Отложения тюменской свиты (лейас-нижний келловей) Красноленинского свода - объект нефтеразведочных работ, начиная с 1962 г. В настоящее время установлено, что по этим породам и домезозойскому основанию территория свода представляет собой единую зону нефтегазонакопления. На основании результатов испытания скважин и данных карты изоконтактов пришли к выводу, что ВНК наклонен к северо-востоку [8].

Несмотря на то, что в пределах свода пробурено более 100 поисковых и разведочных скважин, до сих пор достоверно не определены размеры и типы залежей нефти в нижней части осадочного чехла. Это объясняется сложным строением резервуаров, резко выраженной литологической неоднородностью коллекторов, отсутствием надежных критериев для выделения нефтенасыщенных интервалов по данным геофизических исследований скважин (ГИС), незначительным отбором керна, а также недостатками методики испытания скважин. В большинстве случаев открытым стволом испытывалась вся тюменская свита совместно с тутлеймской свитой (волжский ярус - валанжин), корой выветривания и верхней частью домезозойского основания. Это не дает возможности установить положение нефтенасыщенных пород в разрезе и позволяет связывать продуктивность как с тюменской свитой, так и с верхнеюрскими и домезозойскими образованиями.

Для решения этого вопроса нами проанализирована зависимость дебитов нефти от коэффициентов песчанистости (Кпесч) разрезов тюменской свиты. Кпесч определялся по керну и комплексу ГИС (главным образом радиоактивному каротажу, так как метод ПС в разрезе тюменской свиты малоинформативен). Из приведенного графика ( рис. 1 ) следует, что в скважинах, имеющих разрез с Кпесч более 45%, получены максимальные дебиты. Из общего числа проанализированных скважин лишь в двух прямая зависимость нарушается. Это объясняется, с нашей точки зрения, низким качеством испытания данных скважин (20-р и 24-р Ай-Торской площади) и закупоркой пор в прискважинной зоне. Подтверждение этому - пример со скв. 48-р и 49-р Пальяновской площади. Первая из них, пробуренная на глинистом растворе, притока не дала. Скважина-дублер (49-р), заложенная в 400 м от первой с раствором на нефтяной основе при идентичном разрезе (Кпесч в обоих случаях 44 %), дала приток 17,5 м³/сут.

Результаты анализа кривых восстановления давления, полученных при испытании скважин пластоиспытателями, и изучение трещиноватости в шлифах [6] свидетельствуют о развитии коллекторов не только порового, но и порово-трещинного типа. Однако трещиноватость, улучшающая фильтрационные свойства коллекторов при отсутствии достаточной емкости, связанной с наличием песчаников, не обеспечивает высоких дебитов и запасов. Так, в зоне максимальной трещиноватости, приуроченной к центральной части свода [6], при низких значениях Кпесч (28 %, скв. 31-р Пальяновской площади) приток составил лишь 1,54 м³/сут.

Из вышеизложенного следует, что основные перспективы нефтегазоносности нижней части разреза осадочного чехла Красноленинского свода следует связывать с зонами повышенной песчанистости тюменской свиты.

Для выяснения закономерностей размещения указанных зон нами были выполнены стратиграфические и палеогеографические построения, основанные на изучении керна, палинологических данных и комплексе ГИС, анализе цикличности строения разреза тюменской свиты; составлены схемы корреляции, литолого-фациальные профили, палеогеографические карты.

