Геологическое строение и нефтегазоносность батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

Карташов, Алексей Анатольевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое строение и нефтегазоносность батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и нефтегазоносность батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья"

На правах рукописи

КАРТАШОВ АЛЕКСЕИ АНАТОЛЬЕВИЧ

, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОС-НОСТЬ БАТСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Новосибирск 2004

Работа выполнена в Лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем Института геологии нефти и газа Сибирского отделения Российской Академии наук (г. Новосибирск)

Научные руководители: доктор геолого-минералогических наук,

академик Конторович Алексей Эмильевич кандидат физико-математических наук Красавчиков Владимир Октябрьевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Курчиков Аркадий Романович кандидат геолого-минералогических наук Белозеров Владимир Борисович

Ведущая организация: Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья (ФГУП СНИИГГиМС, г. Новосибирск)

Защита состоится « 22 » октября 2004 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 003.050.03 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале.

Адрес: 630090, г. Новосибирск, проспект Академика Коптюга, 3. Факс:(3832)33 27 92

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГТМ СО РАН

Автореферат разослан « 20»

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор геол.-минерал. наук

августа 2004 г.

¿Шм.

В .И. Москвин

2005-4 11961

тж/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования являются отложения батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья в пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Территория исследования расположена между реками Надым и Таз. Она занимает площадь более 190 тыс. км2. В структурно-тектоническом плане территория исследования ограничена Надымской мегавпадиной на западе, Часельским и Толькинским мегавалами на востоке, Большехеттской мегавпадиной на севере. Южная часть территории охватывает СевероСургутскую моноклиналь, Вынгапуровский и северную часть Тагринского мегавалов, а также северные части Верхнетолькинской моноклинали и Верхнетолькинского мегавала.

Актуальность настоящего исследования определяется все возрастающей ролью среднеюрских отложений как нефтегазоносного объекта для прироста запасов углеводородов на территории Западной Сибири. Несмотря на большое количество накопленного к настоящему времени фактического материала по геологии, тектонике и литологии осадочного чехла, распределению основных продуктивных комплексов и залежей нефти и газа на территории Западной Сибири остается еще много недостаточно полно изученных вопросов, связанных со строением и формированием комплекса отложений ранне- и среднеюрского возраста. Эти отложения характеризуются более сложным строением и существенно меньшей степенью геологической изученности, чем перекрывающие их верхнеюрские и меловые образования. В число важных вопросов входят такие, как распределение проницаемых комплексов резервуаров и флюидоупоров, а также оценка их свойств; проблема площадного распространения коллекторов на региональном уровне. До сих пор дискуссионным остается вопрос о типе коллекторов; неоднозначно оценивается роль дизъюнктивной тектоники в процессе нефтегазонакопления. Недостаточная в своей основе изученность нижнесреднеюрских отложений, появление в последние годы новых материалов по геологии и геохимии, развитие и применение математических методов и современных компьютерных технологий требует увязки всей имеющейся информации в рамках региональных моделей геологического строения. Со среднеюрским комплексом, отличающимся резкой литолого-фациальной изменчивостью и значительными вариациями толщин продуктивных пластов, могут быть связаны открытия крупных неструктурных залежей углеводородов. В связи с этим возрастают требования к детальности и полноте обработки всей имеющейся геологической информации, возникает необходимость совершенствования и привлечения новых приемов комплексной интерпретации всех накопленных данных и на ее основе оценки перспектив нефтегазоносности территорий.

Анализ стратиграфии, тектоники, литологии, процессов нефтегазообра-зования и нефтегазонакопления, построение моделей резервуаров, характеристика их проницаемых комплексов и флюидоупоров, а также оценка перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений приобретают особую актуальность. Они повышают достоверность регионального прогноза неф-тегазоносности, способствуя тем самым успешному воспроизводству минерально-сырьевой базы в регионе.

Целью работы является решение следующей задачи: изучить геологическое строение, выполнить районирование по качеству и оценить перспективы нефтегазоносности батского резервуара как самостоятельной природной нефтегазоносной системы на территории Надым-Тазовского междуречья в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

Решение задачи было разделено автором на несколько самостоятельных этапов.

1. Изучение современных представлений о геологическом строении юры Надым-Тазовского междуречья.

2. Формирование методики исследования на основе анализа литературных материалов и опыта ИГНГ СО РАН.

3. Расчленение и корреляция юрских отложений, выделение батского резервуара, формирование компьютерного банка литолого-стратиграфической, структурно-тектонической и нефтегазогеологической информации, построение специализированных карт, характеризующих строение резервуара.

4. Выявление с использованием статистических и логико-математических методов факторов, контролирующих размещение крупных зон наличия или отсутствия пород-коллекторов в проницаемом комплексе батского резервуара.

5. Оценка качества флюидоупора и проницаемого комплекса, а также батского резервуара как единой системы.

6. Оценка по критериям вероятной нефтегазоносности качества батского резервуара (флюидоупор, проницаемый комплекс, резервуар в целом как единая нефтегазоносная система).

7. Выделение крупных зон, перспективных для поисков антиклинальных и литологически экранированных залежей нефти и газа, обоснование рекомендаций по поискам в них залежей углеводородов.

Фактический материал и методы исследований. Теоретической основой для решения поставленной задачи послужили современные представления о геологическом строении и закономерностях размещения залежей нефти и газа в Западно-Сибирской НГП, теория прогноза и поиска месторождений нефти и газа, математические методы и компьютерные технологии моделирования природных нефтегазовых систем.

При изучении среднеюрских отложений использованы следующие материалы: комплекс стандартного и радиоактивного каротажа по 160 поисково-разведочным скважинам; результаты испытаний по 230 скважинам; описание керна и шлифов; палеонтолого-стратиграфическое заключение о геологическом возрасте пород в 58 скважинах, а также фондовые, опубликованные и другие работы. Материал отобран автором в фондах ОАО «Ноябрьскнефтегаз», г. Ноябрьск (1995 г.) и в Ямальском территориальном геологическом фонде, г. Лабытнанги (1999 г.), а также любезно предоставлен сотрудниками Института геологии нефти и газа (г.Новосибирск) МЛ. Левчуком, Г.Г. Шеминым. В работе использованы макро- и микропалеонтологические определения, сделанные С Б. Мелединой, Б.Л. Никитенко, Б Л. Шурыгина, О.С.Дзюба, палинологические -В.И.Ильиной, описания шлифов, выполненные Л.Г. Вакуленко и П.А. Яном, а также результаты расчленения и корреляции разрезов скважин, проведенных ГТ. Шеминым, А. Л. Бейзелем, А.Ю. Нехаевым, В.А. Топешко.

Строение объекта исследований определялось с помощью методики детального расчленения и корреляции с использованием литологического и биостратиграфического методов. В основу положен вариант расчленения разреза юрских отложений на циклические пачки, индексация пачек и пластов, разработанные Г Т. Шеминым (Конторович, Шемин, Фомин, 1998ф). Кроме того, в работе использовались утвержденные МСК России региональные стратиграфические схемы нижнесреднеюрских и верхнеюрских отложений (Решения..., 1991), а также региональные стратиграфические схемы и схемы фациального районирования с уточнениями, выполненными коллективом авторов ИГНГ СО РАН и СНИИГТиМС (Шурыгин и др., 2000).

Из картографических материалов в работе использованы построенные в ИГНГ СО РАН структурная карта по основанию баженовской свиты, тектоническая карта юрского структурного яруса осадочного чехла северной части Западно-Сибирской плиты, и карты катагенетической преобразован-ности юрских отложений.

Картографические работы выполнены с помощью пакета Surfer и специализированного программного обеспечения, разработанного в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИГНГ СО РАН, с применением компьютерных технологий картопо-строения, основанных на комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

данных, составленные группой сотрудников ИГНГ СО РАН под руководством Г.Г. Шемина, уточненные и дополненные автором. При построении структурных карт кровли верхнеюрских отложений и кровли тюменской свиты использована информация по 450 скважинам, кровли среднетюмен-ской подсвиты - по 80, кровли и подошвы нижнетюменской подсвиты - по 50, подошвы юрских отложений - по 45 скважинам.

Изучение и оценка качества флюидоупора проводились путем анализа влияния толщины и литологического состава на его экранирующую способность с привлечением статистических методов и данных по результатам испытаний залегающих непосредственно под рассматриваемым экраном песчаных горизонтов Ю2-Ю2° в 166 скважинах. Качественная оценка проницаемого комплекса резервуара выполнена на основе типизации разрезов 58 скважин, охарактеризованных диаграммами стандартного и радиоактивного каротажа, с применением кластерного анализа.

При проведении регионального прогноза крупных зон распространения и отсутствия коллекторов в проницаемом комплексе батского резервуара автором с помощью метода условных вероятностей и привлечением плоскостных трендов проанализирована связь между тектоническим строением территории и результатами испытаний скважин. Для этого использовались данные по результатам испытаний отложений батского резервуара в 176 скважинах. Вся территория исследования была разбита на ряд структурных обстановок, в разной степени охарактеризованных бурением. В результате анализа частот встречаемости флюидопроявлений удалось классифицировать структурные обстановки по перспективности на получение притоков флюидов. Однако такой подход не позволил выполнить прогнозные построения на всей территории исследования из-за разной степени изученности ее бурением, а также из-за сложного взаимодействия факторов, контролирующих развитие зон коллекторов. Поэтому при проведении регионального прогноза крупных зон распространения и отсутствия коллекторов на моноклиналях была опробована специальная методика, основанная на алгоритме градиентной схемы обучения распознаванию образов, разработанная В.О. Красавчиковым (ИГНГ СО РАН). Применение этой методики дало возможность найти критерии, контролирующие наличие или отсутствие зон проницаемых пород и конфигурацию их границ на моноклиналях, и построить соответствующую карту.

Оценка качества батского резервуара осуществлялась на основании анализа морфологии резервуара и выделения крупных участков, перспективных для заполнения флюидами и обладающих большими потенциальными площадями нефтегазосбора; наличия зон развития коллекторов; учета качества флюидоупора и проницаемого комплекса; проявления региональной дизъюнктивной тектоники.

Оценка перспектив нефтегазоносности проводилась путем анализа совокупности данных по нефтегазоносности проницаемого комплекса бат-ского резервуара и картографических материалов, отражающих литолого-фациальные, тектонические, геохимические критерии нефтегазоносности и результаты компьютерного моделирования направлений возможной миграции углеводородных флюидов (Красавчиков, 2000).

Защищаемыенаучныеположения инаучныерезультаты.

1. Построена региональная геолого-математическая модель батского резервуара Надым-Тазовского междуречья. В разрезе резервуара выделены и прослежены по территории исследования его составные части: флюидо-упор и проницаемый комплекс. В разрезе проницаемого комплекса выделены и прослежены три циклически построенные пачки с прогрессивной направленностью изменения гранулометрического состава, с которыми связаны региональные песчано-алевролитовые пласты

2. Установлена связь между толщиной флюидоупора и его экранирующей способностью, определены значения характеристик, при которых во флюидоупоре возможно развитие литологических окон: флюидоупор бат-ского резервуара в пределах Надым-Тазовского междуречья слагают практически только непроницаемые и слабопроницаемые породы; относительно повышенная толщина флюидоупора является существенным фактором для экранирования углеводородов в залежах.

3. Установлена связь крупных зон развития коллекторов в проницаемом комплексе батского резервуара с определенными тектоническими элементами на территории Надым-Тазовского междуречья: наиболее перспективные на наличие коллекторов зоны развиты на не осложненных более мелкими структурами куполовидных поднятиях и валах в пределах сводов и мегавалов; перспективные зоны охватывают локальные поднятия, осложняющие куполовидные поднятия и валы на положительных структурах I порядка; зоны средних перспектив охватывают не осложненные более мелкими структурами части положительных структур I порядка; к зонам пониженных перспектив отнесены территории моноклиналей, осложненных более мелкими положительными и отрицательными структурами; малоперспективные на наличие коллекторов зоны расположены в пределах отрицательных структур I порядка, не осложненных более мелкими структурами.

4. На основе анализа литолого-фациальных, структурно-тектонических и геохимических предпосылок нефтегазоносности проведена оценка перспектив нефтегазоносности батского резервуара с выделением 21 перспективной зоны; в каждой перспективной зоне обоснованы прогнозируемые типы ловушек и залежей (структурные, структурно-литологические, структурно-тектонические; пластовые сводовые, литологически или тектониче-

ски экранированные нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газовые, неф-теконденсатные).

Новизна научньхрезультатов. Личный вклад.

1. С привлечением всего имеющегося каротажного материала детализирована структура кровли флюидоупора батского резервуара, а также кровли и подошвы его проницаемого комплекса в северо-западной и юго-западной частях территории исследования и построены соответствующие структурные карты.

