Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Гыданская газонефтеносные области

Эти газонефтеносные области расположены в северных районах Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторожде­ние — Тазовское — открыто в 1962 г. Промышленные скопления

нефти установлены на Русском, Новопортовском, Губкинском и некоторых других месторождениях.

Основные черты геологического стро­ения. Мощность осадочного чехла более 400 м. Нижне-средне-юрские отложения представлены чередованием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов мощностью 220—445 м. Отложения верхней юры мощностью до 100—150 м сложены монотонной толщей ар­гиллитов. Неокомские отложения так же, как и апт-альб-сено-манские (покурская свита), выражены чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные отложения сеномана — однообразная толща серых, часто глинистых песков. Покрышкой служит вышележащая толща глинистых и опоковидных пород турон-палеогенового воз­раста. Мощность этих отложений до 1000 м.

В тектоническом отношении выделяются Ненецкий, Северный (Пуровский), Тазовский своды, Уренгойский мегавал, Пурпей-ский желоб и др. В пределах этих элементов развиты валы, ку­половидные поднятия и другие, более мелкие структурные ослож­нения.

Газонефтеносность — основной продуктивный ком­плекс:— валанжин-сеноманский — содержит значительные за­пасы газа непосредственно под региональной турон-палеогеновой покрышкой. Хорошие коллекторские свойства песчаников этого комплекса (пористость 26—34 %, проницаемость нередко (З-г-б)х X 10~¹² м², в среднем (1 -ь1,5)-10~¹² м^а) обусловливают высокие дебиты газа — до нескольких миллионов кубометров в сутки. На Русском месторождении в этих отложениях установлена нефтя­ная залежь с обширной газовой шапкой. На Новопортовском месторождении нефтегазоносны отложения валанжина. Другой газонефтеносный комплекс — нижне-среднеюрский — перекрыт глинами верхнеюрского возраста. Из этих отложений на Ново­портовском и Тазовском месторождениях наблюдались промыш­ленные притоки газа, а также притоки нефти. Легкая нефть полу­чена из отложений юры на Губкинском месторождении.

Газы сеноманских залежей почти нацело состоят из метана (98—99,6 %). На большинстве месторождений конденсат практи­чески отсутствует. Газы валанжинской залежи Новопортовского месторождения характеризуются значительным количеством тя­желых углеводородов (до 9,5 %) и содержанием метана до 88,5 %. Нефть Губкинского месторождения легкая (0,808 г/см³) с содер­жанием серы 0,11 %, парафина 4,41 %.

Месторождения газа и нефти приурочены к по­логим брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Залежи газа массивного типа и на всей площади подстилаются подошвенной водой. На Новопортовском месторождении залежи газа в юре и валанжине пластовые сводовые. Газоносные сено-манские отложения залегают на сравнительно небольшой глубине (700—1300 м).

Уренгойское месторождение
(рис. 67) по запасам газа является
крупнейшим. Оно приурочено к по­
логой брахиантиклинальной склад­
ке меридионального простирания.
Складка осложнена рядом куполов.
Размеры ее по кровле сеноманских
отложений 95 X 25 км, амплитуда
180 м, углы падения пород на
крыльях не более Г. Газовая залежь
связана с отложениями сеномана,
перекрытыми мощной глинистой тол­
щей турона (570—630 м). Кровля
продуктивных отложений сеномана
вскрывается на глубине 1100—1250 м.
Они сложены переслаивающимися
песчаниками, алевролитами, глина­
ми. Глинистые прослои не выдержа­
ны по площади, поэтому все пласты
песчано-алевролитовых коллекторов
гидродинамически взаимосвязаны.
Пористость их 20—35 %, проница­
емость (6-j-10)-10~¹³ м². Суммарная
мощность газонасыщенных коллек­
торов в сводовой части структуры
80—100 м. Газовая залежь отличает­
ся высокой продуктивностью. Залежь
массивная, высота ее 170 м, по всей
площади она подстилается подошвен­
ной водой. Ряд залежей газа приу­
рочен к мегионской свите нижнего
мела. Принципиальное значение име­
ет открытие в нижнемеловых отло­
жениях залежей нефти.