Введение. Палеозойский осадочный комплекс западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области до настоящего времени остается слабоизученным. Для интерпретации его литологического строения и условий седиментации обычно привлекаются данные из прилегающих тектонических областей, что снижает достоверность прогноза. Бурение скважины на Лескинском лицензионном участке в районе Енисейского залива дает уникальную информацию о литологии и седиментологии палеозоя ЗападноТаймырского потенциально нефтегазоносного района.
Материалы и методы. В ходе бурения первой поисковой скважины был отобран керн в интервалах нескольких сейсмофациальных комплексов палеозоя. На распиленной колонке керна был выполнен седиментологический анализ, произведен отбор образцов для исследований литологических и минералогических особенностей пород. Комплекс лабораторных исследований включал такие методы, как определение общей карбонатности объемным методом, рентгеноструктурный, рентгенофлуоресцентный, термогравиметрический и петрографический анализы. Кроме этого, исследования пород были выполнены с использованием катодно-люминесцентной и растровой электронной микроскопии.
Результаты. В среднем ордовике установлены фации терригенно-карбонатного рампа, включающие ритмичное чередование карбонатно-терригенно-глинистых и карбонатных пород с частыми прослоями темпеститов. В лландоверийском отделе нижнего силура выделены глубоководные граптолитовые сланцы с высоким содержанием органического материала. Выше по разрезу, также в силурийском комплексе, диагностирована проградационная последовательность пород от подножия склона карбонатной платформы к верхней части рифового склона. Породы подножия склона платформы представлены кремнистыми известняками с характерными признаками склоновой седиментации — карбонатными турбидитами, дебритами и оползневыми текстурами. Породы верхней части рифового склона представлены кавернозно-пористыми вторичными доломитами с реликтами скелетов организмов-рифостроителей. В эмсском интервале девонской части разреза диагностированы вторичные доломиты с крупными кавернами и полостями. Предполагаемый верхнедевонский интервал охарактеризован фациями внутренней зоны окаймленной карбонатной платформы — известняками и доломитами забарьерной лагуны и литорали.
Заключение. В результате проведенных исследований получена уникальная информация о литологическом строении осадочных систем палеозоя и условиях седиментации различных стратиграфических интервалов разреза.

Введение. Интерес многих нефтяных компаний ориентирован в сторону малоизученных, но потенциально высокоперспективных арктических районов. Енисей-Хатангская нефтегазоносная область — это зона геологического интереса сегодняшних дней, других сопоставимых по ресурсам слабоизученных нефтегазоносных областей в пределах континентальной России практически не осталось. Территория исследования включает в себя 12 Западно-Таймырских и 6 Нижнепуринских лицензионных участков «Газпром нефти», расположенных на правом берегу р. Енисей. На левом берегу компании принадлежат 2 лицензионных участка — Лескинский и Пухуцяяхский, на которых с 2019 года реализуется программа ГРР.
Целью данной работы является оценка перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса (ордовикских, силурийских, девонских и каменноугольных отложений) Западного Таймыра на основании новых геологических данных.
Материалы и методы. Основой для оценки палеозойского комплекса стали результаты PSTM (Pre-Stack Time Migration) — переобработки всего объема сейсмических профилей 2D на территории работ, результаты бурения первой поисково-оценочной скважины на Лескинском лицензионном участке, результаты геохимического анализа и лабораторных исследований керна (включая седиментологический анализ), региональные данные.
Результаты. По результатам комплексного анализа имеющейся геологической информации удалось выделить основные предпосылки нефтегазоносности палеозойского комплекса, выделить в разрезе и оценить потенциал нефтегазоматеринских пород, уточнить интервалы распространения коллекторов и флюидоупоров, оценить вклад вторичных процессов на формирование пустотного пространства.

Введение. В настоящее время «Газпром нефть» проводит планомерные геолого-разведочные работы в пределах Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района Енисей-Хатангской нефтегазоносной области. На левом берегу залива р. Енисей в 2021 году пробурена первая поисковая скважина, вскрывшая палеозойский комплекс до среднеордовикских отложений. Скважина дала новые материалы, которые позволяют значительно уточнить представления о палеогеографии района и условиях осадконакопления в ордовикское, силурийское и девонское время.
Целью настоящей работы является представление результатов палеогеографических реконструкций, выполненных по материалам бурения первой поисковой скважины, и сейсморазведочных работ.
Материалы и методы. Для реконструкций были использованы материалы сейсморазведки 2D, результаты седиментологического анализа керна и интерпретации ГИС. Выполненная корреляция отражающих горизонтов VIa, VII, VII_bot, top_D1_carb, VIIa, VIIa_bot, top_O_carb, VIII позволила получить карты мощностей для нескольких сейсмофациальных комплексов, охватывающих стратиграфический интервал от среднего ордовика до верхнего девона. Карты мощностей были использованы как основа для подготовки палеогеографических карт. Для построения карт был выполнен анализ волнового поля с интеграцией материалов ГИС и результатов исследований керна.
Результаты. В результате выполненных реконструкций подготовлена серия палеогеографических карт Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.
Заключение. Выполненные реконструкции дают необходимую основу для выбора приоритетных направлений поисковых работ в пределах потенциально нефтегазоносного района, а также разработки его достоверной бассейновой модели.

