К вопросу создания фациально-фильтрационно-емкостной классификации терригенных коллекторов сеномана на месторождениях Западной Сибири

Г.Я. Шилов 
 
К вопросу создания   фациально-фильтрационно-емкостной 
классификации терригенных  коллекторов сеномана на месторождениях 
Западной Сибири 
 
Как известно, сеноманские песчано-алевритовые отложения  севера 
Западной Сибири  содержат ряд уникальных по запасам  газовых и 
газоконденсатных месторождений - Ямбургское , Уренгойское, Медвежье, 
Вынгапуровское, 
Юбилейное 
и 
другие 
месторождения, 
которые  
обеспечивает 60% добычи газа РФ. Основные запасы газа в них приурочены 
к крупным положительным структурам – мегавалам, длина которых может 
достигать до 200км при относительно небольшой ширине -20-35км. Углы 
наклона крыльев  мегавалов измеряются всего единицами градусов, иногда 
десятками минут. Мегавалы , как правило, осложнены куполообразными 
структурами, к которым и относятся многие газовые залежи севера 
Тюменской области. Стратиграфически они связаны с песчано-алевритовыми 
отложениями  покурской свиты сеномана и перекрываются 500-700м толщей 
турон-палеоценовых глин. 
 
За прошедшие 30 лет изучения  сеноманских газовых залежей 
накоплено большое количество геолого-геофизической информации, в том 
числе 
позволившей 
обосновать 
принадлежность 
их 
к 
единому 
нефтегазоносному 
комплексу. 
При 
этом 
все 
сеноманские 
залежи  
представлялись как массивные (пластово-массивные), коллектора которых 
образованы преимущественно в континентальных условиях.  
 
Вместе с тем, наши последние данные по оценке фаций сеноманских 
отложений на вышеуказанных месторождениях свидетельствуют о том, что 
продуктивная толща сеноманских газовых залежей  представляет собой 
сложный полифациальный комплекс прибрежно-морских мелководных 
отложений в верхней части разреза сеномана и отложений приморской 
аллювиально-дельтовой равнины в его нижней части. Таким образом, 
формирование ловушек газа в разрезе сеномана, с одной стороны, 
контролировалось  положением древней береговой линией, а с другой – 
развитием  флювиальных процессов на прибрежной равнине. 
 
В процессе эксплуатации сеноманских  залежей выявилось ряд 
проблем, которые требуют научно-технического подхода к их решению. К 
ним, прежде всего, относятся: 
 
- неравномерное дренирование залежи по площади в процессе 
эксплуатации  сеноманской залежи; 
 
- формирование узких зон интенсивного заводнения  на некоторых 
участках залежи; 
 
- аномально высокий подъем текущего ГВК на некоторых участках 
залежи; 
 
-опережающее подтягивание пластовых вод в некоторых скважинах в 
процессе эксплуатации сеноманской залежи. 

 
Если не рассматривать влияния техногенных факторов, то анализ 
геофизических и геолого-промысловых материалов позволил выявить, что  
основные причины, влияющие на притоки газа, пластовых вод и их  
активность в процессе эксплуатации сеноманской залежи рассматриваемого 
месторождения, связаны с  геологическими свойствами продуктивных 
коллекторов, их неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств по 
вертикали и латерали залежи, изменчивостью «связности» коллекторов, 
наличием 
литологических 
«барьеров» 
внутри 
залежи. 
Указанные 
геологические факторы в свою очередь напрямую зависят от изменения  
фациально-литологической характеристики пород-коллекторов сеномана. 
 
