Формационный анализ как метод выяснения закономерностей размещения полезных ископаемых предложен Н.С. Шатским еще в 50-е годы. Почти сразу были сделаны попытки его использования и для целей нефтяной геологии. Однако слишком широкая трактовка понятия "формация" обусловило то, что существенных результатов не было получено. В последующие годы были опубликованы многочисленные работы по нефтегазоносности конкретных формаций, проведен ряд целенаправленных совещаний под руководством Н.Б. Вассоевича в МГУ, а также в ИГиРГИ, показавших результативность формационных исследований для нефтяной геологии. Главным результатом предшествующих работ является признание невозможности анализа на уровне таких обобщающих понятий, как "карбонатная" и "терригенная" формации. Хотя до сих пор в вопросах принципов выделения, типизации формаций остается много спорного, все же наметился ряд типов, обладающих четкими формационными признаками. Сравнение нефтегазоносности различных бассейнов континентов и континентальных окраин позволило Н.А.Крылову в 1986 г. сформулировать тезис об отсутствии специфических нефтегазоносных формаций, но о принципиально разной вероятности наличия залежей и их масштабе для формаций разных типов [2,5]. В последние годы все чаще и шире применяется комплексирование традиционных геологических методов изучения формаций с различными геофизическими методами, используемыми как для прослеживания намеченных формаций, так и расшифровки их строения.

1.Формационный и структурно-формационный анализы являются основой для региональных тектонических построений, выяснения современной структуры нефтегазоносных бассейнов, палеотектоники и истории их формирования, так как контуры крупных палеоподнятий, палеовпадин очерчиваются площадями развития определенных формаций. Обобщение в ИГиРГИ данных по формациям молодых платформ позволило выявить своеобразие развития молодых платформ и размещения на них залежей углеводородов. В ряде регионов (Приуралье, Прикавказье, Копетдаг, Зайсан и др.) определены масштабы перекрытия в зонах надвигов, а сопоставление формационных рядов краевых прогибов мира показало зависимость орогенных формаций от их набора в складчатых областях и позволило обосновать три модели строения зон сочленения складчатых областей и платформ, отличающихся масштабом перемещения и закономерностями размещения залежей углеводородов. Изучение формаций передовых складок Урала показало принципиально разное строение южной и средней частей западного склона Урала: если на южном Призилаирском отрезке имеет место крупноамплитудное надвигание миогеосинклинальных формаций на платформенные, то на западном склоне Среднего Урала происходит только расчешуивание платформенного комплекса, сопровождаемое малоамплитудными подвижками. Детальным формационным анализом выделяются мозаичное строение многих нефтегазоносных провинций и разновозрастная активизация отдельных блоков.

2. Формации используются успешно как критерии регионального прогноза нефтегазоносности, основанного на детальной классификации формаций [5]. Выделение типов формаций проводится по комплексу показателей, главные из которых - набор пород, количественное соотношение пород в теле формации, его текстура и биоседиментологические особенности органических остатков. Типизация выделенных в разрезе формаций дает основание для прогноза масштаба возможной нефтегазоносности, особенностей размещения в теле формации пластов-коллекторов, флюидоупоров, типа преобладающих коллекторов и структуры ловушек [2,5]. Среди терригенных формаций наиболее перспективны морские серо-цветные песчаные, глинистые, песчано-глинистые, глауконитовые, угленосные, тонкие молассы, дельтовые, Среди карбонатных формаций часто нефтегазоносны рифогенные, формации известняков и доломитизированных известняков, тройственные.

Начата разработка принципов использования формаций как одного из критериев зонального прогноза нефтегазоносности. Неоднородность формаций крупных геологических тел позволяет выделять в конкретных формациях субформации (разновозрастные части) и градации - одновозрастные, но разные по строению части формации. Выделение градаций правомочно по изменению отдельных формационных показателей, но при общности главных признаков, определяющих тип формации. В ряде нефтегазоносных формаций четко обособляются отдельные градации, наиболее обогащенные залежами углеводородов. Так, в пределах площади распространения формации известняков и доломитизированных известняков окско-башкирского яруса на территории Волго-Уральской провинции выделяется пять градаций и только одна из них - пермская - богата залежами нефти. Площадь ее распространения соответствует крупному мегаблоку, ограниченному региональными разломами. Преимущественное скопление залежей именно в этой градации, помимо прочих причин, определено более неспокойным тектоническим режимом мегаблока и повышенной гидродинамикой вод бассейна в этом участке и соответственно накоплением на нем осадков, обладающих исходными хорошими коллекторскими свойствами. Четкая зависимость масштаба нефтегазоносности от градаций прослеживается в так называемой тройственной формации [5] девонско-турнейского возраста, нефтегазоносной на всей восточной окраине Русской плиты, но в принципиально разных масштабах, так как ее запасы определены и степенью распространенности в ней рифогенных градаций. Это было установлено для Волго-Уральской провинции (Р.О.Хачатрян, О.М.Мкртчян, А.А.Трохова и др.) и особенно четко для Тимано-Печорской, где именно в этой формации, но в ее рифогенных градациях сосредоточены значительные по масштабам залежи [З].

