Формирование и эволюция месторождений центральной части Нурминского мегавала

К ним относятся Нейтинское, Арктическое, Средне-Ямальское и Нур-минское месторождения. Особенностью Нурминской группы является пониженная нефтеносность неокома, непродуктивность среднеюрского и низкая газопродуктивность аптского подкомплексов, а также в целом танопчинской свиты, последнее особенно не характерно для ЯГНО.

Судя по ряду прямых и косвенных данных, с юга на север от Нурминского к Нейтинскому месторождению возрастает степень дизъюнктивной нарушенное™ пород юры и нижнего мела.

Чрезвычайно похожим на Новопортовское НГКМ в плане эволюционного развития УВ-систем является Нейтинское месторождение, на котором «революционная ситуация» в процессе инверсии тектонических движений в неогеновом периоде зашла намного дальше, чем на НП, и обусловила значительную разрушенность залежей УВ. На месторождении наблюдается совершенно не характерная для танопчинской континентальной угленосной и среднеюрской песчано-глинистой прибрежно-морской толщ ситуация, а именно, водоносность регионально продуктивных горизонтов ТП_1-3 и Ю_2-3. Ничем иным, кроме неблагоприятных консервационно-эволюционных условий наблюдаемую картину распределения УВС по площади и разрезу и в целом пониженную газоносность Нейтинского месторождения не объяснишь... На Нейтинском поднятии дизъюнктивные нарушения выявлены сейсморазведочными работами и подтверждены результатами бурения и опробования скважин. На этом месторождении все выявленные залежи приурочены к сводовой части северо-восточного приподнятого блока. Все флюидальные контакты контролируются разрывным нарушением, проходящим вдоль оси складки и соответствуют линиям пересечения разлома и кровли продуктивных пластов. Причем проявления «нормально-зрелых» нефтей наблюдаются по разрезу площади значительно выше уровня катагенеза 0,50—0,55 % (R°).

Однако ни на одном из месторождений Нурминской зоны собственно скопления нефти (промышленные по величине запасов) не поднимаются выше горизонтов ТП₁₉—ТП₂₀, по которым проходит верхняя граница «нефтяного окна» для существенно гумусового ОВ. От Нейтинского к Нурминскому месторождению уменьшается дизъюнктивная нарушенность мелового разреза, этим во многом и объясняется минимальная нефтеносность и максимальная «упорядоченность» размещения ГК-скоплений по разрезу от кровли сеномана до валанжина на последнем. Относительно малые размеры меловых залежей УВ на Средне-Ямальском месторождении обусловлены слабым развитием или отсутствием структур-поднятий в объеме нижнего мела.