Преимущественно континентальные отложения тюменской свиты характеризуются повторением в разрезе ограниченного набора генетических типов пород сходного облика, резкой фациальной изменчивостью, колебанием мощностей, что затрудняет выделение синхронных пачек, обладающих выдержанным литологическим составом. Поэтому в настоящее время существует несколько схем расчленения и корреляции этих отложений и, следовательно, разные варианты палеогеографических реконструкций [1, 2, 5, 6]. Нами для стратиграфо-генетических построений использован метод фациально-циклического анализа, широко применяемый при изучении сходных по строению и генезису угленосных отложений [4]. Это позволило выделить в наиболее полных разрезах тюменской свиты 11 циклотем мощностью 20- 60 м, являющихся наименьшими по объему из устойчивых. Они отвечают “основным ритмам”, “элементарным циклам”, “циклотемам I порядка” [4]. В основании циклотем залегают более грубообломочные по сравнению с вышележащими породы - от конгломератов до алевролитов, чаще - разнозернистые песчаники. В верхах циклотем развиты преимущественно аргиллиты, содержащие корни растений, обильный углистый детрит, прослои алевролитов и песчаников. При выделении и прослеживании циклотем за локальные маркирующие горизонты принимались терригенно-карбонатные и углистые породы, уверенно диагностируемые на диаграммах радиоактивного каротажа. Типизация циклотем по обстановкам осадконакопления выполнялась с учетом текстурных признаков, состава пород и включений, морфологии песчаных тел. По частоте встречаемости описанных циклотем в качестве базальных они группируются в циклотемы более крупного порядка, отвечающие естественным рубежам тектонического развития седиментационного бассейна в тюменское время ( рис. 2 ). Согласно общей иерархии рангов цикличности мезозойско-кайнозойского осадконакопления в Западной Сибири [7] выделенные нами циклотемы отвечают циклам V и IV порядков соответственно ( рис. 2 ). Возраст циклотем обоснован по спорам и пыльце, а также по сопоставлению разрезов. В связи с резкой фациальной изменчивостью и низкой коррелируемостью отложений тюменской свиты на стадии поисково-разведочных работ прослеживание по площади отдельных песчаных пластов не обосновано степенью изученности района. Поэтому нами выделяются не отдельные пласты, а их пакеты, соответствующие циклотемам V порядка (см. рис. 2 ). Под пакетом песчаных пластов подразумевается группа сближенных песчаных тел, сложно построенных и представляющих единую гидродинамическую систему. Покрышками для пакетов пластов служат центральные и верхние, более глинистые части циклотем, однако в циклотемах симметричного строения с опесчаненной верхней частью смежные пакеты объединяются. Индексируются пакеты как Ю₂-Ю₁₂, а отдельные пласты - Ю_2-1, Ю_2-2 и т. д.

Характерная черта ранне-среднеюрского осадконакопления на Красноленинском своде - последовательное расширение областей седиментации за счет сокращения площадей внутренних источников сноса обломочного материала. Поэтому нижние пакеты Ю₁₂ и Ю₁₁ фиксируются в наиболее погруженных зонах на Талинской площади, в отдельных скважинах Ингинской, Пальяновской, Сосновомысской площадей. Ю₁₀ и Ю₉ распространены шире на тех же площадях, отсутствуют в пределах Каменного и Ем-Еговского поднятий. Вышележащие пакеты Ю₈- Ю₅ имеют еще большее площадное развитие, пакеты Ю₄-Ю₂ установлены повсеместно, за исключением “лысых” выступов палеозойского основания на Каменном поднятии.

Типизация циклотем по условиям осадконакопления и прослеживание песчаных тел позволили выделить основные генетические типы резервуаров - делювиально-пролювиальный, русловый, озерный, островной, прибрежно-морской (согласно классификации М.В. Коржа [3]) - и установить закономерности их распространения ( рис. 3 ).

Делювиально-пролювиальные отложения и приуроченные к ним резервуары тесно связаны с выступами фундамента и древними корами выветривания. Литологически они представлены гравелитами, разнозернистыми песчаниками. Зернистость и сортировка терригенного материала зависят от степени перемыва осадков временными потоками. Коллекторские свойства пород невысокие: открытая пористость 8-20 %, проницаемость не превышает (1-3) * 10^-3 мкм². Пласты не выдержаны по простиранию, в плане они образуют вытянутые шлейфы или узкие кольцевые пояса вокруг денудационных зон ( рис. 3 ). Стратиграфически резервуары делювиально-пролювиального типа приурочены к отложениям лейаса - нижнего байоса. Русловые осадки и связанные с ними преимущественно песчаные резервуары в отложениях тюменской свиты Красноленинского района широко распространены по площади. Характерные особенности русловых отложений - их приуроченность к прогибам и крыльевым частям поднятий, удлиненная (шнурковая, полосовидная) форма песчаных тел, линзовидное строение. Мощность песчаных пластов колеблется от 1,5 до 15-20 м. Резервуары данного типа сложены полимиктовыми песчаниками различной зернистости, гравийно-песчаными породами с однонаправленной косой слоистостью и средней степенью сортировки обломочного материала. Однако вследствие наличия сидерито-глинистого и сидеритового цемента коллекторские свойства пород невысоки: открытая пористость до 16%. проницаемость (2-4) *10^-3 мкм². В отложениях лейаса - нижнего байоса на территории свода прослеживаются четыре зоны развития преимущественно песчаных русловых осадков. Положение основных из них в общих чертах унаследованно и в верхнебайос-батском комплексе (см. рис. 3 ).

