 302 и 300 - 828 и 1085 м соответственно. Рассматриваемый комплекс представлен метаморфизованными, в различной степени доломитизированными известняками и доломитами – конечными продуктами метасоматического пре образования известняков. Девонский возраст известняков установлен по остракодам в скв. 98 и 124 [2], но возможно присутствие и более молодых каменноугольных карбонатных пород. Среди рассматриваемых образований широко распространены кристаллические разности, нередко содержащие перекристаллизованные органогенные остатки. Реже встречаются органогенно-обломочные известняки. Карбонатные породы в различной степени катаклазированы.

В раннем мезозое до формирования осадочного чехла породы эпигерцинского фундамента подверглись длительной эрозии и гипергенному изменению, приведшему к образованию в кровле коры выветривания зеленокаменных сланцев и карбонатных пород.

Площадная кора выветривания зеленокаменных сланцев в значительной мере эродирована, имеет небольшую толщину, представлена трещиноватыми породами нижней зоны профиля выветривания, содержащими наряду с первичными минералами гидрохлорит, гидрослюды, смектиты, гидрогётит и лейкоксен. Проведенные авторами статьи исследования показали, что нижние зоны профиля выветривания алюмосиликатов являются порово-трещинным типом коллектора относительно небольшой емкости. Однако опробование скважин в интервалах залегания рассматриваемых пород дало отрицательные результаты. В то же время на Восточно-Тетеревской, Толумской и других площадях Зауралья в коре выветривания зеленокаменных сланцев содержатся небольшие скопления нефти и газа.

Поверхностное выветривание карбонатных пород фундамента Новопортовского поднятия в раннем мезозое привело к образованию в них коллектора трещинно-кавернозно-карстового типа с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, с которым связаны все открытые в фундаменте залежи газа и газоконденсата. Участки поверхностного и глубинного карста контролируются зонами древних разрывных нарушений и геоморфологией фундамента. Разломные дислокации северо-восточной ориентировки, параллельные Уралу, являлись карстогенными. На поверхности эпигерцинского несогласия вдоль них распространены карстовые плато и котловины (см. рис. 1). Наиболее благоприятная обстановка для формирования карстовых полостей была в зонах выполаживания склонов Новопортовского поднятия и в узлах пересечения северо-восточной и субмеридиональной систем разрывных нарушений. Эта особенность хорошо выражена в пределах Восточно-новопортовского выступа фундамента, где карстовые полости формировались на нескольких гипсометрических уровнях (рис. 2). Трещинный карст может распространяться на глубину многих сотен метров.

Карстовые полости обычно заполнены гетерогенными образованиями. Профиль коры выветривания палеозойских карбонатных пород Новопортовского поднятия идентичен описанному профилю продуктивных кор выветривания ряда поднятий фундамента Томской области (Герасимовское, Останинское и др.) (Журавлев Е.Г., 1988). В нем присутствуют зоны дезинтеграции, глинистого и халцедонового автохтонного нерастворимого остатка, аллохтонных отложений, обвально-цементационных накоплений и предположительно латеритов.

Для нижней зоны дезинтеграции характерно начальное выветривание карбонатных пород по системе трещинок, вдоль которых атмосферные воды перемещались вниз по разрезу. Просачиваясь по проницаемым участкам карбонатов, воды растворяли их, формировали каверны и карстовые полости. Небольшие пустоты бывают заполнены халцедоном. В керне скв. 129, 91 присутствуют слабоокремнелые известняки и доломиты.

Зона глинистого и глинисто-халцедонового автохтонного нерастворимого остатка формировалась на щелевой и канальной стадиях развития карста, когда трещины расширялись благодаря растворению и механическому воздействию движущихся вод. На поверхности карстующихся пород появлялись многочисленные коррозионные и провальные воронки. В карстовых углублениях и полостях накапливались автохтонные и аллохтонные образования. Первые представлены остаточными глинами, преобразованными на большой глубине в аргиллиты. Автохтонный глинистый остаток генетически связан с вмещающей карбонатной толщей, в которой он первоначально содержался в виде примеси. Автохтонные глины (аргиллиты) обычно имеют буроватую окраску и однородную, неслоистую текстуру. Возможно, к автохтонным относятся темно-коричневые, буроватые аргиллиты, встреченные в скв. 136 в интервале глубин 2620-2623 м.

