Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты

Кудаманов, Александр Иванович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты
ВАК РФ 25.00.01, Общая и региональная геология

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты"

На правах рукописи

Кудаманов Александр Иванович

□□305ВЭТ2

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ВАЛАНЖИНА НА ПРИМЕРЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СУРГУТСКОГО СВОДА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Специальность 25 00 01 - общая и региональная геология

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Томск - 2007

003056972

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Томский государственный университет»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Алексей Иванович Чернышов

Официальные оппоненты- доктор геолого-минералогических наук,

профессор Вера Михайловна Подобина

кандидат геолого-минералогических наук, доцент Наталья Михайловна Недоливко

Ведущая организация: Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН (г Новосибирск)

Защита состоится « 4 » апреля 2007 года в 14 часов 30 мин в 119 ауд главного корпуса ТГУ на заседании диссертационного совета К 212 267 04 в Томском государственном университете

Адрес: 654050, г Томск, пр Ленина, 36

С диссертацией можно ознакомиться в Научной библиотеке Томского государственного университета

Автореферат разослан «22» февраля 2007 года

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

ВВЕДЕНИЕ

Актуачыюстъ темы

Неокомский комплекс нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) является основным и наиболее перспективным объектом добычи нефти в России В настоящее время на территории Сургутского свода все крупные положительные структуры уже изучены глубоким бурением поэтому все большее значение приобретают нефтепо исковые работы, направленные на выявление ловушек неантиклинального типа Определение положения таких ловушек требует реконструкции фациальных и палеогеоморфологических условий формирования тел-коллекторов Неокомский нефтегазоносный комплекс по сравнению с другими продуктивными комплексами ЗСНГП является не только главным объектом добычи УВ, но и наиболее сложным, что обусловлено, в первую очередь, его клиноформным строением

Клиноформная модель неокома, предполагающая боковое заполнение палеобассейна в условиях лавинной седиментации, уже в достаточной степени разработана Однако еще многие вопросы носят дискуссионный характер и не все исследователи согласны с этой моделью Кроме того, предложенные ранее модели неокома, учитывая в основном пространственное распространение пластов, не отражают их внутреннее строение При проведении работ крупного масштаба, детализации разреза неокома не уделялось достаточного внимания

Актуальными задачами являются установление закономерностей распространения коллекторов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) на основе реконструкции обстановок осадконакопления и прогноз выявления новых залежей в районе с хорошо развитой инфраструктурой

Цель исследований - создание модели геологического строения группы пластов БСм2 в северной части Сургутского свода, определение пространственного размещения коллекторов с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС)

Основные задачи:

1 Провести детальную корреляцию и установить пространственно-временное положение объекта исследований (группы пластов БСщ2),

2 Провести седиментологический и литолого-фациальный анализы, выявить связь между ФЕС пород и условиями их формирования,

3 Разработать теоретически обоснованную комплексную литолого-фациальную модель,

4 Выявить пространственное размещение литолого-фациальных зон на площади исследований и участки распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами

Фактический материал и методы исследования

В последнее время в исследуемом районе проведен значительный объем геологоразведочных работ Выделенные по материалам детальной сейсморазведки 2D и 3D на площади работ такие фациальные элементы, как бровка шельфа, граница выклинивания группы БС]02 и линии фациального замещения, позволяют предположить чешуйчатое или черепитчатое строение группы пластов БСю" Основным недостатком 2D и 3D работ является отсутствие детального прослеживания в пространстве отдельных залежей

Невыдержанность глубины водонефтяного контакта (ВНК) в пределах площади исследований и низкое качество геолого-геофизической информации в основном 80-90-ых годов прошлого века, также существенно затрудняют создание непротиворечивой геометрической модели залежи

В процессе выполнения работ были собраны, обобщены и проанализированы результаты предыдущих исследований, касающиеся теоретических вопросов и проведенных непосредственно на площади исследований геологоразведочных и эксплуатационных работ

При изучении керна использовался стандартный комплекс методов исследования Автором проведено детальное описание 14 разрезов скважин по керну (более 300 п м) Выполнено фотографирование образцов с основными генетическими признаками (250 шт) Проанализированы комплекс каротажных диаграмм масштабов 1 200 и 1 500 (58 скважин), временные региональные и детальные сейсмические разрезы (12 шт), структурные карты, карты общих и эффективных толщин для площади работ и прилегающих участков (6 шт) Привлечены и проинтерпретированы данные лабораторных анализов гранулометрического (Микротрек, 400), определения карбонатности (300), описания шлифов (150), определения ФЕС (800), рентгеноструктурного анализа (100)

Основные защищаемые положения

1 В пределах северной части Сургутского свода отложения пластов группы БСщ сформировались в обстановках мелководно-морского, прибрежно-морского и прибрежно-континентального комплексов, и в обстановках преимущественно подводной части дельты волнового типа крупной палеореки,

2 Пласты группы БСю2 чешуйчато (черепицеобразно) перекрывают друг друга с востока на запад, с чередованием линзовидных тел песчаников и покровных тел глинистых алевролитов, с резко различными коллекторскими свойствами,

3 Ритмичность выдвижения дельты обусловлена периодами ингрессий с образованием оползней, разрушения и переотложения осадков верхнего и нижнего пляжа за счет усиления активности волновой гидродинамики,

4 В верхней части пластов группы БСю" выделяются наиболее отсортированные средне-мелкозернистые песчаники вдольбереговых

барьерных образований (валов, баров и островов), сформировавшиеся в начальную фазу развития субрегиональной чеускинской трансгрессии Научная новизна. Личный вьлад автора

Впервые для площади работ сделан вывод о контроле нефтегазоносности залежей фациальными обстановками, свойственными стадиям развития дельты волнового типа Установлено, что в пластах группы БС)02 большая часть осадков накапливалась в процессе ритмичного выдвижения дельты в завершение субрегионального савуЛского (покачевского) кпиноциклита Маломощные песчаные отложения верхней части пластов группы БС102 слагают вдольбереговые барьерные бары, сформировавшиеся в результате разрушения и переотложения дельтовых осадков в начальную стадию «чеускинской» трансгрессии, и относятся к базалыюй части субрегионального чеускинского клиноциюпипа

Установлено, что пласты изолированы друг от друга глинистыми пачками, сформированными во время ингрессий моря

Выявлена литологическая неоднородность пород и построена седиментологическая модель, отражающая циклическое строение пластов БСю

Предложенная седиментологическая модель объясняет пространственную неоднородность ФЕС продуктивных объектов группы пластов БСю2

Практичесная значимость работы

В результате проведенных исследований определены наиболее перспективные зоны развития коллекторов с наилучшими ФЕС, рекомендованные ТПП «Когалымнефтегаз» для проведения первоочередных геологоразведочных работ с целью выявления ловушек углеводородов неантиклинального типа

Результаты исследований использованы при выборе основных направлений и планировании геологоразведочных работ на нефть (ТПП «Когалымнефтегаз», 2006-2007), при разработке геолого-геофизической модели строения группы пластов БС102 для подсчета запасов в пределах площади исследований (ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2008)

Предложенная модель может быть использована при изучении осадочных терригенных комплексов широкого стратиграфического интервала, имеющих аналогичное строение и сформированных в сходных условиях, а именно, в дельтах волнового типа на фоне лавинной седиментации и эвстатических колебаний уровня моря Публикации и апробации

Результаты исследований докладывались на IX и X научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г Ханты-Мансийск, 2005, 2006), на II международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (ТПУ -НЕИОТ-ДУАТТ, г Томск, 2006), на II научно-практической конференции

«Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (ООО «КогалымНИПИнефть», г Когалым, 2006) Основные положения и отдельные разделы выполненной работы обсуждались на защите промежуточных отчетов на заседаниях НТС ТПП «Когалымнефтегаз» и ООО «КогалымНИПИнефть», на научно-практических семинарах кафедры петрографии ТГУ (Томск, 2004-2006) По результатам исследований опубликованы 3 печатные работы, в том числе 1 в рецензируемом издании, 5 готовится в печать, в том числе 1 в рецензируемое издание

Материалы исследований и основные методические приемы изучения отложений изложены в двух научно-исследовательских отчетах ООО «КогалымНИПИнефть» по заказу ТПП «Когалымнефтегаз» ОАО «Лукойл-ЗС»

Объем и структура работы

Диссертация содержит 193 страниц машинописного текста, в том числе 45 рисунков и 1 таблицу Состоит из введения, 5 глав и заключения Список литературы включает 152 наименования

Диссертационная работа выполнена на кафедре петрографии геолого-географического факультета Томского государственного университета Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А И Чернышову за внимание, обоснованные замечания и ценные советы

Автор благодарен за консультации и методическую помощь специалистам ТПП «Когалымнефтегаз», ООО «КогалымНИПИнефть», Томского государственного университета, Томского политехнического университета К Г Скачеку, А А Потрясову, В Г Евсюкову, Р И Гординой, И А Вылцану, О В Бетхер, А В Ежовой, Л А Краснощековой, Т Е Мартыновой Автор искренне признателен своим коллегам, совместно с которыми проводились исследования, нашедшие отражение в диссертации Д А Олькову, И В Суполкиной, О В Хориной

Глава 1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Расчленение и корреляция разрезов, принципы выделения циклитов и индексации пластов

Для расчленения и корреляции разреза использовался стандартный комплекс ГИС-методов, системный анализ породно-слоевых ассоциаций в комплексе с фациально-циклическим, петрографо-минералогическим и биостратиграфическим методами Реперами 1 категории являются толща аргиллитов баженовской свиты, отложения георгиевской свиты верхней юры и глинистые отложения кошайской пачки алымской свиты нижнего мела Реперы 2 категории - аргиллиты чеускинской субрегиональной пачки,

залегающие на отложениях горизонта БСШ, и глинистые породы покачевской пачки, перекрывающие отложения горизонта БСП

Теоретической основой выделения циклитов послужили разработки новосибирских геологов (Карогодин и др) Циклит - это относительно непрерывная во времени формирования последовательность слоев (или их групп), ограниченная в кровле и подошве несогласиями или коррелятивными им согласными поверхностями (Трофнмук, Карогодин, 1976) Для каждого типа циклитов использованы простые модели-символы - треугольники и их простые комбинации Использовались элементарные циклиты размером от 10-20 до 60-70 см (реже 3-6 см), ритмично повторяющиеся в разрезе и образующие пачки (локальные и сублокальные циклиты) иногда мощностью до 6-8 м

Индексация пластов производилась сверху вниз БСщ2"1, БСю2 2 и т д

1.2. Литологические методы

Литологические методы включали макроскопическое описание разрезов по керну скважин с учетом материалов ГИС и лабораторных анализов согласно «Общему руководству по документации керна в ОИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть» (Кудаманов, 2004) и минералого-петрографическое изучение прозрачных шлифов

1.3. Лабораторные (инструментальные) аналитические исследования

Лабораторные исследования на инструментальной и приборной основе включали гранулометрический анализ (Микротрек, с интервалом 1530 см), растровую электронную микроскопию, определение карбонатности пород, рентгеноструктурный анализ и определение ФЕС (4-5 образцов на 1 м)

1 4. Палеотектоиический аналнз

Производился анализ мощности осадков, выявленных перерывов и несогласий, структурных изменений, с учетом стратиграфического разреза и региональных особенностей фациально-палеогеографических условий осадконакопления

1.5. Сейсморазведочные работы ЗО для фациалыюго анализа

Проводился сейсмофациальный анализ геометрической формы (конфигурации) отражений и других сейсмических параметров в рамках корреляционной основы, построенной по выделенным сейсмическим комплексам Представлен прогноз литологического состава по результатам интерпретации группы параметров (конфигурация отражений, амплитуд, степени непрерывности, частоты), отражающих обстановку и энергетический потенциал среды осадконакопления, а также параметров, непосредственно характеризующих определенные физические свойства изучаемых пород, например интервальной скорости

1.6. Литолого-фациальный анализ на основе комплекса геофизических материалов, керновых и лабораторных данных

Литолого-фациальный анализ включал комплексное использование результатов литологических методов (особенно анализ Микротрек и текстурный анализ) и электрометрических данных (диаграммы ПС, КС, ИК и др), проводился с использованием всех материалов, полученных на предыдущих этапах исследований

1.7. Прогноз размещения коллекторов

Для выделения зон размещения пород с улучшенными ФЕС литолого-фациальные карты совмещались с картами коллекторов, построенными по методике В С Муромцева (1984) Карта размещения типов коллекторов пласта сопоставлялась со структурной картой, построенной по его кровле Учитывая абсолютные отметки положения ВНК, оконтуривалась продуктивная площадь и расположение структурно-литологических и литологических ловушек на территории исследования

Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙНА РАБОТ

2 1. Обзор результатов предыдущих исследовании. Краткая история развития представлений о строении неокома

Формирование продуктивного комплекса неокома до сих пор служит предметом разногласий геологов, придерживающихся различных представлений Выделяются две основные группы сторонники горизонтально-слоистого и сторонники косослоистого (клиноформного) строения неокома