Озерный тип резервуаров, связанный с песчано-алевритовыми отложениями прибрежных частей крупных озер, стратиграфически приурочен к образованиям байосского и батского ярусов. Литологически этот тип представлен мелко-среднезернистыми песчаниками и алевролитами с косой перекрестной и линзовидной ленточной слоистостью, с большим количеством углистого детрита. Мощность песчаных пластов составляет в среднем 1-5 м, форма песчаных тел линзовидная, характерна их низкая выдержанность. Открытая пористость пород этого типа составляет 7,6-15 %, проницаемость не превышает 1*10^-3 мкм². Пространственно связаны с рассмотренным типом резервуары прибрежно-морского островного типа, развитые в отложениях батского и келловейского ярусов. Они сложены разнозернистыми полимиктовыми песчаниками с примесью гравийного материала, с разноизменяющимися коллекторскими свойствами (пористость 14-17%, проницаемость от (2-4)*10^-3 до 28*10^-3 мкм²). В песчано-алевритовых и глинистых породах, связанных с резервуарами этого типа, встречены фораминиферы, следы жизнедеятельности илоядных организмов, стяжения пирита, обломки раковин двустворок. Наряду с данными о составе комплекса поглощенных катионов глин [6] это свидетельствует о прибрежно-морском генезисе отложений. В структурном плане резервуары этого типа приурочены к наиболее приподнятым частям локальных поднятий, форма песчаных тел в плане изометричная, кольцевая. Пласты быстро выклиниваются по падению, причем на пологих склонах поднятий площадь песчаных осадков больше, чем на крутых (см. рис. 3 ).

Картирование зон повышенной песчанистости совместно с фациально-генетической интерпретацией значений Кпесч и анализом продуктивности (см. рис. 3 ) позволяет рекомендовать указанные зоны для проведения разведочных работ. Довольно высокая точность выполненных построений была доказана нанесением на схему значений дебитов нефти и Кпесч по вновь пробуренным скважинам, что не изменило конфигурации выделенных зон. Однако не следует полагать, что отмеченные зоны обладают равномерно высокой продуктивностью. Хотя вероятность получения значительных притоков нефти в них намного выше, чем в других, неперспективных участках, неоднородность коллекторов в резервуарах может привести к бурению сухих и малодебитных скважин. При проведении доразведочных работ в зонах повышенной песчанистости следует учитывать также морфологию отдельных стратиграфических и литологических ловушек, к которым приурочены залежи нефти в тюменской свите Красно-ленинского свода.

С делювиально-пролювиальными отложениями связаны ловушки примыкания и выполнения, ограниченные размывами снизу, относящиеся по форме к кольцевым и полосовидным. С русловыми осадками связаны шнурковые (полосовидные) ловушки, с прибрежно-бассейновыми - козырьковые и неправильно изометричные.

1. Елисеев В.Г. Индексация продуктивных пластов в разрезе юры Красноленинского свода. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 130, с. 65-68.
2. Елисеев В.Г. Стратиграфия юрских продуктивных отложений и размещение зон нефтегазонакопления в пределах Красноленинского свода. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979, вып. 145, с. 106-109.
3. Корж М.В. Палеогеографические критерии нефтегазоносности юры Западной Сибири. М., Наука, 1978.
4. Методы формационного анализа угленосных толщ /Г.А. Иванов, Н.В. Иванов, А.В. Македонов и др. М., Недра, 1975.
5. Мухер А.Г., Саркисян С.Г. Ритмичность осадконакопления и корреляция разрезов нижне-среднеюрских отложений Красноленинского свода. - В кн.: Геология, гидрогеология и инженерная геология Западной Сибири. Тюмень, 1977, с. 196-206.
6. Мухер А.Г., Ясович Г.С. Условия формирования и нефтеносность байос-батских отложений Красноленинского района. – Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979, вып. 145,с. 83-90.
7. Сидоренков А.И., Нежданов А.А., Валюженич З.Л. Схема циклического строения осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976, вып. 111,с. 55-63.
8. Федоров Ю.Н. Новые данные по тектонике Красноленинского свода и смежных территорий. - В кн.: Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления. Тюмень, 1980, с. 99-101.

Рис. 1. График зависимости дебитов нефти от К_песч разрезов тюменской свиты Красноленинского свода

Рис. 2. Сводный стратиграфический разрез тюменской свиты Красноленинского свода.

1 - гравелиты, конгломераты; 2 - песчаники; 3 - аргиллиты; 4 - магматические, метаморфические, осадочные образования протерозоя - карбона

Рис. 3. Схема распространения песчаных тел (К_песч разрезов более 45 %) в отложениях тюменской свиты Красноленинского свода.

Зоны развития преимущественно песчаных осадков: 1 - озерные и прибрежно-морские (байос-бат-ранний келловей), 2 - русловые (верхний байос-бат), 3 - делювиально-пролювиальные (лейас-байос), 4- русловые (лейас-нижний байос); скважины: 5 - сухие, 6-9 - с различными дебетами нефти (по возрастанию); 10 - изогипсы кровли тюменской свиты, м; 11 - зоны отсутствия отложений тюменской свиты; 12 - разведочные площади: I - Елизаровская, II - Каменная, III - Лорбинская, IV - Пальяновская, V - Ем-Еговская, VI - Ингинская, VII - Талинская, VIII - Сосновомысская