2. С использованием многомерного статистического анализа установлены регрессионные зависимости между суммарной толщиной песчаников резервуара и минимальным набором максимально информативных (при настоящей степени изученности) признаков для западной и восточной частей Надым-Тазовского междуречья. С помощью оригинальных компьютерных технологий, разработанных в ИГНГ СО РАН, построена единая прогнозная карта суммарной толщины песчаников батского резервуара для всей территории исследования.

3.Для территории Надым-Тазовского междуречья установлены минимальные значения характеристик, позволяющих прогнозировать зоны развития литологических окон в келловейском флюидоупоре. В качестве характеристик, влияющих на качество покрышки, выступают: общая толщина экрана, суммарная толщина аргиллитов, суммарная толщина аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами и доля песчано-алевролитовых пород. С учетом установленных регрессионных зависимостей между толщиной флюидоупора и суммарной толщиной аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами построены прогнозные карты толщин непроницаемых и слабопроницаемых пород, а также карта содержания потенциально проницаемых пород в разрезе флюидоупора.

4. С применением специальной методики, основанной на алгоритме градиентной схемы обучения распознаванию образов, и набора из двенадцати карт (карты изопахит и отклонений реперных поверхностей от их региональных трендов) впервые проведено выделение на моноклиналях крупных зон наличия или отсутствия коллекторов. Построена соответствующая прогнозная карта.

5. При исследовании коллекторов батского резервуара выявлены диагностические признаки развития проницаемых пород: зоны развития коллекторов связаны с высокими и умеренными градиентами отметок кровли проницаемого комплекса; коллекторы в зонах отрицательных отклонений от поверхности регионального тренда подошвы резервуара нефтегазоносны.

6. Используя результаты моделирования направлений возможной миграции углеводородных флюидов и структурную карту по кровле прони-

цаемого комплекса батского резервуара, автор выделил 21 крупную зону потенциальной аккумуляции углеводородов. В результате анализа возможности заполнения потенциальных ловушек каждой зоны на территории На-дым-Тазовского междуречья проведен прогноз нефтегазоносности батского резервуара. Выделено около 30 перспективных объектов с обоснованием типов ловушек и преобладающего типа флюида в залежах.

Теоретическая и практическая значимость результатов. В итоге выполненных исследований уточнено геологическое строение среднеюр-ских отложений Надым-Тазовского междуречья, построена региональная геолого-математическая модель батского резервуара. Графическим выражением модели стали корреляционные схемы по шести профилям, три структурные карты (по кровле флюидоупора, кровле и подошве проницаемого комплекса), шесть карт толщин (флюидоупора, проницаемого ком-. плекса, всего резервуара, песчаников проницаемого комплекса, аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами флюидоупора), две схемы площадного распространения типов разреза проницаемого комплекса, карта коэффициентов песчанистости проницаемого комплекса и карта содержания потенциально проницаемых пород во флюидоупоре, карта прогноза качества флюидоупора, карта прогноза крупных зон коллекторов, карта прогноза качества резервуара и карта перспектив нефтегазоносности. Эта модель служит основой для разработки более детальных моделей в пределах отдельных тектонических элементов или отдельных месторождений с целью поиска ловушек или уточнения строения и выработки оптимальных схем разработки. Установленные пространственные закономерности развития коллекторов и изменения качества флюидоупора способствуют более эффективному проведению поисково--разведочных работ на территории Надым-Тазовского междуречья. Предложенные в работе прогнозные критерии наличия коллекторов и их насыщения, а также наличия лито-логических окон во флюидоупоре необходимо использовать при поисках и разведке месторождений углеводородов. Результаты работы могут быть использованы для более детальной оценки ресурсов углеводородного сырья районов со сходным геологическим строением. Материалы диссертационной работы вошли в научно-исследовательские отчеты ИГНГ СО РАН, выполненные по заказам администрации Ямало-Ненецкого автономного округа и недропользователей.

на региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (18-23 сентября 2000 г., г. Томск) и на научной конференции «Проблемы геологии нефти и газа Сибири» (5-6 ноября 2001 г.,

г. Новосибирск). По теме диссертации автором опубликовано девять работ, из них три работы в рецензируемых изданиях.

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 347 страницах, включая 56 рисунков, 31 таблицу и список использованной литературы из 277 наименований, состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа выполнена в Лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем Института геологии нефти и газа СО РАН под руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАН

A.Э. Конторовича и кандидата физико-математических наук

B.О. Красавчикова, которым автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, замечания и постоянное внимание.

Автор искренне признателен докторам геолого-минералогических наук А.К. Башарину, ТТ. Шемину, Б.Н. Шурыгину и кандидатам геолого-минералогических наук СЮ. Беляеву, Л. Г. Вакуленко, П. А. Яну за обсуждение и полезные рекомендации. В работе над созданием электронных версий карт неоценимую помощь автору оказали специалисты ИГНГ СО РАН:

д.г.-м.н. Г.Ф. Букреева, к.г.-м.н. П.С.Лапин, Д.В.Косяков и другие. Всем им автор искренне благодарен.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Геологическая изученность юрских отложений На-дым-Тазовского междуречья» даны современные представления о геологии и нефтегазоносное™ средней юры северных нефтегазоносных областей Западной Сибири. Изучением этих вопросов занимались й внесли крупный вклад многие исследователи Г.К. Боярских, B.C. Бочкарев, Ю.В. Брадучан, А.М. Брехунцов, И.С. Грамберг, Л.Ш. Гришгорн, Ф.Г.Гурари, М.С.Гуре-вич, О.Г. Жеро, М.С. Зонн, В.П. Казаринов, Ю.Н. Карогодин, Г.Н. Карцева, А.Э. Конторович, Н.Х. Кулахметов, Д.П. Куликов, И.Л. Левинзон, В.Д. На-ливкин, И.И. Нестеров, В.Т. Подшебякин, Л.И. Ровнин, Л.В.Ровнина, З.З.Ронкина, Н.Н. Ростовцев, А.В.Рыльков, МЛ. Рудкевич, В Л. Сакс, ФК. Салманов, Г.П. Сверчков, В.Г. Смирнов, А.П. Соколовский, Б.П. Ста-вицкий, B.C.Старосельцев, В.С.Сурков, Е.А.Тепляков, А.А.Трофимук, П.А. Трушков, Л.Я. Трушкова, И.Н. Ушатинский, СИ. Филина, А.С. Фоми-чев, Э.Э. Фотиади, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, Ю.Г. Эрвье, Г.С. Ясович, СЮ.Беляев, Л.М.Бурштейн, В.И.Горбачев, В.П.Девятое, Н.П.Дещеня, А.Е. Еханин, В.И. Ильина, А.М. Казаков, В.К. Комиссаренко, В.А. Конто-рович, А.Р. Курчиков, В.И. Кислухин, В.О. Красавчиков, СВ.Меледина, К.И. Микуленко, СА. Моисеев, О.М. Мкртчян, А.Г. Мухер, Г.П. Мяснико-

ва, А.А. Нежданов, А.Ю. Нехаев, Б Л. Никитенко, В.В. Огибенин, Л.В. Си-фотенко, В.А Скоробогатов, 1ЬБ. Смирнов, А.Н. Фомин, Г.Г. Шемин, Б.Н. Шурыгин и др.

Изучаемая территория практически полностью охватывает Надым-Пурскую нефтегазоносную область (НТО), западную часть Пур-Тазовской и северную часть Среднеобской НТО. Исследуемые среднеюрские отложения регионально нефтегазоносны и слагают батский и аален-байосский региональные резервуары. Они значительно меньше изучены бурением, чем вышезалегающие образования, особенно это касается аален-байосского резервуара. Проведенными нефтепоисковыми работами в среднеюрских отложениях выявлено 35 залежей углеводородов: 5 (14%) газовых, 2 (6%) газонефтяных и 28 (80%) нефтяных. Подавляющее большинство их (32 залежи) обнаружены в образованиях батского и только 3 залежи - в образованиях аален-байосского региональных резервуаров. Существенно большая часть (97%) суммарных извлекаемых ресурсов углеводородов по категориям С3+Д1 на подготовленных объектах нефтепоисковых работ прогнозируется в батском резервуаре.

Во второй главе «Литолого-стратиграфическая модель среднеюр-ских отложений» изложены методические приемы, использованные при расчленении и корреляции среднеюрских отложений исследуемой территории по шести профилям, и принятый вариант индексации песчаных пластов. Рассмотрена стратиграфия юрских отложений, более детально описаны результаты корреляции среднеюрских отложений по профилям. С учетом циклического строения юрской толщи (Карогодин, 1974; Мельников, Шемин, 1985; Нежданов и др., 1990) проведена привязка границ батского регионального резервуара, выделенного ранее (Конторович, Шемин, Фомин, 1998ф), к стратиграфическим или корреляционным границам в разрезе отложений средней юры. Описан стратиграфический объем батского резервуара и его составных частей - проницаемого комплекса и флюидоупора.

Район исследования расположен преимущественно на территории Обь-Тазовской фациальной области и охватывает восточную часть Надымского, Уренгойский, западную часть Часельского и северную часть Варьеганского фациальных районов. Среднеюрские отложения здесь слагают тюменскую свиту. Согласно региональной стратиграфической схеме, в юрских отложениях Надым-Тазовского междуречья выделены и прослежены по профилям береговая, ягельная, черничная, тогурская, новогодняя (последние три свиты являются аналогами котухтинской (Решения..., 1991)), тюменская, ва-сюганская, георгиевская, баженовская свиты и их возрастные аналоги.

Исследуемые среднеюрские отложения тюменской свиты были расчленены на одиннадцать пачек циклического строения. В основании пачек обычно залегают пласты песчаников, вверх по разрезу постепенно заме-

щающиеся алевролитами, глинистыми алевролитами и аргиллитами. Толщина этих циклических пачек изменяется от 20 до 60 м. Границы между ними обычно резкие и четко отражаются на диаграммах радиоактивного и стандартного каротажа. Залегающие в основании пачек регионально развитые песчаные пласты по принятому в настоящей работе варианту индексируются соответственно как

Согласно схеме литолого-фациального районирования келловей-верхнеюрских отложений, территория исследования находится в пределах Пур-Иртышского и Тазо-Хетского фациальных районов, которые входят в состав Обь-Ленской фациальной области. На территории Надым-Тазовского междуречья зафиксированы разрезы трех типов келловей-верхнеюрских отложений.

Разрезы первого типа развиты в западной и северной частях исследуемой территории. Для них характерен преимущественно глинистый состав отложений (баженовская и абалакская свиты). Разрезы второго типа характерны для центральных и южных частей междуречья. Здесь верхняя юра представлена баженовской, георгиевской и васюганской свитами и характеризуется присутствием среди глинистых образований песчаных пластов горизонта Ю1 васюганской свиты. Еще восточнее, в Тазо-Хетском фаци-альном районе, развиты разрезы переходного типа. По составу они сходны с разрезами второго типа, отличаясь от них большими толщинами и меньшим содержанием углеродистых отложений в верхах верхней юры. В работе переходные разрезы в отдельный тип не выделяются и рассматриваются совместно со вторым. Разрезы третьего типа, развитые на востоке Тазо-Хетского фациального района, отличаются от вышеописанных увеличением толщин образований верхней юры до 500-600 м и существенным опес-чаниванием разреза, особенно в средней части (сиговская свита). Здесь обособляются в келловее и верхней юре точинская, сиговская и частично яновстанская свита.

Описанное в работе ритмичное чередование существенно песчаных и перекрывающих их существенно глинистых толщ позволяет подразделять рассматриваемый интервал на региональные проницаемые и экранирующие уровни разной степени крупности - региональные резервуары: оксфордский, батский, аален-байосский, тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский (Конторович, Шемин, Фомин, 1998ф). Названия резервуаров соответствуют ярусам общей стратиграфической шкалы, в рамках которых выделены их проницаемые комплексы.

Батский региональный резервуар представлен отложениями верхней части средней юры (верхи байосского, батский и частично келловейский ярусы; малышевский горизонт и нижневасюганский подгоризонт). Он сложен верхнетюменской и нижневасюганской подсвитами (и их возрастными

аналогами), повсеместно распространенными на территории района. Толщина резервуара изменяется по профилям от 155 до 350 м. Наибольшие значения толщин прогнозируются в центральной, северной и северовосточной частях рассматриваемой территории (до 400 м). В наиболее прогнутых частях отрицательных структур ее значения максимальны (свыше 300 м), а в сводовых частях положительных структур - минимальны (менее 200 м). Кровля проницаемого комплекса в Надым-Тазовском междуречье представляет собой погружающуюся в северном направлении поверхность с приподнятыми относительно центральной части бортами, причем восточный борт приподнят в большей степени, нежели западный.