Введение. Палеозойский комплекс Енисей-Хатангской нефтегазоносной области до настоящего времени остается одной из наиболее слабоизученных осадочных последовательностей в обрамлении Сибирского кратона. «Газпром нефть» проводит планомерные геолого-разведочные работы в западной части НГО, в районе залива р. Енисей. В 2021 г. здесь пробурена первая поисковая скважина, вскрывшая палеозойский комплекс до среднеордовикских отложений.
Целью настоящей работы является представление результатов биостратиграфических исследований, выполненных по материалам бурения новой скважины.
Материалы и методы. Исходным материалом для получения представительных комплексов фоссилий послужил керн из первой поисковой скважины. Для выделения органических остатков и их определения применялись традиционные лабораторные методы. Диагностика фоссилий выполнялась с привлечением всех доступных региональных данных.
Результаты. В результате проведенных биостратиграфических исследований обосновано выделение в разрезе дарривильского яруса среднего ордовика, нерасчлененных сандбийского и катийского ярусов верхнего ордовика, теличского и гомерского ярусов нижнего силура, эмсского яруса нижнего девона. Для каждого из перечисленных стратонов приведены комплексы органических остатков.
Заключение. Выполненный биостратиграфический анализ позволил обосновать возраст подразделений палеозоя, уточнить стратиграфическое положение отражающих сейсмических горизонтов и значительно скорректировать существующие представления о стратиграфическом строении палеозойского комплекса Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.

Введение. Мощный осадочный комплекс палеозоя Енисей-Хатангской нефтегазоносной области имеет сложную геологическую историю. Карбонатные породы, слагающие значительную часть палеозойского разреза, несут в себе следы разнообразных вторичных изменений, которые имеют как положительное, так и отрицательное влияние на фильтрационно-емкостные свойства потенциальных коллекторов. Особое значение при геолого-разведочных работах на нефть и газ в карбонатных толщах имеет изучение постседиментационных изменений карбонатных коллекторов и увязка этих изменений с этапами тектонической эволюции региона. Это позволяет решать вопросы генезиса пустотного пространства и делать выводы о распространении коллекторов. В результате бурения первой поисковой скважины на Лескинском лицензионном участке в левобережье Енисейского залива получена уникальная информация о составе, строении и вторичных преобразованиях карбонатных коллекторов палеозоя ЗападноТаймырского потенциально нефтегазоносного района.
Материалы и методы. В скважине на Лескинском лицензионном участке на нескольких стратиграфических уровнях палеозойского разреза по керну выделены интервалы вторичных доломитовых коллекторов. С целью изучения истории их формирования был выполнен отбор образцов. Для всестороннего изучения литологии, минерального состава и диагенетических преобразований пород-коллекторов был привлечен широкий комплекс лабораторных методов. Образцы были изучены с помощью оптических методов (петрографической и катодолюминесцентной микроскопии), растровой электронной микроскопии, микротомографии, получены данные о стабильных изотопах кислорода и углерода, а также предварительные данные по термобарометрии двухфазных газово-жидких включений.
Результаты. Наиболее значимые интервалы распространения вторичных доломитовых коллекторов выделены в силурийско-нижнедевонском и эмсско-верхнедевонском сейсмостратиграфических комплексах (между отражающими горизонтами VII_bot и VIIa, VIa и VII соответственно). Силурийские вторичные порово-каверновые доломитовые коллекторы приурочены к фациям рифового комплекса. Развитая система хорошо связанных вторичных пустот сформировалась по первично пористым и хорошо проницаемым рифогенным известнякам. В эмсском интервале разреза кавернозные вторичные доломиты развиты по первично низкопроницаемым известнякам умеренно глубокой сублиторали; крупные каверны и полости сформировались здесь преимущественно в результате выщелачивания скелетов кораллов и строматопороидей. В верхнедевонских отложениях кавернозно-пористые вторичные доломиты замещают первично низкопористые и слабопроницаемые микробиальные известняки-ламиниты литорали. Для всех интервалов пород-коллекторов реконструирована последовательность вторичных изменений и составлены парагенетические диаграммы.
Заключение. Результаты изучения вторичных доломитовых коллекторов содержат важную информацию для прогноза их распространения в пределах Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.

Введение. Гыданский полуостров расположен в зоне сочленения трех крупных регионов — ЗападноСибирской плиты, Енисей-Хатангского прогиба и Таймырского орогена, что определяет многостадийность тектонического развития и многообразие структурных стилей региона.
Целью настоящей статьи является актуализация имеющихся представлений о тектоническом развитии исследуемого региона на основе новых данных, полученных при изучении разреза скважины на Лескинском лицензионном участке.
Материалы и методы. В основу проведенного исследования были положены данные 2D-сейсморазведки и детального изучения керна скважины.
Результаты. На основе комплексной интерпретации данных установлены основные этапы тектонической эволюции региона. Поздний протерозой-ранний карбон — пассивная окраина Сибирского континента; поздний карбон-ранняя пермь — герцинский тектоногенез, формирование складчато-надвиговых структур на западе и передового прогиба на востоке; раннекиммерийское тектоническое событие — реактивация позднепалеозойских структур, воздымание и значительная эрозия палеозой-раннемезозойских отложений.
Заключение. Результаты изучения разреза скважины на Лескинском лицензионном участке позволили уточнить имеющиеся представления о стратиграфии осадочного чехла северо-востока Гыданского полуострова и сейсмостратиграфическую модель Западно-Таймырского потенциально-нефтегазоносного района. На основе обобщения опубликованных и новых данных предложена актуализированная модель геологического развития региона.

Введение. Силурийские граптолитовые сланцы являются источником нефти и газа в различных бассейнах мира. Широким распространением они характеризуются и на севере Восточной Сибири в пределах Лено-Тунгусского бассейна, складчатого Таймыра и, вероятно, в прилегающих частях Енисей-Хатангского и Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов. Стратиграфически они приурочены к отложениям лландоверийского отдела, но в некоторых районах, отличавшихся более значительными глубинами моря (в частности, на Таймыре), распространены также в породах венлокского и лудловского отделов.
Целью настоящей работы является представление результатов геохимических и углепетрографических исследований, выполненных по материалам бурения новой скважины.
Материалы и методы. В скважине, пробуренной на Лескинском лицензионном участке, граптолитовые сланцы встречены в 140-метровом интервале усть-енисейской свиты (S1ue) теличского яруса лландовери и гомерского яруса венлока нижнего силура. Проведены петрографические и геохимические, включая пиролитические, битуминологические, хроматомасс-спектрометрические и изотопные, исследования образцов и их комплексная интерпретация.
Результаты. Комплексные исследования образцов граптолитовых сланцев позволили установить, что для них характерно высокое содержание органического вещества; морской, преимущественно водорослевый, тип органики, накапливавшейся в субокислительных, возможно, иногда в пресноводных условиях; высокая степень зрелости органического вещества, что в верхней части разреза обусловлено дополнительным локальным прогревом.
Заключение. Полученные данные позволяют рассматривать пачки граптолитовых сланцев нижнего силура в качестве одного из основных источников углеводородов палеозойского разреза изучаемой территории.

Введение. В статье рассматриваются результаты геохимических исследований по результатам бурения скважины на Лескинском лицензионном участке, ставшие основанием для пересмотра перспектив нефтегазоносности региона в периметре проектов «Газпром нефти».
Целью настоящей работы является обобщение региональных данных об углеводородной системе палеозойского комплекса Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района ЕнисейХатангской нефтегазоносной области.
Материалы и методы. По результатам поисково-разведочного бурения вскрыт палеозойский комплекс до среднеордовикских отложений. Охарактеризованы нефтегазоматеринские породы пермского, девонского и силурийского возрастов. Подтверждены нефтегазоматеринские породы с III типом органического вещества пермского возраста и выделена ранее не изученная усть-енисейская свита (S1 ue), содержащая I–II тип органического вещества в граптолитовых сланцах лландоверийского и венлокского отделов нижнего силура. Выделенная на обнажениях Западного Таймыра нефтегазоматеринская порода позднедевонского возраста (домбинская свита D3 dm) скважиной на Лескинском лицензионном участке не подтверждена.
Результаты. Полученные данные о свойствах нефтегазоматеринских пород и результаты битуминологического анализа керна и шлама позволили значительно пересмотреть концептуальную модель перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса на территории Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района. Была выполнена оценка зрелости органического вещества, изучены основные границы эрозий на предмет наличия катагенетических несогласий, проведена корреляция битумоид-нефтегазоматеринская порода.
Заключение. Полученные данные позволили пересмотреть перспективы нефтегазоносности палеозоя таких регионов, как Лено-Тунгусская, Енисей-Хатангская нефтегазоносные области, Таймырская самостоятельная потенциально нефтегазоносная область.

Введение. В статье представлены результаты проведенного 1D бассейнового моделирования на территории Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.
Целью настоящей работы является обобщение представлений об истории развития углеводородных систем Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.
Материалы и методы. В качестве входной информации для построения 1D бассейновой модели использовались результаты бурения скважины на Лескинском лицензионном участке и геологогеохимическая информация о выделенных в пределах территории исследования углеводородных системах. Построенная модель откалибрована на фактические данные, характеризующие термический режим недр территории исследования.
Результаты. Описана методика проведения бассейнового моделирования в пределах территории Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района. Выполнено моделирование процессов реализации углеводородного потенциала основными нефтегазоматеринскими толщами в соответствии со всей имеющейся геолого-геохимической информацией по региону.
Заключение. Результаты проведенных исследований позволили оценить историю развития углеводородных систем в пределах рассматриваемой территории, выявить основные неопределенности и наметить направления будущих геолого-разведочных работ.

В статье впервые представлены результаты исследований магматических пород в разрезе поисково-оценочной скважины на Лескинском лицензионном участке Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района. Из проб шлама и керна изучены фрагменты магматических горных пород от раннесилурийского до раннетриасового возраста.
Цель. Характеристика магматических пород из разреза скважины на основе образцов бурового шлама и керна и интерпретация их природы и структурного положения в разрезе на основе петрологогеохимических данных.
Материалы и методы. Материал изучен методами электронной микроскопии, микроанализа и анализа содержания редких и рассеянных элементов методом масс-спектрометрии.
Результаты. Проявления магматических пород в разрезе первой поисковой скважины можно интерпретировать как переотложенные в виде конгломератов и гравелитов лавы и долериты в верхней части отложений нижнего триаса, как лавовые потоки, перекрытые пачкой конгломератов и гравелитов мощностью 40–50 м, в нижней части. Отдельные силлы долеритов мощностью не более нескольких метров отмечены ниже по разрезу в интервалах нижнего силура, среднего-верхнего девона и нижнего карбона.

Введение. Западно-Таймырский потенциально нефтегазоносный район является одним из крупных поисковых кластеров компании «Газпром нефть» в Арктике. Отсутствие комплексных обобщающих научно-исследовательских работ на данной территории, в том числе гидрогеологических исследований, не позволяет надежно оценивать ее ресурсный углеводородный потенциал.
Цель. Обобщение материалов гидрогеохимических исследований, полученных в результате бурения Лескинской скважины в малоизученном, но потенциально перспективном районе Западного Таймыра.
Материалы и методы. Для исследования использовалась комплексная методика, включающая сочетание прямых и косвенных методов анализа. Определение содержания свободной и связанной воды было выполнено методом испарения с последующим изотопным анализом (δ18O и δD). Модифицированный метод водной вытяжки позволил получить диапазон минерализации пластовой воды как по керну, так и по шламу. Верификация полученных результатов для образцов шлама проводилась по данным, полученным для свежего керна, и по результатам прямого опробования пластовых вод.
Результаты. Получена гидрогеохимическая характеристика пластовых вод рассматриваемого разреза Лескинской скважины Западно-Таймырского потенциально нефтегазоносного района.
Заключение. Совместная интерпретация полученных результатов позволила установить прямую гидрогеохимическую зональность с увеличением общей минерализации пластовых вод вниз по разрезу. Верхняя часть рассматриваемого разреза до отложений нижнего девона промыта инфильтрационными водами. Глубже залегают древние седиментационные воды различной степени метаморфизации с более тяжелым изотопным составом, имеющие низкую  гидрогеологическую сообщаемость с вышезалегающими водоносными комплексами.

Цель. Статья представляет результаты применения инструмента «Цифровой керн».
Материалы и методы. В качестве пилотного проекта были происследованы образцы керна карбонатного пласта D3-III Харьягинского месторождения с применением вышеуказанного инструмента. Одним из главных преимуществ использования данного инструмента является меньшее затрачиваемое время на проведение лабораторных исследований. Это еще более очевидно, когда керн имеет проницаемость 1мД или еще меньше. В лаборатории может уйти от 1 до 3 месяцев для определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения в сравнении расчетами на ПК, где в зависимости от мощности процессора может уйти от 1 до 10 дней. Другое возможное преимущество инструмента — это низкая стоимость на 1 эксперимент. Основной подход в применении инструмента состоит из двух шагов: первый — проведение томографии на образцах керна, второй — проведение расчета ОФП и Квыт.
Результаты. Данная статья показывает выполненные расчеты/схемы закачки: закачку композиции ПАВ/полимер в нефтенасыщенный образец, закачку аналога композиции ПАВ/полимер в нефтенасыщенный образец, закачку газа в нефтенасыщенный образец. Была проведена попытка сравнить полученные результаты с лабораторными данными, хотя есть определенные ограничения для этого.
Заключение. Следующим шагом в развитии данной технологии будет включение дополнительных опций, таких как задание связанной воды, одновременный расчет для трех фаз — воздуха, нефти и воды, смешивающееся вытеснение (СО2).