Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины"

На правах рукописи *

г

два«»— , I

"I / / ■

О

Ульянов Григорий Викторович

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-КАРСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность 25.00.12- геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 3 НОЯ 2011

Москва, 2011

4858628

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова

Научный руководитель: кандидат г.-м. наук, доцент

Кирюхина Тамара Алексеевна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Скоробогатов Виктор Александрович

доктор геолого-минералогических наук, кандидат химических наук, профессор Гордадзе Гурам Николаевич

Ведущая организация: ОООГазфлот

Защита состоится 25 ноября 2011 года в 16 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете имени М.В. Ломоносова по адресу: 119234, г. Москва, Ленинские горы, МГУ, главное здание, геологический факультет, ауд. №. 829

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, сектор «А», 6 этаж.

Автореферат разослан 21 октября 2011года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.Е. Каршошина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Акватория южной части Карского моря - это перспективный регион для поисков и разведки крупных газовых и газоконденсатных месторождений. Открытые здесь Ленинградское и Русановское месторождения по величине запасов и прогнозируемых ресурсов значительно больше Штокмановского в Баренцевом море. Основные песпективы в акватории, по аналогии с месторождениями п-ова Ямал, связываются с меловыми отложениями. Однако прирост ресурсной базы может быть осуществлен за счет освоения юрских, а также триасовых и палеозойских отложений.

Ограниченное количество данных по нефтегазогенерационным возможностям юрского комплекса на п-ове Ямал и их полное отсутсвие в пределах акватории Карского моря не позволяет адекватно оценить масштабы и фазовый состав потенциальных залежей углеводородов. В связи с этим изучение качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород в пространственно-временных рамках является актуальной темой исследования.

Цель работы заключалась в оценке генерационных возможностей и прогнозе фазового состава флюидов в юрских отложениях акватории южной части Карского моря на основе закономерностей изменения геохимических характеристик пород прилегающей суши (п-ов Ямал) и последующего бассейнового моделирования.

Основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона

2. Выделение нефтегазоматеринских пород (НГМТ) в разрезе юрских отложений.

3. Изучение закономерностей изменения основных геохимических параметров в площадном масштабе и разрезе отложений.

4. Оценка исходного нефтегазоматеринского потенциала юрских отложений.

5. Реконструкция процессов нефтегазообразования на базе 2D бассейнового моделирования в программном пакете Ternis Suite.

Научная новизна и практическая значимость. Проведены геохимические исследования нефтематеринских толщ (НГМТ) месторождений п-ва Ямал на современном аналитическом уровне, выявлены закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтематеринских толщ в глубинном и

площадном масштабах. Построены карты прогнозных содержаний органического вещества (ОВ) в юрских отложениях акватории Карского моря.

В коллекторских горизонтах нижней и средней юры выделены локальные глинистые пачки с хорошими генерационными характеристиками, которые принимают участие в формирование нефтегазоности региона.

Произведена оценка исходного генерационного потенциала и содержания органического вещества в юрских НГМТ. Оценены перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Ямальской и Карской областей на основе моделирования в программном пакете Ternis, восстановлена история катагенетического преобразования отложений. На основе анализа структурно-геологических и геохимических данных, а также бассейнового моделирования построена схема прогнозного фазового состава УВ в юрских отложениях южной части Карского моря.

Аналитически определенные геохимические параметры юрских нефтематеринских толщ и установленные закономерности изменения их качественно-количественных характеристик могут использоваться для оценки объемов генерации юрского комплекса, и позволят наиболее обосновано подходить к целесообразности проведения геологоразведочных работ.

Защищаемые положения:

1. Отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит обладали высоким исходным нефтегенерационным потенциалом; левинской, леонтьевской и абалакской - преимущественно газовым.

2. Дополнительным источником углеводородов для среднеюрских залежей являются глинистые пачки малышевской и вымской свит.

3. Фазовый состав юрских залежей в пределах валов и крупных куполовидных поднятий центральной части Южно-Карской впадины прогнозируется как преимущественно газоконденсатный, в погруженных областях - газовый. В бортовых зонах впадины (Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зона ступеней) ожидается открытие газокондесатно-нефтяных месторождений, в переходной зоне - нефтегазокондесатных.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в научных статьях в журналах Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 2 2011 г., Газовая промышленность № 7 2011 г., 6 тезисах к докладам на российских и международных конференциях: «Ломоносовские чтения» (г. Москва, 13-

18 апреля 2009 г); международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа RAO/CIS Offshore (г. Санкт-Петербург, 15-18 сентября 2009 г.; 13-16 сентября 2011 г.); The Polar Petroleum Potential Exhibition and Conférence 3P Arctic (г. Москва 29 сеитября-1октября 2009 г.); Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, ВНИГНИ, 25-26 февраля 2010 г.); 72nd EAGE Conférence & Exhibition incorporating SPE EUROPEC (Spain, Barcelona, 14-17 June 2010); II International Conférence World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies, Gazprom VNIIGAZ (г. Москва, 28-29 октября 2010); 5111 Siberian International Young Geoscientists Conférence (г. Новосибирск, 29 ноября - 2 декабря 2010); Arctic Technology Conférence (Houston, Texas, USA 7-9 February 2011)

Фактический материал. Работа основана на исследовании 132 образцов керна нефтегазоматеринских (НГМТ) пород Бованенковского, Харасавэйского, Арктического, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского и Южно-Тамбейского месторождений, отобранных из коллекций кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ и ООО ВНИИГАЗ. Для написания работы использовался ряд сейсмических профилей, имеющихся в распоряжении российско-норвежской исследовательствой группы «Arctic Research Coopération» при поддержке компании Statoil. Также в работе использована представительная база данных по геохимическим (пиролитическим и химико-битуминологическим) данным НГМТ прилегающих территорий, основанная на литературных данных и данных, содержащихся в производственных отчетах ОАО «МАГЭ», ОАО «СМНГ» и ФГУП «Аркгикморнефтегазразведка».

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав и заключения. Общий объем работы составляет 132 страницы, проилюстрирована 59 рисунками и 5 таблицами. Список литературных источников содержит 96 наименований.

Благодарности. Данная работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова. Автор искренне выражает благодарность своему научному руководителю в.н.с., к.г.-м.н. Тамаре Алексеевне Кирюхиной за многолетнюю и всестороннюю поддержку и помощь при написании работы, а также вновь приобретенные практические навыки. Особую признательность автор выражает профессору Антонине Васильевне Ступаковой и всем членам Arctic Research Coopération за полезные советы, возможность работы в дружном коллективе и участие в многочисленных научных проектах и конференциях.

За предоставление материалов, помощь в проведение анализов, советы по написанию работы автор выражает благодарность М.К. Иванову, Н.П.Фадеевой, Е.В.Соболевой, И.М.Натитник, Т.Н. Корневой, Н.В. Прониной, СИ.Бордунову, E.H. Полудеткиной, К.А.Ситар, Н.Э. Сливко, Д.В.Надежкину, Е.А. Еакай и другим сотрудникам кафедры, а также директору центра «Газовые ресурсы» ООО ВНИИГАЗ В.А. Скоробогатову.

Отдельно автор благодарит всех членов своей семьи и друзей за бесценную всестороннюю поддержку во время написания работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Обзор исследований газонефтеносности Ямало-Карского региона

В главе представлен обзор геолого-геофизических и геохимических исследований, проведенных в регионе с 60-х годов XX века по настоящее время. Большой вклад в изучение геологического строения и органического вещества мезозойских отложений п-ова Ямал и шельфа Карского моря внесли Д.А. Астафьев, Е.А. Брехунцова, B.C. Вовк, Г.Н. Гордадае, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, А.Д. Дзюбло, Т.П. Емец, Е.В. Захаров, М.С. Зонн, Ю.Н. Карогодин, Т.А. Кирюхина, В.И. Кислухин, В.Е. Киченко, А.Э. Конторович, Н.В. Лопатин, H.H. Немченко, И.И. Нестеров, Б.А. Никитин, A.C. Ровенская, Л.И. Ровнин, В.А. Скоробогатов, ДА. Соин, Л.В. Строганов, A.B. Ступакова, А.Н. Фомин, В.А. Холодилов, Г.Г. Шемин и другие специалисты.

Несмотря на многолетние исследования, геологическая изученность шельфа Карского моря остается крайне низкой. Основные споры и разногласия вызывают вопросы, связанные, главным образом, с газонефтеносностью юрских и палеозойских отложений.

Глава 2. Геологическое строение Южно-Карской впадины

В главе рассмотрено геологическое строение и история развития региона в мезозойскую эру.

Южно-Карская впадина расположена в южной части Карского моря, на полуостровах Ямал и Гыдан (рис.1). В пределах акватории фундамент не вскрыт скважинами, в связи с чем вопрос его возраста остается дискуссионным. Данные по прилегающим регионам (п-ов Таймыр, арх. Новая Земля, Западная и Восточная Сибирь), а также материалы морской сейсморазведки позволяют предположить, что в состав фундамента здесь входят блоки как докембрийской, так и палеозойской (каледонской, возможно, герцинской) консолидации (Кунин Н.Я. и др., 1988).

Отложения осадочного чехла в пределах акватории частично вскрыты (до аптского яруса нижнего мела) на Русановском и Ленинградском поднятиях. По данным сейсморазведки осадочный чехол Южно-Карской впадины, вероятно, сложен преимущественно терригенными отложениями верхнепалеозойского-четвертичного возраста. Мощность его в центральной части впадины превышает 11км.

По сейсмическим данным верхнепалеозойские отложения развиты только в пределах наиболее глубокой части Южно-Карской впадины и характеризуются волновой картиной, типичной для континентальных отложений. По мнению B.C. Соседкова, Л.Ш. Гиршгорна и др. (1988) формационным аналогом верхнепалеозойских отложений севера Западно-Сибирской плиты и прилегающей акватории может являться тунгусская серия Сибирской платформы среднекамменоугольно-пермского возраста.

Университг

Ску0а}овска1

[Мининсгця-1

Ю| орскш!

граница выклинивания нижне-среднеюрски> отложений*

граница выклинивания верхнеюрских отложений'

ка я-.