Проницаемый комплекс резервуара состоит из циклически построенных пачек йп9, йпЮ и йпП, слагающих верхнетюменскую подсвиту. Кроме аргиллитов и алевролитов, составляющих основной объем пачек, в их состав входят регионально выдержанные песчаные пласты, индексируемые соответственно как Ю4, Юз и Юг- К проницаемому комплексу батского резервуара отнесен также базальный пласт нижневасюганской подсвиты Юг° Критериями для выделения проницаемого комплекса батского резервуара является его залегание на существенно глинистых отложениях среднетю-- менской подсвиты и под глинистыми отложениями нижневасюганской (или абалакской и точинской свит). Толщина проницаемого комплекса изменяется по профилям от 115-140 до 220-290 м.

Флюидоупор резервуара сложен глинистой нижневасюганской подсви-той (верхи верхнего бата-низы нижнего Оксфорда) и точинской свитой (верхи верхнего бата-низы верхнего келловея) в объеме нижневасюганско-го подгоризонта. В западной и частично северной части района исследования флюидоупор сложен глинистой абалакской и баженовской свитами, выделяемыми в объеме васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов (верхи верхнего бата-келловей-оксфорд-кимеридж-волга-низы бер-риаса). Нижневасюганская подсвита и ее аналоги, а также абалакская и ба-женовская свита на западе территории хорошо опознаются на каротажных диаграммах, поэтому проблем с выделением флюидоупора батского резервуара не возникает. Толщина его изменяется по профилям от 20-40 до 120 м.

Третья глава «Строение батского резервуара и оценка его нефтегазо-носности» посвящена изучению геологического строения батского регионального резервуара в связи с его нефтегазоносностью. Рассмотрены вопросы компьютерного моделирования резервуаров и их составных частей, а также методика оценки качества резервуаров и их составных частей. Описан структурный план, литологический состав, распределение толщин флюидоупора и проницаемого комплекса; приведено распределение крупных зон пород-коллекторов, качественно охарактеризованы их емкостно-

фильтрационные свойства; дана оценка качества флюидоупора, проницаемого комплекса резервуара и всего резервуара как единой нефтегазоносной системы.

Разрез резервуара сложен упорядоченным чередованием пластов песчаников и алевролитово-глинистых пород с преобладанием последних. Фаци-альный состав отложений резервуара очень разнообразен - от континентальных (аллювиальных равнин) до типично морских. Снизу вверх по разрезу нарастает мористость отложений. Верхняя часть резервуара (отложения нижневасюганского подгоризонта) представлена образованиями мелководной (внутренней) части шельфа.

Цитологический состав всего резервуара в целом, а также составляющих его циклических пачек изменяется по площади района. Содержание песчаников в его разрезе на территории Надым-Тазовского междуречья изменяется от 12 до 62% (в среднем около 37%).

Литологически флюидоупор представлен глинами аргиллитоподобны-ми, часто тонкоотмученными, сформировавшимися в относительно глубоководной части шельфа. Глины в различной степени алевритистые, тонкочешуйчатые, слабо пиритизированные. В разрезе флюидоупора иногда присутствуют прослои песчаников толщиной от долей до 2-3 м. Они преимущественно мелкозернистые, в различной степени алевритистые и глинистые, как правило, плохо сортированные. Содержание песчаников в разрезе флюидоупора различно и изменяется от нуля до 17%. По прогнозным построениям толщина флюидоупора в пределах междуречья изменяется от 10 до 180 м.

Качество флюидоупора оценивалось по набору признаков (общая толщина флюидоупора, суммарная толщина аргиллитов, суммарная толщина слабопроницаемых пород - аргиллитов и глинистых алевролитов, содержание потенциально проницаемых пород - песчаников и алевролитов) на основании статистических данных по испытаниям залегающих непосредственно под покрышкой песчаных пластов

Установленные по значениям в точках скважин регрессионные зависимости между общей толщиной флюидоупора и толщинами аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами в его составе свидетельствуют о том, что в пределах Надым-Тазовского междуречья флюидоупор сложен практически только глинистыми породами. Песчаники и алевролиты в его составе играют подчиненную роль и могут представлять интерес в качестве факторов, ухудшающих экранирующую способность покрышки только в зонах с минимальными толщинами как самого флюидоупора, так и слагающих его,, глинистых пород. Для подавляющего большинства скважин содержание потенциально проницаемых пород во флюидоупоре не превышает 30%. По прогнозным построениям, практически на половине

территории междуречья флюидоупор в своем составе потенциально пронимаемых пород не имеет, или их содержание не превышает 10%.

Сопоставление данных по толщине покрышки и испытаниям подстилающих пластов Ю2-Ю20 позволило сделать вывод, что толщина флюидо-упора над продуктивными отложениями в среднем выше (55,5±12 м), чем над непродуктивными (36,4±4,7 м). В пределах развития разреза верхнеюрских отложений I типа (абалакская и баженовская свиты) притоки с углеводородами встречаются несколько чаще, чем в пределах развития разрезов П типа (васюганская, георгиевская и баженовская свиты), и почти в 2 раза чаще, чем в пределах развития разрезов III типа (точинская, сиговская и яновстанская свиты).

Для рассматриваемой территории установлены граничные значения общей толщины флюидоупора (17 м), суммарной толщины аргиллитов (5 м), суммарной толщины слабопроницаемых пород (12 м) и содержания потенциально проницаемых пород (менее 30%), характеризующих удовлетворительное для экранирования залежей качество флюидоупора. По использованным параметрам построена прогнозная карта, на которой выделены земли с различным качеством флюидоупора от весьма высокого до низкого (прогнозируемые литологические окна).

Проницаемый комплекс резервуара сложен циклическим чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинисто-углистых пород. В его строении выделяются циклиты разного порядка - от элементарных (на уровне слойков) до крупных, включающих песчаные пласты и пачки алевритово-глинистых пород, имеющих региональное распространение. Песчаники пластов представлены серыми, светло-серыми, тонкослоистыми и массивными, преимущественно мелкозернистыми разностями. Толщина проницаемого комплекса в пределах всего междуречья изменяется по прогнозным построениям от 100 до 320 м. Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса изменяется от 16 до 86 м, обычно она составляет 30-50 м. Наибольшие ее значения (свыше 60 м) отмечаются в основном в двух обширных полосовидных зонах северо-восточной ориентировки (в центральной части и на востоке Надым-Тазовского междуречья).

Качество проницаемого комплекса оценивалось с использованием параметров, характеризующих: а) опесчаненность и коэффициент расчлененности проницаемого комплекса песчаниками; б) литологический состав и коэффициент расчлененности (далее - расчлененность) проницаемого комплекса всеми типами пород. В результате проведенных исследований с использованием кластерного анализа удалось выделить два типа разрезов -более расчлененный, более глинистый и менее опесчаненный первый (ухудшенный) и менее расчлененный, менее глинистый и более опесчанен-ный - второй (улучшенный).

В палеоструктурном плане менее расчлененные, менее глинистые и более опесчаненные разрезы в основном развиты в пределах наиболее приподнятых участков. Более расчлененные, более глинистые и менее опесчаненные разрезы, как правило, приурочены к депоцентрам, связанным с понижениями в палеорельефе.

По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы I и П типов разреза практически не отличаются. Средняя пористость пластов резервуара различается между типами примерно на 1%, проницаемость в обоих типах можно отнести к весьма низкой. Согласно классификации поровых коллекторов А.А.Ханина (1969), коллекторы рассматриваемых пластов можно отнести к IV-VI классам с преобладанием V и VI класса. Как показал анализ данных по испытаниям скважин, первый тип разреза является наиболее перспективным в отношении нефтегазоносности. Этот факт можно предположительно связать с наличием порово-трещинных коллекторов на территории развития ухудшенного типа. Вероятно, в пределах зон развития улучшенного типа разреза возможно преобладание поровых коллекторов, в связи с чем здесь наблюдается относительное улучшение фильтрационно-емкостных свойств проницаемых пород благодаря применяемой методике лабораторных исследований, ориентированной в первую очередь на выявление поровых коллекторов. Вероятно, в зонах развития улучшенных разрезов с коллекторами порового типа именно с этим типом разреза следует связывать основные перспективы.

Оценка влияния современного структурного плана, тектонического строения района исследования и дизъюнктивных нарушений на перспективы нефтегазоносности батского резервуара в первую очередь учитывалась при прогнозе крупных зон наличия или отсутствия пород-коллекторов. При этом установлено, что размещение крупных зон пород-коллекторов в проницаемом комплексе батского регионального резервуара напрямую связано со структурным планом Надым-Тазовского междуречья, в частности, с положительными структурами I порядка. Вся территория исследования была разбита на 18 структурных обстановок, из них только пять в достаточной степени изучены бурением. В результате анализа частот встречаемости флюидопроявлений только четыре структурные обстановки были классифицированы по перспективности на наличие коллекторов. В связи с этим для моноклиналей была опробована специальная методика, основанная на алгоритме градиентной схемы обучения распознаванию образов. В материал обучения вошли 46 скважин, каждая из которых была охарактеризована набором из 12 признаков. Эта методика позволила выделить критерии, по которым можно установить наличие или отсутствие зон проницаемых пород и конфигурацию их границ на моноклиналях. В частности выявлено, что западные моноклинали характеризуются крупными зонами отсутствия

коллекторов, а восточные - их наличия. Для Новопортовской, Тазовской, Сидоровско-Сузунской, Хадырьяхинской и Верхнетолькинской моноклиналей региональным фактором, контролирующим наличие зон коллекторов, являются повышенные толщины юрских отложений и проницаемого комплекса резервуара. Для Северо-Сургутской моноклинали таким региональным фактором являются, наоборот, пониженные толщины всех геологических тел, что, вероятно, связано как с различной историей тектонического развития этих частей региона, так и с историей осадконакопления.

Проведенные исследования позволили сделать вывод о том, что наиболее перспективные на наличие коллекторов зоны развиты на не осложненных более мелкими структурами куполовидных поднятиях и валах, расположенных на сводах и мегавалах. Перспективные на наличие коллекторов зоны охватывают локальные поднятия, осложняющие куполовидные поднятия и валы на структурах I порядка. Зоны средних перспектив охватывают не осложненные другими структурами части положительных структур I порядка. К зонам пониженных перспектив отнесены территории моноклиналей, осложненных более мелкими положительными и отрицательными структурами. Малоперспективные на наличие коллекторов зоны расположены в пределах не осложненных более мелкими структурами частей ме-гавпадин.

Три выделенные категории прогнозных зон коллекторов связаны с градиентами кровли проницаемого комплекса резервуара, что позволяет использовать этот признак при региональном прогнозе коллекторов. Для наиболее перспективных зон характерны высокие значения градиентов, для перспективных - умеренные, а для малоперспективных - низкие. Зоны коллекторов связаны также с отклонениями от поверхности регионального тренда подошвы проницаемого комплекса батского резервуара. В зоне отрицательных отклонений, судя по анализу результатов испытаний скважин, коллекторы в гораздо большей степени насыщены углеводородами, чем в зоне положительных отклонений.

Анализ частоты встречаемости углеводородов в притоках при испытании скважин позволяет предположить различие фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в двух выделенных перспективных зонах. На куполовидных поднятиях и валах, осложняющих положительные структуры I порядка, углеводороды в притоках встречаются почти в 2 раза чаще по сравнению с локальными поднятиями, осложняющими куполовидные поднятия и валы на структурах I порядка. Вероятно, этот факт можно интерпретировать как свидетельство в пользу менее благоприятных фильтраци-онно-емкостных свойств для углеводородного насыщения коллекторов, развитых в обстановках максимального осложнения положительных структур I порядка.

Комплексный учет всей полученной информации о пликативной и дизъюнктивной тектонике, качестве флюидоупора, закономерностях развития зон коллекторов в проницаемом комплексе, а также результатов моделирования направлений возможной миграции углеводородов позволил провести анализ крупных зон потенциальной аккумуляции флюидов и оценить качество батского резервуара в целом. Под качеством резервуара в работе понимается его потенциальная способность аккумулировать и сохранять в зонах аккумуляции углеводороды. В результате проведенного анализа крупных зон потенциальной аккумуляции углеводородов выделены земли различных перспектив (различного качества) батского регионального резервуара на заполнение потенциальных ловушек углеводородными флюидами.

