Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геология и перспективы нефтеносности клиноформных Ачимовских отложений Юганского Приобья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геология и перспективы нефтеносности клиноформных Ачимовских отложений Юганского Приобья"

УДК 553.98 (571.1)

4046539

СУЛТАНОВА ЭЛЬВИРА НАИЛЕВНА

ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕНОСНОСТИ КЛИНОФОРМНЫХ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГАНСКОГО ПРИОБЬЯ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 9 МАЙ 2011

Уфа-2011

4846539

Работа выполнена в ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

АНДРЕЕВ Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Защита диссертации состоится " 10 " июня 2011 г. в 12_ часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ«Геофизика». Автореферат разослан "_5_" мая 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

СИДНЕВ Александр Валентинович кандидат геолого-минералогических наук МИНКАЕВ Виталий Наэлевич

Ведущая организация: ОАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва)

доктор химических наук

Д. А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Поиск залежей нефти и газа с каждым годом становится все более сложной задачей. Особенно это касается давно разрабатываемых районов добычи нефти и газа, в которых большинство крупных структур разбурены, к таким относится территория Юганского Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Одним из перспективных объектов поиска углеводородов (УВ) являются клиноформные отложения ачимовской толщи Юганского Приобья. Несмотря на достаточно высокую плотность сетки пробуренных скважин, изучению глу-бокопогруженных и сложнопостроенных нефтегазоносных комплексов не уделялось достаточного внимания. Прирост запасов осуществлялся в основном за счет крупных залежей сравнительно простого строения с высокими дебетами скважин. При этом интервалы разрезов, при исследовании которых было необходимо применение высокотехнологичных методов вскрытия и опробования пласта, практически не изучались. Поэтому выявление особенностей геологического строения и закономерностей размещения сложнопостроенных залежей углеводородов ачимовской толщи на территории Юганского Приобья является актуальным.

Цель диссертационной работы - разработка методического подхода к изучению ачимовской толщи Юганского Приобья и прогнозированию ее нефтеносности для пополнения минерально-сырьевой базы ресурсов и запасов УВ.

Объект исследования - геологическое строение месторождений на территории Юганского Приобья.

Предмет исследования - клиноформные ачимовские отложения месторождений Юганского Приобья и перспективы их нефтеносности.

Основные задачи исследования

1. Систематизация данных сейсморазведки, глубокого бурения и геофизических исследований скважин (ГИС), формирование единой базы данных для изучения территории в целом.

2. Построение серии корреляционных профилей, характеризующих геологическое строение основных нефтеперспективных комплексов неокома, проведение детальной корреляции ачимовских отложений на территории Юганско-го Приобья, выделение клиноциклкгов и слагающих их пластов, создание каталога литолого-стратиграфических разбивок скважин на изучаемой территории, универсальная индексация выделенных объектов.

3. Разработка методического подхода к изучению осадконакопления ачи-мовской толщи на примере месторождений Юганского Приобья и восстановление истории формирования отложений ачимовской толщи, исследование стратиграфических и литолого-петрофизических характеристик типовых разрезов отложений ачимовской толщи, создание концептуальной модели осадконакопления пластов ачимовской толщи.

4. Интерпретация данных ГИС и разработка алгоритмов для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) ачимовских отложений.

5. Разработка методического подхода к оценке запасов и ресурсов, ранжирования площадей по перспективности, обоснование рекомендаций к постановке геолого-разведочных работ и бурению скважин.

Методы исследования

Работа основана на обобщении проведенных сейсмических (MOB ОГТ-2D, MOB OIT-3D), промыслово-геофизических (ПС, ГК, ИК, ГЗ, НКТ) исследований с помощью аналитических и статистических методов, использования программных продуктов: GeoGlobe 8.0, Golden Software Surfer 8.0, Petrel 2007, Corel DRAW ХЗ (13), Microsoft Office 2003.

Научная новизна

1. Впервые проведена детальная корреляция ачимовских отложений на территории Юганского Приобья по всем пробуренным скважинам, в результате которой выделены клиноциклиты, отвечающие основным региональным циклам осадконакопления ачимовской толщи и слагающие их пласты, а также предложена универсальная индексация выделенных объектов.

2. Создан методический подход к изучению осадконакопления ачимов-ской толщи, включающий в себя выделение и построение схем распространения типов разрезов, определение литофациальных характеристик, формирование концептуальной модели осадконакопления.

3. Предложен методический подход к прогнозированию перспектив нефтеносности ачимовской толщи путем ранжирования выделенных на изучаемой территории участков и расчета коэффициента успешности (риск подтверждения ожидаемых ресурсов и получения положительного дебита) по характеристическим критериям (количество скважин на площади, наличие положительного опробования и др.).

Основные защищаемые научные положения

1. Детальное корреляционное разделение региональных клиноциклитов на составляющие пласты, индексация пластов по названию клиноциклитов.

2. Единая концептуальная модель осадконакопления пластов ачимовской толщи, построенная с учетом сейсмических данных, кернового материала и ГНС.

3. Методический подход к изучению перспектив нефтеносности ачимовской толщи и подсчитанные ресурсы изучаемых объектов с учетом оценки риска их подтверждаемое™.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность результатов определения петрофизических характеристик пластов ачимовской толщи подтверждается сходимостью результатов экспериментальных и численных исследований.

Достоверность выводов и рекомендаций по прогнозу перспектив нефтеносности ачимовской толщи доказана успешным бурением новых скважин и получением промышленных притоков нефти.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Методические подходы к изучению осадконакопления и прогнозирования перспектив нефтеносности ачимовских отложений используются при исследовании пластов групп АС, БС и ПК в региональных проектах по Пуровскому и

Нефтеюганскому нефтегазоносным районам в рамках работ по комплексному освоению перспективных объектов и планированию программы геологоразведочных работ (ГРР) и для обоснования ресурсной базы Юганского района.

Основные результаты диссертационной работы вошли в следующие научно-исследовательские отчеты и проектно-технологические документы по разработке месторождений, составленные при участии автора в ООО «РН-УфаНИПИнефть» по месторождениям Юганского региона:

Геология и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи центральной части ХМАО (2007 г.).

Пересчет запасов нефти и растворенного газа Приобского месторождения (2009 г.).

Дополнение к технологической схеме разработки Малобалыкского месторождения (2009 г.).

Комплексная интерпретация материалов ЗЭ сейсморазведки Приобского месторождения. Сейсморазведочные партии № 2/2005-2006, №11,71/2006-2007 (2009 г.).

Поиск, оценка и ранжирование по приоритетности освоения недоизучен-ных запасов и ресурсов по лицензионным участкам ОАО «НК«Роснефть» в ХМАО-Югра (ООО «РН-Юганскнефтегаз») (2010 г.).

