К оглавлению	УДК 551.762.1/.2:553.982(571.121)
	© Коллектив авторов, 1998

ПЕРСПЕКТИВЫ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА

B.C. Сурков, A.M. Казаков, В.П. Девятов, Л.В. Смирнов, А.Е. Еханин (СНИИГГиМС)

Введение

В ранней и средней юре Западно-Сибирский осадочный бассейн [4] был дифференцирован на три фациальные области: Ямало-Гыданскую морскую, Обь-Тазовскую переходную и Обь-Иртышскую континентальную (Казаков А.М., Девятов В.П., 1990). На территории Ямало-Ненецкого АО, занимающего северную часть Западной Сибири, располагались Ямало-Гыданская фациальная область (шельф) и северная часть Обь-Тазовской (прибрежное мелководье, дельты, лагуны, прибрежные аллювиально-озерно-болотные равнины, временами заливавшиеся морем). Аналогичные обстановки существовали и на смежной территории западной части Красноярского края, отвечающей северо-востоку Западно-Сибирской плиты (рис. 1).

В зависимости от стратиграфической полноты, мощности, вещественного состава и набора фаций нижне-среднеюрских отложений Ямало-Гыданская область делится на Ямальскую, Гыданскую и Усть-Енисейскую фациальные зоны, а север Обь-Тазовской - на Нижнеобскую, Надымскую, Уренгойскую, Часельскую и Приенисейскую. Ориентировка зон преимущественно субмеридиональная (см. рис. 1).

Ямальская зона характеризуется развитием морских и прибрежно-морских глинистых и мелкокластических отложений с остатками двустворок и фораминифер, фрагментарным отсутствием нижних горизонтов юрской системы, средними мощностями отложений (800-950 м). Усть-Енисейская зона отличается повышенными мощностями нижней-средней юры (1400 м), полным объемом юрской системы (за исключением мелких площадей локальных поднятий), развитием глинистых и песчано-алевритовых отложений с остатками морского бентоса. В Гыданской зоне нижне-среднеюрские отложения наиболее глубоководные, мощные (более 1500 м) и мелкообломочные.

Нижнеобская и Приенисейская зоны в общих чертах отвечают внешнему поясу плиты, где мощности нижне-среднеюрских отложений сокращены (соответственно до 320 и 520 м), нижние горизонты системы (геттанг, синемюр, плинсбах) отсутствуют. Надымская и Часельская зоны относятся соответственно к западной и восточной краевым частям внутренней погруженной области плиты. Здесь мощности отложений увеличиваются соответственно до 1150 и 1270 м, а нижний и средний отделы присутствуют практически полностью. Уренгойская зона, занимающая наиболее прогнутую часть плиты, приурочена к Колтогорско-Уренгойскому мегажелобу и характеризуется разрезами максимальной мощности (1700 м на поднятиях и более 2000 м в прогибах) и стратиграфической полноты.

Методологический подход к изучению условий формирования нижне-среднеюрских отложений

При реконструкции условий седиментогенеза результирующими материалами являются литолого-палеогеографические карты, представляющие собой синтез данных многоплановых исследований осадочного выполнения бассейна. Объектами интерпретации палеогеографических условий служат региональные хроностратиграфические подразделения - горизонты, объединяющие по латерали одновозрастные разнофациальные отложения и отражающие в своем строении и составе основные события геологической истории региона.

На среднемасштабных литолого-палеогеографических картах по основным песчаным пластам нижней и средней юры Ямало-Ненецкого АО, являющихся основой нефтегазогеологического районирования, изображены обстановки седиментогенеза и области сноса в виде палеогеологической карты с рельефом в изолиниях. Для того чтобы оценить качество размываемых отложений, наметить пути транспортировки благоприятного обломочного материала, спрогнозировать возможные зоны развития улучшенных коллекторов, на палеогеологических картах показаны распространение и состав формационных комплексов доюрских пород.

Литолого-палеогеографические карты по всем резервуарам нижней и средней юры составлены по прикровельным отложениям мощностью 15-20 м, залегающим непосредственно под региональными глинистыми экранами. Такой выбор объясняется тем, что для песчано-алевритовых гидродинамически сообщающихся нефтегазосодержащих горизонтов мощностью 100-500 м, с локальными и зональными экранами внутри, основные скопления УВ вероятнее ожидать в верхней их части под региональными флюидоупорами. Кроме того, стратиграфический анализ материалов по нижнему мезозою Сибири свидетельствует о медленном селективном развитии регрессивных процессов (песчано-алевритовые горизонты) и геологически "мгновенных" повсеместных распространениях трансгрессий (глинистые горизонты с одновозрастными палеонтологическими комплексами в основании), ведущих к перекрытию одновременно сформировавшегося непрерывного ряда микрофаций от грубого аллювия предгорий на юге Западной Сибири до тонких илов нижней сублиторали шельфовых морей на ее севере.

Литолого-палеогеографические карты составлены на комплексной основе по материалам полевого изучения керна, анализа диаграмм ГИС и сейсмопрофилей MOB ОГТ, в том числе обработанных по программе РЕАПАК, данным литолого-петрографического, геохимического и палеонтолого-тафономического изучения отложений.

Применение сейсмофациального анализа заключается в региональной прослеживаемости стратифицированных комплексов и оконтуривании территории их развития; анализе степени прослеживаемости и интенсивности отражений, поведения осей синфазности, геометрии сейсмофаций, свидетельствующих о характере фациальной изменчивости осадков по латерали и несогласиях, динамике осадконакопления во времени, об основных направлениях транспортировки обломочного материала и т.д. [3]. Использованы методики по построению электрометрических моделей различных фаций по кривым ПС и ГК, отражающим известную для современных осадков вертикальную эволюцию осадочного вещества (Муромцев B.C., 1984; [1]).