Аллохтонные отложения карстовых полостей разнообразны. Среди них преобладают глины, преобразованные на глубине в аргиллиты, не всегда надежно отличимые в керне скважин от остаточных глин. Аргиллиты пройдены многими скважинами. Слоистость является их характерной текстурной особенностью. Реже наблюдается песчано-гравийный материал, а также растительный унифицированный детрит. Углефицированная растительная органика присутствует в алевритистом аргиллите скв. 131 (глубина 2647,8-2665,4 м). Рассматриваемые карстогенные образования ошибочно принимаются за отложения мезо-кайнозойского осадочного чехла либо за метаморфизованные песчаники, алевролиты и аргиллиты (глинистые сланцы) эпигерцинского фундамента рассматриваемой площади [1,2].

Зона обвально-цементационных накоплений (карстовая стадия процесса) формируется в результате подземных обвалов в карстовых полостях и последующей частичной цементации гравитационных накоплений известковистыми натеками. В фундаменте Новопортовской площади наличие брекчии установлено в разрезе, вскрытом скв. 134 на глубине 2636-2642 м.

Зона латеритов на рассматриваемой площади глубокими скважинами не обнаружена. Однако полностью исключать ее наличие не следует, так как бокситоносный карст развит западнее Новопортовской площади в карбонатных толщах Урала, одновозрастных с рассматриваемыми. Как известно, карстогенез карбонатных толщ ведет к бокситообразованию вследствие гидролиза остаточного каолинита.

Различные зоны коры выветривания карбонатных пород, за исключением обогащенных глинистыми накоплениями, обладают высокими коллекторскими свойствами. Об этом свидетельствуют данные ГИС, большие дебиты УВ, а также иногда наблюдающееся в скважинах поглощение глинистого раствора. Анализ газоносности фундамента Новопортовской площади показал, что газ и газоконденсат выявленных бурением четырех залежей образуют скопления в карстовых полостях, расположенных на различных гипсометрических уровнях (см. рис. 2), в связи с чем контакты газ - вода залежей карстовых полостей тоже находятся на разных уровнях. Из трещиноватых карбонатов, не затронутых гипергенными изменениями, в ряде скважин получены притоки воды. Данный тип коллектора обладает меньшими емкостными свойствами, его продуктивность на рассматриваемой площади не установлена.

Перспективность палеозойского карбонатного комплекса пород Новопортовского поднятия связывается с предполагаемым присутствием в нем рифогенных (биогермных) построек, обладающих высокими коллекторскими свойствами (рис. 3). В пределах Восточно-новопортовского выступа фундамента по данным сейсморазведки 3D и высокоточной гравиразведки выделен ряд палеозойских рифовых массивов [2]. Рифовые массивы рассматриваются как новые перспективные объекты для поисков залежей УВ, на которых рекомендовано бурение большого числа скважин. В связи с этим следует отметить, что карбонатные породы эпигерцинского фундамента, включая возможные рифовые массивы, подверглись складчатости, слабому метаморфизму и полностью утратили свои первичные коллекторские свойства. Это подтверждается результатами многочисленных определений петрофизических свойств карбонатных пород палеозоя в керне скважин из различных районов Западной Сибири. Кроме того, морфология биогермных массивов во время герцинской складчатости не могла не измениться. Холмообразные рисунки записи на временных сейсмических разрезах фундамента, принимаемые за рифы, в действительности могут принадлежать останцам рельефа межформационных несогласий и (или) телам основных интрузий, присутствие которых в палеозое Новопортовского поднятия доказано бурением.