Условные обозначения:

¡123

I ......... | - опорные сейсмопрофили

| X" ] ' места отбора керна

^ ■ месторождения углеводородов | \ - перспективные структуры

Рис. 1 Обзорная схема района исследования Распространение триасовых отложений в акватории Карского моря по данным сейсморазведки предполагается во впадинах и прогибах, а также на их бортах. На сегодняшний день породы триасового возраста в пределах п-ова Ямал вскрыты только на Восточно-Бованенковской площади (скв. II) в интервале глубин 3998-4113 м (забой),

наиболее детально изучены бурением в тюменской сверхглубокой скважине (СГ-6), где представлены толщей пород прибрежно-морского и континентального генезиса, объединенных в тампейскую серию. Отложения серии залегают трансгрессивно с несогласием на подстилающих палеозойских породах и представлены темно-серыми и зеленовато-серыми глинами с прослоями алевролитов, песчаников, гравелитов и конгломератов с незначительной примесью туфогенного материала. Судя по характеру волнового шля аналогичный разрез триаса, может быть встречен и в Южно - Карской синеклизе (Оценка перспектив....., 2008).

Мощность верхнепалеозой-триасовых отложений изменяется от 0 в зонах выклинивания до 4500м.

Отложения юрского комплекса распространены почти на всей площади ЮжноКарской впадины, отсутствуя только в пределах Западно-Карской зоны ступеней, СевероСибирского порога и на периферии Приновоземельской моноклинали. По сейсмическим данным в пределах впадины предполагается наличие всех трех отделов юрской системы, бурением они изучены в пределах п-ова Ямал. Породы раннесреднеюрского возраста объединены в большехетскую серию, которая включает в себя 9 свит (снизу вверх): зимняя (J,h, - Jipi1), левинская (JiPi'j'X шараповская (J,p22), китербютская (Jit,1), надояхская (J^ - J2 ai), лайдинская (J2 а), вымская (J2 а2 - J2bji), леонтьевская (J2bji-2) и малышевская (J2bj2- J2 b). Первая, третья, пятая, седьмая и девятая - преимущественно песчано-алевритового состава, остальные представлены глинистыми отложениями. К верхнеюрским отложениям отнесены породы абалакской (J2CI2- .Гзкт) и баженовской (J3V3 - Kib) свит, представленные преимущественно аргиллитами.

В составе нижнемеловых отложений выделяются ахская (Kib - Kihi), танопчинская (Kihi-Kiali), яронгская (ханты-мансийская) (K[al2) и, частично, марресалинская свиты (К,а13-К2сп).

Ахская свита сложена преимущественно глинистыми породами с подчиненным значением песчано-алевритового материала. На севере п-ова Ямал на некоторых поднятиях в нижней части свиты обособляется ачимовская толща. Мощность свиты достигает 360 м.

Танопчинская свита характеризуется неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин в нижней части морского и прибрежно-морского генезиса, в верхней -преимущественно континентального. Максимально вскрытая в Южно-Карской впадине мощность танопчинской свиты составляет 557м (скв. Ленинградская №1), на Харасавэйском месторождении мощность свиты достигает 1006 м (скв. 38).

Яронгская (ханты-мансийская) свита сложена серыми до темно-серых морскими глинами с единичными, сравнительно выдержанными по площади пластами песчаников. Мощность свиты достигает 115 м в скв 1 на Ленинградской площади, в пределах Русановского поднятия она изменяется от 153 до 123 м в скв. №№ 1 и 2 соответственно.

Марресалинская свита представлена алевролитами, песчаниками и глинами, которые сформировались в условиях мелководного моря. Нижняя часть свиты (К^з) сложена чередованием мощных (до 30м) пластов песчаников и глин. Средняя часть (К2СП1) сложена в основном глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаника. Верхняя (К2СП2), мощностью до 80м, сложена, в основном, песчаниками с маломощными прослоями глин и алевролитов. Для всего разреза свиты характерно наличие большого количества углефицированных остатков.

Отложения верхнего мела (без сеноманского яруса) включают кузнецовскую (K2t), березовскую (Кгкп-ср) и ганьковскую (К2 т) свиты, сложенные преимущественно глинистыми породами.

Палеоценовые отложения включают две свиты: тибейсалинскую и талицкую. В пределах акватории Карского моря отложения первой отсутствуют, они развиты на месторождениях п-ва Ямал, где их мощность не превышает 100 м. На отложениях палеогеновой системы с размывом залегают породы четвертичного возраста.

В тектоническом отношении Южно-Карская впадина представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской эпигерцинской плиты с максимальным погружением мезозойско-кайнозойских отложений, в основании которой лежит система грабен-рифтов позднепалеозойского-раннетриасового возраста (рис. 2). По сейсмическим данным зона рифтогенеза проявляется в виде системы линейно вытянутых палеозойских инверсионных валов, разделенных глубокими впадинами, заполненными триасовыми осадками. В.С.Сурков в Западно-Сибирском бассейне эту зону определяет как унаследованно-наложенную впадину и прослеживает развитие триасовых прогибов в ее пределах (B.C. Сурков, О.Г. Жеро, 1981, 2002). Возможно, эта зона имеет более древнее заложение и выделяется как авлакогенная структура по палеозойскому комплексу (Н.В.Шаблинская, 1984, В.П. Ступаков, 1986, Н.Я. Кунин, 1985).

В целом Южно-Карская впадина представляет собой крупную отрицательную структуру, образованную системой впадин со сводами и седловинами между ними. В ее пределах выделяются Русановский, Скуратовский, Белоостровский, Обручевский, Мининский, Воронинский мегавалы и Розевско-Вернонская зона поднятий. Мегавалы разделены прогибами: Пухучанским, Чекинским, Ноябрьским, Белоостровским и Благополучия.

Прилайюиснав Южмо-Карсмя «пади«.! Сморо-Сибирскии

моиоалтю/ц. гкчх*

Рис. 2 Сейсмогеологическийразрез по линиям профилей: 108718-038937-038918-79404

(Ульянов Г.В., 2011)

История развития территории шельфа Карского моря в мезозойскую эру характеризуется частым чередованием трансгрессий и регрессий. Ограниченное количество данных не позволяет провести анализ палеогеографической обстановки триасового времени. Можно лишь предположить, что формирование триасовых отложений, вероятнее всего, происходило в условиях трансгрессии, максимальное проявление которой относится к тампейскому времени. Судя по современным мощностям комплекса (3,5 - 4,5 км) депоцентр прогибания соответствовал Пухучанской впадине.

Осадконакопление в ранне-среднеюрское время на большей части акватории Карского моря и севере Западно-Сибирского бассейна происходило в условиях мелководного морского бассейна, с периодическими повышениями и понижениями уровня моря. Максимум трансгрессии и прогибания впадины приходится на конец юрского времени. В неокомское время некомпенсированная осадками верхнеюрская впадина в условиях регрессии моря очень быстрыми темпами заполнялась осадками, что привело к образованию клииоформенного комплекса. В конце неокома произошла крупная трансгрессия моря, в результате которой клиноформы были повсеместно перекрыты маломощной толщей глинистых отложений.

В барремский и аптский века наступила регрессивная фаза в развитии бассейна осадконакопления. Акватория современного Карского моря представляла собой мелководный морской бассейн, который во время редких кратковременных регрессий частично осушался, что подтверждается наличием прослоев углей в разрезе.

В начале альбского века происходит новая трансгрессия моря, о чем свидетельствует почти исключительно глинистый состав яронгской свиты. Во второй половине альба море на большей своей части остается достаточно глубоким, но

колебания уровня моря и изменение его глубины в отдельные периоды позднеапьбского времени достаточно четко фиксируются в разрезе сменой глинистых и песчано-алевритовых пачек. Такие же условия сохраняются и в сеноманское время. В туронском и маастрихском веках на изучаемой территории сохраняется режим морского бассейна, обмеление которого происходит в эоценовую эпоху в виду процессов воздымания территории, что привело к эрозии значительной части палеоген-неогеновых отложений (Оценка перспектив...,2008). Настоящее время относится к межледниковому периоду. Наличие огромных морских заливов, представленных типичными эстуариями, говорит об ингрессии Карского моря вглубь Западно-Сибирской плиты (Сурков B.C. и др., 1997).

Глава 3. Газонефтепосность Ямальской и Южно-Карской областей

В акватории южной части Карского моря выделяется Южно-Карская газонефтеносная область (ГНО) с доказанной газоносностью меловых отложений и 3 потенциальных ГНО: Западно-Карская, Приновоземельская и Восточно-Карская. К экваториальному продолжению Ямальской ГНО относится северо-западная периклиналь Нурминского мегавала с локальной структурой Харасавэй-море.

По аналогии с северными районами Западной Сибири в акватории южной части Карского моря выделяют следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): нижне-среднеюрский, верхнеюрско-неокомский, баррем-аптский и альб-сеноманский. Кроме того, в последнее время, большинством исследователей выделяются прогнозируемые палеозойский и триасовый НГК.

В палеозойском НГК признаки нефтеносности установлены на Бованенковском месторождении, три газоконденсатные залежи на Новопортовском месторождении. Первоочередными объектами на поиск залежей в палеозойском комплексе могут являться Паютовское и Витковское поднятия, оконтуренные на Южно-Обском участке Обской губы, а также Западно-Шараповская и другие структуры, выявленные в пределах Западно-Карской и Приновоземельской потенциальных ГНО, где кровля залегания палеозойских отложений не превышает 3,5км (Дзюбло А.Д. и др., 2011).

Триасовый НГК на современном этапе исследования изучен недостаточно. Высокая степень катагенетического преобразования пород определяет возможность существования в разрезе лишь коллекторов трещинного типа, а высокая степень зрелости органического вещества (ОВ) свидетельствует о газовом потенциале отложений (Н.В. Лопатин, Т.П. Емец, 1996).

Нижне-среднеюрский НГК на сегодняшний день не вскрыт бурением в пределах акватории Карского моря. На территории п-ова Ямал промышленная нефтегазоносность

связана с продуктивными пластами надояхской, вымской и малышевской свит. Флюидоупорами для них являются глинистые толщи лайдинской, леонтьевской и абалакской свит соответственно. К коллекторским толщам также можно отнести преимущественно песчаные отложения зимней и шараповской свит, разделенные глинистой толщей левинской свиты. Самые крупные залежи УВ в нижне-среднеюрском НГК открыты на Бованенковском и Новопортовском месторождениях. По строению залежи - пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторы характеризуются весьма низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), открытая пористость от 7-9% до 16% (редко до 18-20%), проницаемость от 0,1-0,3 мД до 10-25 мД (Скоробогатов В.А., 2003).