Например, для изучения влияния этого геологического фактора на 
продвижение ГВК в процессе эксплуатации   Ямбургского ГКМ были 
проведены: 
1) определения фациальной принадлежности интервалов разрезов сеномана 
в скважинам по ряду выбранных профилей с помощью каротажных 
генетических моделей фаций;  
2) определения текущего положения ГВК с помощью ГИС-контроля  и  его 
связи с фациальным составом пород изучаемого интервала.    
         Исследования проводились по профилям, проходящие через скважины: 
- профиль 1-1 -  скв. №№ Р-27, Р-115, Р-8, 1120, 1040  и  1020; 
- профиль 2-2 – скв. №№ Р-3, Р-51, 1010 , 1020 и 2162; 
- профиль 3-3 – скв. №№ 1110, 1070, 1040, 1020 и 2162; 
- профиль 4-4 – скв. №№ 1080, 1050, 5080, 5020, 5030; 
- профиль 5-5 – скв. №№ 4070, 4110, 4160, 4170, 7040, 7060. 
        По результатам оценки фаций была получена следующая картина 
литолого-фациальных особенностей исследованного разреза сеномана. 
        По составу фаций здесь были идентифицированы отложения : 
           - нижней и верхней частей берегового склона; 
           - прирусловых отмелей; 
           - русловые (потоковые фации): 
           - приливных каналов; 
           -  валов  дельтовых проток; 
           - турбидитных песчаников; 
           - баровых песчаников; 
 
 -  песчаников барьерного острова; 
 
 - песчаников задней части барьерного острова; 
 
 - пляжевыми песчаниками. 
Глинистые отложения в основном формировались в мелководной среде, что 
является причиной их частого опесчанивания и чередования с прослойками 
алевролитов. 
     Литологический состав выделенных фаций  неоднороден, может быть за 
исключением редко встречающихся пляжевых песчаников, представленных 
на 90% равномернозернистыми  разностями. Остальные фации выражены 
песчано-алевролитовыми 
смесями 
– 
от 
песчаника 
алевритового 
до 
алевролита песчано-глинистого. 

 
Впрочем, 
выделение 
фаций 
позволяет 
понять 
некоторые 
закономерности в вариациях литологического состава, пористости и 
проницаемости  коллекторов сеномана по площади  рассматриваемого 
месторождения. 
 
Так «потоковые» фации (русловые песчаники, отложения приливных 
каналов, валов дельтовых проток, прирусловых отмелей, турбидитных 
песчаников) имеют в подошвенной части более чистые песчаные разности, 
которые являются высокопористыми и хорошопроницаемыми коллекторами. 
 
Баровые 
фации 
(отложения 
баровых 
песчаников, 
песчаников 
барьерного острова, отложения нижней и верхней частей берегового склона)  
характеризуются более чистым  песчаным составом в кровельной части 
пластов и соответственно здесь расположены более высокопористые и 
хорошопроницаемые разности. 
 
Следует отметить, что детальным изучением литологического состава 
сеноманских отложений  Ямбургского месторождения занимались многие 
исследователи ( Поляков Е.Е., Кузьмук Л.Г., Чичмарева А.В. и  многие 
другие), которые хотя и смогли выявить здесь особенности литологического 
состава и коллекторских свойств ПК-свиты , однако они не решили вопрос 
приуроченности тех или иных литотипов коллекторов к определенным 
фациям и,  следовательно, к  типам песчано-алевролитовых тел, 
сформировавшихся  в разрезе сеномана  рассматриваемого месторождения. 
 
А без решения этого вопроса (т. е. приуроченности коллекторов к 
определенным фациям и песчаным телам) распределение коллекторов 
различной литологии  и типа (от суперколлектора до сильноглинистых 
коллекторов) по вертикали разреза и по латерали кажется случайным и не 
поддающейся 
какой-либо 
закономерности. 
Следовательно, 
только 
распределение фаций и связанных с ними песчаных тел по сеноманскому 
разрезу Ямбургского месторождения может обосновать более реальную 
геологическую модель внутреннего строения этой залежи газа. 
 