Примером использования формаций как региональных и зональных критериев перспектив нефтегазоносности может быть опыт проведенного сравнительного анализа формационных рядов докунгурского палеозоя северного и западного обрамления Прикаспийской впадины. Расчленение разреза на формации проведено по комплексу отмеченных показателей, дающих основание для выделения определенных типов формаций. Литологическое сходство отложений всего докунгурского палеозоя по простиранию северной и западной окраин определило широко распространенное мнение, что одновозрастные однотипные формации протягиваются по всему обрамлению (соответственно везде перспективны одни и те же комплексы) и содержат близкие по типу ловушки. Однако сравнительный анализ разрезов разрешает высказать предположение, что история развития северной и западной прибортовых зон Прикаспийской впадины существенно различна, что проявляется в формационных рядах, разных на северном и западном обрамлениях. Наиболее древним перспективным комплексом на северном и западном бортах является карбонатная толща эйфельского яруса. Однако на северном борту она относится к терригенно-банковой формации, а на западе - к формации известняков и доломитизированных известняков. Оба типа формации перспективны для поисков залежей, но масштабы возможных скоплений углеводородов в них различны. Так же различны предпосылки их нефтегазоносности и поэтому объектами поисков на западном борту должны быть не обычные для северного борта карбонатные рифогенные массивы, а малоамплитудные конседиментационные локальные поднятия.

Терригенно-банковая формация северного обрамления четко расчленяется на пять градаций, но залежи имеются в двух градациях, причем значительная их часть сосредоточена в одной - зайкинской банковой градации, где приурочена к карбонатным массивам, образованным в значительной степени плоскими органогенными постройками типа биостром и банок.

Вышележащая карбонатная толща франско-турнейского возраста в северо-западном Прикаспии представлена одной - тройственной формацией, относящейся к группе четко нефтегазоносных. Однако как нефтегазоносная она проявляет себя в западном Прикаспии, где трассируются градации биогермных массивов, краевых рифогенных построек и рассеянных органогенных построек. Широкое распространение различных рифогенных градаций в Саратовско-Волгоградском Поволжье делает этот комплекс высокоперспективным. На северном обрамлении широко распространена одна градация - сводовая, которая всегда ограниченно нефтегазоносна, что понижает перспективность этого комплекса.

3. Значение анализа формаций для прогноза нефтегазоносности по геохимическим показателям основано на факте принципиально различной первичной обогащенности разным органическим веществом формаций разных типов. В отличие от нефтегазоносных, которыми могут быть формации самых разных классов (осадочных, вулканогенных, кор выветривания и т.д.), нефтегенерирующими являются немногие формации, наиболее характерный представитель - доманиковые. Подтверждением высокого нефтегенерирующего потенциала доманиковой формации Тимано-Печорской провинции является совпадение контура площади распространения доманикового горизонта с контуром основной нефтегазоносности верхнедевонских отложений [З].

Литолого-фациальные и палеогеографические исследования являются одним из основных элементов комплексного геологического изучения осадочных бассейнов на всех стадиях оценки перспектив нефтеносности. При переходе от регионального прогноза к зональному и локальному сужается объем объектов исследования, укрупняется масштаб литолого-фациальных и палеогеографических построений. На первый план выдвигается решение задач внутреннего строения литолого-фациальных комплексов пород - модели строения отдельных продуктивных пластов, их взаиморасположение, конфигурации зон выклинивания и фациального замещения, седиментационных размывов, соотношение с региональным и локальным структурными планами. Литолого-палеогеографические исследования традиционно базируются на минералого-петрографическом (изучение терригенных породообразующих и акцессорных, аутогенных, глинистых минералов), структурном, текстурном, циклическом, стратиграфическом, палеоэкологическом, палеогеоморфологическом и палеотектоническом анализах. В закрытых палеобассейнах для корреляции и типизации геологических разрезов широко используются материалы ГИС [4]. В последнее десятилетие планомерное проведение в основных нефтегазоносных районах региональных и площадных сейсмических работ МОВ ОГТ дало возможность уточнить палеогеографические и палеогеоморфологические реконструкции результатами сейсмостратиграфического анализа. Наиболее результативны эти исследования для нижнемелового клиноформного комплекса Западной Сибири.

