Приобская нефтеносная зона шириной до 50 км протягивается на сотни километров в субмеридиональном направлении. В ее пределах открыты крупное Приобское месторождение и ряд других - Эргинское, Сахалинское, группа Шапшинских. Продуктивными являются пласты и горизонты групп АС и БС готеривских отложений черкашинской и ахской свит, а также юрских пород тюменской свиты. Однако данная зона имеет еще значительный потенциал прироста запасов жидких углеводородов. Реализация его возможна в основном за счет открытия "неструктурных", литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек и залежей, так как фонд структурных ловушек исчерпан. Это, в свою очередь, требует творческого подхода к использованию не только традиционных, но и новых методов прогноза и поиска залежей. Необходимо установить критерии, контролирующие пространственно-временные закономерности размещения коллекторов, "неструктурных" ловушек и связанных с ними залежей. При этом немаловажную роль играет определение источника генерации нефти и направления ее миграции (Карогодин Ю.Н., 1974: 1994).

Большинство исследователей признает сигмоидный. клиноформный характер строения неокомского продуктивного комплекса, а некоторые авторы отрицают клиноформное строение неокомских отложений Широтного Приобья [2]. По нашим представлениям, без признания клиноформного строения данного комплекса и расшифровки особенностей его строения и формирования невозможно осуществление обоснованного прогноза и успешного поиска залежей нефти. Неокомский продуктивный комплекс представляет собой систему проградационных клиноформциклитов (клиноциклитов), сформировавшихся в регрессивную фазу крупного юрско-неокомского цикла и простирающихся от Широтного Приобья (и южнее) до полуостровов Гыданский и Ямал. Они являются циклитами различного ранга и масштаба. Каждая из клиноформ - тело, сформировавшееся в трансгрессивно-регрессивный цикл осадконакопления. В разрезе пимского регионального клиноциклита выделено одиннадцать зональных клиноформ (П-0 - П-Х), шесть из которых (П-1 - П-V и П-VII) продуктивны (рис. 1).

Наряду с традиционными методами изучения клиноформного комплекса использован системно-литмологический подход. Исходя из системно-литмологического анализа материалов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также данных сейсморазведки, авторами выполнены детальное расчленение и корреляция неокомских отложений. На этой основе построена серия структурных, палеоструктурных, фациально-геоморфологических карт и профилей. Их анализ позволил выделить на исследуемой территории три палеогеоморфологические зоны. Первая объединяет подзоны дельтовой платформы и дельтовой равнины. В единую зону они включены в связи с фрагментарным отбором керна и сложностью их разделения по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Вторая зона - склоновая (склон.дельты), третья - основание склона и относительно глубоководная часть авандельты (зона развития подводных конусов выноса), переходящая в продельту.

В пределах этих палеогеоморфологических зон выделяются три литолого-фациальных типа разреза. Первый тип - аллювиальные осадки, второй - отложения дельтовой платформы и третий - относительно глубоководные терригенные и органогенно-терригенные породы. Последние, являющиеся глубоководной частью дельт, по ряду характерных для них фаций целесообразно выделить отдельно. К глубоководным отложениям следует отнести образования склона дельты, его подножия и осадки подводных конусов выноса, т.е. те, что формировались ниже уровня фронта дельты.

Песчаные тела продуктивных пластов АС_7-10 и горизонтов АС_10-12 Приобской зоны выявлены во всех типах разреза, в составе которых можно выделить еще пять подтипов.

Первый подтип - аллювиальные песчаные тела. В неокоме в результате серии регрессий разного масштаба обширная часть мелководного шельфа периодически превращалась в сушу. Возникал дренажный бассейн, разрасталась площадь аллювиальных отложений. В готеривское (пимское) время, когда формировались основные продуктивные горизонты AC_10-12, т.е. в финально-регрессивную фазу цикла, береговая линия вплотную приближалась к рассматриваемой территории. За ее пределами, восточнее, северо- и юго-восточнее располагалась обширная слабохолмистая аллювиально-озерноболотная равнина. Это подтверждается наличием в пласте АС₁₁¹ в Салымском районе признаков континентальности [4]. Отложения этого подтипа устанавливаются на основании литологического анализа с использованием данных ГИС. Это становится возможным при их достаточно большой мощности, когда по каротажу явно отбиваются проциклиты, характерные для русловых образований. На востоке исследуемой территории подобный анализ трудно выполнить для этих горизонтов (АС_10-11) из-за малой мощности песчаных тел. Однако палеотектонический анализ и изучение характера выклинивания пластов, имеющих вид кровельного прилегания, дают основание предполагать периодическое формирование в данном районе отложений аллювиальных равнин в готериве.