На литолого-палеогеографических картах выявлены и показаны песчаные, алевритовые и глинистые фации следующих обстановок осадконакопления: шельфа и прибрежной зоны, островной части шельфа, подводных возвышенностей, прибрежно-морской равнины в зоне неустойчивого положения береговой линии, фронта дельты, субаквальной и субаэральной дельтовых платформ, эстуариев, речных русел, пойм, озер, болот. Для анализируемых отложений, отвечающих продуктивным пластам и их латеральным аналогам, по скважинам (керн и каротаж) подсчитано процентное содержание пород с дифференциацией знака на карте после 10 %.

Для более полного отражения условий осадконакопления на картах вынесены места находок морских, солоновато-водных, пресноводных двустворок, фораминифер, конхострак, рыб, пласты и линзы углей, показаны типы растительных ассоциаций на суше: мхов, плаунов, хвощевых, папоротников, в том числе теплолюбивых, гинкговых, цикадофитов, чекановскиевых, хвойных, отражающих климатические особенности региона.

Для областей сноса приведены формационные комплексы пород в виде палеогеологической карты. На ней изображены разновозрастные комплексы осадочных, метаморфических и магматических пород. Принцип изображения на карте палеогеологического строения областей сноса принят следующий. На основе схематической геологической карты доюрского фундамента Западно-Сибирской плиты, составленной под редакцией B.C. Суркова (1995), показана площадная эволюция во времени закартированных комплексов пород в зависимости от их механических свойств, устойчивости к химическому выветриванию, избирательности тектонических движений, климата, орографических особенностей.

Для реконструкции палеорельефа (с сечением горизонталей через 200 м) разработан следующий прием. Линия современного распространения осадков реконструируемого горизонта принимается за условный нуль. От этой линии до контура распространения перекрывающего горизонта высота рельефа определяется по мощности перекрывающих отложений с учетом коэффициента уплотнения осадков (для алевритовых и глинистых пород 4-7, для песчаных - 0). И далее в сторону горного обрамления последовательно набирается нарастающая сумма мощностей перекрывающих толщ, адекватная эродированному рельефу. Аналогичным образом восстанавливался рельеф зон кольцевого выклинивания (внутренних выступов фундамента). Поскольку линия "условного нуля" ограничивает континентальные отложения, а "абсолютного нуля" отвечает береговой линии соответствующего палеоморя, вносится альтитудная поправка, учитывающая тектоническое положение территории, характер преобладающих фаций, тип формаций и механический состав пород в областях сноса, характер магматизма и т.п.

Особенности стратиграфического расчленения и выделения нефтегазогеологических подразделений

В основу стратификации нижней - средней юры Западной Сибири положена вертикальная (песчано-алевритовые и глинистые толщи) и латеральная (морские, переходные и континентальные осадки) дифференциация осадочного вещества Западно-Сибирского седиментационного бассейна. Вертикальная дифференциация выражается в закономерной повторяемости в разрезе трансгрессивных глинистых и регрессивных алевритово-песчаных толщ, обусловленной периодичностью эвстатических колебаний, латеральная - в площадных особенностях, отражающих существование субмеридионального ряда ландшафтов: морского - переходного - континентального.

Эти толщи составляют региональные стратиграфические горизонты, пять из которых (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский) сложены песчаными, алевритовыми и глинистыми породами, а пять, их последовательно перекрывающих (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский, нижневасюганский), преимущественно глинистыми осадками (Казаков A.M., Девятов В.П., 1990).

Все перечисленные горизонты в пределах осадочного бассейна имеют по латерали определенные отличия, связанные со спецификой трех ландшафтов, которые отвечают трем соответствующим фациальным областям. В целом это выражается в укрупнении кластического материала осадков по направлению к областям сноса и эскалации признаков, характерных для континентальных отложений.

В нижне-среднеюрских отложениях Ямало-Ненецкого АО заключены остатки морских, солоновато-водных и пресноводных двустворок, фораминифер, остракод, наземных растений, споры и пыльца. Основные находки морских фоссилий приходятся на Ямало-Гыданскую морскую область, в меньшей степени - на Обь-Тазовскую, где чаще встречаются остатки наземных растений и спорово-пыльцевые комплексы. В целом для региональной стратиграфической схемы Западно-Сибирской плиты Б.Н. Шурыгиным, Б.Л. Никитенко, В.В. Сапьяником и др. разработаны региональные шкалы по двустворчатым моллюскам, фораминиферам, остракодам. При этом установлено, что комплексы макро- и микрофауны из скважин северных районов Западной Сибири имеют ту же последовательность, что и комплексы Средней Сибири, датированные аммонитами. С фаунистическими комплексами в свою очередь хорошо увязывается последовательность слоев со спорами и пыльцой (Девятов В.П., Казаков A.M. и др., 1994). Присутствуют все ярусы нижней и средней юры, в некоторых случаях палеонтологически обосновано подъярусное расчленение.

На стратиграфической схеме нижней-средней юры Ямало-Ненецкого АО (рис. 2) местные схемы Ямало-Гыданской и Обь-Тазовской фациальных областей объединены в единую стратиграфическими горизонтами, которые являются региональными хроностратиграфическими подразделениями. Стратотипы горизонтов располагаются в морских разрезах Ямало-Гыданской фациальной области. Наименования горизонтов даны по названию свит этого региона.

