К берриас-валанжинским отложениям мегионской свиты приурочены многочисленные промышленные нефтяные и газоконденсатные залежи во всех нефтегазоносных районах Западной Сибири. Продуктивные пласты отличаются резко неоднородным строением, которое в значительной мере контролируется генезисом отложений. Алеврито-песчаные и глинистые породы были сформированы либо в зонах морского бассейна с активной гидродинамической средой (шельф, прибрежная полоса, приливно-отливная зона), либо на аккумулятивной аллювиально-дельтовой равнине. При этом главным регулятором осадконакопления были сама среда и неустойчивый процесс седиментации на фоне общего постепенного погружения бассейна. Этими быстродействующими факторами обусловлены частые фациальные переходы алеврито-песчаных пород в глинистые и линзовидно-прерывистое строение слоев, значительно усложняющие геологическую модель залежи.

Наиболее полная геолого-геофизическая информация о строении мегионской свиты получена по нефтяным месторождениям Широтного Приобья, где проведен большой объем эксплуатационного бурения. В северных же районах Тюменской области эти отложения вскрыты только поисково-разведочными скважинами, редкая сеть которых не позволяет установить ряд важных особенностей строения свиты. Вместе с тем при освоении газонефтяных месторождений Севера (проект Большого Уренгоя и др.) возникла необходимость создания достоверных геологических и газогидродинамическнх моделей основных залежей со сложным неоднородным строением пластов.

Опыт изучения сероцветных субугленосных отложений показывает, что с увеличением объема эксплуатационного бурения первоначальные представления о строении пластов значительно меняются [2. 4]. При этом отмечается резкая неоднородность разреза. Так, если на первом этапе исследований Медвежьего месторождения по данным разведочных скважин строение сеноманской залежи считалось относительно простым, то дальнейший анализ материалов заставил перестроить модель, значительно усложнив ее. В основу создания уточненной геологической модели продуктивной толщи были положены также результаты изучения закономерностей строения возрастных и фациальных аналогов сеноманских пород Сургутского и других месторождений Широтного Приобья по большому числу эксплуатационных скважин, пробуренных по частой сетке.

Уточнить геологические модели залежей северных месторождений, приуроченных к пластам группы Б (неоком), можно с помощью метода аналогий, используя сведения о строении этих пластов в Широтном Приобье. Кроме того, результаты проведенного исследования нужны при анализе разработки нефтяных месторождений этой области.

В качестве базового разреза был выбран пласт БВ₈ Самотлорского нефтяного месторождения, где промысловые скважины расположены с наибольшей плотностью - по сетке с шагом до 200 м. Это месторождение находится в той же палеогеографической зоне, что и Уренгойское, вытянутой вдоль береговой линии морского палеобассейна [10]. Разрезы единой палеофациальной зоны сопоставляются между собой по принципу прослеживания пласта по простиранию, по палеогоризонталыюй поверхности. В терригенной толще за такие поверхности принимают морские глинистые горизонты, которые образовались в трансгрессивные фазы осадконакопления на этапе тектонического выравнивания. Один из таких регионально распространенных горизонтов Западной Сибири - чеускинская пачка в кровле мегионской свиты в центральных районах и пякопурская - в северных [7]. Принимая ее за палеогоризонтальную поверхность, подстилающие пласты БВ₈ на Нижневартовском своде и БУ_10-11 на Уренгойском валу можно считать почти синхронными.

По данным стандартного каротажа, каверно- и радиометрии скважин в масштабе 1 :200, петрографического и гранулометрического анализов пород, выполненных в Главтюменьгеологии, выделены четыре типа пород: хорошо проницаемые алеврито-песчаные, проницаемые песчано-алевритовые, слабопроницаемые глинисто-алевритовые, или пачки тонкого переслаивания глин и алевролитов, и непроницаемые глинистые.

На основании полученных данных были построены палеогеологические и литологические профильные разрезы - “профили выравнивания” ( рис. 1 ). Литолого-фациальные профили в совокупности с картами мощностей по пластам представляют собой один из наиболее надежных методов изучения морфологии песчаных и глинистых тел и их взаимоотношении в пространстве.

На месторождении Самотлор под чеускинскими глинами залегают алеврито-песчаные отложения (продуктивные пласты БВ₈⁰,БВ₈¹,БВ₈²,БВ₈³). Только верхний из них (БВ₈⁰) представляет собой изолированное песчаное тело и образует самостоятельный продуктивный горизонт. Три нижних лишь частично отделены глинами друг от друга в различных структурных зонах, а в целом это единая проницаемая толща.

Пласт БВ₈⁰ состоит в основном из хорошо проницаемых песчаных пород. В разрезах северо-западного крыла структуры песчаные отложения часто замещаются алевритовыми и алеврито-глинистыми. Последние обычно образуют линзы протяженностью 150-250 м и мощностью до 1 м. На востоке и юго-востоке Самотлорского поднятия разрез более однородный, песчаный, одновременно возрастает и мощность пласта, увеличиваясь иногда в 4-5 раз в зонах эрозионных врезов, которые видны на палеогеологических профильных разрезах (см. рис. 1 ). На карте мощностей ( рис. 2 ) прослеживаются извилистые рукавообразные зоны повышенных значений мощности песчаного тела, секущие структуру в меридиональном направлении. Особенно большого масштаба эти врезы достигают в центральной части восточного крыла Самотлорского поднятия, но даже здесь они не “прорезают” подстилающие глины до нижележащих песчаных пород. Таким образом, БВ₈⁰ - пластовое тело, изолированное глинами от выше- и нижележащих песчаных отложений невыдержанной мощности, увеличивающейся на юго-восток независимо от структурного плана. В этом же направлении повышается однородность песчаного состава, следовательно, и емкостные свойства пласта улучшаются на юго-восток, не подчиняясь структурному контролю.

Песчаные отложения пласта БВ₈⁰ совместно с покрывающими их чеускинскими глинами образуют единый трансгрессивный цикл осадконакопления. Базальный песчаный горизонт (пласт БВ₈⁰ ) - это образования дельтовых проток с характерной для дельтового комплекса клиновидной формой тела и эрозионным выпуклым внизу основанием. Степень и направление вогнутости кровли и подошвы песчаника на профиле выравнивания в большинстве случаев четко указывают на фациальную природу пласта, в данном случае - русловую или протоковую. Залегающие в кровле цикла чеускинские глины, превосходящие по мощности песчаные пласты, представляют собой трансгрессивный элемент цикла в морских фациях.

Ниже пласта БВ₈⁰ располагается глинистый горизонт, разделяющий пласты БВ₈⁰ и БВ₈. Он сложен глинами с прослоями слабопроницаемых глинистых алевролитов мощностью 1-3 м или пачками тонкого переслаивания с глинами, приуроченными к средней части горизонта. И верхняя и нижняя границы горизонта неровные: верхняя - волнистая эрозионная, нижняя - скользящая в результате ступенчатого замещения подстилающих песчаных отложений, поэтому мощность пласта колеблется от 4 до 14 м.

Нижележащий пласт БВ₈ состоит из трех прерывистых песчаных слоев, известных в практике разработки как БВ₈¹, БВ₈², БВ₈³. В результате исследования их геометрии выяснилось, что они не полностью изолированы друг от друга. Два верхних чаще всего составляют единое тело проницаемых пород со сложным внутренним строением. Нижний же (БB₈³) -это цепочка песчаных линз среди существенно глинистых образований.

Верхняя часть разреза, примерно в объеме слоев БВ₈¹ и БВ₈², занимающая около 2/3 мощности пласта БВ₈, сложена в основном алеврито-песчаными породами с высокими коллекторскими свойствами. В средней части его прослеживается прерывистый пласт глин и глинистых алевролитов мощностью 2-7 м и протяженностью несколько километров. Как правило, этот пласт на каких-то участках структуры срезается (см. эрозионную поверхность А, рис. 1 ) вышележащими песчаными отложениями, так что образуются литологические “окна”, способствующие газогидродинамической связи между пластами БУ₈¹ и БВ₈² (см. рис. 2 ). В то же время отмечаются и узкие, шнурковые полосы слияния двух песчаных пластов. Таким образом, этот продуктивный горизонт характеризуется неоднородным, прерывистым строением - в одних случаях двухслойным, в других массивным. В результате анализа палеогеологических профильных разрезов (см. рис. 1 ) выяснилось, что иногда один и тот же пласт в разрезах соседних скважин имеет различную номенклатуру.

Рассмотренный песчаный горизонт помимо мощного глинистого пласта в средней части содержит линзы и выклинивающиеся прослои глинистых алевролитов или глин мощностью около 1 м и протяженностью 200-1000 м. Суммарная мощность песчаного горизонта II варьирует от 15 до 37 м (см. рис. 1 ). Распределение мощностей в плане довольно мозаично и неконтролируемо современной структурой.

Песчаные отложения (горизонт II) совместно с покрывающими их глинистыми составляют следующий цикл. В отличие от верхнего здесь бассейновый трансгрессивный элемент (глинистая пачка) играет меньшую роль и составляет 1/3 или 1/4 общей мощности цикла. Базальная песчаная часть характеризуется эрозионным основанием. Оба рассмотренных цикла входят в состав трансгрессивного мезоцикла с тенденцией повышения роли глинистых морских отложений по направлению к кровле и, следовательно, изолированности проницаемых пластов.

Выявленные закономерности неоднородного строения продуктивного пласта БВ₈^1-2 контролируют тип залежи (пластово-прерывистый или пластово-массивный) в различных частях структуры.

Песчаный горизонт подстилается мощной алеврито-песчано-глинистой пачкой с неоднородным строением. Кровля ее сложена линзовидным переслаиванием алеврито-песчаных и алеврито-глинистых пород, преобладающих в разрезе попеременно. Линзы проницаемых пород, выделяемые в пласт БВ₈³ чаще всего запечатаны в непроницаемых глинах. Но в некоторых случаях они образуют с вышележащими песчаными породами газогидродинамическую единую толщу, что обычно происходит на участках размытой кровли глинистой пачки. Поэтому продуктивный пласт БВ₈³, может содержать или изолированные линзовидные залежи с режимом отличным от залежи БВ₈^1-2 или одинаковым с ней.

Отложения пласта БВ₈, в целом состоящие из взаимозамыкающих линз и пачек морских глинистых и русловых (протоков) песчаных фаций, представляют собой дельтовые образования. Впервые о возможно дельтовом происхождении продуктивной толщи неокома Самотлорского месторождения высказалась М.Ю. Эрвье [8, 9], а Н.И. Марковский [3] развил это положение для пород мегионской свиты Широтного Приобья. Проведенное нами изучение геометрии пласта БВ₈ позволило выявить следующие закономерности строения, подтверждающие его дельтовый генезис.

1. Южнобалыкская и чеускинская пачки составляют один крупный трансгрессивный мезоцикл отложений с дельтовым комплексом в основании и морским в кровле. В составе мезоцикла выделяются три цикла: нижний - неполный, соответствующий пласту БВ₈³, средний - БВ₈^1-2и покрывающие их глины и верхний - БВ₈⁰ с чеускинскими морскими глинами в кровле.
2. Базальные песчаные тела циклов имеют плоско-выпуклую форму с эрозионным основанием, характерным для русловых образований.
3. Распределение мощностей как циклов в целом, так и песчаных элементов не контролируется современным структурным планом. Изопахиты песчаных слоев вырисовываются в виде рукавообразных полос или потоков, по М.Ю. Эрвье, при общей клиновидной форме песчаного тела, мощность которого увеличивается на юго-восток.
4. Каждый цикл представляет собой набор субаэральных и морских фаций одного периода дельтообразования, а мезоцикл - образование многократно повторяющейся дельтовой системы.
5. Продуктивный пласт БВ₈⁰, входящий в трансгрессивную, более глинистую часть мезоцикла, изолирован и может содержать самостоятельную залежь.
6. Пласты БВ₈¹ и БВ₈² газогидродинамически связаны между собой, хотя на обширном северо-западном поле месторождения разделены глинистой перемычкой.
7. Нижний продуктивный пласт БВ₈³представляет собой на отдельных участках структуры цепочку изолированных линз на других - прерывистый пласт, газогидродинамически связанный с БВ₈^1-2
8. Короткие линзы и выклинивающиеся прослои алеврито-глинистых пород среди песчаных не влияют в целом на строение продуктивных пластов и тип залежи
9. Большой объем информации эксплуатационного бурения позволяет считать выявленные закономерности достаточно аргументированными и использовать их при создании геологических моделей возрастных и фациальных аналогов.

В последние годы выявлены месторождения нефти и газа, связанные с погребенными речными и дельтовыми системами. В работах [1, 5, 6] приводится описание различных процессов, контролирующих дельтообразование, строение как отдельных компонентов, так и всей системы в целом, модели распределения дельтовых и речных песчаных тел, нефтегазоносность погребенных ранних и дельтовых систем. М.М. Колеман и П.Д. Райт [1] на основании сравнения многих дельт мира отмечают, что комбинации крупных процессов и параметров, определяющих вертикальные и горизонтальные взаимосвязи песчаных дельтовых тел, приводят к формированию 8-10 моделей дельт, которые могут быть использованы, при распознавании погребенных дельтовых отложений.

Переходя к выяснению строения продуктивных пластов верхней части мегионской свиты Уренгойского нефтегазоносного района, следует отметить, что, по предварительным данным, оно представлялось относительно простым. Большинство исследователей считали как проницаемые пласты, так и флюидоупоры выдержанными по мощности и простиранию в пределах всего месторождения и соответственно залежи - изолированными. Например, в общем виде модель пластов БУ₁₁ и БУ₁₀ южнобалыкской пачки мегионской свиты, так же как и БУ₉, БУ8 низов вартовской свиты, Уренгойского месторождения при таком варианте представляется в виде чередования протяженных пластов проницаемых алеврито-песчаных пород и разделяющих глинистых перемычек. Изменения мощности и состава согласуются со структурным планом. Проведенное нами изучение морфологии продуктивных пластов группы БУ Уренгойского месторождения по предложенной методике позволило значительно детализировать разрез. Выяснилось, что пласты БУ₁₀-БУ₁₁ выражены пачкой алеврито-песчаных пород, линзовидно переслаивающихся с алеврито-глинистыми. Непроницаемые породи - глины и глинистые алевролиты - образуют линзы и слои различной мощности и протяженности. Наиболее мощные из них (свыше 5 м) расположены в виде прерывающихся цепочек на шести стратиграфических уровнях ( рис. 3 ). Нижний глинистый слой 1 находится на 10-20 м выше подошвы южнобалыкской пачки. Он представлен массивными глинами мощностью 5-7 м, которые по простиранию утоняются или расслаиваются и выклиниваются. Иногда мощность перемычки резко возрастает (15-16 м) за счет глинистых алевролитов. Но в то же время картируются участки, где аналоги этого глинистого слоя отсутствуют (Южный купол). По такой же схеме построены и вышележащие слои, хотя для них наряду с выклиниванием характерно и обратное явление - слияние одного глинистого слоя с другим, как например в скв. 87, где выделяется пласт алеврито-глинистых пород мощностью 30-33 м, соответствующий слоям 2 и 3. Верхние слои 5 и 6 имеют линзовидное строение. Таким образом, глинистые слои как бы дробят песчаную пачку на серию линзовидных тел. Однако морфология их пока неясна из-за малой информативности редкого профиля поисково-разведочных скважин.

На рис. 4 отчетливо вырисовываются прерывистое строение глинистых перемычек и несовпадение планов распространения различных слоев как друг с другом, так и с современной структурой. Сплошные поля непроницаемых пород развиты в основном в центральной и южной частях вала, где они пересечены узкими врезами, а на северной его периклинали слой 4 размыт полностью. При совокупном анализе карт выделяются участки месторождения с различным строением, обусловливающим развитие двух типов залежи: либо пластовый с индивидуальными ГНК и ГВК, либо массивный. К первому можно отнести восточное крыло Южного купола, где отмечена наибольшая изолированность проницаемых пластов друг от друга, и некоторые участки с полуизолированностью одного или двух пластов. А залежи массивного типа могут быть приурочены к “сквозному” телу песчаников на юго-западном криле Южного купола в зоне отсутствия глинистой перемычки, а также к району развития глинистых разделов небольшой мощности на северном склоне Центрального купола. В целом же в зонах выклинивания, располагающихся кулисообразно, возможен латеральный переток и все проницаемые горизонты пласта БУ_10-11 газогидродинамически связаны между собой. Учитывая опыт изучения пласта БВ₈, можно предположить, что с появлением новых данных по эксплуатационным скважинам будет возрастать видимая прерывистость глинистых разделов и усложняться геометрия песчаных тел.

Общая мощность южнобалыкской пачки варьирует от 64 до 103 м, увеличиваясь с юго-юго-востока на северо-северо-запад, а также в локальных зонах на Южном куполе и восточном крыле Центрального. Мощности возрастают чаще всего за счет базальной песчаной части и других песчаных элементов разреза. Довольно редкая сеть скважин не позволяет выявить характер распространения и форму отдельных песчаных тел. По-видимому, все же преобладает покровная в отличие от Самотлорского поднятия, хотя рукавообразные шнурковые зоны также картируются.

Для песчаников южнобалыкской пачки характерны черты субаэрального генезиса: они светло-серые, иногда с зеленоватым или бурым оттенком, мелко-, средне- и крупнозернистые с глинистым или известковисто-глинистым цементом. В состав глинистых минералов цемента входит каолинит с примесью хлорита и гидрослюд. В алевролитах цемент глинистый, каолинит-хлоритовый, пигментированный обугленными растительными остатками. В песчано-алевритовых породах встречаются угольный детрит и прослои углей. Глины содержат редкие обломки пелеципод.

Морфология пластов БУ_10-11, характер распространения в пространстве, литологический облик пород позволяют предполагать дельтовый генезис южнобалыкской пачки. Это, в свою очередь, свидетельствует о сложном неоднородном строении продуктивных пластов.

Таким образом, очевидно, что подход к разработке залежей, имеющих такое строение, должен быть строго индивидуальным не только для каждой залежи, но и для каждой структурно-фациальной зоны месторождения.

1. Дельты-модели для изучения. Под ред. М. Бруссард. М., Недра, 1979.
2. Ермаков В.И., Шаля А.А. Генетические особенности газоносных отложений сеномана - нижнего турона севера Западной Сибири. - Литология и полезные ископаемые, 1978, № 2, с. 137-151.
3. Марковский Н.И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа. М., Недра, 1973.
4. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений газовых месторождений севера Западной Сибири в связи с их разработкой/В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, А.А. Шаля и др. - Обзор. Сер. Геол. газ. м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1980.
5. Мовшович Э.Б., Кнепель М.Н. Методы выявления погребенных речных систем в связи с поисками нефти и газа. - Обзор. Сер. Геол., методы поисков и разв. м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1976.
6. Поиски нефти и газа в ловушках литологического типа в США. - Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ,1974.
7. Слепцов В.Т., Рысев В.В. Региональные зоны развития литологических ловушек в неокомских и верхнеюрских отложениях северных районов Западно-Сибирской равнины. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень,1979, вып. 140, с. 85-93.
8. Эрвье М.Ю. Характер распространения продуктивных песчаников Самотлора - одно из свидетельств образования их в условиях авандельты. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1972, вып. 61, с 130-135.
9. Эрвье М.Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1974, № 11, с. 25-28.
10. Ясович Г.С, Мясникова Г.П., Барков С.Л. Палеогеографические критерии поисков залежей углеводородов неантиклинального типа в верхнеюрских и неокомских отложениях центральной части Западной Сибири. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1980, т. 6, вып. 152, с. 6-15.

а - хорошо проницаемые пески и песчанки; б - проницаемые алеврито-песчаные породы; в - слабопроницаемые глинисто-алевритовые породы; г - непроницаемые глинистые породы; д - поверхности внутри формационных размывов; е - объем песчаного тела, для которого построена карта мощностей

а - скважина; б - изопахиты, м: в-граница срезания глинистой пачки внутри песчаного пласта; зона развития песчаного пласта: г - небольшой мощности, до поверхности А (см. рис. 1), д - значительной мощности, до поверхности Б (см. рис. 1); I-I; I'-I'- профили выравнивания

а - хорошо проницаемые пески и песчаники: б - проницаемые алеврито-песчаные породы; в - слабопроницаемые глинисто-алевритовые породы; г - непроницаемые глинистые породы; д - номера коррелируемых пачек

БУ_10-11 месторождения Уренгой. а - изопахиты слоя 4, м; б - границы распространения различных типов пород; в - зоны облегченного газогидродинамического обмена; внешний контур: г - нефтеносности по состоянию на 1/1 1979 г., д - газоносности; глины: е - массивные, ж - с прослоями глинистых алевролитов; з - глинистые алевролиты; и - алеврито-песчаные породы; к - скважины