Верхнеюрско-Неокомский НГК. На большей части севера Западной Сибири и в акватории Карского моря верхнеюрские отложения сложены аргиллитами, выполняющими роль покрышки для нижнесреднеюрского продуктивного комплекса. Баженовские битуминозные аргиллиты, кроме того, являются нефтематеринскими для вышележащего неокомского комплекса. Залежи УВ приурочены к неокомской части комплекса. В акватории Карского моря отложения комплекса не вскрыты. На п-ове Ямал в пределах НГК насчитывается 140 залежей УВ разного фазового состава. По строению залежи пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторские свойства средние, открытая пористость изменяется вверх по разрезу от 1015 до 22-25 %. Наибольший объем запасов УВ сосредоточен на Бованенковском и Харасавэйском месторождениях (более 500 млрд м3 газа).

Баррем-аптский НГК представлен алеврито-песчано-глинистой толщей танопчинской свиты объединяющей пласты ТПмб- В отложениях свиты преобладают ловушки структурного типа и литологически-экранированные. Региональной покрышкой служат глинистые породы яронгской свиты, локальными покрышками - глинистые пачки самой танопчинской свиты. Промышленная газоносность установлена на Русановском и Ленинградском месторождениях в пределах акватории Карского моря, а также на большинстве месторождений п-ва Ямал (Крузенштернское, Бованенковское, Новопортовское, Харасавэйское и др.).

Апьб-сеномансшй НГК представлен песчано-глинистыми отложениями марресалинской свиты, покрышкой служат глинистые отложения турон-маастрихского возраста. Комплекс преимущественно газоносен. Газоносные песчаники характеризуются высокими коллекторскими свойствами: открытая пористость составляет 19 - 35%, проницаемость - до 1Д. Газоносность комплекса установлена на Русановском и Ленинградском месторождениях Карского моря. По сейсмическим данным на

большинстве структур Южно-Карской ГНО в пределах комплекса выделяются аномалии типа «яркое пятно» и «плоское пятно», свидетельствующие о высокой продуктивности отложений.

Глава 4. Юрские газонефтематерпнские породы Ямальской и Южно-Карской ГНО

В данной главе приводятся результаты геохимических исследований образцов керна юрских отложений Бованенковского, Восточно-Бованенковского, Харасавэйского, Восточно-Харасавэйского, Арктического, Нейтинского, Малыгинского и Новопортовского месторождений п-ова Ямал. Образцы НГМТ исследовались методом пиролиза Rock-Eval, битумоид извлекался методом «холодной» экстракции в условиях многократной смены растворителя (хлороформ) и анализировался методом газожидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии.

По результатам исследований к нефтегазоматеринским толщам в нижнеюрском интервале разреза отнесены отложения левинской и китербютской свит, в среднеюрском -лайдинской и леонтьевской, в верхнеюрском - абалакской и баженовской свит. В качестве потенциальных НГМТ рассматриваются глинисто-углистые пачки вымской и малышевской свит, в меньшей степени - шараповской и надояхской.

Содержание РОВ в породах левинской свиты варьирует от 0,2% на Арктической до 0,5-0,7 % на Новопортовской и 1,2 % на Бованенковской площади. Выход битумоида составляет 0,05-0,10 %. В качественном отношении в исследованных образцах Бованенковского и Новопортовского месторождений установлен II-III (сапропелево-гумусовый) тип OB. Степень зрелости OB исследованных образцов довольно высокая -значения Тшах варьируют от 460 "С на Новопортовском до 482°С (градации катагенеза МК4.5) на Арктическом месторождениях. По значениям остаточного генерационного потенциала, согласно классификации Б.Тиссо и Д. Вельте (1981), отложения свиты на Арктическом месторождении относятся к категории бедных - 0,15 мгУВ/г породы, на Бованенковском и Новопортовском месторождениях - к средним (0,3-0,49 мгУВ/г породы). На настоящий момент отложения левинской свиты могут быть отнесены к преимущественно газопроизводящим. Этому способствует преимущественно смешанный тип OB, нахождение отложений в зоне газового окна.

Согласно существующим расчетам накопление глинистых осадков китербютской свиты происходило в условиях самой крупной нижне-среднеюрской трансгрессии, когда глубина раннетоарского моря могла достигать 400 м (Ф.Г. Гурари и др., 2005). Содержание Сорг в породах довольно высокое - от 0,96 до 5,2 %, средние значения составляют 1,66%. Наименьшие значения фиксируются для Нейтинского месторождения.

Выход битумоида составляет 0,08-0,19%, значения коэффициента битуминозности (ß) не превышают 4%, что свидетельствует об остаточном характере битумоида. По значениям водородного индекса (HI, мгУВ/rTOC) OB китербютских отложений относится к смешанному гумусово-сапропелевому (III-II) типу, примесь гумусовой компоненты незначительна и уменьшается в сторону акватории Карского моря (от Новопортовского к Бованенковскому месторождению). В этом же направлении увеличивается катагенетическая преобразованность OB. По результатам пиролитических исследований китербютские отложения на сегодняшний день следует рассматривать как преимущественно газо- или конденсате генерирующие. Однако преобладание сапропелевой компоненты в исходном OB позволяет предполагать генерацию жидких УВ на начальных градациях мезокатагенеза.

Содержание РОВ в образцах лайдинской свиты варьирует от 0,64 до 2,38%, среднее значение составляет 1,53%. В качественном отношение во всех образцах установлен смешанный III-II тип органического вещества. Преобладающая доля сапропелевой компоненты зафиксирована в образцах Малыгинского и Харасавэйского месторождений. Сапропелевая природа исходного OB подтверждается результатами газовой хроматографии. Отсутствие высокомолекулярных n-алканов, а также максимум в относительно низкомолекулярной области (приходится на П-С15) типичны для морского OB. Незначительное преобладание пристана над фитаном (Pr/Ph = 1,33-1,93) свидетельствует о слабо окислительных условиях формирования исходного OB.

Современные значения водородного индекса пород лайдинской свиты не превышают 85 мгУв/г Сорг, что в совокупности со смешанным типом OB свидетельствует об остаточном газогенерационном потенциале отложений. По значениям Тшах пиролиза, изменяющимся в пределах 455-465°С (градации МКзл), отложения находятся на завершающей стадии генерации жидких УВ.

Отложения леонтьевской свиты накапливались в условиях нижней сублиторали (глубина моря до 200 м) (Гурари Ф.Г., 2005). Концентрации РОВ в породах варьируют от 0,53 до 1,33%. Выход битумоида равен 0,02% на Арктической площади до 0,09% на Бованенковской, максимальные его содержания отмечены на Новопортовской площади -0,19%. Значения битуминозного коэффициента (ßXE) варьируют от 1,74% до 5,66%, что свидетельствует об остаточном характере битумоидов. В качественном отношении OB леонтьевской свиты относится к II-III типу, что свидетельствует о значительном привносе остатков наземной растительности в морской бассейн. Это подтверждается и бимодальным распределением н-алканов с максимами в п-С15 и П-С23, реже в более высокомолекулярной области (п-С29), отношением Pr/Ph > 2. Более благородное,

сапропелевое (II тип) вещество наблюдается в отложениях свиты на Харасавэйском месторождении, что может говорить об углублении бассейна седиментации в северозападном направлении. Зрелость ОВ изменяется в широком диапазоне. Наименее преобразованное ОВ характерно для образцов Новопортовского и Нейтинского месторождений - значения Тшах 430-442°С (градации МКи). Более высокие значения отмечаются для Арктической и Восточно-Бованенковской площадей - 446-451°С (градации МК2.3). Максимальные значения Тшах зафиксированы на Харасавэйском месторождении - 471-474°С (градация МК4). В целом по значениям пиролитических параметров отложения леонтьевской свиты способны генерировать углеводороды преимущественно газовой природы.

Накоплению глинистых отложений абалансной свиты способствовала крупная трансгрессия келовейского времени. Содержание РОВ в образцах изменяется от 0,35 до 1,21%. Наименьшие значения зафиксированы в образцах Нейтинского, Малыгинского и Восточно-Бованенковского месторождсш^ (0,35-0,48%). Рост концентраций наблюдается в сторону акватории Карского моря (Харасавэй-Бованенковская зона). В качественном отношении в изученных образцах преобладает смешанное гумусово-сапропеливое ОВ, среди п-алканов преобладают гомологи п-С13 - П-С16, что свидетельствует о широком развитии на этом участке фитопланктона (Ф.Г. Гурари и др., 2005). Условия осадконакопления менялись от восстановительных (Рг/РЬ = 1,3) на Южно-Тамбейской площади до окислительных (Рг/РЬ = 2,3-3,8) на Нурминской и Новопортовской месторождениях. Степень катагенетической преобразованное™ ОВ не высокая - значения Ттах пиролиза 434-442°С (градация МК|). Сохраняется тенденция ее увеличения в сторону акватории (457-469°С на Харасавэйском месторождении). Генерационный потенциал отложений изменяется в интервале 0,11-0,41 мгУВ/г породы, средние значения 0,25, что наряду со смешанным типом ОВ снижает нефтегенерационные возможности свиты. Максимальные значения потенциала отмечены на Восточно-Бованенковской площади - до 2,45 мгУВ/г породы.

Отложения бажеповской свиты традиционно рассматриваются в качестве основной нефтематеринской толщи Западно-Сибирского НГБ. Баженовские отложения на п-ове Ямал, в отличие от центральных районов Западно-Сибирского бассейна, характеризуются менее богатым нефтегенерационным потенциалом. Содержание Сорг в глинах в среднем составляет 2% и увеличивается от Нейтинского месторождения в северо-западном направлении (0,8%) к Харасавэйскому (4,8%) и юго-восточном - к Новопортовскому (2,6%). В качественном отношении в отложениях баженовской свиты достаточно отчетливо установлен II тип ОВ. Однако наличие высокомолекулярных п-

алканов (до п-СЗЗ) свидетельствует о примеси гумусового ОВ. По значениям Тшах (432-463°С) пиролиза отложения находятся в области нефтяного окна. Увеличение зрелости наблюдается в северо-западном направлении (Харасавэйское и Малыгинское месторождения). По результатам пиролиза баженовская свита обладает довольно хорошим нефтегенарционным потенциалом - до 6,85 мгУВ/г породы, средние значения составляют 2,5-2,9 мгУВ/г породы, что позволяет рассматривать ее как преимущественно нефтегекерирукмцую.

