На Талинской площади, относящейся к Красноленинскому нефтегазоносному району Западной Сибири, высокопродуктивной толщей является тюменская свита (ТС), включающая отложения нижней, средней и частично верхней юры. Два основных признака ТС делают ее отличной от хорошо изученных в Западной Сибири продуктивных пород неокома нижнего мела. Во-первых, свита сложена континентальными, а не морскими осадками, характерная особенность которых – резкая фациальная неоднородность по площади и разрезу. Во-вторых, ТС залегает непосредственно на выветрелых породах фундамента или триасовых образованиях. Можно предположить, что развитие и распространение юрских отложений в значительной степени определяются тектонической активностью фундамента в доюрское, юрское и послеюрское время. Поэтому большой научной и практической проблемой является исследование закономерных связей нефтегазоносности осадочного чехла молодых платформ, к каким относится Западно-Сибирская низменность, с глубинными разломами земной коры на примере Талинской площади.

Фундамент Красноленинского свода неоднороден по возрасту и строению и представлен древними докембрийскими комплексами карельской и байкальской фаз складчатости и более молодыми, палеозойскими [3]. Он имеет блоковое строение, обусловленное наличием многочисленных разновозрастных разломов [2]. В течение MZ–KZ на своде формировался типичный платформенный чехол, но тектонические подвижки фундамента, периодически продолжавшиеся с усилением в одни геологические периоды и угасанием в другие, привели к образованию платформенных разломов конседиментационного и постседиментационного типов. Конседиментационные разломы оказали большое влияние на формы заложения осадочной толщи, т. е. на распределение фаций, изменение мощностей, и этим обусловили площади развития различных литолого-формационных зон. В зонах литолого-фациальных замещений создавались благоприятные условия для формирования как литологически, так и тектонически экранированных залежей. Неотектоническая активность привела к возникновению постседиментационных разломов, играющих двоякую роль в образовании новых или переформировании существующих залежей нефти.

Закономерности развития разломов выявлялись по результатам анализа мощностей осадочных отложений и абсолютных отметок поверхностей различных геологических горизонтов. Для этого строился график роста разломов, установленных полевыми геофизическими и аэрокосмическими методами, и по скважинам, находящимся по разные стороны от них [1]. По оси абсцисс откладывалось время (млн. лет), по оси ординат – амплитуда разлома, определяемая как разница в мощностях опущенного и приподнятого крыльев (DH, м). Чтобы установить возможные разломы, не подсеченные полевой геофизикой, указанные графики строились по всем скважинам площади. Анализ мощностей позволил выделить следующие пять типов разломов по времени их проявления.

1. Не проникающие в осадочный чехол – отмечаются только по данным полевой геофизики и аэрокосмических исследований (АКИ). В отложениях осадочной толщи разломы не отражаются ни в изменениях мощностей или абсолютных отметок, ни в смене литофациальных комплексов. Развитие их происходило в геосинклинальный этап развития территории (рис. 1, а, в).

2. Частично проникающие в осадочную толщу – характеризуются активным развитием в нижне- и среднеюрское время, а к верхнеюрскому периоду активность их резко падает и больше не возобновляется. Амплитуды разломов меняются от 30 до 100 и в среднем составляют 50 м. Они относятся к древним разломам конседиментационного типа. Большинство их выделяется по данным полевой геофизики и АКИ (рис. 1, б, в). Этот тип разломов оказал большое влияние на формирование и размещение по площади антиклинальных и неантиклинальных ловушек в ТС, в том числе в пластах ЮК_10-11. В послеюрское время разломы были “залечены”.

3. Молодые, характеризующиеся активизацией в неоген-антропогеновый или, реже, в нижнепалеогеновый периоды, ранее не выражались в осадочной толще (рис. 1, в). Молодые разломы возникли в результате новейших тектонических подвижек и играют существенную роль в переформировании или разрушении залежей УВ в ТС, образуя дополнительные пути их фильтрации. Они не всегда обнаруживаются полевыми геофизическими методами, но иногда находят отражение в рельефе местности.