Второй подтип песчаных тел - покровные песчаники дельтовой платформы. Нередко это наиболее емкие резервуары нефти. Они имеют значительную выдержанность и относительно улучшенные коллекторские свойства. К ним относятся отложения песчаных баров, валов, кос, пляжей и т.д. Бары очень перспективны для поиска высокодебитных залежей нефти. Зона устьевого бара характеризуется наиболее активными седиментационными и волновыми процессами. Осадки дистального бара формируются за счет перераспределения песчаного материала устьевого бара волновыми процессами и течениями, накапливаясь между устьевым баром и продельтой. Это в основном мелкозернистые песчаники и алевролиты с ухудшенной сортировкой зерен по сравнению с отложениями устьевого бара.

Третий подтип - песчаники фронта дельты, вдоль которого нередко образуются продуктивные пласты повышенной мощности. Обломочный материал переносится транзитом через дельтовую платформу и осаждается в зоне резкого увеличения глубины палеобассейна. Например, мощность пластов AC₁₀^1-2 в районе эксплуатационного участка возрастает почти в 5 раз (от 20 до 100 м).

Глубоководные терригенные отложения, как правило, представлены образованиями шлейфов склона, продуктами подводных конусов выноса и продельты. С подобным типом осадков связаны основные запасы нефти Приобского и других месторождений этой зоны. В первую очередь это пласты AC₁₀^1-2 , АС₁₁^2-3 и АС₁₂^0-4. Залежь в песчано-алевритовых телах подводного конуса выноса открыта также в пласте АС₉ (скв. 2-хм, 290. 291).

Четвертый подтип - тела песчаных шлейфов склона. В промысловом отношении (размеры залежей. фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и т.д.) они наименее перспективны, что предопределено главным образом палеогеоморфологией склона. Большую роль в аккумуляции обломочного материала на склоне дельты, как известно, играет угол его наклона. Пески обычно формируются на наиболее пологих участках, поэтому основные перспективы поиска залежей здесь следует связывать с пологозалегающими клиновидными телами.

Пятый подтип - образования турбидитных подводных конусов выноса, песчаный материал которых большей частью отлагался у подножия склона.

Рассмотренное деление разрезов на типы и подтипы удобно тем, что позволяет выделять на сейсмических профилях аналогичные сейсмофации [I], а следовательно, и прогнозировать типы залежей.

Из серии продуктивных нефтяных пластов АС_7-9 и горизонтов АС_10-12 к основным относятся АС_10-12. В каждом из них наблюдаются свои пространственные закономерности локализации участков коллекторов с улучшенными свойствами.

В палеогеоморфологическом отношении территория Приобской зоны к концу формирования готеривских пластов АС₁₂^2-4 (клиноформа П-I) представляла собой дельтовый склон, переходящий в глубоководную авандельту (рис. 2, а). Только наиболее восточные скважины (415, 439) вскрывают отложения зоны фронта дельты.

Во время формирования пластов АС₁₂^2-4 район Приобской площади являлся авандельтой крупной палеореки, сформировавшей два обширных депоцентра мощностей осадков. Подводные конусы выноса и шлейфы склона в их пределах сливались, образуя две крупные зоны - центральную и южную. Севернее располагались второстепенные русловые артерии. Основной объем осадков, в том числе и песчано-алевритового материала, концентрировался в секторе, ограниченном с севера и юга скв. 252 и 271 (см. рис. 2, а).

К концу формирования пластов АС₁₂^2-4 береговая линия почти вплотную приблизилась к склоновой зоне дельты, о чем свидетельствует выклинивание пластов АС₁₂^2-3 Обломочный материал поступал непосредственно к глубоководную часть бассейна.

Шлейфы склона формировались на подводном продолжении палеорусел. В осевых зонах подводящих каналов и прилегающих участках суммарные мощности песчаников увеличивались и достигали 50 м (скв. 424). Седиментация в зонах каналов проходила в обстановке периодического возникновения турбидитных потоков, активно размывавших отложения осевых зон. Подобная обстановка способствовали сохранению и накоплению более грубого обломочного материала наряду с выносом пелитового материала. В пределах склона также выделяется ряд зон с полным замещением песчаных (продуктивных) пластов алевритоглинистыми породами (см. рис. 2, а).

