Формации и залежи неокомского нефтегазоносного комплекса

Неокомский осадочный комплекс является главным нефтеносным комплексом Западной Сибири, имеет сложное строение, включает в себя песчаные пласты-резервуары ачимовской толщи, пласты групп А и Б ме-гионской и вартовской свит. Снизу он достаточно хорошо изолирован ре-гиональной глинистой покрышкой титон-раннеберриасского возраста, сверху перекрыт глинами алымской свиты, имеющей субрегиональное распространение и теряющей свои экранирующие качества в северных нефтегазоносных областях ввиду ее опесчанивания. В целом неокомский осадочный комплекс представляет собой трансгрессивно-регрессивный мегациклит мощностью 700-1000м в южных и центральных областях и 1700-1800м на севере Западной Сибири. Трансгрессивная часть мега-циклита сложена глинистой морской формацией берриас-ранневаланжинского возраста, регрессивная часть - песчано-глинистой континентально-морской ритмитовой (ритмично-слоистой) формацией. Терригенный материал в морской бассейн в основном поступал со сто-роны Сибирской платформы и Северного Казахстана. Результатом та-кого бокового заполнения бассейна терригенными осадками явилось образование клиноформных (первично косослоистых) песчано-глинистых формаций, что хорошо видно на региональных сейсмиче-ских профилях широтного направления (рис.81).

В нижней части неокомского комплекса нефтегазонасыщенными являются песчано-алевритовые пласты ачимовской толщи. На про-фильных разрезах они изображаются в виде линз, наклонно лежащих по отношению к нижележащему геологическому и сейсмическому ре-перу-баженовской свите и чешуйчато перекрывают друг друга (рис.92).

и плане эти линзовидные пласты протягиваются в виде полос субмери-дианального простирания шириной 10-30км, толщиной до 100м (рис.93). Они находятся внутри глинистой морской формации берриас-ранневаланжинского возраста, со всех сторон изолированы глинистыми породами и подвержены аномально высокому давлению. Первичный наклон пластов по профилям выравнивания оценивается в 1-2°. Коли-чество песчано-алевритовых пластов ачимовской толщи, вскрываемых одной скважиной, достигает 5, а в некоторых скважинах они отсут-ствуют полностью. Максимальную площадь распространения имеет нижний пласт-Ач4, наименьшую - верхние пласты Ач0, Ач1. Фильтра-ционно-емкостные свойства коллекторских пластов ачимовской толщи ухудшаются в направлении к фондоформной части клиноформных пла-стов, от верхних пластов к нижним. Это хорошо видно на примере За-падно-Варьеганского месторождения (табл.42).

287

Таблица 42.

Фильтрационно-емкостные свойства песчаников ачимовской толщи Западно-