Модель горизонтально-слоистого строения была принята на начальном этапе геологоразведочных работ и отстаивается определенной группой геологов до настоящего времени Но уже в 60-ых годах XX в было установлено возрастное смещение границы отложений баженовской и тарской свит в северо-западном направлении (Гурари, 1962, Трушкова, 1969)

Во второй половине 70-ых годов А Л Наумовым и др была предложена региональная косослоистая модель мегионской свиты Материалы сейсморазведочных работ методом ОГТ, проводимых в Западной Сибири, начиная с 80-ых годов, также свидетельствуют о косослоистом, клиноформном строении неокома, сформировавшегося в условиях лавинного, ритмичного бокового заполнения глубоководного морского бассейна

В разрезе неокома Западной Сибири выделяется до 30 клиноформ с собственными названиями (А А Нежданов, Ю Н Карогодин и др) Отложения каждой клиноформы, накапливаясь в течение трансгрессивно-регрессивного цикла, слагают тело определенного циклита (клиноциклита) В строении клиноформы выделяют покровную (ундаформную, шельфовую),

проксимальную (склоновую, собственно клиноформную) и дистальную (фондоформную) части (Павлова, 1993) Численные эксперименты с целью выявления факторов, определяющих форму седиментационных тел бокового наращивания, подтвердили клиноформную модель неокома и выявили возможность локального прогноза нефтеносности (Кулагин, 1994)

2.2. Стратиграфия

Доюрские образования. Представлены вулканогенно-обломочными и вулканогенно-осадочными породами кислого и андезитового состава, участками глинистыми сланцы, известняками и терригенными породами Породы испытали активное воздействие метаморфических и гидротермально-метасоматических процессов На границе юрских и палеозойских пород фиксируется кора выветривания К кровле доюрского комплекса приурочен отражающий горизонт «А»

Юрская система (до 500 м). Отложения юры залегают с угловым стратиграфическим несогласием на породах коры выветривания и представлены тремя отделами Отложения нижнего и среднего отделов сложены терригенными породами горелой свиты и континентальными осадками тюменской свиты (в кровле отражающий горизонт «Т») Верхний отдел представлен породами прибрежно-морского и морскою происхождения васюганской, георгиевской и баженовской свит (в кровле отражающий горизонт «Б»)

Меловая система (до 2100 м) Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно, представлены в полном объеме, и разделяются на два отдела Нижний отдел (неоком) представлен сортымской, усть-балыкской (в кровле отражающий горизонт «Н»), сангопайской, алымской свитами и нижней частью покурской свиты Верхний отдел - верхней частью покурской свиты, кузнецовской (в подошве отражающий горизонт «Г»), березовской (в кровле отражающий горизонт «С») свитами и нижней частью ганькинской свиты

Объект нссчедований выделяется в разрезе сортымской свиты В нижней части сортымской свиты на битуминозных аргиллитах баженовской свиты (нормальный разрез) залегает пачка («подачимовская», около 10 м) почти черных, слабо известковистых, прослоями битуминозных, аргиллитов Выше залегает толща («ачимовская», до 220 м) переслаивания мелкозернистых, слюдистых, иногда карбонатных песчаников, алевролитов и аргиллитов Ачимовская толща на площади исследований характеризуется резкой литологической изменчивостью вплоть до полной глинизации, содержит ряд песчано-алевритовых пластов участками нефтенасыщенных

Верхняя часть сортымской свиты (до 180 м) сложена алевритистыми аргиллитами, с маломощными продуктивными пластами горизонтов БСц и БСю, разделенными савуйской (покачевской) глинистой пачкой (до 40 м) Группа БС|02 включает пласты БС1(г\ БС1{)24, БС,02\ БС102 2а, БС102'26, БС1021,

вмещающие самостоятельные залежи нефти В разрезах единичных скважин пласт БСП также продуктивен

В кровле сортымской свиты залегает чеускинская пачка (10-20 м), сложенная черными, слабо алевритистыми аргиллитами, с редкими органическими остатками Возраст сортымской свиты на основании находок аммонитов, пелеципод и фораминифер определен как берриас-валанжинский Общая мощность свиты 370-400 м

Палеогеновая система (до 680 м) Представлена морскими осадками палеоцена и эоцена, континентальной толщей олигоцена и включает в себя талицкую, люлинворскую, чеганскую, атлымскую, новомихайловскую и журавскую свиты

Четвертичная система (до 80 м). Отложения четвертичной системы несогласно залегают на отложениях журавской свиты и сложены осадками аллювиальных, озерно-аллювиальных, ледниковых, флювиогляциальных фаций и современных отложений Представлены чередованием песка, алеврита, супеси, суглинка,' глины и торфа

2.3. Тектоническое строение и краткая история развития

Согласно тектонической карте центральной части ЗападноСибирской плиты, составленной под редакцией В И Шпильмана, Н И Змановского, ЛЛПодсосовой (1998г), северный склон Сургутского свода, погружающийся в сторону Северо-Сургутской мегатеррасы и Леклорского прогиба, осложнен структурами II порядка - Когалымской вершиной, Конитлорской террасой и Имипорским прогибом. Современная поверхность доюрского комплекса представляет собой серию блоков, погружающихся в северо-восточном направлении в сторону Имилорского прогиба и в северо-западном направлении в сторону Леклорского прогиба В осадочном чехле эти блоки в плане совпадают с такими крупными антиклинальными структурами, как Мало-Кочевская, Северо-Кочевская и Западно-Кочевская

Исследуемый район приурочен к области позднегерцинской складчатости, затронувшей отложения нижнего и среднего палеозоя Позднее, в результате временной консолидации происходило спаивание разновозрастных, крупных и мелких массивов К началу мезозойской эры здесь существовали горные системы с сильно расчлененным рельефом, интенсивно пенепленизированные В триасе начинается прогибание территории Западной Сибири, образование блоковой структуры и активизация вулканизма В истории западно-сибирской плиты триас является промежуточным периодом - от геосинклинального к платформенному

В доюрском комплексе территории исследования выделяют два структурно-тектонических этажа Нижний этаж представлен палеозойскими метаморфизованными породами, верхний этаж - триасовыми породами вулканогенной и вулканогенно-осадочной формаций Палеозойский комплекс

разбит на три крупных блока западный, восточный и центральный, погруженный относительно соседних блоков в виде крупного грабена шириной около 15 км, испытавшего боковое заполнение на протяжении длительного периода вулканогенно-осадочными образованиями К началу юрского периода на месте грабена образовалась крупная валообразная зона

На протяжении всего мезо-кайнозойского времени блоки фундамента проявляли различную активность, что отразилось на развитии структурных элементов и на условиях осадконакопления Анализ тектонических карт для разных горизонтов выявляет прямую зависимость структур осадочного чехла от блоковой структуры доюрского комплекса В целом степень расчлененности и амплитуда структур снизу вверх постепенно уменьшаются

Берриас-валанжинские отложения нижнего мела, ограниченные в кровле отражающим горизонтом БСю, а в подошве - отражающим горизонтом Б, имеют ярко выраженное клиноформное строение Комплекс фиксируется несогласием типа кровельного и подошвенного прилегания Песчаные линзы берриас-валанжинского возраста классифицируются по их приуроченности к трем основным зонам развития глубоководных бассейнов глубоководной части, склону шельфа и самого шельфа, которые хорошо идентифицируются на временных разрезах Глубоководные и склоновые отложения слагают ачимовскую толщу, а шельфовые - пласты групп БСП и БС1П2 Мощности отложений сортымской свиты в северо-западном направлении сокращаются В пределах площади исследований песчано-алевршовые пласты группы БС102 формировались в условиях мелководного моря, преимущественно, в период регрессивного цикла осадконакопления

В раннепалеогеновое время тектоническая активность территории возобновилась В результате резкого воздымания, совпадающего по времени с завершающей фазой альпийской складчатости, территория Западной Сибири вышла из-под уровня моря Произошло формирование современных структурных планов

2.4. Нефтегазоносность

В северной части Сургутского нефтегазоносного района этаж нефтеносности составляет 1000-1300 м (от средней юры по нижний мел включительно) Залежи нефти, выявленные в пластах горизонта ЮС1 васюганской свиты, в ачимовской толще, в горизонтах БСП и БС10 сортымской свиты относятся к структурно-литологическому типу, редко - к структурному или литологическому типам

Коллекторы месторождений нефти на площади исследований сложены мелкозернистыми и среднезернистыми, полимиктовыми песчаниками, покрышками служат пачки глинистых алевролитов Разработка залежей неокома, в основном пластов группы БС]02, в настоящее время обеспечивает более 90 % добычи нефти в районе По величине запасов 50 % залежей относятся к средним и крупным, 45 % залежей относится к

малодебитным, порядка 40 % - к среднедебитным, остальные - к высокодебитным

Наиболее сложные для разработки залежи ачимовских пластов находятся в стадии опытно-промышленной эксплуатации единичными скважинами Коллекторы толщи часто выклиниваются, низкая продуктивность обусловлена низкими ФЕС коллекторов

Верхнеюрский НГК на Сургутском своде, развитый повсеместно и продуктивный на большинстве месторождений (низкодебитные и среднедебитные залежи нефти), характеризуется высокой степенью неоднородности ФЕС по площади и по разрезу Так, в переделах ограниченных участков рядом со скважинами, устойчиво работающими с дебитом 15-20 т/сут и выше, соседние скважины фактически не дают нефти

Глава 3. СТРОЕНИЕ И ТИПИЗАЦИЯ РАЗРЕЗОВ ОТЛОЖЕНИЙ ГРУППЫ ПЛАСТОВ БС102

3 1. Расчленение и корреляция разрезов Местоположение группы пластов БСю2 в составе нижнемеловых отложений

На территории Сургутского свода горизонт БСю и пачка чеускинских аргиллитов располагаются в кровле сортымской свиты валанжинского яруса нижнего мела (К,у) Согласно Принципиальной модели строения неокома Северного Приобья Западной Сибири (Карогодин и др , 2000), горизонт БСю относится к савуйскому (покачевскому) субрегиональному клиноциклиту (КЦ) Его трансгрессивная (савуйская) глинистая пачка (15-40 м) является покрышкой для горизонта БСц Мощность субклиноформной части савуйского КЦ достигает 400 м Перекрывается савуйский КЦ субрегиональной чеускинской пачкой, залегающей в основании следующего чеускинского КЦ, содержащего пласты БС8 у

Пласты группы БСю2 отражают фазу максимальной регрессии в завершение савуйского КЦ Слабо выраженные прерывистые пласты БСщ0 и БСю1, залегающие выше, относятся к базальной, трансгрессивной части чеускинского КЦ Группа пластов БС10", таким образом, фактически занимает положение горизонта БСю в целом

Отложения пластов БСю2, вскрытые 58 поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами, на диаграммах каротажа характеризуются повышенными значениями БК, НКТ и пониженными значениями ПС и ГК Чеускинская пачка аргиллитов в пределах площади работ является хорошим репером, способствующим уверенному прослеживанию группы пластов БСю2 по ГИС, и на каротажных диаграммах характеризуется понижением электрического сопротивления и повышенной радиоактивностью

На площади исследований по данным сейсмики ЗЭ выделено шесть пластов (линз) с индексами сверху вниз БСю21, БСщ2 26 БСщ2"23, КС1П2Л,

БС102 4, БСш2\ чешуйчато налегающих друг на друга с востока на запад и соответствующих субзональным прорециклитам (Карогодин, 1996) Порядок индексации допускает выделение новых, подстилающих линз по мере продолжения исследований в восточном направлении

3.2. Типы разрезов пластов группы БСщ2

Признаки и методы распознавания осадков различного происхождения подробно описаны в многочисленных публикациях (Ботвинкина, Алексеев, Вассоевич, Вылцан, Муромцев, Ежова, Рэйнек и Сингх, Рединг, Лидер, Эллиотт и др) Применение данных методик для площади исследований позволяет выделить фациальные зоны переходных и морских режимов осадкообразования, соответствующие вдольбереговым гидродинамическим зонам, отражающим береговой профиль, известный как затопляемая зона пляжа (Рединг, 1990)

3 2.1. Фации дальней зоны (ДЗ)

Отложения фаций ДЗ слагают субрегиональную чеускинскую глинистую пачку, развитую в пределах всей площади исследований, и являются литологическим экраном для пластов группы БСш2 Породы представлены темно-серыми аргиллитами и глинистыми алевролитами Текстура горизонтальная, часто линзовидная слоистая за счет линзовидных прослоев (обычно 1-2 см) алевролитов с пологоволнистой слойчатой текстурой Характерны мелкие следы биотурбации (хондриты) В подошвенной части чеускинской пачки отмечаются пиритизированные остатки растений, отпечатки обугленных растительных остатков, чешуи рыб, онихиты и фрагменты мелких, тонкостенных раковин двустворчатых моллюсков На плоскостях наслоения отмечается обогащение углисто-слюдистым материалом В шлифах цемент (до 60-65 %) представлен агрегатами тонкочешуйчатых гидрослюд Содержание кварца 10-15 %, полевых шпатов 15-20 %, обломков пород до 2 % (кварциты), слюд до 3 % Растительный детрит (РД, до 2-4 %) в виде удлиненных, нитевидных фюзенизированных обрывков Отмечается аутогенный пирит Проницаемость (0,01-0,02)х101мкм2