Личный вклад автора

Диссертационная работа является результатом исследований автора по рассматриваемой теме в рамках региональных проектов «Геология и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи центральной части ХМАО» и «Поиск, оценка и ранжирование по приоритетности освоения недоизученных запасов и ресурсов по лицензионных участков ОАО «НК«Роснефть» в ХМАО-Югра (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)». На основе принципиальной модели клино-формного строения неокомского продуктивного комплекса по Ю.Н. Карогоди-ну (2000 г.) автором разработаны концептуальные модели осадконакопления и методический подход к проведению фациального анализа отложений для пластов ачимовской толщи. Автор принимал участие в детальном расчленении

разрезов, разработке методического подхода к прогнозированию перспектив нефтеносности ачимовской толщи и определении петрофизической характеристики ачимовской толщи и ФЕС методами ГИС.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на:

Второй научно-исследовательской конференции молодых специалистов, ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 03.2008 г.);

Третьей Межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК«Роснефть» (г. Москва, 06.2008);

Трофимуковских чтениях (г. Новосибирск, 10.2008).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе три работы - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Общий объем работы составляет 145 страниц, в том числе 67 рисунков, 9 таблиц. Список использованных источников включает 165 наименований.

Автор выражает свою благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору В.Е. Андрееву. При работе над диссертацией автор пользовался консультациями специалистов ООО «РН-УфаНИПИнефть» Т.С. Баранова, В.А. Миткарева, к.т.н. Т.Р. Шарафутдинова, к.г-м.н. O.E. Кучуриной, к.г-м.н. К.В. Абабкова; к.г-м.н. Т.А. Ибрагимовой. Всем перечисленным коллегам автор выражает искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении сформулированы основные задачи исследований, научная новизна и защищаемые положения, показана практическая значимость и реализация работы.

Глава 1. Геологическое строение месторождений Юганского Приобья

Перечислены все основные труды и вспомогательные материалы по изучений геологии и стратиграфии Западной Сибири, которыми пользовался автор

при выполнении диссертационной работы. Среди них следует отметить исследователей: Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, A.A. Трофимука, Ю.Г. Эрвье, B.C. Суркова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчана, Л.А. Трусова, А.Л. Наумова, A.A. Нежданова, М.Я. Рудкевича, Ю.Н. Карогодина, В.А. Каза-ненкова, И.Н. Ушатинского и др.

Освещена геолого-геофизическая изученность района. Планомерное изучение геологического строения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции началось в 1947 г. С 1951 г. на территории района проводится аэромагнитная съемка масштаба 1:1000000. К 1954 г. выполнена геологическая съемка масштаба 1:1000000. В 1954-1956 it. тематическая партия № 27/54-56 треста "Сибнефтегеофизика", затем СНИИГТиМС обобщили накопленный геолого-геофизический материал. В 1956-1957 гг. северная часть Обь-Иртышского междуречья закартирована аэромагнитной съемкой масштаба 1:200000. В 19602005 гг. проводятся детальные съемки методами MOB OI"T-2D, MOB OFT-3D масштаба 1:100000,1:50000 и 1:25000.

Стратиграфия неокома. Описание разреза неокома Юганского При-обья приводится согласно «Схеме районирования нижнемеловых отложений», утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом России в 2005 г. Территория исследования расположена в трех районах: Нижневартовском, Сургутском и Приобско-Надымском. Разрез неокома представлен свитами: мегионской, ванденской, сортымской, усть-балыкской, ахской, сангопай-ской, черкашинской, алымской.

Корреляция отложений ачимовской толщи. В силу особенностей строения разреза неокома в качестве основных стратонов использовались клино-циклиты, а не свиты, как это принято. Клиноциклиты - это тела крупных трансгрессивно-регрессивных седиментационных циклов, образовавшиеся в результате бокового заполнения глубоководного морского бассейна.

На принципиальной модели клиноформного строения неокомского продуктивного комплекса Северного Приобья Западной Сибири по Ю.Н. Карого-дину (рисунок 1) представлено 9 клиноциклитов, разрез неокома Юганского

Приобья по результатам исследования автора представлен 11 региональными клиноциклитами.

Юганское Прнобье

Условные обозначения: 1 - прибрежно-континентальные отложения, 2 - песчано-алевритовые морские отложения, 3 - углеродисто-кремнистые аргиллиты баженовской свиты; границы: 4 - не-ксоциклитов, 5 - субрегиональных клиноциклитов.

Клиноциклиты: Бс - быстринский, Пб - приобский, Пм - пимский, Пр - правдинский, Ср - сармановский, Чс - чеускинский, Пк - покачевский, Ас - асомкинский, Ур - урьевский, См - са-мотлорский, Тг - тагринский, Бх - бахиловский, Ке - коликъеганский, Пз - приозерный, Сб - сабун-ский.

Рисунок 1. Принципиальная модель клиноформного строения неокомско-

го продуктивного комплекса Северного Приобья Западной Сибири (по Ю.Н. Карогодину, 2000 г.)

При расчленении и корреляции клиноформ в качестве стратотипического разреза использовалась скважина 540р Усть-Балыкской площади, по которой, помимо основных методов ГИС и описания керна, выполнены фаунистические определения возраста пород.

Для определения клиноформенного строения весь сейсмический материал, имеющийся в регионе Юганского Приобья, в надлежащем качестве, пригодном для выполнения интерпретации, собран в единый сейсмический проект. Обработка сейсмических материалов осуществлялась в несколько этапов: сбор и увязка сейсмических материалов в единый сейсмический проект;

стратиграфическая увязка сейсмических данных и данных ГИС по скважинам;

корреляция глинистых реперов.

Весь процесс корреляции отражающих горизонтов в регионе делится на два этапа.

Этап 1. Корреляция отражающих горизонтов по 2Б сейсмическим региональным профилям.

При корреляции использовались следующие приемы:

в результате корреляции на неспрямленном временном разрезе выделены отражающие горизонты (ОГ) Б и М, основные зоны региональных клиноцикли-тов;

региональный разрез, спрямленный на отражающий горизонт М, позволил вести корреляцию глинистых пачек в верхней и ундаформной части клино-циклитов;

региональный разрез, спрямленный на ОГ Б, позволил уверенно вести корреляцию глинистых пачек в области примыкания к баженовской толще в фондоформной части.

В результате корреляции по региональным сейсмическим профилям автором предложены седиментационные модели залегания региональных клино-циклитов.

Этап 2. Распространение корреляции по сопредельным сейсмическим площадям региональных клиноциклитов.

Распространение корреляции выделенных реперных глин по площадям проводилось путем построения композитных временных разрезов с региональными 20 профилями. Далее, на основании композитных разрезов и проведенной привязки к скважинным данным, корреляция проведена по всем площадям 2В и ЗЭ съемок.

Глава 2. Воссоздание фациальной обстановки образования ачимов-ской толщи по петрофизическим характеристикам и данным ГИС

Изучению общих вопросов осадконакопления, а также особенностей седи-ментационных процессов, происходивших на территории Западной Сибири, по-

священы многочисленные работы исследователей: A.A. Бакирова, В.Б. Белозерова, В.Н. Бородкина, Л.И. Ботвинкиной, Е.А. Гайдебурова, А.И. Гу-биной, К.В. Зверева, М.Ю. Зубкова, И.И. Нестерова и др.