Конусы выноса у основания склона, как уже отмечалось, представляют собой единую непрерывную зону, вытянутую вдоль него в субмеридиональном направлении. Закономерна приуроченность самого мощного шлейфа склона и максимально вытянутого на запад конуса выноса к одному питающему каналу (по линии скв. 2-хм - 439).

Коллекторы в пластах АС₁₂^2-4 распространены довольно широко. В основном они приурочены к конусам выноса и связанным с ними песчано-алевритовым шлейфам склона. Основная зона развития коллекторов песчаных тел четвертого и пятого подтипов имеет ширину до 35 км и протяженность более 70 км. На юге она захватывает район Средне-Шапшинского месторождения. На севере, где располагались второстепенные русловые артерии, наблюдается замещение коллекторов, за исключением района скв. 419. В Приобской зоне нефтенакопления притоки воды из продуктивных горизонтов АС_10-12 были получены только в единичных разведочных скважинах, например 4 - хм, 51, 293, 415. Практически повсеместная их нефтенасыщенность свидетельствует о существовании единой огромной залежи площадью более 1000 км². По ее периферии встречаются залежи-спутники, связанные на востоке с отложениями фронта дельты (скв. 406), а на севере - с более мелкими конусами выноса (скв. 419). Нефтенасыщенные мощности главной залежи в основных зонах разгрузки обломочного материала могут достигать 30 м (скв. 237). Эксплуатационная скв. 2214 вскрыла разрез пласта АС₁₂² с нефтенасыщенной мощностью 54,2 м. Несмотря на это, вследствие плохой сортировки глубоководных осадков и соответственно проницаемости дебиты нефти редко превышают 20 м3/сут. Стратиграфический диапазон коллекторских горизонтов меняется от АС₁₂⁴ на востоке до АС₁₂^2-4 (в приосевой зоне) и АС₁₂² на западе.

К концу формирования следующей зональной клиноформы П-II, когда образовались пласты АС₁₁^1-3 и АС₁₂^0-1, фронт дельты продвинулся на запад еще на 5-15 км (см. рис. 2, б). К этому времени дельта претерпела дальнейшие изменения. Так, одно из главных русел (по линии скв. 15-хм - 439), существовавших во время формирования пластов АС₁₂^2-4, утратило свою ведущую роль. В то же время активизировалось поступление терригенного материала по "каналам", расположенным севернее на 10-20 км, куда и сместился центр осадконакопления. Центральная система русел располагалась приблизительно между скв. 411 и 262.

Анализ мощностей ундаформных зон зональных клиноформ свидетельствует о конседиментационном росте структур именно этой зоны. Сводовая часть палеоструктуры находилась в районе скв. 279 и 430. Восточнее, в районе скв. 415, наоборот, располагалась зона отрицательных структуроформирующих движений. Все это обусловило образование более широкой дельтовой платформы в центре, чем в прилегающих северном и южном районах. А это, в свою очередь, способствовало увеличению объемов аккумуляции в ее пределах песчано-алевритового материала. Однако большая его часть сконцентрировалась в виде конусов выноса вдоль склона дельты (см. рис.2, б).

Клиноформа П-II сформировалась за четыре более мелких седиментационных цикла, в регрессивные фазы которых образовались глубоководные пласты AC₁₂^0-1 и АС₁₁^2-3 (см. рис. 1). Пласт АС₁₁¹ представляет собой отложения дельтовой платформы и фронта дельты, являющиеся аналогами всех четырех пластов. Поэтому вполне закономерна приуроченность к главной (центральной) русловой системе не только основной зоны аккумуляции в виде покровных отложений дельтовой платформы, но и в форме конусов выноса.

В пласте АС₁₁¹ зоны улучшенных коллекторских свойств связаны с тремя разновидностями литологических фаций. В первую очередь это баровые фации. Наиболее емкими коллекторскими свойствами обладают песчаники мелководья в пределах сводовых участков палеоструктур (скв. 185, 246), активно подвергавшихся волновым процессам и выносу глинистого материала за пределы поднятий. Скв. 246 вскрыт разрез АС₁₁¹ с нефтенасыщенной мощностью 41,6 м. При испытании на штуцере 8 мм дебиты составили 118,2 м3/cyт.