Палеогидродинамическая активность среды седиментации соответствует низшему, пятому уровню (аПС = 0,0-0,2) (Муромцев, 1984)

3.2.2. Фации переходной зоны (ПЗ)

Отложения фаций ПЗ представлены темно-серыми мелкозернистыми алевролитами глинистыми Текстура слоистая горизонтальная за счет тонких прослоев (до 1-2 см) светло-серых алевролитов, часто деформационная за счет пластической деформации и биотурбации Отмечаются штормовые слои (от 0,1-0,2 до 1,3 м) светло-серых, мелкозернистых песчаников, реже

:з

крупнозернистых алевролитов, с горизонтальной или косой слойчатой текстурой

В алевролитах сортировка средняя и плохая (Бо=2,3-4,5) До 5-10 % составляют слюды До 2-3 % РД, проницаемость (0,01-0,30)х10~\п<м2, пористость насыщения - 2-17 % Коэффициент сортировки штормовых песчаников - 1,4-2,4, до 1 % составляют слюды, отмечаются единичные знаки РД в виде обрывков, проницаемость колеблется от (0,02-0,59) до (105-490)х10 "мкм2, пористость насыщения - 16-21 %

Палеогидродинамическая активность среды седиментации соответствует четвертому уровню (аПС = 0,2-0,4) Динамика штормов -третьему, редко второму уровню гидродинамической активности (аПС = 0,40,6, редко до 0,8)

3.2.3. Фации предфронталыю» зоны пляжа (ПФЗП)

Фации нижняя часть ПФЗП представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов сильно глинистых, алевролитов песчанистых и песчаников буроватых Текстура линзовидная за счет линзовидных прослоев (1-3 см), часто деформационная за счет следов биотурбации илоедами Внутренняя текстура в прослоях косая, пологоволнистая слойчатая

В шлифе аргиллиты алевритовые, с микрослоистой текстурой за счет ориентировки линз гидрослюдистого состава РД (до 1 %) в виде мелких фюзенизированных обрывков Коэффициент сортировки - 4,5 Проницаемость не превышает (0,01)х10 ^мкм2, пористость по гелию - 5,7 %

Песчаники буровато-серые, мелкозернистые, со слабо выраженной, горизонтальной слойчатой текстурой Участками отмечаются крупные обломки обугленных растительных остатков (ОРО), редкие обломки раковинного детрита и морских лилий, обильная примесь интракластов глинистых алевролитов со следами пластической деформации, следы интенсивной биотурбации Содержание слюд от единичных знаков до 2 % Коэффициент сортировки песчаников и алевролитов светло-серых - от 1,4 до 2,2 Проницаемость колеблется от 0,01 до 184,92, обычно 6,0-9,0 (хЮ^мкм2) Пористость насыщения 12-19 %

Характерные для отложений нижней части ПФЗП относительно высокая сортировка осадков, низкое содержание слюд и РД, пологоволнистая линзовидная текстура, детрит раковин и морских лилий, частые следы биотурбации свидетельствуют о мелководной обстановке с умеренным, временами интенсивным (штормовым) гидродинамическим режимом

Режим среды седиментации отвечает третьему уровню активности (йПС = 0,4-0,6)

Фации верхней части ПФЗП представлены светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками со слабой примесью РД и слюд, редко со стяжениями пирига Текстура пород массивная, участками слабо выраженная волнистая слойчатая или со следами крупной ряби волнения, с редкими

следами пескожилов Отмечаются прослои (до 60 см) серых, глинистых алевролитов с текстурой оползания и следами биотурбации, редко встречаются прослои (3-5 см) седиментационных брекчий Участками отмечается примесь глауконита, раковины двустворчатых моллюсков Преобладает коэффициент сортировки 2,0 Проницаемость обычно составляет (100-400)х1СГмкм2, снижаясь к западу до (2,5-15,0)х10 \1км2 Пористость 1722%

Преобладание песчаных фракций, редкие следы биотурбации, частые пластические деформации, повышенная степень сортировки осадочного материала свидетельствуют об активной волновой обстановке Режим среды седиментации в целом соответствует третьему и второму уровню гидродинамической активности (аПС = от 0,4 до 0,8)

3.2.4. Фации нижней зоны пляжа (НЗП)

Отложения фаций НЗП представлены мелкозернистыми песчаниками Участками отмечаются прослои (до 15 см) мелкозернистых, глинистых алевролитов с разнонаправленной косой слойчатой текстурой, иногда с текстурами пластической деформации, с редкими прослоями (до 15 см) обогащения интракластами сильно глинистых алевролитов Породы с примесью РД, слюд и редкими отпечатками раковин двустворчатых моллюсков Текстура массивная, реже горизонтальная или косая слойчатая Иногда слойчатость разнонаправленная Отмечаются следы биотурбации Содержание слюд - от 1 до 3, редко до 9 % РД (иногда до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных и фюзенизированных обрывков (длиной до 0,2-0,5 мм), редко наблюдается раковинный детрит Коэффициент сортировки изменяется от 1,4 до 2,9, преобладая 1,5-2,2 Проницаемость (50600), реже до (990)х10'?мкм2 Пористость насыщения - 14-25 %

Разнонаправленная косая слойчатость отражает приливно-отливные течения Редкие прослои глинистых алевролитов указывают на обстановки забаровых лагун и условия низкой гидродинамической активности Преимущественно песчаный разрез, редкие следы биотурбации, частые пластические деформации, высокая степень сортировки осадка свидетельствуют о высокой волновой активности Режим среды седиментации отвечает второму уровню гидродинамической активности (аПС = 0,6-0,8)

3.2.5. Фации верхней зоны пляжа (ВЗП)

Надприливная область ВЗП затопляется только во время штормов От НЗП обычно отделяется низким уступом (бермой) Преобладают процессы заплеска, прибоя и обрушения, дополняемые вдольбереговыми течениями На площади исследований отложения ВЗП выделяются в ее восточной части в пределах развития пластов БСШ24 и БС1025

Фации ВЗП представлены светло-серыми, неравномерно бурыми средне-мелкозернистыми песчаниками участками (от 7-10 см до 2 м) карбонатными Текстура слабо выраженная, горизонтальная или косая слойчатая Редко текстура массивная Отмечаются единичные плитчатые обломки угля мощностью до 8 мм, единичные отпечатки двустворчатых раковин

Содержание слюд до 2-7 % РД (участками до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных обрывков длиной до 0,2-0,5 мм Сортировка хорошая (So=l,6-l,8) Проницаемость (250-540), участками до (806)х10 \ikm2 Пористость насыщения 18-22%

3.3. Модель строения пластов группы БСю2

Пласты группы БС1(,2 (БС10*"\ БС102 4, БС102"\ БС102"2а, БСщ2"26 и БСщ2"1) представляют собой песчано-алевритовые линзы (осадочные комплексы, «сиквенсы»), перекрывающие друг друга в западном направлении по схеме кровельного притегания В результате комплексного исследования керна и материалов ГИС установлено сходное строение выделенных пластов С востока на запад, по мере омоложения осадков, отмечается постепенное уменьшение эффективной мощности пластов от 25-30 до 8-18 метров Ниже приводится сводное описание разреза снизу вверх, отражающее общие закономерности строения каждого пласта

Пачка I (редко более 10 метров) - алевролиты темно-серые мелкозернистые глинистые слабо песчанистые редко с прослоями (иногда до 1,3 м) штормовых песчаников Часто со следами пластической деформации, реже слабо биотурбированные ПЗ с эпизодами штормов

Пачка II (до 15-20 м) - светло-серые, зеленоватые мелкозернистые и среднезернистые алевритистые неравномерно глинистые песчаники, в верхней части прослоями карбонатные, с рассеянной примесью РД и слюд, редко со стяжениями пирита Текстура массивная, участками горизонтальная, реже косая волнистая слойчатая Редко отмечаются прослои (до 3-5 см) седиментационных брекчий с обилием включений алевролитов сильно глинистых, редкие раковины двустворчатых моллюсков В нижней части пачки - прослои (до 0,6 м) алевролитов глинистых, с текстурой оползания Обстановка ПФЗП

Пачка III (до 20-25 м) - светло-серые мелкозернистые алевритовые слабо глинистые песчаники, в верхней части участками карбонатные, в нижней части - с прослоями обогащения интракластами сильно глинистых алевролитов Породы с рассеянной примесью РД и слюд, в нижней части - с РД крупного размера Текстура массивная, участками косая или волнистая слойчатая Слойчатость однонаправленная, реже разнонаправленная В средней и нижней части пачки - интервалы (20-30 см, до 1,08 м) чередования прослоев аргиллитов, алевролитов и песчаников, часто со следами

биотурбации и пластической деформации НЗП с приливно-отливными протоками

Пачка IV (до 3 м), в нижней части представлена алевролитами темно-серыми, мелкозернистыми, глинистыми, со следами пластической деформации, с примесью слюд, редко - РД мелкого размера (нижняя часть ПФЗП) В средней части - серые мелкозернистые песчаники с косой, часто разнонаправленной слойчатостью, участками со следами пескожилов (верхняя часть ПФЗП+НЗП) В верхней части — серые крупнозернистые неравномерно песчанистые и глинистые алевролиты с прослоями песчаников, с горизонтальной слойчатостью, часто нарушенной оползнями, реже биотурбацией Породы с рассеянной примесыо РД и слюд Подошвенная часть вышележащего пласта Условия НЗП

Пачка V (10-11 м) - песчаники светло-серые, мелкозернистые, реже среднезернистые, алевритовые, прослоями (10-35 см) карбонатные, с интракластами глинистых алевролитов Слойчатость обычно косая однонаправленная, реже разнонаправленная или волнистая Редко текстура массивная Отмечаются прослои (20-40 см) алевролитов серых, крупномелкозернистых, глинистых и песчанистых, линзовидных со следами оползания, реже биотурбации НЗП с приливно-отливными протоками

Пачка VI (до 3,5 м) — темно-серые мелкозернистые глинистые, слабо песчанистые алевролиты прерывистого распространения Текстура массивная В верхней части горизонтальная слоистость нарушенная ходами илоедов и взмучиванием Часто отмечаются интракласты светло-серых алевролитов со следами биотурбации и пластической деформации Лагунные обстановки ВЗП

Пачка VII (до 7 м), невыдержанная по площади, сложена светлосерыми, бурыми средне-мелкозернистыми алевритистыми песчаниками В средней части песчаники карбонатные (до 2 м) Слойчатость горизонтальная и косая однонаправленная Редко текстура массивная Отмечаются редкие мелкие обломки угля (9) В карбонатных песчаниках - единичная находка двустворчатой раковины Обстановки НЗП и ВЗП

Пачка VIII (до 0,5 м) отмечается в разрезах всех скважин В нижней части пачки — плохо сортированные серые мелкозернистые алевритовые, глинистые неравномерно карбонатные песчаники В верхней части - серые крупнозернистые, песчанистые и глинистые алевролиты Текстура биотурбации Пограничная обстановка между ПФЗП и ПЗ

Чеускинская пачка IX в приподошвенной части представлена темно-серыми аргиллитами с прослоями (1-2 см) светло-серых мелкозернистых,глинистых, часто карбонатных алевролитов Слоистоть горизонтальная, линзовидная, нарушенная мелкими следами биотурбации Отмечаются пиритизированные остатки растений ПЗ и ДЗ

Глава 4. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ГРУППЫ ПЛАСТОВ БС102

Наклонно-слоистое строение неокома отражает заполнение глубоководного до 400 м (Брадучан и др, 1986) морского бассейна в регрессивный этап крупного седиментационного цикла путем бокового наращивания осадков с востока на запад в обстановке лавинной седиментации Граничными значениями выделения областей 7 авиниой седиментации ЛС (Лисицин, 1982) являются скорости осадконакопления более 100 Б (1 бубнов = 1 мм/1000 лет или 1 м/млн лет) Выделено три уровня ЛС (Лисицин, 1988) 1 - устья рек (50-70 % отложившегося материала взвешенного речного стока на площади 2% поверхности Земли), 2 -основание континентального (материкового) склона (20-40 %), 3 -глубоководные впадины (7-8 % стока) В современных дельтах, занимающих 2% поверхности Земли, осаждается более 50 % осадочного вещества В целом, общая площадь водосбора равняется 88,6х10Г| кв км, а взвешенный сток всех рек составляет 13 505х106 т/год (Алексеев, 2001)

4.1. Условия формирования отложений группы пластов БСю2

Автор, согласно с представлениями ряда исследователей (Н X Кулахметов, А Г Мухер, Г П Мясникова, Г И Плавник, Л Г Судат, В И Шпильман, Г С Ясович, Ю Н Карогодин, В А Казаненков и др ), считает клиноформы дельтовыми образованиями при активном участии бассейновых процессов распределяющих и перераспределяющих осадки Большая протяженность, на которую пляжи наступали в сторону бассейна, указывает на то, что они являлись частью дельты с преобладанием ветрового (волнового) режима, так как маловероятно, чтобы такая степень наступления была достигнута без непосредственного речного привноса осадка (Рединг, 1990)

Результаты, полученные автором в процессе исследований, подтверждают данные предшественников, согласно которым разрезы дельтовых отложений неокома центральной части Западной Сибири характеризуются повышенной общей мощностью, разнообразными литолого-фациальными комплексами, обилием РД и слюд, ходов илоедов и пескожилов При построении карт эффективных толщин по серии песчаных пластов в пределах Среднего Приобья выделяется ряд крупных палеодельт (Плавника и др, 1988) Осевая линия одной из дельт в центральной части Нижневартовского и Сургутского сводов проходит через Соснинскую, Советскую, Самотлорскую, Нивагальскую, Федоровскую, Кочевскую, Северо-Кочевскую, Тевлинско-Русскинскую и Северо-Конитлорскую площади

С учетом схемы Г И Плавника с соавторами (1988) и эффекта «лавинной седиментации» первого уровня накопление отложений пластов группы БСю" происходило во фронтальной, преимущественно подводной,

части наступающей с юго-востока дельты волнового типа крупной палеореки с преобладающим режимом взаимодействия ириливно-отливных и волновых процессов На основании выделенного ряда фациальных обстановок была построена карта размещения фациальных зон на время завершения формирования группы пластов БСю, по подошве чеускинской пачки Фациальные зоны ориентированы субмеридионально и отражают простирание береговой линии

Наиболее мелководные осадки, распространенные в восточной и юго-восточной части площади, представлены комплексом песчаных отложений ВЗП Выделенная в центральной части узкая субширотная зона неравномерного распространения отложений ВЗП являлась прштивно-отливным канатом, соединяющим море и лагуну, расположенную восточнее площади исследований

Западнее ВЗП сменяется мелкозернистыми песками НЗП Ширина НЗП (4-8 км) и высота прилива (на современных побережьях 4-6 м) отражают наклон поверхности НЗП 1,0-1,5 м на 1 км, что соответствует углу наклона большинства сейсмических горизонтов 1-3 м на 1 км, или менее 0,2° (Карогодин и др , 1996)

Поверхность ПФЗП (шириной 10-11 км), расположенной к западу от НЗП, при глубине штормового воздействия 35-36 м (Рединг, 1990) имеет уклон около 3 м на 1 км, что также близко наклону большинства отражающих горизонтов

Дельтовые отложения в виде удлиненного, вытянутого в меридиональном направлении лопастного тела, образованы рядом разновозрастных линзовидных пластов (осадочных комплексов) в западном направлении последовательно налегающих друг на друга В том же направлении общие и эффективные мощности пластов уменьшаются (глинизация разреза)

Разделение пластов вызвано кратковременными этапами ингрессии с переработкой верхней части накопленных отложений волновыми и штормовыми процессами и формированием маломощных глинистых пачек, залегающих в основании каждого пласта (комплекса) При этом выдвижение моря в сторону суши могло достигать 30-50 км

Общие закономерности, описанные в литературе (Онищук, 1972, Наумов, 1977, Нежданов, 1992, Карогодин, 1996 и др) для крупных клиноформ и прослеженные автором для пластов группы БСю2, указывают на существование в неокоме разномасштабных ритмичных колебаний уровня моря Аналогичные следы колебаний уровня моря описаны в меловой формации Сан-Мигель в Техасе (Рединг, 1990)

Режим лавинной седиментации неизбежно приводит к накоплению в мелководной зоне критической массы осадков, глинистая часть которых, вспедствие быстрого захоронения, находится в состоянии недоуплотнения На сейсмопрофилях метода ОГТ достаточно отчетливо фиксируются

наклонные (иногда до 5°), отражающие границы (Карогодин и др , 1996), формирующие «по вертикали вкрест простирания серию «чешуйчато» сменяющих друг друга границ протяженностью от 2-5 до 25 км» (Кулахметов и др , 1983) Согласно современным представлениям угла наклона в 0,2-2,0° на участках повышенного давления и недоуплотнения достаточно для образования оползней при усилении ударов волн во время штормов (Рединг, 1990) Часто наблюдаемые на площади работ текстуры пластической деформации могут указывать на широкое развитие оползневых процессов

Отражающие границы с наклоном до 5° могут быть поверхностями локальных деформаций типа оползней вращения, возникающих при усилении волновой и штормовой активности в начальную фазу ингрессии ВЗП в течение шторма интенсивно эродируется, осадок выносится в сторону моря в область НЗП и в отдаленную зону пляжа, образуя штормовые слои (Рединг, 1990) Следовательно, по мере наступления моря накопления ВЗП разрушаются под действием штормов, при этом часть песчаных осадков, смещаясь возвратными волнами в более глубоководные части бассейна, накапливается на месте отрыва оползня во вдольбереговом желобе Таким образом, может сформироваться вдольбереговое клиновидное песчаное тело, контролируемое в подошве поверхностью отрыва оползня, а в кровле — глинистыми осадками ПЗ и ДЗ

Наиболее древний пласт БС1П2Л расположенный в восточной части площади работ, представлен отложениями всех выделенных фациальных обстановок Скважиной 129 вскрыты отложения пласта БСю2'5 и перекрывающего его пласта БСщ24 с разделяющей их глинистой пачкой (до 2-3 м)

Выявленные работами 30 отражающие границы в западном направлении быстро выполаживаются до регионального наклона (порядка 0,2°) В результате межскважинной корреляции глубина «подныривания» одного пласта под другой составляет 20-40 м в интервале 2-3 км С учетом уплотнения глин при погружении за счет дегидратации (35-65 %, Селли, 1976) первоначальный угол наклона границы достигал 1,0-1,5°

Оценка угла наклона отражающих горизонтов делает маловероятным их осадочное происхождение без участия конседиментационных процессов деформации Установленная в результате исследований автором последовательность накопления осадков характеризуется несовпадением колебаний водкой разгрузки и режима бассейна, отражающим чередование периодов фактически беспрепятственного выдвижения дельты и периодов переработки осадков бассейновыми процессами Периоды накопления представлены в разрезе слабо сортированными осадками с высоким содержанием слюд и РД, находившимися в состоянии неустойчивого равновесия (У1-У, редко IV класс коллекторов) Отложения с улучшенной сортировкой с низким содержанием слюд и РД и повышенным - обломков пород отражают усиление бассейновых процессов, приводящих к нарушению

равновесия, пластическим деформациям, разрушению и перераспределению осадков (II-III класс коллекторов)

Разрешение дельты фиксирует момент окончания регрессивной фазы савуйского и начало трансгрессивной фазы чеускинского клиноциклитов Усиление волновых процессов привело к частичному разрушению и переотложению осадков дельты в виде вдольбереговых валов, баров и барьерных островов К востоку от барьерных островов формировались лагуны, возможно, опресненного типа (редкие следы биотурбации)

Для ряда крупных современных систем барьерных островов в течение голоценовой трансгрессии отмечается миграция барьерных островов в сторону суши через континентальный шельф, для некоторых эта тенденция сохраняется и в настоящее время Возможно, действует следующий механизм миграции барьер остается на месте в процессе относительно быстрого поднятия уровня моря пока зона бурунов не достигает вершины барьера Начиная с этой отметки, зона бурунов резко передвигается к внутреннему краю лагуны и барьер затапливается (Рединг, 1990) Зона бурунов не перерабатывает целиком всю равнину, барьер не испытывает полного разрушения, часть его сохраняется в ископаемом виде, перекрытая глубоководными осадками открытого моря Отступление берега контролируется абсолютной скоростью поднятия уровня моря, градиентом у к топа, структурой дотрансгрессивной поверхности и привносом осадка (Рединг, 1990) Протяженность эрозионной поверхности предфронтальной зоны зависит от скорости поднятия уровня моря и скорости погружения В районах с быстрым погружением и/или относительно быстрым поднятием уровня моря может сохраниться сравнительно полный трансгрессивный разрез, при медленном погружении и/или медленном поднятии уровня моря эрозия предфронтальной зоны более длительная и разрез будет сокращенным В западной части площади отмечается слабая эрозия накопленных осадков и захоронение сформированных там барьеров Восточная часть характеризуется более длительной волновой переработкой дельтовых отложений Таким образом, в пределах площади работ наступающее море, разрушая отложения дельты, формировало вдольбереговые барьеры первоначально вдоль западной границы площади, с последующей их миграцией в сторону берега Отложения лагуны, расположенной к востоку от барьера, в дальнейшем участками перекрываются осадками фаций барьерных островов Процесс миграции барьеров прекратился в средней части площади наших исследований, что было обусловлено снижением темпов трансгрессии в то время вследствие относительно большего уклона побережья Наступающее море разрушало отложения ВЗП с перераспределением осадков в более глубокие части, происходило выравнивание профиля пляжа и образование эрозионной поверхности с углом наклона не более 0,2°, о чем было сказано выше

Для площади работ по подошве чеускииской пачки построены схема размещения фаций группы БСШ~ и фациальные профили, отражающие смещение обстановок осадконакопления, в соответствии с законом миграции фаций Вальтера-Головкинского

Глава 5. ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ

Как показано выше, ФЕС напрямую зависят от литологических особенностей и фациалыгой принадлежности пород Размещение пород-коллекторов также контролируется палеогеографическими условиями осадконакопления, колебаниями водной разгрузки привносящего потока и гидродинамической активности бассейна седиментации

Коллекторы II-III, реже IV класса представлены песчаниками штормовых слоев и песчаниками вдольбереговых барьерных образований (валов, баров и островов), образованными в условиях высокой волновой активности Отложениям, накопленным преимущественно за счет энергии привносящего потока, присущи коллекторам V-VI классов

Эпизодические штормовые песчаники (от 0,1-0,2 до 1,0 м) характеризуются разбросом гранулометрических значений и ФЕС Коэффициент сортировки изменяется в пределах 1,4-2,4, весовая глинистость - 1,5-6,0 %, проницаемость - (0,59-490)х10_1мкм2, пористость - от 10-16 до 18-21 % В западном направлении мощность прослоев и ФЕС снижаются

Песчаники ВЗП барьерных островов преимущественно выделяются в восточной части площади сортировка - от 1,6 до 2,0, глинистость — от 0,8 до 6,0 %, проницаемость (250-540)x10~\ikm2, участками до (806)х10"1мкм2, пористость - 18-22 % В нижней части разреза прослои ( до 2 м) карбонатных песчаников

Отложения НЗП, в том числе и барьерных островов, выделенные на всей площади исследований, также отличаются непостоянством гранулометрии и ФЕС (So) от 1,4 до 2,3, глинистость от 0,3 до 7,8, редко до 11,5 %, проницаемость от (1-46) до (170-784)х10 \ikm2, пористость от 15-19 до 18-25 % К западу мощности уменьшаются от 20-25 до 3-6 м, ФЕС ухудшаются

Песчаники ПФЗП слагают прерывистые подводные валы Мощность зоны к западу уменьшается от 11-20 до 3-10 м (So) обычно 1,5-2,0, редко 2,32,4 Глинистость от 0,1 до 10,0, обычно 3-6 % Проницаемость от (100-400), до (635)х10 ^мкм2, пористость - 16-22 % Изменение свойств по латерали не отмечается

Поля распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами, выделенные в результате комплексного анализа, совпадают с участками размещения вдольбереговых барьеров, образованных в начале трансгрессии

Наиболее перспективными являются северо-восточная и юго-восточная части площади исследований где выделяются основные мощности отложений фаций НЗП и ВЗП, в том числе и барьерных островов На этих участках в песчаниках трансгрессивных барьерных образований под чеускинскими глинами возможны литологические залежи

В северо-западной части площади в районе бровки перегиба шельфовых пластов БС10~ выделяется участок размером до 3x7 км и эффективной мощностью 17-18 м северо-восточного простирания, не изученный бурением Отложения выделенного тела, предварительно, относятся к фациям барьерных островов, образование их связывается с начальной фазой субрегиональной «чеускинской» трансгрессии Аналогично отложениям, вскрытым скважинами 308 и 315, расположенным южнее, предполагается, что данное тело экранировано аргиллитами чеускинской пачки и сложено мелкозернистыми песчаниками, хорошо и очень хорошо сортированными, с проницаемостью (25-150)х101мкм2, пористостью насыщения 20-25 %

Субмеридиональные зоны неколлекторов, являющихся литологическими экранами для установленных и возможных залежей нефти, фациально связаны с базальными алеврито-глинистыми частями пластов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе проведенного комплексного анализа геолого-геофизических и литологических материалов рассмотрены условия формирования пластов группы БС102 в пределах северной части Сургутского свода на примере Северо-Конитлорского и Северо-Кочевского месторождений