4. Возрожденные, проявившие активность в начальный период формирования платформенного чехла, т. е. в нижне-среднеюрское время. В верхнеюрскую эпоху, меловой и нижнепалеогеновый периоды их активность затухает или полностью прекращается, а в неоген-четвертичное время проявляется вновь (рис. 1, г). Амплитуды разломов колеблются от 40–120 в нижней и средней юре до 0–10 в верхней и до 2–20 м в мелу и палеогене, т. е. рост разломов прекратился в среднеюрское время. В неоген-четвертичную эпоху амплитуды возросли до 20–260 м. Дифференцированное движение блоков фундамента в это время приводило к возникновению значительных эрозионных процессов, зон активного водообмена, перераспределению сформированных залежей УВ в нижележащих толщах. Возрожденные разломы так же, как и молодые, могут выражаться в современном рельефе района.

5. Непрерывного развития – проявлялись в течение всего платформенного этапа геологической истории. Они четко фиксируются в низах осадочной толщи сгущением изопахит отложений нижней и средней юры, а также сменой литологических и фациальных комплексов. В дальнейшем (J₃) их интенсивность резко снизилась, но в меловой период они еще оказывали существенное влияние на формирование осадочного чехла. Амплитуды разломов уменьшаются от 40–90 в нижней юре до 10–40 м в меловом периоде. Среди них можно выделить разломы, закончившие свое развитие к неогену (рис. 1, д), и такие, которые продолжали свое формирование в неоген-четвертичный период. Амплитуда роста у этой части разломов достигала 60– 110 м (рис. 1, е).

Изучаемая территория пережила три этапа тектонической активности фундамента, которые чередовались с относительно спокойными эпохами (рис. 2).

1. Наиболее активной тектоническая деятельность была в поздней и средней юре: средняя амплитуда разломов составляла 50 м при изменении ее в пределах от 12 до 63. Именно в это время формируются ловушки основного продуктивного горизонта – пласта ЮК₁₀. Затем в поздней юре амплитуда уменьшилась до 7 при диапазоне от 2 до 12 м, а в раннем мелу до 15–16 при диапазоне изменения от 8 до 32 м.

2. В позднемеловое время средние амплитуды возросли до 33–38 при диапазоне 10–63 м. Поздний палеоцен на Талинской площади – период затухания тектонической активности: средняя DH уменьшилась до 11 при колебании ее от 7 до 19 м и только два разлома в это время имели амплитуду 45–47 м в районе скв. 801, 180, 116.

После обобщения сведений по всем разломам и детализации их по времени развития по ГИС была построена схема тектонических нарушений Талинской площади (рис. 3). Всего было прослежено 79 разломов, среди которых 11 (14%) не проникают в осадочный чехол, 29 (37 %) частично проникают, 15 (19 %) –молодые и 18 (23 %) – непрерывного развития и возрожденные. В группу промежуточных попало 6 (8%). Общее число разломов, проявлявших активность в неоген-четвертичный период и продолжающих свое развитие в настоящее время, составило 42 %.

Сопоставление схемы разломов, детализированных по времени их проявления, с картой начальных дебитов разведочных скважин показало, что до 83 % наиболее высокопродуктивных скважин (с Q_H>= 40 м³/сут) контролируются разломами непрерывного развития, возрожденными и молодыми. Остальные высокодебитные скважины расположены в зонах разломов, частично проникающих в осадочный чехол. В качестве иллюстрации можно привести три примера определяющей, на наш взгляд, роли разломов в формировании различных ловушек и залежей нефти на Талинской площади.

Пример 1. Разломы конседиментационного типа, заложенные в нижней юре, оказали значительное влияние на формирование ловушек и впоследствии залежей неантиклинального типа – литологически и тектонически экранированных в пласте ЮК₁₀. Возрождение этих разломов в меловое и более позднее время привело к дифференциации залежей в шеркалинской свите. Наибольшие дебиты нефти из ЮК₁₀ получены из скважин, вскрывших мощные песчаные отложения и расположенных, как правило, в погруженных частях территории. Уменьшение мощности песчано-алевролитовых прослоев на повышенных участках приводит к уменьшению дебитов нефти и зачастую к появлению воды. Так, скв. 129 дала приток нефти из пласта ЮК₁₀ эффективной толщиной H_эф=18 м с Q_H=220 м³/сут, плотностью h_н=0,830. Кровля ЮК₁₀ проводится на абсолютной отметке –2555 м. Разломом непрерывного развития эта скважина отделена от скв. 101, расположенной в приподнятом блоке: кровля ЮК₁₀ –2533 м, эффективная толщина 7,6 м. Из пласта получена вода. Затем скв. 5 дала приток нефти с Q_H=40 м³/сут, h_н=0,818, H_эф=19 м, отметка кровли –2561 м. Из рядом расположенной скв. 125, отделенной от скв. 5 разломом, получена нефть с Q_H=210 м³/сут, h_H=0,815 из пласта ЮК₁₀ эффективной толщиной 30 м. Положение пласта на 10 м ниже, чем в скв. 5. И, наконец, при испытании скв. 123 пласта ЮК₁₀, H_ЭФ–5 м, с отметки –2525 м была получена вода. Скв. 136 отделена разломом от скв. 123 и расположена в опущенном блоке. Из пласта ЮК₁₀ толщиной 13 м получен приток нефти с Q_H=60 м³/сут, h_н=0,835. Перечень подобных случаев может быть продолжен.

