Вопрос о поисках УВ в Западной Сибири впервые был поставлен акад. И.М. Губкиным в 1932 г. Многие исследователи (Н.С. Шатский, М.М. Чарыгин, Д.Л. Степанов и др.) высоко оценивали перспективы нефтегазоносности палеозойских образований в Западной Сибири. Их выводы основывались на известных данных о нефтегазоносности палеозоя западного склона Урала, нефтепроявлениях в Кузбассе и Минусинской котловине. Позднее задача поисков и разведки месторождений УВ в палеозойских отложениях была поставлена акад. А.А. Трофимуком (1964, 1975) и рядом других исследователей [5]. Непосредственным толчком к широкому изучению нефтеносности доюрских комплексов явилось получение промышленных притоков нефти на ряде площадей из разнородных по составу доюрских пород.

Всего в Западной Сибири открыто 73 залежи нефти и газа, которые группируются в 61 месторождение, из них в Тюменской области –37, Томской – 20, Новосибирской – 3, Омской – 1. Эти залежи распределяются по возрасту следующим образом: поздний протерозой (докембрий) – 4; ордовик – девон – 5; силур – 3; ранний девон – 5; средний и поздний девон – 12; карбон – 4; поздний карбон и пермь – 8; нерасчлененный палеозой – 32. Значительных скоплений нефти насчитывается 24. На этих месторождениях пробурено 208 скважин, из них продуктивны 75 (36 %).

Неоднозначность подходов к проблеме формирования месторождений УВ в палеозое Западной Сибири, целевой подбор фактических данных и различные приемы их интерпретации привели к обилию концепций и построений. По-разному оцениваются и перспективы нефтегазоносности (Конторович А.Э. и др., 1994). Но сам факт открытия месторождений нефти и газа и получение прямых признаков нефтегазоносности в доюрских породах в значительном стратиграфическом диапазоне заставляют вновь и вновь обращаться к этой проблеме.

Особый интерес представляет Нюрольский бассейн, наиболее изученный в Западной Сибири. Здесь были получены как высокодебитные (Малоичское месторождение, скв. 2 – 400 м³/сут; Южно-Табаганское, скв. 130 – 345 м³/сут; Герасимовское месторождение, скв. 8 – 142 м³/сут), так и малодебитные притоки УВ и их проявления. На прилегающих к Нюрольскому бассейну территориях промышленные притоки получены севернее на Медведевской площади, входящей в состав Советского месторождения в пределах Нижневартовского свода; северо-восточнее и южнее на газонефтяном Чкаловском месторождении, находящемся в пределах Межозерного вала; газоконденсатных Верхнекомбарском на Пудинском мегавалу и Речном на Средневасюганском мегавалу; нефтяном Ягыл-Яхском на Верхнедемьянском мегавалу. Притоки нефти и газа зафиксированы также на Чебачьей, Северо-Васюганской, Крыловской, Северо-Крыловской, Парбигской, Назинской и других площадях.

Несмотря на довольно значительную изученность территории различными геофизическими методами и бурением, остается много вопросов и нерешенных проблем. Даже такой вопрос, как корректное картирование доюрской поверхности, до сих пор остается открытым. Кровля разреза палеозойских пород настолько изменена палеоденудацией, что их акустические свойства приближаются к таковым нижних горизонтов мезозойского чехла. В связи с этим отраженная волна от поверхности палеозойского комплекса (Ф₂) формируется только на границе резкого изменения пластовых скоростей. Следовательно, условия для возникновения отраженной волны создаются несколько глубже реальной поверхности доюрских отложений, где породы (в частности, карбонаты) в основном сохранили естественные, присущие им свойства. Возможен вариант, при котором акустические свойства нижних горизонтов мезозойского чехла оказываются близкими к таковым палеозойских пород – в зонах разгрузки гидротермальных флюидов.

