В нефтегазовой геологии наиболее сложной и наименее понятной является проблема эволюции УВ С в ловушках с момента их аккумуляции, т.е. изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ в постаккумуляционный период вплоть до настоящего времени. Теория эволюции УВ-скоплений в последние годы всесторонне изучается в работах исследователей ВНИИГАЗа [40, 89, 91, 92, 97].
Формирование и эволюция скоплений УВ в породах неокома, апта и альба-сеномана северных районов ЗСП проанализированы достаточно подробно в работах [33, 56, 67, 76, 77, 83, 87, 105, 107 и мн. др.]. Существенно меньше работ посвящено анализу процессов газонефтенакопления в юрских горизонтах, крайне мало уделено внимания онтогенезу УВ в ачимовской толще [20, 22, 25, 38, 45, 102, 104].
Рассмотрим эти вопросы «сверху вниз», в противоположность исторической последовательности осадконакопления и эволюции продуктивных комплексов, вмещающих современные залежи газа и нефти.
Альб-сеноманский комплекс - уникальный газоносный комплекс в общепланетарном масштабе. Образование гигантских и уникальных скоплений сухого бесконденсатного газа в кровле сеномана НПТР произошло в результате сочетания следующих благоприятных условий: наличия огромных масс протокатагенетического метана, генерированного субугленосной и угленосной (в апте) толщей покурской свиты и ее аналогов континентального, латунно-континентального и прибрежно-морского генезиса со смешанным, преимущественно сапропелево-гумусовым по составу ОВ (РОВ и КОВ); высокой песчанистости разреза, широкого развития высокоемких крупных по площади положительных структур II и III порядков, наличия мощной глинисто-кремнистой региональной покрышки.
Значительный генерационно-аккумуляционный объем пород, захватывающий как альб-сеноманскую, так и более глубокие части разреза (баррем-апт в Надым-Пурской, частично верхи валанжина и готерив-апт в Пур-Тазовской НГО), в силу линзовидного характера большинства глинистых пластов для многих ловушек в кровле сеномана обеспечил накопление и сохранность весьма значительных объемов свободного газа.
Нефтяные скопления в альб-сеноманском комплексе распределяются по принципу: есть средне- и/или высокоамплитудный разлом (серия разломов); достаточно высокой является вероятность открытия промышленной или полупромышленной залежи нефти (серии залежей). В отличие от Русского нефтегазового месторождения, с которым изначально «было все ясно», именно присутствие на Тазовском и Северо-Комсомольском месторождениях весьма значительных по запасам подгазовых скоплений тяжелой нафтеновой нефти позволило предположить наличие среднеамплитудных разломов, которые не были выявлены более ранними сейсмическими исследованиями и наличие которых было подтверждено в последующее время. Точно также развитие большого числа разноамплитудных разломов, секущих меловую часть разреза на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском поднятиях, привело к частичной дегазации нижнего мела-сеномана и к образованию нефтяных и нефтегазовых скоплений, при этом нефть явно поднялась с баррем-аптского стратиграфического уровня до кровли сеномана. Итак, для альб-сеноманского НГК наиболее важными консервационными факторами являются взаимосвязанные друг с другом гидрогеологический (в окраинных зонах мегабассейна) и тектонический (дизъюнктивно-тектонический подфактор). В качестве наиболее мощного газогенерационного интервала в меловом надкомплексе выступает готерив-аптская угленосная толща (танопчинская свита в арктических районах). Именно вследствие отсечения нижнеальбской глинистой покрышкой этого источника газа от сеноманских и альбских ловушек на Ямале и Гыдане наиболее значительные скопления газа образовались в аптских и барремских горизонтах, в альб-сеноманском же комплексе в образовании газовых скоплений участвовал преимущественно сингенетичный газ протокатагенетического генезиса, и в силу этих причин они существенно уступают по единичным и совокупным запасам баррем-аптским, в отличие, например, от НПТР, где вертикально-газосборной служила значительная часть среднемелового разреза.
Неоком-аптский продуктивный комплекс в Западной Сибири является ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по значимости по запасам и ресурсам свободного газа и конденсата, в частности, в НПТР. В недрах арктических полуостровов этот комплекс становится доминирующим и по газу. В силу разнообразия и сложности структурно-тектонических, фациально-литологических и прочих генетических условий значительно более разнообразными по сравнению с вышележащим продуктивным комплексом являются условия нахождения скоплений УВ (типы ловушек, диапазон изменения единичных запасов залежей, фазовое состояние скоплений и состав сосуществующих в ловушках фаз, добывные возможности и проч.). Бесконденсатные и низкоконденсатные скопления газа в залежах типа Г и НГ встречены лишь на нескольких месторождениях Ямала и Гыдана - Бованенковском (ТП1-6), Новопортовском (ТП1), Утреннем, Гыданском и Солетском (ТП1-ТП10), в самых верхних горизонтах (апт) на Ныдинском куполе Медвежьего и на Парусовом месторождении, а также в горизонтах ПК16-ПК22 в Пур-Тазовской области.
В течение позднемелового и раннекайнозойского времени по мере повышения геотемператур и преобразованности материнского ОВ активность генерационных и миграционно-аккумуляционных процессов в неоком-аптских толщах прогрессивно увеличивалась, и залежи протокатагенетиче-ского метанового газа и незрелой нефти постепенно трансформировались в ГК и ГКН (на севере) и в нефтяные (в центре плиты) залежи зоны «нефтяного окна». Максимальной интенсивности процессы газонефтеобразования и накопления достигли в кайнозойское время в условиях проявления МПТ и контрастных тектонических движений.
На фоне мощного газообразования и накопления в северных областях жидкие УВ образовали скопления преимущественно в виде оторочек залежей типа ГКН и НГК, причем химический состав нефти (высокая парафинистость и низкая сернистость ) свидетельствует о том, что нефтематеринским было сапропелево-гумусовое и гумусовое ОВ (РОВ и КОВ) континентальных, дельтовых и прибрежно-морских пород, преобразованное до стадий катагенеза MK21 -МК2. Верхняя граница «нефтяного окна» в северных районах проходит в зависимости от конкретных геотермических условий в средних и нижних горизонтах апта и в барреме. Она четко фиксируется сменой в разрезе залежей метанового газа с содержанием тяжелого нафтенового конденсата менее 10-15 г/м3 и нафтеновых нефтей в горизонтах ТП1-ТП10 газоконденсатными и ГКН-залежами, например на Новопортовском, Харасавэйском, Бованенковском, Утреннем и других месторождениях. физико-химические свойства неокомских нефтей, конденсатов и газов тесным образом связаны с геотемпературами и катагенезом материнского ОВ вмещающих залежи толщ.
Главной причиной отсутствия сколько-нибудь крупных скоплений нефти в отложениях баррема-апта, содержащих преимущественно концентрированное угольное вещество, является их невысокая зрелость (R° от 0,42 до 0,55 %), а также, видимо, отсутствие в них в достаточном количестве лейптинитовой компоненты (споринита, кутинита, резинита и др.), дающей сопоставимые генерационные массы газа и жидких УВ.
В течение позднемелового и палеоцен-эоценового времени палеогео-термический режим в породах юры в целом благоприятствовал развитию процессов как газо-, так и битумообразования, и фактическое преобладание по масштабам газо- или нефтенакопления в различных областях контролировалось геохимическими и геотермическими параметрами.
По мере развития процесса генерации ОПС в породах юры параллельно с нарастающей интенсивностью происходила первичная миграция газа и нефти, масштабы которой зависели от степени литологической неоднородности разреза. В силу высокого эмиграционного потенциала пород юры первичная миграция УВ осуществилась в них достаточно полно. В то же время масштабы вторичной миграции УВ в коллекторской нижнесреднеюрской толще были невелики, вследствие сложного литологического строения разреза и относительно низких коллекторских свойств пород, и она имела распыленный характер, как следствие, в юрской толще сформировались и сохранились преимущественно средние и небольшие по величине запасов УВ-скопления. Глубинная фаза метанообразования, проявившаяся в нижних горизонтах юры северных районов в позднемеловое-кайнозойское время, не получила выход к промышленному газонакопле-нию ни в нижне-среднеюрской коллекторской толще, песчано-алевролитовые породы которой на современных глубинах более 3,5-4,0 км в условиях СТ более 110-120 °С практически непроницаемы, ни тем более в нижнемеловой-сеноманской толще, отделенной от юрской региональной глинистой покрышкой толщиной более 400 м.
При региональном изучении юрского НГК давно был замечен чисто эмпирический факт резкого снижения газо- и особенно нефтепродуктивности (первоначальных дебитов УВ из поисково-разведочных скважин) в зависимости от термоглубинных условий залегания природных резервуаров. Эта пространственная граница соответствует глубинам (3000±200) м и СТ (100±5)°С при явной взаимозаменяемости глубин и геотемператур (до глубин 3500-3700 м, но при СТ не более 85-90 °С и наоборот - 2300-2500 м, но при СТ 110-115 °С), когда притоки нефтц снижаются до 5-3 т/сут и менее (первичные без вторичных воздействий на пласт), газа до 30-20 тыс. м3/сут и менее, т.е. становятся непромышленными. Это правило, менее жесткое, но, тем не менее, действующее и для газа, выполняется для коллекторов нижне-среднеюрской толщи во всех без исключения районах ЗСМП и связано с воздействием эпигенетических процессов цементации и обычного гравитационного уплотнения-раздавливания пород-коллекторов, когда проницаемость резко снижается от десятков и единиц до десятых и сотых долей миллидарси.
В объеме юрской песчано-глинистой толщи залежи с «кондиционными» запасами УВ локализованы на относительно малых глубинах (до 3,0-3,5 км) в верхних горизонтах (Ю2-Ю7). Даже на уникальном Бованенковском месторождении Ямала из 635 млрд. м3 запасов юрского газа до 180-200 млрд. м3 сконцентрированы на участках с плотными низкопроницаемыми коллекторами, в пределах которых первично-геологические (начальные) дебиты не превышают 50-60 тыс. м3/сут, хотя в балансах они значатся как промышленные (обычные) запасы. В зоне Харасавэйской термоаномалии обычные запасы газа в горизонтах Ю2-3 не превышают 10 млрд. м3, в то время как в ареале юрской структуры в толще нижней-средней юры сконцентрировано около 3,7 трлн. м геологических ресурсов газа, однако практически все они будут относиться к нетрадиционным ресурсам (в низкопроницаемых коллекторах).
Результаты генетических расчетов баланса распределения УВГ в породах мела и юры показывают, что большую часть баланса занимают «расходные статьи», а именно, растворение газа в отжимающихся пластовых водах (на ранних этапах осадконакопления и погружения пород), эмиграционные, миграционные и эволюционные потери, в то же время, потери на межкомплексные перетоки и общую дегазацию недр, в частности, на Гыдане, оцениваются как незначительные, существенно меньше, чем в других областях провинции и тем более в большинстве НГБ Мира, во многих из которых наблюдаются грандиозные процессы переформирования и разрушения как газосодержащих, так и чисто нефтяных месторождений [17, 54, 71, 116, 123]. Тем не менее, эффективность онтогенеза УВ в недрах Гыданской области оказалась относительно невысокой из-за резкого несоответствия генерационно-эмиграционного и аккумуляционного потенциалов газонефтеносности и мало благоприятных эволюционно-динамических условий в глубокопогруженных горизонтах низов мела и юры.
Предыдущие расчеты коэффициентов аккумуляции (и - добавим - сохранности) для газа и нефти ряда районов провинции приведены в работах [19, 21, 36, 37, 99, 107], последние расчеты для Гыдана на новой фактологической и методической базе приведены в табл. 5.14. Отметим, что в неокоме величины Кгенак.-сохр в конечном итоге окажутся существенно выше после всеобъемлющей доразведки его нижних горизонтов в ареале открытых месторождений. Расчеты показывают, что эффективность процессов аккумуляции и сохранности УВГ в недрах Гыдана оказалась существенно ниже, чем в соседних областях (Ямал, НПТР), что определяется менее благоприятными аккумуляционными, прежде всего, структурно-литологическими условиями.

Итогом исследований можно считать табл. 5.15, в которой отражены новейшие воззрения авторов на влияние различных геологических факторов на онтогенез газа и нефти в породах мела и юры Гыданской газонефтеносной области. Сравнительная характеристика условий онтогенеза УВ в недрах соседних арктических областей приведена в табл. 5.16.


В качестве резюме подчеркнем следующее. Уникальность ЗСМП обеспечена сочетанием ряда благоприятных генетических условий, прежде всего, резким превышением генерационных способностей осадочной юрско-меловой мегалинзы над аккумуляционными возможностями природных резервуаров внутри ловушек (ГПГН >> АПГН), т.е. массы и объемы генерированных газа и битумоидов и эмигрировавших УВГ и нефти значительно превысили аккумуляционный потенциал продуктивных коллекторских толщ. Прежде всего, это относится к сеноманскому подкомплексу.
Отметим еще один дискуссионный момент. Крупномасштабного смещения генерационных масс УВГ в объеме нижнемеловой проницаемой линзы в НПТР и тем более в Ямальской и Гыданской ГНО, по обоснованному мнению авторов, не происходило, о чем свидетельствует ряд твердо установленных закономерностей:
1. В кровле сеномана не встречено ни одной залежи газа, состав которого соответствовал бы генерационным условиям апта и тем более готерива-баррема и валанжина. Точно также не встречено в объеме альб-сеноманского комплекса скоплений нефтей «неокомского облика», даже на структурах, сильно нарушенных разломами, с явными признаками частичного или полного разрушения УВ-скоплений.
2. Физико-химический состав газа и нефти в залежах и изотопный состав углерода УВ в точности соответствует термобарическим и катагенети-ческим (в итоге - генерационным) условиям их залегания в недрах.
Тем не менее, в качестве генерационно-аккумуляционных толщ для залежей в кровле сеномана выступили собственно сеноманская, альбская, частично - аптская и в порядке уменьшения - барремская и готеривская толщи.
Значительная часть газа, который был генерирован в неоком-аптских толщах НПТР и прорвался к кровле сеномана, минуя одновозрастные ловушки в доинверсионный этап развития севера провинции, практически вся была потеряна вследствие недостаточного развития условий, определяющих аккумуляционный потенциал в позднемеловое и раннекайнозойское время, а именно неблагоприятного «тектонического фона» по кровле сеномана. По-видимому, большая часть «доинверсионного газа» мигрировала под региональной покрышкой к окраинам бассейна и рассеялась только в Ямальской и Гыданской областях, а также в отдельных зонах НПТР, в силу развития пластовых глинистых покрышек в разрезе альба и низов сеномана сформировались и сохранились залежи УВ в объеме крупных тектонических ловушек в горизонтах ПК7-8-ПК15, т.е. ниже массивнопластовых резервуаров горизонтов ПК1-ПК6.
В эпоху неотектонической инверсии ЗСП конседиментационные положительные структуры по юре, неокому и особенно по кровле сеномана, на фоне дифференцированных тектонических движений значительно увеличились по морфологическим размерам (амплитуде и площади внутри замкнутых изогипс). Кроме того, был сформирован ряд бескорневых - новейших структур типа Медвежьего вала. В силу этих причин именно на неогеновое время приходится наиболее активное, масштабное и окончательное формирование как структурно-тектонических (антиклинальных) ловушек, так и залежей свободного газа в них. В это время происходило и оживление конседиментационных и возникновение новейших разломов на структурах, во время подвижек по которым происходила импульсная дегазация меловых залежей УВ. Наибольшая неотектоническая активность недр проявилась в НПТР, на юге Гыдана и в южной половине Ямальской области (суша), а также в ареалах современных Обской и Тазовской губ. В более северных районах Ямала и Гыдана, а также в окраинных зонах НПТР активность дифференцированных тектонических - структурообразующих движений была невелика, и поэтому здесь не сформировались значительные по объему антиклинальные структуры, и аккумуляционный потенциал меловой, прежде всего, сеноманской толщи, оказался невысоким. Как следствие - здесь не обнаружено сколько-нибудь крупных скоплений УВ в породах альба и сеномана. На крайнем северо-западе мегапровинции (Карское море) в кайнозое вообще господствующими были нисходящие «структурно-нивелирующие» тектонические движения, и потому вряд ли можно ожидать существование крупных ловушек по сеноману, и как следствие, открытие гигантских скоплений газа в альб-сеноманском комплексе маловероятно.
В результате анализа онотогенетических процессов в породах мела и юры сделаны следующие выводы.
1. В объеме осадочной микролинзы Гыданского полуострова за всю историю ее накопления были генерированы грандиозные объемы УВ-газа и битумоидов при сопоставимых масштабах генерации в нижнемеловой и нижне-среднеюрской толщах (в сеномане, в силу его высокой песчанистости масштабы газообразования были сравнительно невелики). Главной газоматеринской толщей на Гыдане является танопчинская угленосная свита (верхи готерива-апта). Главной битумогенерационной толщей является верхнеюрско-валанжинская, уровень катагенеза ОВ и пород в которой в точности соответствует диапазону «нефтяного окна».
2. Балансовые расчеты природного распределения генерированных ОПС показывают, что все разновозрастные продуктивные толщи от кровли сеномана до подошвы юры были самодостаточны в плане полной реализации всех «звеньев» генетической цепи (ГЭМАК = Эв), и для объяснения, например, газопродуктивности меловых природных резервуаров вовсе не требуется привлечения дополнительных объемов УВ, например, из средней юры. Образовавшихся объемов газа во всех генерационно-аккумуляционных толщах было настолько много, что «наполнив» аккумуляционный потенциал, избыточные объемы УВГ так и остались в неассоциированном состоянии и значительная часть газа была потеряна в ходе миграционных перемещений.
3. Закономерности пространственного размещения УВС, геохимические особенности изменения газа, конденсата и нефти по залежам отдельных месторождений, онтогенетические исследования свидетельствуют о том, что в Гыданской области формирование скоплений УВ происходило в тех же генерационно-аккумуляционных комплексах и горизонтах, где они и локализованы в настоящее время, без сколько-нибудь значительных миграционных перемещений по природным резервуарам и при минимальных масштабах ремиграционных процессов (межрезервуарных перетоков УВ-флюидов). Незначительное развитие нефтяных скоплений в сочетании с невысоким содержанием жидких УВ в газе неокомских залежей, даже с учетом того, что средняя юра практически не изучена глубоким бурением, позволяют сделать один генеральный вывод: Гыдан по всем продуктивным комплексам осадочного чехла окажется преимущественно газоносной (генетически - газоугленосной) областью.