Пример 2. Постседиментационные для шеркалинской свиты разломы нарушают целостность залежей антиклинального типа, оставляя лишь части их. Так, скв. 190 и 800 дали притоки нефти дебитами Q_H=480 и 300 м³/сут из пласта ЮК₁₀, кровля которого отбивается на отметке –2527 и –2531 м соответственно. Из скв. 132 и 503 при испытании пласта ЮК₁₀ получена нефть с водой. Кровля ЮК₁₀ расположена на более низких отметках –2576 и –2577 м соответственно. Участок этих скважин представляет собой один блок – периклиналь структурной залежи, ограниченный со всех сторон разломами непрерывного развития. Затем, скв. 125, 127 и 103 расположены также, по нашему мнению, в одном блоке – части структурной залежи по пласту ЮКю. Получены притоки нефти из скв. 125 с Q_H=210 м³/сут, h_н=0,815 с отметки –2571 м, из скв. 127 с Q_H=90 м³/сут, h_н=0,835 с глубины –2569 м. Из скв. 103 получена вода с отметки –2606 м.

Пример 3. В восточной части Талинской площади, где отсутствуют отложения шеркалинской свиты, значительные притоки получены из скважин с малым процентным содержанием коллекторов в разрезе, но приуроченных к локальным сводовым поднятиям, ограниченным молодыми разломами. Вероятно, высокие дебиты связаны с повышенной трещиноватостью пород, сопровождающей разрывные нарушения. Так, скв. 93 и 104 дали притоки соответственно с Q_H=111 и Q_H=132 м³/сут, h_н=0,822. Они расположены наиболее высоко по сравнению с другими скважинами этой территории и вблизи разломов, создающих, по-видимому, зоны дренирования продуктивных коллекторов и прилегающих земель.

Приведенные примеры, показывающие различия в дебитах, плотностях нефти, отметках залегания продуктивной и водоносной частей пласта ЮК₁₀, свидетельствуют о том, что скважины расположены в разных блоках, вероятно, изолированы друг от друга литологическими или тектоническими экранами.

1. Гаврилов В. П. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в приразломных зонах молодых платформ // Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз.– М.: ВНИИОЭНГ– 1970.
2. Ковылин В. М. Блоковое строение Западно-Сибирской плиты и ее нефтегазоносность // Советская геология.– 1985.– № 2.– С. 77–86.
3. Криночкин В. Г. Основные типы доюрских породных комплексов и этапы тектонического развития Красноленинского свода // Труды ЗапСибНИГНИ.– 1982.– Вып. 173.– С. 14– 24.

Разломы, а – не проникающий в осадочную толщу между скв 135 и 4, б – частично проникающий в осадочную толщу между скв. 125 и 5, в – молодой, между скв. 136 и 135, г – возрожденный, между скв 105 и 3, д – непрерывного развития, между скв. 516 и 1004 (без развития в неоген-антропогене), е – непрерывного развития, между скв. 129 и 101 (с развитием в неоген-антропогене), KB – кора выветривания.

Разломы: а – не проникающие в осадочный чехол, б – частично проникающие, в – молодые, г – возрожденные, д– непрерывного развития, е – промежуточные, ж – современные (продолжающие развитие в настоящее время), з –выделены по геофизическим и аэрокосмическим данным; и – скважины, давшие приток нефти 40 м³/сут и более.