В соответствии с базовой моделью косослоистого (клиноформного) строения неокома осадконакопление пластов группы БСю2 происходило в условиях лавинной седиментации ритмично, путем бокового заполнения глубоководного палеобассейна, сформировавшегося к концу юры

Отложения пластов группы БСю2, накопившиеся в условиях выдвижения дельты волнового типа, слагают регрессивную, финальную часть субрегионального савуйского клиноциклита и пророчены к шельфовой (уьдаформной) его части, располагаясь в непосредственной близости от его клиноформной части Ритмичное выдвижение дельты отражается в чешуйчатом строении группы БС1П2 в виде серии песчано-алевритовых линз (осадочных комплексов, «сиквенсов»), последовательно выклинивающихся в северо-западном направлении по схеме кровельного прилегания Каждый пласт («сиквенс») представляет циклит субзонального ранга и имеет нижнюю трансгрессивную (глинистую) и верхнюю регрессивную (песчаную) части, повторяя принципиальную модель строения циклитов более высокого ранга

Отражающие границы раздела пластов с уклоном в участках примыкания 1,0-1,5°, к западу выравниваются (наклон менее 0,2°) При лавинной седиментации и недоуплотнении погребенных осадков наклон дна 0,2-2,0° является критическим в отношении процессов деформации осадков Установленные в керне скважин периодические пластические деформации в алеврито-глинистых отложениях каждого пласта свидетельствуют о ритмичном чередовании периодов низкой волновой активности и штормов, т е динамика накопления осадков отражает несовпадение колебаний водной разгрузки и режима бассейна Периоды быстрого накопления отражаются в разрезе слабо сортированными осадками, с повышенным содержанием слюд и РД, в состоянии неустойчивого равновесия (VI-V классы коллекторов) Периоды усиления активности бассейновых процессов приводят к нарушению равновесия, вызывают деформации, разрушение и перераспределение осадков, улучшение сортировки, удаление слюд и РД, повышение содержания обломков пород (II и III, реже IV класс коллекторов) Тела вдольбереговых барьерных образований в кровле группы БС102 сформировались в начальную фазу субрегиональной чеускинской трансгрессии и относятся к трансгрессивной (базальной) части чеускинского клиноциклита

Полученные данные, ввиду малых объемов кернового материала, нуждаются в апробации на примыкающих территориях, где развиты отложения горизонта БСю, широко представленные керном, и проведены детальные сейсморазведочные работы

Публикации по теме диссертации

Кудаманов А И, Ольков В А, Потрясов А А Предварительные результаты реконструкции условий осадкообразования горизонта БС1021 северо-запада Сургутского свода // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Материалы IX научно-практической конференции -Ханты-Мансийск ИздатНаукаСервис, 2006, - том 1, - С 238

Кудаманов АИ, Суполкина ИВ, Потрясов А А Особенности формирования отложений группы пластов БСщ21 северо-западной части Сургутского свода // Интенсификация добычи нефти Труды П-ой международной научно-практической конференции - Томск Изд-во, ТПУ, 2007,-С 145-152

Кудаманов А И, Потрясов А А Условия осадконакопления в валанжинское время на примере группы пластов БСщ2 в северной части Сургутского свода Западно-Сибирской плиты // Вестник Томского государственного университета, 2006,- № 104, С 88-91

Кудаманов АИ, Суполкина ИВ, Потрясов А А К вопросу о формировании пласта БС102 в пределах северной части Сургутского свода // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Материалы X научно-

практической конференции - Ханты-Мансийск ИздатНаука-Сервис, 2007 (в печати)

Кудаманов А И, Суполкина И В , Потрясов А А Результаты комплексной корреляции геолого-геофизических материалов для пласта БСщ2 в зоне северного склона Сургутского свода // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности Материалы Н-ой научно-практической конференции - Когалым, 2007 (в печати)

Кудаманов ЛИ, Суполкина ИВ, Потрясов А А Результаты реконструкции валанжинского осадконакопления в северной части Сургутского свода на примере пластов группы БС102 // Геология, геофизика, и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2007 (в печати)

Кудаманов А И, Суполкина ИВ, Скачек КГ Результаты литолого-фациального анализа «шельфовых» отложений валанжинского возраста Западно-Сибирской плиты на примере группы пластов БС302 в северной части Сургутского свода // Сборник статей ООО «Лукойл-Западная Сибирь» -Когалым, 2007 (в печати)

Отпечатано на участке оперативной полиграфии редакционно-издательского отдела ТГУ Лицензия ПД № 00208 от 20 декабря 1999 г

Зяка-ч № 02 2007г Тираж 100 лкз

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кудаманов, Александр Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Расчленение и корреляция разрезов, принципы выделения циклитов и индексации пластов.

1.1.1. Расчленение и корреляция разрезов.

1.1.2. Выделение циклитов.

1.2. Литологические методы.

1.2.1. Описание разреза по керну.

1.2.2. Минералого-петрографические исследования.

1.3. Лабораторные (инструментальные) аналитические исследования.

1.3.1. Гранулометрический анализ.

1.3.2. Растровая электронная микроскопия.

1.3.3. Определение карбонатности.

1.3.4. Рентгеноструктурный анализ.

1.3.5. Изучение фильтрационно-емкостных свойств.

1.4. Палеотектонический анализ.

1.5. Сейсморазведочные работы 3D для фациальпого анализа.

1.6. Литолого-фациальный анализ на основе комплекса геофизических, керповых и лабораторных данных.

1.6.1. Электрометрические и седиментологические модели.

1.6.2. Диагностика фациальных обстановок.

1.6.3. Анализ микроцикличности.

1.7. Прогноз размещения коллекторов.

Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ.

2.1. Обзор результатов предыдущих исследований. Краткая история развития представлений о строении неокома.

2.2. Стратиграфия.

2.3. Тектоническое строение и краткая история развития.

2.4. Нефтегазоносность.

Глава 3. СТРОЕНИЕ И ТИПИЗАЦИЯ РАЗРЕЗОВ ОТЛОЖЕНИЙ ГРУППЫ

ПЛАСТОВ БСю2.

3.1. Расчленение и корреляция разрезов. Местоположение группы пластов БСю2 в составе нижнемеловых отложений.

3.2. Типы разрезов пластов группы БСю2.

3.2.1. Фации дальней зоны (ДЗ).

3.2.2. Фации переходной зоны (ПЗ).

3.2.3. Фации предфронталыюй зоны пляжа (ПФЗП).

3.2.4. Фации нижней зоны пляжа (НЗП).

3.2.5. Фации верхнего зоны пляжа (ВЗП).

3.3. Модель строения пластов группы БСю2.

3.3.1. Модель строения пласта БСю

3.3.2. Модель строения пласта БСю2"4.

3.3.3. Модель строения пласта БСю ".

3.3.4. Модель строения пласта БСю2'2".

3.3.5. Модель строения пласта БСю2"26.

3.3.6. Модель строения пласта БСю ".

Глава 4. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ПЛАСТОВ ГРУППЫ БСю2.

4.1. Условия формирования отложений пластов группы БСю2.

4.2. Краткое описание основных терминов и понятий об условиях формирования и развития дельтовых комплексов.

4.2.1. Дельты, циклиты и клиноформы.

4.2.2. Фациальные комплексы современных волновых дельт.

4.2.3. Отмирание дельты.

4.2.4. Строение древних дельт.

4.2.5. Деформации, вызванные процессами осадконакопления.

4.2.6. Типы осадочных деформаций в обнажениях дельт.

Глава 5. ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ

ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты"

Неокомский комплекс Западной Сибири является основным объектом добычи нефти в регионе (более 90 % от общей добычи) и в России (более 70 %). Наиболее реальные перспективы прироста запасов углеводородов и их добычи, по крайней мере, в первой четверти XXI века связываются также с неокомом Западной Сибири. К настоящему времени на территории Северного Приобья, и в частности Сургутского свода, все крупные положительные структуры, выявленные сейсмикой, уже изучены буровыми работами. Поэтому наравне с бурением поисково-оценочных скважин на небольших по площади и малоамплитудных локальных поднятиях все большее значение приобретают нефтепоисковые работы на выявление ловушек неантиклипального типа. Для определения пространственного положения таких ловушек в сложно построенном неокомском комплексе требуется восстановить фациальные и палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел-коллекторов. Неоком, относительно других нефтегазоносных комплексов (НГК) Западной Сибири (верхнеюрский, апт-альбский, сеноманский и др.), является не только наиболее значимым, но и весьма сложным, в первую очередь благодаря своему клипоформному строению.

Административно площадь исследований расположена в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 160 км к северу от г. Сургут (рис. 1.1). В тектоническом отношении Северо-Кочевское и Северо-Конитлорское месторождения приурочены к северозападному склону Когалымской вершины - структуры 2-го прядка, осложняющей северную часть структуры 1-го порядка - Сургутского свода (рис. 1.2).

Объектом исследований послужили нижнемеловые продуктивные пласты группы л

БСю валанжинского возраста на примере Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского л месторождений. На площади исследований пласты группы БСю являются основным объектом разработки. Залежи в пределах группы характеризуются как высокодебитные; вмещающие залежь, породы отличаются хорошими коллекторскими свойствами.

Изученность вопроса. В исследуемом районе к наст<?ящему времени проведен довольно значительный объем геологоразведочных работ, начиная от региональных (геолого-геоморфологическая съемка, аэромагнитная съемка) и заканчивая бурением поисково-оценочных и эксплуатационных скважин. Наиболее современными видами исследований, проведенными за последние годы, являются сейсморазведочные работы по методике 2D и 3D.

Рис. 1.1 Обзорная схема района работ (по материалам СК «ПетроАльянс»)

В настоящее время в пределах площади исследований ведется разработка выявленных залежей нефти. В пределах Северо-Конитлорского месторождения на сегодняшний день выявлена одна залежь нефти структурно-литологического типа. После получения фонтанных притоков нефти при испытании двух скважин (№№ 299 и 304) водонефтяной контакт (ВНК) залежи был определен наклонным с юга на север от абсолютной отметки (а.о.) -2519 м до а.о. -2523 м.

Таким образом, залежь в плане была оконтурена в виде субмеридионалыю вытянутой песчаной линзы, ограниченной с запада контуром установленного ВНК, а с востока - линией глинизации. Бурение эксплуатационных скважин в контуре залежи подтвердило достоверность структурной поверхности, отстроенной по данным сейсморазведочных работ, и достоверность раннее установленной отметки ВНК.

В пределах Северо-Кочевского месторождения выявлено пять залежей нефти, относящихся к структурно-литологическому типу. Абсолютные отметки ВНК залежей изменяется от -2445 м до -2510 м. Средние нефтенасыщенные мощности - от 0,2 м до 10,1 м. Наилучшее качество коллекторов при этом отмечается в местах наибольшего градиента наклона пластов (скв. №№ 904,903, 77, 74).

Актуальность работы. В теоретическом плане актуальность исследований связана с неоднозначностью представлений геологов об условиях формирования отложений неокома. Несмотря на то, что клииоформная модель пеокома, предполагающая боковое заполнение палеобассейна в условиях лавинной седиментации, уже в достаточной степени разработана (МСК, 2003), многие вопросы носят дискуссионный характер и не все исследователи согласны с этой моделью (Нестеров 1992; Соколовский 1989, Онищенко 1994; Поташова и др. 2006).

Актуальность исследований обусловлена также региональной нефтеносносностью неокомских отложений: основные перспективы в северной части Сургутского свода связываются с продуктивными пластами группы БСю2.

Кроме того, предложенные ранее модели строения неокома (A.JI. Наумов, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карогодип), учитывали в основном пространственное распространение пластов и не отражали их внутреннее строение. Наряду с проведением крупномасштабных работ по неокому в целом и для отдельных регионов (Приобская зона, 1996; Северное Приобье, 2000), детальным исследованиям не уделялось достаточного внимания.

Вместе с тем, на площади работ выявлена неоднозначность определения границ ' 2 залежей с установленной продуктивностью, входящих в состав пластов группы БСю • В соответствии со структурным планом, данные залежи относятся к структурно-литологическому типу, их форма и размер контролируются с одной стороны линией глинизации пласта, с другой стороны - контуром ВНК. Неудовлетворительное качество геолого-геофизической информации, полученной в основном в 80-90-ые годы прошлого века, невыдержанность глубины ВНК даже в соседних скважинах (например, в скв. 106 и 66 еклорскии прогш

Х<шмогорекын лыгщ прогиб апскии

Могутпорский прогиб

Федоровская вершина

Условные обозначения:

Когалым а

-Границы тектонических элементов 1 порядка

-Границы внутреннего районирования тектонических элементов 1 порядка

-Граница Ханты-Мансийского автономного округа

-Города

-Границы лицензионных участков

-Границы района работ

Протерозой-палеозойский фундамент *

На карте отражено строение фундамента до глубины 2 км от кровли по данным бурения и сейсмических разрезов ОГТ, КМПВ) l l l l l l l е1 tzttttT

-Долераты -Известняки

N11 iл: и :;.л.

ГГ TI "П ,, п и ii 1г

-Доломиты -Мергели - Сочетание ассоциаций пород с учётом их количественного соотношения отражено комбинацией знаков

Рис. 1.2 Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И.Шпильмана, 1998 г)

Северо-Кочевского месторождения) существенно затрудняют создание непротиворечивой геометрической модели залежи.

Разные уровни ВНК в соседних скважинах позволяют говорить о наличии, как минимум, двух, гидродинамически разобщенных друг от друга, залежей нефти. Признание наличия двух (или более) залежей влечет за собой необходимость выявления их контуров, прослеживания распространения в плане и взаимоотношения в пространстве.

По материалам сейсморазведочных работ 2D и 3D на территории, включающей площадь работ, были выделены такие фациальные элементы, как бровка шельфа, граница выклинивания группы пластов БСю2, линии фациального замещения, позволяющие предположить в целом чешуйчатое или черепитчатое строение группы пластов БСю2 в данном районе. Основным недостатком этих сейсморазведочных работ является то, что наряду с решением более масштабных задач, детальное прослеживание отдельных выявленных залежей не проводилось.

С целью использования результатов сейсмики для более детальных исследований в последние годы рядом организаций, в том числе с участием автора, была предпринята попытка переработки материалов предыдущих сейсморазведочных работ. Анализ полученных в результате переработки уточненных временных разрезов, в сочетании с материалами ГИС, позволяет выделить ряд пространственно разобщенных, разновозрастных песчаных тел, перекрывающих друг на друга в западном направлении по схеме кровельного прилегания, и проиндексированных сверху вниз следующим образом - БСю2"1, БСю2"26, БСю2" 2а, БСю2"3, БС102Л БСю2*5- В результате проведенной интерпретации выяснилось, что пласты, слагающие группу БСю2, имеют вид уплощенных чешуй (или черепиц), налегающих друг на друга с востока-юго-востока на запад-северо-запад по мере регрессивного продвижения береговой линии в сторону моря. Таким образом, достаточно уверенно можно говорить о косослоистом строении группы пластов БСю2

Цель исследований-создание модели геологического строения группы пластов БСю2 на площади работ, определение пространственного размещения коллекторов с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные задачи:

1. С привлечением теоретических разработок о цикличности осадочных комплексов (JI.H. Ботвинкина, В.П. Алексеев, Ю.Н. Карогодин и др.), материалов ГИС и палеонтологических определений, выполненных на соседних площадях, на основе общих представлений об истории осадконакопления и стратиграфии района провести детальную корреляцию и установить пространственно-временное положение объекта исследований (группы пластов

БСю');

2. Используя комплексную интерпретацию геолого-геофизической информации, лабораторные данные (гранулометрический, рентгеноструктурный и микроскопический анализы, определения фильтрационно-емкостных свойств) и текстурно-структурные особенности пород провести седиментологический и качественный литолого-фациальный анализы;

3. По результатам, полученным при проведении седиментологического и литолого-фациального анализов, разработать теоретически обоснованную комплексную литолого-фациальную модель;

4. На основе установленной модели выявить пространственное размещение литоло^о-фациальных зон на площади исследований и участки распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами.

Фактический материал и методы исследования

Теоретической основой решения поставленных задач послужили идеи и положения о цикличности строения осадочных толщ Ю.Н. Карогодина, о динамических режимах осадконакопления С.И. Романовского, обоснования применения электрометрических методов в литологии B.C. Муромцева, В.Б. Белозерова, Е.Е. Даненберга, Н.А. Брылиной, JI.C. Черновой, А.В. Ежовой. Комплекс литологических исследований строился на основе теоретических положений, разработанных JI.H. Ботвинкиной и В.П. Алексеевым. Диагностика фациальных обстановок проводилась с использованием описаний Р.К. Селли, М.Р. Лидера, Г.Э. Рейнека и И.Б. Сингха, X. Рединга. Применялись теоретические положения о преобразовании и изменении осадочных горных пород О.В. Япаскурта и Б.А. Лебедева, практические выводы по минералогии и геохимии нефтегазоносности мезозойских отложений Западной Сибири И.Н. Ушатинского и О.Г. Зарипова.

Диссертация является итогом многолетней работы автора. В ходе подготовки диссертации автором собраны, обобщены и проанализированы результаты предыдущих исследований, касающиеся как теоретических вопросов, так и проведенных непосредственно на площади исследований геологоразведочных и эксплуатационных работ. В основу диссертации положены результаты исследования кернового материала, полученные автором при проведении научно-исследовательских работ, выполнявшихся в ООО «КогалымНИПИнефть» по заказу ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл - Западная Сибирь». При изучении пород-коллекторов использовался стандартный комплекс методов исследования.

Керновый материал для исследований собран и обработан автором самостоятельно. Керновый материал изучался в 14 скважинах, пройденных на площади работ с отбором керна (скв. 66, 67, 107, 108, 111, 112, 109, 129, 308, 311, 315, 510, 519, 9731). Сделано детальное описание 14 разрезов скважин по керну (более 300 п.м.). Выполнено фотографирование образцов с основными генетическими признаками (250 шт.). Проанализирован комплекс каротажных диаграмм (произвольной самополяризации ПС, индукционного каротажа ИК, гамма-каротажа ГК, нейтронного гамма-каротажа НГК, бокового каротажа БК, кажущегося сопротивлении КС и др.) масштабов 1:200 и 1:500 по 58 скважинам. Проанализированы временные региональные и детальные сейсмические разрезы (12 шт.), структурные карты и карты общих и эффективных толщин (6 шт.), построенные для площади работ и прилегающих участков. Привлечены и проанализированы данные лабораторных анализов: гранулометрического (Микротрек) - 400 шт., определения карбонатности - 300 шт., описания шлифов - 150 шт., определения фильтрационно-емкостных свойств - 800 шт., рентгеноструктурного анализа - 100 шт. На основе описания разрезов по керну, лабораторных данных и материалов ГИС были построены литолого-фациальпые планшеты пластов группы БСю (14 шт.).

Основные защищаемые положения

1. В пределах северной части Сургутского свода отложения пластов группы БСю сформировались в мелководной прибрежно-морской обстановке и фациальных условиях преимущественно подводной части дельты волнового типа крупной палеореки;

-у

2. Пласты группы БСю чешуйчато (черепицеобразно) перекрывают друг друга с востока на запад, в процессе ритмичного развития регрессии, с чередованием линзовидных тел песчаников и покровных тел глинистых алевролитов, с резко различными коллекторскими свойствами;

3. Ритмичность выдвижение дельты обусловлена малоамплитудными колебаниями уровня моря (ингрессиями), в начальную фазу которых происходило образование оползней, разрушение и переотложение песчаных осадков верхнего и нижнего пляжа за счет усиления активности волновой гидродинамики; У

4. В верхней части пластов группы БСю представлены наиболее отсортированные средне-мелкозернистые песчаники вдольбереговых барьерных образований (валов, баров и островов), сформировавшиеся в начальную фазу развития субрегиональной чеускинской » * трансгрессии.

Научная новизна. Личный вклад автора

Автором впервые для Северо-Конитлорского и Северо-Кочевского месторождений сделан вывод о том, что нефтегазоносность месторождений контролируется фациальными обстановками, свойственными стадиям развития дельты волнового типа. Установлено, что в отложениях пластов группы БСю2 наибольшая часть сформировалась в процессе ритмичного выдвижения дельтового комплекса в завершающий период регрессивной (верхней) части субрегионального савуйского (покачевского) клиноциклита, с преобладанием привноса осадочного материала над его волновой переработкой; относительно маломощная (редко более 5-6 м) верхняя часть пластов группы БСю представляет отложения вдольбереговых барьерных образований, и сформировалась в результате разрушения и переотложения дельтовых накоплений в начальную стадию чеускинской трансгрессии, и относится к базальной части субрегионального чеускипского клиноциклита.

Также сделан вывод о том, что разделение группы на отдельные пласты обусловлено маломощными глинистыми слоями, сформированными в результате кратковременных ингрессий моря, в начальную фазу которых происходило усиление штормовой активности, образование оползневых процессов и пластических деформаций, частичное разрушение и переотложение осадков верхнего пляжа.

Автором выявлена литологическая неоднородность отложений и построена седиментологическая модель, отражающая циклическое строение пластов БСю2, выделены пачки (мощностью до Юм) элементарных циклитов, размером от 3-5 до 40-70 см, с преобладающим прогрессивным или регрессивным характером осадконакопления.

Сделан вывод, что для песчаников регрессивного этапа, отвечающего стадии накопления и выдвижения дельты, характерны элементарные циклиты прогрессивного типа (проциклиты), в которых снизу вверх размерность постепенно уменьшается (Md от 134,8 до 109,4 мкм), а средняя, реже хорошая сортировка в том же направлении, как правило, ухудшается или остается неизменной. В регрессивный этап формировались разрезы, представленные чередованием алевролитов глинистых, нередко с текстурами пластической деформации, и песчаников светло-серых, мелкозернистых, в разной степени алевритовых, реже алевритистых, неравномерно глинистых. Для песчаников регрессивного этапа характерны содержания пелитовой фракции до 2,0 %, слюд - 2-9 %, обломков пород - не более 10 %; текстуры массивные и слойчатые - горизонтальные и косые; характерны следы жизнедеятельности илоедов. Примесь растительного детрита колеблется от 2-3 до 5-7 %. Содержание каолинита в цементе песчаников в среднем составляет 34 %, хлорита - 49 %, гидрослюд - 14 %, смешапнослойных образований - 3-4 %. » #

Песчаные разрезы, сформированные в прогрессивный этап, представлены песчаниками буровато-серыми, средне-мелкозернистыми, в верхней части мелко-среднезернистыми, алевритистыми, участками слабо глинистыми. Для «прогрессивных» песчаников характерны элементарные циклиты регрессивного типа (рециклиты), в которых снизу вверх размерность увеличивается (Md от 178,3 до 238,4 мкм), сортировка улучшается до очень хорошей. Содержание пелитовой фракции достигает 3,0 %, слюды составляют единичные знаки, редко до 2 %, обломков пород участками до 19 %. Отмечается уменьшение содержания растительного детрита до единичных знаков (редко до 1-2 %). Текстуры массивные, участками - крупные пологоволнистые слойчатые. Содержание каолинита в цементе песчаников в среднем составляет 50 %, хлорита - 28 %, гидрослюд - 19 %, смешаннослойных - 2-3 %.

Предложенная седиментологическая модель объясняет пространственную неоднородность фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных объектов группы пластов БСю. Например, в скважине № 519 Северо-Кочевского месторождения проницаемость «регрессивных» песчаников изменяется от 14,07 до 44,49х10"3мкм2 (среднее значение по 13 образцам 33,24хЮ~3мкм2), пористость по насыщению составляет 18,6-20,0 % (среднее 19,5 %). В той же скважине проницаемость «прогрессивных» буровато-серых песчаников варьирует от 223,52 до 790,86хЮ"3мкм2 (среднее по 12 образцам 583,04x10" Змкм2), пористость по насыщению - 18,2-22,7 % (среднее 21,2 %).

Впервые автором на основе комплексного анализа временных сейсмических разрезов, материалов ГИС и керна установлено неоднородное литологическое строение пластов группы БСю в пределах площади исследований. В каждом пласте снизу вверх размерность увеличивается от алевролитов до песчаников. Для пород характерны средняя сортировка, горизонтальные и косые слоистые текстуры, заметная примесь растительного детрита, что характерно для отложений выдвигающейся дельты. Выделенные пласты, чешуйчато налегающие в западном направлении, отделяются друг от друга маломощными пачками плотных глинистых алевролитов, как правило, со следами пластических деформаций, накапливающихся в условиях дефицита поступления осадков и низкой волновой активности, свойственных обстановкам повышения уровня моря. Чешуйчатое строение группы пластов БСю является отражением ритмичных малоамплитудных колебаний уровня моря. В породах верхней части каждого пласта наблюдаются текстуры волнения, наибольшая размерность, повышенная степень сортировки осадка, почти полное отсутствие первичного цемента и растительного детрита, лучшие коллекторские свойства, что говорит о значительной переработке осадочного материала волновыми процессами. Волновая переработка происходила одновременно для всех пластов, в процессе выравниваиия рельефа пляжа в начальную фазу субрегиональной трансгрессии. Пластические деформации глинистых алевролитов указывают на оползневые процессы, ограниченные во времени и пространстве, и развивающиеся при усилении волновых ударов во время штормов. Усиление штормовых процессов связано с малоамплитудными повышениями уровня моря и образованием кратковременных ингрессий.

Практическая значимость работы

На основе комплексного анализа фактического материала, палеоструктурных и палеогеографических построений по подошве субрегиональной чеускинской глинистой пачки, определены наиболее перспективные зоны развития коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами, рекомендованные ТПП «Когалымнефтегаз» для проведения первоочередных геологоразведочных работ, с целью выявления ловушек углеводородов неантиклиналыюго типа.

Результаты исследований использованы при выборе основных направлений и планировании геологоразведочных работ на нефть (ТПП «Когалымнефтегаз», 2006-2007), а также при разработке геолого-геофизической модели строения группы пластов БСю2 Для подсчета запасов в пределах Северо-Конитлорского, Северо-Кочевского и Тевлинско-Русскинского месторождений (ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2008).

Предложенную модель можно использовать при изучении осадочных терригенных комплексов широкого стратиграфического интервала, имеющих аналогичное строение и сформированных в сходных условиях, а именно в дельтах волнового типа на фоне лавинной седиментации и эвстатических колебаний уровня моря.

Публикации и апробации

Основные положения и отдельные разделы выполненной работы неоднократно обсуждались на защите промежуточных (этапных) отчетов на заседаниях НТС ТПП «Когалымнефтегаз» и ООО «КогалымНИПИнефть», на научно-практических семинарах кафедры петрографии ТГУ (2004-2006гг.). Результаты исследований докладывались на IX и X научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2005, 2006), на второй международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (ТПУ - HERIOT-WATT, г. Томск, 2006), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (ООО «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, 2006). По результатам исследований опубликовано 3 печатные работы, в том числе 1 в рецензируемом издании, готовится в печать 5 печатных работ, в том числе 2 в рецензируемом издании.

Материалы проведенных исследований и основные методические приемы изучения толщ продуктивных отложений изложены в двух научно-исследовательских отчетах ООО «КогалымНИПИнефть» по заказу ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь».

Объем и структура работы

Диссертация содержит 194 страницы машинописного текста, в том числе 45 рисунков и 1 таблицу. Она состоит из введения, 5 глав и заключения. Список литературы включает 154 наименования. Рисунки выполнены и оформлены при участии автора сотрудниками ООО «КогалымНИПИнефть» (г.Когалым) и «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» (г.Москва).

Заключение Диссертация по теме "Общая и региональная геология", Кудаманов, Александр Иванович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе на основе проведенного комплексного анализа геолого-геофизических и литологических материалов рассмотрены геологическое строение и условия формирования пластов группы БСю в пределах северной части Сургутского свода, на примере Северо-Конитлорского и Северо-Кочевского месторождений. У

Базовой моделью условий формирования группы пластов БСю служит модель косослоистого (клиноформного) строения неокома.' В соответствии с этой моделью, накопление отложений происходило в условиях лавинной седиментации, ритмично, путем бокового заполнения глубоководного палеобассейна, сформировавшегося к завершению юрского времени.

Отложения пластов группы БСю накапливались в регрессивной обстановке, в условиях ритмичного выдвижения дельты волнового типа, и слагают финальную (верхнюю) часть субрегионального савуйского клиноциклита. Пульсирующий характер выдвижения дельты за счет эвстатических колебаний уровня моря в неокомское время, отражается в

2 2 чешуйчатом строении группы пластов БСю • Группа пластов БСю приурочена к шельфовой ундаформной) части савуйского клиноциклита и расположена в непосредственной близости от его клиноформной части. По результатам сейсморазведочных работ 3D, хорошо прослеживается только чеускинская пачка аргиллитов, перекрывающая горизонт БСю

Группа пластов БСю2 представляет собой серию песчано-алевритовых линз (БСю2 5, БСю2"4,

БСю2"3, БСю22а, БСю2"26, БСю2*1), последовательно выклинивающихся в северо-западном направлении по схеме кровельного прилегания.

Автор напоминает, что выделенные пласты, как объекты детальной корреляции, являются не собственно песчаными телами, а осадочными комплексами, или «сиквенсами». Сиквенс - это относительно непрерывная последовательность, система генетически взаимосвязанных слоев или их групп, ограниченных в кровле и подошве несогласиями или коррелятивными им согласными поверхностями. Каждый пласт (сиквенс) в данном случае представляет циклит субзонального ранга и имеет в шельфовой зоне нижнюю трансгрессивную (глинистую) и верхнюю регрессивную (преимущественно песчаную) части, повторяя принципиальную модель строения циклитов более высокого ранга.

Угол наклона каждого пласта в обстановке перекрытия его следующим пластом составлял 1,0-1,5°, что является критическим состоянием для быстро накопленных отложений в отношении процессов деформации осадков при седиментогенезе (0,2-2,0°). Кроме того, по керну скважин установлено, что расположенные в нижней части каждого пласта преимущественно глинистые отложения повсеместно характеризуются текстурами пластических деформаций.

Таким образом, динамика накопления осадков отражает несовпадение колебаний водной разгрузки и режима бассейна. То есть, несовпадение максимумов водной разгрузки и энергетического режима бассейна приводит к тому, что периоды фактически беспрепятственного выдвижения дельты чередуются с периодами ее переработки бассейновыми процессами. Следовательно, периоды привноса осадков отражаются в разрезе слабо сортированными отложениями, е повышенным содержанием слюд и растительного детрита, с пониженным содержанием обломков пород, находящимися в состоянии неустойчивого равновесия (за счет быстрого накопления). Породы, сформировавшиеся в эти периоды, относятся к VI-V, реже IV классу коллекторов. Напротив, периоды усиления активности бассейновых процессов приводят к нарушению равновесия, вызывают деформации (типа оползней вращения), разрушение и перераспределение осадков. В эти периоды возможны процессы оползания локального масштаба, с образованием вдольбереговых поверхностей отрыва с начальным углом наклона 1-4°. Усиленная штормовая переработка осадков верхней и нижней зоны пляжа приводит к смещению песчаных масс в более глубокие части бассейна и заполнению желоба оползня. Возможно, при этом формируются вдольбереговые барьерные образования - валы, бары и даже острова, но при наступлении очередного периода регрессии, формирующего следующий пласт, барьерные образования, скорее всего, полностью редуцируются. Интенсивная волновая обработка осадочного материала фиксируется в улучшенной сортировке, в вымывании слюд и растительного детрита, в повышении содержания обломков пород. Сформированные в этот период породы характеризуются II и III, редко IV классом коллекторов.

Залегающие в кровле группы пластов БСю2 прерывистые тела вдольбереговых барьерных образований, возникшие при разрушении и перераспределении дельтовых накоплений в начальную фазу субрегиональной чеускинской трансгрессии, относятся автором к трансгрессивной (базальной) части следующего, расположенного выше чеускинского клиноциклита. Выделяемые трансгрессивные барьерные тела сложены в основном наиболее отсортированными • породами с наилучшими коллекгорскими свойствами.

Полученные данные, вследствие малых размеров площади исследований и кернового материала, нуждаются в апробации на примыкающих территориях, где развиты отложения горизонта БСю, широко представленные керновым материалом, и проведены детальные сейсморазведочные работы.

В отношении использования материалов ГИС и электрометрических образов для создания моделей и межскважинной корреляции отложений неокома, у автора в процессе данной работы сложилось определенное мнение. Дело в том, что формирование отложений неокома характеризуется двумя кардинально выраженными особенностями - лавинной седиментацией и пульсирующим, в результате эвстатических колебаний уровня моря, характером осадконакопления. Частые разномасштабные колебания уровня моря приводят к многократному разрушению и переотложению осадочного материала, участками с сохранением реликтов предыдущих образований, что в очень значительной мере затрудняет корреляцию отложений с использованием электрометрических моделей B.C. Муромцева. Кроме того, как отмечено выше, на коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, глинистость) большое влияние оказывает степень сортировки осадочного материала, которая не отражается на диаграммах ГИС. Автор считает несомненным, что для отложений неокома Западной Сибири требуется серьезная работа по созданию отдельной таблицы электрометрических образов, на основе материалов B.C. Муромцева, с использованием гораздо большего объема керновых материалов, относительно представленного в данной работе.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кудаманов, Александр Иванович, Томск

1. Алексеев А.С., Олферьев А.Г. Эвстатические колебания уровня моря на

2. Восточно-Европейской платформе в меловом периоде // Материалы Третьего Всероссийского совещания. Саратов, 2006, С. 13.

3. Алексеев В.П. Литология Екатеринбург. Изд-во УГГГА, 2001. 249 с.

4. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. Учебно-методическое пособие -Екатеринбург. Изд-во УГГГА, 2002.147 с.

5. Амосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоиоисоых отложений. М.:Наука, 1980. - 112 с.

6. Ботвинкина JI.H. Слоистость осадочных пород М.: Изд-во АН СССР, 1962. 537с.

7. Ботвинкина JI.H. Механизм образования слоистости. Обзор имеющихся генетических типизаций. Основные принципы классификации слоистых текстур М.: Наука, 1965.542 с.

8. Ботвинкина JI.H., Алексеев В.П. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения Свердловск. Изд-во Уральского университета, 1991. 336 с.

9. Ботнева Т.А. Критерии прогноза качественного состава нефтей и газов.1. М.:Недра, 1981.

10. Бурштар М.С., Окунькова Ф.Е., Теодорович Г.И. Геологические предпосылки оценки нефтегазоносности слабоизученных осадочных толщ // Сов.геология. 1970. - №3. -С. 63-74.

11. Вассоевич Н.Б. Принципиальная схема вертикальной зональности в генерации углеводородных газов и нефти // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1974. - №5 - С. 123-135.

12. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. Избр. тр. М.: Наука, 1986.-С. 366.

13. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. Основные стадии развития нефтематерииских свит и их диагностика.- Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. -270 с.

14. Высоцкий И. В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. М.: Недра, 1986. - 228 с.

15. Вылцан И.А. Ритмоанализ как критерий установления ранга стратиграфических подразделений // Основные теоретические вопросы цикличности седиментогенеза. М., 1977 а. С. 196-202.

16. Вылцан И.А. Ритмы индикаторы геотектонических условий седиментогенеза // Там же. 1977 6. С. 237-243.

17. Вылцан И.А. Введение в учение о фациях и формациях Томск. Изд-во ТГУ, - ч. I, 1984.-197 е.; ч. II, 1990.-206 с.

18. Вылцан И.А. Осадочные формации и их историко-геологические типы Томск. Изд-во ТПУ, 2000. 123 с.

19. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М, ЗАО «Геоинформмарк», 2000. 364 с.

20. Геология СССР. Т. XLIV. Западно-Сибирская низменность. Ч. II / Под ред. Н.Н. Ростовцева и др. М. Недра, 1964.

21. Геология нефти и газа Сибирской платформы. // под ред. Конторовича Л.Э., М.: Недра, 1981 г, 551 с.

22. Гладенков Ю.Б., Шлезингер А.Е. Отражение колебаний уровня моря в геологической летописи //Стратиграфия и геологическая корреляция. 1993. Т. 1. № 4. С. 3-10.

23. Гурари Ф.Г. Некоторые вопросы методики нефтепоисковых работ в Западной Сибири. /Научн. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1971, вып. 137. С. 5-16

24. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты: История становления представлений. Новосибирск, СНИИГГиМС, 2003.141 с.

25. Гурари Ф.Г., Карогодин Ю.Н., Гребенюк В.В. и др. Типы залежей нефти и газа в Западной Сибири. /Научи, тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1971, вып. 137. С. 22-35.

26. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). Томск, Издательство, 2006. 291 с.

27. Дафф П., Хэллем Э., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. М.: Мир, 1971.283 с.

28. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.:Недра, 1975. 341 с.

29. Дикепштейн Г.Х, Максимов С.П., Иванова Т.Д. Тектоника нефтегазоносных провинций и областей СССР. -М.: Недра, 1982.

30. Еэюова А.В. Литология. Томск, изд-во ТПУ, 2005.353 с.

31. Ермаков В.К, Кабанова З.В. Перспективы газоносности палеозойского и нижнемезозойского комплексов молодых платформ. Обзор, сер. геол. и разв. газов, и газоконд. мест-й. -М., ВНИИЭгазпром, 1976г., №14, С.44-53.

32. Еременко Н.А., Ботнева Т.А. Залежи УВ на большой глубине. Геология нефти и газа, 1998, №1, С.6-11.

33. Ермолкин В.Н., Бакиров Э.А. Критерии прогноза фазовой зональности УВ в осадочных толщах земной коры. М.: Недра, 1998г, 320 с.

34. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа // М.; Изд-во «Недра», 1970. 488 с.

35. Жемчужников Ю.А. Основные выводы из изучения аллювиальных накоплений в угленосной толще Донецкого бассейна. /Тр. ГИН АН СССР. Угольная серия, 1954, вып. 151, № 5. С. 273-294.

36. Захаров В.А., Шурыгин Б.Н., Левчук М.А., Пинус О.В., Сахагян Д.Л. Эвстатические сигналы в юрских и пижнемеловых (неокомских) отложениях ЗападноСибирского осадочного бассейна// Геология и геофизика. 1998. Т. 39, №11. С. 1492-1504.

37. Иванчук Л.Ф. Детальная корреляция разрезов по комплексу геофизических методов на примере XIII и XIV продуктивных горизонтов месторождения Узень. /Тр. ВНИИ, 1972, вып. 43. С. 58-67.

38. Кабышев Б.П. Количественная оценка перспектив нефтегазоносное™ пород кристаллического фундамента. / Геология нефти и газа, 1991 г, №3, С.2-5.

39. Калинин В.В., Тарасюк В.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Каримов P.M. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ Когалымнефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1998 №10. С.30-35.

40. Каледа Г.А. при участии Шик Н.С. Формирование ловушек в морских условиях /В кн.: Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. М.: Недра, 1978. С. 57-61.

41. Карогодин Ю.Н. Региональная стратиграфия. М.:Недра, 1985. 179 с.

42. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980. 242 с.

43. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов B.C. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.252 с.

44. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.В., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири: Геология и нефтегазоносность неокома. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. 252 с.

45. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, СНИИГГиМС, 1976, вып.208. С. 119-124.

46. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. М.: Недра, 1979. 255 с.

47. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтеобразование /Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971, С. 51-69.

48. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология нефтегазоносных районов Сибири. Т. I. Новосибирск, 1964. - (Тр. СНИИГГиМС; вып. 32).

49. Конторович А.Э., Рогозина Е.А., Фомичев А.С. Перспективы иефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты (опыт объемно-генетической оценки). Новосибирск: СНИИГГиМС, 1970, вып.95, С.72-82.

50. Кудаманов А.И., Потрясов А.А. Условия осадконакопления в валаижинское время на примере группы пластов БСю2 в северной части Сургутского свода ЗападноСибирской плиты // Вестник Томского государственного университета Томск, 2006, - № 104, С. 88-91.

51. Кудаманов А.И., Потрясов А.А. Условия осадконакопления продуктивных отложений валанжинского возраста в северной части Сургутского свода // Известия Томского политехнического университета Томск, 2007 (в печати).

52. Кукал 3. Скорость геологических процессов: Пер. с чешского. М., Мир, 1987.246 с.

53. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. М.: Недра, 1994. 250 с.

54. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С., Валицкий Ю.И. Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с применением сейсморазведки МОГТ // Геология нефти и газа. 1983. № 5. С. 44-48.

55. Латышева М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. -М.: Недра, 1975. 638 с.

56. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л., Недра, 1992. 239 с.

57. Леонтьев O.K. Краткий курс морской геологии. М.: Изд-во МГУ, 1963.463 с.

58. Лидер М.Р. Седиментология. М.: МИР, 1986. 439 с.

59. Лисицын А.П. Лавинная седиментация изменения уровня океана, перерывы и пелагическое осадконакопление глобальные закономерности // - 27-ой Междунар. геол. конгресс. Коллоквиум 03: Доклады. Т. 3: Палеокеанология. М., 1984. С. 3-21.

60. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М., Наука, 1988. 306 с.

61. Лоджевская М.И. Нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов. Геология нефти и газа. М, 1980г, № 7, С.77-81.

62. Лопатин Н.В. О главной фазе нефтеобразования. Изв. АН СССР. Серия геологич., 1969г, № 5, С.69-76.

63. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненко О.И. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997г, №7, С.7-21.

64. Лысенко М.П. Глинистые породы Русской платформы. М, Недра, 1986.254 с.

65. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1984г, 287 с.

66. Мартьянов Н.Е. Размышления о пульсациях Земли. Красноярск, КНИИГиМС, 2004. 272 с.

67. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования. Геология нефти и газа, 1997г, №7, С.4-7.

68. Методы палеогеографических реконструкций», Гроссгейм В.А. и др., Ленинград, Недра, 1984,271с.

69. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК.-Калинин: НПО « Союзпромгеофизика», 1990, 85 с.

70. Мовшович Э.Б., Кнеппель М.Н., Несмеянова Л.И. Геолого-стратиграфические показатели нефтегазоносности погребенных рифов, баров, речных систем. // В кн.: Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., 1978. С 64. (ВИЭМС. Обзор).

71. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984, 260 с.

72. Муромцев B.C., Петрова Р.К. Методические рекомендации по выявлению литологических ловушек нефти и газа. Л., 1979. 73 с. (ВНИГРИ).

73. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири (часть I). Тюмень, ТюмГНГУ, 2000. 133 с.

74. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных М., 1992. 99 с.

75. Нестеров И.И. Нефтяная геология в XXI веке // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 1992. № 3. С. 7-13.

76. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. / А.Э. Конторович, B.C. Сурков, А.А. Трофимук и др. Новосибирск: СНИИГГиМС. - 1994. - Вып. 2.

77. Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоениеместорождений. Том 3. Санкт-Петербург 1999г.

78. Обстановки осадконакопления и фации// под редакцией X. Редиига. М., Мир, 1990.352 с.

79. Овчаренко А.В., Сафонов А.С., Шлезингер А.Е. и др. Методические приемы интерпретации геофизических материалов при поисках, разведке и освоении месторождений углеводородов М., Научный мир, 2002. 102 с.

80. Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1994. № 7. С. 29-31.

81. Онищук Т.М., Наумов A.J1., Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего тела Среднеобской НГО. Геология нефти и газа, 1977г., № 6, С. 32-37.

82. Осадочные породы (состав, текстура, типы разрезов) / Ю.П. Казанский, О.А. Бетехтина, А.В. Ван и др. Новосибирск: Наука, 1990. 269 с.

83. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа. -М.:Недра, 1991.-359 с.

84. Петтиджон Ф., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники /Под редакцией А.Б. Ронова, пер. с англ. М.: Мир, 1976, 534 с.

85. Подобина Я.М, Ксенева Т.Г. Стратиграфия верхнего мела Западной Сибири на основании фораминифер // Материалы Третьего Всероссийского совещания. Саратов, 2006, С. 116.

86. Поляков А.С. Гранулированные среды и седиментогенез. /В сб.: Общая и региональная геология, геология морей и океанов, геологическое картирование. Вып. 1, М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2001. 57 с.

87. Потапов А.П., Кнеллер JI.E. Определение УЭС пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза. НТВ «Каротажник», № 52,1998 г., С.62 67.

88. Потрясов А.А., Скачек К.Г. и др. Состав нефтей северных районов Сургутского свода./ Геология нефти и газа. № 4,2004 г. С. 28-38.

89. Резников А.Н., Ярошенко А.А., Н.В.Скиба О нефтеобразовании в отложениях доманикоидного типа на стадии апокатагенсза // Сб. научных трудов. Серия "Нефть и газ", Северо-Кавказский государственный технический университет, Ставрополь, 1999г, вып.2, 215 с.

90. Резников А.Н., Ярошенко А.А. Динамокатагенез и нефтеносность осадочно-породных бассейнов // Сб. научных трудов. Серия "Нефть и газ", Северо-Кавказский государственный технический университет, Ставрополь, 2000г, вып.3,215 с.

91. Рейнек Г.-Э., Сипгх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления. М, Недра, 1981.439 с.

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

93. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления // Циклогенез. JI., Недра, 1985. 263 с.

94. Романовский С.И. Физическая седиментология. JL, Недра, 1985. 263 с.

95. Селли Р.К. Введение в седиментологию. М, Недра, 1988. 240 с.lis. Селли Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления. Москва, Недра, 1989,294 с.

96. Сидоренко А.И. Седиментологический аспект формирования неантиклинальных ловушек в морском мезозое Западной Сибири. /Научн. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979, вып. 144. С. 6-35.

97. Систематика и классификации осадочных пород и их аналогов / В.Н. Шванов, В.Т. Фролов, Э.И. Сергеева и др. СПб. Недра, 1998. 352 с.

98. Славкин B.C., Холмянская НЛО. Новый подход к восстановлению структурного плана верхнеюрских отложений Широтного Приобья (Западная Сибирь) /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений/ 2001, № 9. С. 27-35.

99. Соколовский А.П. Локальный прогноз нефтегазоносности на поисковой стадии геологоразведочных работ в Западной Сибири // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1989. С. 32-45.

100. Стасова О.Ф. и др. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно Сибирской плиты./ Геология нефти и газа., №7, 1998г, С. 4-11.

101. Степанов Д. Л., Месежников М.С. Общая стратиграфия. Л.: Недра, 1979. 423 с.

102. Стратиграфо-палеонтологическая основа детальной корреляции нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972.149 с.

103. Словарь по геологии нефти и газа (под ред. Черникова К.А.) Л.: Недра, 1988.679 с.

104. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 121 с.

105. Ушатинский КН., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1978.207 с.

106. Фомин А.Н, Меленевский В.Н. О глубинной зональности нефтегазообразования. Геология нефти и газа, 1997г, № 7.

107. ХантДж. Геохимия и геология нефти и газа. М.:Мир, 1982. - 704 с.

108. Хеллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М, Мир, 1983. 328 с.

109. Чернова Л.С. К вопросу о возможном выявлении перерывов в осадконакоплении литологическими методами. /В кн.: Тектоника нефтегазоносных районов Западной Сибири. 1971. Тр. СНИИГГиМС, вып. 132. С. 120-123.

110. Чернова Л.С. Генетические модели некоторых типов фаций прибрежно-морских и континентальных отложений. /Науч. Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1976. С. 33-39.

111. Чернышев Н.И. Построение палеогеографических карт по данным*электрокаротажа. /В кн.: Вопросы обработки и интерпретации геофизических наблюдений. Пермь, 1972. № 10. С. 129-133.

112. Чуносов П.И., Маврин М.Я., Жуков В.А., Чернова Л.И. Тектоническая модель Тевлинско-Русскинского месторождения Тюменской области //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1998 №12. С. 15-18.

113. Шепард Ф.П. Морская геология. Л.: Недра, 1960,401 с.

114. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000.480 с.

115. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В., Никитенко Б.Л. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганский горизонт) юго-востока Западной Сибири /Геология и геофизика. Т. 40,1999, № 6. С. 843-862.

116. Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратисфере: Процессы и факторы. М, ГЕОС, 1999.260 с.

117. Espitalie J., Deroo G., Marguis F. La pyrolyse «Rock-Eval» et ses applications. Revue de Г 1FP, 1985,V.41. № 5. P. 563-586 (1 partie).

118. Eustatic controlon clastic deposition H.W. Posamentier, M.T. Jervey, P.R. Vail //SEPM Special Publication No. 42, 1988. P. 110-154.

119. Mulholland J.W. Sequence stratigrafy: Basic elements, concepts and terminology // Leading Edge, 1998. № 1. P. 37-40.

120. Nanz R.H. Genesis of Oligocene sandstone reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1954, vol. 38. P. 96-117.

121. Pirson S. J. Sedimentalogical studies by log curve shapes. In: Geologic well log analysis. 1970. P. 36-58.

122. Pirson S. J. SP and EH curves as redoxomorphic logs. In: Gcologic well log analysis, Houston, Texas, Gulf. Publ. Co. 1970. P. 1-35.

123. Saitta S., Visher G. S. Subsurface study of the Southern portion of the Bluejacket delta.-In: Oklahoma City Geol. Soc. Guidebook, 1968. P. 53-68.

124. Shelton J.W. Stratigraphic models and general criteria for recognition of alluvial, barrier bar, and turbidity - current sand deposits. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1967, vol. 51, N 12. P. 2441-2461.

125. Sloss L.L. Stratigraphic model in exploration // AAPG Bull. 1962. Vol. 46. P. 10501057.

126. Vail P.R. Seismic stratigraphy interpretation using sequence stratigraphy interptetation procedure // AAPG Bull. 1987. Vol. 27, № 1. P. 1-10.

127. Well Logging and Interpretation Techniques. Dresser Atlas , Dresser Industries Inc.,1982.

128. Visher G.S. Use of vertical profile in environmental reconstruction. Bull. Am. Assoc.Petrol.Geologists, 1965, vol.'49, N 1, p. 41-61.1. ФОНДОВАЯ

129. Кудаманов A.M. (отв. исп.) Общее руководство по документации керна в ОИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть». Когалым, ООО КогалымНИПИнефть, 2004.

130. Ольков Д.А. (отв. исп.), Кудаманов А.И. Фациальный и седиментологический анализ кернового материала с целыо оптимизации поисков залежей УВ в пластах группы

131. БСю Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО КогалымНИПИнефть, 2005.

132. Отчет по договору № 81.00.160/382 от 01 мая 2000 г. " Разработка биградиентного зонда метода ПС и его методического обеспечения". Когалым, 2002 г.- 150 е., с прил. (авт.: О.Б.Кузьмичев, Д.С. Баймухаметов, Р.З. Ливаев и др.).

133. Чернова О.В. Отчет о результатах проведения детальных сейсморазведочных работ ЗД на Северо-Кочевской площади. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед. 2005.

Информация о работе

Кудаманов, Александр Иванович
кандидата геолого-минералогических наук
Томск, 2007
ВАК 25.00.01

Диссертация

Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы