Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Литолого-фациальные закономерности и особенности продуктивности нижнемеловых отложений Заполярного месторождения

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Литолого-фациальные закономерности и особенности продуктивности нижнемеловых отложений Заполярного месторождения"

На правах рукописи

<ГХ СлУ '

Гладышев Антон Анатольевич

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ОСОБЕННОСТИ ПРОДУКТИВНОСТИ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

г в сен М13

Тюмень-2013

005533578

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Белкина Валентина Александровна,

кандидат физико-математических наук, ТюмГНГУ, профессор кафедры геологии месторождений нефти и газа Мизенс Гунар Андреевич

доктор геолого-минералогических наук, Институт геологии и геохимии УрО РАН, главный научный сотрудник Яцканич Елена Анатольевна кандидат геолого-минералогических наук, ООО «Тюменский Нефтяной Научный Центр», зав. лабораторией «Литологии и седиментологии Западной Сибири»

Ведущая организация: ЗАО «Недра-Консалт»

Защита диссертации состоится 22 октября 2013 года в 14 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 56, Институт геологии и нефтегазодобычи, аудитория 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в 2 экземплярах просим направлять по адресу 625000, г. Тюмень, ул. Володарского 56, Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет, ученому секретарю диссертационного совета. Факс 8(3452)46-30-10, e-mail: t_v_semenova@list.ru

Автореферат разослан 12 сентября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Т.В. Семенова

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет значимый потенциал углеводородных ресурсов. При этом большая часть месторождений характеризуется такими свойствами, как многопластовость, неоднородность пластов по площади и по разрезу. В то же время эффективность геологоразведочных работ и разработки таких месторождений существенно зависит от адекватности 3D геологических моделей (ГМ) и согласованности их параметров. К настоящему времени процесс построения ГМ разработан не в полной мере, наименее исследованной является литолого-фациальная составляющая, которая лежит в основе 3D ГМ.

Изучением литолого-фациальных моделей (ЛФМ) занимались многие ученые, в том числе В.П. Алексеев, Л.Н Ботвинкина, В.Н Бородкин, Ю.Я. Большаков, В.И. Белкин, С.Г. Галеркина, Т.И. Гутман, A.C. Дадонова, Ю.А Жемчужников, М.А. Зверев, Е.П. Кропотова, Т.Д. Коровина, М.В. Корж, А.Е. Конторович, А.Р. Курчиков, В.И Кислухин, З.В. Лашнева, B.C. Муромцев, Г.П. Мясникова, А.Г. Мухер, В.Д. Наливкин, И.И. Нестеров, A.A. Нежданов, Г.Ф. Рожкова, H.H. Ростовцев, М. Я. Рудкевич, Б.В.Топычканов, С.И. Филина, A.A. Ханин, В.Д. Шутов, В.Н. Шванов и др. Однако, до сих пор нет единой методики построения ЛФМ, существующие работы, как правило, относятся к определенным группам параметров.

При построении ЛФМ используются геологические исследования - от общих (региональных) до детальных (макро-, микропараметров). При этом важную роль играет согласованность всех разнородных и разнотонных параметров.

Очевидно, что точность ЛФМ существенно влияет на достоверность всех дальнейших геологических построений, а значит как на эффективность геологоразведочных работ, так и на эффективность разработки.

Все сказанное говорит об актуальности создания объектно-ориентированной методики литолого-фациального моделирования, позволяющей повысить ее точность.

Цель работы. Разработка объектно-ориентированной методики построения детальной литолого-фациальной модели с целью уточнения строения продуктивных пластов нижнемеловых отложений.

Основные задачи исследований:

- Разработка методики построения литолого-фациальных моделей продуктивных пластов нижнемеловых отложений Пур-Тазовского НГО Западной Сибири (ЗС).

- Разработка проектов и создание базы данных для каждого этапа построения литолого-фациальной модели.

- Создание литолого-фациальной модели пластов БТ6- БТ8 нижнемеловых отложений заполярной свиты Заполярного месторождения. Оценка достоверности созданных литолого-фациальных моделей отложений заполярной свиты (пласты БТ6 -БТ8)

Научная новизна:

■ Разработана объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальных моделей залежей углеводородов для продуктивных пластов нижнемеловых отложений севера ЗС.

■ Разработаны проекты и созданы информационные базы данных для каждого этапа литолого-фациального моделирования нижнемеловых отложений (пласты БТ6 -БТ8).

" Созданы литолого-фациальные модели пластов БТ6 - БТ8 заполярной свиты нижнемеловых отложений Заполярного месторождения с использованием всей имеющейся эмпирической, косвенной и априорной информации. Защищаемые положения:

1. Разработанная объектно-ориентированная методика литолого-фациального моделирования основана на детальном изучении параметров макро- и микронеоднородности.

2. Горизонт БТ6.8 по результатам изучения макро- и микронеоднородностей состоит из трех независимых пластов БТ6, БТ7 и БТ8, которые контролируют самостоятельные залежи УВ. Литолого-фациальная модель указанных пластов включает семь фаци-альных обстановок, закономерно распределенных на площади. Основной источник сноса обломочного материала у всех пластов располагался на севере, в то же время на юге существовали второстепенные источники.

3. Анализ материалов микронеоднородности пород (в том числе цементного состава) позволил уточнить фильтрационно-емкостные характеристики. Дебит флюидов связан с процентным содержанием цеолитов и каолинита, что объясняет отсутствие притоков углеводородов в ряде доразведочных скважинах.

4. Существует четкая зависимость между дебетами при испытании и фациями. Коллектора, сформировавшиеся в условиях вдольбереговых баров, характеризуются наибольшими значениями дебитов. На основе фациальной модели спрогнозированы зоны повышенных значений коллекторских свойств в северных и центральных частях площади; максимальные толщины коллекторов связаны со сводовой частью структуры, на крыльях происходит их глинизация.

Практическая ценность работы:

Объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальной модели залежи решает задачи моделирования различных типов залежей УВ от простых до сложно построенных на различных уровнях исследований. При этом из совокупности фактических данных более важны литолого-петрографические параметры, имеющие тесную статистическую связь с параметрами ФЕС, продуктивности и генезиса. Для каждого этапа геологического моделирования создаётся информационная база данных.

Комплексный анализ геологических данных разного уровня показал, что нижнемеловые пласты БТ6 - БТ8 Заполярного месторождения контролируют залежи УВ. Исходя из этого, детально изучены закономерности строения этих пластов. Проведенные иссле-

дования позволили обосновать модели осадконакоплеиия и уточнить источники сноса терригенного материала.

Установлены тесные регрессионные связи между параметрами макро- и микронеоднородности, обоснованы зоны улучшенных коллекторских свойств, изучены зависимости продуктивности скважин от литолого-фациальных параметров.

Результаты исследований использованы в производственной деятельности Тюменской центральной лаборатории.

Фактический материал и методы исследований и личный вклад автора. В ходе исследований детально проанализирован материал керна, состоящий из 2087 образцов: петрографическое описание шлифов - 211 образцов из 35 скважин; гранулометрический состав пород - 360 образцов из 35 скважин, минералогический состав пород: тяжёлая фракция - 287 образцов, лёгкая фракция - 540 образцов; рентгеноструктурный анализ глинистой фракции - 200 образцов из 22 скважин; описание керна - 400 образцов из 35 скважин.

Все лабораторные анализы выполнены в Тюменской центральной лаборатории. Детальная корреляция нижнемеловых отложений заполярной свиты (пласты БТ6.8) Заполярного месторождения выполнена автором по 67 скважинам.

В процессе работы использованы методики изучения состава пород (литолого-петрографический анализ пород В.П. Батурина, В.Н. Шванова, Г.Ф. Рожкова, Б.В. То-пычканова, 3. В. Лашневой и др.), методы соотношения типов пород A.A. Бакирова, A.A. Ханина и др., методы палеогеографической реконструкции В.П. Алексеева, Н.И. Марковского, B.C. Муромцева, A.A. Нежданова, Х.Г. Рединга, Ю.А. Жемчужникова, A.B. Хабакова, Л.Н. Ботвинкиной и др., методы геолого-промыслового изучения нефтяных залежей (В.Г. Каналин, A.A. Дорошенко, В.А. Белкиной) и др.

Построена двухмерная модель с привлечением эталонной скважины алгоритмами программы Plotlog (С.А. Предеин) и Isoline (В.М. Яковлев, В.В. Яковлев).

Автором обоснованы структуры баз данных (БД) для каждого из 4 этапов литолого-фациальиого моделирования и для каждого из них созданы базы данных (пласты БТ6-БТ8 Заполярное месторождение). На основе интерпретации данных из БД построены адекватные литолого-фациальные модели пластов БТЛ-БТ8 Заполярного месторождения. Они позволили обосновать условия генезиса изучаемых отложений и спрогнозировать зоны с повышенными значениями коллекторских свойств. Построенные ЛФМ модели являются основой повышения эффективности разработки залежей УВ.

Апробация работы. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы доложены на научно-практических конференциях: «Новые технологии -нефтегазовому региону», г. Тюмень, 2008, 2009 гг..; «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений», г. Тюмень, 2008, 2009, 2010 гг.; Всероссийская научно-техническая конференция - конкурс, г. Санкт-Петербург, 2009 г., Государственный горный институт им. Г.В. Плеханова; Международный форум-конкурс «Проблемы недропользования», г. Санкт-Петербург, 2009 г.; XIV Международный научный симпозиум

им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», г. Томск, 2010 г.; XI конференция молодых учёных и специалистов, г. Ханты-Мансийск, 2010 г; II Международная научно-техническая конференция молодых учёных и специалистов, г. Санкт-Петербург, 2011 г.

Публикации. Автором опубликовано 9 научных работ по теме диссертации, из них 4 — в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 164 страницах, включая 66 рисунков и 23 таблицы. Список литературы насчитывает 134 наименования.

Диссертация выполнена под руководством кандидата физико-математических наук доцента В.А. Белкиной, которой автор признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор благодарит коллег по работе и специалистов: Ю.Я. Большакова, В.Н. Бородкина, С.Р. Бембеля, A.A. Дорошенко, A.B. Ежову, В.И. Кислухина, Г.П. Мясникову, А. Г. Мухер, И.И. Нестерова, A.A. Нежданова, И.П. Попова, Н.В. Сань-кову, В.К. Федорцова за научные консультации по разным вопросам, рассматриваемым в работе, советы и замечания.

Содержание работы

Во введении рассматривается актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, защищаемые положения, отмечаются научная новизна и практическая значимость выполненных работ.

В главе 1 «Геологическое строение мезозойского чехла района Заполярного месторождения» кратко рассматриваются литологический состав и стратиграфия юрских и меловых отложений, более детально охарактеризованы нижнемеловые толщи. Описана тектоника района исследований в соответствии с «Тектонической картой ЗападноСибирской плиты» 1998 г. под редакцией В.И Шпильмана и др. Корреляция разрезов скважин проведена с учётом эталонного разреза скважины 35, пробуренной в своде Заполярного поднятия.

В главе также приведены результаты структурных построений с использованием данных геофизических исследований скважин (ГИС) и материалов интерпретации данных сейсморазведки. Динамика развития структуры Заполярного куполовидного поднятия анализируется по картам толщин между основными поверхностями - отражающими горизонтами (ОГ): А (кровля фундамента), Т (кровля тюменской свиты), Б (кровля ба-женовской свиты), Н2Ш ( кровля заполярной свиты), Г (кровля покурской свиты).

График динамики погружения отложений Заполярной площади (методика В.И. Шпильмана) показал, что Заполярное куполовидное поднятие является структурой древнего, палеозойского заложения и по ОГ - А представляет положительную структуру сложной относительно изометричной формы. В позднетриасовое и раннеюрское время

рост структуры замедлился, а в юрско-раннемеловое - возникают нисходящие движения, сопровождавшиеся нивелировкой рельефа.

В конце валанжинского времени возобновились восходящие структурообразующие движения Заполярной площади. Наибольший рост поднятия фиксируется в начале неотектонического этапа. Во второй половине этого временного интервала имел место крупный размыв.

В главе 2 «Геологическое моделирование залежей углеводородов» рассмотрены виды геологических моделей, принципы их построения, предложено разделение процесса литолого-фациального моделирования на четыре этапа. Обоснованы проекты и созданы базы данных для первого этапа ЛФМ.

В главе 3 «Анализ параметров литолого-фациалыюй макронеоднородности продуктивных пластов БТ6-БТ8 (зональный этап моделирования)» подробно рассмотрены методы детальной корреляции и анализа параметров макронеоднородности.

При зональной корреляции проводится сопоставление тонкослоистых пластов по данным ГНС и .цитологических особенностей керна. В результате такой работы выделены зональные маркирующие горизонты (хальмерпаютинская пачка глин), выдержанные по разрезу и площади изучаемого района. По результатам корреляции обосновано разделение исследуемого объекта (горизонт БТ<-,.8 Заполярного месторождения) на самостоятельные пласты БТЙ. БТ7 и БТ8. Для изучения макронеоднородности пластов БТ(Г БТ8 рассмотрены следующие параметры: общая толщина (Н^). эффективная толщина (Нэф), коэффициенты песчанистости (Кпесч) и расчленённости (Красч), толщины глинистых разделов (Нгл). Кроме того проанализированы зависимости: Нэф от Ноб, Н,ф от Кпесч и НЭф от Красч. Наиболее тесной линейной связью НЭф от Но6 характеризуется пласт БТ7, также тесными являются зависимости Нэф от Кпес,р в пластах БТ6 и БТ8 с R2 более 0.60 (рис. 1. А, Б).

А Б

Рис. 1. Зависимость эффективной толщины от коэффициента песчанистости: А- пласт БТ6, Б- пласт БТ8

Распределение Нэф по латерали имеет четкий зональный вид с максимальными значениями толщин в северной и центральной частях пластов, только в пласте БТ7 макси-

мумы толщин смещаются на юго-запад. Пласты БТ,„ БТ8 имеют близкие распределения эффективных толщин.

В пределах месторождения для изучаемого интервала выделены два зональных глинистых раздела. Один приурочен к крыльям западной и восточной частей между пластов БТ6 и БТ7 с толщиной глин 7-10 м, а второй между БТ7 и БТ8 - находится в сводовой части с толщиной глин 3-5 м.

Для пластов БТ6-БТ8 значения Кпесч > 0,8 фиксируются на севере и в центре Заполярной площади, что обусловлено привносом терригенного материала с северо-востока (СВ), предположительно с Русско-Реченского мегавала. Наибольшие значения Красч преобладают в центральной части (пласт БТ6) и на юго-западе Заполярного свода (пласт БТ8).

В конце рассматриваемой главы приведен проект БД второго этапа литолого-фациального моделирования, которая включает вышеперечисленные макропараметры.

В главе 4 «Структурно-вещественная характеристика пород (анализ микронеоднородности)» рассмотрены литолого-петрофизические параметры пород пластов БТ6-БТ8, в том числе сумма песчаной фракции (СПФ), максимальный диаметр зерен (С), медианный диаметр зёрен (Md), коэффициенты сортировки (S0) и асимметрии (As).

Согласно классификации В.Д. Шутова (1967), в изучаемых пластах песчаники имеют сходный состав и относятся как к собственно аркозам, так и к граувакковым ар-козам, только в пластах БТ7, БТ8 преобладает граувакковая составляющая, а в БТ6 - ар-козовая. Породы-коллекторы исследуемых пластов характеризуются повышенными значениями СПФ (более 70 %) в своде, в то время как на крыльях структуры она меньше. Наиболее окатанные зерна наблюдаются в песчаниках пластов БТ6 и БТ7, а наибольшие значения Md и С фиксируются в пласте БТ6, где доминируют песчаники мелкозернистые и алевролиты среднезернистые (табл. 1).

Таблица 1

Гранулометрические параметры пластов БТ6 -БТ8 Заполярного месторождения

Пласт СПФ,% мин-макс среднее Окатан-ность. Преобладающий размер фракции, мм Md. мм мин -макс среднее С, мм мин-макс среднее S„ мин -макс среднее As мин -макс среднее

Размер обломков, мм

БТ6 43.2-88.2 48,1 Полуокат.и угловатые. 0,09-0,12 (м/з), 0,16-0,18(с/з) 0.08-0.18 0,16 0.15-0.25 0,19 1.34-1.84 1,56 (-0.75 VI. 12 0,12

(0,01-0,25)

бт, 36.7- 80.0 43,3 Полуокат.и угловатые 0,1 -0,12 (м/з), 0,18-0,2 (с/з) 0.07-0.17 0,14 0.12-0.23 0,17 1.30-1.79 1,49 (-0.18)-2.16 0,65

(0,01 -0,23)

бт8 40.5-85.0 45,1 Полуокат.и угловатые 0,09-0,11 (м/з), 0,18-0,22(с/з) 0.08-0.15 0,12 0.14-0.24 0,18 1.24-1.87 1,55 (-0.52)-1.96 0,66

(0,01 - 0,24)

Значения более 0,15 мм фиксируются в пластах БТ6 и БТ7 в центральной части площади. Наибольшие значения зёрен отмечены в пластах БТ6 и БТ8. Параметры СПФ, \М, 80 корреляционно связаны на всей площади распространения рассматривав-

мых пластов. Большему значению СПФ соответствует увеличение Мс1 и улучшение 8о. Так как размер обломков связан с динамикой среды отложения, можно утверждать, что основной привнос материала осуществлялся с СВ, зона на юге и юго-востоке характеризуется более низким гидродинамическим уровнем среды осадконакопления.

Для всех пластов основными породообразующими минералами являются кварц и полевой шпат (табл. 2).

Таблица 2

Вещественный состав песчаников и алевролитов Заполярного месторождения

Пласт Кварц,% Полевой шпат,% Обломки пород,% Слюда,% Цемент,%

мин-макс мин-макс мин-макс мин-макс мин-макс

среднее среднее среднее среднее среднее

бт6 45.6-53.0 35.2-54.4 3.5-15,6 0,6-11.4 5.3-13.5

43.8 37.2 8,2 3,5 7,3

бт7 43.0-52.0 35.2-54.4 3.2-15.2 0.6-9.4 6,5-8,3

41.8 38.5 7,9 3,8 8,0

бт8 48.0-41.0 42.4 54.2-34.2 37.2 15.2-4.2 8.4 10.4-0.6 4,1 6.4-8.8 7,8

Наибольшее процентное содержание среди устойчивых к разрушению акцессорных минералов имеют эпидот, сфен. гранат, среди неустойчивых - апатит (рис. 2).

Пласг БТб

и -е- и = «

х - О. у я я

^ = а о. г

" ~ & 2

Акцессорные минералы

Пласт БТ»

60 50 40 30 20 10 0

н

л 5

щ ^ 0 1 • «г ЧО ¡Л П 2 ^

= з а -в- Г- ю

« в а и я а

а. с в а. ^ а

а

а? 5

Акцессорные минералы

Рис. 2. Распределение акцессорных минералов в песчаниках: А - пласт БТГ1 и Б - пласт БТ8 Распределение седиментационного коэффициента (СК) и устойчивых акцессорных минералов по латерали показало направление движения терригенного материала от источника сноса. Это направление четко прослеживается и на картах процентного содержания фаната, циркона, сфена, эпидота. По этим данным, как и по картам распределения СК, Кпесч. СПФ, Мс1 подтверждается, что источник сноса терригенного материала находился на СВ от изучаемой территории.

Изучение коэффициента пористости (Кп) в шлифах и взаимосвязь пористости с проницаемостью (Кпр) детализирует литолого-фациальную модель (табл. 3).

Таблица 3

Статистические характеристики фильтрационно-емкостных параметров пород пластов БТ6- БТ8

к„, % к11р, 10 "'мкм' Водонасыщение, % Плотность, г/см1

Пласт мин — макс мин - макс мин-макс мин — макс

среднее среднее среднее среднее

бт6 5.0-16.6 1.4-147.6 17.9-70.3 2.18-2.63

12,8 24,9 40,1 2,29

бт7 2.8-18.7 13,1 1.4-437.0 32,2 20.0-83.2 40,55 2.16-2.62 2,31

бт8 4.3-21.2 0.7-324.0 13.1-57.6 2.14-2.42

14,7 49,5 33,2 2,24

Приведенные в табл. 3 данные показывают, что наилучшей межзерновой пористостью обладают песчаники пластов БТ8 и БТ7 Тесной связью К п и КПр характеризуется породы в пласте БТ8 (И2 » 0,95). В пределах пластов БТ6 и БТ7 преобладает средняя корреляционная связь между К„ и К,ф, в то же время распределение этой корреляции имеет зональный характер, что связано с гидрофобностью пород за счет повышенного содержания в межзерновом пространстве цеолитов. Максимумы значений Кп и Кпр распределены мозаично в центральных частях площади, пониженные значения фиксируются на периферии - на северо-западе и юго-востоке. Структуру порового пространства ухудшает развитие регенерационных каёмок кварца. Выявлена хлоритизация гидрослюды и образование хлоритовых каёмок, делающих поровое пространство более извилистым, что затрудняет фильтрацию нефти.

Изучение цементного вещества в песчаниках и алевролитах показало, что все исследованные пласты характеризуются высоким содержанием цеолитов и несколько меньшим содержанием каолинита (табл. 4). Цеолиты в отличие от глинистых минералов заполняют свободные участки трещин и межзернового пространства. В зонах, где взаимодействие термальных растворов с аллотигенными компонентами происходит наиболее активно, развивается метасоматоз, выраженный замещением зёрен полевых шпатов и обломков эффузивов цеолитами. Наиболее неоднороден по содержанию цеолитов пласт БТ7, тогда как БТ8 - более выдержан.

Таблица 4

Соотношение основных компонентов цемента в песчаниках и алевролитах (в процентах от общего объема цемента) в пластах БТ(,- БТ8

Пласт Цеолит,% мин - макс Каолинит,% мин - макс Хлорит,0, о мин - макс Лейкоксен,% мин - макс

бтй 12,8-76,8 3,3-74,1 1,4-35,6 2,3-37,1

бт7 18,5-98,5 3,0-72,5 0,9-39,4 7,8-15,8

бт8 21,5-77,7 5,6-68,0 5,6-26,8 1,6-24,1

Анализ шлифов показал, что цемент в песчаниках и алевролитах изучаемых пластов пленочно-поровый (местами крустификационный) и микропойкилитовый, иногда в сочетании с регенерационным кварцем. Изученные породы преобразованы до стадии катагенеза, что значительно повлияло на структуру порового пространства и минеральный состав цемента. Влияние вещественного состава цементного материала на ФЕС коллекторов показывают зависимости К„р, Кп от содержания цеолитов, каолинита и хлорита по ряду скважин исследуемого объекта. Зависимости Кпр от процентного состава цеолита по отдельным скважинам характеризуются тесной регрессионной связью (R2 ~ 0.55 -0.75).

На картах процентного содержания цеолитов показаны дебиты флюида (газа, нефти, воды) при испытании скважин. Это выявило зависимость дебита от содержания цеолита, а именно - чем больше в породе цеолита, тем меньше значение пористости, проницаемости и дебита газа. Проведённые исследования показали также, что наличие цеолитов в цементе породы приводит к высокому значению остаточного водонасыще-ния пород-коллекторов.

Полученные геолого-статистические результаты говорят о существенной роли цеолитов в процессах аккумуляции и фильтрации углеводородов и, что более важно, о влиянии цеолитов на фильтрационно-емкостные свойства породы и в конечном итоге на дебиты скважин.

В конце данной главы приведена структура ИБД четвертого этапа ЛФМ, включающая параметры микронеоднородности по материалам керна.

В главе 5 «Седимеитологические особенности» выделены две группы фаций: 1) вдольбереговые бары и забаровые лагуны, 2) зоны морских разрывных течений (табл. 5). Вдольбереговые бары (ВБ), представляют собой аккумулятивные мелководно-морские образования. В ходе геологического времени фации баров многократно мигрировали в пространстве и в результате сформировались песчано-алевролитовые пласты БТ6-БТ8, сложенные разнонаправленными косослоистыми сериями с углами падения слойков от 7 до 20°. Характерно нарастание углов наклона слойков и образование пучковидной слоистости, встречаются также горизонты с неправильной горизонтальной слоистостью (табл. 5, пласт БТ7, скв.1, образец 106). Размер слоистости меняется от мелкой до крупной, как в направлении моря, так и к береговой линии. Фации ВБ состоят как из трансгрессивных (ТВБ), так и регрессивных (РВБ) отложений. По данным B.C. Муромцева (1984) начальная стадия формирования ТВБ характеризуется высокой гидродинамической активностью, конечная - спадом активности до низкой. Для отложений РВБ свойственна противоположная закономерность. При высокой гидродинамической активности формируются преимущественно среднезернистые песчаники с включениями гальки и с крупной косой и косоволнистой слоистостью, при снижении активности об-

разуются средне-мелкозернистые песчаники с мелкими косыми, косоволнистыми, волнистыми текстурами (табл. 5, пласт БТ6, скв. 109, образец. 3540).

Таблица 5

Текстуры и формы диаграмм ПС и ГК пластов БТ6 - БТ8 по группам фаций

Группа фации

Группа фаций вдольбереговых баров и забаровых лагун

Фации

Керн Пласт Скв. Образец

вдольбе-реговые трансгрессивные бары

Диаграммы ПС -красный,

ГК-розовый

БЬ Скв 109 Обр. 3540

вдольоере-говые регрессивные бары

ныи остров

■BRP7

ЕЪ

Скв 109 Обр.3598

предбаро-вых отложений

Ширина зоны отложений ВБ изменяются от 7 до 16 км, и длина - от 9 до 25 км. Дня забаровых лагун (ЗЛ) характерна спокойная седиментационная обстановка. В отложениях, формировавшихся в условиях 3J1 преобладает пологая мелковолнистая, а также горизонтальная и мелколинзовидная слоистость (табл. 5, пласт БТ8, скв. 109. образец 3579). Тела, сложенные фациями 3J1 в поперечном сечении имеют вогнутолинзообраз-ную форму, ширина их изменяется от 3 до 8 км, длина - от 10 до 15 км.

Вторая группа фаций представлена образованиями морских разрывных течений (МРТ), сформированными в результате прорыва тел баров накопившейся в лагуне водой. Особенностью отложений МРТ является наличие следов подводных размывов в подошвенной части. Размыв терригенного материала вдольбереговых баров и его перенос посредством МРТ в сторону открытого моря создает аккумулятивную форму - «конусы выноса разрывных течений», представляющих собой подводные отложения песча-но-алевритового материала с разнонаправленной косой линзовидной слоистостью (табл. 5, пласт БТ6, скв. 7, образец 59). В поперечном сечении такие тела имеют линзообразно-двояковыпуклую форму шириной от 5 до 9 км, длиной от 4 до 10 км.

Результаты седиментологического исследования обобщены в ЛФМ, в которой увязаны каротажные диаграммы с особенностями осадочных текстур, трансгрессивно-регрессивными циклами, органическими остатками и вещественным составом.

В главе 6 «Литолого-фациальные модели пластов БТ6-БТ8» анализируются параметры микро-, макронеоднородности, представлены результаты построения ЛФМ.

Существует значительное количество методик палеогеографических реконструкций, например. Ю.Н. Карогодина. В.И. Кислухина, М.В. Корж, Е.А. Г'айдебуровой, Ю.А. Жемчужникова, A.B. Хабакова, Л.Н. Ботвинкиной, B.C. Муромцева, A.A. Нежданова, Л.С. Черновой, Р.К. Петровой, B.Ii. Алексеева, В.В. Шиманского и др. Все они дополняют друг друга и должны использоваться комплексно. Объектно-ориентированная методика объединяет различные разработки, тем самым повышая точность ЛФМ.

Совместный анализ электрокаротажных диаграмм по методике B.C. Муромцева, направления движения обломочного материала, распределения флоры и фауны и алло-тигенных компонентов показал, что ЛФМ включает семь фациальных обстановок (рис.3).

Рис. 3. Литолого-фациальная карта пласта БТ6

Причем в пределах изученной территории прослеживается четкая закономерность в размещении групп фаций. Вдольбереговые бары и барьерные острова располагаются в западной и в центральной частях площади, фации ЗЛ - в юго-восточной, разрывных течений в центральной части, где они слагают конус выноса ориентированный в юго-восточном (пласт БТ6 и БТ7) и в западном (пласт БТ7 и БТ8) направлениях.

Глава 7 «Рекомендации по разработке залежей УВ пластов БТ6-БТ8». Показано, что зона повышенных значений коллекторских свойств приурочена к фациям вдоль-береговых баров и барьерных островов. В них зафиксированы промышленные дебиты, в то время как в отложениях забаровых лагун и разрывных течений нет промышленных притоков, идет только пленка нефти и вода (табл. 6).

Таблица 6

Дебиты испытания пластов БТ6-БТ8 Заполярного месторождения по фациям

Пласт Фации Дебит газа, тыс. м3/сут Дебит нефти, м3/сут Дебит конденсата, м3/сут макс — мин Дебит воды м3/сут Штуцеамм ДСУ, м

макс - мин макс — мин макс — мин макс — мин

вб 187,73-79.60 1,80-0,45 53,49-27,20 61,08-2,04 10-6 1953-292

бт6 ЗЛ - - - -

рт - - - 2.04-9,25

вб 180,00-60,20 пленка нефти - 1,30-4,10 8-6 1474-227

бт7 ЗЛ - - - 21,60-57,70

рт - - - 11,9-52.36

вб 266,00-27,56 до 22,00 4,30-20,10 1,20-31,20 8-6 1305-475

бт8 ЗЛ - - - 2,40-66,5

рт - пленка нефти - 2,60-15,60

Правильность стратегии пробной эксплуатации в северной части месторождения подтверждается построенными литолого-фациальными моделями. А так как коллектора с повышенным значением ФЕС расположены еще и в центральной части площади, то дальнейшую эксплуатацию залежей пластов БТ6-БТ8 надо проводить именно здесь.

Заключение

1. Создана объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальных моделей, опробованная на примере продуктивных пластов БТ6, БТ7, БТ8 нижнемеловых отложений Заполярного месторождения.

2. На основании изучения параметров макро- и микронеднородности горизонт БТ6_8 разделен на три независимых пласта с разными уровнями ГНК и ВНК. Показано, что в пределах месторождения указанные пласты имеют зональное строение.

3. По комплексу литолого-петрофизических параметров и данных ГИС выявлено, что пласты БТ6-БТ8 формировались в мелководно-морских условиях с характерными

для таких обстановок группами фаций, в том числе вдольбереговых баров, забаровых лагун, отложений разрывных течений.

4. Распределение седиментационных коэффициентов и устойчивых акцессорных минералов в пределах пластов БТ6-БТ8 показали, что источник сноса терригенного материала находился на северо-востоке (район Русско-Реченского мегавала).

5. Рассматриваемые породы изменены до стадии среднего катагенеза, предполагается участие в этом процессе глубинных флюидов. Вследствие этого большая часть межзернового пространства заполнена цеолитами в виде базального цемента микропойкили-тового типа, значительно уменьшающего поровое пространство и снижающего межзерновую проницаемость пород.

6. Построенные методами объектно-ориентированной методики детальные литоло-го-фациальные модели выявили четкую зависимость между дебитами и фациями (вдольбереговые бары, забаровые лагуны и зоны разрывных течений). При этом наибольшие значения дебитов зафиксированы в фациях вдольбереговых баров.

7. Фация вдольбереговых баров характеризуется повышенными значениями ФЕС, следовательно, подтверждается эффективность стратегии эксплуатационного бурения в северной части площади. А так как фации вдольбереговых баров распространены еще и в центральной части площади, то следующий этап эксплуатации залежей рекомендуется проводить именно здесь.

8. Создана информационная база данных для каждого этапа литолого-фациального моделирования.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Гладышев A.A., Белкина В.А. Влияние минералогического состава межзернового пространства пород на фильтрационно-емкостные характеристики // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2013. -№1. -С. 28-34.

2. Гладышев A.A. Исследование связей литолого-петрографических характеристик и продуктивности залежей углеводородов // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2012. - №1. - С. 24-30.

3. Гладышева Я.И., Гладышев A.A. Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть I // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2011. - №5. - С. 17-25.

4. Гладышева Я.И., Гладышев A.A. Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть II // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2011. - №6. - С. 20-30.

В других изданиях:

5. Гладышев A.A. Особенности формирования нижнемеловых отложений группы пластов БТ6.8 на Заполярном месторождении. И Сборник материалов конференции «XI

конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры». - Новосибирск: изд-во «Параллель», 2011.-С. 43-47.

6. Гладышев A.A. Комплексный литолого-петрофизический анализ группы пластов БТб_8 нижнемеловых отложений Заполярного месторождения // Сборник «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов». — СПб: ВНИГРИ, 2011. - С. 31 - 36.

7. Гладышев A.A., Белкина В.А. Определение палеоусловий осадконакопления с помощью программы GrainAnalyser v 1.0 // «Новые технологии - нефтегазовому региону: материалы всероссийской научно-технической конференции Т.1». - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2010. - С. 9 - 12.

8. Гладышев A.A., Белкина В.А. Анализ и разработка методов определения палео-накопления по данным керна // Международный форум-конкурс молодых ученых «Проблемы недропользования». - СПб: изд-во РИЦ СПГТИ 2009. - С. 28.

9. Гладышев A.A., Гладышева Я.И. Новые методики определения фильтрационно-емкостных свойств по данным анализа керна // Кристаллы творчества: материалы докладов студенческой академии наук. - Тюмень: изд-во ТюмГНГУ 2009. - С.50 -51.

Подписано в печать 10.09.2013. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 1497.

Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Гладышев, Антон Анатольевич, Тюмень

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт геологии и нефтегазодобычи

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ОСОБЕННОСТИ ПРОДУКТИВНОСТИ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

На правах рукописи

04201 36331 8

Гладышев Антон Анатольевич

Научный руководитель кандидат физико-математических наук, доцент В.А. Белкина

Тюмень - 2013

содержание

ие..........................................................................................:

[ческое строение мезозойского чехла района Заполярного месторожде-

кий обзор).................................................................................I

юлого-стратиграфическая характеристика.........................................

>бенности тектоники мезо-кайнозойского чехла................................1-

ческое моделирование залежей углеводородов...................................2

годика объектно-ориентированного построения литолого-фациальной

..................................................................................................................................2

тональная корреляция стратиграфических границ (первый этап построения

)........................................................................................................................................2

Ьормационная база данных первого этапа литолого-фациальной модели......2

заключение........................

Список использованной литературы

152

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция имеет значимый потенциал углеводородных ресурсов. При этом большая часть месторождений характеризуется такими свойствами, как многопластовость, неоднородность пластов по площади и по разрезу. В то же время эффективность геологоразведочных работ и разработки таких месторождений существенно зависит от адекватности 3D геологических моделей (ГМ) и согласованности их параметров. К настоящему времени процесс построения ГМ разработан не в полной мере, наименее исследованной является литолого-фациальная составляющая, которая лежит в основе 3D ГМ.

Изучением литолого-фациальных моделей (ЛФМ) занимались многие ученые, в том числе В.П. Алексеев, Л.Н Ботвинкина, В.Н Бородкин, Ю.Я. Большаков, В.И. Белкин, С.Г. Галеркина, Т.И. Гутман, A.C. Дадонова, Ю.А Жемчужников, М.А. Зверев, Е.П. Кропотова, Т.Д. Коровина, М.В. Корж, А.Е. Конторович, А.Р. Курчи-ков, В.И Кислухин, З.В. Лашнева, B.C. Муромцев, Г.П. Мясникова, А.Г. Мухер, В.Д. Наливкин, И.И. Нестеров, A.A. Нежданов, Г.Ф. Рожкова, H.H. Ростовцев, М. Я. Рудкевич, Б.В.Топычканов, С.И. Филина, A.A. Ханин, В.Д. Шутов, В.Н. Шва-нов и др. Однако, до сих пор нет единой методики построения ЛФМ, существующие работы, как правило, относятся к определенным группам параметров.

При построении ЛФМ используются геологические исследования - от общих (региональных) до детальных (макро-, микропараметров). При этом важную роль играет согласованность всех разнородных и разноточных параметров.

Очевидно, что точность ЛФМ существенно влияет на достоверность всех дальнейших геологических построений, а значит как на эффективность геологоразведочных работ, так и на эффективность разработки.

Все сказанное говорит об актуальности создания объектно-ориентированной методики литолого-фациального моделирования, позволяющей повысить ее точность.

Цель работы. Разработка объектно-ориентированной методики построения детальной литолого-фациальной модели с целью уточнения строения продуктивных пластов нижнемеловых отложений. Основные задачи исследований:

- Разработка методики построения литолого-фациальных моделей продуктивных пластов нижнемеловых отложений Пур-Тазовского НТО Западной Сибири (ЗС).

- Разработка проектов и создание базы данных для каждого этапа построения литолого-фациальной модели.

- Создание литолого-фациальной модели пластов БТ6 - БТ8 нижнемеловых отложений заполярной свиты Заполярного месторождения. Оценка достоверности созданных литолого-фациальных моделей отложений заполярной свиты (пласты БТ6 - БТ8)

Научная новизна:

■ Разработана объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальных моделей залежей углеводородов для продуктивных пластов нижнемеловых отложений севера ЗС.

■ Разработаны проекты и созданы информационные базы данных для каждого этапа литолого-фациального моделирования нижнемеловых отложений (пласты БТ6- БТ8).

■ Созданы литолого-фациальные модели пластов БТ6 - БТ8 заполярной свиты нижнемеловых отложений Заполярного месторождения с использованием всей имеющейся эмпирической, косвенной и априорной информации.