Изучение фаций и связанных с ними коллекторов (песчаных тел) 
помогает понять  разновысотность продвижения ГВК  в процессе 
эксплуатации  сеноманской залежи Ямбургского ГКМ. 
          Как известно, положение начального и особенно текущего ГВК  
наиболее эффективно определять по данным  повторных (временных) 
замеров  нейтронного каротажа. (НГК, ИННК). 
Для  прослеживания продвижения ГВК в сеноманской залежи 
Ямбургского ГКМ был  произведен анализ повторных замеров  НГК, 
главным образом, за период 2002-2007годы  по сравнению с первоначальным   
положением ГВК ( таблица 1). 
Для эффективного изучения особенностей продвижения ГВК в 
сеноманской 
залежи 
рассматриваемого 
месторождения 
 
результаты 
интерпретации данных ГИС по скважинам сопоставлялись по двум 
продольным профилям: I-I (скв. 1110, 1070, 1040, 1020 и 2162)  и  II-II (cкв. 
1080, 1050, 5080, 5020, 5030).  
 

Таблица 1. – Результаты определения положения ГВК по скважинам, исследованным в 2008 году.  

№ 

Номер 
скважин

ы 

Альтиту

да 

Год 

проведения 
первоначал

ьных 

исследован

ий

Положение (глубина) ГВК по годам, м 

на дату 
бурения 1996 г. 1997 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 

1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
8 
9 
10 
11 
12 
13 
14 
15 
16 

1 
1020 
42,8 
06.1987 г. 
1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1194,8 1192,2 1190,8 1188,2 

2 
1040 
46,3 
11.1987 г. 
1206 
– 
– 
1178,8 
– 
– 
1169 
1168,5 
1159 
1159 
1159 
1158 
1153 

3 
1050 
42,01 
04.1988 г. 
1204,6 
– 
– 
– 
– 
– 
1186,6 
– 
1181,4 1177,2 1171,8
1168 
1163,4 

4 
1060 
44.6 
08.1987 г. 
1200,8 
– 
– 
– 
– 
– 
1197,2 1194,4 
1192 1191,3 1190,3 1187,4 1187,4 

5 
1070 
43,18 
09.1987 г. 
1204,8 
– 
1186,4 
– 
– 
– 
1177,7 1177,7 1173,5 1170,5
1163 
1156 
1151,8 

6 
1080 
41,2 
11.1987 г. 
1206 
– 
– 
– 
– 
– 
1158 
1158 
1158 
1158 
1158 
1158 
1158 

7 
1090 
42,9 
10.1987 г. 
1204 
– 
– 
– 
– 
– 
1182,2 1182,2 1182,2 1181 1175,8 1172,5 1167,3 

8 
1110 
42,8 
12.1987 г. 
1201,3 
– 
– 
– 
– 
– 
1188,3 1188,3 1188,3 1188,3 1188,3 1188,3 1188,3 

9 
2020 
48,5 
01.1992 г. 
1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 1209,4 

10 
2030 
48,6 
08.1987 г. 
1202,8 
– 
– 
– 
– 
– 
1997,5 1997,5 1997,5 1997,5 1997,5 1997,5 1997,5 

11 
2050 
47,5 
08.1987 г. 
1211 
– 
– 
– 
– 
– 
1191 
1991 
1991 
1991 
1991 
1991 
1991 

12 
2150 
47,19 
12.1986 г. 
1207,9 
– 
– 
– 
– 
– 
1184,6 
1182 
1179,7 1178,3 1178,3
1177 
1175 

13 
3030 
37.76 
01.1991 г. 
1201,2 
– 
– 
– 
– 
– 
1192,9 1192,9 1192,9 1192,9 1192,9 1192,9 1192,9 

14 
3040 
49,01 
06.1989 г. 
1216,4 
– 
– 
– 
– 
1196,4 1196,4 1196,4 1196,4 1195,5 1195,5
1195 
1193,5 

15 
3050 
40,7 
12.1988 г. 
1209,6 
– 
– 
– 
1205 
1205 
1201,3 1200,3 1199,4 1197,9 1196,7 1196,7 1196,7 

16 
3070 
37,66 
03.1990 г. 
1164,74 
– 
– 
– 
1198 
– 
1195,6 1195,6 1195,6 1194,2
1194 1193,7 1193,7 

3110 
37,35 
09.1989 г. 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 
1198 

1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
8 
9 
10 
11 
12 
13 
14 
15 
16 

18 
3120 
38,4 
06.1990 г. 
1203,8 
– 
– 
– 
– 
– 
1195 
– 
1191 
1187 1184,9 1184,2 1183,1 

19 
3170 
42,29 
08.1989 г. 
1213,6 1195,6 
– 
– 
– 
– 
1186,6 1186,2 1180,5 1180,5
1176 1175,6 1174,1 

20 
4070 
44,32 
11.1991 г. 
1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1207,8 1205,7 

21 
4110 
47,5 
07.1991 г. 
1210,8 1210,8 1210,8 1210,8 1210,8 1210,8 1210,8 
– 
1208,3 1208,3 1208,3 1208,3 1208,3 

22 
4170 
44,25 
06.1991 г. 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 1207,3 1205,2 1204,2 

23 
2162 
40,3 
08.1986 г. 
1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 1199,6 

24 
5030 
30,95 
02.1988 г. 
1193,3 
– 
– 
– 
– 
– 
1182,4 
– 
1180,8 1180,2 1178,8 1178,3 1178,3 

25 
5080 
39,67 
07.1988 г. 
1205,6 
– 
– 
– 
– 
– 
1184 
1182,3 1180,6 1179,2 1176,9 1175,6 1174,8 

26 
5140 
45,18 
10.1991 г. 
1195 
– 
– 
1191 
– 
– 
1187,2 1184,8 1180,5 1175,6 1169,7 1164,6 1163,7 

27 
6100 
31,43 
08.1988 г. 
1194,8 
– 
– 
– 
– 
– 
1170,2 1167,6 1163,6 1161 1158,6 1157,5 1156,4 

28 
7040 
34,19 
12.1990 г. 
1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 1202,3 

29 
7060 
47,38 
12.1990 г. 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 
1208 

30 
7200 
22,1 
05.1990 г. 
1188,8 
– 
– 
– 
– 
– 
1183,8 1183,8 1183,8 1183,8 1183,8 1183,8 1183,8 

Анализ полученных результатов показал следующее. Величина 
подъема ГВК здесь носит разновысотный характер, что указывает на 
сложную форму поверхности текущего газоводяного контакта. На одних 
участках залежи имеет место существенный подъем ГВК (скв.  1070, 1040 и 
1080- соответственно, 53; 53 и 48м), на других – такой подъем имеет средние 
величины (скв. 1050, 2162, 5080, 5020 – соответственно, 36,6; 33,6; 28,8  и 
24.4м), на  третьих – минимальные значения ( скв. 1020, 1110 и 5030м – 
соответственно, 4; 13,3 и 14.8м). Конечно, наблюдаемая разновысотность 
подъема ГВК объясняется, прежде всего, неоднородностью фильтрационноемкостных свойств сеноманского разреза, что связано с изменением 
фациально-литологической характеристики пород-коллекторов. 
Так интервалы разреза с наиболее существенным подъемом ГВК  
приурочены к подошвенным частям песчаных тел потокового генезиса, 
обладающих  более «чистым» песчаным составом и улучшенными 
коллекторскими свойствами. Это интервалы 1204.8-1195.8м  в скв. 1070,  
1206-1192м в скв. 1040  и 1217 -1184м  в  скв. 1080.  Средний по диапазону 
подъем ГВК  связан  или с пляжевыми фациями, как в скв. 5020 (интервал  
1212-1186м, 1179-1170м), в скв. 5080 ( интервал 1198 -1168м) или с  
подошвенными частями баровых фаций  в скв. 2162 (интервал 1178,1 1167.5м). Минимальный подъем ГВК  также имеет  место  в скважинах с 
фациями,  с не самыми лучшими  коллекторскими свойствами. Так в скв. 
1110 мы  имеем подошвенные части баровых фаций в интервале 1201-1188м. 
Чередование глинистых пород и алевролитов, слабовыраженные пляжевые и  
баровые фации  встречены  в скважине 5030, соответственно, в интервалах  
1193,6-1182м, 1181-1178м и 1172,5 -1144м. В скв. 1020 в нижней части 
интервала сеномана мы имеем потоковую фацию отложений приливных 
каналов, 
которые, 
как 
правило, 
характеризуются 
невысокой 
проницаемостью. 
Как следует из результатов анализа  данных ГИС-контроля по подъему 
ГВК,  в настоящее  время  при разработке и освоении сеноманской залежи 
практически 
не 
учитывается 
распределение 
газа 
в 
различных 
литофациальных типах и классах коллекторов продуктивного горизонта. Для 
исправления такого положения необходимо прежде  всего разработка 
детальной классификации коллекторов сеноманской залежи Ямбургского 
месторождения, которая была бы принята недропользователем этого 
уникального 
месторождения 
 
газа, 
и 
обеспечивала 
определение 
распределения запасов газа в различных литофациальных типах и классах 
коллекторов. 
В связи с этим предлагается фациально-фильтрационно – емкостная 
классификации песчано-алевритовых коллекторов,  которая  представлена в 
таблице 2. 
 
 
 

В 
основу 
предлагаемой 
классификации 
положена  
поэтапная 
интерпретация геолого-геофизических материалов по изучаемому разрезу, 
существенным 
компонентом 
которой 
является 
фациальный 
анализ 
терригенных отложений сеномана. 
 Интерпретационный процесс здесь состоит из предварительного этапа, 
этапа фациального анализа и этапа анализа комплекса геофизических 
признаков. 
Предварительный этап состоит в использовании данных региональной 
геологии, результатов секвенсной стратиграфии и формационного анализа 
для оценки обстановки осадконакопления  при формировании сеноманских 
отложений Ямбургского месторождения. 
Этап фациального анализа (2-й этап интерпретации) заключается  
применении сейсмофаций, генетических каротажных моделей фаций и 
результатов определения фациальной характеристики разреза по керну для 
определения  фациальной принадлежности исследуемого интервала разреза 
сеномана и предварительной оценки  классов коллекторов (по Ханину). 
Заключительный 
этап 
интерпретации 
(3-й 
этап) 
состоит 
в 
использовании комплекса геофизических признаков (качественных и 
количественных) для окончательного установления класса терригенных 
коллекторов в интервале изучения сеномана.  
Применение предлагаемой классификации позволит понять какой класс 
коллекторов встречен в разреза сеномана исследуемой скважины и к которой 
части песчаного тела принадлежит изучаемый интервал. Данная информация 
несомненно повысит эффективность процесс эксплуатации газовой залежи 
путем принятия необходимых технологических  решений, учитывающий 
класс коллекторов и фациально-литологическую ситуацию на конкретном 
участке Ямбургского месторождения. 
Так, например, в присводовой части структуры в районе скважин    
№№  1040, 1020 и 2162 в интервале сеномана (верхняя часть) по результатам 
оценки фаций  выделяется песчаный бар, тогда как на крыльях (скв. №№ Р-3, 
Р-51, 1010, Р-27, Р-115, Р-8, 1120 ) разрез сеномана выражен  фациями 
верхней и нижней части берегового склона, отложениями прирусловых 
отмелей и  линзами русловых песчаников. Фациальные отличия выделенных 
песчаников обуславливают и их различие в ФЕС, что требует учета при 
эксплуатации залежи. 
Таким образом, дальнейшая эффективная добыча газа из сеноманской 
залежи Ямбургского месторождения во многом будет зависеть от того, как 
подобрать соответствующие  технологии при вовлечении различных 
фациально-литологических 
и 
фильтрационно-емкостных 
коллекторских  
интервалов  в освоение. Необходимо также уточнение постоянно 
действующей компьютерной модели сеноманской залежи, которая будет 
учитывать изменение литофациальных и коллекторских свойств сеномана по 
вертикали и латерали распространения продуктивных горизонтов. 
 

Керн                 

(текстуры, структуры)

ГК-С (Тh/u)

7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

волнистая, 
горизонт.

5

косая

5

волнистая, 
косая

5

косая

5

волнистая, 
косая.

5

косая

волнистая, 
косая.

5

косая

5

волнистая, 
горизонт.

5

косая, 
волнистая.

5

волнистая, 
горизонт.

5

волнистая, 
горизонт.

5
12,0-20,5
>0,01-0,1
<0,3
+
IV

пески разливов

подошвенная 
часть

песчаники 60-70%  
алевролиты 20-30%     
одн.
40-70
8-14

12-20,5
>0,01-0,1
<0,3
+
IV

обстановка осадконакопления около приливной равнины

прибрежно-морская с континентальным влиянием

потоково - континентальные

речные русла

п
о
й
м
а
 
 
в
н
е
ш
н
я
я

+
II

кровельная 
часть

песчаники 50-60%  
алевролиты 20-40%     

глины 10-20%

IV
20-30
cр.
неодн.
30-50
8-14

одн.
80-120
15-16,5
21,5-23,5
>0,5-1,0
<0,15

старицы

подошвенная 
часть
песчаники 80-90%  
алевролиты 10-20%
II
30-60
max

40-70
8-14
12-20,5
<0,3
+
IV
кровельная 
часть

песчаники 60-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

IV
20-50
cр.
неодн.

250-300
>23,5
>1,0
<0,1
+
I

100-150
<0,15
+
II

подошвенная 
часть
песчаники 80-90%  
алевролиты 10-20%
I
20-50
max
одн.
>16,5

<0,15
+
II

кровельная 
часть
песчаники 60-80%  
алевролиты 20-40%
II
10-30
max
одн.

max
одн.
100-1500
15-16,5

>0,01-0,1

21,5-23,5
>0,5-1,0

15-16,5
21,5-23,5
>0,5-1,0

+
III

г
л
а
в
н
о
е
 
р
у
с
л
о

русловая отмель

в
е
р
х
и
подошвенная 
часть

подошвенная 
часть

песчаники 60-90%  
алевролиты 20-30%     
глины 5-10%

II
25-40

неодн.
50-100
11-15
16,8-21,5
>0,1-0,5
<0,2

21,5-23,5
>0,5-1,0
<0,15
+
II

кровельная 
часть

песчаники 50-70%  
алевролиты 30-40%     
глины 5-10%

III
35-50
cр.

одн.
100-150

max
одн.
150-200
15-16,5

III
песчаники 90-100%  
алевролиты 0-10%

II
15-16,5
21,5-23,5
>0,5-1,0
<0,15
+
25-40
max

+
IV

ср.
одн.
50-90
11-15
16,8-21,5
>0,1-0,5
<0,2
+

5-10

III
5-15

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%
II
20-30

IV
20-50

IV
cр.

II

cр.

Дебит, 
м3/с

Классы коллекторов по 
Ханину (предварительная 
оценка)

Кво

одн.
40-80
5,8-11
10-16,8
>0,01-0,1
<0,3

Приложение                                                                                   Фациально-емкостная классификация терригенных коллекторов

Секвенсы

Формации

Характеристика типов фаций
Песчаные тела
Литологический состав

h, м
▲UПС
Однород
ность

Классы коллекторов по 
Ханину (уточненные)

Литология  
(керн+ГИС)

Геофизические признаки

2-й этап

Качественные
Количественные

Кп.эфф.

тип 

слоистости 
по 
наклономе 

ру
Кп, % (для 
песч.пород)
Кп, % (для 
алевролитов)

Кпр, 
дарси

кровельная 
часть
песчаники 60-80%  
алевролиты 20-40%

подошвенная 
часть

песчаные тела  
стрежне вых. 
Фаций

кровельная 
часть

песчаники 60-80%  
алевролиты 20-40%     

глины 0-10%

1-й этап

Региональ 

ная геология
Фациальный анализ

1
2
3

Предварител
ьный этап

4
5

н
и
з
ы

береговые валы

Фациальные модели

Сейсмика 

(сейсмофациальные 

модели)

ГИС                                                                                  

(генетические каротажные модели)

фации потокового типа

фации с уменьшением размеров 

зерен вверх по разрезу

6

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

горизонт.

5

горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

горизонт.

2

горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

горизонт.

2

горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

+

+

IV

IV

12-20,5

12-20,5

>0,01-0,1

>0,01-0,1

<0,3

<0,3

неодн.

одн.

10-20

20-40

8-14

8-14

IV

IV

1-5

1-5

cр.

max

IV

обстановка осадконакопления приливной равнины

прибрежно-морская

потоково-прибрежно-морские

Промоины и 
головные части 
разрывных течений

отложения 
головных частей

кровельная 
часть

подошвенная 
часть

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-30%

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%  

25-35
8-14
12-20,5
>0,01-0,1
<0,3
+
подошвенная 
часть

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%      
IV
5-10
max
одн.

8-14
12-20,5
>0,01-0,1
<0,3
+
IV

<0,35
V

отложения 
промоин

кровельная 
часть

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

IV
1-5
cр.
неодн.
20-30

cр.
неодн.
0,1-1
2-8
3,3-10
>0,001

Приливные протоки
отложения 
ветровых 
течений
подошвенная 
часть

песчаники 40-70%  
алевролиты 20-30%  

глины 10-20%     

V
1-10

0,1-1
2-8
3,3-10
>0,001
<0,35
V
кровельная 
часть

песчаники 40-60%  
алевролиты 70-90%     
глины 20-30%

V
1-5
cр.
неодн.

cр.
неодн.
20-30
8-14
12-20,5
>0,01-0,1

Вдольбереговые 
промоины

отложения вдоль
береговых 
течений

подошвенная 
часть
песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%  
IV
5-10

10-20
8-14
12-20,5
>0,01-0,1
<0,3
IV
кровельная 
часть

песчаники 70-90%  
алевролиты 30-40%     

глины 10-30%

IV
1-5
cр.
неодн.

неодн.
1-5
0,5-5,8
3,3-10
>0,0010,01
<0,35

подошвенная 
часть

кровельная 
часть

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%  

глины 0-10%     

V
5-10
cр.

2-8
3,6-12
>0,0010,01
<0,35
V

потоково-дельтовые

приливно-отливные 
русла

штормовых 
приливов и 
отливов
подошвенная 
часть

кровельная 
часть

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%     
глины 10-20%

V
1-5

10-16,8
песчаники 40-60%  
алевролиты 30-40%  
глины 10-20%     
IV
15-20

min
неодн.
1-5

0,5-5,8

cр.
неодн.
30-50
8-14

>0,01-0,1
cр.
неодн.
40-60
5,8-11

12-20,5
>0,01-0,1
<0,3

песчаники 10-20%  
алевролиты 60-70%     

глины 20-30%

IV
15-20

>0,0010,01
<0,35

+

+

+

+

<0,3

<0,3

+

бороздины
зоны промоин
подошвенная 
часть

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%  

глины 10-20%

V
1-10
cр.

+

3,3-10,0

V

+

+

V

IV

+

IV

III

IV

1-5
0,5-5,8
3,3-10,0
>0,0010,01
<0,35
+
кровельная 
часть

песчаники 20-40%  
алевролиты 40-60%     
 10 30%

V
1-5
min
неодн.

5,8-11,0
10-16,8
>0,01-0,1
<0,3
+
IV

<0,3
+
IV
ветвящиеся 
дельтовые 
каналы и 
протоки
подошвенная 
часть

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%  
глины 0-10%

IV
cр.
одн.
40-60

неодн.
30-40
5,8-11,0
10-16,8
>0,01-0,1

песчаники 60-80%  
алевролиты 20-40%  
глины 10-20%

IV
10-15
cр.

15-20

обстановка осадко-накопления приливной равнины

прибрежно-морская с дельтовым влиянием

кровельная 
часть

дельтовые рукова

неодн.
5-10

эстуарии
приливных 
эстуариев

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт

1

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

горизонт.