Таким образом, в юрском разрезе отчетливо установлено 6 нефтегазоматеринских толщ: левинская Уф/.г'), китербютская СМ!1), лайдинская (12 а), леонтьеская (.№1-2), абалакская (.ГгсЬ - .Ькт) и баженовская УзУз - К[Ь). В виду довольно высокой степени зрелости и преимущественно смешанного типу ОВ все их следует рассматривать как газогенерирующие. Исключение составляют китербютская и баженовская толщи, в которых фиксуруется наиболее благородное ОВ, близкое к сапропелевому. Рост катагенеза и уменьшение генерационного потенциала происходит в северо-западном направлении в сторону Харасавэйского месторождения.

Помимо основных НГМТ по результатам пиролиза в разрезе юрских отложений, накопленных во время понижения уровня моря, выделяются локальные глинистые пачки с хорошими качественными и количественными характеристиками ОВ, что позволяет рассматривать их в качестве НГМТ. Приурочены они главным образом к отложениям вымской и малышевской свит, реже - шараповской и надояхской.

Содержание РОВ в глинистых отложениях шараповской свиты достигает 1,66 %, выход битумоида от 0,1 до 0,2 %. По значениям Тшах пиролиза катагенез ОВ соответствует градации МКд, что говорит о генерации газоконденсатных УВ. Одномодальное распределение алканов с максимумом в 11-С19 характеризует ОВ битумоидов шараповской свиты как морское. Однако значения Рг/РЬ > 1 (в среднем 1,4-1,6) и наличие высокомолекулярных алканов (до П-С34) указывают на привнос континентальной органики. Вероятнее всего отложения шараповской свиты накапливались в условиях мелководного шельфа и/или прибрежно-морской равнины.

Отложения надояхской свиты накапливались в условиях прибрежно-морской равнины с неустойчивым положением береговой линии (Гурари Ф.Г. и др., 2005). Максимальные концентрации Сорг отмечены на Бованенковском месторождении (1,66 %). В сторону Восточно-Бованенковского и Нейтинского месторождений происходит снижение содержаний РОВ до 0,68-1,08 %. По значениям Тшах отложения надояхской свиты находятся на завершающей стадии нефтегенерации (451-465 °С). Тип органического

вещества по результатам пиролиза и газовой хроматографии установлен как смешанный -салропелево-гумусовый.

Отложения вымской свиты накапливались в условиях мелководного шельфа с многочисленными островами. На это время приходится интенсивное угленакоплеиие на территории всего Западно-Сибирского бассейна, углистые прослои отчетливо фиксируются при изучении в шлифах. Содержание РОВ в глинисто-углистых прослоях свиты варьируют от 1,55 до 4,42 %. Тип ОВ по результатам пиролиза установлен как III. Это подтверждается высоким отношением Рг/РЬ (> 3), наличием высокомолекулярных алканов (до П-С35 и выше), преобладанием нечетных в данной области. О континентальном ОВ также свидетельствует преобладание стеранов С29 над С27 (Гордадзе Г.Н., 2002). В целом глинисто-углистые пачки вымского горизонта можно рассматривать как хорошие НМТ, способные генерировать газовые УВ.

Отложения малышевской свиты накапливались в различных фациальных обстановках - от прибрежных на юге п-ва Ямал до глубоководно-шельфовых на его северных территориях, и, предоположительно, в пределах акватории. Концентрации РОВ здесь также довольно высокие (1,1-3,66%), увеличение происходит в северо-западном направлении. Подобная тенденция прослеживается и в изменении Тшах пиролиза (от 442 на юге п-ова до 470°С на Харасавэйском месорождении). Значения генерационного потенциала позволяют характеризовать данную толщу как хорошую НГМТ (в среднем 1,5-2 мгУв/г породы). Битумоиды малышевской свиты характеризуются полным рядом п-алканов (до п-С41) с некоторым преобладанием нечетных в высокомолекулярной области. В совокупности с высоким отношением Рг/РЬ (>4) это указывает на гумусовый тип исходного ОВ. По данным Гордадзе Г.Н (2002) и результатам хроматомасс-спектрометрии для образцов малышевской свиты характерно преобладание регулярных стеранов С29 над С27, что также характеризует ОВ как континентальное.

Таким образом, в результате пиролитического и газохроматографического анализов глинистых прослоев коллееторских горизонтов нижней и средней юры были выделены прослои, обогащенные РОВ. В качественном отношении образцы характеризуются ОВ смешанного типа с преобладанием гумусовой компоненты, что благоприятно для генерации газовых УВ. Увеличение мощности глинистых пачек в коллекторских горизонтах наблюдается в акваторию Карского моря, что свидетельствует об улучшении экранирующих и, возможно, генерационных свойств. Однако это же значительно уменьшает фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов.

Глава 5. Закономерности изменения геохимических характеристик НГМТ в пределах Ямальской и Южно-Карской ГНО.

В данной главе рассмотрены закономерности изменения содержания Сорг и степени зрелости нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложений в площадном масштабе. В виду низкой разбуренности нижне-среднеюрской толщи посвитно рассмотреть закономерности распределения содержаний Сорг в площадном масштабе на сегодняшний день не представляется возможным. Для решения этого вопроса нижне-среднеюрские отложения рассматривались автором в объеме большехетской серии, аналогом которой в южных районах п-ва Ямал являются отложения тюменской свиты. Правомерность такого изучения подтверждается сопоставимым содержанием Сорг во всех выделенных НГМТ, которое на сегодняшний день в среднем составляет 1-2%.

Поскольку данных о содержании РОВ в акватории Карского моря на сегодняшний день нет, обоснование распределения его концентраций следует проводить по выявленным для п-ва Ямал закономерностям. Изучение распределения содержаний ОВ в нижне-среднеюрских глинистых отложениях месторождений п-ова Ямал показали, что наибольшие концентрации Сорг приурочены к области глубоких прогибов севера Западно-Сибирского НГБ, в депоцентрах которых отмечены максимальные глубины юрского моря. Уменьшение концентраций Сорг происходит к бортам впадины. На основе выявленных закономерностей автором были построены схемы прогнозных концетраций С„рг в акватории Карского моря. Максимальные концентрации ОВ (предположительно до 5%) в нижне-среднеюрских отложениях приурочены к Пухучанской впадине. На территориях обрамляющих ее Русановского и Ленинградского валов содержание Сорг, предположительно, будет ниже - 3-4%, на экваториальном продолжение Нурминского вала еще ниже - 2-3%. Наименьшими концентрациями ОВ характеризуются юрские отложения бортовых зон впадины - Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зоны ступеней. Здесь максимальные содержания ОВ не превышают 2%, постепенно уменьшаясь к обрамляющим плиту складчатым сооружениям Новой Земли и Пай-Хоя на западе и юго-западе, и Северо-Сибирского порога на севере. Подобная тенденция прослеживается и для верхнеюрских отложений.

Оценка уровня катагенеза юрских отложений проводилась по замеренным в аншлифах значениям показателя отражения витринита (ПОВ) и значениям Ттах пиролиза. Экстраполяция результатов в акваторию Карского моря проводилась с помощью бассейнового моделирования в программном пакете Trinity. Границы главной зона нефтеобразования (ГЗН) согласно замерам ПОВ и значениям Ттах пиролиза в пределах п-ова Ямал определяются в интервале глубин 2,0-2,5 - 3,3-4,0 км.

В кровле юрской толщи ПОВ изменяется от 0,3 до 1,5 %. В акватории южной части Карского моря область катагенетически незрелого ОВ соответствует бортовым зонам. В связи с этим формирование залежей в районе Припайхойской моноклинали и Восточно-Новоземельской зоне ступеней возможно лишь за счет латеральной миграции из центральных областей Южно-Карской впадины, где отложения находятся в ГЗН. Наиболее интенсивно процессы нефтегенерации протекают на Обручевском валу, прогибах Пекинском, Ноябрьском и Благополучия, где уровень катагенеза соответствует градации МК2. Наибольшие значения ПОВ (1.3-1.5%) наблюдаются в Пухучанской и Белоостровской впадинах Карского моря, где данные отложения вступили в область газогенерации. В нижне-среднсюрской толще, согласно проведенным расчетам, отложения находятся в области газового окна. Область нефтяного окна прослеживается на месторождениях Нурминского мегавала, в южной части Обской губы, Обручевского и Воронинского валов южной части Карского моря.

Глава 6. Реализация генерационного потенциала отложений

В данной главе приведены расчеты исходных значений водородного индекса (Hl=s2*100%/T0c), указывающего на тип исходного ОВ и содержания РОВ в юрских НГМТ. Для восстановления исходных значений HI использовались диаграммы эволюции керогена в ходе катагенеза (в параметрах HI-Tmax) по методу Pepper A.S. & Corvi P.J. (1995). Согласно проведенным расчетам в юрской толще выделяются 2 группы нефтегазоматеринских пород с различными качественными характеристиками. К,первой относятся отложения левинской, леонтьевской и абалакской свит, в которых установлен преимущественно III тип керогена со значениями Н1исх 350 и 250 мгУВ/гСорг, что свидетельствует о генерации преимущественно газовых УВ в процессе катагенеза. Во вторую группу попали отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит, в которых установлен I-II и II типы керогена с хорошим нефтегенерационным потенциалом (550-750 мгУВ/гСорг). Наилучшими нефтегенерационными возможностями обладали отложения китербютской и баженовской свит.

Для восстановления исходных значений Сорг к началу катагенеза, использовались пересчетные коэффициенты, учитывающие концентрацию и тип вещества, а также градации катагенеза, которых достигли нефтематеринские отложения (Справочник.., 1998). Они основаны на расчетах материального баланса, принципиальная схема, которой изложена в трудах С.Г.Неручева и др., (1976,1998). Концентрацию Сорг исх. определяют по формуле:

Сорг исх. = Соргост * Сисхг/Состг*Мост., где

Сорг исх - исходное до катагенеза содержание Сорг в породе, Соргост -содержание Сорг в породе, аналитически определяемое, Сисхг - содержание углерода в исходном ОВ (керогене), Состг - содержание углерода в остаточном ОВ (керогене), Мост. - остаточная масса. С учетом типа ОВ и катагенеза для пересчета были использованы переводные коэффициенты 1,19-1,22 для пород с преобладанием гумусовой компоненты, и 2,32-2,66 для пород сапропелевого типа. В результате проведенных расчетов установлено, что исходные концентрации ОВ в аргиллитах лайдинской и китербютской свит составляли 3,2-5,8%, с тенденцией к увеличению в северо-западном направлении в сторону Харасавэй-Бованенковской зоны месторождений. Для пород левинской и леонтьевской свит эти значения ниже - 1,3-1,5%. Такие же значения характерны для абалкской свиты.Максимальные концентрации Сорг были характерны для баженовских аргиллитов - до 10,3 %, однако средние содержания не превышают 4,5 -5%.

Глава 7. Моделирование процессов газонефтеобразования в Южно-Карской

впаднпе.

Моделирование проводилось в программном пакете Temis Suite 2D. В качестве геологической основы для проведения моделирования были выбраны 2 региональных композитных сейсмопрофиля, пересекающих Южно-Карскую впадину во взаимоперпендикулярных направлениях. Первый протягивается от северного окончания о. Вайгач через центральную часть Южно-Карской впадины до Северо-Сибирского порога. Второй пересекает пять тектонических элементов севера Западной Сибири: Восточно-Приновоземельскую моноклиналь, Южно-Карскую впадину, Нурминский, Ямбургский и Мессояхский мегавалы. Для профилей были построены литологические модели, палеопрофили на основные этапы развития бассейна, восстановлены мощности эродированных осадочных комплексов. На разрезах были выделены нефтегазоматеринские толщи, охарактеризованные содержанием Сорг, типом керогена, с соответствующим водородным индексом и химико-кинетическими параметрами реакций преобразования керогена. Корректность задания теплового режима определялась соотношением рассчитанных и реально замеренных значений ПОВ и скважинных температур в различных интервалах разреза (по Крузенштернскму, Харасавэйскому, Северо-Тамбейскому, Новопортовскому, Арктическому, Бованенковскому, Ямбургскому, Харвутинскому месторождениям).

В результате моделирования установлено, что генерация УВ в юрских породах Южно-Карской впадины началась на рубеже готеривского и аптского веков в наиболее погруженной области - Пухучанской впадине. Миграция УВ из очага генерации носила преимущественно латеральный характер, что создавало предпосылки для формирования

скоплений преимущественно жидких УВ в юрских отложениях на бортах впадины. На сегодняшний день нижнее-среднеюрские НГМТ практически повсеместно в пределах впадины находятся в области газового окна, степень выработанности керогена составляет, в среднем, 80%, что свидетельствует об остаточных процессах генерации УВ. Согласно данным, полученным в результате моделирования, наибольший интерес нижне-среднеюрские отложения могут представлять в бортовых зонах Южно-Карской впадины, на Ямбургском и Мессояхском мегавалах севера Западной Сибири, а также в районе Обской губы, где возможно обнаружение в них промышленных скоплений УВ. Верхнеюрские НГМТ представляют наибольший интерес с точки зрения генерации жидких УВ в районе мегавалов и других крупных поднятий, где они имеют наименьшую степень катагенетической преобразованное™ и небольшую степень трансформации ОВ. Неокомские и альб-сеноманские толщи реализовали лишь малую часть своего потенциала и являются наиболее перспективными для генерации новых углеводородов. Наиболее перспективными в Южно-Карской впадине являются неокомские и альб-сеноманские НГМТ, которые находятся на начальных стадиях катагенеза (ПК-МКг), имеют небольшую степень реализации генерационного потенциала (<20%), что, при гумусовом типе ОВ, благоприятно для генерации газовых, преимущественно метановых, углеводородов.

Наиболее крупные залежи углеводородов могут быть обнаружены в неокомской и альб-сеноманской части разреза в районе Обручевского, Русановского и экваториальной части Нурминского (Северо-Харасавейская структура) мегавалов. На этих же мегавалах возможно обнаружение залежей УВ и в юрских отложениях.

Глава 8. Перспективы газоиефтеносности шельфа Карского моря Первоочередным критерием обоснования перспектив нефтегазоносности малоизученных бассейнов является выявление и оконтуривание структур, в которых могли улавливаться УВ. По сейсмическим признакам на ряде структур акватории в юрских отложениях (Русановская, Ленинградская, Западно-Шараповская др.) выявлены аномалии типа «временная яма» и «яркое пятно», что может являться признаком наличия залежей УВ в данных отложениях. Однако при отсутствии источников углеводородов структуры будут «пустыми». В данной работе основное внимание уделялось источнику углеводородов в осадочном бассейне - нефтегазоматеринским породам, их качественной (тип ОВ, степень преобразования) и количественной (содержание Сорг) характеристикам. Геохимическое изучение юрских отложений позволило выделить в разрезе 6 нефтегазоматеринских свит: левинская, китербютская, лайдинская, леонтьевская, абалакская и бажеповская. Также были выявлены хорошие генерационные возможности

глинистых пачек шараповской, надояхской, и, главным образом, вымской и малышевской свит.

В настоящее время нижне-среднеюрские отложения практически повсеместно в пределах акватории находятся в зоне газового окна, верхнеюрские - преимущественно нефтеоброзования.

Расчет исходных геохимических характеристик показал, что отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит обладали высоким нефтегенерационным потенциалом. Однако высокий уровень катагенеза отложений и наличие в разрезе газоматеринских толщ могло отрицательно повлиять на сохранность нефтяных залежей, т.к. нефть могла растворяться в большом потоке газа и образовывать газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. По другому сценарию потоки газа могли способствовать вытеснению нефтяных УВ из залежей центральных районов и их последующей латеральной миграции в бортовые зоны.

Исходя из всего вышеизложенного, можно предполагать, что Южно-Карская ГНО и бортовые ПНГО (Западно-Карская, Приновоземельская, Восточно-Карская) имеют разные стратиграфические интервалы размещения основных ресурсов углеводородов, а также отличаются по их фазовому состоянию. В связи с чем автором была построена карта прогнозного состава углеводородов, генерированных юрскими НГМТ.

В Южно-Карской ГНО основные ресурсы связаны с альб-сеноманским, аптским, барремским и неокомским нефтегазоносными комплексами, некоторые перспективы могут быть связаны и с юрскими отложениями, продуктивными на полуостровах Ямал и Гыдан. Предполагается, что подавляющее большинство залежей, которые могут быть выявлены в пределах Южно-Карской ГНО, будут газовыми или газоконденсатными. Нефтяные углеводороды в этой области должны встречаться достаточно редко и, скорее всего будут представлены в качестве оторочек газоконденсатных залежей.

В Западно-Карской и Приновоземельской ПНГО почти весь меловой разрез является малоперспективным, так как в пределах области меловые породы были частично размыты в неогеновое время, в результате чего залежи в меловых отложениях были разрушены или сохранились лишь небольшие, остаточные залежи. Поэтому интервал нефтегазоносное™ здесь значительно сужен в сравнении с Южно-Карской ГНО. Основные перспективы областей должны связываться с нижне-среднеюрским и неокомским нефтегазоносными комплексами, а также с келловей-волжскими отложениями и корой выветривания фундамента. В этой области предполагается встретить, в основном, пластовые, литологически -экранированные, стратиграфические и

литологически ограниченные залежи, которые контролируются зоной выклинивания юрских отложений. Предполагается, что превалировать будут нефтяные залежи, а газовые или газоконденсатные будут иметь второстепенное значение.

Заключение

1. Результаты пиролиза Rock-Eval юрских образцов Восточно-Бованенковского, Бованенковского, Арктического, Харасавэйского, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского месторождений позволили выделить в нижне-среднеюрском разрезе 4 нефтегазоматеринские толщи: левинская, китербютская, лайдинская и леоитьевская. В верхнеюрских отложениях установлены 2 НМТ: абапакская и баженовская. К настоящему времени большая часть нижне-среднеюрских отложений практически полностью реализовали свой нефтяной потенциал и находятся в области газогенерации.

2. Установлено, что в традиционно рассматриваемых в качестве коллекторских шараповском, надояхском, вымском и малышевском горизонтах выделяются глинистые пачки мощностью от 5 до 20м, обогащенные РОВ, что позволяет рассматривать их в качестве допольнительных источников УВ для месторождений юрского комплекса и подтверждается данными хроматомасс-спектрометрии.

3. Оценка исходных значений параметров HI и Сорг позволила выделить в юрской толще 2 группы нефтегазоматеринских пород с различными качественными характеристиками: преимущественно газогенерирующие отложения левинской, леонтьевской и абалакской свит (II-III или III тип керогена со значениями Н1исх 350 и 250 мгУВ/гСорг и средними начальными концентрации OB 1,3-1,5 %); а также преимущественно нефтегенерирующие отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит, в которых установлен I-II и II типы керогена с хорошим нефтегенерационным потенциалом (550-750 мгУВ/гСорг). Среднее содержание Сорг в них составляет 4,5 %.

4. Генерация жидких УВ в юрских НГМТ Южно-Карской впадины началась на рубеже готеривского и аптского веков в наиболее погруженной области - Пухучанской впадине. В конце позднемелового времени процессы нижне-среднеюрские НГМТ достигли уровня газового окна.

5. Представлен прогноз фазового состава флюидов, генерированных юрскими отложениями, согласно которому подавляющее большинство залежей, в пределах Южно-Карской ГНО, будут газовыми или газоконденсатными. В Западно-Карской и Приновоземельской предполагается встретить, в основном, пластовые, литологически-экранированные, стратиграфические и литологически ограниченные залежи.