Защищаемые положения:

1. Разработанная объектно-ориентированная методика литолого-фациального моделирования основана на детальном изучении параметров макро- и микронеоднородности .

2. Горизонт БТ6.8 по результатам изучения макро- и микронеоднородностей состоит из трех независимых пластов БТ6, БТ7 и БТ8, которые контролируют самостоятельные залежи УВ. Литолого-фациальная модель указанных пластов

включает семь фациальных обстановок, закономерно распределенных на площади. Основной источник сноса обломочного материала у всех пластов располагался на севере, в то же время на юге существовали второстепенные источники.

3. Анализ материалов микронеоднородности пород (в том числе цементного состава) позволил уточнить фильтрационно-емкостные характеристики. Дебит флюидов связан с процентным содержанием цеолитов и каолинита, что объясняет отсутствие притоков углеводородов в ряде разведочных скважин.

4. Существует четкая зависимость между дебитами при испытании и фациями. Коллекторы, сформировавшиеся в условиях вдольбереговых баров, характеризуются наибольшими значениями дебитов. На основе фациальной модели спрогнозированы зоны высоких значений коллекторских свойств в северных и центральных частях площади; максимальные толщины коллекторов связаны со сводовой частью структуры, на крыльях происходит их глинизация.

Практическая ценность работы:

Объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальной модели залежи решает задачи моделирования различных типов залежей углеводородов от простых до сложно построенных на различных уровнях исследований. При этом из совокупности фактических данных более важны литолого-петрографические параметры, имеющие тесную статистическую связь с параметрами ФЕС, продуктивности и генезиса. Для каждого этапа геологического моделирования создаётся информационная база данных.

Комплексный анализ геологических данных разного уровня показал, что нижнемеловые пласты БТ6 - БТ8 Заполярного месторождения контролируют залежи УВ. Исходя из этого, детально изучены закономерности строения этих пластов. Проведенные исследования позволили обосновать модели осадконакопления и уточнить источники сноса терригенного материала.

Установлены тесные регрессионные связи между параметрами макро- и микронеоднородности, обоснованы зоны улучшенных коллекторских свойств, изучены зависимости продуктивности скважин от литолого-фациальных параметров.

Результаты исследований использованы в производственной деятельности Тюменской центральной лаборатории, в отчетах по Северо-Пуровскому, Заполярному, Ен-Яхинскому и Песцовому месторождениям.

Фактический материал и методы исследований и личный вклад автора. В ходе исследований детально проанализирован материал керна, состоящий из 2087 образцов: петрографическое описание шлифов - 211 образцов; гранулометрический состав пород - 360 образцов из 35 скважин, минералогический состав пород: тяжёлая фракция - 287 образцов, лёгкая фракция - 540 образцов; рентгенострук-турный анализ глинистой фракции - 200 образцов из 22 скважин; описание керна - 400 образцов из 35 скважин.

Все лабораторные анализы выполнены в Тюменской центральной лаборатории. Детальная корреляция нижнемеловых отложений заполярной свиты (пласты БТ6.8) Заполярного месторождения выполнена автором по 67 скважинам.

В процессе работы использованы методики изучения состава пород (литолого-петрографический анализ пород В.П. Батурина, В.Н. Шванова, Г.Ф. Рожкова, Б.В. Топычканова, 3. В. Лашневой и др.), методы соотношения типов пород A.A. Ба-кирова, A.A. Ханина и др., методы палеогеографической реконструкции В.П. Алексеева, Н.И. Марковского, B.C. Муромцева, A.A. Нежданова, Х.Г. Рединга, Ю.А. Жемчужникова, A.B. Хабакова, Л.Н. Ботвинкиной и др., методы геолого-промыслового изучения нефтяных залежей (A.A. Дорошенко, В.А. Белкиной) и

др.

Построена двухмерная модель с привлечением эталонной скважины алгоритмами программы Plotlog (С.А. Предеин) и Isoline (В.М. Яковлев, В.В. Яковлев).

Автором обоснованы структуры баз данных (БД) для каждого из 4 этапов ли-толого-фациального моделирования и для каждого из них созданы базы данных (пласты БТ6- БТ8 Заполярное месторождение). На основе интерпретации данных из БД построены адекватные литолого-фациальные модели пластов БТ6-БТ8 Заполярного месторождения. Они позволили обосновать условия генезиса изучаемых отложений и спрогнозировать зоны с повышенными значениями коллекторских

свойств. Построенные лнтолого-фациальные модели являются основой повышения эффективности разработки залежей УВ.

Апробация работы. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы доложены на научно-практических конференциях: «Новые технологии - нефтегазовому региону», г. Тюмень, 2008, 2009 гг..; «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений», г. Тюмень, 2008, 2009, 2010 гг.; Всероссийская научно-техническая конференция - конкурс, г. Санкт-Петербург, 2009 г., Государственный Горный Институт им. Г.В. Плеханова; Международный форум-конкурс «Проблемы недропользования», г. Санкт-Петербург, 2009 г.; XIV Международный научный симпозиум им. Академика Усова «Проблемы геологии и освоения недр», г. Томск, 2010 г.; XI конференция молодых учёных и специалистов, г. Ханты-Мансийск, 2010 г; II Международная научно-техническая конференция молодых учёных и специалистов, г. Санкт-Петербург, 2011 г.

Публикации. Автором опубликовано 9 научных работ по теме диссертации, из них 4 в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 164 страницах, включая 66 рисунков и 23 таблиц. Список литературы насчитывает 134 наименования.

Диссертация выполнена под руководством кандидата физико-математических наук доцента В.А. Белкиной, которой автор признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор благодарит коллег по работе и специалистов: Ю.Я. Большакова, В.Н. Бородкина, С.Р. Бембеля, A.A. Дорошенко, A.B. Ежову, В.И. Кислухина, Г.П. Мясникову, А. Г. Мухер, И.И. Нестерова, A.A. Нежданова, И.П. Попова, Н.В. Санькову, В.К. Федорцова за научные консультации по разным вопросам, рассматриваемым в работе, советы и замечания.

1 геологическое строение мезозойского чехла района заполярного месторождения (краткий обзор)

Заполярное месторождение (рис. 1.1), в пределах которого установлена промышленная газоносность туронских, сеноманских и нефтегазоносность неоком-ских и юрских отложений, входит в состав Тазовского нефтегазоносного района Пур-Тазовской нефтегазоносной области, открыто в 1965 году.

условные обозначения: месторождения

■ — газовое

■ — газоконденсатное

■ — газонефтяное

■ — нефтегазовое

□ — нефтегазоконденсатное

■ — нефтяное

(2) - территория исследования

^ - граница тазовского нгр и - озера

еэ - реки

10 0 10 20 30 км

Рис. 1.1 - Фрагмент обзорной карты района исследований

1.1 ЛИТО ЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Вопросами стратиграфии Западной Сибири занимались многие исследователи, в том числе B.C. Бочкарёв, В.Н. Бородкин, Ю.В. Брадучан, В.Н. Высоцкий, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карогодин, В.И. Кислухин, Н.Х. Кулахметов, Д.П. Куликов, Г.П. Мясникова, АЛ. Наумов, И.И. Нестеров, А.А. Нежданов, А.В. Пантелеев, А.Н. Попов, С.И. Пуртова, Т.В. Рубина, М.Я. Рудкевич, Б.В. Топычканов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман и мн. др. [8, 27, 38, 43, 54, 57, 58, 74, 76, 98, 101, 114, 115, 120, 126-134]. В результате этих исследований были разработаны стратиграфические схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденные решениями пятого и шестого Межведомственных региональных стратиграфических совещаний по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1991 г., Новосибирск, 2003 г.), и унифицированная стратиграфическая схема, соответственно [87, 88, 103]. Разрез Заполярного месторождения описан в соответствии с упомянутыми схемами.

Изучаемая часть литолого-стратиграфического разреза Заполярного месторождения описана в соответствии с региональными стратиграфическими схемами мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденными решениями пятого и шестого Межведомственных региональных стратиграфических совещаний по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1991 г., Новосибирск, 2003 г.), и унифицированной стратиграфической схемы, соответственно [3, 4, 87, 88].

Глубоким бурением на исследуемом месторождении разрез изучен до отложений тюменской свиты средней юры (скв. 83 Заполярная - 3935 м).

Мезозойская группа Согласно VI межведомственному стратиграфическому совещанию (МРСС-2003) мезозойские отложения рассматриваемого района представлены полифаци-альным комплексом терригенных пород юры и мела. При этом глубоким бурени-

ем разрез изучен только до уровня тюменской свиты средней юры (скв. 83 Заполярная - 3935 м).

Юрская система (J)

Отложения юры несогласно залегают на триасовых комплексах. Они развиты в исследуемом районе повсеместно и представлены тремя отделами. В пределах нижнего отдела выделяются три свиты: береговая, ягельная и котухтинская; в пределах среднего отдела: тюменская и, частично, абалакская свиты; в пределах верхнего отдела - абалакская и баженовская свиты.

Верхнеюрский отдел. Титон-берриасский ярус Заполярное месторождение на литолого-стратиграфической схеме занимает граничное положение между Фроловско-Тамбейским районом (Тамбейский подрайон), где выделяются абалакская и баженовская свиты, и Харампурским районом на востоке (васюганская и марьяновская свиты) [87, 103].

Абалакская свита (келловей - кимеридж) подразделяется на две подсвиты: Нижняя подсвита (келловей - ранний оксфорд) представлена буровато-черными алевритистыми аргиллитами с рострами белемнитов, раковинами дву-створок и аммонитов. В основании ее аргиллиты содержат существенную примесь песчано-алевритового материала. Толщина свиты изменяется от 10 до 20 м. Возраст ее установлен по находкам аммонитов : Cadoceras sp. ind., Rondiceras äff. milaschewici, Kosmoceras cf. gemmatum juv., Quenstedtoceras äff. brasili (опр. И.Г. Климовой, Т.Ф. Зайцевой и М.Д. Поплавской), а также комплексам фораминифер Trochammina rostovzevi, Ammobaculites tobolskemsis, Eomarsonella paraconica, Dorothia insperata и и др.

Верхняя подсвита (оксфорд - кимеридж) - тонкоотмученные темно-серые аргиллиты, местами известковые, неяснослоистые, глауконитовые. Толщина ее изменяется от 5 до 30 м. В ней содержится много раковин двустворок и аммонитов, ростров белемнитов. Возраст определен по аммонитам Amoeboceras cf. alter-nans (Buch), Am. ex gr. Kitchini (Saif). Фораминиферы с Tolypammina svetlanae; Haplophragmoides canuiformis, Lenticulina michailovi; Saracenaria subsuta и др.

Баженовская свита (титон-берриасс) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с коричневатым оттенком, битуминозными, слабобитуминозными, слюдистыми, плитчатыми с глауконитом и обильным пиритом. Отложения свиты вскрыты на территории Заполярного месторождения восемью скважинами на глубинах 3316-3650 м. Для отложений этой свиты характерны остатки пелеци-под и аммонитов, среди которых определены Surîtes spp., Hectoroceras spp., Dorsoplanites spp., Aulacostephanus s.str., Cylindroteuthis sp.,Pachyteuthis sp., Si-mobelus (Simobelus) sp., Simobelus (Liobelus) sp. и др (опр. И.Г. Климовой, Т.Ф. Зайцевой и М.Д. Поплавской). С кровлей баженовской свиты связан отражающий сейсмический горизонт Б - региональный репер. Толщина баженовской свиты изменяется от 10 до 20 м.

Меловая система (К)

В пределах системы выделены два отдела. Нижний отдел включает в себя мегионскую, заполярную, ереямскую свиты и нижнюю часть покурской.

Нижнемеловой отдел. Берриас-аптский ярусы

Мегионская свита (берриасский, валанжинский ярусы) согласно залегает на аргиллитах баженовской свиты и представлена глинами аргиллитоподобными. Породы преимущественно серые, алевритовые, с горизонтальной и волнистой слоистостью, с пластами песчаников, с обугленным растительным детритом и пи-ритизированными водорослями. Характерная фауна: Neotollia aff. Maimetschenais Schulgina, Ammonites gen. etsp.indet., Buchiaex gr.volgensia-keyserlingi; спорово-пыльцевой комплекс: Leiotriletes spp., Piceites spp.; Lygodium spp./, Lycopodium spp. и др (опр. И.Г. Климовой, Т.Ф. Зайцевой и М.Д. Поплавской). В кровле свиты залегает пачка серых аргиллитоподобных глин с прослоями песчаников светлосерых, мелко-среднезернистых, аркозовых, реже полимиктовых. Толщина свиты изменяетс