На региональных сейсмических профилях MOB ОГТ глинистые горизонты (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский) выделяются как основные отражающие уровни в нижне-среднеюрском разрезе Западной Сибири. Левинский горизонт идентифицируется с нижней частью группы отражений Т₄, а именно с Т₄² , китербютский - с верхней частью отражений - Т₄¹. Лайдинскому горизонту отвечает нижняя часть многофазного регионального сейсмического горизонта Т₂, а леонтьевскому - нижняя часть отражений группы Т₁.

Нефтегазогеологические подразделения. Стратиграфические горизонты являются основой нефтегазогеологической номенклатуры нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского осадочного бассейна. Названия комплексов, резервуаров, экранов одноименны горизонтам. При индексации продуктивных пластов использован также буквенный символ горизонтов (Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов Л.В. и др., 1995).

Нижне-среднеюрская толща Западной Сибири расчленяется на нижнеюрский (уренгойский) и среднеюрский (варьеганский) нефтегазоносные надкомплексы, отвечающие соответствующим сериям (см. рис. 2).

Классификация нефтегазоносных комплексов на более низкие таксоны отвечает дифференциации нижне-среднеюрских отложений на региональные хроностратиграфические подразделения - горизонты, объединяющие по латерали последовательные ряды песчано-алевритовых и глинистых фаций. В составе коллекторской и экранирующей толщ выделяются нефтегазоносные комплексы с названием по коллекторской толще (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский), резервуары (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский) и экраны (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский, нижне-васюганский).

Дальнейшее расчленение нефтегазоносных отложений заключается в выделении и корреляции потенциально продуктивных песчаных пластов внутри каждого резервуара и их индексации. Внутри резервуара продуктивные песчаные пласты (мощностью не менее 5 м) индексируются двумя буквами - от названия системы и горизонта (группа пластов зимнего горизонта - ЮЗ, шараповского - ЮШ, надояхского - ЮН, вымского - ЮВ, малышевского - ЮМ). Число пластов внутри каждого горизонта обозначается цифрами внизу (ЮШ_1-3, ЮН_1-7 и т.д.). Для экранирующих горизонтов, в случае нахождения в них продуктивных пластов, зарезервированы индексы нижележащего резервуара с нулем вверху и дальнейшей нумерацией внизу по числу пластов  для китербютского экрана,  для лайдинского экрана и т. д.).

Резервуары и экраны, особенности их качественного распределения

В составе нижне-среднеюрских отложений на территории Ямало-Ненецкого АО выделяют пять региональных резервуаров (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский) и пять последовательно перекрывающих их экранов (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский, нижневасюганский), являющихся одновременно и нефтематеринскими толщами.

Зимний резервуар (пласт ЮЗ₁ -начало позднего плинсбаха) соответствует зимнему горизонту (зимняя и береговая свиты, см. рис. 2). Он сложен зеленовато-серыми песчаниками с прослоями гравелитов и конгломератов, темно-серыми, буроватыми аргиллитами, алевролитами. Рассеянные по всей толще галька и гравий представлены окатанными, угловато-окатанными обломками кварца, кремней, эффузивов, глинистых и карбонатных пород. Песчаники и алевролиты полевошпат-кварц-граувакковые, кварц-граувакковые, мезомиктовые кварцевые с глинистым хлорит-гидрослюдистым, сидеритовым и кальцитовым цементом.

Во время формирования зимнего резервуара (рис. 3) мелководный морской бассейн располагался на самом севере Западной Сибири в Ямало-Гыданской области. Здесь формировался шельфовый комплекс песчано-алевритово-глини-стых осадков зимней свиты с прослоями гравийно-галечных турбидитов. Низкий уровень зимнего моря и высокий рельеф обрамления препятствовали широкому развитию в Обь-Тазовской области приморских обстановок: дельтовых платформ, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, речных долин, формировавших отложения переходного типа. Существенное значение в осадконакоплении имели рифтовые долины, выполнявшие роль основных транспортных артерий для терригенного материала.

На территории Ямало-Ненецкого АО на завершающем этапе формирования зимнего резервуара картина распределения фаций выглядела примерно следующим образом (см. рис. 3). Мелкое море занимало Ямало-Гыданскую область. С юга к морю примыкали две дельтовые платформы с подводной и надводной их частями и фронтальными склонами. Междельтовые пространства и оба побережья представляли собой прибрежно-морские равнины, временами заливавшиеся морем. Основная река была приурочена к Колтогорско-Уренгойскому желобу, притоки тяготели к оперяющим надрифтовым желобам (Аганский и др.) и другим отрицательным структурам. Вторая речная долина располагалась на западе территории в Шеркалинском прогибе. Обе реки в связи с высоким рельефом, видимо, имели незрелые долины и формировали в основном русловый аллювий. Небольшие участки бортов речных долин были покрыты делювиально-пролювиальными отложениями. Ближайшие области сноса представляли собой низкие и средние горы с преобладающими высотами 400-600 м; отдельные вершины достигали 800-1200 м.

Левинский экран соответствует левинскому горизонту (левинская и таркосалинская свиты, см. рис. 2) и представлен темно-серыми, иногда буроватыми аргиллитами, мелкозернистыми глинистыми алевролитами с редкими маломощными прослоями песчаников. В краевых частях бассейна отмечается рассеянная галька кварца, кремней, эффузивных пород. Глинистые породы состоят из гидрослюды, смешанослойного минерала - гидрослюды-монтмориллонита, хлорита, каолинита.

В первой половине позднего плинсбаха (время формирования левинского экрана) уровень моря повысился, но трансгрессия была ограничена высоким рельефом окружающей суши. Территория исследований представляла собой достаточно глубокое опресненное шельфовое море, переходившее на юге в систему лагун, озер, маршей, заболачивающихся водоемов, где сформировалась экранирующая алевритово-глинистая толща мощностью до 100-160 м, которая полностью перекрыла зимний резервуар. Она является первым (левинским) региональным флюидоупором и нефтематеринской толщей в нижней юре Западной Сибири.

Шараповский резервуар (пласт ЮШ₁ - конец позднего плинсбаха) отвечает шараповскому горизонту (шараповская и черничная свиты, см. рис. 2). Резервуар сложен светло-серыми мелко- и разнозернистыми песчаниками с небольшими прослоями конгломератов и гравелитов, темно-серыми, серыми глинистыми алевролитами, аргиллитами. Гравелиты и конгломераты состоят из гальки кварца, кремней, осадочных, эффузивных пород. Песчаники и алевролиты кварц-полевошпат-граувакковые, граувакк-аркозовые, мезомиктовые кварцевые с глинистым хлоритовым, гидрослюдистым, кальцитовым, иногда доломитовым и сидеритовым цементом.

Во время накопления шараповского резервуара (рис. 4) Ямало-Гыданская область представляла собой шельф с различными глубинами. Здесь в неглубоком море с хорошей аэрацией, менявшимися батиметрическими и гидродинамическими условиями, с окислительно-восстановительными и окислительными обстановками в придонном слое воды и осадке формировались песчано-алевритово-глинистые осадки шараповской свиты. Наиболее глубоководные обстановки существовали в субмеридиональной наиболее прогнутой части бассейна, краевые его зоны занимали мелкий шельф, прибрежное мелководье и прибрежные равнины, временами заливавшиеся морем.

На севере Обь-Тазовской области, где накапливались осадки черничной свиты, располагались мелководная часть шельфа и обрамляющие его дельтовые платформы, прибрежные низменные равнины, периодически заливавшиеся морем, системы лагун, озер, болот, речные долины, водораздельные пространства которых были либо возвышенными и денудировались, либо были заняты верховыми болотами и озерами. Основные водотоки также были связаны с понижениями линейных рифтовых депрессий. Для этих зон характерны циклиты дельтового типа мощностью 15-40 м, в основании которых залегают мелкозернистые глинистые алевролиты продельты, иногда с остатками морского бентоса, сменяемые песчаниками фронта дельты и далее песчаниками, алевролитами, аргиллитами подводной и надводной частей дельтовой платформы с остатками наземной флоры и тонкими прослойками углей. В южном направлении увеличивается роль аллювиальных осадков.

В связи с широким развитием сети речных долин окружающий рельеф значительно понизился. Высота его составляла большей частью 200-400 м, лишь отдельные вершины и хребты достигали 600-800 м, редко более.

Китербютский экран соответствует китербютскому горизонту (китербютская и тогурская свиты, см. рис. 2), сложенному темно-серыми, черными тонкоотмученными и алевритовыми аргиллитами, нередко битуминозными, с маломощными линзами и прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников кварц-полевошпат-грауваккового, граувакк-аркозового состава. Аргиллиты и глинистый матрикс мелкозернистых алевролитов состоят из гидрослюды, хлорита, смешанослойного минерала - гидрослюды-монтмориллонита, каолинита.

Во время раннетоарского повышения уровня сибирских морей (китербютский горизонт), обусловленного глобальными причинами, в осадконакопление была вовлечена более обширная территория, чем в шараповское время. Судя по общей геологической ситуации, параллельному рисунку записи и высокой амплитуде отражений на разрезах ОГТ, центральные районы Ямало-Гыданской области представляли собой глубоководный шельф. Динамика вод в связи с пологим уклоном дна палеошельфа и значительной глубиной морского бассейна была слабой. Здесь в пределах нижней и средней сублиторали накапливались глинистые, нередко битуминозные, осадки с маломощными прослоями алевритовых турбидитов, темпеститов и контуритов, особенно в зонах надрифтовых желобов. В окраинных районах территории располагались мелководье шельфа и прибрежные равнины, временами заливавшиеся морем. Здесь отлагались глины, глинистые илы, алевритовые и мелкопесчаные маломощные прослои. В Обь-Тазовской области надводные поднятия шараповского времени опустились под уровень моря.

Сформировавшийся на этом этапе китербютский горизонт повсеместно перекрыл шараповский резервуар и составил второй региональный (китербютский) экран и нефтематеринскую толщу в нижней юре Западной Сибири.

Надояхский резервуар (пласт ЮН₁ - начало аалена) соответствует надояхскому горизонту (надояхская и селькупская свиты, см. рис. 2). Он сложен переслаивающимися песчаниками, иногда с прослоями конгломератов и гравелитов, алевролитами, аргиллитами, пакетами их флишоидного чередования. Песчаники и крупнозернистые алевролиты светло- и зеленовато-серые, серые мелко- и мелко-среднезернистые. Глинистые алевролиты и аргиллиты темно-серые массивные или слоистые, часто с мелким растительным детритом. Глинистый матрикс алевролитов и аргиллиты состоят из гидрослюды, хлорита, смешанослойного минерала - гидрослюды-монтмориллонита, каолинита. Песчаники и алевролиты полевошпат-кварц-граувакковые, кварц-полевошпатовые, граувакк-аркозовые с гидрослюдисто-хлоритовым, кальцитовым, пятнами сидеритовым и доломитовым цементом.

Во время формирования надояхского резервуара (рис. 5) темпы латерального расширения Западно-Сибирского седиментационного бассейна несколько снизились, но нисходящие движения не замедлились. Падение уровня моря во второй половине тоара и начале аалена при еще высоком рельефе суши и наличии внутренних выступов фундамента обеспечивало поступление в осадочный бассейн довольно значительного объема крупнообломочного материала. Это был завершающий этап раннеюрского седиментогенеза, характеризующийся накоплением значительного количества грубокластического материала.

Мелкое море, помимо Ямало-Гыданской области, заливало большую часть Обь-Тазовской. Особенно далеко продвинувшись по Колтогорско-Уренгойскому желобу, оно вышло за пределы территории исследований. На завершающем этапе формирования надояхского резервуара в прибрежной части море было островным. Южное побережье на западе территории было осложнено эстуариями и заливами. Эта территория седиментационного бассейна, тяготеющая к Мансийской синеклизе, отличалась недокомпенсированным осадконакоплением в связи со слабой транспортирующей возможностью речных систем и низкогорным рельефом Урала, что способствовало затоплению нижних частей речных долин морскими водами. Дельты формировались на востоке территории, в зоне развития надрифтовых желобов, по которым выносились значительные массы терригенного материала, разгружавшегося на границе река - море. Междельтовые пространства были заняты прибрежными равнинами, периодически заливавшимися морем, и озерно-болотными низменными равнинами. Речные долины заполнялись русловым и пойменным аллювием, высокие водораздельные пространства были "лысыми", более низкие - заняты озерами и болотами, склоны долин местами покрывались делювиально-пролювиальными образованиями.

Лайдинский экран отвечает лайдинскому горизонту (лайдинская и перевальная свиты, см. рис. 2), сложенному темно-серыми тонкослоистыми аргиллитами, в прибортовой части бассейна с рассеянной галькой и маломощными прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников, пакетами глинисто-алевритовых флишоидов. Аргиллиты и глинистый матрикс алевролитов представлены хлоритом, гидрослюдой, каолинитом.

Лайдинский экран сформировался при очередном повышении уровня моря, когда его воды проникли далеко на юг за пределы Широтного Приобья, особенно по Колтогорско-Уренгойскому желобу. Ямало-Гыданская область была занята глубоководным шельфовым морем, в котором накапливались глины и мелкие глинистые алевриты лайдинской свиты с маломощными прослоями песчано-алевритовых турбидитов. Обь-Тазовская область представляла собой мелководную зону шельфа, на юге - прибрежную равнину с системой лагун и озер, временами заливавшуюся морем. Здесь отлагались глины и мелкие алевриты перевальной свиты с маломощными прослоями мелкозернистых песчаников, крупнозернистых алевролитов. На приливно-отливных равнинах формировались глинисто-алевритово-песчаные мелкопереслаивающиеся флишоиды.

Глинистый и глинисто-алевритовый лайдинский горизонт, полностью перекрывший надояхский резервуар, является третьим (лайдинским) региональным флюидоупором и нефтематеринской толщей в юрских отложениях Западной Сибири.

Вымский резервуар (пласт ЮВ₁ - начало байоса) соответствует вымскому горизонту (вымская и толькинская свиты, см. рис. 2). Он сложен переслаивающимися светло-серыми, серыми мелко- и разнозернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, чередующимися с серыми, коричневато-серыми глинистыми алевролитами и темно-серыми аргиллитами, пластами и линзами углей. Песчаники и алевролиты полевошпат-кварц-граувакковые, граувакк-аркозовые, мезомиктовые кварцевые с гидрослюдисто-хлоритовым, кальцитовым, в порах каолинитовым и сидеритовым цементом, аргиллиты алевритовые каолинит-хлорит-гидрослюдистые.

Время формирования вымского резервуара в Западной Сибири характеризуется наиболее интенсивным угленакоплением в юре и мелководностью шельфового моря. Несмотря на расширение седиментационного бассейна в целом, морская акватория по сравнению с надояхской практически не расширилась (рис. 6). Более того, уровень моря занимал относительно более низкое положение. Судя по субгоризонтальной картине волновой записи сейсмических разрезов и довольно высокой амплитуде отражений, в центральной части области располагалась наиболее глубокая часть шельфа с относительно спокойными гидродинамическими обстановками. К этому времени значительная часть внутренних выступов кристаллического фундамента оказалась разрушенной или сильно сглаженной, что резко сказалось на снижении среди осадков доли крупнообломочного материала. На севере территории исследований шельфовое море изобиловало подводными возвышенностями, в южной части это был мелководный шельф с многочисленными низменными островами и подводными возвышенностями, тяготевшими к положительным структурам. Западное и восточное побережья представляли собой низменные равнины, заливавшиеся морем. С юга к морскому бассейну примыкали эстуарии, морские заливы и дельты. Последние располагались в центре и на востоке территории на путях основного транзита обломочного материала. Особенно далеко на юг за пределы территории исследований продвинулись эстуарии по надрифтовым желобам. Междельтовые и межэстуарные побережья представляли собой низменные равнины, заливавшиеся морем. На юго-востоке территории исследований русловый и пойменный аллювий накапливался в нижних частях речных долин, на водоразделах формировались озерно-болотные угленосные отложения, на склонах долин и останцов доюрского фундамента - делювиально-пролювиальные образования.

Леонтьевский экран соответствует леонтьевскому горизонту (леонтьевская и сандибинская свиты, см. рис. 2), сложенному тонкоотмученными и алевритовыми аргиллитами с редкими маломощными прослоями песчаников и алевролитов, пакетами глинисто-алевритовых флишоидов. Аргиллиты темно-серые с буроватым оттенком хлоритово-гидрослюдисто-каолинитовые, часто содержат включения пирита, сидерита, растительного детрита. Леонтьевский экран сформировался во время очередного повышения уровня моря в середине раннего байоса (леонтьевский горизонт), вызвавшего обширную трансгрессию в северной половине Западно-Сибирской плиты. Южная граница моря достигала широты Омска. Ямало-Гыданская область была залита шельфовым морем с глубинами, в центральной части отвечающими нижней-средней сублиторали, Обь-Тазовская область представляла собой мелкий шельф.

Леонтьевский горизонт преимущественно глинистого состава полностью перекрывает вымский резервуар и является четвертым (леонтьевским) региональным экраном и нефтематеринской толщей в юрских отложениях Западно-Сибирской плиты.

Малышевский резервуар (пласт ЮМ₁ - середина позднего баша) соответствует малышевскому горизонту (малышевская и надымская свиты, см. рис. 2), сложенному серыми, коричневато-серыми, светло-серыми мелко- и разнозернистыми песчаниками, серыми алевролитами, темно-серыми аргиллитами, пакетами флишоидов. Слоистость горизонтальная, волнистая, мелкая косая, косоволнистая. Глинистый матрикс алевролитов и аргиллиты состоят из гидрослюды, хлорита, смешанослойного минерала - гидрослюды-монтмориллонита, в меньшей степени каолинита. Песчаники и алевролиты полевошпат-кварц-граувакковые, граувакк-аркозовые с гидрослюдисто-хлоритовым, сиде-ритовым, кальцитовым, каолинитовым цементом.

Во время формирования малышевского резервуара море, хотя и обмелело, но не сократило своей площади. Ямало-Гыданская область в центральной и северо-восточной частях представляла собой относительно глубокий шельф. На остальной территории море было мелким, изобиловало подводными возвышенностями и низменными островами, заливавшимися морем (рис. 7). Острова и подводные возвышенности, как правило, были небольшими, отвечавшими положительным структурам. Западное побережье малышевского моря было низменным и представляло собой прибрежно-морскую равнину, временами заливавшуюся морем. На юго-западе располагалась крупная лагуна. С островами и окружающими их подводными склонами, возвышенностями и отмелями связывается аккумуляция наиболее крупно-кластического материала, формировавшая продуктивные пласты малышевского горизонта, главным образом в структурных условиях.

Нижневасюганский экран соответствует нижневасюганскому подгоризонту и представлен аргиллитами черными и темно-серыми, иногда битуминозными с прослоями глауконитовых песчаников и алевролитов. Он сформировался во второй половине позднего бата, когда преобладающая часть Западно-Сибирской плиты представляла собой нормально-соленый морской бассейн с населяющей его разнообразной стеногалинной биотой. На территории исследований в нормально-морских условиях сформировались нижние глинистые слои васюганской, абалакской и даниловской свит, полностью перекрывшие малышевский резервуар и составившие пятый (нижневасюганский) региональный флюидоупор в юре Западной Сибири.

Особенности качественного распределения коллекторских и экранирующих толщ. Для каждой из трех фациальных областей с морским, переходным и континентальным режимами седиментогенеза, существовавшими на территории Западной Сибири в ранней и средней юре, характерен определенный набор преобладающих потенциально нефтегазоносных песчаных тел, обусловленный фациальными особенностями областей.

На территории Ямало-Ненецкого АО - это главным образом различной морфологии песчаные тела шельфа (пески подводных возвышенностей, турбидиты, темпеститы, вдольбереговые бары, бары дальней зоны и т.п.) на севере и песчаные тела зоны перехода моря в сушу (пески верхней сублиторали и литорали, вдольбереговых баров, барьерных островов, фронта и морского края дельты, дельтовых бороздин, протоков, пляжей, устьевых баров, речных долин в нижней их части и т.д.) на юге.

Среди песчаных пластов в нижней - средней юре Обь-Тазовской области в качестве коллекторских объектов и неструктурных ловушек "шнуркового" типа наиболее интересны аллювиальные фации нижних частей речных долин, приуроченных к надрифтовым желобам (Колтогорско-Уренгойскому, Аганскому и др.), и их притоков, имевших широко разветвленную сеть на приморских равнинах и наследующих как оперяющие рифты, так и отрицательные тектонические структуры на межрифтовых пространствах. Реки в нижних частях долин были, видимо, как прямолинейными, так и меандрирующими, отлагавшими хорошо сортированный песок.

На южном побережье ранне-среднеюрских морей на всех этапах формирования коллекторских толщ в устьях крупных рек существовали две-четыре крупные дельты с несколькими комплексами осадков, залегающими друг над другом или причлененными друг к другу. Эти комплексы, как правило, слагают весь разрез проницаемой толщи, "зажатой" между глинистыми осадками эвстатических трансгрессий.

В связи с различной тектонической позицией морского побережья глубина взморья перед устьями рек, формировавших дельты, была различной: большей в пределах надрифтовых желобов и меньшей на межрифтовых равнинах. Соответственно мощности дельтовых комплексов и типы дельт были различными. В первом случае, когда преобладали аллювиальные процессы, формировались пальцевые бары, составляющие дельты типа "птичьей лапы" с мощностями песчаных тел до нескольких десятков метров и протяженностью до первых десятков километров. Так, в хорошо изученной дельте р. Миссисипи они представляют собой двусторонне-выпуклые удлиненные тела длиной до 30 км, шириной 5-8 км и средней мощностью 70 м [5]. Во втором случае дельты чаще веерообразные с дельтовидной геометрией песчаного тела.

Дельты первого типа располагались в защищенных участках морского бассейна, глубоко вдающихся в континент. Здесь разрушительная деятельность волнений, вдоль-береговых и приливно-отливных течений второстепенна по сравнению с поступлением осадков. Привнос большого их объема крупными реками, незначительное разрушение накопленных осадков, малый наклон прилегающего дна, медленное прогибание с компенсированным осадконакоплением создают наиболее благоприятные условия [2] для развития дельт на морских побережьях, осложненных надрифтовыми желобами.

Дельты второго типа наиболее подвержены воздействиям вдоль-береговых и приливно-отливных течений, волнений. Песок здесь откладывается в устьях проток после переработки морскими водами и передислокации в дугах барьерных островов по периферии дельты (Селли Р.Ч., 1989).

В целом дельтовые комплексы в разрезе нижней-средней юры Обь-Тазовской области, формировавшиеся в режиме медленного регионального прогибания и периодических эвстатических трансгрессий, представляют собой мощные чередующиеся толщи дельтовых песчаных и морских глинистых осадков с благоприятным сочетанием для накопления УВ в структурных и неструктурных ловушках.

На междельтовых низких пологопогружающихся побережьях Обь-Тазовской области, где морские течения и волнения были достаточно сильны, чтобы перераспределять поступавший с суши терригенный материал, формировались песчаные бары и барьерные острова, иногда в виде цепочек вдоль основной береговой линии, отделявших лагуны и береговые заливы от открытого моря. В настоящее время в мире насчитывается около 5700 км морских побережий с развитыми барьерами и лагунами [2].

В тех случаях, когда реки выносят значительный объем обломочного материала, в их устьях формируются дельты. Если же вынос терригенного материала ослаблен и нижние части речных долин затапливаются либо находятся под воздействием приливно-отливных процессов, осадконакопление в устьях идет в режиме эстуария. Благоприятным фактором для образования эстуария является предшествовавшее или синседиментационное погружение побережья. В Обь-Тазовской области наличие эстуарных осадков прогнозируется в западной ветви южного побережья, в приуральской части, где вынос терригенного материала речными артериями был ослаблен в связи с низкогорным рельефом областей сноса. В эстуариях надояхского побережья, открытых и перегороженных, с выходом в лагуны, существовали глубокие каналы с отмелями и островами между ними. В каналах накапливались главным образом разнозернистые пески со сравнительно плохой сортировкой. Известно, что в глубоких каналах эстуариев часто образуются большие подводные песчаные насыпи высотой до нескольких метров. В более мелких местах пески, переработанные волнениями, более мелкие и лучше сортированные. Они имеют вид обширных песчаных баров, ориентированных более или менее параллельно оси эстуария [2].

Северная часть Обь-Тазовской области и Ямало-Гыданская в течение ранней-средней юры в разной степени постоянно были заняты шельфовым морем с пологопогружавшимся дном, примерно до глубины 100 м. Осадки шельфа находились под воздействием волнений, экстремальных штормов, приливно-отливных течений, охватывавших всю толщу воды, и придонных течений. Здесь в качестве коллекторских толщ интерес могут представлять песчаные валы и бары ближней зоны мощностью до 20 м и более, покровные песчаники штормовых и волновых фаций протяженностью до сотни километров и более, песчаные бары дальней зоны, достигающие значительных размеров.

Как было отмечено, специфической особенностью, благоприятной для генерации и скопления УВ в нижне-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты, является наличие в их разрезе как песчано-алевритовых резервуаров, так и периодически чередующихся с ними региональных глинистых экранов и нефтематеринских толщ.

Состав глинистых минералов (хлорит, гидрослюда, гидрослюда-монтмориллонит, каолинит), слагающих экраны, их мощности (70-160 м), выдержанность по площади, незначительное число и маломощность кластических и углистых прослойков и другие факторы свидетельствуют о достаточной надежности левинского, китербютского, лайдинского, леонтьевского и нижневасюганского флюидоупоров для сохранности залежей УВ в Ямало-Гыданской и Обь-Тазовской нефтегазоносных областях на территории Ямало-Ненецкого АО.

Районирование нижне-среднеюрских отложений по степени перспективности

В основу районирования нижней и средней юры по степени перспективности, проведенного для территории Ямало-Ненецкого АО, положены: а) региональная стратификация разреза на горизонты, серии, свиты, слои; б) латеральная литолого-фациальная дифференциация выделенных подразделений. Эти параметры фиксируют число нефтегазоносных комплексов, резервуаров, экранов и продуктивных пластов в нижнем и среднем отделах, определяют закономерности площадного строения резервуаров и продуктивных пластов, особенности строения ловушек, тип флюидов, величину запасов УВ.

Раздельное нефтегазогеологическое районирование нижне- и среднеюрских отложений по степени перспективности проведено на основе сравнения литолого-палеогеографических карт по трем и двум региональным нефтегазоносным резервуарам, соответственно для нижнего и среднего отделов (зимнему, шараповскому, надояхскому и вымскому, малышевскому). Выделенные районы различаются по числу нефтегазоносных объектов, т.е. по присутствию на их территории одного, двух или трех резервуаров. Границы районов проводятся по выклиниванию резервуаров. Фациальные особенности резервуаров (стратиграфических горизонтов) в пределах площади нефтегазоносного района определяют деление последних на зоны. Каждая зона в своей фациальной принадлежности отражает особенности строения и перспективность нефтегазопоисковых объектов, тип ловушек и специфику поисковых работ в них. При оценке степени перспективности учтено качество региональных экранов, их мощность, выдержанность по площади и т. д.

Карта районирования нижне-среднеюрских отложений по степени перспективности разработана на основе синтеза соответствующих раздельных карт по нижней и средней юре. При этом сохранены те же принципы районирования, по которым составлены раздельные карты. Перспективность земель на сводной карте поднимается на ранг выше при равных или близких перспективах в нижне- и среднеюрском нефтегазоносных надкомплексах. На карте районирования показано 16 нефтегазоносных районов, насчитывающих в сумме 34 нефтегазоносные зоны. По степени перспективности нижне-среднеюрских отложений округ разделен на земли с перспективами: высокими, выше средних, средними, низкими (рис. 8). Выделено десять участков, в пределах которых наиболее вероятно открытие крупных высокодебитных месторождений нефти и газа в нижней и средней юре в пределах Ямало-Ненецкого АО (рис. 9).

Заключение

Проведенные исследования по нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений в пределах Ямало-Ненецкого АО базируются главным образом на стратиграфических и литолого-фациальных критериях: 1) региональной стратификации разреза на свиты, подсвиты, пачки с выделением песчано-алевритовых (проницаемых) и глинистых (экранирующих) горизонтов, определяющих число нефтегазоносных комплексов; 2) латеральной литолого-фациальной дифференциации, контролирующей седиментационное качество коллекторов и покрышек, тип ловушек, характер ожидаемых залежей в резервуарах. Выполненные разработки направлены в основном на качественную оценку нефтегазоносности проницаемых толщ разреза - региональных резервуаров и в значительно меньшей степени - на изучение экранирующих и нефтематеринских толщ.

Анализ карт районирования нижней-средней юры по степени перспективности свидетельствует о высоких перспективах нижне-среднеюрских отложений на территории Ямало-Ненецкого АО в пределах глубин, не превышающих 4500 м.

Литература

1. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел (пер. с англ.). - М.: Недра, 1987.

2. Седиментология /Р. Градзиньский, А. Костецкая, А. Радомский, Р. Урунг. - М.: Недра, 1980.

3. Сейсмическая стратиграфия /Р.Е. Шерифф, А.П. Грегори, П.Р. Вейл и др. - М.: Мир, 1982. -Т.1, 2.

4. Atlas of Paleotectonic and Paleogeological-Landscape Maps of Hydrocarbon Provinces of Siberia /Chief Editior V.S. Surkov. - Novosibirsk: SNIIGG&MS, Petroconsultants, 1995.

5. Fisk H.M. Bar finger of Mississippi delta. Geometry of sandstone bodies //Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologist. - Tulusa, Oklahoma, 1961. - P. 29-52.

Abstract

Within the Yamalo-Nenets autonomous okrug there were considered facial zoning and stratigraphy of the Lower-Middle Jurassic formations, procedures for interpreting formation conditions and paleogeography, litho-logical and facies-genetic characteristics of oil and gas reservoirs and screens are given, features of their qualitative distribution are described, zoning of the Lower-Middle formations by potential value is presented, locations of first-priority oil and gas prospecting activity are distinquished.

Рис. 1. СХЕМА ФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АО

1 - Ямало-Гыданская область морского седиментогенеза; 2 - Обь-Тазовская область переходного седиментогенеза; границы: 3 - Западно-Сибирской плиты, 4 - фациальных областей, 5 - фациальных зон, 6 - административные; фациальные зоны (цифры в кружках): 1 - Ямальская, 2 - Гыданская, 3 - Усть-Енисейская, 4 - Нижнеобская, 5 - Надымская, 6 - Уренгойская, 7 - Часельская, 8 - Приенисейская

Рис. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СТРАТИГРАФИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АО

Рис. 3. ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА ЗИМНЕГО ГОРИЗОНТА (НАЧАЛО ПОЗДНЕГО ПЛИНСБАХА)

1 - границы обстановок седиментогенеза; обстановки седиментогенеза: 2 - мелководно-морская, 3 - прибрежной равнины, временами заливаемой морем, 4 - дельтовая, 5 - речных долин. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 4. ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА ШАРАПОВСКОГО ГОРИЗОНТА (КОНЕЦ ПЛИНСБАХА)

Обстановка седиментогенеза: 1 - озер и болот. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Рис. 5. ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА НАДОЯХСКОГО ГОРИЗОНТА (НАЧАЛО ААЛЕНА)

Усл. обозначения см. на рис. 3 и 4

Рис. 6. ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА ВЫМСКОГО ГОРИЗОНТА (НАЧАЛО БАЙОСА)

Усл. обозначения см. на рис. 3 и 4

Рис. 7. ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА МАЛЫШЕВСКОГО ГОРИЗОНТА (КОНЕЦ БАТА)

Седиментационная обстановка: 1 - подводных возвышенностей, 2 - лагунная. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3 и 4

Рис. 8. СХЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АО ПО СТЕПЕНИ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ

1 - границы распространения отложений; перспективы нефтегазоносности: 2 - высокие, 3 - выше средних, 4 - средние, 5 - низкие. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 9. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ УЧАСТКОВ ДЛЯ ПОСТАНОВКИ ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ НА ТЕРРИТОРИИ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АО

Рекомендуемые участки первоочередных работ: 1 - в нижнеюрских отложениях (1 - Хулымский, 2 - Пайсяцкий, 3 - Западно-Новогодний), 2 - в среднеюрских отложениях (4 - Куноватский, 5 - Ноябрьский, 6 - Вэнгаяхинский), 3 - в нижне-среднеюрских отложениях (7 - Лензитский, 8 - Ачаяхский, 9 - Соимлорский, 10 - Южно-Толькинский)