Однако уже в начале и середине 70-х годов В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов и другие исследователи ВНИИГАЗа, также, как и ряд исследователей ВНИГРИ (В.Д. Наливкин, Г.П. Сверчков и др.), пришли к заключению, что большинство северных районов провинции окажутся преимущественно, а некоторые и исключительно газоносными по всему юрско-меловому разрезу, а конечная величина ОПГННС пород юры окажется много ниже, чем альб-сеноманской толщи (по газу) и неоком-аптской (по нефти) [43, 44, 48, 109, 122, 131 и др.].
Многолетние исследования условий формирования, закономерностей размещения и эволюции скоплений УВ в породах мела и юры ЗСНГП позволили выделить важнейшие геологические факторы и определяющие их параметры, обладающие наибольшими прогностическими возможностями для зонального и локального прогноза газонефтеносности.
На газо- и нефтепродуктивность альб-сеноманского проницаемого комплекса, формирование, размещение и сохранность скоплений УВ, величину НПР газа и нефти и особенности их структуры в отдельных областях и районах провинции решающее влияние оказал тектонический фактор и определяющие его параметры. Несколько меньшую роль играют литологический и гидрогеологический факторы, незначительную — геотермический и геохимический факторы, вследствие малой пространственной дифференциации в объеме комплекса определяющих их параметров.
Для нефтегазоносности неоком-аптского проницаемого комплекса важнейшее значение наряду с тектоническим приобретает литологический фактор. Несколько повышается влияние геохимического фактора, параметры которого более дифференцированы в объеме комплекса, и геотермического фактора, «ответственного» за открытие «нефтяного окна» и содержание жидких УВ в смешанных скоплениях, гидрогеологический же фактор играет второстепенную роль.
В Ямальской части провинции для верхних горизонтов средней юры действенны все четыре фактора, кроме гидрогеологического, при ведущей роли геотермического и литологического факторов, в средних и нижних горизонтах юры ведущим прогностическим фактором становится геотермический (современные и МПТ, интегральный прогрев пород — уровень их катагенеза) через сохранность коллекторских свойств песчаников и алевролитов и жидкой фазы УВ.
По материалам крупнейших НГБ мира авторами установлено, что как для нефте-, так и для газогенерации и накопления наиболее благоприятным в терригенных и в меньшей степени карбонатных толщах является катагенетический интервал по олеумной шкале — от 0,45 до 0,85—0,90 % (R°), с соответствующими хронотермоглубинными границами в бассейнах и породах разного типа и возраста. Именно в этом интервале наблюдается наиболее благоприятное пространственно-временное сочетание генерационных, миграционно-аккумуляционных и консервационных условий для УВ-накопления в крупных масштабах (абсолютные и относительные максимумы газо- и битумогенерации сочетаются с эволюционной сохранностью коллекторов и покрышек). Этот интервал назван В.А. Скоробогатовым катагенетическим оптимумом нефтегазонакопления в терригенных и нефтенакопления — в карбонатных толщах.
Известно, что крупнейших и гигантских по запасам месторождений УВ, прежде всего газосодержащих (типа Г, ГК, ГКН, НГК), во впадинах, прогибах и на дальних склонах сводов и мегавалов всех без исключения областей ЗСНГП нет (не обнаружено) и, по всей видимости, не будет в меловых отложениях, и скорее всего, в среднеюрских тоже, хотя достаточно крупные нефтяные залежи встречаются в верхней юре (горизонт Ю1) во впадинах (Игольско-Таловое в Томской области, и др.), однако это — скорее исключение из общего «правила», которое вытекает из плотностной пространственной дифференциации геофлюидов в объеме природных мегарезервуаров.
Для количественной оценки газо- и нефтеносности альб-сеноманской части мелового разреза наибольшее значение имеют тектонические параметры, а именно, положение участков прогноза (оценки) и отдельных локальных структур по отношению к крупным положительным структурам I и II порядков — сводам, мегавалам и валам, местоположение в структуре осадочного мегабассейна в целом, «плотность» локальных структур, степень нарушенности локальных структур разломами и некоторые другие, а на межобластном уровне сравнения — и литологические параметры.