1

горизонт.

1

горизонт.

2

горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

2

волнистая, 
горизонт.

1

волнистая, 
горизонт.

1

IV

V

IV

IV

IV

IV

IV
<0,3

<0,3

+

+

+

+

+

+

+

<0,35

<0,3

<0,3

<0,3

12-20,5

12-20,5

12-20,5

12-20,5

<0,3

12-20,5

12-20,5

>0,001

>0,01-0,1

>0,01-0,1

>0,01-0,1

>0,01-0,1

>0,01-0,1

>0,01-0,1

3,5-10

40-50

2-8

8-14

8-14

8-14

8-14

8-14

8-14

1-10

30-40

40-50

10-30

30-40

30-40

cр.

неодн.

неодн.

неодн.

неодн.

неодн.

неодн.

неодн.

min

cр.

cр.

cр.

cр.

cр.

IV

10-15

10-20

20-30

10-20

20-30

5-10

10-15

IV

намывные пески 
подводных кос и 
отмелей
подошвенная 
часть

намывные слои 
эродирования 
пляжей, валов и 
барьерных 
островов

кровельная 
часть

кровельная 
часть

песчаники 60-90%  
алевролиты 20-30%     

глины 5-10%

IV

кровельная 
часть

песчаники 50-70%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

IV

подошвенная 
часть

песчаники 60-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

IV

IV

песчаники 50-70%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

песчаники 50-70%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-30%

песчаники 60-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 5-10%

песчаники 50-70%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

<0,35
+
V

вдольберего-вые 

трансгрессивные бары и валы
подошвенная 
часть
трансгрессивные 
песчаные серии 
морского шельфа

покровы, линзы

кровельная 
часть

подошвенная 
часть

V

min
неодн.
1-5
2-8
3,5-10
>0,0010,01

песчаники 40-60%  
алевролиты 30-40%     
глины 20-30%

V
5-10

+

+

+
8-14

21,5-23,5

12-20,5

12-20,5

II

IV

IV
>0,01-0,1

<0,15

<0,3

<0,3

>0,5-1,0

>0,01-0,1

15-35

max

cр.

max
одн.

90-120

10-20

10-30

>0,01-0,5
<0,2
+
III

40-70

10-15

одн.

неодн.

15-16,5

8-14

>0,01-0,5
<0,2
+
III

30-40
cр.
неодн.
70-100
11-15
16,8-21,5

>0,01-0,1
<0,3
+
IV

20-40
max
одн.
70-90
11-15
16,8-21,5

кровельная 
часть

подошвенная 
часть

песчаники 50-70%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

песчаники 80-90%  
алевролиты 10-20%    

песчаники 50-60%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

песчаники 80-90%  
алевролиты 10-20%     

песчаники 50-60%  
алевролиты 20-30%     
глины 20-30%

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%      

кровельная 
часть
конусы выноса 
подводного 
каньона
подошвенная 
часть

IV

III

кровельная 
часть

подошвенная 
часть

IV

III

10-30
8-14
cр.
неодн.
50-70

<0,3

<0,2

40-60

60-80

8-14

11-15

12-20,5

+

+

12-20,5

16,8-21,5

>0,01-0,1

>0,01-0,5
III

5-20

10-30

cр.

max

неодн.

одн.

кровельная 
часть
проксимальная 
часть 
подводного 
каньона
подошвенная 
часть

песчаники 70-80%  
алевролиты 20-30%     

глины 10-20%

песчаники 70-90%  
алевролиты 10-30%     

IV

фации с уменьшением размеров 

зерен вверх по разрезу

регрессивно-трансгрессивного накопления

забаровые лагуны

потоково-глубоководно-морские

контуриты

глубоководно -  морские

сложная снрия  
осадков 
трансгрессивных 
линий

турбидиты

мелководно-морская

обстановково-приливная равнина

II

IV

III

IV

дистальная 
часть  
подводного 
каньона

отложения 
шлейфовомутьевых 
потоков