Вторая разновидность фаций - фации подводных русел. На участках дельтовой платформы с менее активными волновыми процессами, чем в пределах центральной русловой системы, зоны улучшенных коллекторских свойств приурочены к "каналам" транспортировки осадочного материала. так называемым подводным руслам авандельты. В районе фронта дельты эта разновидность фации переходит в третью - пальцевых баров, которые широко распространены в пласте АС₁₁¹, особенно к югу от скв. 262, в зоне более наклоненной дельтовой платформы. В пределах эксплуатационного участка (в районе скв. 176, 180 и др.) уже разбурено несколько таких баров. Это узкие, до 500 м, песчаные тела протяженностью до 3 км. Песчано-алевритовый материал переносится транзитом через дельтовую платформу и осаждается в зоне резкого увеличения глубин палеобассейна. Отсутствие активных волновых процессов и привело к образованию таких узких вытянутых песчаных тел. Самые крупные из них, сформированные одним "каналом" на протяжении нескольких циклов осадконакопления, представляют собой серию мелких баров.

Если в центральном районе исследуемой территории продуктивные отложения связаны в основном с фациями первой разновидности, то на остальной части в большей степени - второй и третьей.

В пласте АС₁₁¹ пока выявлена только одна крупная залежь протяженностью более 70 км. Соответственно закономерностям размещения фаций её можно разделить на две зоны. Северная (севернее скв. 262) характеризуется устойчивым распространением коллекторов и большими нефтенасыщенными мощностями (до 40 м). В южной части (южнее скв. 262), наоборот, коллекторы распространены крайне неравномерно. Зоны повышенных мощностей коллекторов локализованы и обычно их площадь не превышает 1 км². Коллекторы суммарной мощности до 40 м, связанные с образованиями пальцевых баров, нередко замещаются на расстоянии всего 100 м.

Как уже отмечалось, большая часть песчано-алевритового материала концентрировалась в виде подводных конусов выноса. На начальном этапе они формировались на протяжении центральной системы русел. Это показано на рис. 2, где в плане перекрываются зоны распространения пласта АС₁₁¹ покровных отложений дельтовой платформы и пластов АС₁₁^2-3 и АС₁₂^0-1 конусов выноса (см. рис. 2, б). На этом участке продвижение фронта дельты за время формирования клиноформы П-II было максимальным - до 15 км. Севернее и южнее отлагались глины продельты. По мере приближения береговой линии и постепенного увеличения объема приносимых в палеобассейн осадков, в том числе и песчано-алевритового материала, конусы стали формироваться вдоль всего склона.

На севере исследуемого района картируется депоцентр песчано-алевритовых отложений, достигающих мощности 60 м в разрезе скв. 601. Это явное свидетельство существования еще одной крупной русловой системы северо-восточное исследуемого района.

С пластами АС₁₁^2-3 и АС₁₁^0-1 связаны две залежи, контуры которых уходят за пределы данной территории. Возможно, это единая залежь, что необходимо выявить в процессе доразведки месторождения.

Во время формирования следующей зональной клиноформы П-III дельта претерпевает дальнейшие изменения. На территории Приобской площади возникло три субдельты, которые, вероятно, принадлежали к одной очень крупной дельте протяженностью более 100 км. Их депоцентры отличаются между собой объемом осадочного выполнения и соотношением в разрезе обломочных и глинистых фракций. Максимальные мощности клиноформы, в состав которой входит пласт АС₁₀², вскрыты в разрезах разведочных скв. 472, 181 и 330.

Прежняя центральная система русел вступила в стадию отмирания. Новая (скв. 181, 153) сформировалась к югу от нее (см. рис. 2, в). Несмотря на наименьший из трех депоцентров объем аккумулировавшихся осадков, ее депоцентр имеет наиболее мощный разрез песчаных отложений. В настоящее время в его пределах активно ведется эксплуатационное бурение. Нефтенасыщенные мощности достигают 50 м. Осадки, привнесенные северной и южной артериями, преимущественно глинистые.

В пределах пологой дельтовой платформы сформировался пласт АС₁₀². Его строение носит кулисообразный характер. Он представляет собой серию наклоненных на запад песчаных линз, последовательно перекрывающих друг друга.

В начальную фазу трансгрессии и образования следующей клиноформы П-IV (см. рис. 1) по действующим с момента формирования пласта АС₁₀² "каналам" продолжал поступать кластический материал. Часть его отложилась в пределах фронта дельты, а другая - в глубоководных конусах выноса.