С учетом высокой структурной изученности и разбуренности альб-сеноманского комплекса на Ямале предполагается, что неоткрытые ресурсы УВ в его объеме распылены по многим десяткам (возможно, от 100 до 200—250) преимущественно небольших и средних по запасам скоплений сухого метанового газа.
Открытие сколько-нибудь крупных и даже средних скоплений нефти в породах комплекса маловероятно (генетически «запрещено»).
Остаточные перспективы неоком-аптского НГК на Ямале более значительны, чем вышележащего комплекса, в силу более высокой литологической неоднородности (множество внеантиклинальных ловушек) и меньшей изученности валанжин-готеривской части разреза, однако здесь же начинают сказываться и негативные факторы сохранности УВС (большие глубины погружения, глинистость и тектоническое положение малоизученных зон — на склонах валов и во впадинах).
Ачимовская толща берриаса имеет пониженные и низкие перспективы в восточной части ЯГНО.
Юрский комплекс в ЯГНО имеет определенные перспективы выявления преимущественно средних и небольших по величине средне- и низко-дебитных залежей, главным образом газоконденсатных, а также смешанного типа — ГКН и НГК в зонах, где уровень катагенеза ОВ в среднеюрских горизонтах не превышает градации МК23 (величины R° = 1,0—1,10 %). Наибольшие перспективы связываются с кровельными горизонтами средней юры (Ю2-4). залегающими под мощной региональной покрышкой. Вниз по разрезу юры перспективы обнаружения сколько-нибудь значительных скоплений УВ резко снижаются в силу менее благоприятных аккумуляционных, но главное — консервационных — условий. В подошве юры, где развиты прослои крупнозернистых песчаников и гравелитов, а также в коре выветривания и в верхней части доюрских образований (НГЗК), в особенности когда они представлены трещиноватыми карбонатными породами, ФЕС коллекторов вновь существенно улучшаются, по сравнению со средними и нижними горизонтами юрской толщи. Здесь ожидаются преимущественно газоконденсатные скопления с низким содержанием жидких УВ, как, например на Новопортовском месторождении.
Промышленная значимость скоплений УВ в породах юры определяется как структурно-литологическими, так и термоглубинными (и катагенетическими) локальными условиями. На глубинах более 3200—3400 м при современных геотемпературах более 105 °С в северных областях провинции вероятность открытия скоплений УВ с извлекаемыми запасами нефти оценивается крайне низко, в то время как промышленная значимость юрских поровых коллекторов для добычи газа и конденсата сохраняется, вероятно, до глубин и геотемператур 3500—3800 м и 105—115 °С [47, 48, 129].
Весь приведенный выше материал свидетельствует о том, что оценка перспектив газонефтеносности юрского продуктивного комплекса в областях его залегания в жестких и экстремальных термоглубинных и катагенетических условиях на количественном уровне — задача чрезвычайно сложная и во многом неопределенная, в силу количественной неопределенности влияния изменения величин геохимических и геотермических параметров на изменение величин НПР УВ на объектах прогноза.
По результатам изучения каменного материала, геохимических анализов, палеотемпературных расчетов и исследований степени катагенеза юрская коллекторская толща обладает низким аккумуляционным и особенно консервационным потенциалом для формирования и сохранности значительных по запасам скоплений УВ, прежде всего нефти, в жестких термоглубинных и катагенетических условиях. По данным фактических замеров в средних и низких горизонтах юрской толщи в северной половине ЯГНО развиты отощенно-спекающиеся и тощие угли, полуантрациты и даже антрациты (градации катагенеза МК5-АК3), что крайне неблагоприятно для тепловой сохранности как самого вещества скоплений (жидких и ТУВГ), так и ФЕС поровых коллекторов. Однако можно предположить, что самостоятельное освоение юрских газовых залежей при дебитах газа на уровне 40—100 тыс. м3/сут, нерентабельное в настоящее время, будет рентабельным уже в 2012—2015 гг. Однако вместе с газом в продукции скважин будет содержаться бессернистый, бессмолистый конденсат, частично с легкой нефтью (из непромышленных по величине и добывным возможностям оторочек, непригодных к самостоятельной нефтедобыче) с дебитами в среднем от 10—12 до 30—50 м3/сут (7—35 т/сут), что существенно повысит экономическую целесообразность добычи.
Только в южных зонах Ямала современные и палеотермоглубинные условия нахождения среднеюрских коллекторов позволяют ожидать развитие УВС с фоновыми дебитами газа и нефти соответственно 100—200 тыс. м3/сут и 10—30 т/сут, что вполне достаточно для рентабельной разработки даже небольших по запасам залежей УВ, прежде всего, нефти и газоконденсата.
Наиболее перспективны для поисков промышленных скоплений нефти (газоконденсатно-нефтяных и нефтегазокондесатных) горизонты Ю2-3 тюменской свиты там, где глубины их погружения и температуры не превышают соответственно 3000—3200 м и 100—105 °С, а степень катагенеза ОВ отвечает градациям MK1—МК2 и переходной к МК3 (R0°ср = 0,55÷1 %). Это — юго-западная часть Ямала, центральная и юго-восточная зоны Нурминского мегавала (группа Байдарацких структур, Восточно-Ямбутинская, Восходная, Ямальская, Нурминская, Средне-Ямальская структуры) и Тамбейский район. Вторым по значимости нефтепродуктивным комплексом является новопортовская толща (горизонты НП1—НП12), третьим — нижняя часть танопчинской свиты (ТП17—ТП26). При оценке перспективных ресурсов УВ наряду со структурно-морфологическими и емкостными параметрами обязательно следует учитывать термоглубинные и катагенетические условия (для юрских коллекторов) и дизъюнктивно-тектонические (для юрских и неокомских).
Для поисков УВ-скоплений в базальных горизонтах юры и в НГЗК весьма перспективны восточные склоны локальных поднятий Нурминского мегавала и Новопортовского вала, в пределы которых поступали струи УВ, генерированных в глубокопогруженных горизонтах юры впадин и прогибов Центрального и Восточного Ямала, а также вся юго-западная часть полуострова.
Перспективы «коренного» палеозоя, т.е. пород, расположенных ниже НГЗК на 150—200 м, до настоящего времени остаются проблематичными, поскольку не выработано критериев их нефтегазоносности. Вместе с тем, в зонах, где подошва осадочного чехла прогрета до уровня СТ более 120—130 °С, а величины ПОВ превышают 1,25—1,30 % (R°) перспективы их нефтеносности близки к нулю, а газоносности — ограничены распространением преимущественно трещиноватых карбонатных пород, коллекторский потенциал которых еще сохраняется в подобных геотермически неблагоприятных условиях.
И если Уренгойская зона — депоцентр газонакопления НПТР, ЗСНГП и, вероятно, мира в целом (для терригенных НГБ преимущественно неморского типа), то Бованенковское ГКМ с полным правом можно считать депоцентром газонакопления арктических районов провинции: центробежно от него газоносность уменьшается, наиболее интенсивно — в юго-западном и северо-восточном направлениях, менее интенсивно в западном в акваторию Карского моря.
«Дальше в море — больше газа», часто независимо от фациальной характеристики генерирующих и вмещающих залежи УВ отложений, — этот общемировой принцип хорошо прослеживается и на примере НГБ России, включающих континентальную и современно морскую части Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и других НГП, хотя сравнительно недавно многие исследователи прогнозировали увеличение доли жидких УВ в суммарных ресурсах от суши к морю по многим провинциям России. Таким образом, в недрах Карского моря прогнозируется исключительная газоносность сеномана, альба и апта и газонефтеносность неокома.
В Обской и Тазовской губах, геоморфологически (и палеогеологически) представляющих собой зоны длительных устойчивых погружений, развиты пологие, сравнительно малоамплитудные ловушки по кровле сеномана, нарушенные, кроме того, рядом разноамплитудных разломов (север Тазовской губы), и поэтому открытие гигантских по запасам месторождений (500—700 млрд. м3 и более) газа в сеномане маловероятно, а в неокоме и апте вообще проблематично, хотя скопления газа с единичными запасами от 100 до 300—400 млрд. м3 вполне возможны, как показали открытия двух крупнейших газовых месторождений в Обской губе.