Негоризонтальный водонефтяной контакт выявлен на многих месторождениях Западной Сибири, таких как Самотлорское, Красноленинское, Пермяковское и др. В разные годы изучением данного вопроса занимались Ф.З. Хафизов, И.И. Нестеров, А.Р. Курчиков, Ю.Я. Большаков, М.А. Грищенко и др. Их работы послужили основой для написания данной статьи и стали отправной точкой в изучении наклонного водонефтяного контакта на Фестивальном месторождении [1–3].

В административном отношении Фестивальное нефтегазовое месторождение находится на территории Пуровского и Красноселькупского районов Ямало-Ненецкого автономного округа. Фестивальное месторождение примыкает к юго-западной части Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения.
Геологический разрез месторождения сложен мощной толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриассового возраста. Объектом детального изучения являются осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность.
Согласно тектонической схеме мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской мегасинеклизы [4] площадь работ приурочена к Южно-Харампурскому (1369) и Северо-Харампурскому (1367) локальным поднятиям III порядка, расположенным в пределах антиклинальной структуры II порядка — Харампурского малого вала (195).
В пределах Фестивального месторождения выделяется два блока: Восточно-Иохтурский блок (1767) и Малоиохтурский блок (4189). Наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Восточно-Иохтурский блок (1767) и осложняющие его более мелкие структуры IV порядка. Южная и частично восточная границы названного блока контролируются флексурно-разломными зонами северо-западного и субмеридионального простираний. На северо-востоке, на том же гипсометрическом уровне выделяется приподнятый участок, который соответствует Харампурскому блоку (1369).

Проявление дизъюнктивной тектоники и ее направленность в пределах исследуемого участка объясняется приуроченностью площади работ к осевой части Колтогорско-
Уренгойского грабенрифта. В результате процессов растяжения происходило развитие целой сети трансформных разломов и формирование широкой зоны разуплотнения северо-западной ориентировки.
Кроме крупной системы разрывных нарушений северо-западной ориентации, в пределах площади работ выделяются разрывы субмеридионального простирания.
Основным объектом разведки и разработки в пределах рассматриваемой территории является верхнеюрский горизонт Ю₁, в котором выявлены залежи нефти. Песчаные пласты горизонта Ю₁ характеризуются хорошими коллекторскими свойствами, высокодебитными фонтанирующими притоками нефти, достигающими сотен кубических метров в сутки.
В составе продуктивного горизонта Ю₁ однозначно выделяются два пласта:
Ю₁^1-2 и Ю₁^3-4, соответствующие двум седиментационным циклам и отличающиеся по степени песчанистости, а также выдержанности коллекторов. Пласты разделены выдержанной по мощности (3,5–5,0 м) и составу трансгрессивной пачкой аргиллитов (рис. 2).

В свою очередь верхний пласт Ю₁^1-2, характеризующийся высокой фациальной изменчивостью, делится на два зональных интервала. Верхний интервал — пласт Ю₁¹ — имеет сложное строение, которое выражено в изменении общей (от 1,0 до 13,2 м) и эффективной (от 0,4 до 9,6 м) мощности, замещением песчаных пород глинистыми, выклиниванием отдельных прослоев, сокращением мощности на сводовых участках, закономерным увеличением мощности на склонах и в погружениях. Пласт Ю₁² характеризуется двухчленным строением. При этом нижняя часть его заглинизирована, а верхняя представлена двумя песчаными прослоями суммарной эффективной мощностью от 0,4 до 9,8 м. Пласты Ю₁¹ и Ю₁² формировались в условиях прибрежной части мелководного моря и представлены баровыми телами, разделенными промоинами разрывных течений северо-северо-восточного направления. Пласты Ю₁¹ и Ю₁² разделяются глинистой перемычкой, которая характеризуется непостоянным литологическим составом (аргиллиты песчаные с прослоями глинистых песчаников и алевролитов) и мощностью (от 1,4 до 6 м).
Пласт Ю₁^3-4 более однородный и представлен фациями мелкого моря: баровых островов, регрессивных и трансгрессивных баров, переходящих в фации подводной дельтовой равнины и мелководного шельфа.
Согласно данным ГИС и результатам испытаний, проведенных в скважинах на начальном этапе разработки залежи, в пределах продуктивного пласта Ю₁ наблюдается изменение отметок ВНК от -2 905 м на северо-западе до -2 985 м на юге-востоке. Перепад в целом по залежи достигает 80 м и обусловлен влиянием тектоники. По данным ГИС и кривых капиллярного давления пласт характеризуется невысокими значениями коэффициента начальной нефтенасыщенности (50–55 %), представляя собой переходную зону. Такой характер насыщения указывает на незрелое состояние залежи пласта Ю₁ и на незавершенность процессов гравитационной дифференциации флюидов. Совместный приток в скважинах нефти и воды подтверждает принадлежность залежи к переходной зоне.
В неразбуренных частях залежи существует большая неоднозначность в определении уровня ВНК. В связи с этим существует необходимость изучения факторов, влияющих на достоверность и прогностическую способность существующих геологических моделей.