Таким образом, картирование поверхности палеозойского комплекса сейсмическими методами фиксирует границу значительного снижения степени дезинтеграции палеозойских пород, а не их реальную поверхность. На Урманской площади горизонт Ф₂ установлен в скважинах как выше, так и ниже кровли палеозоя, причем расхождение достигает 150 м (скв. 9). В этом отношении довольно показательно Арчинское месторождение нефти, расположенное в восточной части Нюрольской впадины. На Арчинской площади отмечается довольно существенное различие в положении кровли палеозоя по данным бурения и сейсморазведки (рис. 1). Отражающий горизонт Ф₂ фиксируется ниже истинной кровли на 70-100 м. Залежь нефти контролируется тектоническими экранами и приурочена к зонам гидротермальной переработки органогенных известняков. Повышение плотности наблюдений дает только детализацию этой физической границы, но не решает проблемы картирования поверхности. Безусловно, имеются участки, где поверхность палеозойских пород лишена мощной зоны дезинтеграции (интрузивные тела или выступы, сложенные изверженными породами) и сейсмическая отраженная волна соответствует поверхности палеозойского комплекса, но это может быть подтверждено только бурением.

Для установления закономерностей размещения, условий формирования залежей УВ и прогноза нефтегазоносности территории одним из наиболее важных вопросов является изучение одновременного существования проницаемых комплексов и перекрывающих их флюидоупоров. Сочетание подобных геологических тел было названо И.О. Бродом (1951) природным резервуаром, "являющимся вместилищем для воды, нефти и газа". Развитию понятия природных резервуаров и их классификации посвящено значительное число научных работ. При дальнейшем описании природный резервуар рассматривается нами как "часть геологического пространства, в котором возможно самостоятельное (изолированное) движение флюидов" (Калинко М.К., 1985).

Проблема нефтегазоносности доюрских пород Западно-Сибирской плиты состоит из принципиально различных задач поисков УВ в двух типах резервуаров: 1) разновозрастной, дезинтегрированной части пород поверхности погребенных выступов палеозойских отложений; 2) собственно внутрипалеозойских толщ. Основные трудности при их решении связаны с тем, что эти породы залегают на большой глубине и вскрыты скважинами в отдельных точках и на незначительную толщину, что осложняет детальное изучение резервуаров.

В юго-восточной части Западно-Сибирской плиты глубоким бурением были вскрыты карбонатные, терригенно-карбонатные, терригенные, вулканогенно-осадочные, вулканогенные и интрузивные породы. В результате дифференцированных движений отдельных блоков на доюрскую поверхность были выведены породы различных состава и возраста, что может быть проиллюстрировано на примере небольшого по площади Восточного месторождения нефти (Новосибирская область). Это месторождение объединяет две локальные структуры: Восточную и Касманскую – эрозионно-тектонические выступы доюрских пород. По структурной карте кровли палеозойских отложений Восточная структура оконтуривается изогипсой -2640 м и имеет размер 1,3х1,5 км при амплитуде 20 м. Касманское поднятие также ограничено изогипсой -2640 м и характеризуется такой же амплитудой, но большими размерами – 3,2х5,0 км (рис. 2). Коллекторы распространены локально как по площади, так и по разрезу и в основном приурочены к разломам. Указанное ставит под сомнение целесообразность их отождествления с продуктивными пластами слоистых образований, как это принято в классической нефтяной геологии, поскольку такой объект не представляет собой единого резервуара со стратифицированными границами раздела, а состоит из разновозрастных образований гетерогенного состава.

В позднепалеозойское и раннемезозойское время рассматриваемая территория была относительно приподнятой и подвергалась процессам денудации с образованием площадных кор выветривания, мощность которых по данным различных исследователей достигала от 5-20 м на сводах до 80-100 м на склонах структур. Наличие многочисленных разноамплитудных и разноориентированных тектонических нарушений, а также их неоднократная попеременная активизация, происходившая в пермотриасовый, юрский, меловой и новейший этапы геологического развития, обусловили мелкоблоковый характер этих выступов, способствовали внедрению многочисленных интрузий и проявлению газовых эманации, инициировали многократную проработку исходных пород вторичными процессами. Это способствовало формированию специфических коллекторов порово-трещинного, трещинного, порово-кавернозно-трещинного типов и их резкой вертикальной и латеральной дифференциации от непроницаемых разностей до коллекторов, при испытании которых были получены притоки нефти более 100 м³/сут.