Развитие коллекторов в пласте АС₁₀² покровных отложений дельтовой платформы связано в основном с фациями подводных русел. Песчаники преимущественно глинистые, с плохими коллекторскими свойствами. В 50 % скважин эффективная нефтенасыщенная мощность не превышает 5 м. Намечен ряд зон с возможно полным замещением коллекторов. Баровые отложения развиты в районе фронта дельты. Они, по-видимому, и защищали осадки дельтовой платформы от воздействия активных волновых процессов. Предполагается существование как минимум шести самостоятельных залежей - трех в шельфовой и трех в глубоководной частях зоны (см. рис. 2, в), не считая залежей в районах скв. 153 и 228, которые не относятся к исследуемой территории. Немаловажно в поисково-прогнозном отношении, что они объединяются соответственно в три пары. Каждой залежи, связанной с мелководными отложениями, отвечает глубоководное продолжение в виде залежи в подводном конусе выноса.

Основная пара приурочена к центральной русловой системе. Размеры мелководной и глубоководной залежей соответственно 33х15 и 23х2 км. Первоначально предполагалось, что они представляют собой единую залежь. Данные эксплуатационного бурения свидетельствуют о полном замещении коллекторов в зоне палеосклона между разведочными скв. 241 и 181, а следовательно, и о существовании двух залежей. Выявленные закономерности такого парного расположения залежей являются ключом к поиску новых скоплений углеводородов в еще не изученных районах.

Отметим одну характерную деталь. Эти три пары залежей приурочены к трем депоцентрам максимальных мощностей зональной клиноформы П-III. Скв. 330, 181 и 472 пробурены в зоне бровки шельфа на участках сопряжения шельфовых и глубоководных залежей (см. рис. 2, в).

Выполненные авторами на основе системно-литмологического подхода фациально-палеогеоморфологические исследования позволяют решать две задачи. Первая - детальное расчленение и корреляция отложений клиноформного комплекса, что весьма важно на стадии доразведки месторождений. По палеотектоническим схемам можно спрогнозировать глубины продуктивных пластов, что немаловажно для клиноформного комплекса с высокими градиентами их падения и резкими изменениями мощностей. Выявленные закономерности размещения песчаных тел способствуют решению второй задачи - прогнозированию типа песчаных тел и сответственно их размеров, морфологии, а также фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и т.д. Зная палеогеоморфологию исследуемого района, положение фронта дельты, основания склона, его крутизну и др., можно целенаправленно вести поиски и разведку залежей углеводородов. В первую очередь это касается "неструктурных" залежей.

1.Игошкин В.П. Сейсмостратиграфический анализ неокомских отложений северных и западных районов Широтного Приобья в связи с поиском и разведкой сложно построенных залежей нефти: Автореф. дис... канд. г.-м. наук. - М., 1992.

2. Нестеров И.И. Нефтяная геология в XXI в. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 1992. - № 3. - С.7-13.

3. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири (Ч. II) /А.А.Нежданов, В.В.Огибенин, А.Н.Бабурин и др. -М:. Геоинформмарк, 1992.

4. Шпильман М.К., Мухер А.Г. Особенности формирования пласта АС₁₁¹ в Салымском нефтеносном районе // Геология и геофизика. - 1988. -№ 12. - С.44-48.

1 - песчаные, алевритопесчаные продуктивные и потенциально продуктивные пласты; 2 - региональные глинистые пачки; 3 - битуминозные аргиллиты баженовской свиты; 4 - индексы продуктивных пластов;5 - границы клиноформ-циклитов в глубоководных (а) и мелководно-морских (б) отложениях (уровни установленных и предполагаемых размывов и перерывов); б - граница пимского и сармановского региональных клиноциклитов

1 - разведочные скважины; 2 - граница глинизации пластов: а - установленная, б - предполагаемая; 3 - граница распространения коллекторов: а -остановленная, б - предполагаемая; 4 - восточная граница распространения коллекторов пластов АС₁₁^1-3 - АС₁₂^0-1 в отложениях подводных конусов выноса; 5 - изолинии палеоглубин к началу формирования алымской свиты (апт); б - зоны распространения коллекторов, связанных с мелководными (а) и глубоководными (б) фациями; 7 - зона замещения коллекторов; 8 - зона глинизации пласта