Особенно важны и вместе с тем трудоемки литолого-фациальные и палеогеографические исследования для сложнопостроенных континентальных толщ. К ним относятся нижне-среднеюрский комплекс терригенных полифациальных отложений Западной Сибири. Этот комплекс осадков по своему строению и облику резко отличается от регрессивных - нижнемелового крутонаклонного клиноформного и очень пологонаклонного верхнеюрского (оксфордского), сформировавшихся в морском бассейне. Они разделены трансгрессивным битуминозным комплексом баженовской и георгиевской свит. Нижнесреднеюрская толща и особенно ее нижние горизонты накапливались в условиях выравнивания рельефа аллювиальными осадками, приносившимися реками, прежде всего с южного и восточного обрамления плиты. Это обусловило образование аккумулятивных тел, тяготеющих к отрицательным формам рельефа, так называемым рифтовым долинам. Начиная с байосского времени отложения, имеют покровный характер, нарушающийся небольшими эрозионными выступами. В условиях обширной аллювиальной равнины формировались линзовидные песчаные тела, особенно невыдержанные вкрест простирания и замещающиеся маломощными глинистыми отложениями пойм.

Литолого-палеогеографические исследования, проводимые в последние годы на малоизученной территории Обь-Иртышского междуречья - в пределах Демьянского свода, Северо-Демьянской моноклинали, сопредельных впадин и прогибов, показали, что нефтенасыщенными являются несколько песчаных пластов батского и келловейского возраста. Впервые в этом районе были проведены палеогеографические реконструкции для очень узких временных интервалов, отвечающих времени формирования отдельных песчаных пластов. Повсеместно сверху вниз выделяются три песчаных пласта (пачки) - Ю₂, Ю₃, Ю₄. На ряде участков появляется пласт Ю₃¹, который в восточной части района приобретает самостоятельное значение как нефтесодержащий объект. Песчаные пласты являются регрессивным основанием аллювиальных мезоциклитов.

На отложениях тюменской свиты с размывом залегают морские алевритово-глинистые образования верхнего келловея, в основании которых присутствует песчаный базальный пласт Ю₂¹ мощностью до 5 м. Морская трансгрессия привела к размыву верхних горизонтов тюменской свиты. Амплитуда размыва увеличивается в южном и юго-восточном направлениях. Под поверхность размыва выходят различные горизонты - от пласта Ю₂ до Ю₃.

В результате проведенных литолого-фациальных исследований построены литолого-палеогеографические карты для времени накопления каждого из выделенных пластов и их аналогов масштаба 1:500000. Например, карта пласта Ю₂ совместно с пластом Ю₂¹ (рис. 1, рис. 2), мощность которого значительно меньше.

Литолого-фациальное изучение нижнетриасовых карбонатных отложений Восточного Предкавказья позволило выделить в их составе органогенные образования - биогермы [1]. Наибольшее количество их выявлено на южном борту Восточно-Манычского прогиба, где они протягиваются цепочкой субширотного простирания от Колодезной до Мартовской площади. Выделены рифовые, предрифовые, зарифовые фации и фации открытого моря, а также барьерные, береговые одиночные внутренние и внешние рифы и отдельные биогермы. Отмечается зональность в распределении фаций. Чистые биогермные известняки обычно слагают ядра органогенных построек. Органогенно-обломочные, детритовые, сгустковые и пелитоморфные известняки, развитые по соседству с чистыми биогермными известняками, являются шлейфом органогенных построек. Преимущественно пелитоморфные и микрозернистые известняки с прослоями доломитов, органогенно-обломочных, оолитовых и сгустковых известняков, сменяющих органогенные и Органогенно-обломочные разности, представляют собой предрифовую и зарифовую фации. Основными биогермостроителями были колониальные водоросли. Промышленные залежи нефти и нефтепроявления в нижнетриасовых отложениях приурочены к зонам развития органогенных построек. Поэтому дальнейшие перспективы нефтегазоносности триаса следует связывать с полосами развития рифов и биогермных образований, что необходимо учитывать при выборе направлений поисково-разведочных работ.

Литолого-фациальное картирование и палеогеографический анализ показали высокую информативность при изучении строения и нефтегазоносности древнейших (докембрийских) осадочных толщ Сибирской платформы, испытавшей два крупных этапа своего развития: рифтовый, охватывающий рифейское время, и плитный (собственно платформенный) - венд-кайнозойский. Отложения рифея и венда являются главными нефтегазоносными комплексами платформы.

Рифейский осадочный комплекс распространен не повсеместно. Наиболее полно он вскрыт глубокими скважинами в юго-западной части плиты (Байкитская антеклиза, Хатангская седловина), где представлен мощной толщей карбонатных пород - доломитов микрозернистых, сгустковых, органогенных (водорослевых, строматолитовых), органогенно-обломочных разностей, а также известняков, доломитов с прослоями мергелей и аргиллитов. Вскрытая мощность рифейской карбонатной толщи 1500 м.

В предвендское время рифейский карбонатный комплекс был дислоцирован, выведен на поверхность и в различной степени эродирован. Породы испытали процессы гипергенеза - выщелачивание, карстообразование, а также вторичное минералообразование. Наибольшему изменению подвергались органогенные и органогенно-обломочные разности, что предопределило развитие здесь пород-коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Выявленная нефтегазоносность связана с верхней кровельной частью разреза (древней эрозионной поверхностью), зонами развития палеокарста и тектонической трещиноватости. В рифейском комплексе открыт ряд месторождений нефти - Юрубченское, Куюмбинское и др. Залежи массивные стратиграфически и литологически экранированные.

1. Логутенкова Н.С., Сорокина И.Э. Литолого-фациальные особенности нефтегазоносности биогермных образований // Литолого-фациальные и палеогеографические критерии нефтегазоносности. - М., - 1980. -С.64-68.
2. Мальцева А.К., Крылов Н.А. Формационный анализ в нефтяной геологии. - М.: Недра, 1986.
3. Мелнер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. - М.: Недра, 1989.
4. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984.
5. Нефтегазоносность осадочных формаций /И.К.Королюк, Н.А.Крылов, А.К.Мальцева и др. - М.: Наука, 1987.

Formational and facial analyses are mutually supplementary methods. Formational analysis effectiveness for oil geology problems decision is defined by the degree of detailization of formations classification, that is shown at the example of the Paleozoic formations of Pre-Ural, Pre-Caspian regions and Timan-Pechora province. The possibility of use of the notion "formation type" as regional criteria and the notipn "gradation type" for zonal oil and gas potential forecast is confirmed, what is based on the devision of all formations at often oil and gas bearing and rare oil and gas bearing, differing by scales of possible oil and gas content, by traps character and location of reservoir and fluid resistant formations. Litho-facies and paleogeographic methods use for complex oil traps search is shown at the example of the Lower-Middle Jurassic and Vendian terrigenous and Riphean carbonaceous complexes at Western and Eastern Siberia. Paleogeographic reconstructions are carried out for narrow time intervals, corresponding to the time of separate productive beds formation of both alluvial and marine genesis. Space models of beds, zones of lithological pinching out, of facial replacement and stratigraphic unconformity are created. Integreted analysis of litho-facial and fades-biochemical indicators allowed to reveal hydrocarbon generation sources, to value initial generation and migration potential. High-perspective, perspective and low-perspective zones of oil and gas pools search are outlined.

Рис.1. Литолого-палеогеографическая карта пластов Ю₂ (J₂bt - K_1-2), Ю₂¹(J₂K₃) юга Тюменской области (составила С.И.Филина):

1 - скважины; 2 - скважины с притоком нефти; 3 - изопахиты песчаных и крупноалевритовых пород; 4 - 9 - литолого-палеогеографические области: 4,5 -прибрежная равнина, заливаемая морем с мощностью песчаных и крупноалевритовых пород < 5 (4) и 5-7 м (5), 6, 7 - речная долина с мощностью песчаных и крупноалевритовых пород 5-10 (6) и >10 м (7), 8, 9 - болотно-озерные водоразделы с мощностью песчаных и крупноалевритовых пород < 5 (8) и 5-10 м (9); 10 - выступы палеозойского фундамента; 11,12 - зоны размыва пласта: 11 -полного, 12 - частичного; 13 - основные направления сноса обломочного материала; 14 - линия регионального сейсмопрофиля V; 15 - граница распространения прибрежных песчаников верхнего келловея (J₂¹)