Решающую роль в развитии высокоемких и высокопроницаемых коллекторов играют условия седиментогенеза и унаследованность дальнейших процессов преобразования пород. Благоприятная или неблагоприятная первично-образованная структура порового пространства предопределяет интенсивность и характер постседиментационных преобразований [1]. Поэтому коллекторские свойства бывшей коры выветривания, претерпевшей также значительные вторичные изменения, могут быть как ухудшенными в сравнении с нижележащими палеозойскими породами, так и улучшенными. В качестве примера можно указать результаты испытаний по ряду месторождений. Так, в скв. 10 Калиновая из карбонатных отложений палеозоя был получен приток нефти с газом (интервал испытания 2990-3005 м), а в керне из коры выветривания, представленном глинисто-карбонатной породой (интервал опробования 2924-2931 м) были обнаружены только выпоты нефти. На Нижнетабаганском месторождении нефти в скв. 3 из палеозойских отложений (интервал испытания 2995-3044 м) приток нефти был вдвое выше, чем из коры выветривания (интервал испытания 2995-3010 м). Аналогичное явление наблюдалось и в скв. 2 Урманская, где при испытании палеозойских отложений в колонне (интервал 3088-3103 м) дебит нефти и воды был более значительным, чем из глинистой коры выветривания (интервал испытания 3019-3054 м), откуда было получено только небольшое количество нефтяной эмульсии.

Однако на ряде площадей коллекторские свойства коры выветривания значительно лучше, чем у палеозойских отложений. Так, открытая пористость коры выветривания, сложенной порово-кавернозными органогенными известняками, достигает 17-25 %. Из вскрывшей ее скв. 3 Верх-Тарская был получен приток нефти дебитом 120 м³/сут (интервал испытания 2692-2704 м). Высокими фильтрационно-емкостными свойствами обладают бокситоподобные породы, образующиеся в пределах развития чистых карбонатов. Диаспор-сидеритовые руды, вскрытые в разрезе скв. 13 Верх-Тарская (интервал 2753-2755 м), в участках максимальной разуплотненности имеют открытую пористость 28,4 %, а при испытании интервала, в который они входили, был получен приток воды 630 м³/сут. Дебиты нефти повышаются снизу вверх и на Калиновом, Северо-Калиновом и Останинском месторождениях.

Для иллюстрации разнообразия литолого-промысловых характеристик пластов группы М (зоны контакта мезозойских и палеозойских отложений) даже в одновозрастных отложениях приводятся разрезы близрасположенных (первые десятки километров) скважин (рис. 3).

Проведенные в ПГО "Новосибирскгеология" исследования керна скважин на Малоичской площади, вскрывших палеозойский комплекс пород мощностью 1760 м, показали, что известняки относятся в основном к низкопоровым коллекторам, а емкостные свойства определяются вторичными трещиноватостью и кавернозностью, роль которых возрастаёт в зоне влияния интрузивных тел. При этом, если значения открытой пористости возрастают от 1 до 10 %, то трещинная проницаемость составляет (1,1-86,1)·10'³ мкм². Там, где нет магматических пород, трещинная проницаемость невысокая (0,13-1,20)·10'³ мкм². Магматические породы (диабазы, гиалобазальты) в свою очередь непроницаемы и характеризуются как породы-покрышки. Их влияние на коллекторские свойства наглядно проявилось при испытании скв. 2 Малоичская, где в интервале 2857-2865 м, включающем тело диабазовых порфиритов (интервал 2858-2863 м), был получен приток нефти дебитом 38 м³/сут.

Подобный пример улучшения коллекторских свойств в зоне контакта карбонатов и магматических образований показали испытания скв. 17 Верх-Тарская, где в интервале 2697-2727 м вскрыты гранит-порфиры, а ниже органогенные известняки. В интервале 2631-2697 м был получен приток пластовой воды дебитом 431 м³/сут с растворенным горючим газом, а при испытании в интервале 2697-2720 м притока пластового флюида не получено, как и в интервале 2874-2905 м, сложенном карбонатами.

Стратиграфическая приуроченность коллекторов не имеет четкой закономерности. В нижнем девоне выявлено два притока нефти в скв. 4 Малоичская, значительные дебиты установлены в скв. 42 Солоновская. Нефть вместе с фонтаном газа была получена из отложений нижнего – среднего девона в скв. 2 Еллей-Игайская, приток газа – из скв. 180 Лугинецкая, нефти – из скв. 417, 438 Останинские. Породы среднего девона нефтеносны на Малоичском (скв. 6, 9), Арчинском (скв. 41, 42), Урманском (скв. 5, 11) и Южно-Табаганском (скв. 130) месторождениях. В верхнем девоне притоки УВ были выявлены на нескольких месторождениях: Малоичском, Останинском, Тамбаевском. Помимо перечисленных, небольшие признаки УВ обнаружены и в виде пленки на поверхности глинистого раствора на Калиновом и Нижнетабаганском месторождениях. К отложениям верхнего девона – нижнего карбона приурочены промышленные притоки нефти на Калиновом, Восточном, Чкаловском месторождениях, а к отложениям нижнего – среднего карбона – на Герасимовском месторождении. Это дополнительно свидетельствует о том, что коллекторы этих резервуаров не приурочены к какому-либо одному стратиграфическому уровню, а образуются вследствие наложенных вторичных процессов в различных породах.

Особенности геологического строения находят отражение в разнообразии ловушек, среди которых выделяются стратиграфические, литологические с многочисленными тектоническими экранами. Встречаются также ловушки смешанного типа (Конторович А.Э. и др., 1991; Абросимова О.О., Рыжкова С.В., 1997).

Залежи могут быть приурочены как к верхним частям выступов, так и к блокам на их склонах. Так, в Нюрольской впадине на Верх-Тарском месторождении скв. 3 в интервале глубин 2676-2780 м в верхней части палеозойского выступа был вскрыт продуктивный пласт, сложенный кавернозными и трещиноватыми известняками с прослоями эффузивов. Подобный же тип ловушек был встречен на Герасимовском, Урманском, Арчинском, Ягыл-Яхском и некоторых других месторождениях.

Примером приуроченности залежи к боковым частям выступов может служить Межовское месторождение нефти, на котором доюрские отложения представлены гранитами. Нефтеносность установлена скв. 4 при испытании в интервале глубин 2215-2242 м, включающем кору выветривания гранитов и базальный горизонт, сложенный аргиллитами ачимовской свиты.

Наряду с площадной корой выветривания на участках активного проявления разломно-тектонической деятельности развивалась кора выветривания линейно-трещинного типа. Притоки нефти и нефтепризнаки здесь связаны с коллекторами глубинно-карстового жильного типа, формирующимися в два основных этапа: сначала в них происходит образование жил, включающих растворимые минералы, а затем их частичное выщелачивание с образованием системы каверн (Белкин В.И., Медведский Р.И., 1989). Коллекторы, возникшие подобным образом, были вскрыты на Урманской, Восточной и Арчинской площадях (Конторович А.Э. и др., 1991). Как показали исследования на Восточном месторождении, скв. 1 в интервале глубин 2707-2837 м вскрыла нефтенасыщенную кору выветривания подобного типа, представленную глинисто-кремнистыми породами в различной степени трещиноватыми и выветрелыми (Абросимова О.О., Рыжкова С.В., 1997).

Пожалуй, наиболее перспективным типом ловушек в палеозойском комплексе являются рифогенные постройки, представляющие собой массивный тип резервуара [4]. По результатам геолого-геофизических работ на территории Нюрольского бассейна была выявлена региональная зона рифогенных фаций субмеридионального простирания на Калиновой, Нижнетабаганской, Хатчинской, Малоичской площадях [3, 5]. Рифогенным породам присущи следующие особенности. Во-первых, при образовании они имеют очень высокую первичную пористость. Во-вторых, одновременно с формированием рифа происходит его литификация с весьма слабым уплотнением (вместе с тем некоторые исследователи современных рифов отмечают, что этот процесс может наступить за очень короткий период времени при полном уничтожении первичной пористости). В-третьих, рифы образуются из химически нестабильных минералов (преимущественно арагонита и кальцита), которые, вступая в реакции с циркулирующими поровыми водами, испытывают различные химические превращения.

Детальный литолого-фациальный анализ карбонатных отложений девона, проведенный по керну Малоичской (скв. 2-20) и Верх-Тарской (скв. 2, 3 ,5, 7, 11-14, 17) площадей, показал широкое развитие в этом районе рифогенно-аккумулятивных фаций. Основная залежь нефти на Малоичском месторождении приурочена к органогенно-обломочным известнякам и метасоматическим доломитам передового склона Малоичской банки.

Малоичская структура расположена в юго-западной части Нюрольского бассейна и представляет собой приподнятую зону палеозойских образований на современном срезе, осложненную рядом вершин. Блоковый характер подчеркивается большими углами падения пород вблизи разломов, разнообразием состава разновозрастных отложений, выходящих в отдельных блоках на доюрскую поверхность. В разрезе скв. 4 Малоичская по данным промыслово-геофизических исследований вскрытых отложений палеозоя, сложенных карбонатами верхнего и среднего девона, выделяется несколько продуктивных пластов, которые индексируются буквой М и соответствуют следующим интервалам глубин: М₁ – 2842-2852 м, М₂ - 2859-2870 м, М₃ -2885-2900 м, М₄ - 2935-2965 м. В верхнесилурийских карбонатных отложениях продуктивен интервал глубин 4520-4560 м, индексируемый буквой С. Пласты М₁ и М₂ пространственно расположены в зоне контакта палеозойских и мезозойских образований, остальные относятся к внутрипалеозойским залежам.

Продуктивная часть основной залежи М₁ карбонатных отложений палеозоя на Малоичском месторождении нефти представлена различными литофациями: органогенных рифов, передового шлейфа рифа и внутририфовой лагуны (рис. 4).

Неодинаковый фациальный облик пород и различная направленность постседиментационных процессов нашли свое отражение в характере распределения фильтрационно-емкостных параметров. Улучшенная зона коллекторских свойств приурочена к отложениям передового шлейфа рифа, которые при высокой пористости имеют и самую значительную проницаемость (рис. 5).

Анализ свойств нефтей, находящихся в коллекторах доюрского возраста, позволил А.Э. Конторовичу и его коллегам разделить их на несколько семейств [2].

Эталонным представителем семейства I является еллей-игайская нефть (скв. 2 Еллей-Игайская, интервал испытания 3963-4044 м). К этому же семейству относятся малосмолистые нефти с низким содержанием парафинов из внутрипалеозойских резервуаров на Еллей-Иганской, Малоичской и Тамбаевской площадях. Генетически они относятся к морскому типу и связаны с палеозойскими отложениями.

Нефти семейства II полигенны и образовались в основном из ОВ наземной природы и УВ, мигрировавших из морских нефтематеринских пород палеозоя, или аквагенного ОВ озерной и ингрессионно-морской природы тогурской свиты. Они встречены только в Нюрольском бассейне.

Нефти семейства III максимально удалены по значениям биомаркерных показателей от нефтей семейства I. В него входят ягыл-яхская и Верхнекомбарская нефти. Это типичные континентальные нефти, источником которых могли являться нефтематеринские породы озерно-болотного и болотного генезиса нижней юры.

1. В палеозойских породах Нюрольского бассейна большинство резервуаров УВ приурочено к эрозионно-тектоническим выступам, образовавшимся при блоковых движениях в пределах синклинорных зон. Выделяются четыре типа эрозионно-тектонических выступов, сложенных интрузивными, вулканогенными и вулканогенно-осадочными, осадочными, карбонатными и терригенными породами. Выявленные резервуары относятся к классу локальных.

2. Залежи рассматриваемых резервуаров имеют сложное сочетание литологических, тектонических и капиллярных экранов.

3. Возраст продуктивных палеозойских отложений, слагающих эрозионно-тектонические выступы, варьирует от раннего девона до среднего карбона включительно, четкой стратиграфической приуроченности открытых в них залежей не наблюдается.

4. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов выявленных резервуаров сформировались в результате вторичных изменений разнообразных по вещественному составу, условиям образования и возрасту палеозойских пород, в результате чего они приобрели резкую вертикальную и латеральную дифференциацию. Для карбонатов наиболее значимыми являются процессы доломитизации и выщелачивания.

5. Анализ распределения залежей нефти и газа в карбонатных отложениях доюрского комплекса позволяет утверждать, что наиболее благоприятными условиями для формирования залежей обладают отложения биогермных построек и, прежде всего их передовых склонов. Эти участки наиболее перспективны для поиска УВ и постановки поисковых и поисково-оценочных работ. Выявленная связь между генетическим типом карбонатных отложений и их емкостными свойствами может способствовать решению задачи прогнозирования доли пород-коллекторов по генетическому типу отложений.

1. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н. Теоретические основы прогноза зон высокоемких карбонатных коллекторов в разнофациальных отложениях // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. – М., 1989. – С. 136-146.
2. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири / А.Э. Конторович, В.П. Данилова, Е.А. Костырева, О.Ф. Стасова // Геохимия. – 1998. - №1. -С. 3-17.
3. Запивалов Н.П., Пехтерева И.А., Сердюк З.Я. Выделение и картирование палеозойских рифовых массивов Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1989. - №11. - С. 5-12.
4. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. – М.: Недра, 1992.
5. Нефтегазоносность карбонатных пород силура – нижнего карбона Западной Сибири / Н.П. Запивалов, З.Я. Сердюк, Л.В. Залазаева, С.М. Яншина // Геология нефти и газа. – 1978. - №1. -С. 5-12.

Oil and gas prospects of Pre-Jurassic rocks of West Siberia various researchers evaluate in different ways. Facts of oil and gas fields discovery and obtaining of numerous oil and gas shows in these formations in large stratigraphic range allow once more to direct attention to this problem.

Analysis of geological structure and oil and gas potential of Paleozoic formations of Nurol basin shows, in particular, that an independent oil and gas exploration target could be reservoirs of four distinguished types of erosion-tectonic scarps; intrusive bodies much increase Jointing of carbonate rocks, thus improving their filtration-capacity properties; front slopes of bioherm structures are most favourable for hydrocarbon pools accumulation due to secondary porosity and permeability inherited from original properties of deposits.

Despite of geological structure compexity and, thus, a character of hydrocarbon accumulations distribution, the Paleozoic sequence appears to be a promising target for oil and gas potential increase in this region.

Кровля палеозоя: 1 – по данным бурения, 2 – по данным сейсморазведки; 3 – газо- (а) и нефтенасыщенные (б) породы; 4 – известняки; 5 – доломитизированные известняки; б – доломиты; 7 – тектонические нарушения

1 – изогипсы кровли палеозойских отложений по данным бурения, двух- и трехмерной сейсморазведки, м: а – установленные, б – предполагаемые; породы, подвергшиеся изменениям (цифры – толщина интенсивно дезинтегрированных порол в кровле палеозойских отложений, м): 2 – известняки, доломитизированные известняки, 3 – диабазовые порфириты, 4 – туфы, 5 – аргиллиты, б – радиоляриты; 7 – тектонические нарушения; 8 – скважина: числитель – номер, знаменатель – абсолютная отметка кровли палеозойских отложений, м; 9 – результаты испытаний: а – нефть, б – вода, а – приток не получен; 10 – предполагаемый контур нефтеносности

1 – песчаники; 2 – аргиллиты; 3 – известняки; 4 – трещиноватые известняки; 5 – кавернозные известняки; 6 – доломитизированные известняки, доломиты; 7 – радиоляриты; 8 – мраморизованные известняки; 9 – диабазовые порфириты; 10 – гиалобазальты; 11 – несогласное залегание; 12 – поглощающий интервал; 13 – измененные, дезинтегрированные породы; 14 – непроницаемые породы; 15 – нефтенасыщенный интервал; 16 – водонасыщенный интервал; 17 – толщина нефте- и водонасыщенного интервала; Q_н, Q_в, Q_г – дебит нефти (м3/сут), воды (м3/сут), газа (тыс. м3/сут) соответственно, Гф – газовый фактор, м3/м3

1 – изогипсы поверхности доюрских порол, м; 2 – субвертикальные зоны эрозионно-тектонических выступов; 3 – предполагаемый глубинный разлом; 4 – тектонические нарушения; 5 – водонефтяной контакт; литофации: 6 – органогенных рифов, 7 – передового шлейфа, 8 – внутририфовой лагуны; типы коллекторов: 9 – поровый, 10 – порово-трещинный, 11 – трещинно-поровый, 12 – трещинно-каверново-поровый; 13 – отсутствие коллектора; 14 – скважины: давшие приток нефти (а), ликвидированные по техническим причинам (б); 15 – перспективная зона; 16 – место заложения поисково-оценочной скважины

Литофации: 1 – органогенных рифов, 2 – передового шлейфа, 3 – внутририфовой лагуны