В данной работе используется седиментационная клиноформенная модель неокома по A.JI. Наумову (1976 г.), согласно которой изохронные седи-ментационные поверхности в отложениях погружаются к баженовоской свите в направлении от обрамления к центру седиментационного бассейна. Одновозра-стные отложения имеют резкую дифференциацию и представлены вблизи источника сноса континентальными, далее прибрежно-морскими и мелководно-морскими, а вблизи центра бассейна - глубоководно-морскими фациями.

Циклически на шельфовых террасах накапливались глинистые осадки, при последующей смене седиментационного цикла, вызванной интенсивным привносом обломочного материала, пески поступали на уже подготовленную террасу и распределялись по ней, а излишки терригенного материала выносились за ее пределы и наращивали шельф к центру бассейна.

Основными причинами упорядоченности строения осадочных комплексов неокома являются: глубоководность бассейна седиментации (300-500 м), определяющая линейность фациальных зон и трансгрессивно-регрессивный режим. Каждый клиноциклит, несмотря на некоторые различия в составе и условиях образования, обладает общими чертами строения. В неокоме Западной Сибири клиноформенные комплексы имеют: восточную мелководную часть или ундаформу, склон (клиноформа) и глубоководную часть (подножье склона) или фондоформу.

Методический подход к проведению фациального анализа.

1. Выделение типов разрезов, которое проводится посредством скважин-ных данных с использованием кривых ГИС (ПС, ГК, ИК) и их сопоставления. Выявление основных типов кривых, характерных для рассматриваемого пласта, построение схем распространения типов разрезов по данным анализа скважин-ных данных и выделенных типов разрезов.

2. Определение литофациальных характеристик в среднем по скважинам по каждому типу разреза (песчанистость, расчлененность) для выделения наилучшего коллектора с использованием кернового материала и данных ГИС.

3. Преобразование имеющихся данных в концептуальную модель, отображающую механизм формирования изучаемого пласта.

Особенность данного методического подхода в том, что при минимальном использовании кернового материала на основе данных ГИС составлен алгоритм для выделения типов разрезов ачимовской толщи, характеризующих пласты с позиции механизма их осадконакопления, а также наличия и качества коллектора.

4. Неотъемлемой частью авторского методического подхода являются характеристики выделенных типов разрезов, сведенных в таблицу (рисунок 2).

Тип разреза Фациальная характеристика Форма кривых ПС, ГК, ИК Седимент ационная модель Петрофизические характеристики Нахождение фации в разрезе Соответствующий цвет на фациальной схеме

к„

ТИП1 наиболее развитая ш щ 0.198 22,7 ТИП1

турбидитовая фация -Ж

турбидитовая фация

Тип 2 ¡4^ Г> 0,182 21,1 й ? ТИП 2

ТипЗ фация течений $ 0,176 20,5 ТИПЗ

Тип 4 фация промоин ; "К 0,153 17,8 — ТИП 4

Тип 5 переходная фация 1Ь 0,137 16,9 ; ТИП 5

4

Тип 6 фация глинистой части пласта ! 0,126 15,8 ТИП 6

Рисунок 2. Основные характеристики типов разрезов

На изучаемой территории выделены одиннадцать региональных клино-циклитов и двадцать три пласта - тагринский (Ач1ТГ), самотлорский (Ач)СМ), урьевский (Ач1ур, Ач2ур, АчЗур), асомкинский (Ач1АС, Ач2АС, АчЗАС), по-качевский (Ач1ПК, Ач2ПК, АчЗПК), чеускинский (Ач1ЧС, Ач2ЧС, АчЗЧС),

сармановский (Ач1СР, Ач2СР, АчЗСР), правдинский (АчШР, Ач2ПР), пимский (Ач1ПМ, Ач2ПМ, АчЗПМ, Ач4ПМ), приобский и быстринский.

Типы разрезов выделены посредством сопоставления имеющегося керно-вого материала и данных ГИС, астрофизических характеристик. В итоге сформировано шесть основных типов разрезов:

1 тип - отложения глинистой части;

2 тип - является переходным от песчаного типа разреза к глинизированному (напоминает глинисто-аргиллитовую пойменную фацию);

3 и 4 типы - потоковые типы, встречаются вблизи со 2 типом;

5 тип - осадки зон расположения гравитационных потоков;

6 тип - аналогичен 5, но наиболее развит и имеет большие толщины.

Проведен анализ схем распространения типов разрезов при помощи их

сопоставления с соответствующими картами общих толщин и наложения на карты реконструкций палеорельефа. Выделено шесть типов разрезов. Построены концептуальные модели распределения песчаных тел и зон глинизаций с привязкой к площадям месторождений.

По коллекгорским свойствам, а также по общим и эффективным толщинам, области распространения 5 и 6 типов разрезов являются наиболее привлекательными зонами ачимовских пластов в качестве коллектора. Основной их недостаток - интенсивная расчлененность пласта Зоны, выделенные как 3 и 4 типы, имеют сравнительно малые толщины, наименьший коэффициент расчлененности, достаточный коэффициент песчанистости. 1 и 2 типы разрезов соответствуют зонам глинизации и зонам ухудшения свойств пласта, в качестве коллектора данные типы не рассматриваются.

Таким образом, на основе анализа схем, построенных по выделенным типам разрезов, и их сопоставления с соответствующими картами общих толщин и картами палеорельефа, автором предложен объемный способ отображения седиментологических моделей распределения песчаных тел и оконтурены зоны глинизации с привязкой к месторождениям (рисунок 3).

Рисунок строения

3. Схема распространения типов разрезов и концептуальная модель на примере покачевского клиноциклита (снизу вверх: пласт Ач1ПК, пласт Ач2ПК, пласт АчЗПК)

Концептуальные модели осадконакопления, построенные для пластов каждого клиноциклита, визуально отображают особенности формирования отложений, распределения песчано-глинистого материала в пласте и представление автора об условиях осадконакопления ачимовской толщи.

Таким образом, автором с помощью фациального анализа проведены следующие исследования.

1. Изучено строение ачимовских отложений Юганского Приобья в региональном плане с целью создания единой модели их осадконакопления.

2. Построены схемы распространения типов разрезов по каждому выделенному пласту девяти рассматриваемых клиноциютитов. Общее количество карт - 23.

3. Выделено шесть типов разрезов, наиболее характерных для фондо-формной части клиноциклита ачимовской толщи.

4. Построены концептуальные модели распределения песчаных тел и зон глинизаций с привязкой к площадям месторождений;

5. Определенно по коллекторскими свойствам, а также по общим и эффективным толщинам, что области распространения 5 и 6 типов разреза являются наиболее привлекательными зонами ачимовских пластов с точки зрения нефтеносности.

Глава 3. Петрофизическая характеристика ачимовской толщи и определение фильтрационно-емкостных свойств методами ГИС

Изучению петрофизических характеристик пластов по дпнным геофизических исследований посвящены работы В.А. Бабадаоглы, Б.Ю. Вендельштейна, Е.А. Гайдебуровой, В. И. Дахнова, Л.Ф. Найденова, Т.А. Коровиной, Ф.И. Хать-янова и др.