Исходя из предлагаемой модели строения фундамента Новопортовского поднятия прогноз новых скоплений УВ должен основываться на выделении в нем разрывных нарушений древнего заложения, вдоль которых в доплитный этап развития Западной Сибири в результате длительного выветривания карбонатных пород был сформирован продуктивный трещинно-кавернозно-карстовый тип коллектора.

1. В строении эпигерцинского фундамента Новопортовского локального поднятия принимают участие докембрийские - нижнепалеозойские метаморфические породы фации зеленых сланцев, образующие его тектоническое ядро, девон-каменноугольный комплекс слабометаморфизованных карбонатов и нижнемезозойский комплекс магматических пород преимущественно основного состава.
2. Карбонатные породы, включая возможные рифогенные постройки, испытали герцинскую складчатость, слабый метаморфизм и утратили первичные коллекторские свойства.
3. В раннем мезозое до образования осадочного чехла породы фундамента подверглись длительному поверхностному выветриванию и эрозии, сформировавшим карстовые плато, глубинный карст и другие типы кор выветривания.
4. Трещинно-кавернозно-карстовый тип коллектора развивался по домезозойским тектоническим нарушениям фундамента преимущественно северо-восточной ориентировки. Он обладает наибольшей емкостью и к нему приурочены открытые скопления газа и газоконденсата.
5. Карстовые полости формировались на различных гипсометрических отметках, в различной степени заполнены автохтонными и аллохтонными накоплениями, залежи газа и газоконденсата в них имеют независимые газоводяные контакты.
6. Для повышения эффективности поисков новых, оценки и освоения открытых залежей УВ в фундаменте Новопортовского локального поднятия рекомендуется провести картирование древних карстогенных разломов и приуроченных к ним гипергенных коллекторов.

1. Воронов В.Н., Коркунов В.К., Ивашкеева Д.А. Палеозойские рифогенные постройки - новые нефтегазопоисковые объекты Ямала // Геология нефти и газа. - 1997. - № 6. - С. 4-9.
2. Палеозойский карбонатный комплекс - перспективный объект поисков залежей УВ на Ямале / С.П. Максимов, М.В. Самолетов, Н.Н. Немченко, Л.Н. Кленина // Геология нефти и газа. - 1987. - № 10. - С. 30-36.

The article deals with aspects of reservoir formation in carbonate beds of Paleozoic basement of Novoportovsk gas-condensate field. Core analysis of 49 wells drilled-in basement allowed to make conclusions which are of great significance for evaluating oil and gas potential of not only a local object like Novoportovsk field but the whole West Siberian province. In particular, it's shown that carbonate rocks including probable buildups were weakly metamorphosed and lost initial reservoir properties. Reservoirs in carbonate beds were formed up to sedimentary cover accumulation as a result of long term carbonate plateau weathering and erosion and the highest reservoir capacities are confined to the zones of Pre-Mesozoic fault development

It was done an interesting conclusion regarding hill-like records on the time seismic sections connected with relief remnants or basic intrusion bodies rather than with reef buildups as was suggested earlier.

1 - области распространения раннемезозойской карстовой формации; карстогенные образования: 2 - аллохтонные осадочные, 3 - автохтонная брекчия обрушения, 4 - халцедоновый нерастворимый остаток; 5 - комплекс слабометаморфизованных карбонатных пород среднего-позднего палеозоя; 6 - зеленосланцевый комплекс пород позднего докембрия - раннего палеозоя; 7 - магматические породы основного состава пермско-триасовой трапповой формации; 8 - глубинные тектонические нарушения по данным гравиразведки; 9 - предполагаемые тектонические нарушения; 10 - изогипсы кровли фундамента, м; 11 - скважины, вскрывшие фундамент: а - с притоками газоконденсата, б - с притоками газа, в - с притоками воды, г - "сухие"; 12 - линия разреза

1 - продуктивный карст. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 - карбонатные породы, 2 - прогнозируемый контур рифогенной постройки, 3 - скважины, вскрывшие фундамент, 4 - результаты опробования а - газ, б - вода, в - "сухо"; 5 - местоположение рекомендуемой скважины