Четвертая глава «Перспективы нефтегазоносности батского .резервуара» посвящена рассмотрению методических вопросов качественной оценки перспектив нефтегазоносности и результатам прогноза нефтегазо-носности батского регионального резервуара. Рассмотрена роль литологи-ческих, тектонических и геохимических предпосылок нефтегазоносности. Новейшие данные по катагенетической преобразованности органического и терригенного материала (Конторович, Шемин, Фомин, 1998ф) свидетельствуют о том, что в настоящее время батский региональный резервуар на всей территории Надым-Тазовского междуречья по геохимическим критериям является перспективным в отношении нефтегазоносности и сохранности залежей. Согласно дифференциации земель по этим критериям с юга на север, должен изменяться только фазовый состав углеводородов в залежах. На основании районирования по качеству резервуара с учетом дифференциации территории по геохимическим критериям проведено районирование Надым-Тазовского междуречья по перспективам нефтегазоносности батского регионального резервуара. Оценка перспектив проводилась в пределах крупных зон потенциальной аккумуляции углеводородных флюидов, связанных в основном с положительными структурами I порядка и моноклиналями, с учетом данных по нефтегазоносности и качества батского резервуара. При таком подходе анализируется каждая ловушка в пределах единой зоны нефтегазонакопления, генетически связанной с конкретным структурным элементом.

Благодаря анализу перспектив нефтегазоносности выделена 21 перспективная зона. В каждой зоне обоснованы прогнозируемые типы ловушек и залежей. Выделенные зоны сгруппированы по трем прогнозируемым параметрам: преобладающий тип флюида в залежах (нефтеносные, преимущественно нефтеносные и газонефтеносные), преимущественный тип ловушек (структурные и структурно-литологические) и степень перспектив (высокоперспективные, перспективные, среднеперспективные и низкопер-

спективные). Согласно прогнозным построениям, высокоперспективные зоны (Песцовая, Нижнепурская, Танловская, Северная, Етыпуровская, Вынгапуровская) охватывают восточную часть Надым-Пурской НТО, на северо-западе и юго-востоке к ним примыкают перспективные зоны (Медвежья, Тагринская), а по периферии развиты зоны средних (Новопортов-ская, Северо-Сургутская) и в разной степени низких перспектив. В Пур-Тазовской НТО развиты в основном перспективные (Харампурская, Верх-нетолькинская, Часельская, Толькинская, Красноселькупская) и среднепер-спективные (Хадырьяхинская, Сидоровско-Сузунская, Тазовская, Верхне-аганская). На территории исследования выделено порядка 30 перспективных объектов и около 80 потенциально перспективных.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе комплексного анализа представительных геолого-геофизических материалов определена зависимость нефтегазоносности от главных особенностей геологического строения батского регионального резервуара в пределах обширной территории Надым-Тазовского междуречья. Использование литологического и биостратиграфического методов, привлечение всего имеющегося каротажного материала по юго- и северозападной частям территории исследования, применение математических методов и современных компьютерных технологий позволило создать региональную геолого-математическую модель, в которой взаимоувязана информация о структуре, вещественном наполнении, преобразованности органического вещества и нефтегазоносности батского резервуара средней юры.

Применение математических методов при геологических исследованиях позволяет более объективно интерпретировать установленные факты и зависимости. Предлагаемый путь решения задачи, поставленной в диссертационной работе, предполагает традиционный подход к оценке перспектив нефтегазоносности по совокупности факторов. Вместе с тем преимущество проведенных исследований заключается, во-первых, в использовании логико-математического и многомерного регрессионного анализа, что дает возможность устанавливать закономерности строения и площадного распространения составных частей батского резервуара на минимальном наборе максимально информативных геологических признаков. Во-вторых, следует отметить, что использованный подход пригоден для исследования и других районов со сходным геологическим строением. В-третьих, региональная модель является основой для разработки более детальных моделей в пределах отдельных тектонических элементов или отдельных месторождений с целью поиска ловушек или уточнения строения и выработки оптимальных схем разработки.

Выявленные пространственные закономерности размещения песчано-алевритовых пород-коллекторов и изменения качества флюидоупора позволяют повысить обоснование выбора объектов для постановки сейсмо-разведочных работ и эффективности заложения новых поисково-разведочных скважин. Установленные в работе прогнозные критерии (наличие литологических окон во флюидоупоре, крупных зон коллекторов и характер их насыщения) нужно использовать при поисках и разведке месторождений и залежей углеводородов. Результаты работы могут послужить основой для более детальной оценки ресурсов углеводородного сырья исследуемого района.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1.Карташов А.А. Закономерности строения горизонта Ю2 и его нефтегазоносность в центральной части Ноябрьского ИГР // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: Материалы научной конференции, посвященной 120-летаю основания Томского государственного университета, 1-4 апреля 1998г., г.Томск: т. 2. Геология нефти и газа -Томск: Том.гос.ун-т, 1998. - С. 71-73.

2. Шемин ГТ., Балашов В.В., Карта шов АЛ., Левчук М.А., Нехаев А.Ю., Санин ВЛ. Детальная корреляция юрских нефтегазоносных отложений северных и арктических районов Западно-Сибирской НГП. // Актуальные

вопросы геологии и географии Сибири: Материалы научной конференции, посвященной 120-летию основания Томского государственного университета, 1-4 апреля 1998г., г.Томск: т. 2. Геология нефти и газа -Томск: Том.гос.ун-т, 1998. - С. 180-181.

3. Карта шов А.А. Особенности геологического строения верхнемалышевс-кого резервуара на северном погружении Сургутского свода // Геология и геофизика.- 1999. - Т. 40. -№ 2. - С. 201-212.

4. Карташов А.А., Ян П.А. Строение, литология и нефтегазоносность бат-келловейского резервуара северной части Широтного Приобья (Западная Сибирь) // XV Губкинские чтения: Тез. докл. - М., 1999. - С. 75.

5. Карташов А.А. Крупные зоны развития пород-коллекторов батского резервуара Надым-Тазовского междуречья // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России: Том 1.-Томск, 2000.-С. 198-201.

6. Карташов A.A. Флюидоупор резервуара песчаников Ю2 и Юг° на территории Надым-Тазовского междуречья // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001. - № 10. - С. 5 7-62.

7. Карташов А.А., Ян П.А. Бат-келловейский резервуар северной части Широтного Приобья (Западная Сибирь) и перспективы его нефтегазонос-ности // Проблемы геологии континентов и океанов: Докл. рос. ученых участников 31-го МГК (школа-семинар на НИС "Академик Иоффе", июль-авг. 2000г.)/Рос. акад. наук. Отд-ние геологии, геохимии, геофизики и горных наук (ОГПТН РАН). - Магадан: Кордис, 2001. - С. 246-254.

8. Карташов А.А. О структурной приуроченности крупных зон пород-коллекторов батского резервуара Надым-Тазовского междуречья // Геология и геофизика. - 2002. - Т. 43. - № 6. - С. 549-562.

9. Kartashov A.A. and Yan P.A. Petroleum geology of the Bathonian-Callovian reservoir of the northern part of Latitude Priob (West Siberia) // Abstracts 31th International Geological Congress, Rio de Janeiro, Brazil, 2000.

Технический редактор О.М. Вараксина Подписано к печати 30.072004 г. Формат 60x84/16. Бумага офсет № 1. Гарнитура Тайме. Офсетная печать. Печ.л. 1,2. Тираж 120. Зак.№ 178 Издательство СО РАН, 630090, Новосибирск, Морской пр-т, 2 Филиал «Гео». 630090, Новосибирск, пр-т Ак. Коптюга, 3.

04-15142

РНБ Русский фонд

2005-4 11961

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Карташов, Алексей Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ.

1.1. Стратиграфия и вопросы индексации песчаных пластов.

1.2. Тектоническое строение региона.

1.2.1. Фундамент плитного комплекса и тектоническое районирование домезозойского основания.

1.2.2. Тектоническое районирование осадочного чехла.

Пликативные структуры.

Дизъюнктивные нарушения.

1.3. Флюидоупоры, проницаемые комплексы и способы оценки их свойств.

1.4. Нефтегазоносность среднеюрских отложений.

Глава 2. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СРЕДНЕЮРСКИХ

ОТЛОЖЕНИЙ.

2.1. Методика детального расчленения и корреляции отложений.

2.2. Литолого-стратиграфическая модель.

2.3. Выделение региональных резервуаров нефти и газа средней юры.

2.3.1. Резервуары нефти и газа.

2.3.2. Стратиграфическое положение региональных резервуаров средней юры и их составных частей (флюидоупоры и проницаемые комплексы).

Глава 3. СТРОЕНИЕ БАТСКОГО РЕЗЕРВУАРА И ОЦЕНКА ЕГО

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

3.1. Вопросы компьютерного моделирования резервуаров.

3.1.1. Технология построения структурных карт в изолиниях.

3.1.2. Методика построения карт толщин флюидоупоров и проницаемых комплексов региональных резервуаров.

3.1.3. Способ построения карт направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции.

3.2. Батский региональный резервуар.

3.2.1. Флюидоупор и оценка его качества.

3.2.2. Проницаемый комплекс и оценка его качества.

3.2.3. Строение резервуара песчаников горизонта Ю2-Ю20 (на примере Северо-Сургутской моноклинали и ее окружения).

3.2.4. Структурно-тектонические критерии прогноза крупных зон наличия или отсутствия пород-коллекторов.

3.2.5. Прогноз крупных зон пород-коллекторов на моноклиналях

3.3. Качественная оценка резервуара в целом.

Глава 4. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАТСКОГО РЕЗЕРВУ АР А.

4.1. Методика качественной оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров.

4.2. Геохимические предпосылки нефтегазоносности.

4.3. Перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и нефтегазоносность батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья"

Территория исследования расположена между реками Надым и Таз. Она занимает площадь более 190 тыс. км . В структурно-тектоническом плане территория исследования ограничена Надымской мегавпадиной на западе, Часельским и Толькинским мегавалами на востоке, Большехеттской мегавпадиной на севере. Южная часть территории охватывает Северо-Сургутскую моноклиналь, Вынгапуровский и северную часть Тагринского мегавалов, а также северные части Верхнетолькинской моноклинали и Верхнетолькинского мегавала.

Анализ стратиграфии, тектоники, литологии, процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, построение моделей резервуаров, характеристика их проницаемых комплексов и флюидоупоров, а также оценка перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений приобретают особую актуальность. Они повышают достоверность регионального прогноза нефтегазоносности, способствуя тем самым успешному воспроизводству минерально-сырьевой базы в регионе.

Решение задачи было разделено автором на несколько самостоятельных этапов.

1. Изучение современных представлений о геологическом строении юры Надым-Тазовского междуречья.

2. Формирование методики исследования на основе анализа литературных материалов и опыта ИГНГ СО РАН.

5. Оценка качества флюидоупора и проницаемого комплекса, а также батского резервуара как единой системы.

При изучении среднеюрских отложений использованы следующие материалы: комплекс стандартного и радиоактивного каротажа по 160 поисково-разведочным скважинам; результаты испытаний по 230 скважинам; описание керна и шлифов; палеонтолого-стратиграфическое заключение о геологическом возрасте пород в 58 скважинах, а также фондовые, опубликованные и другие работы. Материал отобран автором в фондах ОАО «Ноябрьскнефтегаз», г. Ноябрьск (1995 г.) и в Ямальском территориальном геологическом фонде, г. Лабытнанги (1999 г.), а также любезно предоставлен сотрудниками Института геологии нефти и газа (г. Новосибирск) М.А.Левчуком, Г.Г.Шеминым. В работе использованы макро- и микропалеонтологические определения, сделанные С.В.Мелединой, Б.Л.Никитенко, Б.Н.Шурыгина, О.С.Дзюба, палинологические - В.И.Ильиной, описания шлифов, выполненные Л.Г.Вакуленко и П.А.Яном, а также результаты расчленения и корреляции разрезов скважин, проведенных Г.Г.Шеминым, А.Л.Бейзелем, А.Ю.Нехаевым, В.А.Топешко.

Строение объекта исследований определялось с помощью методики детального расчленения и корреляции с использованием литологического и биостратиграфического методов. В основу положен вариант расчленения разреза юрских отложений на циклические пачки, индексация пачек и пластов, разработанные Г.Г.Шеминым (Конторович, Шемин, Фомин, 1998ф). Кроме того, в работе использовались утвержденные МСК России региональные стратиграфические схемы нижнесреднеюрских и верхнеюрских отложений (Решения., 1991), а также региональные стратиграфические схемы и схемы фациального районирования с уточнениями, выполненными коллективом авторов ИГНГ СО РАН и СНИИГГиМС (Шурыгин и др., 2000).

Картографические работы выполнены с помощью пакета Surfer и специализированного программного обеспечения, разработанного в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИГНГ СО РАН, с применением компьютерных технологий картопостроения, основанных на комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения.

При картографических построениях (структурные карты и карты толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов, песчаников, аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами) использованы базы данных, составленные группой сотрудников ИГНГ СО РАН под руководством Г.Г. Шемина, уточненные и дополненные автором. При построении структурных карт кровли верхнеюрских отложений и кровли тюменской свиты использована информация по 450 скважинам, кровли среднетюменской подсвиты - по 80, кровли и подошвы нижнетюменской подсвиты - по 50, подошвы юрских отложений - по 45 скважинам.