Приведено петрофизическое обоснование модели коллектора по данным лабораторных исследований керна: описанию кернового материала, шлифов, петрофизическим и литологическим параметрам, зависимостям между отдельными коллекторскими свойствами и др.

Литолого-петрографическая характеристика пластов приведена согласно выделенным автором типам разрезов.

В процессе работы анализировались следующие петрофизические параметры: открытая пористость по керосину и воде, абсолютная проницаемость по газу, водоудерживающая способность, остаточная нефтенасыщенность, объемная плотность, удельное электрическое сопротивление, с последующим расчетом параметров пористости и насыщения. Получены основные петрофизические зависимости ачимовских отложений.

Зависимости коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента остаточной водонасыщенности Кво для 2, 3 и 4 типов разреза имеют очень высокие степени связи (г«0,9), для 5 и 6 типов корреляция уменьшается (г>0,8), а для I -она наименьшая. Это объясняется определяющим влиянием структуры порово-го пространства на Кпр и Кво, с возрастанием расчлененности разреза по типам корреляция ухудшается. Сопоставление коэффициентов проницаемости Кпр и пористости Кп имеет большой разброс точек.

Зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности Кво от коэффициента пористости Кп имеют менее тесные степени связи для всех типов разреза (г=0,6-0,8). Это также объясняется сложностью минерального состава коллекторов - большим количеством примесей карбонатного и глинистых минералов.

Приведено обоснование граничных значений параметров коллекторов по данным лабораторных исследований керна. Для обоснования количественных критериев «коллектор-неколлектор» использованы результаты лабораторного моделирования процессов вытеснения нефти водой в виде методических рекомендаций. Сначала, по небольшой выборке скважин, освещенной указанными выше исследованиями, были рассчитаны коэффициенты динамической пористости:

Кп.дин = Кп(\-Кво-Кно),

где Кво - остаточная водонасыщенность, Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Принятая модель коллектора. Проведенный анализ петрофизических свойств коллекторов ачимовских отложений Юганского региона позволяет предложить следующую модель коллектора.

Коллекторы ачимовской толщи представлены песчано-алевритовой породой с межзерновым типом порового пространства, заполняемым глинистым или глинисто-карбонатным цементом. Песчаники и алевролиты полимиктовые, цемент порового, порово-пленочного типа, по составу каолинит-хлоритово-гидрослюдистый, фильтрационно-емкостные свойства средние и низкие.

Особенностью ачимовских коллекторов является их сложное строение, обусловленное как их полиминеральным составом, так и формой нахождения глинистой и карбонатной составляющей в пласте. Часть коллекторов представлена тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми и глинисто-карбонатными прослоями, что еще более осложняет определение их петрофизических параметров по материалам ГИС.

Глава 4. Прогноз перспектив нефтеносности ачимовской толщи

Оценке перспектив нефтеносности ачимовской толщи посвящены труды ученых и исследователей: A.A. Бакирова, М.Д. Белонина, М.М. Бинштока, В.Н. Бородкина, A.M. Брехунцова, Б.Ю. Вендельштейна, П.Ф. Ли, Н.И. Марковского, Е.А. Марченко, Ю.М. Малиновского, Л.В. Сартисяна, A.A. Ханина и др.

Методический подход к прогнозу перспектив нефтеносности и формированию рекомендаций по доразведке ачимовской толщи использовался для территории Юганского Приобья, как для региона с высокой степенью изученности вышележащих пластов.

Авторский методический подход к поиску, оценке и ранжированию не-доизученных запасов и ресурсов ачимовских отложений состоит из пяти стадий: 1. изучения (геологическая модель); 2. выбора аналогов; 3. стадия поиска; 4. оценки; 5. ранжирования (рисунок 4).

Стадия изучения перспектив нефтеносности включает в себя следующие этапы:

сбор геолого-геофизической базы, включающей в себя скважинную, сейсмическую информацию и данные разработки;

корреляция скважинных данных по ГИС с использованием сейсмической информации, в результате которой выделены клиноциклиты;

обобщение петрофизической информации - керновый материал, литоло-го-петрофизические зависимости; принятие единого методического подхода к оценке пеггрофизических параметров песчаных пластов ачимовской толщи, что допустимо для регионального этапа;

выполнение интерпретационного анализа данных ГИС, выделение эффективных толщин, расчет сопротивления пласта, по анализу фактических данных пористость и проницаемость приняты средние по пластам, например, автором взята средняя проницаемость-4-10° мкм2, пористость 17 %.

Рисунок 4. Схема методического подхода к поиску, оценке и ранжированию недоизученных запасов и ресурсов

Стадия выбора аналогов заключается в выборе скважин с граничными (максимум/минимум) характеристиками по добыче нефти. Использование аналогов необходимо для изучения ачимовских отложений. По причине высоконеоднородных литолого-петрографических характеристик коллектора ачимовской толщи сложно корректно оценить характер насыщенности пласта. Скважины-аналоги позволяют учесть влияние глинистости на показания методов ГИС.

Стадия поиска охватывает построение комплексных карт совмещенных эффективных толщин пласта и структурного плана с нанесением максимально возможной информации (нефтепроявление по керну, интерпретация по ГИС, опробование, контура существующих залежей ачимовской толщи, находящихся на балансе).

Далее выделяются участки с наличием коллектора, не находящиеся на балансе. Внутри этих участков анализируются геофизические характеристики скважин по пласту, которые затем сравниваются с данными выбранных скважин-аналогов.

Выделение перспективных участков производится на основе комплекса признаков.

1. Наличие ловушки. В качестве ловушки выбирались зоны увеличенных эффективных толщин, в которых присутствует песчаная часть пласта и флюи-доупор. Для прогнозирования ловушек по каждому пласту построены и проанализированы структурные карты кровель пластов и карты эффективных толщин, а также данные опробования и эксплуатации скважин.

2. Нефтеносность пласта подтверждена на прилегающих площадях. Наличие доказанных залежей в интервале анализируемого пласта может служить косвенным признаком того, что на момент миграции углеводородов из нефте-материнских пород в нем уже сформирована ловушка и в зоне максимальных эффективных толщин можно ожидать скопление УВ.

3. Использование результатов интерпретации ГИС по характеру насыщения. Для оценки характера насыщения коллекторов по данным ГИС проведен совместный анализ каротажных материалов и данных испытаний. Особенности строения пласта: низкая проницаемость, высокая расчлененность.

4. Опробование скважин - прямая информация о характере насыщения пласта.

На стадии оценки уточняется контур участка по структуре, литологиче-скому замещению, а также по скважинам, в которых по данным ГИС уверенно выделяются пропластки, насыщенные водой (в данном случае - ниже 6 Ом-м).

Объемным методом рассчитываются ожидаемые ресурсы на выделенном участке, потенциал добычи нефти.