Пласт Ю₁ имеет блоковое строение, которое обусловлено наличием системы разломов, и разделен на четыре региона с разными уровнями ВНК, выделенных по тектоническому признаку, анализу испытаний и истории работы скважин (рис. 3). По вертикали пласты Ю₁^1-2 и Ю₁^3-4 исторически рассматриваются как единая гидродинамическая система.

В пласте Ю₁^1-2 водонефтяной контакт вскрыт только в северной части месторождения (блок 1), в остальных блоках принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка.
Пласт Ю₁^3-4 севернее основной линии разломов имеет обширную чисто нефтяную зону, водонефтяной контакт вскрыт только в краевых скважинах (блоки 1 и 2), поэтому более детальное изучение его положения невозможно. Южная часть находится в водонефтяной зоне, в которой отмечается зависимость отметки ВНК от значения кровли пласта Ю₁ с коэффициентом корреляции более 0,94 (блоки 3 и 4), что позволяет сделать предположение о наклоне ВНК вследствие неотектонических движений (рис. 4).

Основной причиной появления наклонного ВНК на Фестивальном месторождении автор считает неотектонический фактор (рис. 5). В связи с этим был проведен палеотектонический анализ истории развития месторождения, который полностью отражает принцип блокового строения месторождения.

В период формирования осадков с момента окончания накопления юрских отложений васюганской свиты и до начала формирования отложений верхнего мела (березовская свита, НБ) изучаемый участок претерпел ряд тектонических изменений.
В постсеноманское время после накопления отложений сеномана (ПК1, отражающий горизонт G) блоки Фестивального месторождения испытывают неравномерное изменение скоростей поднятия. Автор связывает резкое изменение скоростей накопления с образованием центральной грабенообразной системы разломов. Так, блок с самым высоким уровнем ВНК в районе скважины 111 (блок 1) погружается медленнее, а наибольшее погружение испытывает часть залежи
в районе скважины 523R (блок 3), где установлена самая низкая отметка ВНК среди выделенных
блоков (рис. 6).

Кроме основных блоков выделяется грабен в районе скважины 505R, который в течение геологической истории испытывал поднятие. В районе грабена ВНК отмечается на а.о. -2 910 м.
Таким образом, активная тектоника послужила первым фактором для появления на месторождении наклонного водонефтяного контакта и оказывала значительное влияние на формирование ловушки в текущем ее представлении.
После того как залежь подвергается тектонической перестройке, межфлюидный контакт, как правило, выравнивается до горизонтального состояния. На изучаемом участке данной тенденции не наблюдается. Для объяснения этого явления есть как минимум два фактора, один из которых — это относительно короткое послетуронское время, прошедшее с момента завершения тектонической активности, второй — наличие выдержанного флюидоупора, препятствующего вертикальной миграции углеводородов. На изучаемом участке рассматривается совокупность этих факторов.
В качестве флюидоупора выступает мощная глинистая перемычка между пластами Ю₁^1-2 и Ю₁^3-4, мощность которой может достигать 20 м. Доказательством ее способности удерживать флюид является пример разницы ВНК в блоке 3, где ВНК в пласте Ю₁^3-4 установлен на абсолютной отметке -2 962 м, а ВНК в пласте Ю₁^1-2 не вскрыт, последний пропласток нефти отмечается на глубине -2 967 м, что на 5 м ниже, при этом, согласно работе краевых скважин, ВНК в пласте Ю₁^1-2 прогнозируется гораздо ниже.
Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что в настоящий момент пласты Ю₁^1-2 и Ю₁^3-4 являются гидродинамически разобщенными, а толща глин является надежным флюидоупором, препятствующим прорыву воды из нижнего пласта в верхний, что является значимой причиной, препятствующей выравниванию ВНК.
Кроме литологических барьеров в виде глинистых перемычек на вертикальную миграцию углеводородов оказывает влияние различие фильтрационно-емкостных свойств рассматриваемых пластов. Проницаемость пласта Ю₁^1-2 варьирует от 1 до 69 мД, а Ю₁^3-4 от 1 до 124,5 мД. Высокая изменчивость параметра проницаемости свидетельствует о протяженной переходной зоне. Так, по графику модели переходной зоны, величина переходной зоны пласта Ю₁^1-2 варьирует от 2 до 20 м а пласта Ю₁^3-4 — от 2 до 25 м (рис. 7).