Предполагается, что преобладать будут нефтяные залежи, а газовые или

газокондеисатные будут иметь второстепенное значение.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Ульянов Г.В. Перспективы открытия новых залежей углеводородов в меловых и юрских отложениях Южно-Карского бассейна.// Электронный сб. тезисов докладов Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов 2009», секция геология с. 21-22

2. Ульянов Г.В., Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Углеводородные системы Карского моря // Сб. тезисов докладов международной конференции CIS RAO-Offshore 2009, т. 2, с.266

3. Ульянов Г.В., Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Углеводородные системы Ямало-Карского региона //Сб. тезисов докладов международной конференции ЗР Arctic, M. 2009, с. 84

4. Ульянов Г.В. Перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Ямало-Карского региона // Сб. тезисов докладов Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» М., ВНИГНИ, 2010, с. 49-50

5. Ульянов Г.В. Моделирование процессов газонефтеобразования в Ямало-Карском регионе // Электронный сб. тезисов докладов 5ft Siberian International Young Geoscientists Conférence, Новосибирск, 2010, секция petrol, № 790

6. Ульянов Г.В. Катагенетическая зональность разреза юрско-меловых отложений Южно-Карской впадины по результатам бассейнового моделирования // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - № 2 - 2011 с. 54-59

7. Кирюхина Т.А., Ульянов Г.В., Дзюбло А.Д., Холодилов В.А., Цемкапо М.Л Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа// Газовая промышленность 2011 - № 7 с. 66-70

8. Ulyanov G.К, Kirjukhina Т.А., Stoupakova A.V. "Yamal-South Kara petroleum systems basin modeling", Электронный сб. тезисов докладов 72nd EAGE Conférence & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, Spain, Barcelona, 2010 - P341

Подписано в печать:

20.10.2011

Заказ № 6065 Тираж - 120 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ульянов, Григорий Викторович

ВВЕДЕНИЕ 3 І.ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ЯМАЛО

КАРСКОГО РЕГИОНА

2.ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮЖНО-КАРСКОЙ ВПАДИНЫ

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.1.1 Домезозойские отложения

2.1.2 Мезозойско-кайнозойские отложения

2.2 Тектоническое строение

2.3.История геологического развития региона

3.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЯМАЛЬСКОЙ И ЮЖНО-КАРСКОЙ ГНО 51 3.1.Нефтегазоносные комплексы

3.2 Описание месторождений ^

4. ЮРСКИЕ ГАЗОНЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ ЯМАЛЬСКОЙ И ЮЖНО-КАРСКОЙ ГАЗОНЕФТЕНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ

4.1 Левинская свита

4.2.Китербютская свита

4.3. Лайдинская свита

4.4. Леонтьевская свита

4.5. Абалакская свита

4.6. Баженовская свита

4.7. Вероятные нефтегазоматеринские свиты

5.3АКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НГМТ В ПРЕДЕЛАХ ЯМАЛЬСКОЙ И ЮЖНОКАРСКОЙ ГАЗОНЕФТЕНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ

6. РЕАЛИЗАЦИЯ ГЕНЕРАЦИОННГО ПОТЕНЦИАЛА ОТЛОЖЕНИЙ

7. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ГАЗОНЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ В ЮЖНО-КАРСКОЙ ВПАДИНЕ

8. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШЕЛЬФА КАРСКОГО МОРЯ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины"

Актуальность темы. Акватория южной части Карского моря - это перспективный регион для поисков и разведки крупных газовых и газоконденсатных месторождений. Открытые здесь Ленинградское и Русановское месторождения по величине запасов и прогнозируемых ресурсов значительно больше Штокмановского в Баренцевом море. Основные перспективы на шельфе, по аналогии с месторождениями п-ова Ямал, связываются с меловыми отложениями. Однако прирост ресурсной базы может быть осуществлен за счет освоения юрских и нижезалегающих триасовых и палеозойских отложений.

Ограниченное количество данных по нефтегенерационным возможностям юрского комплекса на п-ве Ямал и их полное отсутсвие в пределах акватории Карского моря не позволяет адекватно оценить масштабы и фазовый состав потенциальных залежей УВ. В связи с этим изучение качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород в пространственно-временных рамках является актуальной темой исследования.

Цель работы заключалась в оценке генерационных возможнойстей и прогнозе фазового состава флюидов в юрских отложениях акватории южной части Карского моря на основе закономерностей изменения геохимических характеристик пород прилегающей суши (п-ов Ямал) и последующего бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород (НГМТ) в разрезе юрских отложений.

3. Изучение закономерностей изменения основных геохимимческих параметров в площадном масштабе.

4. Оценка исходного нефтегазоматеринского потенциала юрских отложений

5. Реконструкция процессов нефтегазообразования на базе 2D бассейнового моделирования в программном пакете Ternis Suite.

Научная новизна. Проведены геохимические исследования нефтематеринских отложений месторождений п-ва Ямал на современном аналитическом уровне, которые выявлены закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтематеринских толщ в глубинном и площадном масштабах. Построены карты прогнозных содержаний РОВ в юрских отложениях акватории Карского моря на основе структурно-палеогеографических особенностей строения и развития региона

В коллекторских горизонтах нижней и средней юры выделены:локальные глинистые прослои с хорошими генерационными характеристиками, которые могут принимать участие в формирование нефтегазоности региона.

Произведена оценка исходного генерационного потенциала и содержания органического вещества (ОВ) в юрских НГМТ. Восстановлена история катагенетического преобразования отложений.

Оценены перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Ямальской и Карской областей на основе моделирования в программном пакете Ternis, которые подтверждаются полученной и опубликованной геохимической информацией, что дает возможность судить о миграционных процессах. На основе анализа структурно-геологических и геохимических данных, а также бассейнового моделирования построена схема прогнозного фазового состава УВ в юрских отложениях южной части Карского моря.

Защищаемые положения:

1. Отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит обладали высоким исходным нефтегенерационным потенциалом; левинской, леонтьевской и абалакской — преимущественно газовым.

2. Дополнительным источником углеводородов для среднеюрских залежей являются глинистые пачки малышевской и вымской свит.

3. Фазовый состав юрских залежей в пределах валов и крупных куполовидных поднятий центральной части Южно-Карской впадины прогнозируется как преимущественно газоконденсатный, в погруженных областях — газовый. В бортовых зонах впадины (Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зона ступеней) ожидается открытие газокондесатно-нефтяных месторождений, в переходной зоне - нефтегазоконденсатных.

Практическая ценность заключается в применение аналитически определенных геохимических параметров нефтематеринских толщ для оценки: ресурсов месторождений юрского комплекса, установленные: закономерности изменения качества НМТ позволяют наиболее обосновано подходить к целесообразности проведения геолого-разведочных работ.

Апробация работы.

Основные резкультаты диссертационной работы докладывались на: • Научной конференции «Ломоносовские чтения» (г. Москва, 13-18 апреля 2009 г)

• Международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа RAO/CIS Offshore (г. Санкт-Петербург, 15-18 сентября 2009 г.; 13-16 сентября 2011 г.)

• The Polar Petroleum Potential Exhibition and Conference 3P Arctic (г. Москва 29 сентября-1 октября 2009 г.)

• Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, ВНИГНИ, 25-26 февраля 2010 г.)

• 72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC (Spain, Barcelona, 14-17 June 2010)

• II International Conference World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies, Gazprom VNIIGAZ, (Moscow, Russia, 28-29 October 2010)

• 5th Siberian International Young Geoscientists Conference (Russia, Novosibirsk, 29 November - 2 December 2010)

• Arctic Technology Conference (Houston, Texas, USA 7-9 February 2011)

Публикации. По теме диссертационной работы автором опубликовано 11 работ, включая тезисы и тексты докладов, из них две — в журналах (Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 2 2011 г.; Газовая промышленность № 7 2011 г), входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ.

Фактический материал. Работа основана на исследовании 132 образцов керна нефтегазоматеринских (НГМТ) пород Бованенковского, Харасавэйского, Арктического, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского и Южно-Тамбейского месторождений, отобранных из коллекций кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ и ООО ВНИИГАЗ. Для написания работы использовался ряд сейсмический сейсмических профилей, имеющихся в распоряжении российско-норвежской исследовательской группы «Arctic Research Cooperation» при поддержке компании Statoil. Также в работе использована представительная база данных по геохимическим (пиролитическим и химико-битуминологическим) данным НГМТ прилегающих территорий, основанная на литературных данных и данных, содержащихся в производственных отчетах ОАО «МАГЭ», «СМНГ» и ФГУП

Арктикморнефтегазразведка».

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав и заключения. Общий объем работы составляет 132 страницы, в том числе 59 рисунков и 5 таблиц. Список литературных источников содержит 96 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Ульянов, Григорий Викторович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Ямальская ГНО и акватория южной части Карского моря являются крайней северо-западной часть Западно-Сибирского бассейна. Осадочный чехол области сложен терригенными толщами мезозойско-кайнозойского возраста. К настоящему времени в акватории южной части Карского моря пробурено всего 4 поисковые скважины (по 2 на Русановской и Ленинградской структурах), вскрывшие отложения до барремского яруса нижнего мела (Кфг). Результаты региональных геофизических исследований шельфа и бурения глубоких скважин по побережью п-ова Ямал показывают, что нефтегазоносные толщи юры и мела на месторождениях Нурминского мегавала и других поднятий простираются на шельф Карского моря, что подтверждает высокие перспективы нефтегазоносности акватории.

2. Большинство открытых в регионе месторождений сосредоточено в отложения мелового комплекса. Геолого-геофизическая и, особенно, геохимическая изученность нижезалегающих юрских, триасовых и палеозойских отложений остается крайне низкой. Однако истощение ресурсной базы мелового комплекса северных районов Западно-Сибирского НГБ< ставит вопрос о необходимости открытия новых месторождений УВ в нижних горизонтах осадочного чехла, в первую очередь — юрского комплекса.

3. Осадконакопление в юрское время происходило в морском бассейне в условиях постоянных эвстатических колебаний уровня мирового океана. Этому способствовало накопление переслаивающихся между собой глинисто-песчаных толщ зимней, левинской, шараповской, китербютской, надояхской, лайдинской, вымской, леонтьевской и малышевской свит нижней-средней юры, которые перекрываются преимущественно глинистыми отложениями абалакской и баженовской свит верхней юры, накопившихся в морских условиях.

4. Результаты Яоск-Еуа1 юрских образцов Восточно-Бованенковского, Бованенковского, Арктического, Харасавэйского, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского месторождений позволили выделить в нижне-среднеюрском разрезе 4 нефтегазоматеринские толщи: левинская, китербютская, лайдинская и леонтьевская. В верхнеюрских отложениях установлены 2 НМТ: абалакская и баженовская. Все они были накоплены во время повышения уровня моря. К настоящему времени большая часть нижне-среднеюрских отложений практически полностью реализовали свой потенциал и находятся в области газогенерации. Рост катагенеза наблюдается в северозападном направлении, что объясняется наличием выявленной в Харасавэй-Крузенштернской зоне термоаномалии.

5. По результатам пиролиза установлено, что в традиционно рассматриваемых в качестве коллекторских шараповском, надояхском, вымском и малышевском горизонтах выделяются глинистые прослои мощностью от 5 до 20м, обогащенные РОВ, что позволяет рассматривать их в качестве дополнительных источников УВ для месторождений юрского комплекса.

6. Современные концентрации Сорг во всех выделенных НМТ в среднем не превышают 1,5%. Изучение закономерностей распространения концентраций РОВ в разных участках осадочного чехла п-ова Ямал показали, что наибольшие содержания Сорг в тектоническом плане приурочены к области глубоких прогибов севера ЗападноСибирского НГБ, в которых, по палеогеографическим данным, отмечены максимальные глубины юрского моря. Уменьшение концентраций Сорг происходит к бортовым частям бассейна согласно изменению тектонического плана и обмелению бассейна. На основе данных закономерностей были построены карты прогнозных концентраций Сорг в акватории Карского моря. Максимальные концентрации ОВ (4%, предположительно до 5%) в нижне-среднеюрских отложениях приурочены к Пухучанской впадине. На территориях обрамляющих ее Русановского и Ленинградского валов содержание Сорг, предположительно, будет ниже - 3-4%, на экваториальном продолжение Нурминского вала еще ниже - 2-3%. Наименьшими концентрациями ОВ характеризуются бортовые зоны бассейна - Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зоны ступеней. Здесь максимальные содержания ОВ не превышают 2%, постепенно уменьшаясь к обрамляющим плиту складчатым сооружениям Новой Земли и Пай-Хоя на западе и юго-западе, и Северо-Сибирского порога на севере.

7. Аналитические исследования зрелости юрских НМТ методом Коск-Еуа1 и замеры отражательной способности витринита ряда образцов установили, что границы ГЗН согласно замерам ПОВ и значениям Ттах пиролиза в районе Нурминского вала условно определяются в интервале 2,1 — 3,3 км. На севере п-ова Ямал, на Малыгинском и Южно-Тамбейском месторождениях, положение верхней границы ГЗН остается неясным, нижняя — условно проходит на глубине около 4 км. Используя полученные значения 11° и Ттах, с учетом геолого-геотермической истории развития региона были построены карта ПОВ в кровле и подошве юрского комплекса. По полученным данным ПОВ в кровле юрской толщи изменяется от 0,3 до 1,5 % , уменьшаясь к бортам бассейна, где происходит выклинивание отложений. В акватории южной части Карского моря область катагенетически незрелого ОВ в тектоническом плане соответствует бортовым зонам, обрамляющим центральную область глубоких прогибов. В связи с этим формирование залежей в районе Припайхойской моноклинали и Восточно-Новоземельской зоне ступеней возможно лишь за счет латеральной миграции из центральных областей ЮжноКарской впадины, где отложения находятся в ГЗН. Наиболее интенсивно процессы нефтегенерации протекают на Обручевском валу, прогибах Чекинском, Ноябрьском и Благополучия, где уровень катагенеза соответствует градации МК2. В районе Ленинградского, Русановского и Анабарского валов и Восточно-Карского прогиба степень катагенеза выше (градация МКз), что свидетельствует об остаточном нефтегенерационном потенциале. Наибольшие значения ПОВ (1.3-1.5%) наблюдаются в Пухучанской и Белоостровской впадинах Карского моря, где данные отложения вступили в область газогенерации. В нижне-среднеюрской толще, согласно проведенным расчетам, отложения находятся в области генерации газовых УВ.

8. В виду высокой степени преобразованное™ юрских пород и затруднительной оценке их генерационных возможностей были произведены расчеты исходных качественных и количественных характеристик. Это позволило выделить в юрской толще 2 группы нефтегазоматеринских пород с различными качественными характеристиками. К первой относятся отложения левинской, леонтьевской и абалакской свит, в которых установлен преимущественно II-III или III тип» керогена со значениями ШИсх 350 и 250 мгУВ/гСорг, что свидетельствует о генерации преимущественно газовых УВ в процессе катагенеза. Средние начальные концентрации OB в них составляли 1,3-1,5 %.Во вторую группу попали отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит, в которых установлен I-II и II типы керогена с хорошим нефтегенерационным потенциалом (550-650, до 750 в баженовской мгУВ/гСорг). Среднее содержание Сорг в них составляет 4,5 %.

9. Эволюция процессов нефтегазообразования изучались на основе 2D моделирования, проведенного вдоль 2-х взаимоперпендикулярных региональных профилей. В результате чего установлено, что генерация УВ в юрских породах ЮжноКарской впадины началась на рубеже готеривского и аптского веков в наиболее погруженной области - Пухучанской впадине. Поэтапное прохождение всех ступеней катагенетического преобразования продолжалось вплоть до эоценового времени, когда максимальное количество жидких УВ уже было реализовано. Движение УВ из очага генерации носило преимущественно латеральный характер, что создавало предпосылки для формирования скоплений преимущественно жидких УВ в юрских отложениях в периферических частях впадины, куда входит и юго-западный борт и Предновеземельская зона поднятий Южно-Карской впадины. Нижне-среднеюрские отложения представляют наибольший интерес в бортовых зонах акватории южной части Карского моря, на Ямбургском и Мессояхском мегавалах севера Западной Сибири, а также в районе Обской губы и где возможно обнаружение в них промышленных скоплений УВ. Верхнеюрские НГМТ представляют наибольший интерес в районе мегавалов и других крупных поднятий, где они имеют наименьшую степень катагенетической преобразованности и небольшую степень трансформации ОВ.

10. На основе анализа всех имеющихся данных построены карты фазового состава УВ, генерированных юрскими отложениями акватории Карского моря. Согласно которым предполагается, что подавляющее большинство залежей, которые могут быть выявлены в пределах Южно-Карской ГНО, будут газовыми или газоконденсатными. Нефтяные залежи в этой области должны встречаться достаточно редко и, скорее всего не будут иметь промышленного значения.

В Западно-Карской и Приновоземельской ПНГО почти весь меловой разрез является малоперспективным, так как в пределах области меловые породы выведены под четвертичные отложения и размыты в неогеновое время, в результате чего залежи в меловых отложениях были разрушены или сохранились лишь небольшие, не представляющие промышленного интереса, остаточные залежи. Поэтому интервал нефтегазоносности здесь значительно сужен в сравнении с Южно-Карской ГНО. Основные перспективы областей должны связываться с нижне-среднеюрским и неокомским нефтегазоносными комплексами, а также с келловей-волжскими отложениями и корой выветривания фундамента на участках развития фациальных аналогов вогулкинской толщи. В этой области предполагается встретить, в основном, пластовые, литологически -экранированные, стратиграфические и литологически ограниченные залежи. Предполагается, что превалировать будут нефтяные залежи, а газовые или газоконденсатные будут иметь второстепенное значение.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Ульянов, Григорий Викторович, Москва

1. Амоссов И.И. Прогноз нефтегазоносности по палеотемпературным показателям. //Теоретические основы разведки и разработки. М.: Наука, 1984. С. 81-89.

2. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А. Тектонический контроль газонефтеносности п-ова Ямал // Геология нефти и газа 2006 № 2. с. 20-29

3. Борисов В.А., Винниковский В.С,. Таныгин И.А,. Федоровский Ю.Ф Шельф Баренцева и Карского морей новая крупная сырьевая база России, (особенности строения, основные направления дальнейших работ) // Геология нефти и газа'1995- № 1

4. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири. Сб. науч. док. Совещания 21-23 фев 1995г. Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь, 1995. С. 279-308.

5. Бочкарев B.C., Брехунцов А.М., Дешеня Н.П. и др. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири. // Геология нефти и газа М.: 2000. № 1.С. 2-13.

6. Бочкарев B.C., Брехунцов А.М., Дешеня Н.П. и др. Основные проблемы геологии Западной Сибири. /Сб. науч. тр. Зап. Сиб. НИГН. Вып.200, Тюмень, 1985. С. 21-33

7. Брехунцова Е.А., Кислуин В.И. «Особенности формирования и нефтегазоносность осадочного чехла п-ова Ямал»; Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых меторождений -№5-2001

8. Веренинова Т.А. Строение юрского нефтегазоносного комплекса и особенности распределения в нем залежей углеводородов. //Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Л: 1984. С.75 84.

9. Высоцкий В.И. Стратиграфическое положение опорного отажающего горизонта Т4 в Тюменской обл. Сб. науч. тр. ЗапСиб НИГНИ. Тектоника Западной Сибири. Тюмень, 1987. С.ЗО -34

10. Гиршшрн Л.Ш. Рифто генные структуры севера Западной Сибири. //Бюллетень Московского Общества Испытатателей Пририроды. 1988. Т.63. Вып. 5. С.20 33.

11. Гиршшрн Л.Ш., Кабалык В.Т., Соседков B.C. Нижне-среднеюрский осадочный бассейн севера Западной Сибири. //Советская геология, 1987. №11. С. 65-75

12. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии // М. : ИГиРГИ, 2002. 336 с.

13. Гурари Ф. Г., Ханин А. Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне-среднеюрских отлогжениях. //Геология и геофизика. 1987. № 10. С.19-25.

14. Гурари Ф.Г, Будников И.В, Девятов В.П. и др. Стратиграфия и палеогеграфия среднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты. Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. //Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1988. С.60-75.

15. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Казаков А.М. Палеогеография Сибири в лейасе. Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западносибирской плиты. //Сб. науч. тр. СНИИГиМС. Новосибирск, 1990, С.9 17.

16. Гурари Ф.Г. и др. Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отлрожений Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. //Сб. науч. тр. СНИИГТиМС Новосибирск, 1990. С.З 8.

17. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции //Новосибирск, Наука, 2005,156 с.

18. Девятов В.П., Князев В.Г., Сальник В.В. Реперные горизонты в нижне- среднеюрских отложениях Сибири. Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. //Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1988. С.53 60.

19. Дучков А.Д., Соколова Л.С. Тепловой поток и температура литосферы Западной Сибири. Нефтегеологическая интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. //Сб. науч. .тр. ЗапСибНИГРИ. Тюмень, 1988. С.41-57

20. Емец Т. П. Лопатин Н.В., Литвинова В.Т. Катагенез и углеводородны потенциал юрских отложений севера Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1986. №1. С.53 -58.

21. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н. Геологические модели залежей нефтегазоконденсагных месторождений тюменского севера. М: Недра, 1995.464с.

22. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Палеотемпературная шкала катагенеза Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988.221с.

23. Ехакин А.Е. Перспективы поисков залежей разного фазового состава в нижне-среднеюрскомнефтегазоносном комплексе Западной Сибири. //Геология нефти и газа 1990. №4. С.2 4.

24. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Геотермический режим недр один из основных факторовопределяющих степень перспективностити нефтегазоконденсатных бассейнов. //Геология нефти и газа. 1997. № 12. С. 31 -36.

25. Захаров Е.В., Никитин П.Б. «Обоснование стратегии и тактики морских поисково-разведочных работ на газ (на примере Карского моря)»; Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых меторождений № 8 - 2003 с. 24-29

26. Иштирякова X.А. Шеркалннская свита. Труды ЗапСибНИГНИ. М.: Недра, 1968

27. Казаков А. М., Могучева Н. К., Девятов В. П., Смирнов JI. В. Триасовая система в разрезе

28. Тюменской сверхглубокой скважины СГ 6. //Геология и геофизика 2000. № 3. С.318 - 326.

29. Казаков А.М., Девятов В.П. Стратиграфия и седиментагинез нижней и средней юры

30. Западной Сибири. //Геология и оценка нефтегазоносного потенциала Запдной Сибири. Сб. науч. тр. М.: Наука, 1996. С.24-34.

31. Кирюхина Т. А., Зонн М.С., Дзюбло АД. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2004 № 8, с.22-30

32. Кирюхина Т.А., Ульянов Г.В., Дзюбло А.Д., Холодилов В.А., Цемкало M.JT. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа // Газовая-промышленность 2011 № 7 с. 6670

33. Кислухин В.И., Брехунцова Е.А., Шрейнер- A.A. «Особенности геологического строения верхнеюрских осадочных образований на полуострове Ямал»; Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых меторождений № 4-5 - 2003 - С. 30-34

34. Киченко В.Е. Перспективы поисков нефтяных оторочек в нижне- среднеюрских отложениях арктических областей Западно-Сибирской провинции. //Тезисы конференции молодых ученых и специалистов. М.: ВНИГНИ, 1990. С. 134.

35. Клейменов В.Ф., Островский М.И., Киченко В.Е. Моделирование и вопросы методики районирования возможных газогидратных интервалов в районе Бованенковского месторождения. //Геология нефти и газа 1993. № 5. С. 47-48:

36. Команова М.М. Фомичев А.С.Юдина Н.Т. Распределение и преобразование, битумоидов в нижне-среднеюрских отложениях Западносибирской плиты. //Геология нефти и газа 1989. № 3. С.41-49.

37. Кононов В.И. Ныдымгазпром — пионер освоения большого газа Ямала //Газовая промышленность. 2002. № 6. С.20-25.

38. Конторович А.Э, Гребенюк В.В., Запивалов Н.П. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып.2. Новосибирск, 1994.201с.

39. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества в кровле и подошве Западно-Сибирского мегабассейна //Геология и геофизика 2009, т. 50,№ 11. с. 1191-1200

40. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг ПЛ. Литолого-фациальное районирования верхнеюрской толщи севера Западной Сибири. // Геология и оценка нефтегазоносного потенциала Западной Сибири. Сб. науч. тр. 2000. С.59-72.

41. Кунин НЯ. Новые возможности стратиграфических исследований при региональных работах на нефть и газ.//Советская геология. 1983. №11. С.110-114.

42. Кунин НЛ, Луценко Б.Н. Классификация локальных структур севера Западной Сибири и закономерности размещения меловых поднятий. //Геология нефти и газа 1988. № 3. С.8 14.

43. Кунин НЛ., Самошпок Л.А. Строение земной коры Западной Сибири. //Советская геология. 1982. №8. С.97-104.

44. Кунин НЛ., Сафонов B.C., Луценко Б.Н. Основы стратегии поисков месторождений нефти и газаМ.: 1995.132с.

45. Курников А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности., Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1992.231с.

46. Курников А.Р., Сгавицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.:s1. Недра, 1987.134с.

47. Максимов С.П., Самолетов М.В., Немченко H.H. и др. Палеозойский карбонатный комплекс перспективный объек поисков залежей углеводородов на Ямале. //Геология нефти и газа 1987. №10. С. 30 -36.

48. Матусевич В.И., Бокцев В.Г. Геодинамическая водонапорная система Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. //Советская геология. 1986. №2. С.117-121.

49. Могучева Н.К. Фитостратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири. //Геология и нефтегазоносностъ нижних горизонтов чехла Западносибирской плиты. Сб. науч. тр. СНИИГиМС. Новосибирск, 1990. С. 35 44.

50. Муталибов A.A., Шубин В.В., Максимов Г.Н. и др. Теплофизические свойства газоконденсатов. Ташкент, Фан, 1991.117с.

51. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Цемкало M.JI. О нефтегазоносности юрских и перспективах доюрских отложений Обско-Тазовской Губы и Приямальского шельфа // Газовая промышленность 2011 - № 6

52. Нежданов A.A., Огибенин В.В Перспективы выявления ловушек углеводородов в нижне-среднеюрских отложениях Западной Сибири. //Физико литологические особенности иs коллекгорские свойства продуктивных пород глубинных горизонтов. Сб. науч. тр. ЗапСиб

53. НИГНИ. Тюмень, 1988. С. 24 32.

54. Нежданов A.A., Пономарев В.А., Туренков H.A., Горбунов С.А. Геология нефтегазоносностъ ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Издательство академии горных наук, 2000.247с.

55. Нежданов A.A., Герасимов Е.В. Новый объект нефтегазопоисковых работ на северо-западе Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1999. № 1-2. с. 45-56.

56. Немченко H.H., Ровенская A.C., Гиршгорн Л.Ш. Проноз фазового состояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири // Геология нефти и газа -1989 -№ 11

57. Немченко H.H., Ровенская A.C., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских залежей севера Западной Сибири. //Геология нефти и газа, 1999. № 1-2. С.45 56.

58. Неручев С.Г. Моделирование нефтегазообразования. ИГиРГИ, 1992.213с.

59. Неручев С.Г. Основные закономерности нефтегазообразования в зонах больших глубин осадочных бассейнов. //Условия нефтегазообразования на больших глубинах Сб. науч. тр. ИГиРГИ. М.: Наука, 1988. С.20 -31.

60. Нестеров И.И. Перспективы нефтегазоносности отложений Западной Сибири. 1989.161с.136I

61. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Триас юрский период развития Западной Сибири. //Теоретические и региональные проблемы нефти газа. Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, Наука, 1991.-С.110-115

62. Нестеров И.И., Бочкарев B.C., Пуртов С.И. Уникальный разрез триаса Западной Сибири. //Докл. АН РФ. 1995. Т. 340, № 5. МАИК, Наука, С.659 663.

63. Нестеров И.И., Боярских Г.К., Новожилов Г.Г., Шпильман В.И. Тектоническое районирование мезозой-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. //Тектоника Западной Сибири. Сб. науч. тр., Тюмень, 1987. С.39 46.

64. Нестеров И.И., Курчиков JI.P, Ставицкий Б.П .Основные особенности температурного поля Западной Сибири. //Нефтегеологическая интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. Сб. науч. тр. ЗапСибНИГРИ. Тюмень, 1988. С.5-23.

65. Никитин Б.А., Ровнин Л.И. Перспективы открытия новых месторождений и залежей нефти и газа на шельфе Карского моря. //Геология нефти и газа. 2000. № 5. С.2 6.

66. Решения 5-ш Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1991.54с.

67. Рудкевич М.Я., Гиршгорн Л.Ш. Тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири. //Актуальные проблемы тектоники СССР. Сб. науч. тр. АН СССР. М.: Наука, 1988. С. 147 -153.

68. Рябухин Г.Е., Зинин В.А. Перспективы нефтегазоносности меловых формаций шельфа Арктических морей // Геология нефти и газа' 1993 № 8

69. Скоробогатов В.А. Катагенез и газоконденсатность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты. //Условия газонакопления на больших глубинах. М.: Наука, 1988. С.88-93.

70. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Перспективаы нефтегазоногсности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана. //Геология нефти и газа 1988. №2. С. 1 -5

71. Скоробогатов В.А. Развитие теории эволюции углеводородных скоплений в осадочных бассейнах и породах различного типа и возрастов. //6- я международная конференция «К созданию общей теории нефтегазоносности недр». М.: МГУ, 2002. Кн.2. С. 188-192

72. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала Москва Недра 2003. С.352.

73. Скоробогатов В.А. «Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности юрских и меловых отложений Западно-Сибирской провинции»; Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых меторождений № 8 — 2003

74. Скоробогатов В.А., Соин ДА. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири // Геология нефти и газа 2009 № 5 с. 25-29

75. Скоробогатов В. А., Соин Д. А. Геотермические и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири // Геология нефти и газа 2011 № 2 с. 91-97

76. Соколов Б.А. Нефтегазоносность больших глубин в свете эволюционнодинамической концепции нефтегазоносности недр. //Условия нефтегазообразования на больших глубинах. Сб. науч. тр. М.: Наука, 1988. С.7-13.

77. Старобинец И.С. Геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986.200с.

78. Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа (в печати)

79. Сурков B.C., Казаков А.М., Девятое В.П и др. Перспективы нижне- среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого АО. //Геология нефти и газа 1998. №1. С. 18-20.

80. Сурков B.C., Конторович А.Э. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа АН СССР Сиб. Отд. Новосибирск, 1991.240с.

81. Сурков B.C., Смирнов JI.B. Проблемы геологии и нефтегазоносность нижней и средней юры Западной Сибири. //Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири.Сб. науч. тр. АН РФ. М.: Наука, 1994. С.З -10.

82. Сурков B.C., Смирнов JI.B,. Гурари Ф.Г., Казаков А.М. Нижне- среднеюрские отложения -самостоятельный комплекс Западно-Сибирской плиты //Минеральные ресурсы Россини. 1992. №3. С. 15-21.

83. Тихомиров В.И., Чахмахчев В.А. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа //Сб. науч. тр. АН СССР. М: ИГиРГИ, 1991.202с.

84. Ульянов Г.В. Катагенетическая зональность юрско-меловых отложений южно-Карской впадины по результатам бассйенового моделирования // Геология, геофи зика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2011 № 2. с. 54-58

85. Хуторской М.Д., Подгорных JI.B., Грамберг И.С., Леонов Ю.Г. Термотомография Западно-Арктического бассейна// Геотектоника 2003 № 3 с. 79-96

86. Чахмахчев А.В., Виноградова Т.Л., Дошко А.С. Прогноз фазово генетического типов углеводородных залежей Ямала //Геология нефти и газа 1990. №4. с. 4 -8.

87. Шаблинская Н.В., Будаков Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л: Недра, 1990.179с.

88. Шемин Г.Г., Бейзель А. Л, Левчук М.А. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных отложений келовея и верхней юры северных районов Западной Сибири. //Геология и геофизика2000. №8. С. 1131-1144.

89. Шемин Г.Г., Нехаев Ю.А., Рябкова ЛВ. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири. //Геология и геофизика2001. № 5. С.749-765.

90. Шемин Г.Г. Модель строения, условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП и прилегающей акватории Карского моря. Геол., геофиз. и разработ. нефт. и газ. мест. № 10, 2004.