Стадия ранжирования - стадия, на которой для каждого из выделенных перспективных участков присваивается ранг и оценивается риск (коэффициент успешности) и подтверждаются ожидаемые ресурсы по параметрам, отраженным в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристики участков, параметры их ранжирования и соответствующий им коэффициент успешности

Характеристика Параметр Коэффициент успешности, %

количество скважин на площадь (участок) 1-3 10

4-8 25

9-20 70

>20 100

эффективная толщина, м 1-5 10

5-10 50

10-15 70

15-30 100

наличие положительного опробования нет 0

рядом 50

есть 100

сопротивление пласта, Ом-м >6 30

>8 50

>9 70

структурный фактор впадина 10

краевая часть 50

купол 100

наличие замещения (литологиче-ский экран) есть 55

нет 45

Ранжирование выполнялось по следующей схеме:

при наличии опробования в скважине, достаточных эффективных толщинах пласта, высоких значениях сопротивлений по ГИС зоне присваивался ранг 1\

при отсутствии опробования, но при наличии достаточных эффективных толщин и доказанной нефтеносности пласта на других участках, высоких значениях сопротивлений по ГИС участку присваивался ранг 2\

при отсутствии опробования или по опробованию на соседних участках в пласте получена вода, но при наличии достаточных эффективных толщин и высоких значений сопротивлений по ГИС, участку присваивался ранг 3.

Предложенный методический подход можно модифицировать, добавляя параметры или изменяя коэффициенты успешности, исходя из геологических особенностей изучаемого района. Возможен учет различных индивидуальных характеристик пласта, например, наличие трещин, коэффициент расчлененности, метаморфизации и др. Перемножение коэффициентов по каждому параметру дает итоговый коэффициент успешности для данного участка. В результате формируется таблица участков с информацией по количеству рекомендуемых скважин, а также ожидаемым и извлекаемым ресурсам.

По результатам анализа составляется паспорт для каждого участка. Паспорт содержит:

совмещенные структурную карту и карту эффективных толщин рассматриваемого пласта;

карту продуктивных толщин и опробований на рассматриваемый пласт; разрез по рекомендуемым скважинам и струюурная карта с нанесенным профилем;

таблицу с параметрами скважин, рекомендованных к опробованию; планшеты по месторождениям, содержащим информацию о скважинах, рекомендованных к опробованию и скважинах, в которых проведено опробование для сопоставления;

таблицу с подсчетными параметрами для рассматриваемого пласта или пласта-аналога с рассчитанными ожидаемыми геологическими и ожидаемыми извлекаемыми ресурсами с учетом коэффициента успешности.

По описанному выше методическому подходу на всех лицензионных участках территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» детально рассмотрены пласты ачимовских отложений с целью поиска пропущенных интервалов.

В результате выделено и рекомендовано к опробованию 19 объектов, подсчитаны ожидаемые ресурсы и дебита. Рекомендовано 42 скважины для проведения мероприятий, из них 13 для доразведки (углубления), 18 разведочных и 11 эксплуатационных скважин для опробования.

Сформированы паспорта участков по 19 перспективным зонам, составлен рейтинг участков, предложены мероприятия по скважинам - опробование, проведение дополнительных исследований (уточнение насыщения), предложения по доразведке, рекомендованы интервалы для изучения в рамках эксплуатационного бурения.

Пользуясь вышеописанным методическим подходом и основываясь на анализе комплекса геолого-геофизических данных, автором с высокой степенью точности выделены, проранжированы и оценены перспективные участки в исследуемых пластах Юганского Приобья.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведены анализ, систематизация и согласование комплекса данных по всем исследуемым месторождениям Юганского Приобья, в результате сформирована единая база данных, представляющая собой совокупность всей имеющейся информации по исследуемой территории.

2. Выполнено детальное расчленение и корреляция пластов ачимовской толщи, уточнены границы распространения клиноциклитов и пластов ачимовской толщи на основе анализа материалов ГИС и сейсморазведки, предложена универсальная индексация пластов ачимовской толщи.

3. Разработан методический подход к изучению осадконакопления отложений ачимовской толщи. Создана единая модель осадконакопления ачимовских отложений в региональном плане. Выделены типы разрезов, наиболее характерных для фондоформной части клиноциклита. Построены схемы распространения типов разрезов по ГИС по каждому выделенному пласту девяти кли-

ноциклитов и концептуальные модели распределения песчаных тел и зон глинизации с привязкой к площадям месторождений.

4. Проведен анализ петрофизических свойств коллекторов ачимовских отложений Юганского региона, на основе которого сформирована петрофизи-ческая модель коллектора в целом и основные петрофизические зависимости по типам выделенных разрезов.

5. Осуществлены ранжирование и оценка перспективных участков в пластах ачимовской толщи в соответствии с предложенным методическим подходом к прогнозированию перспектив нефтеносности, сформулированы рекомендации по дальнейшему изучению разреза ачимовской толщи. По результатам диссертационного исследования выделены и рекомендованы к опробованию 19 объектов, подсчитаны ожидаемые ресурсы и дебиты, рекомендовано 42 скважин для проведения геолого-технических мероприятий.

Основное содержание диссертации опубликовано:

В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Султанова, Э.Н. Прогноз перспектив нефтегазоносности с учетом строения ачимовской толщи /Э.Н. Султанова, Т.С. Баранов, В.А. Митка-рев//Нефтегазовое дело.- 2008,- том 6 - №2.- С. 16-18.

2. Султанова, Э.Н. Методика поиска, оценки и ранжирования недоизу-ченных запасов и ресурсов ачимовских отложений /Э.Н. Султанова, Т.С. Баранов, И.В. Рахматуллина//Нефтяное хозяйство.- 2010.- №8.- С. 29-31.

3. Султанова, Э.Н. Взаимосвязь условий осадконакопления и коллектор-ских свойств ачимовской толщи на примере покачевского клиноциклита /Э.Н. Султанова, O.E. КучуринаШефтегазовое дело.- 08.2009 [электронный ресурс, (http://www.ogbus.ru/authors/Sultanova/Sultanova_l.pdf)].

В других изданиях:

4. Султанова, Э.Н. Седиментационно-фациальный анализ продуктивных пластов Солкинского месторождения /Э.Н. Султанова, И.Г. Мустафин, К.В. Абабков//ОАО НПФ «Геофизика», Проблемы геологии, геофизики, бурения и

добычи нефти. Экономика и управление (сборник статей аспирантов и молодых специалистов).- Уфа,- 2006.- С. 20-35.

5. Султанова, Э.Н. Воссоздание фациальной модели обстановки образования клиноформных тел ачимовской толщи с помощью электрометрического анализа на Малобалыкском месторождении /Э.Н. Султанова, И.Г. Мустафин, К.В. Абабков//НТВ «НК«Роснефть».-2007.- № 1.- С. 35-38.

6. Султанова, Э.Н. Методика фациального анализа /Э.Н.Султанова, В.Е.Андреев//Тезисы доклада на VII российском энергетическом форуме «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (научно-практическая конференция). Уфа,- 2007.- С. 60-61.

7. Султанова, Э.Н. Взаимосвязь нефтегазоносности и особенностей строения ачимовской толщи /Э.Н.Султанова//Проблемы освоения трудноизвле-каемых запасов нефти и газа (Выпуск V). Академия наук Республики Башкортостан,- 2008,- С. 31-33.

8. Султанова, Э.Н. Анализ фильтрационно-емкостных свойств и условий формирования пластов ачимовской толщи /Э.Н. Султанова//Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефта и газа (Выпуск V). Академия наук Республики Башкортостан,- 2008.- С. 34-36.

9. Султанова, Э.Н. Методика прогноза перспектив нефтегазоносное™ с учетом особенностей строения ачимовской толщи /Э.Н. Султанова, Т.С. Баранов, В.А. Миткарев//НТВ "НК"Роснефть",- 2008,- № 3,- С. 14-18.

10.Султанова, Э.Н. Условия осадконакопления ачимовской толщи по данным ГИС (Юганское Приобье) /Э.Н.Султанова //Труды всероссийской молодежной конференции «Трофимуковские чтения - 2008» с участаем иностранных ученых,- 2008.- Том 1.- С. 229-231.

11. Султанова, Э.Н. Методика фациального анализа пластов ачимовской толщи /Э.Н. Султанова//Материалы второй научно-исследовательской конференции молодых специалистов, «РН-УфаНИПИнефть».- Уфа,- 2009.- С. 48-50.

Подписано в печать 03.05.2011 г. Формат 60x84 Vi6. Усл.печ. л. 1,39. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Тираж 100 экз. Заказ № 79. Печать на ризографе.

Отпечатано в типографии ООО «Лайм» г.Уфа, ул. Новосибирская, 2.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Султанова, Эльвира Наилевна

ч Введение.

1. Геологическое строение месторождений Юганского Приобья.

1.1. Геолгого-геофизическая изученность месторождений.

1.2. Стратиграфия неокома.

1.3. Особенности корреляции отложений ачимовской толщи.

1.4. Интерпретация сейсмических материалов по площадям.

1.5.Внутрипластовая корреляция.

2. Воссоздание фациальной обстановки образования ачимовской толщи по петрофизическим характеристикам и данным ГИС.

2.1. Методический подход для проведения фациального анализа.

2.2. Основные представления о механизме формирования ачимовской толщи.

2.3. Характеристика моделей ачимовской толщи.

Тагринский клиноциклит.

Самотлорский клиноциклит.

Урьевский клиноциклит.

Асомкинский клиноциклит.

Покачевский клиноциклит.

Чеускинский клиноциклит.

Сармановский клиноциклит.

Правдинский клиноциклит.

Пимский клиноциклит.

3. Петрофизическая характеристика ачимовской толщи и определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) методами ГИС.

3.1. Петрофизическое обоснование модели коллектора по данным лабораторных исследований керна.

3.2. Литолого-петрографическая характеристика продуктивных пластов.

3.3. Основные петрофизические зависимости ачимовских отложений.

3.4. Обоснование граничных значений параметров коллекторов по данным лабораторных исследований керна.

4. Прогноз перспектив нефтегазоносности ачимовской толщи.

4.1. Методический подход к прогнозированию перспектив нефтеносности ачимовской толщи.

4.2. Подготовка данных.

4.3. Описание перспективных участков.

4.4. Оценка ресурсов выявленных резервуаров нефти ачимовской толщи.

4.5. Рекомендации по доизучению ачимовской толщи.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геология и перспективы нефтеносности клиноформных Ачимовских отложений Юганского Приобья"

Актуальность темы

Поиск залежей нефти и газа с каждым годом становится все более сложной задачей. Особенно это касается давно разрабатываемых районов добычи нефти и газа, в которых большинство крупных структур разбурены, к таким относится территория Юганского Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Одним из перспективных объектов поиска углеводородов (УВ) являются клиноформные отложения ачимовской толщи Юганского Приобья. Несмотря на достаточно высокую плотность сетки пробуренных скважин, изучению глубокопогруженных и сложнопостроенных нефтегазоносных комплексов не уделялось достаточного внимания. Прирост запасов осуществлялся в основном за счет крупных залежей сравнительно простого строения с высокими дебитами скважин. При этом интервалы разрезов, при исследовании которых было необходимо применение высокотехнологичных методов вскрытия и опробования пласта, практически не изучались. Поэтому выявление особенностей геологического строения и закономерностей размещения сложнопостроенных залежей углеводородов ачимовской толщи на территории Юганского Приобья является актуальным.

Цель диссертационной работы — разработка методического подхода к изучению ачимовской толщи Юганского Приобья и прогнозированию ее нефтеносности для пополнения минерально-сырьевой базы ресурсов и запасов УВ.

Объект исследования — геологическое строение месторождений на территории Юганского Приобья.

Предмет исследования - клиноформные ачимовские отложения месторождений Юганского Приобья и перспективы их нефтеносности.

Основные задачи исследования

1. Систематизация данных сейсморазведки, глубокого бурения и геофизических исследований скважин (ГИС), формирование единой базы данных для изучения территории в целом.

2. Построение серии корреляционных профилей, характеризующих геологическое строение основных нефтеперспективных комплексов неокома, проведение детальной корреляции ачимовских отложений на территории Юганского Приобья, выделение клиноциклитов и слагающих их пластов, создание каталога литолого-стратиграфических разбивок скважин на изучаемой территории, универсальная индексация выделенных объектов.

3. Разработка методического подхода к изучению осадконакопления ачимовской толщи на примере месторождений Юганского Приобья и восстановление истории формирования отложений ачимовской толщи, исследование стратиграфических и литолого-петрофизических характеристик типовых разрезов отложений ачимовской толщи, создание концептуальной модели осадконакопления пластов ачимовской толщи.

4. Интерпретация данных ГИС и разработка алгоритмов для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) ачимовских отложений.

5. Разработка методического подхода к оценке запасов и ресурсов, ранжирования площадей по перспективности, обоснование рекомендаций к постановке геолого-разведочных работ и бурению скважин.

Методы исследования

Работа основана на обобщении проведенных сейсмических (MOB ОГТ-2D, MOB OrT-3D), промыслово-геофизических (ПС, ГК, ИК, ГЗ, НКТ) исследований с помощью аналитических и статистических методов, использования программных продуктов: GeoGlobe 8.0, Golden Software Surfer 8.0, Petrel 2007, Corel DRAW X3 (13), Microsoft Office 2003.

Научная новизна

1. Впервые проведена детальная корреляция ачимовских отложений на территории Юганского Приобья по всем пробуренным скважинам, в результате которой выделены клиноциклиты, отвечающие основным региональным циклам осадконакопления ачимовской толщи и слагающие их пласты, а также предложена универсальная индексация выделенных объектов.

2. Создан методический подход к изучению осадконакопления ачимовской толщи, включающий в себя выделение и построение схем распространения типов разрезов, определение литофациальных характеристик, формирование концептуальной модели осадконакопления.

3. Предложен методический подход к прогнозированию перспектив нефтеносности ачимовской толщи путем ранжирования выделенных на изучаемой территории участков и расчета коэффициента успешности (риск подтверждения ожидаемых ресурсов и получения положительного дебита) по характеристическим критериям (количество скважин на площади, наличие положительного опробования и др.).

Основные защищаемые научные положения

Детальное корреляционное разделение региональных клиноциклитов на составляющие пласты, индексация пластов по названию клиноциклитов.

Единая концептуальная модель осадконакопления пластов ачимовской толщи, построенная с учетом сейсмических данных, кернового материала и гис.

Методический подход к изучению перспектив нефтеносности ачимовской толщи и подсчитанные ресурсы изучаемых объектов с учетом оценки риска их подтверждаемости.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность результатов определения петрофизических характеристик пластов ачимовской толщи подтверждается сходимостью результатов экспериментальных и численных исследований.

Достоверность выводов и рекомендаций по прогнозу перспектив нефтеносности ачимовской толщи доказана успешным бурением новых скважин и получением промышленных притоков нефти.

Практическая значимость и реализация результатов работы

Методические подходы к изучению осадконакопления и прогнозирования перспектив нефтеносности ачимовских отложений используются при исследовании пластов групп АС, БС и ПК в региональных проектах по

Пуровскому и Нефтеюганскому нефтегазоносным районам в рамках работ по комплексному освоению перспективных объектов и планированию программы геолого-разведочных работ (ГРР) и для обоснования ресурсной базы Юганского района.

Основные результаты диссертационной работы вошли в следующие научно-исследовательские отчеты и проектно-технологические документы по разработке месторождений, составленные при участии автора в ООО «РН-УфаНИПИнефть» по месторождениям Юганского региона:

Геология и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи центральной части ХМАО (2007 г.).

Пересчет запасов нефти и растворенного газа Приобского месторождения (2009 г.).

Дополнение к технологической схеме разработки Малобалыкского месторождения (2009 г.).

Комплексная интерпретация материалов ЗБ сейсморазведки Приобского месторождения. Сейсморазведочные партии № 2/2005-2006, № 11, 71/2006-2007 (2009 г.).

Поиск, оценка и ранжирование по приоритетности освоения недоизученных запасов и ресурсов по лицензионным участкам ОАО «НК«Роснефть» в ХМАО-Югра (ООО «РН-Юганскнефтегаз») (2010 г.).

Личный вклад автора

Диссертационная работа является результатом исследований автора по рассматриваемой теме в рамках региональных проектов «Геология и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи центральной части ХМАО» и «Поиск, оценка и ранжирование по приоритетности освоения недоизученных запасов и ресурсов по лицензионных участков ОАО «НК«Роснефть» в ХМАО-Югра (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)». На основе принципиальной модели клиноформного строения неокомского продуктивного комплекса по Ю.Н. Карогодину (2000 г.) автором разработаны концептуальные модели осадконакопления и методический подход к проведению фациального анализа отложений для пластов ачимовской толщи. Автор принимал участие в детальном расчленении разрезов, разработке методического подхода к прогнозированию перспектив нефтеносности ачимовской толщи и определении петрофизической характеристики ачимовской толщи и ФЕС методами ГИС.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на:

Второй научно-исследовательской конференции молодых специалистов, ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 03.2008 г.);

Третьей Межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК«Роснефть» (г. Москва, 06.2008);

Трофимуковских чтениях (г. Новосибирск, 10.2008).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе длри работы - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Общий объем работы составляет 145 страниц, в том числе 67 рисунков, 9 таблиц. Список использованных источников включает 165 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Султанова, Эльвира Наилевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведены анализ, систематизация и согласование комплекса данных по всем исследуемым месторождениям Юганского Приобья, в результате сформирована единая база данных, представляющая собой совокупность всей имеющейся информации по исследуемой территории.

2. Выполнено детальное расчленение и корреляция пластов ачимовской толщи, уточнены границы распространения клиноциклитов и пластов ачимовской толщи на основе анализа материалов ГИС и сейсморазведки, предложена универсальная индексация пластов ачимовской толщи.

3. Разработан методический подход к изучению осадконакопления отложений ачимовской толщи. Создана единая модель осадконакопления ачимовских отложений в региональном плане. Выделены типы разрезов, наиболее характерных для фондоформной части клиноциклита. Построены схемы распространения типов разрезов по ГИС по каждому выделенному пласту девяти клиноциклитов и концептуальные модели распределения песчаных тел и зон глинизации с привязкой к площадям месторождений.

4. Проведен анализ петрофизических свойств коллекторов ачимовских отложений Юганского региона, на основе которого сформирована петрофизическая модель коллектора в целом и основные петрофизические зависимости по типам выделенных разрезов.

5. Осуществлены ранжирование и оценка перспективных участков в пластах ачимовской толщи в соответствии с предложенным методическим подходом к прогнозированию перспектив нефтеносности, сформулированы рекомендации по дальнейшему изучению разреза ачимовской толщи. По результатам диссертационного исследования выделены и рекомендованы к опробованию 19 объектов, подсчитаны ожидаемые ресурсы и дебиты, рекомендовано 42 скважин для проведения геолого-технических мероприятий.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Султанова, Эльвира Наилевна, Уфа

1. Алексеев В.П. Литология / В.П. Алексеев. Екатеринбург : Изд-во УГГГА, 2001.-249 с.

2. Алехин C.B. Условия залегания неокомских отложений Баренцево-морского / C.B. Алехин // Геология нефти и газа. 19911. -№ 2. - С. 9-15.

3. Бабадаоглы В.А. Цитологическая интерпретация геофизических материалов при поиске нефти и газа / В.А. Бабадаоглы, Т.С. Изотова, И.В. Карпенко и др. — М. : Недра, 1988. — 256 с.

4. Бакиров A.A. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / A.A. Бакиров. М. : Высшая школа, 1968. - 466 с.

5. Бакиров A.A. Геология и геохимия нефти и газа / A.A. Бакиров. — М. : Недра, 1982.-288 с.

6. Бакиров A.A. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа : учеб. пособие для вузов / A.A. Бакиров, А.К. Мальцева-М. : Недра, 1985. 159 с.

7. Ботвинника Л.И. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения / Л.И. Ботвинкина, В.П. Алексеев. Свердловск : Изд. Уральского ун-та, 1991.-336 с.

8. Бочкарев B.C. Палеобатиметрические условия формирования ачимов-ской толщи Западной Сибири / B.C. Бочкарев // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1999. № 5. - С. 23-27.

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

10. Бурлин Ю.К. Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ / Ю.К. Бурлин, А.И. Конюхов, Е.Е. Карнюшина. М.: Недра, 1991. -286 с.

11. Бусыгин Г.В. Размышления о клиноформенных комплексах / Г.В. Бусыгин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1993. — №7.-С. 10-12.

12. Венделыптейн Б.Ю. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа / Б.Ю. Венделыптейн, Г.М.1 130

13. Золоева, H.B. Царева и др. М. : Недра, 1985. - 248 с.

14. Гайдебурова Е.А. Методика выделения циклитов с использованием промыслово—геофизических данных / Е.А. Гайдебурова, Ю.Н. Карогодин // Проблемные вопросы литостратиграфии. Новосибирск : Наука, Сиб. отделение АН СССР, 1980. - С. 31-49.

15. Геолого-геофизическая модель клиноформ неокома южной части На-дым-Тазовско междуречья / Л.Ф. Найденов, Г.А. Берилко, Н.П. Дещеня,v

16. В.В. Рысев // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Томск, 2000. — т. 2. — С. 451.

17. Геология нефти и газа для нефтяников / под. ред. H.A. Малышева, A.M. Никишина. — М.-Ижевск : Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 360 с.

18. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений среднего Приобья по данным сейсморазведки / В.Я. Гидион // Геофизика. 2001. - Спец. выпуск. - С. 54-58.

19. Гогоненков Г.Н., Михалов Ю.А., Эльманович С.С. Анализ неоком-ской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки / Г.Н. Гогоненков, Ю.А. Михалов, С.С. Эльманович // Геологогия нефти и газа. — 1998. —№ 1. С. 22-30.

20. Гольберт A.B., Гурари Ф.Г., Климова И.Г. О возрастной миграции неокомских свит Западной Сибири / A.B. Гольберт, Ф.Г. Гурари, И.Г. Климова //др.- Новосибирск : СО РАН, НИЦОШТМ, 1996. С. 10-35.

21. Карогодин Ю.Н. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход) Z Ю.Н. Карогодин, В.А. Казаненков, С.А. Рыльков, C.B. Ершов. Новосибирск : Издательство СО РАН, филиал «Гео», 2000. - 200 с.

22. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность Z Ю.Н. Карогодин. -М. : Недра, 1974. 176 с.

23. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность Z Ю.Н. Карогодин. -М.: Недра, 1980.-241 с.

24. Карта перспектив нефтегазоносности ачимовского нефтегазоносного комплекса Z сост.: А.Е. Еханин, В.И. Шпильман. 1:100000 ZZ Министерство геологии РСФСР, ЗапСибНИГНИ. - Тюмень. - 1980. - 2 л.

25. Карта строения и нефтегазоносности ачимовских отложений Ханты-Мансийского автономного округа Z сост.: Г.И. Плавник, Е.В. Олейник, Г.Е. Толубаева и др. ; под ред. В.И. Шпильмана. — 1:500000 ZZ Министерство природных ресурсов РФ. 1997.

26. Климушкина Л.П. Наклонные отражающие горизонты мезозойского разреза Западной Сибири и АВПД Z Л.П. Климушкина ZZ Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях. М.: ИГИРГИ, 1982. - С.102-115.

27. Конибер Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел Z Ч.Э.Б. Конибер ; пер. с англ., ред. М.М. Грачевского и Е.В. Кучерука. М. : Недра, 1979.-250 с.

28. Мурдмаа Н.О. Фации океанов / Н.О. Мурдмаа. М. : Наука, 1987.303 с.

29. Мушин И.А. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / И.А.Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов. М. : Недра, 1990.-299 с.

30. Мушин И.А. Структурно-формационная интерпретация данных сейсморазведки / И.А. Мушин, Ф.И. Хатьянов, Л.Ю. Бродов // Прикладная геофизика. Вып. 112. - М., 1985.-С. 19-36.

31. Назаркин Л.А. Влияние темпа седиментации и эрозионных срезов на нефтегазоносность осадочных бассейнов / Л.А Назаркин. Саратов : Изд-во Саратовского ун-та, 1979. - 336 с.

32. Наливкин В.Д. Учение о фациях / В.Д. Наливкин. М. : Изд-во АН СССР, 1956.-С. 24-120.

33. Наливкин В.Д. Вопросы палеонтологии, стратиграфии и палеогеографии / В.Д. Наливкин ; избр. труды. — Л. : Наука, 1987. 279 с.

34. Наумов А.Л. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НТО / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Л.А. Векслер // Геология нефти и газа. 1976. - № 6. - С. 32-37.

35. Наумов АЛ. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, М.М. Биншток // Геология и геофизика. 1977. - № 10. — С. 38-47.

36. Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна ЗападноСибирского раннемелового бассейна / А.Л. Наумов // Геология и геофизика. -1977.-№ 10.-С. 38-47.

37. Наумов A.JI. Новый вид цитологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири / А.Л. Наумов, Ф.З. Хафизов // Геология нефти и газа. 1986. - № 6. - С. 31-35.

38. Нежданов A.A. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / A.A. Нежданов, В.А. Пономарев, H.A. Туренков, С.А. Горбунов. М. : Изд. Академии горных наук, 2000. - 247 с.

39. Нежданов A.A. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных / A.A. Нежданов. Тюмень : ТНГУ, 1999. - 105 с.

40. Нестеров И.И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири / И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, К.А. Шпильман. М. : Недра, 1971. - 460 с.

41. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа / В.Б. Нейман. изд. третье, перераб. и доп. — М. : Недра, 1984. - 78 с.

42. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности / под ред. H.H. Ростовцева. Л. : Недра, 1978. - 182 с.

43. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза / Н.М. Страхов. М. : Изд-во АН СССР. - Т. 1,2. - 1960, 1962. - 212 с.

44. Структурные, формационные и палеотектонические критерии нефте-газоносности / Труды // ЗапСибНИГНИ. — Вып.61. Тюмень, 1972. - 143 с.

45. Султанова Э.Н. Прогноз перспектив нефтегазоносности с учетом строения ачимовской толщи /Э.Н. Султанова, Т.С. Баранов, В.А. Митка-рев//Нефтегазовое дело.- 2008,- том 6.- №2.- С. 16-18.

46. Султанова Э.Н. Методика поиска, оценки и ранжирования недоизу-ченных запасов и ресурсов ачимовских отложений /Э.Н. Султанова, Т.С. Баранов, И.В. Рахматуллина//Нефтяное хозяйство.- 2010.- №8.- С. 29-31.

47. Султанова Э.Н. Методика фациального анализа /Э.Н.Султанова, В.Е.Андреев//Тезисы доклада на VII российском энергетическом форуме «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» (научно-практическая конференция). Уфа,- 2007.- С. 60-61.

48. Ушатинский И.Н. Минералогические и геологические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты Z И.Н. Ушатинский, О.Г. Зарипов Z Труды ZZ ЗабСибНИГНИ. 1978. - Вып. 96. - 208 с.

49. Фролов В.Т. Литология. Кн. 3 : учеб. пособие Z В.Т. Фролов. М. : Изд-воМГУ, 1995.-С. 110-148,239-285.

50. Хабаров A.B., Волокитин Я.Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов ZA.B. Хабаров, Я.Е. Волокитин ZZ Каротажник. 2009. - № 12. — С. 129143.

51. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение /A.A. Ханин.- М. : Недра, 1969. 107 с.

52. Хатьянов Ф.И. Геофизические методы в формационном анализе нефтегазоносных толщ. Формационный анализ в нефтяной геологии Z Ф.И.Хатьянов. — М, 1981.-174 с.

53. Хатьянов Ф.И. Сейсмоформационное прогнозирование Z Ф.И. Хатьянов ZZ Нефтегазовая геология и геофизика: По важнейшим науч. и науч.—техн. пробл. : обзор, инфор. -М. : ВНИИОЭНГ. Вып. 11(52). - 1985.-45 с.

54. Цейслер В.М. Формационный анализ Z В.М. Цейслер. М. : Изда