Первым на полуострове было открыто Новошортовское месторождение. Скважина-первооткрывательница № 50, пробуренная в своде поднятия, дала в конце декабря 1964 г. притоки газа с конденсатом из отложений валанжина и юры. В первый период изучения месторождения (1964—1969 гг.) было пробурено 29 поисковых и разведочных скважин, вскрывших породы мела, юры и доюрскую толщу, из которых только 15 оказалось продуктивными, и обнаружено 10 залежей УВ: 1 нефтегазоконденсатная в кровле юрского проницаемого комплекса, 6 нефтегазоконденсатных в не-окомских отложениях, 1 нефтегазовая в кровле апта, 1 газовая и 1 газонефтяная в породах альба и сеномана. На данном этапе была принята «безразломная» модель строения месторождения. В этот период относительно детально были изучены стратиграфия, литология и многие важные вопросы нефтегазоносности осадочного чехла. В 1969 г. были подсчитаны запасы УВ по 9 объектам, в том числе по горизонтам ПК.1 (газ), ТП| (нефть и газ), НП1, НП2-3, НП4, НП5-7, НП8, НП9-10 и тюменской свите (газ, конденсат).
Одним из основных недостатков работ этого периода является недостаточная изученность строения, распространения и продуктивности нефтяных оторочек. Притоки нефти без газа были получены из интервалов нефтяных оторочек в единичных скважинах и составляли от 3 до 30 м3/сут при динамических уровнях 196—1664 м. Недостаточно были изучены и конденсатные характеристики залежей, что не позволило провести точную оценку запасов конденсата.
В 1969 г. поисково-разведочные работы на Новопортовском месторождении были приостановлены и возобновились лишь в конце 1978 г.
На втором этапе поисково-разведочных работ (1978—1985 гг.) на месторождении закончено бурением и испытанием еще 80 скважин, позволивших уточнить структурно-литологическую характеристику разреза, морфологию, тип и добывные возможности выявленных ранее залежей и открыть несколько новых скоплений УВ, в том числе в базальных горизонтах юры и верхней части доюрских образований. В 1980 г. произведена переоценка запасов по данным дополнительного бурения двух скважин № 82, 83, в результате испытания которых из интервалов нефтяных оторочек получены притоки нефти из трех объектов (скв. 82 — НП9-10, скв. 83 — НП7, тюменская свита). К 1981 г. на месторождении было пробурено 38 поисковых и разведочных скважин. В дополнительно пробуренных скважинах чистые притоки нефти были получены из среднеюрской залежи (скв. 84, скв. 107). При составлении в 1982 г. проекта опытно-промышленной эксплуатации в основу были положены подсчетные планы оценки запасов с изменениями по состоянию 01.07.1982 г. К этой дате на месторождении было пробурено уже 55 скважин. Дополнительно пробуренные скважины не внесли существенной детализации в строение нефтяных оторочек, так как только пять скважин оказались в контуре залежей. К тому времени не был даже в достаточной степени установлен структурный план месторождения. По кровле коллекторов тюменской свиты выделялся единый свод от скв. 59 до скв. 77. Трехкупольное строение этой структуры было установлено фактически только в 1985 г., после бурения еще пяти скважин. В дополнительных скважинах, пробуренных до 1982 г., в основном, испытаны палеозойские и нижнеюрские отложения и в них открыты газоконденсатные залежи. Из пласта НП2-3 в скв. 121 был получен чистый приток нефти дебитом 0,57-4,2 м3/сут из интервала, расположенного ниже ранее принятого ВНК в этой залежи, а из интервала нефтяной оторочки пласта НП4 в скв. 133 был получен приток газа без признаков нефти. Также к значимым результатам, полученным в этот период, следует отнести и открытие нефтяной оторочки высотой 13 м на южной периклинали пласта НП! (скв. 101).
В результате обобщения исходной геолого-промысловой информации по Новопортовскому месторождению с целью определения оптимальных способов разработки продуктивных горизонтов, имеющих нефтяные оторочки, было рекомендовано создание двух опытных участков, на которых было пробурено 20 скважин (9 на первом, юго-западном, и 11 на втором, юго-восточном). Полученные дополнительные геолого-промысловые данные позволили установить, что геологическое строение месторождения значительно сложнее, чем представлялось.
В третий период изучения месторождения (1986—1997 гг.) основные буровые работы были направлены на поиски скоплений УВ в доюрских породах, изучение распространения в них продуктивных участков с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов. К 1990 г. на месторождении палеозойский разновозрастный комплекс был вскрыт в 41 скважине. После получения в ряде пробуренных скважин притоков газа был составлен проект поисковых работ для изучения палеозойского карбонатного комплекса. В 1991—1993 гг. было пробурено шесть дополнительных скважин, вскрывших карбонатный комплекс палеозоя на мощность до 818 м. Несмотря на бурение этих скважин и получение в некоторых из них мощных притоков низкоконденсатного газа, эти работы не привели к открытию залежей промышленного значения и приросту запасов.
За весь период изучения в разрезе Новопортовского месторождения установлена нефтегазоносность в интервале глубин 469 — 2980 м, подсчитаны запасы по 13 продуктивным пластам (горизонтам), девять из которых содержат нефть: ТП1, НП1, НП2-3. НП4, НП5-6, НП7, НП8, НП9-10, средняя юра (Ю2). Всего пробурено 145 скважин со средним расстоянием между ними 2—2,5 км.
После открытия в 1964 г. первого на Ямале месторождения — Новопортовского — поисковые работы были начаты на расположенных севернее локальных структурах, в пределах которых в 1968 г. было открыто Арктическое, в 1970 — Нурмииское, а в 1972 — Средне-Ямальское нефтегазоконденсатные месторождения.
В 1971 г. в северо-западной части полуострова открыто самое крупное на Ямале по запасам газа и конденсата Боваиенковское месторождение. По результатам бурения первых 55 скважин, пробуренных на месторождении в период с 1971 по 1982 гг., были подсчитаны запасы газа и конденсата по 12 пластам: сеноман, ПК9, ПК10, XMj, ХМ2, ТП1-б, ТП7-8, ТП9, ТП10-11, ТП12, ТП13-14, ТП15, залегающих до глубины 1800 м. Кроме того, в этот период была установлена нефтегазоносность нижних горизонтов танопчинской свиты (ТП17 — ТП24), однако степень их изученности не позволила достоверно подсчитать по этим пластам запасы УВ. В 1982—1984 гг. было пробурено шесть разведочных скважин для доразведки этих газоконденсатных залежей.
В 1981 г. пробурена на месторождении скв. 67 — первая присводовая скважина с полным вскрытием юрского комплекса. Однако после аварийного фонтанирования водой с растворенным газом и геологического осложнения скважина была ликвидирована. Газонасыщенность юрских отложений была установлена в 1984 г. по результатам бурения и испытания поисковых скважин в пределах южного (скв. № 97) и северного (скв. 98) куполов. В 1984—1996 гг. бурение поисковых и разведочных скважин осуществлялось, в основном, на юрские отложения. В 1984—1986 гг. открыты газоконденсатные залежи в пластах Ю2, Ю3, Ю6, Ю7, позднее, в 1988 г., скв. 135 и 144 на северном куполе были открыты газоконденсатные залежи в пластах Ю10 и Ю12. Установлено сложное строение юрских коллекторов, их сильная изменчивость по разрезу и площади. Всего в этот период пробурено 40 скважин, из них 30 со вскрытием юрских отложений. Шесть из этих скважин — № 67, 97, 114, 116, 201, 203 — достигли доюрских образований с максимальной проходкой по ним 516 м в скв. 201.
Всего на Бованенковском месторождении к настоящему времени пробурено 95 поисковых и разведочных скважин. Расстояние между ними составляет 1,6—7,5 км, реже до 10 км на погруженных участках структуры.
В 1988 г. на месторождении начато эксплуатационное бурение на основные газовые залежи ТП1-6 в верхней части разреза. Всего пробурено к настоящему времени 68 опытно-экспериментальных скважин и скважин специального назначения.
После открытия в 1971 г. Бованенковского месторождения следующие открытия сделаны в 1974 г. В этом же году были открыты на Ямале два крупных газоконденсатных месторождения — Харасавэйское и Южио-Тамбейское. Позднее, в 1975 г. открыто Мало-Ямальское газовое, в 1976 — Нейтинское и Крузенштершское газоконденсатные, в 1980 — Южио-Крузенштернское газовое месторождения. В 80-х гг. открыты следующие месторождения: Каменномысское газовое (1981), Верхне-Тиутейское газовое (1982), Сядорское газовое (1983), Северо-Тамбейское газоконденсатное (1983), Восточно-Бованенковское газовое (1985), Малыгииское газоконденсатное (1985), Зашадио-Тамбейское нефтегазоконденсатное (1986), Ростовцевское нефтегазоконденсатное (1986), Тасийское газоконденсатное (1988), Северо-Бованенковское газовое (1988) и Западно-Сеяхинское газоконденсатное (1989) месторождения.
Нерстинское газовое месторождение открыто в 1983 г. в результате испытания сеноманских отложений в скв. 3. Однако его запасы были поставлены на государственный баланс только в 1995 г.
Поисково-разведочное бурение на Ямале во все годы проводили три нефтегазоразведочные экспедиции (НГРЭ): Карская, Ямальская и Тамбейская. Карская НГРЭ проводила бурение скважин на площадях западной части полуострова — от Байдарацкой на юге до Северо-Малыгинской на севере. Силами этой экспедиции открыты и разведаны такие крупные месторождения, как Харасавэйское, Бованенковское, Крузенштернское. Ямальская НГРЭ проводила строительство скважин, в основном, на площадях южной части полуострова. Силами этой экспедиции открыты и разведаны Новопортовское, Ростовцевское и другие месторождения. Тамбейская НГРЭ проводила поисково-разведочное бурение в северо-восточной части полуострова на всех месторождениях Тамбейской группы. Эти экспедиции входили в состав производственного геологического объединения (позже ОАО) «Ямалнефтегазгеология», генеральным директором которого до 1997 г. был В. Т. Подшибякин. В 1994 г. Карская НГРЭ вышла из состава ПГО, образовав самостоятельное акционерное общество открытого типа «Карская НГРЭ». В настоящее время все эти предприятия ликвидированы.
С 1993 г. поисково-разведочные работы на Новопортовском, Бованенковском и Харасавэйском месторождениях (после получения соответствующих лицензий) начало вести предприятие «Надымгазшром», став основным заказчиком этих работ для Ямальской и Карской НГРЭ. Однако в 1997 г. по ряду причин строительство скважин на этих структурах было практически прекращено, за исключением Харасавэйского месторождения, где находилась в испытании только одна скв. 103. Всего за период с 1992 по 2003 гг. силами ООО «Надымгазпром» пробурено шесть скважин с суммарным объемом проходки 14,5 тыс. м.
Таким образом, площадная и глубинная изученность бурением разреза осадочного чехла Ямала в настоящее время оценивается как высокая, прежде всего по меловым горизонтам — практически все крупные и средние по размерам положительные структуры 3-го порядка разбурены (рис. 1.7). Малоизученными остались лишь склоны крупных структур 1-го и 2-го порядков — мегавалов, сводов, валов и куполовидных поднятий, а также моноклинальные участки на юге, впадины и прогибы в центре и на севере полуострова. Большинство поисковых и разведочных скважин вскрыли породы мелового возраста полностью или в значительной степени (до валанжина). Юрская толща на разную глубину (в основном кровельные горизонты Ю2—Ю3) вскрыта на 32 площадях 170 скважинами, большая часть которых (около 100) пробурена на Новопортовском и Бованенковском месторождениях. На девяти площадях полуострова вскрыты породы доюрского возраста 67 скважинами, большинство из которых (47) пробурено на Новопортовском месторождении. Всего на Ямале за период с 1964 г. (начало проведения поискового бурения) до настоящего времени пробурено более 700 глубоких поисковых и разведочных скважин. Объем бурения при этом составил около 2 млн. м горных пород.