Изучение и оценка качества флюидоупора проводились путем анализа влияния толщины и литологического состава на его экранирующую способность с привлечением статистических методов и данных по результатам испытаний залегающих непосредственно под рассматриваемым экраном песчаных горизонтов Ю2-Ю20 в 166 скважинах. Качественная оценка проницаемого комплекса резервуара выполнена на основе типизации разрезов 58 скважин, охарактеризованных диаграммами стандартного и радиоактивного каротажа, с применением кластерного анализа.

При проведении регионального прогноза крупных зон распространения и отсутствия коллекторов в проницаемом комплексе батского резервуара автором с помощью метода условных вероятностей и привлечением плоскостных трендов проанализирована связь между тектоническим строением территории и результатами испытаний скважин. Для этого использовались данные по результатам испытаний отложений батского резервуара в 176 скважинах. Вся территория исследования была разбита на ряд структурных обстановок, в разной степени охарактеризованных бурением. В результате анализа частот встречаемости флюидопроявлений удалось классифицировать структурные обстановки по перспективности на получение притоков флюидов. Однако такой подход не позволил выполнить прогнозные построения на всей территории исследования из-за разной степени изученности ее бурением, а также из-за сложного взаимодействия факторов, контролирующих развитие зон коллекторов. Поэтому при проведении регионального прогноза крупных зон распространения и отсутствия коллекторов на моноклиналях была опробована специальная методика, основанная на алгоритме градиентной схемы обучения распознаванию образов, разработанная В.О.Красавчиковым (ИГНГ СО РАН). Применение этой методики дало возможность найти критерии, контролирующие наличие или отсутствие зон проницаемых пород и конфигурацию их границ на моноклиналях, и построить соответствующую карту.

Оценка перспектив нефтегазоносности проводилась путем анализа совокупности данных по нефтегазоносности проницаемого комплекса батского резервуара и картографических материалов, отражающих литолого-фациальные, тектонические, геохимические критерии нефтегазоносности и результаты компьютерного моделирования направлений возможной миграции углеводородных флюидов (Красавчиков, 2000).

Защищаемые научные положения и научные результаты.

1. Построена региональная геолого-математическая модель батского резервуара Надым-Тазовского междуречья. В разрезе резервуара выделены и прослежены по территории исследования его составные части: флюидоупор и проницаемый комплекс. В разрезе проницаемого комплекса выделены и прослежены три циклически построенные пачки с прогрессивной направленностью изменения гранулометрического состава, с которыми связаны региональные песчано-алевролитовые пласты (Ю2-Ю20, Юз и КХО

2. Установлена связь между толщиной флюидоупора и его экранирующей способностью, определены значения характеристик, при которых во флюидоупоре возможно развитие литологических окон: флюидоупор батского резервуара в пределах Надым-Тазовского междуречья слагают практически только непроницаемые и слабопроницаемые породы; относительно повышенная толщина флюидоупора является существенным фактором для экранирования углеводородов в залежах.

Новизна научных результатов. Личный вклад.

3. Для территории Надым-Тазовского междуречья установлены минимальные значения характеристик, позволяющих прогнозировать зоны развития литологических окон в келловейском флюидоупоре. В качестве характеристик, влияющих на качество покрышки, выступают: общая толщина экрана, суммарная толщина аргиллитов, суммарная толщина аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами и доля песчано-алевролитовых пород. С учетом установленных регрессионных зависимостей между толщиной флюидоупора и суммарной толщиной аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами построены прогнозные карты толщин непроницаемых и слабопроницаемых пород, а также карта содержания потенциально проницаемых пород в разрезе флюидоупора.

5. При исследовании коллекторов батского резервуара выявлены диагностические признаки развития проницаемых пород:

- зоны развития коллекторов связаны с высокими и умеренными градиентами отметок кровли проницаемого комплекса;

- коллекторы в зонах отрицательных отклонений от поверхности регионального тренда подошвы резервуара нефтегазоносны.

6. Используя результаты моделирования направлений возможной миграции углеводородных флюидов и структурную карту по кровле проницаемого комплекса батского резервуара, автор выделил 21 крупную зону потенциальной аккумуляции углеводородов. В результате анализа возможности заполнения потенциальных ловушек каждой зоны на территории Надым-Тазовского междуречья проведен прогноз нефтегазоносности батского резервуара. Выделено около 30 перспективных объектов с обоснованием типов ловушек и преобладающего типа флюида в залежах.

Теоретическая и практическая значимость результатов. В итоге выполненных исследований уточнено геологическое строение среднеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья, построена региональная геолого-математическая модель батского резервуара. Графическим выражением модели стали корреляционные схемы по шести профилям, три структурные карты (по кровле флюидоупора, кровле и подошве проницаемого комплекса), шесть карт толщин (флюидоупора, проницаемого комплекса, всего резервуара, песчаников проницаемого комплекса, аргиллитов и аргиллитов совместно с глинистыми алевролитами флюидоупора), две схемы площадного распространения типов разреза проницаемого комплекса, карта коэффициентов песчанистости проницаемого комплекса и карта содержания потенциально проницаемых пород во флюидоупоре, карта прогноза качества флюидоупора, карта прогноза крупных зон коллекторов, карта прогноза качества резервуара и карта перспектив нефтегазоносности. Эта модель служит основой для разработки более детальных моделей в пределах отдельных тектонических элементов или отдельных месторождений с целью поиска ловушек или уточнения строения и выработки оптимальных схем разработки. Установленные пространственные закономерности развития коллекторов и изменения качества флюидоупора способствуют более эффективному проведению поисково-разведочных работ на территории Надым-Тазовского междуречья. Предложенные в работе прогнозные критерии наличия коллекторов и их насыщения, а также наличия литологических окон во флюидоупоре необходимо использовать при поисках и разведке месторождений углеводородов. Результаты работы могут быть использованы для более детальной оценки ресурсов углеводородного сырья районов со сходным геологическим строением. Материалы диссертационной работы вошли в научно-исследовательские отчеты ИГНГ СО РАН, выполненные по заказам администрации Ямало-Ненецкого автономного округа и недропользователей.

Апробация работы и публикации. Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (1-4 апреля 1998 г., г. Томск); на XV Губкинских чтениях (г. Москва, 1999 г.); на конкурсе научных работ Института геологии нефти и газа СО РАН за 1998-1999 гг.; на XXXI сессии Международного Геологического конгресса (6-17 августа 2000 г., Рио-де-Жанейро); на региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (18-23 сентября 2000 г., г. Томск) и на научной конференции «Проблемы геологии нефти и газа Сибири» (5-6 ноября 2001 г., г. Новосибирск). По теме диссертации автором опубликовано девять работ, из них три работы в рецензируемых изданиях.

Работа выполнена в Лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем Института геологии нефти и газа СО РАН под руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАН А.Э.Конторовича и кандидата физико-математических наук В.О.Красавчикова, которым автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, замечания и постоянное внимание.

Автор искренне признателен докторам геолого-минералогических наук А.К.Башарину, Г.Г.Шемину, Б.Н.Шурыгину и кандидатам геолого-минералогических наук С.Ю.Беляеву, Л.Г.Вакуленко, П.А.Яну за обсуждение и полезные рекомендации.

В работе над созданием электронных версий карт неоценимую помощь автору оказали специалисты ИГНГ СО РАН: д.г.-м.н. Г.Ф.Букреева, к.г.-м.н. П.С.Лапин, Д.В.Косяков и другие. Всем им автор искренне благодарен.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Карташов, Алексей Анатольевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе комплексного анализа представительных геолого-геофизических материалов определена зависимость нефтегазоносности от главных особенностей геологического строения батского регионального резервуара в пределах территории Надым-Тазовского междуречья. Использование литологического и биостратиграфического методов, учет данных по стратиграфии и литологии, привлечение всего имеющегося каротажного материала по юго- и северо-западной частям территории исследования, применение математических методов и современных компьютерных технологий позволило создать региональную геолого-математическую модель, в которой взаимоувязана информация о структуре, вещественном наполнении, преобразованности органического вещества и нефтегазоносности батского резервуара средней юры.

Применение статистического анализа для изучения флюидоупора батского резервуара позволило установить связь между толщиной покрышки и ее экранирующей способностью, а также впервые вычислить минимальные значения параметров, позволяющих прогнозировать зоны развития литологических окон.

На базе статистического анализа данных по нефтегазоносности и применения специальной методики, основанной на алгоритме градиентной схемы обучения распознаванию, установлена связь крупных зон наличия пород-коллекторов в проницаемом комплексе батского резервуара с определенными тектоническими элементами на территории Надым-Тазовского междуречья. При помощи этой методики и набора карт по двенадцати признакам впервые проведено выделение на моноклиналях крупных зон, перспективных на наличие коллекторов, и зон отсутствия проницаемых отложений. При исследовании коллекторов батского резервуара выявлены прогнозные признаки развития проницаемых пород, действующие в пределах района исследования. Установлена связь нефтегазоносности коллекторов с зонами отрицательных отклонений от поверхности регионального тренда подошвы резервуара, а также высказано предположение о связи между зонами преимущественного развития порово-трещинных коллекторов и величиной градиентов отметок кровли проницаемого комплекса резервуара.

Основываясь на методике компьютерного моделирования направлений возможной миграции углеводородных флюидов, для территории Надым-Тазовского междуречья впервые выделены крупные зоны потенциальной аккумуляции углеводородов, что позволило в пределах каждой зоны проанализировать возможность заполнения потенциальных ловушек углеводородами, дать прогноз фазового состава углеводородов в прогнозируемых залежах, провести районирование перспектив нефтегазоносности батского резервуара по совокупности тектонических, литологических и геохимических факторов и выделить перспективные объекты с обоснованием типов залежей.

В итоге выполненных исследований уточнено геологическое строение среднеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья, представлена и обоснована региональная геолого-математическая модель выделенного батского резервуара, на основе которой могут быть разработаны более детальные модели для отдельных площадей или месторождений, проведена оценка перспектив нефтегазоносности резервуара. Выявленные пространственные закономерности размещения песчано-алевритовых пород-коллекторов и изменения качества флюидоупора позволяют повысить обоснование выбора объектов для постановки сейсморазведочных работ и эффективности заложения новых поисково-разведочных скважин. Установленные в работе прогнозные критерии (наличие литологических окон во флюидоупоре, наличие крупных зон коллекторов и характер их насыщения) могут быть использованы при поисках и разведке месторождений и залежей углеводородов. Результаты работы могут послужить для более детальной оценки ресурсов углеводородного сырья исследуемого района.

В ходе исследований обозначился круг важных вопросов, решение которых потребуется в дальнейшем. Во-первых, прогнозируемые на региональной стадии изучения зональные литологические окна во флюидоупоре в отдельных случаях позволяют существовать в песчаниках горизонтов Ю2-Ю20 мелким и средним залежам углеводородов, что, по всей видимости, связано с действием локальных факторов, изучению которых необходимо посвятить комплекс палеогеографических и палеоструктурных исследований. Во-вторых, важным представляется вопрос о типе коллекторов в отложениях средней и нижней юры. Судя по многочисленным публикациям последних лет, многие специалисты, как и соискатель, приходят к заключению если не о преобладании, то, по крайней мере, о преимущественном развитии трещинного типа коллекторов в отложениях юры и ачимовской толщи в северных районах Западной Сибири. В основном эти заключения основываются на косвенных данных, поскольку существующие методы изучения трещиноватости требуют значительных капиталовложений (например, метод двух растворов). Существующие на настоящий момент геофизические методы прогноза трещиноватости (например, метод сейсмического локатора бокового обзора) достаточно хорошо решают задачу выделения аномалий в волновом поле, но результаты их геологической интерпретации пока еще не являются однозначными. В-третьих, в связи с относительно широким проявлением в пределах Западной Сибири дизъюнктивной тектоники тщательного исследования требует и изучение роли разломов, поскольку они могут являться как латеральными экранами на путях миграции углеводородов, так и способствовать вертикальным межрезервуарным перетокам по связанным с ними зонам открытой трещиноватости.

В последние 10-15 лет в связи с резким сокращением фонда выявленных и подготовленных положительных структур все большее значение приобретают неструктурные ловушки, в первую очередь - литологические в разных сочетаниях со структурным и тектоническим факторами. Поэтому весьма важным представляется проведение литолого-фациального и палеоструктурного анализа с целью выяснения тектонического и литолого-фациального факторов на формирование резервуаров и ловушек.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Карташов, Алексей Анатольевич, Новосибирск

1. Авдусин П.П., Цветкова М.А. О классификации коллекторов нефти // Докл. АН СССР. - 1943. - Т. 61. - №2. - С.16-34.

2. Алескерова З.Т., Ли П.Ф., Осыко Т.И., Ростовцев Н.Н., Толстихина М.А. Стратиграфия мезозойских и третичных отложений Западно-Сибирской низменности // Советская геология. 1957. - Т.55. - Вып.1. С. 145-173.

3. Алиев А.Г., Ахмедов Г.А. Коллекторы нефти и газа мезозойских и третичных отложений Азербайджана. Баку: Азнефтеиздат, 1958. - 298 с.

4. Антонова Т.Ф. Некоторые физические свойства глинистых пород юры и неокома Западной Сибири // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геоф. и минер, сырья. 1964. - Вып. 32. - Ч. I.

5. Антонова Т.Ф. О классификации глинистых покрышек в разрезе центральных районов Западно-Сибирской низменности // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геоф. и минер, сырья. 1966. - Вып. 47. - С.128-131.

6. Антонова Т.Ф. Экранирующие свойства пород-покрышек Нижневартовского свода // Литология и коллекторские свойства нефтегазоносных толщ Западно-Сибирской низменности. М., 1967. - С.32-37. (БНТИ Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-та, вып. 2).

7. Антонова Т.Ф., Гурова Т.И. К вопросу о минералогическом составе глин мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геоф. и минер, сырья. Л.: Гостоптехиздат, 1961. - Вып. 17. - С.157-165.

8. Арабаджи М.С. Применение математических методов при структурных, литолого-фациальных и прогнозных построениях в нефтяной геологии. М.: Недра, 1978. -176 с.

9. Атлас моллюсков и фораминифер морских отложений верхней юры и неокома Западно-Сибирской нефтегазоносной области. В 2 т. М.: Недра, 1990. 2 т. Т.1. 286 е.; Т.2. 359 с.

10. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири / Ред. Яншин А Л. -Новосибирск, 1988. 13 листов.

11. Афанасьев С.А., Красавчиков В.О. Задачи прогноза и оптимизации при разведке месторождений нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1986. - 133 с.

12. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность) / Ю.В.Брадучан, Ф.Г.Гурари, В.А.Захаров и др. -Новосибирск: Наука, 1986. 276 с.

13. Бакиров А.А. Нефтегазоносные области Северной и Южной Америки. М.: Госгеолтехиздат, 1959. - 296 с.

14. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности. М.: Недра, 1972. - 344 с.

15. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C., Музыченко Н.М., Фомкин К.В., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / Под ред. А.А.Бакирова. М.: Высшая школа, 1968. - 467 с.

16. Бакиров Э. А. Принципы выделения и классификации нефтегазоносных комплексов и покрышек // Губкинские чтения. К 100-летию со дня рождения. М., 1972. -С.274-281.

17. Басов В.А. Соколов А.Р. Особенности распределения фораминифер и некоторые вопросы стратиграфии юры бассейна р.Келимяр // Палеонтологическое обоснование расчленения палеозоя и мезозоя арктических районов СССР. Л., ПГО "Севморгеология", 1983. - С.50-62.

18. Белонин М.Д. Методические аспекты прогноза нефтегазоносности земель // Геология нефти и газа. 1977. - №2. - С.32-37.

19. Бененсон В.А. О геологическом строении фундамента Западно-Сибирской плиты // Геотектоника. 1981. - №5. - С.64-71.

20. Боголепов К.В. Мезозойские и третичные отложения восточной окраины ЗападноСибирской низменности и Енисейского кряжа. М.: Госгеолтехиздат, 1961. - 151с.

21. Боголепов К.В. Краткая объяснительная записка к карте мезозойской кайнозойской тектоники Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск, 1962. - 34 с.

22. Боголепов К.В. Мезозой. Тектоника Сибири. М.: Наука, 1967. - 328 с.

23. Бочкарев B.C. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском регионе и перспективы их нефтегазоносности // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень - Тарко-Сале, 1995. - С.179-206.

24. Бочкарев B.C., Брадучан Ю.В., Глушко Н.К. и др. Триас северных районов Западной Сибири // Бибстратиграфия осадочного чехла Западно-Сибирской равнины. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1989. С.4-13.

25. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П., Брадучан Ю.В., Хафизов Ф.З. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири//Геология нефти и газа. 2000. - №1. - С.2-13.

26. Бочкарев B.C., Пуртова С.И. Полный разрез триаса Западной Сибири // Проблемы геологии Сибири. Т.1. Томск, 1994. - С. 107-108.

27. Брадучан Ю.В. Региональные стратиграфические подразделения мезозоя Западной Сибири // Основные проблемы геологии Западной Сибири. Тюмень, 1985. - С.11-21.

28. Брадучан Ю.В., Нестеров И.И., Соколовский А.П. Стратиграфия мезо-кайнозойских отложений Среднеобской нефтегазоносной области // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед.нефт.ин-т. 1968. - Вып. 7. - С.11-57.

29. Брод И.О. Залежи нефти и газа. M.-JL: Гостоптехиздат, 1951. - 351 с.

30. Бурлаков И.А., Панченко А.С. О минимальной высоте ловушки, необходимой для формирования залежей нефти и газа // Геология нефти и газа. 1975. - №8. - С. 1418.

31. Буялов Н.И., Захаров Е.В. Основные результаты и задачи дальнейших исследований в области прогнозной оценки нефти и газа // Научное обоснование повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ. М., 1978. - С.22-28.

32. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967. -№11. - С. 135-157.

33. Вашуркин А.И. Экспериментальное исследование механизма вытеснения нефти водой и нефтеотдачи при высоких остаточных водонасьпценностях пористых сред // Тр. / Гипротюменнефтегаз. 1970. - Вып. 16. - С.105-113.

34. Волков A.M. Решение практических задач геологии на ЭВМ. М.: Недра, 1980. -224с.

35. Волков A.M. Некоторые задачи, их геологическое истолкование, принятая терми нология // Пакет программ решения задач геологии нефти и газа // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1981. - Вып. 161. - С.5-23.

36. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М.: Недра, 1988. - 221 с.

37. Вьппемирский B.C., Конторович А.Э., Трофимук А.А. Миграция рассеянных битумоидов // Тр. / Ин-т геол. и геоф. СО АН СССР. -1971. №143. - 167 с.

38. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности / З.Т.Алескерова, Г.С.Крищук, П.Ф.Ли и др.; Под ред. Н.Н.Ростовцева. М.: Гостоптехиздат, 1958. - 391 с.

39. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности / Под ред. Д.В.Дробышева, В.П.Казаринова. Л.: Гостоптехиздат, 1958. - 271 с.

40. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов, В.С.Сурков, А.А.Трофимук, Ю.Г.Эрвье. М.: Недра, 1975. - 679 с.

41. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др.; Под. ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А. Трофимука. -М.: Недра, 1981.- 552 с.

42. Геология СССР. Т. 44. Западно-Сибирская низменность. Под ред. Н.Н.Ростовцева. М.: Недра, 1964.-550 с.

43. Глебов А.Ф., Кошовкин И.Н., Кривошеее Э.В. и др. Уточнение геологического строения Томских месторождений // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, -2001. №1. - С.27-32.

44. Глебов А.Ф., Мулявин К.М., Евдокимова Т.И. Сейсмоформационное изучение юрского нефтегазоносного комплекса Ханты-Мансийского и Томского Приобья // Геофизика. 2002. - Спец.выпуск «Технологии сейсморазведки». - С.41-53.

45. Глушко Н.К., Шейко Л.Н. Новые данные по биостратиграфическому исследованию нижнеюрских отложений Западной Сибири // Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1987. - С. 12-17.

46. Гурари Ф.Г. О происхождении классификации локальных структур мезокайнозоя Западно-Сибирской низменности // Тр. / Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т. 1958.-Вып. 124.-С.7-30.

47. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья. Л.: Гостоптехиздат, 1959. - 174 с.

48. Гурари Ф.Г., Будников И.В., Девятое В.П. и др. Стратиграфия и палеогеография ранней и средней юры Западно-Сибирской плиты // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. Новосибирск, СНИИГГИМС, 1988. - С.60-75.

49. Гурари Ф.Г., Девятое В.П., Еханин А.Е. и др. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск, СНИИГГИМС, 1990. -С.3-8.

50. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1987. - №10. - С. 19-26.

51. Гурари Ф.Г., Зимин Ю.Г., Трофимук А.А. О поисках нефти в северных районах Западно-Сибирской провинции // Геология нефти и газа. 1971а. - №10. - С.6-10.

52. Гурари Ф.Г., Казаринов В.П., Миронов Ю.К. и др. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности новой нефтяной базы СССР. - Новосибирск: Наука, 1963.-202 с.

53. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Фотиади Э.Э. Основные закономерности формирования и условия размещения залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 19676. - №1. -С.3-12.

54. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геофиз. и минер, сырья. 19716. - Вып. 100. - С.4-147.

55. Двали М.Ф. Метод аналогии в геологии применительно к количественной оценке прогнозных запасов / Под ред. А.Е.Гуревича. J1., 1978. - 164 с.

56. Девятое В.П., Казаков A.M. Нижнеюрская кыринская свита Лено-Анабарского прогиба // Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. -Новосибирск, СНИИГГиМС, 1985. С.99-105.

57. Девятое В.П., Казаков A.M. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. -Новосибирск, 1991. С.40-55.

58. Девятое В.П., Казаков A.M., Касаткина Г.В. и др. Проблемы стратиграфии нижней и средней юры Западной Сибири // Геология и геофизика. 1994. - №12. - С.3-17.

59. Девятое В.П., Казаков A.M., Шурыгин Б.Н. Результаты и проблемы стратификации нефтегазоносных нижне-среднеюрских отложений Сибири // Геология и проблемыпоисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. 4.1. -Новосибирск, 1996. С.68-72.

60. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г.Гурари, Ю.Г.Зимин, А.Э.Конторович и др. Новосибирск, 1970. - 91 с.

61. Дикенштейн Г.Х., Аржевский Г.А., Строганов В.П. Роль глинистых покрышек при формировании газовых залежей // Геология нефти и газа. -1965. №3. - С.36-38.

62. Добрецов H.JI. Эволюция структур Урала, Казахстана, Тянь-Шаня и Алтае-Саянской области в Урало-Монгольском складчатом поясе (Палеоазиатский океан) // Геология и геофизика. 2003. - №1-2. - С.5-27.

63. Дуда Р., Харт П. Распознавание образов и анализ сцен. М: Мир, 1976. - 511 с.

64. Евдокимова Т.И. Зависимость высот газовых залежей северо-восточного Сахалина от мощности глинистых покрышек // Геология нефти и газа. -1967. №10. - С.47-50.

65. Евсеев Г.П. Критерии оценки и прогноз нефтегазоносности севера Западной Сибири: Автореф. дис. на соиск. учён. степ. канд. геол.-минер. наук. JL, Всесоюзн. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т, 1968.

66. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.- 176 с.

67. Ермолова Т.Е. Цитологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоупоров) в юрских и меловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2003. - №4. - С.14-19.

68. Жабрев Д.В. Сингенетично-нефтегазоносные свиты и нефтепродуцирующие породы, слагающие их. Недра, 1964. 195 с.

69. Захаров Е.В. Основные тенденции развития и пути дальнейшего совершенствования нефтегазоносности в СССР // Проблемы количественного прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Наука, 1984. - С.96-100.

70. Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования // Геология нефти и газа, 1999. -№11-12. - С.31-40.

71. Изучение и использование глин // Материалы X пленума Всесоюз. комис. по изучению и использованию глин (2-5 окт. 1973 г.): Тез. докл. Отв. ред. И.Н.Ушатинский. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1973. - 121 с.

72. Ильина В.И. Палинология юры Сибири. М.: Наука, 1985. - 237 с.

73. Ильина В.И. Зональное расчленение и корреляция тоара Сибири по данным палинологии// Палинология и полезные ископаемые. Минск, 1989. - С. 117-119.

74. Ильина В.И. Палиностратиграфическая шкала нижней и средней юры Сибири и ее применение для детального расчленения нефтегазоносных толщ // Биостатиграфия нефтегазоносных бассейнов. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1997. - С.86-95.

75. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры севера Западной Сибири // Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. -Новосибирск, СНИИГГиМС, 1990. С. 110-118.

76. Казаринов В.П., Бенько Е.И., Агульник И.М. Тектоника мезо-кайнозойских отложений // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. М.: Гостоптехиздат, 1958. - С. 184-211.

77. Калинко М.К. Основные закономерности распределения нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1964. - 207 с.

78. Калинко М.К. Флюидоупоры и их влияние на распределение залежей нефти и газа // Состояние и задачи советской литологии. Т. III. М., 1970. - С.77-86.

79. Карогодин Ю.Н. О номенклатуре продуктивных толщ и нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской низменности // Нефтегазовая геология и геофизика. 1966.-№7.-С.4-10.

80. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М.: Недра, 1974. - 175 с.

81. Карташов А. А. Особенности геологического строения верхнемалышевского резервуара на северном погружении Сургутского свода // Геология и геофизика. -1999. Т.40. - №2. - С.201-212.

82. Касаткина Г.В. Палинологическая характеристика нижней-средней юры Западно-Перевальной и Пономаревской площадей Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Новосибирск, СНИИГГИМС, 1991. С.79-84.

83. Касьянов М.В. Номенклатура, корреляция и нефтегазоносность песчаных пластов в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1966. - №10. - С.25-32.

84. Каштанов В.А., Степанов С.А. Домезозойские образования Пур-Тазовского междуречья (Тюменская область) новый нефтегазогенерационный объект Западной Сибири // «Докл. АН СССР». - 1992. - Т.326. - №2. - С.309-312.

85. Ким Дж.-О., Мьюллер Ч.У., Клекка У.Р. и др. Факторный, дискриминантный и кластерный анализ/Пер.с англ. под ред. И.С.Енюкова. М.: Финансы и статистика, 1989.-215 с.

86. Кислухин В.И. Историко-геологический анализ формирования и нефтегазоносность юрско-меловых отложений северных районов Западной Сибири: Автореф. дис. на соиск. учен. степ, д-ра геол.-минер. наук. Тюмень, 1999. -43 с.

87. Клубова Т.Т. Литолого-минералогическая характеристика меловых глин ЗападноСибирской низменности. М.: Изд. АН СССР, 1961. 76 с.

88. Ключарев B.C., Мирчинк М.Ф. Влияние макронеоднородности эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Западной Башкирии на нефтеотдачу // Геология нефти и газа. 1970. - №11. - С.13-16.

89. Князев В.Г., Девятое В.П., Шурыгин Б.Н. Стратиграфия и палеогеография ранней юры востока Сибирской платформы. Якутск, ЯНЦ СО АН СССР, 1991. -100 с.

90. Козлов А.Л. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых залежей. Гостоптехиздат, 1959. - 163 с.

91. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных регионов / Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Гуревич Г.С. и др. М.: Недра, 1988.- 223 с.

92. Комплексирование геолого-геофизических исследований в скважинах. Под ред. В.К. Федорцева, А.Д. Сторожева // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед.геол.-развед. нефт. ин-т. 1984. - Вып. 186. - 147 с.

93. Кондрина К.С. О структуре поровых пространств коллекторов нефти и газа (Западная Сибирь) // Материалы по литологии и геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири / Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геофиз. и минер, сырья. -1968. Вып. 78. - С.68-76.

94. Конторович А.Э. Нефтегазоносные толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности (Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геофиз. и минер, сырья. Л.: Недра, 1967. - Вып. 50). - 223 с.

95. Конторович А.Э. Геохимические методы оценки перспектив крупных территорий в отношении нефтегазоносности // Геологическое строение и полезные ископаемые Сибири. М.:Недра, 1970. - С.55-64.

96. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности.- М.: Недра, 1976. 249 с.

97. Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская Л.И. и др. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности. Л.: Недра, 1967а. - 223 с.

98. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П. А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика.- 19676. -№2.-С. 16-29.

99. Конторович А.Э., Трофимук А.А. Литогенез и нефтегазообразование // Горючие ископаемые. М.: Наука, 1976. - С. 19-36.

100. Конторович А.Э., Фотиади Э.Э. Основы количественной теории прогноза и поиска месторождений нефти и газ // Горючие ископаемые. М.:Наука, 1976. - С. 63-76.

101. Конторович В. А. Моделирование волновых полей при прогнозе геологического разреза нижнеюрских отложений Колтогорского прогиба) // Геология и геофизика. 1992. - №12. - С. 124-132.

102. Конторович В.А. История тектонического развития юго-востока Западной Сибири в юрский период//Геология нефти и газа. 1999. - №1-2. - С.7-15.

103. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская область): Автореф. дис. на соиск. учен. степ, д-ра геол.-минер. наук. Санкт-Петербург, 2000. - 43 с.

104. Конюхов И.А. О зависимости петрографических свойств терригенных пород от их литологии // Вестник МГУ. 1961. - № 3. - С.57-70.

105. Красавчиков В.О. Компьютерное моделирование направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции // Геология и геофизика. 2000. - Т.41. - №3. - С.356-370.

106. Красавчиков В.О., Букреева Г.Ф., Санин В.Я., Саенко JI.C. Геологическая модель флюидодинамической связи палеозойских и нижнесреднеюрских резервуаров нефти и газа в Западно-Сибирском бассейне // Геология и геофизика. -19986. -Т.39. №3. - С.307-315.

107. Креме А.Я., Николаев Ю.Д. Об оценке перспектив нефтегазоносности продуктивных пластов по экранирующим свойствам региональных покрышек // Геология нефти и газа. 1972. - №1. - С.20-27.

108. Креме А.Я., Николаев Ю.Д. Роль и значение покрышек-экранов в оценке и уточнении перспективных и прогнозных запасов нефти и газа // Геология нефти и газа, 1973. - №8. - С. 17-20.

109. Критерии раздельной оценки нефтеносности и газоносности (на примере Тимано-Печорской провинции) // Тр. / Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т. -1974. Вып. 334.- 184 с.

110. Кругликов Н.М., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. О поисках нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности // Проблемы Сибирской нефти. Новосибирск: Изд-во СО АН СССР, 1963. - С. 11-28

111. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг П.Я. Литолого-фациальное районирование верхней юры севера Западной Сибири как основа оценки нефтегазоносности // Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири. М., 1994. - С.59-72.

112. Куликов П.К. Геологическое строение и история развития Западной Сибири в палеозойскую эру в связи с проблемой нефтегазоносности. М.: Недра, 1968. -156 с.

113. Леворсен А. Геология нефти и газа. М.: Мир, 1970. - 638 с. (Пер. с англ. И.Т. Дубовского, М.Ш. Моделевского и Г.Ф. Ульмишека. Под редакцией и с предисловием Н.Б. Вассоевича и М.К. Калинко.)

114. Леус В.А. Решение задач геологической компьютерной картографии на основе потенциал-полиномов // Геология и геофизика. 1998. - Т.39. - №10. -С.1423-1430.

115. Ли П.Ф., Равдоникас О.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности бассейна р. Тавды Западно-Сибирской низменности. Л.: Гостоптехиздат, 1960. - 176 с.

116. Максимов С.П., Винниковский С.А. Развитие методики количественной оценки перспектив нефтегазоносности СССР // Проблемы количественного прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Наука, 1984. - С.79-83.

117. Максимов С.П., Ермаков В.И., Крылов Н.А. и др. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М., 1983. -215с.

118. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1986. - 149 с.

119. Меледина С.В. Байосские аммониты севера Средней Сибири // Детальная стратиграфшш палеонтология юры и мела Сибири. Новосибирск: Наука, 1991а. -С.113-125. Щ

120. МелеЯна С.В. Зональная схема "бореального бата" нижнего келловея Сибири // Детальная стратиграфия и палеонтология юры и мела Сибири. -Новосибирск: Наука, 19916. - С.125-153.

121. Меледина С.В. Бореальная средняя юра России (аммониты и зональная стратиграфия байоса, бата и келловея). Новосибирск: Наука, 1994. - 182 с.

122. Меледина С.В., Нальняева Т.И., Шурыгин Б.Н. Юра Енисей-Хатангского прогиба. Нордвикская зона, типовой разрез. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987.- 127 с.

123. Меледина С.В., Шурыгин Б.Н., Злобина О.Н. и др. Чекуровская свита (бат-келловей) в стратотипе // Детальная стратиграфия и палеонтология юры и мела Сибири. Новосибирск: Наука, 1991. - С.78-106.

124. Методы изучения тектоники нефтегазоносных мезозойских отложений Сибири / Под ред. К.И. Микуленко и B.C. Старосельцева,- М.: Недра, 1974. 204 с.

125. Мирчинк М.Ф. Нефтепромысловая геология. М., Л.: Гостоптехиздат. 1946. - 699 с.

126. Наливкин В. Д. О морфологической классификации платформенных структур // Геология нефти и газа. 1962. - №8. - С.24-28.

127. Нежданов А. А., Огибенин В.В. Материалы к регионатьной стратиграфической схеме нижней-средней юры Западной Сибири // Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1987. - С. 17-27.

128. Немченко Н.Н., Добрида Э.Д. Прогнозирование коллекторских фойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1985. - №12. - С.21-25.

129. Нестеров И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности: Автореф. дис. на соиск. учен. степ, д-ра геол.-минер. наук. М.: МГУ, 1967. - 32 с.

130. Нестеров И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1969. -335 с.

131. Нестеров И.И., Перозио Г.Н., Брадучан Ю.В., Ставицкий Б.П., Нестерова Е.И. Опорные скважины СССР. Сургутская опорная скважина (Тюменская область) // Тр. / Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т. 1964. - Вып.226. - 186 с.

132. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1975, - 278 с.

133. Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Стратиграфия // Сургутский нефтенЬсный район // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1968. - Вып. 19. С.19-60.

134. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А., Андрусевич В.Е., Афанасьев С.А., Гайдебурова Е.А., Гребенюк В.В., Данилова В.П., ЗапивалоЕ Н.П.,

135. Карогодин Ю.Н., Каштанов В.А., Конторович В.А., Краснов В.И., Левчук Меленевский В.Н., Москвин В.И., Смирнов Л.В., Фомин А.Н., Фомичев Фрадкин Г.С. Новосибирск, ОИГГМ СО РАН, 1994. - 201 с.1. М.А., А.С.,

136. Никитенко Б.Л. Слои с фораминиферами верхнеплинсбахских отложений типового разреза Нордвикской структурно-фациальной зоны (север Сибири) // Геология и геофизика. 1990. - №1. - С. 19-25.

137. Никитенко Б.Л. Фораминиферы из типового разреза юры Нордвикской зоны (север Средней Сибири) // Детальная стратиграфия и палеонтология юры и мела Сибири. Новосибирск: Наука, 1991. - С.78-106.

138. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. -М.: Недра, 1975.-240 с.

139. Перозио Г.Н. Вторичные изменения мезозойских отложений центральной и юго-восточной части Западно-Сибирской низменности // Постседиментационные преобразования пород осадочных пород Сибири. М.: Наука, 1967. - С.5-70.

140. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов / К.Р.Чепиков, Е.П.Ермилова, Н.А.Орлова, Г.И.Суркова. М.: Наука, 1972. - 90 с.

141. Притула Ю.А., Абрикосов И.Х. и др. Волго-Уральская нефтеносная область. Нефтеносность. // Тр./ Всес. нефт. науч.-исслед. геол.-разв. ин-т. Новая серия. -Л., 1957.-Вып. 104.- 175 с.

142. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин, В.Б.Леонтович, А.А.Растегин М.: Недра, 1981. - 350 с.

143. Прозорович Г.Э. Литология нефтегазоносных меловых отложений центральных и северных районов Западно-Сибирской плиты: Автореф. дис. на соиск. учен. степ. д-ра. геол.-минер. наук. Томск: Томский политехнический ин-т, 1968.

144. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефти и газа. М.: Недра, 1972. - 119 с.

145. Происхождение нефти / Бакиров А.А., Вассоевич Н.Б., Вебер В.В., Двали М.Ф., Добрянский А.Ф., Маймин З.Л., Мирчинк М.Ф., Андреев П.Ф., Айзенштадт

146. Г.Е., Богомолов А.И., Горская А.И., Жабрев Д.В., Казмина Т.А., Мессинева М.А., Петрова Ю.Н., Радченко О.А., Татарский В.Т., Тихий В.Н., Успенский В.А. М: Гостоптехиздат, 1955. -482 с.

147. Прошляков Б.К. Основные итоги изучения и очередные задачи в области познания коллекторов нефти и газа, залегающих на больших глубинах // Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., 1980. - С.4-19.

148. Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1981. - 20 л.

149. Решения Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири. М.: Госгеолтехиздат, 1959. - 91 с.

150. Решения и труды Межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности. Л., 1961. - 465 с.

151. Решения и труды Межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности. Часть 1. Тюмень, 1969. - 143 с.

152. Решения и труды Межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности. Часть 2. Тюмень, 1970. - 274 с.

153. Решения 3-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозою и кайнозою Средней Сибири. Новосибирск, 1981.-91 с.

154. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1990 г.). Тюмень, 1991. - 54 с.

155. Ровнина Л.В. Стратиграфическое расчленение континентальных отложений триаса и юры северо-запада Западно-Сибирской низменности. М.: Наука, 1972. -110 с.

156. Ровнина Л.В. Палинологическое обоснование расчленения нижнесреднеюрских отлтжений Западной Сибири // Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1997. - С. 182-189.

157. Ровнина Л.В., Климушина Л.П., Садовникова Т.К. и др. Юра // Биосратиграфия мезозоя Западной Сибири. М.: Наука, 1985а. - С.43-63.

158. Ровнина Л.В., Родионова М.К., Мазур В.М. и др. Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. М.: Наука, 19856. - 104 с.

159. Роль литогенеза в формировании и сохранении залежей нефти и газа / Т.И.Гурова, Т.Ф.Антонова, К.С.Кодрина, Л.И.Коробейникова, В.В.Коротун, Л.Д.Неуймина, М.М.Потлова, А.Г.Пода, Р.С.Рояк, Е.Г.Сорокина, Л.С.Чернова. -М.: Недра, 1974. 136 с.

160. Ростовцев Н.Н. Номенклатура нефтеносных и газоносных пластов ЗападноСибирской низменности // Материалы по геологии и нефтегазоносности ЗападноСибирской низменности // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. -1967.-Вып. 5.-С.148-152.

161. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская плита // Тектоника нефтеносных областей. М.: Гостоптехиздат, 1958а. Т.П. - С.299-340.

162. Ростовцев Н.Н. Тектоническая схема Западно-Сибирской низменности по подошве платформенных мезо-кайнозойских отложений с элементами палеотектоники // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геофиз. и минер, сырья. -1961. Вып. 7. - С.30-39.

163. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская низменность. Очерки по геологии СССР (по материалам глубокого бурения) // Тр. / Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. инт. 1956. - T.I. - Нов.сер. - Вып. 96. - С.54-110.

164. Рудкевич М.Я. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности. Под ред. чл.-корр. АН СССР М.И.Варенцова. -М.: Недра, 1969.-280 с.

165. Савченко В.П. Условия формирования залежей нефти и газа при струйной миграции в водонасыщенных породах // Вопросы геологии нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1958. - С.86-118.

166. Сакс В.Н., Ронкина 3.3. Юрские и меловые отложения Усть-Енисейской впадины. М.: Госгеолиздат, 1957. - 229 с.

167. Сакс В.Н., Ронкина 3.3., Шульгина Н.И., Басов В.А., Бондаренко Н.М. Стратиграфия юрской и меловой систем севера СССР. M.-JL: Изд-во АН СССР, 1963.-227 с.

168. Сапьяник В.В. Тоарские фораминиферы Средней Сибири // Детальная стратиграфия и палеонтология юры и мела Сибири. Новосибирск: Наука, 1991. -С.106-113.

169. Сахибгареев Р.С. Минералогия глин продуктивных отложений месторождений Сургутского нефтегазоносного района (Западной Сибири): Автореф. дис.на соиск. учен.степ. канд. геол.-мин. наук. М., 1968. - 25 с.

170. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. JL: Недра, 1989. - 260 с.

171. Сверчков Г.П. Зависимость высоты и размеров залежей от мощности покрышек // Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа (на примере Западно-Сибирской и других эпигерцинских плит СССР). Л.: Недра, 1967.-С.122-133.

172. Сверчков Г.П. Оценка экранирующих свойств пород-покрышек // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1984. -С.66-74.

173. Сиротенко Л.В. Нетрадиционные низкопроницаемые коллекторы севера Западной Сибири // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности. Сб. науч. Трудов. Пермь, КамНИИКИГС, 20006. - С.70-80.

174. Славкин B.C., Шик Н.С., Сапрыкина А.Ю. К вопросу о дизъюнктивно-блоковом строении природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ // Геология нефти и газа. 2001. - № 4. - С.40-46.

175. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965. -275 с.

176. Соколов В.Я. Не пропустите продуктивный пласт. // НТВ Каротажник. -1998. -№53.-С.61-69.

177. Соколовская Л.Б., Соколовский А.П. Перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений в Толькинском и Сидоровском нефтегазоносных районах // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1989. - С. 35-38.

178. Соколовский А.П. Закономерности размещения залежей нефти и газа в верхнеюрских и неокомских отложениях Среднего Приобья: Автореф. дис. На соиск. учен. степ, канд-та геол.-минер. наук. Тюмень, 1974. - 27 с.

179. Соколовский А.П. Обоснование нефтеносности пласта Юг в пределах Сургутского свода// Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1989. -Вып. 183. -С.3-14.

180. Справочник по геологии нефти и газа. / Под ред. Н.А.Еременко. М.:Недра, 1984.-480 с.

181. Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит. / В.Д.Наливкин, В.А.Дедеев, В.В.Иванцова и др. Л.: Недра, 1965. - 323 с.

182. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности. Л.: Недра, 1978. - 158 с.

183. Стратиграфия юрской системы севера СССР. М.: Наука, 1976. - 436 с.

184. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятое В.П., Казаков A.M., Смирнов Л.В. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. 1995. - Т.36. - №6. - С.60-69.

185. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1981. - 143 с.

186. Сурков B.C., Жеро О.Г., Смирнов Л.В. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1986. - 149 с.

187. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятое В.П., Смирнов JI.B., Еханин А.Е. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология нефти и газа. 1998. - №11. - С.8-20.

188. Сурков B.C., Смирнов JI.B. Перспективы нефтегазоносности фундамента Надым-Тазовского междуречья // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья (Труды 1-й Пуровской геологической конференции). -Тюмень Тарко-Сале, 1995. - С.215-220.

189. Теодорович Г.И. Структура порового пространства карбонатных коллекторов нефти и их проницаемость (на примере палеозойских коллекторов Башкирии) // Доклады АН СССР. 1943. -Т.39. - №6.

190. Тедорович Г.И. Карбонатные фации нижней перми-верхнего карбона Урало-Волжской области. Материалы к познанию геологического строения СССР. Изд. МОИП, 1949. - Нов. сер. - Вып. 13 (17).- 304 с.

191. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. Гостоптехиздат, 1958. -572 с.

192. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. - 502 с.

193. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.

194. Трофимук А.А., Вышемирский B.C., Дмитриев А.Н. и др. О сравнительном изучении гигантских месторождений нефти с использованием логико-дискретного анализа // Геология нефти и газа. 1969. - №6. - С.17-19.

195. Трофимук А.А., Вышемирский B.C., Дмитриев А.Н. и др. Распознавание образов гигантских нефтяных месторождений // Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск, 1971. - С.34-51.

196. Труды Межведомственного совещания по стратиграфии Сибири. Д.: ВНИГРИ, 1957.- 385 с.

197. Туезова Н.А. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской низменности // Тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геол., геофиз. и минер, сырья. 1964. -Вып. 31,- 128 с.

198. Тылкина К.Ф., Комиссаренко В.К. Находки батского комплекса фораминифер в тюменской свите // Биостратиграфическая характеристика юрских и меловых нефтегазоносных отложений Западной Сибири. Тюмень, 1977. - С. 3-4.

199. Указания к региональным стратиграфическим схемам мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденным Межведомственным стратиграфическим комитетом 30 января 1978 г. Тюмень, 1984.- 82 с.

200. Ус Е.М. О коллекторах и покрышках на больших глубинах // Геология нефти и газа. 1979. - №9. - С.43-50.

201. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1978. - Вып. 96. - 207 с.

202. Ушатинский И.Н., Цепелев Н.С. Об изучении глинистых пород // Тр. / Зап.-Сиб. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. 1968. - Вып. 11.- С.123-133.

203. Ушатинский И.Н., Цепелев Н.С., Гаврилова JI.M. О минералогии и физико-химических особенностях глинистых покрышек и цемента коллекторов нефтяных месторождений в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1969. - №10. - С.50-54.

204. Фанерозой Сибири. Том 2. Мезозой и кайнозой (редактор А.Л.Яншин). -Новосибирск: Наука, 1984. 150 с.

205. Филина С.И. Литология и палеогеография юры Среднего Приобья. М.: Наука, 1976. - 87 с.

206. Филиппов Б.В. Роль слабопроницаемых покрышек в формировании нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Нефтегазовая геология и геофизика. 1963. - Вып. 15.

207. Филиппов Б.В. Непроницаемость перекрытий коллекторов как фактор формирования нефтяных и газовых месторождений: Автореф. дис. на соиск. учен, степ. канд. геол.-минер, наук. Л., 1964.

208. Филиппов Б.В., Лазарева В.М. К литолого-минералогической и физической характеристике глинистых пород альбских отложений Западного Предкавказья // Доклады АН СССР. 1964. - Т. 157. - №1. - С. 108-111.

209. Ханин А.А. О классификации коллекторов нефти и газа // Разведка и охрана недр. 1956. - №1.

210. Ханин А.А. Классификация песчано-алевритовых пород-коллекторов нефти и газа. Физика газовых пластов. Труды ВНИИГаз. Изд-во «Недра», 1964. - Вып. 20.-С. 12-40.

211. Ханин А.А. Оценка экранирующих способностей пород-покрышек нефти и газа//Геология нефти и газа. 1968. - №9. - С. 17-20.

212. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.-368 с.

213. Ханин А.А. Абдурахманов К.А., Лазарева В.И. Свойства глинистых пород-покрышек мезозойского нефтегазоносного комплекса отложений некоторых районов Предкавказья // Геология нефти и газа. 1969. - №10. - С.12-18.

214. Харбух Дж. У., Давтон Дж. X., Дэвис Дж. К. Применение вероятностных методов в поисково-разведочных работах на нефть. М., Недра, 1981. - 246 с. Пер. с англ. С.И. Щегловой. Под ред. д-ра геол.-минер. наук М.С. Моделевского.

215. Хафизов Ф.З., Онищук Т.М., Шпильман В.И., Пих Н.А., Ягафаров А.К. Проблемы нефтегазоносности глубокозалегающих и сложно построенных объектов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1988. - № 5. - С.2-5.

216. Черников О.А., Райская Ю.А. К вопросу о влиянии петрографо-минералогического состава пород-коллекторов на их фильтрационные свойства // Геология нефти и газа. 1970. - №10. - С.36-37.

217. Шабаева Е.А., Чулкова В.В. Минералогия и физико-химические особенности глинистых покрышек над продуктивными горизонтами мезозоя Бухаро-Хивинской области // Геология нефти и газа. 1966. - №9. - С.44-47.

218. Шерихора В.Я. О выделении васюганской свиты в составе юрских отложений // Вестник ЗСГУ и НТГУ. 1961. - Вып. 2. - С. 60-63.

219. Шишигин С.И., Шиповалова Н.Н. Латеральные закономерности изменения качества коллекторов пласта Юг Сургутского свода // Перспективы поисков нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1986. - С. 115-117.

220. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982. -215 с.

221. Шурыгин Б.Н. Свитная разбивка нижне- и среднеюрских отложений в Анабаро-Хатангском районе // Новые данные по стратиграфии и фауне юры и мела Сибири. Новосибирск, 1978. - С. 19-46.

222. Шурыгин Б.Н. Зональная шкала нижней юры и аалена на севере Сибири по двустворкам // Геология и геофизика. 1987а. - №6. - С.3-11.

223. Шурыгин Б.Н. Стратиграфический объем и положение в шкале нижней и средней юры севера Сибири зон по двустворкам // Геология и геофизика. 19876. -№11. - С.3-11.

224. Шурыгин Б.Н. Проблемы создания зональных шкал юры на севере Сибири по двустворкам // Ярусные и зональные шкалы бореального мезозоя СССР. М.: Наука, 1989. - С.74-82.

225. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л. Циркумбореальные реперные уровни нижней и средней юры (по последовательности биособытий в бентосе) // Геодинамика и эволюция Земли. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГиМ, 1996.-С.187-192.

226. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятое В.П., Ильина В.И., Меледина С.В., Гайдебурова Е.А., Дзюба О.С., Казаков A.M., Могучева Н.К. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская ситема. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2000. - 480 с.

227. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Ильина В.И., Москвин В.И. Проблемы стратиграфии нижней и средней юры юго-востока Западной Сибири // Геология и геофизика. 1995. - Т.36.-№11. - С.34-51.

228. S.Yu.Belyaev, A.E.Kontorovich, G.F.Bukreyeva, E.V.Deyev, S.V.Zinovyev, V.O.Krasavchikov, S.S.Yershov, D.V.Kosyakov, P.S.Lapin, S.N.Novikova, G.G.Shemin.

229. Зосимов Ф.Н., Южникова В.М., Горбачева Г.И. и др. Проект доразведки Романовского месторождения. Тюмень, 1994. - 336 с. (Фонды ОАО "Ноябрьскнефтегаз").

230. Конторович А.Э., Шемин Г.Г., Фомин А.Н. Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-Тазовском междуречье. Новосибирск, 1998. (Геологические фонды ИГНГ СО РАН)

231. Кутырев А.И. и др. Анализ и оценка перспективных ресурсов углеводородов категории Сз или До по подготовленным и выявленным объектам на территории ЯНАО (Книга 1. Общая пояснительная записка). Тюмень, 1997. - 82 с. (Фонды)

Информация о работе

Карташов, Алексей Анатольевич
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2004
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геологическое строение и нефтегазоносность батского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы