Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Литологические особенности строения и нефтегазоносность ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Литологические особенности строения и нефтегазоносность ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны"

На правах рукописи

Храмцова Алена Валерьевна

ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНО-УРЕНГОЙСКОЙ ЗОНЫ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» и ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.П. Мясникова

доктор геолого-минералогических наук, профессор Ю.Я. Большаков

кандидат геолого-минералогических наук Т.А. Коровина

Научно-аналитический центр рационального недропользования ХМАО имени В.И. Шпильмана (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И. Шпильмана) г.Тюмень

Защита состоится 22 марта 2006 г в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д212.273.05 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу. 625000, г. Тюмень, ул Володарского, 56, ТюмГНГУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ

Автореферат разослан 16 февраля 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геол -мин. наук

А А Дорошенко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Ачимовский нефтегазоносный комплекс в Надым-Пурской нефтегазоносной области Западной Сибири в настоящее время является главным и наиболее сложным объектом поисково-разведочных работ и разработки. На сегодня много работ опубликовано по корреляции разрезов ачимовской толщи с учетом материалов сейсморазредки, по её геологическому строению, но недостаточно изучены литологические и коллекторские свойства пород Этим вопросам посвящена данная работа. Прогнозирование пород-коллекторов и выявление перспективных зон нефтегазонакопления в ачимовских отложениях невозможно без изучения их условий формирования и литологических закономерностей строения. Наибольший объем информации о литологических особенностях пород-коллекторов дают лабораторные исследования керна: минералогические и гранулометрические исследования, текстурный анализ, изучение коллекторских свойств пород, структуры порового пространства и др., которые позволяют выявить закономерности строения продуктивной ачимовской толщи. В связи с этим выполненные исследования являются актуальными.

Объект исследований: Ачимовская толща Восточно-Уренгойской зоны Западной Сибири, которая протягивается с севера на юг от СевероУренгойского до Западно-Таркосалинского месторождения, на расстояние 200 км и имеет ширину 100-120 км от Северо-Уренгойского до Тазовского месторождения - на севере и от Юбилейного до Усть-Ямсовейского месторождения - на юге.

Цель работы: На базе изучения литологических особенностей строения ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны установить закономерности строения коллекторов, вмещающих залежи, и разработать рекомендаций по оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Основные задачи исследований:

1. Анализ вещественного состава пород ачимовских отложений (породообразующих, акцессорных и глинистых минералов, состава цемента).

2. Построение карт суммарных и эффективных толщин, пористости и проницаемости, минералогических и гранулометрических коэффициентов, терригенно-минералогических ассоциаций, фазового состава УВ, АВПД и температур.

3. Выявление связей минералогического, гранулометрического состава, эффективных и суммарных толщин песчаников, структурного плана с коллекторскими свойствами пород.

4. Изучение постседиментационных процессов и структуры порового пространства, влияющих на коллекторские свойства пород.

5. Реконструкция условий седиментации отложений ачимовской толщи.

6. Установление влияния термодинамических условий на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород.

I I

7. Анализ нефтегазоносности ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны и рекомендации по оптимизации поисково-разведочных работ Выделение перспективных объектов.

Личный вклад: Автором собран и систематизирован аналитический материал по литологии и нефтегазоносности, выявлены основные закономерности строения и вещественного состава пород ачимовской толщи, рекомендованы перспективные объекты.

Научная новизна и защищаемые положения диссертации заключаются в следующем:

1. Установлены следующие закономерности литологического строения отложений ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны:

• по породообразующим минералам ачимовские отложения, независимо от возраста, - аркозовые; выделяются собственно аркозы и граувакковые аркозы;

• бедный состав акцессорных минералов (преобладают апатит, гранат, циркон);

• по акцессорным минералам ачимовская толща отличается от синхронных шельфовых пластов;

• в глинистом цементе обломочных пород преобладают хлорит и гидрослюда,

• характерна, преимущественно, хорошая и средняя сортировка зерен

• выявлен волновой характер, ритмичность процессов седиментации ачимовских отложений по разрезу и в плане

2. Показано влияние на коллекторские свойства пород-коллекторов ачимовских отложений аномально-высоких давлений (улучшение их за счет разуплотнения, трещиноватости, процессов растворения и выщелачивания), содержания и типа цемента, структуры порового пространства, карбонатности, остаточной водонасыщенности, плотности пород, вторичных процессов, гранулометрических параметров, суммарных мощностей песчаников.

3. Установлено изменение фазового состояние УВ сырья в залежах по мере увеличения глубин и термодинамических параметров По направлению с юга на север увеличивается доля нефти.

Практическая значимость полученных результатов в диссертации заключается в том, что они позволяют оптимизировать поисково-разведочные работы. Автор рекомендует перспективные участки для поиска нефти и газа.

Фактический материал. Работа основана на обширном фактическом материале, включающем' физические свойства пород - 3924 обр; петрографическое описание шлифов - 310 обр; гранулометрический состав пород - 300 обр.; минералогический состав пород тяжелая фракция - более 290 обр., легкая фракция - 542 обр.; рентгеноструктурный анализ глинистой фракций - 195 обр.; описание керна; фотографии текстур и шлифов - более 327 шт. Лабораторные анализы керна выполнены в Тюменской Центральной Лаборатории (ТЦЛ). Коллекция шлифов и керна предоставлена Топычкановым Б.В., Бородкиным В.Н., Исаевым Г.Д., Шиманским В.В.

В работе использовался каталог стратиграфических разбивок, каротажные диаграммы, банки данных ОАО «СибНАЦ» по испытаниям скважин, свойствам пластовых флюидов

Апробация работы и публикации. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях «Проблемы развития нефтяной промышленности» (г Тюмень, 2001, 2002, 2003 пг), Ш-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень, 2004г), Vl-ой Международной научно-практической конференции «Геомодель» (г Геленджик, 2004г); «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территории Тюменской области» (г Тюмень, 2005г)

Автором опубликовано 14 работ в научно-технических журналах «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», «Горные ведомости», в материалах научно-практических конференций Результаты выполненных исследований изложены в четырех производственных отчетах.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы Работа изложена на 194 страницах, включающих 105 рисунков, 9 таблиц, список использованных источников насчитывает 140 наименований.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук, профессору Г.П. Мясниковой, коллегам по работе и специалистам, консультирующим по разным вопросам, рассматриваемым в работе Брехунцову A.M., Бородкину В.Н., Бочкареву В С, Бардановой В.А, Дещене Н.П, Звереву К.В., Зубкову М.Ю., Исаеву Г Д , Кислухину В И , Кропотовой Е П , Лашневой З.В., Максимову Е М., Нестерову И И , Нестерову И И (мл ), Питкевичу В Т., Романову Е.А., Рубцовой Н.М., Столбовой Н.Ф, Шиманскому В В Автор весьма благодарен ГТопычканову Б В ] и Майорову В.В , предоставившим аналитический материал

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 «Краткое геологическое строение Восточно-Уренгойской зоны» рассмотрены следующие вопросы' Литолого-стратиграфическая характеристика титон-валанжинских отложений, индексация клиноформ нижней части неокомского разреза и тектоническое строение.

Восточно-Уренгойская зона относится к Надым-Пурской нефтегазоносной области, Уренгойскому подрайону и частично к Тазовскому району

Ачимовская толща осложняет берриас-валанжинские отложения и залегает на титон-берриаских отложениях. В составе титон-берриаских отложений выделяется баженовская свита в Уренгойском подрайоне, яновстанская и марьяновская в Тазовском районе Берриаские отложения в Уренгойском подрайоне включают сортымскую свиту, в Тазовском - заполярную и мегионскую свиты.

Толщина ачимовской глинисто-песчано-алевролитовой толщи в исследуемом районе варьирует от 80 до 118 м. Возраст берриас-валанжинский. Для отложений ачимовской толщи характерны многочисленные аммониты, тонкостенные двухстворки, прослои бурых, битуминозных глин с включениями рыбного детрита

В пределах Восточно-Уренгойской зоны Бородкиным В Н закартировано по данным бурения и сейсмогеологической корреляции в разрезе берриас-валанжинских отложений пять клиноформ Ач13.14БУ16, Ач^БУ^иа, Ач16БУ2о. Ам17БУг1, A418BTi2.13 (рис 1) Индексация клиноформ приводится по Бородкину В Н - индекс ачимовской толщи и индекс синхронного шельфового (покровного) пласта Клиноформы имеют субмеридиальное простирание, в плане перекрывают друг друга.

В разделе «Тектоника» рассматриваются, тектонические структуры I, II, III порядка, структурный план по горизонту «Б» и палеоструктурные построения кровли ачимовской толщи на разные отрезки времени Отмечается значительный прирост амплитуд в сеноманский и послесеноманский период тектонического развития и относительно пассивный тектогенез в неокомское время

В главе 2 «Цитологическое строение ачимовской толщи» рассмотрены следующие вопросы

Вещественный состав пород ачимовской толщи. Для характеристики породообразующих минералов ачимовской толщи в работе использованы классификационная диаграмма В.Д. Шутова (1967 г) и седиментационный коэффициент - отношение кварца к полевым шпатам (Казаринов В П , 1969 г).

Изучению вещественного состава пород ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны посвящены работы Коровиной Т А , Кропотовой Е П. (1997 г), Исаева Г.Д., Столбовой Н.Ф. (2000 г), Шиманского В В , Хафизова С Ф (2002 г) и др , которые были использованы в работе.

Отмечается преобладание полевых шпатов (34-69%) над кварцем (25-47%), содержание обломков пород изменяется от 5 до 22%, слюды - 0-10% Обломки пород представлены кремнями, кварцитами, гранитоидами, сланцами, кислыми эффузивами Среди слюд преобладает биотит, реже отмечается мусковит и хлорит. В ачимовской толще песчаники и алевролиты представлены аркозами, выделяются собственно аркоза и граувакковые аркозы Поле аркозов отвечает продуктам выветривания, претерпевшим слабый перенос Аркозы являются продуктами неполной деградации кислых изверженных и метаморфических пород,таких как граниты и гнейсы

В распределении седиментационного коэффициента в ачимовской толще разных клиноформ выявлены следующие закономерности преобладают неустойчивые полевые шпаты над кварцем, лишь на юго-западе в ачимовской толще клиноформ' Ач16БУ2о, Ач^БУ^ 19 коэффициент >1, увеличение седиментационного коэффициента отмечается с севера на юг, с востока на запад.

Аркозовый состав пород ачимовской толщи, седиментацитонный коэффициент (преимущественно <1) свидетельствуют об относительной близости источника сноса

Анализировались терригенно-минералогические ассоциации ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны Акцессорный комплекс исследовался иммерсионным способом, пересчет производился на тяжелую фракцию, принимаемую за 100% Состав акцессориев разновозрастных ачимовских отложений на рассматриваемой территории бедный, преобладают 2-3 минерала Выделяются минералы устойчивые к химическому выветриванию - циркон, гранат и неустойчивые - апатит

ь

о 10

Рис.1. Схема совмещенных контуров и залежей УВ сырья в ачимовской толще разных клиноформ Восточно-Уренгойской зоны:

1- населенные пункты; 2 - номер скважины. Границы распространения клиноформ: 3 - Ач1314БУ16; 4 - Ач15БУ1719; 5-Ач16БУ20; 6-Ач17БУ21; 7-Ач18БТ121. Залежи: 8-нефтяная; 9-газоконденсатная;10-газоконденсатная с

нефтяной оторочкой

Акцессорный состав синхронных шельфовых (покровных) пластов более разнообразен - преобладают 5 минералов. Наблюдаются апатит-циркон-сфен-эпидот-гранатовая (пласт БУ,7.,8), апатит-циркон-сфен-элидот-гранатовая (пласт БУ16) ассоциации акцессорных минералов.

Акцессорный состав синхронных шельфовых пластов и ачимовской толщи различный.

Выявлены и закартированы характерные ассоциации терригенных минералов ачимовской толщи разных клиноформ (рис 2) В плане четко видна периодичность в распределении терригенно-минералогических ассоциаций разных клиноформ

В клиноформах: АЧ13БТ1213, Ач^БУго, АЧ13.14БУ16 преобладает гранат-циркон-апатитовая и гранат-апатит-цирконовая ассоциация минералов по площади (рис 2а, 2в, 2д) Для клиноформ Ач^БУ^ 19 и АЧ17БУ21 преобладает циркон-апатитовая и апатит-цирконовая ассоциация (рис 2г, 26)

Таким образом, с востока на запад происходит чередование ачимовских толщ с циркон-апатитовой (апатит-цирконовой) ассоциацей и гранат-апатит-цирконовой (гранат-циркон-апатитовой)

Изменение акцессорных минералов по разрезу неравномерное, периодичное, что отражает ритмичность процессов в осадконакоплении

Источник сноса имеет восточное, северо-восточное и юго-восточное направление

Рассмотрен гранулометрический состав пород ачимовской толщи,

определение которого проводилось в шлифах и механических способом В работе анализировались следующие гранулометрические параметры процентное содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций; сумма песчаной фракции (СПФ), медианный (М^) и максимальный размер зерен (С), коэффициент сортировки обломочного материала (Бо) Построены схемы изменения этих параметров

Для анализа обстановок осадконакопления использовалась СМ-диаграмма Пассеги (РаэБеда, 1964 г)

По сумме песчаной фракции (>0,1 мм) выделены зоны высокого (СПФ>50%) и среднего (20-50%) гидродинамического уровня (по Муромцеву, 1984г), отражающего динамическую активность среды седиментации Максимальные значения суммы песчаной фракции (до 80%) наблюдаются в ачимовской толще клиноформ' АЧ15БУ17.19, Ач1бБУ2о

При сопоставлении структурных планов и схем суммы песчаной фракции и медианного диаметра зерен установлено, что в зонах конседиментационных поднятий фиксируются максимальные значения параметров суммы песчаной фракции и медианного диаметра зерен

В породах ачимовской толщи преобладают песчаники мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые Зоны повышенных значений медианного диаметра зерен (>0,1 мм) приурочены к центральной зоне распространения ачимовской толщи клиноформ АЧ1314БУ16 и Ач18БТ-|213, в районе Самбургского месторождения клиноформ АЧ17БУ21, Ач^БУго, АЧ15БУ17-19; на Уренгойском месторождении в районе скв. 724, 726 клиноформы Ач^БУго; в районе скв. 260, 285, 708 клиноформы Ач15БУ17-19-

Рис. 2. Схемы распространения терригенно-минералогических комплексов в породах ачимовской толщи клиноформ: а-Ач„БУ„; б-Ач„БУ„„; в-Ач,еБУ1(,; г-Ач„БУ„; д-Ач„БТ„,,.

1- скважины с наличием аналитического материала, 2-границы терригенно-минералогических комплексов; 3-граница замещения коллекторов глинами внутри контура распространения ачимовской толщи; 4-граница распространения ачимовской толщи разных клиноформы; терригенно-минералогические ассоциации акцессорных минералов 5-апатит-гранат-цирконовая, 6- циркон-апатитовая, 7- циркон-гранатовая

Граничные значения гранулометрических коэффициентов ачимовской толщи разных клиноформ Восточно-Уренгойской зоны

Гранулометрические параметры

Медианный диаметр зерен, мм (Ма)

Сортировка (5о)

Максимальный диаметр зерен, мм (С)

Сумма песчаной фракции, % (СПФ)

Ач„БТ1;

0.06-0,16 0,10

1.3-2.3 1,7

0.24-0.48 03

16.7-73,45 45,96

Ач17БУ2,

0.03-0.13 0,09

Ач,бБУ2о

0.03-0,16 0,1

1.09-2.02 1,66

1.32-2.6 1,68

0.19-0.48 0,29

23.4-62.9 42,9

0.16-0.48 0,3

17.7-75.3 46,76

Ач,5БУ,;

0.06-0.13 0,09

1.22-2.48 1,6

0.16-0.44 0,26

7.28-68.01 42,42

Ач,3,„БУ,в

0.07-0.16 0,13

1.29-1.96 1,52

0.2-0.48 0,34

17.1-81.29 63,38

Сортировка зерен от хорошей до плохой Хорошая сортировка зерен свидетельствует о переработки обломочного материала течениями

По диаграмме Пассеги практически все осадки занимают поле мутьевых потоков (турбидитов), частично, поле потоков По способу транспортировки -осадки взвеси

Условия накопления ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны рассматривались в работах Бородкина ВН, Брехунцова АМ., Дещени НП (1997г, 2000г, 2001 г), Исаев Г.Д ; Нежданова А А , Пономарева В А , Туренкова Н А и др. (2000 г), Хафизова С Ф , Шиманского В В (2002г) и др Исследователи отмечают, что ачимовские отложения откладывались в условиях лавинной седиментации и имеют турбидитную природу образования, что подтверждается автором Обломочный материал перерабатывался течениями, и максимальные значения обломочного материала приурочены к конусам выноса В строении конусов выноса ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны выделяются разные условия седиментации В формировании конусов принимали участие придонные склоновые течения, контуриты и нередко формировались оползни, что подтверждается сортировкой зерен и текстурными особенностями пород

При описании текстур ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны использовалась текстурная последовательность А Боума (1962 г), Д Стоу (1980), «Методическое руководство » Ботвинкиной Л Н (1965 г)

Подтверждением турбидитной природы образования ачимовской толщи являются мощные толщи закономерно переслаивающихся песчаников и глин, базальные контакты слоев песка - резкие и характеризуются наличием разнообразных и деформационных структур, зеркал скольжения и оползней, пески характеризуются градационной слоистостью

По набору текстур выделены два типа разреза турбидитов. разрез среднезернистых турбидитов - классическая последовательность Боума; разрез мелкозернистых турбидитов - литофации глин с прослоями алевролита и градационной слоистостью В породах ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны полной текстурной последовательности Боума не отмечается, это связано с тем, что в результате снижения скорости вниз по течению потока нижние интервалы начинают исчезать

В числителе минимальное - максимальное значение параметра в знаменателе - среднее

■ 10

Массивные текстуры песчаников, массивные с интракластами аргиллитов, текстуры нагрузки, оползания свидетельствуют о высокой гидродинамической обстановке седиментации, а первичные текстуры (косо-, горизонтально-, волнистослоистые) - о чередовании периодов активного течения с периодами относительного покоя.

Построены карты суммарных толщин песчаников и выделены конусы выноса, которые являются перспективными объектами для поисков улучшенных ловушек и залежей в них.

В главе 3 «Породы - коллекторы ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны» рассмотрены следующие вопросы

Структура порового пространства, которая имеет сложное строение и представлена первичной и вторичной пористостью

С глубиной залегания увеличивается роль вторичных преобразований, в том числе и гравитационного уплотнения Вторичные изменения играют значительную роль не только в формировании пустотного пространства пород, но и в сохранении его по мере погружения и литификации осадка. Трещины в исследуемых отложениях осуществляют фильтрацию УВ, гидродинамическую связь между продуктивными пластами, способствуют образованию вторичных пор выщелачивания Они являются причиной расхождения дебитов, определенных по ГИС и испытаниям скважин Развитие и характер вторичных преобразований способствуют сохранению коллекторов на значительных глубинах. Уплотнение пород с глубиной, процессы цементации, новообразования минералов уменьшают пористость и проницаемость.

Трещиноватость, каолинизация гидрослюдистых и хлоритовых цементов, растворение зерен кварца увеличивают коллекторские свойства пород Вторичные минералы, такие как хлорит, кварц, титанистые препятствуют уплотнению осадка, хотя уменьшают коллекторские свойства пород

Анализировались фипьтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов Классификация пород-коллекторов приводится по А А Ханину (1969 г)

Коллекторским свойствам пород и обоснованию типа коллекторов в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны посвящены работы: Стасюка М Е., Брехунцова А.М , Бажановой Е В. (1999 г); Нежданова АА, Пономарева В.А и др (2000 г), Шиманского В.В , Хафизова С Ф (2002 г), Бородкина В Н , Дещени Н П., Храмцовой АВ, Исаева ГД и др (2004 г); Бородкина ВН', Храмцовой А В. (2005 г), которые легли в основу диссертации

Построена серия карт- эффективных толщин, пористости и проницаемости и графиков зависимостей фильтрационно-емкостных свойств пород от карбонатности, остаточной водонасыщенности, плотности, содержания цемента, глубины залегания

Максимальная открытая пористость пород достигает 25%, эффективная -20,5%. Открытая пористость коллекторов преобладает в интервале 12-20%, проницаемость < 1 мД, карбонатность 0-8-10%; остаточная водонасыщенность высокая, повышенные значения характерны для ачимовской толщи клиноформы Ач17БУ21, для остальных кпиноформ она изменяется в пределах 20-60% По проницаемости выделяются IV, V, VI классы коллекторов Наибольшее распространение имеет V и VI классы коллекторов, реже

отмечается IV класс (в центральной части распространения ачимовской толщи клиноформ Ач13.иБУ16 иАч15БУ17-19; в северной части клиноформы Ач,6БУ2о) По разрезу в нефтенасыщенной и газонасыщенной частях коллекторские свойства выше, чем в водонасыщенной

Карбонатность ухудшает коллекторские свойства при содержании ее более 6-10%, водонасыщенность - после 60%, цемент при содержании более 10% Высокие обратные корреляционные связи отмечаются между пористостью и плотностью пород

Максимальные эффективные мощности проницаемых пород характерны для ачимовской толщи клиноформ' АЧ15БУ17.19 и Ач^БУго, (50 - 80 м) в районе Уренгойского месторождения, для остальных клиноформ редко превышает 40 м Увеличение эффективных толщин отмечается в центральных частях, уменьшение в южных и северных, на западе и востоке Зоны повышенных значений эффективной пористости в плане совпадают с повышенными участками эффективных толщин

Изменение коллекторских свойств пород с глубиной имеет волновой характер

В главе 4 «Аномально-высокие пластовые давления, температура, их влияние на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской зоны» показаны распространения современных пластовых давлений и температур в плане и разрезе ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны (рис 3, 4) На схеме распределения современных температур отмечаются участки максимальных значений в районах Северо-Самбургского, Северо-Пуровского и Ен-Яхинского месторождений, на Уренгойском месторождении в скв 676 (>110°С); фоновое значение температур - 100-1 Ю'С (рис За) Температура уменьшается на восток от Северо-Пуровского месторождения и на запад - от Уренгойского месторождения

Пластовое давление увеличивается с юга на север и уменьшается к востоку и западу от Уренгойского месторождения Зоны максимальных значений пластовых давлений фиксируются в пределах Северо-Самбургского, Северо-Пуровского месторождений и в районе скв. 745, 707 Уренгойского месторождения (>60МПа), фоновые значения 50-60 МПа (рис. 36)

Значение пластовых температур и давлений на глубинах 3500-3750 м практически постоянно, а с глубины 3750 м происходит заметное их увеличение (рис 4) Газоконденсатный фактор изменяется в среднем от 200 до 500 см3/м3, реже достигает 800 см3/м3 на глубинах 3600 и 3700 м Газовый фактор заметно уменьшается с глубиной и с ужесточением термодинамических условий

г

В Восточно-Уренгойской зоне в интервале глубин 3500-3810 м наблюдается смешанный состав УВ, с глубины 3820 м - нефтяной Газоконденсатные залежи прослеживаются в интервале температур 92-114°С, давлении 46-62МПа; залежи смешанного состава УВ - в интервале температур 100-115'С и давления от 48 до 62МПа, чисто нефтяные залежи преобладают в интервале температур 105-116°С и давлениях >52МПа (рис 4)

В плане по фазовому составу изучаемая территория делится на две зоны северную (район Самбургского, Северо-Самбургского, Непонятного месторождений), где открыты нефтяные залежи, и юго-восточную с преимущественно газоконденсатными залежами (см рис 1)

а б

Рис. 3. Схемы современных пластовых температур, °С (а) и давлений, МПа (б) в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны (Бородкин В.Н., Храмцова A.B., 2004г):

1- номер скважины; 2 - линии равных значений параметра

С глубиной фиксируется увеличение пластовых давлений и температур, максимальные значения наблюдаются на глубинах более 3800 м в районе Северо-Самбургского и Северо-Пуровского месторождений. Ужесточение термобарических условий в пределах Восточно-Уренгойской зоны сопровождается увеличением доли нефти в залежах ачимовской толщи.

АВПД препятствует уменьшению пористости ( противодействует уплотнению, тормозит процессы катагенетического минералообразования) и является причиной образования вторичной емкости( растворение под давлением, трещиноватость, разуплотнение пород). Экспериментальные данные, проведенные в ТюменьНИИГипрогазе для пород ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны показывают увеличение пористости и проницаемости пород при перепадах давления.

Т,°С Р.МПа ГФиГКФ Кп, %

Н, км 90 100 110 120 40 50 60 70 0 500 1000 1500 2000 8 12 ^16 20 24

35 А >

36

3.7

3.8

3.9

4.0

А

тя

АА ▲

Смеданнод состаьУб

За

Т.М.. •

▲ А

Нефтяной «оставУВ

▲ А|

к А

Кпр, *103 мкмг

о,оо1 1 юо

т

хао

' си

4.1

ш 1 ▲ 2 А 3 О 4 Ф

Рис. 4. Изменение температуры, давления, газового и газоконденсатного факторов, открытой пористости и проницаемости с глубиной в разрезе

ачимовской толщи.

Залежи: 1 - газоконденсатные с нефтяной оторочкой; 2 - нефтяные; 3 - газоконденсатные; 4 -газовый фактор, м3/м3; 5 - газоконденсатный фактор, см3/м3

Анализируя результаты исследований, полученных для условий, близких к условиям Восточно-Уренгойской зоны, (давление 50-60МПа, температура 100-110°С, коллекторы - аркозовые песчаники и алевролиты с гидрослюдисто-

хлоритовым цементом) можно сделать вывод о большем влиянии давления на коллекторские свойства пород, чем температуры

В главе 5 «Нефтегазоносность и рекомендации по направлению поисково-разведочных работ в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны» приводится краткая характеристика залежей УВ сырья, открытых в ачимовской толще (см рис 1) В ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны выявлено 38 залежей' 16 - нефтяных, 16 - газоконденсатных и 6 -газоконденсатных с нефтяными оторочками В пределах отдельных блоков распределение флюидов связано, в основном, с гипсометрией Все открытые залежи УВ сырья в ачимовской толще пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные, мелкие до уникальных, от низкодебитных до высокодебитных Уникальные залежи УВ сырья отмечаются в ачимовской толще клиноформ: Ач15БУ,7-1в, Ач16БУ2о-

Максимальные дебиты нефти -168,2 м3/сут, газоконденсата - 195,3 м3/сут, газа - 758,4 тыс. м3/сут. Высокие дебиты обеспечивает трещинно-поровый тип пород-коллекторов Трещины приурочены к зонам повышенной карбонатности пород Часто в зонах нефте- и газонасыщенных толщин коллекторские свойства выше, чем в водонасыщенной части пласта.

При изучении фазового состава в плане выявлены следующие закономерности- в клиноформах Ач13 цБУш и Ач^БУ^ив - залежи нефти в ачимовской толще приурочены к восточным и северным частям, в клиноформах Ач-шБУго, Ач17БУ21 залежи нефти открыты в северной части, газоконденсата - в южной, для клиноформы Ач1вБТ12.1з - в северной части ачимовской толщи открыты нефтяные залежи, в западной части - газоконденсатные с нефтяной оторочкой, в восточной и центральной частях - газоконденсатные залежи Для залежей ачимовской толщи всех клиноформ отмечается нефтяной фазовый состав в северных районах (см рис 1)

По физико-химическим свойствам нефти ачимовской толщи легкие (0,7980,861 кг/м3), парафинистые (0,79-5,81%), смолистые (0,42-4,23%), малосернистые (0,02-0,3%) Максимальное значение плотности нефти фиксируется в ачимовской толще клиноформы АЧ13.14БУ16, минимальное - в клиноформе Ач15БУ1719 Увеличение содержания серы и парафинов наблюдается с востока на запад, от более древней по возрасту (Ач18БТ1213) к более молодой клиноформе (Ач131<БУ16) Минимальное содержание смол наблюдается для ачимовских отложений клиноформ Ач16БУ2о, Ач17БУ21, максимальное для клиноформ' АЧ15БУ1719и Ач^БТ^з

Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, реже хлоркальциевые, солоноватые (М=5,3-8,5 г/л), щелочные (рН=7-12)

Рекомендации по направлению поисково-разведочных работ в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны:

1 Зоны повышенных мощностей песчаников являются перспективными участками поиска коллекторов нефти и газа с повышенными значениями емкостных свойств Повышенные значения коллекторских свойств ачимовской толщи приурочены к конседиментационным впадинам - в клиноформе Ач18БТ12.15 и северной части клиноформ Ач^БУго и Ач13 14БУ16, к конседиментационным поднятиям - в клиноформе АЧ17БУ21 и в центральной части клиноформ Ач^БУго и Ач,5БУ17-19

2 Поисково-разведочные работы на ачимовскую толщу рекомендуется проводить бурением дополнительных скважин на ловушки, в которых ранее были установлены нефтегазопроявления по скважинам Для всех клиноформ северная часть территории является перспективной для поиска нефти Рекомендуются перспективные участки для поиска нефти и газа в ачимовской толще в клиноформе Ач18БТ12.13 - восточная часть, район Хадыпурской и Нововэнтойской СЛЛ, в клиноформе АЧ17БУ21 -район скв 33 Тазовского месторождения; в клиноформе Ач16БУ2о - два перспективных участка в районе Тазовского и Северо-Самбургского месторождения, в клиноформе АЧ15БУ17-19 рекомендуется бурение поисково-разведочных скважин в южной части на Южно-Уренгойскую и Северо-Нивлюяхинскую СЛЛ и в северной части клиноформы - на Ламгаямскую группу СЛЛ, для клиноформы АЧ13-14БУ16 - северная часть, район Нерояхинской СЛЛ, восточнее скв 1 Хадуттейской площади

3 В пределах перспективных участков на поиски УВ сырья пробурить 7 скважин со сплошным отбором керна из ачимовской толщи и провести полный комплекс керновых исследований, сопоставить результаты с комплексом промыслово-геофизических исследований Разработать методику диагностики трещинных коллекторов по ГИС

4 Для интенсификации притоков, в связи с карбонатным типом цемента и сложным типом коллектора, рекомендуется проводить кислотную обработку скважин и гидроразрыв пласта

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

• Проведен анализ породообразующих, акцессорных, глинистых минералов Ачимовские отложения разных клиноформ по породообразующим минералам имеют идентичный состав - аркозовый По акцесорным минералам ачимовские и шельфовые пласты отличаются Глинистый цемент, в основном, гидрослюдисто-хлоритового состава

• Построена серия карг суммарных и эффективных толщин, коллекторских свойств пород, минералогических и гранулометрических коэффициентов, фазового состава УВ, АВПД и температур Установлены связи коллекторских свойств пород с гранулометрическим составом, суммарными мощностями песчаников. Изучено влияние постседиментационных процессов и структуры порового пространства на коллекторские свойства пород

• В результате изучения текстурных особенностей пород подтверждается турбидитная природа образования ачимовских отложений

• Установлено влияние термобарических условий на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород АВПД препятствует уменьшению пористости и является причиной образования вторичной емкости Большее влияние на коллекторские свойства пород оказывает АВПД, чем температура.

• Рассмотрено строение залежей УВ сырья, открытых в ачимовской толще Выявлены закономерности распределения фазового состава в плане по кпиноформам Для всех клиноформ ачимовской толщи отмечается нефтяной фазовый состав залежей в северных районах. Даны

рекомендации по бурению и по перспективным участкам в ачимовской толще.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1 Характеристики пород-коллекторов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны II Проблемы развития нефтяной промышленности: Материалы XIII науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов 28-29 мая 2002 г. - Тюмень, 2002. - С. 20-29.

2. Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны в связи с моделью их седиментации // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.:ВНИИОЭНГ, 2003. - № 4-5 - С. 77-82. (Соавт. Шиманский В.В, Танинская Н.В , Окнова Н С , Бородкин В Н , Пенягин П.В )

3. Представление о геологической модели клиноформы БП14АЧ15 севера Западной Сибири на базе литофациальных исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.:ВНИИОЭНГ, 2003 - № 4-5. - С. 66-82. (Соавт. Бородкин В.Н., Каримова H.A.)

4. Литофациальные и фильтрационно-емкостные характеристики ачимовской толщи клиноформ БП14АЧ15, БП1вАч1б Надым-Пурской нефтегазоносной области II Проблемы развития нефтяной промышленности- Тез. докл. на отраслевой науч.-практ. конф молодых ученых и специалистов 27-28 мая. - Тюмень, 2003 - С 19-26.

5. Терригенно-минералогические комплексы ачимовской толщи Надым-Пурской НГО II Тез. докл. Всероссийской научн -техн конф. - Тюмень, 2004 г. (Соавт. Бородкин В.Н.)

6. Характеристика текстур турбидитов ачимовского кпиноформного комплекса севера Западной Сибири II Горные ведомости. - Тюмень -2004. - № 4. - С. 38-48. (Соавт. Бородкин В Н , Дещеня Н.П., Исаев Г.Д.)

7. Региональный фациальный анализ ачимовских клиноформных отложений севера Западной Сибири // Горные ведомости. - Тюмень. -2004. - № 5 - С. 18-28. (Соавт. Бородкин В.Н., Исаев Г.Д.)

8. Структура порового пространства и тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости - 2004. - № 5. - С. 29-34. (Соавт. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Шиманский В.В., Исаев Г.Д.)

9. Детальная сейсмогеологическая модель неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири как основа нового пересчета потенциальных ресурсов углеводородов // Геомодель- Тез. докл. VI Международной науч.-практ. конф. 12-18 сентября 2004 г. - Геленджик, 2004. - Ч II - С. 66-68. (Соавт. Бородкин В.Н , Цимбалюк Ю.А., Ордин В.А.)

10 Сложный (смешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М :ВНИИОЭНГ, 2004. - № 11. - С. 37-44. (Соавт. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Шиманский В.В., Исаев Г.Д.)

11. Цитологические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК севера Западной Сибири // Горные ведомости. -2005. - № 7. - С. 34-42. (Соавт. Бородкин В.Н.)

12. Аномально-высокие пластовые давления, температура, их влияние на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской зоны. //Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области. - Тюмень, 2005. - Т. 1. - С. 162-170.

13.Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью II Горные ведомости. -2005. - № 9. - С. 24-37. (Соавт. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Брехунцов A.M.)

14. Геолого-геофизические предпосылки создания региональной геологической модели неокомского комплекса Западной Сибири // Горные ведомости. - 2006. (Соавт. Брехунцов А.М, Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Нестеров И.И. (мл.), Цимбалюк Ю.А., Корнев В.А.). - (В печати).

«1

\

I - 4 0 2 5

Подписано к печати Заказ № 25 Тираж 100 экз.

14.02.06 г.

Уч. -изд. л. 0,91 Усл. печ. л. 1,05

Тюменский государственный нефтегазовый университет Отдел оперативной полиграфии, 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Храмцова, Алена Валерьевна

Введение

1 Краткое геологическое строение Восточно-Уренгойской зоны.

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика титон-валанжинских отложений, индексация пластов нижней части неокома.

1.2 Тектоника.

2 Цитологическое строение ачимовской толщи.

2.1 Вещественный состав пород ачимовской толщи.

2.2 Терригенно-минералогические ассоциации ачимовской толщи Восточно® Уренгойской зоны. 2д

2.3 Гранулометрический состав пород ачимовской толщи.

2.4 Условия накопления ачимовской толщи. к ■ , . V

3 Породы-коллекторы ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны.

3.1 Структура порового пространства, вторичные процессы и тип коллекторов в породах ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны.

3.2 Коллекторы нефти и газа в ачимовской толще.

4 Аномально высокие пластовые давления, температура, их влияние на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской зоны.

5 Нефтегазоносность и рекомендации по направлению поисково-разведочных работ в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Литологические особенности строения и нефтегазоносность ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны"

Актуальность проблемы. Ачимовский нефтегазоносный комплекс в Надым-Пурской нефтегазоносной области Западной Сибири в настоящее время является главным и наиболее сложным объектом поисково-разведочных работ и разработки. На сегодня много работ опубликовано по корреляции разрезов ачимовской толщи с учетом материалов сейсморазведки, по её геологическому строению, но недостаточно изучены литологические и коллекторские свойства пород. Этим вопросам посвящена данная работа. Прогнозирование пород-коллекторов и выявление перспективных зон нефтегазонакопления в ачимовских отложениях невозможно без изучения их условий формирования и литологических закономерностей строения. Наибольший объем информации о литологических особенностях пород-коллекторов дают лабораторные исследования керна: минералогические и гранулометрические, текстурный анализ, изучение коллекторских свойств пород, структуры порового пространства и др., которые позволяют выявить закономерности строения продуктивной ачимовской толщи. В связи с этим выполненные исследования являются актуальными.

Объект исследований: ачимовская толща Восточно-Уренгойской зоны Западной Сибири, которая протягивается с севера на юг от Северо-Уренгойского до Западно-Таркосалинского месторождения на расстояние 200 км и имеет ширину 100120 км от Северо-Уренгойского до Тазовского месторождения - на севере и от Юбилейного до Усть-Ямсовейского месторождения - на юге (рисунок 1).

Цель работы: на базе изучения литологических особенностей строения ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны установить закономерности строения коллекторов, вмещающих залежи, и разработать рекомендации по оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Основные задачи исследований:

1. Анализ вещественного состава пород ачимовских отложений (породообразующих, акцессорных и глинистых минералов, состава цемента).

2. Построение карт суммарных и эффективных толщин, пористости и проницаемости, минералогических и гранулометрических коэффициентов, терригенно-минералогических ассоциаций, фазового состава УВ, АВПД и температур.

3. Выявление связей минералогического, гранулометрического состава, эффективных и суммарных толщин песчаников, структурного плана с коллекторскими свойствами пород.

4. Изучение постседиментационных процессов и структуры порового пространства, влияющих на коллекторские свойства пород.

5. Реконструкция условий седиментации отложений ачимовской толщи.

6. Установление влияния термодинамических условий на фазовый состав УВ сырья и коллекторские свойства пород.

7. Анализ нефтегазоносности ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны и рекомендации по оптимизации поисково-разведочных работ. Выделение перспективных объектов. веросаМЪУРЦК' чн№нягнре

I ' ;

САМБУРГС! ¡Г^ N уренп ч»ев©-яхииско

Масштаб 7:7 ООО ООО

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ: 1 - номер скважины; 2 - населенные пункты; 3 - заводы; 4 - компрессорные станции; 5 -конденсатопроводы; 6 - восточная и западная граница района работ; 7 - газопроводы; 0 -щ дороги с покрытием; 9 - железная дорога; 10 - зимники; 11 -месторождения УВ сырья;

12 - ресурсы категории С3+Д1л

Личный вклад: автором собран и систематизирован аналитический материал по литологии и нефтегазоносности, выявлены основные закономерности строения и вещественного состава пород ачимовской толщи, рекомендованы перспективные объекты.

Научная новизна и защищаемые положения диссертации заключаются в следующем:

1. Установлены следующие закономерности литологического строения отложений ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны:

• по породообразующим минералам ачимовские отложения, независимо от возраста, - аркозовые; выделяются собственно аркозы и граувакковые аркозы;

• бедный состав акцессорных минералов (преобладают апатит, гранат, циркон);

• по акцессорным минералам ачимовская толща отличается от синхронных шельфовых пластов;

• в глинистом цементе обломочных пород преобладают хлорит и гидрослюда;

• характерна, преимущественно, хорошая и средняя сортировка зерен.

• выявлен волновой характер, ритмичность процессов седиментации ачимовских отложений по разрезу и в плане.

2. Показано влияние.;, на коллекторские свойства пород-коллекторов ачимовских отложений,-аномально-высоких давлений (улучшение их за счет разуплотнения, трещиноватости, процессов растворения и выщелачивания), содержания и типа цемента, структуры порового пространства, карбонатности, остаточной водонасыщенности, плотности пород, вторичных процессов, гранулометрических параметров, суммарных мощностей песчаников.

3. Установлено изменение фазового состояние УВ сырья в залежах по мере увеличения глубин и термодинамических параметров. По направлению с юга на север увеличивается доля нефти.

Практическая значимость полученных результатов в диссертации заключается в том, что они позволяют оптимизировать поисково-разведочные работы. Автор рекомендует перспективные участки для поиска нефти и газа.

Фактический материал. Работа основана на обширном фактическом материале, включающем: физические свойства пород - 3924 обр.; петрографическое описание шлифов - 310 обр.; гранулометрический состав пород -300 обр.; минералогический состав пород: тяжелая фракция - более 290 обр., легкая фракция - 542 обр.; рентгеноструктурный анализ глинистой фракций - 195 обр.; описание керна; фотографии текстур и шлифов - более 327 шт. Лабораторные анализы керна выполнены в Тюменской Центральной Лаборатории (ТЦЛ). Коллекция шлифов и керна предоставлена Топычкановым Б.В., Бородкиным В.Н., Исаевым Г.Д., Шиманским В.В.

В работе использован каталог стратиграфических разбивок, каротажные диаграммы, банки данных ОАО «СибНАЦ» по испытаниям скважин, свойствам пластовых флюидов.

Апробация работы и публикации. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях «Проблемы развития нефтяной промышленности» (г. Тюмень, 2001, 2002, 2003 гг.); II 1-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень, 2004г.), Vl-ой Международной научно-практической конференции «Геомодель» (г. Геленджик, 2004г); «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территории Тюменской области» (г. Тюмень, 2005г).

Автором опубликовано 14 работ в научно-технических журналах «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», «Горные ведомости», в материалах научно-практических конференций. Результаты выполненных исследований изложены в четырех производственных отчетах.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 194 страницах, включающих 105 рисунков, 9 таблиц, список использованных источников насчитывает 140 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Храмцова, Алена Валерьевна

Выводы по нефтегазоносности ачимовской толщи всех клиноформ Восточно-Уренгойской зоны:'

1. Открытые залежи нефтяйые* газоконденсатные и смешанные, пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные, мелкие и уникальные по запасам УВ сырья, малодебитные и высокодебитные. Максимальные дебиты нефти - 168,2 м3/сут, газоконденсата - 195,3 м3/сут., газа - 758,4 тыс. м3/сут.

2. Высокие дебиты обеспечивает трещинно-поровый тип пород- коллекторов. Трещины приурочены к зонам повышенной карбонатности пород. Часто в зонах нефте- и газонасыщенных толщин коллекторские свойства выше, чем в водонасыщенной части пласта.

3. При изучении фазового состава в плане выявлены следующие закономерности: в клиноформах АЧ13.14БУ16 и Ач15БУ17.19- залежи нефти в ачимовской толще приурочены к восточным и северным частям; в клиноформах Ач16БУ2о, АЧ17БУ21 залежи нефти открыты в северной части, газоконденсата - в южной; для клиноформы Ач^БТ^нз - в северной части ачимовской толщи открыты нефтяные залежи, в западной части -газоконденсатные с нефтяной оторочкой, в восточной и центральной частях - газоконденсатные залежи. Для залежей ачимовской толщи всех клиноформ отмечается нефтяной фазовый состав в северных районах.

4. По физико-химическим свойствам нефти ачимовской толщи легкие (0,7980,861 кг/м3), парафинистые (0,79-5,81%), смолистые (0,42-4,23%), малосернистые (0,02-0,3%). Максимальное значение плотности нефти отмечаются в ачимовской толще клиноформы Ач^-^БУ^, минимальное - в клиноформе Ач15БУ17-19. Увеличение содержания серы и парафинов наблюдается с востока на запад, от более древней по возрасту (Ач^БТчгиз) к более молодой клиноформе (Ач^-^БУ^). Минимальное содержание смол наблюдается для ачимовских отложений клиноформ: Ач16БУ2о, Ач^БУ^, максимальное для клиноформ: АЧ15БУ17И9 и Ач^БТ^з •

5. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, реже хлоридно-кальциевые, солоноватые (М=5,3-8,5 г/л), щелочные (рН=7-12).

Рекомендации по направлению поисково-разведочных работ в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны:

1. Зоны повышенных толщин песчаников являются перспективными участками поиска коллекторов нефти и газа с повышенными значениями емкостных свойств. Повышенные значения коллекторских свойств в ачимовской толще приурочены к конседиментационным впадинам - в клиноформе АЧ18БТ12-13 и северной части клиноформ Ач16БУ2о и Ач^-^БУ^; к конседиментационным поднятиям - в клиноформе АЧ17БУ21 и в центральной части клиноформ АЧ16БУ2О И Ач1бБУ17.19

2. Поисково-разведочные работы на ачимовскую толщу рекомендуется проводить бурением дополнительных скважин на ловушки, в которых ранее были установлены нефтегазопроявления по скважинам (скв. 505 Западно-Хадыпурской, скв. 11 Радужной и скв. 54 Тазовской площадей). Для всех клиноформ северная часть территории является перспективной для поиска нефти. Рекомендуются перспективные 'участки для поиска нефти и газа в ачимовской толще и положение первоочередных проектных скважин (рисунок 5.8): в клиноформе ,Ач18БТ12.1з - восточная часть, район Хадыпурской и Нововэнтойской СЛЛ; в клиноформе Ач17БУ21 - район скв. 33 Тазовского месторождения;-в' ш'йНоффме Ач^БУго - два перспективных участка в районе Тазовского и 'Севёро-Самбургского месторождений; в клиноформе Ач15БУ17.19 рекомендуется бурение поисково-разведочных скважин в южной части на Южно-Уренгойскую и Северо-Нивлюяхинскую СЛЛ и в северной части клиноформы - на Ламгаямскую группу СЛЛ; для клиноформы АЧ13.14БУ16 - северная часть, район Нерояхинской СЛЛ, восточнее скв. 1 Хадуттейской площади.

3. В пределах перспективных участков на поиски УВ сырья пробурить 7 скважин со сплошным отбором керна из ачимовской толщи и провести полный комплекс керновых исследований, сопоставить результаты с комплексом промыслово-геофизических исследований. Разработать методику диагностики трещинных коллекторов по ГИС.

4. Для интенсификации притоков, в связи с карбонатным типом цемента и сложным типом коллектора, рекомендуется проводить кислотную обработку скважин и гидроразрыв пласта.

Рисунок 5.8 - Карты перспектив ачимовской толщи клиноформ:а - Ач1аБТ12.13; б - Ач17БУ2!; в - Ач^БУ^; г - Ач15БУ17.1Э; д - Ач13.„БУ16; 1 - номер пробуренных поисково-разведочных скважин; 2 - номер проектных первоочередных скважин; 3 - граница распространения ачимовской толщи;4 - граница замещения коллекторов глинами внутри контура распространения ачимовской толщи; 5 - изогипсы по кровле ачимовской толщи разных клиноформ; залежи: 6 - нефтяная; 7 - газоконденсатная; 8 - газоконденсатная с нефтяной оторочкой; 9 - перспективные участки; 10 - ресурсы категории С3.

Заключение

1. Проведен анализ породообразующих, акцессорных, глинистых минералов. Ачимовские отложения разных клиноформ по породообразующим минералам имеют идентичный состав - аркозовый. По акцессорным минералам ачимовские и шельфовые пласты отличаются. Состав тяжелых минералов ачимовской толщи беден, преобладают 2-3 вида, ведущая роль принадлежит устойчивым минералам: циркону, гранату и неустойчивому апатиту. Шельфовые пласты более разнообразные по составу, преобладают пять видов тяжелых минералов. Глинистый цемент, в основном, гидрослюдисто-хлоритового состава.

2. Построена серия карт: суммарных и эффективных толщин, коллекторских свойств пород, минералогических и гранулометрических коэффициентов, фазового состава УВ, АВПД и температур. Установлены связи коллекторских свойств пород с гранулометрическим составом, суммарными мощностями песчаников. Выявлен волновой характер, ритмичность процессов седиментации ачимовских отложений по разрезу и в плане. Изучено влияние постседиментационных процессов и структуры порового пространства на коллекторские свойства пород. Породы - коллекторы IV-VI класса (по Ханину A.A., 1973) с карбонатным и глинистым цементом. К максимальные мощностям песчаников приурочены повышенные значения коллекторских свойств.'

3. В результате изучения текстурных особенностей пород подтверждается турбидитная природа образования ачимовских отложений.

4. Установлено влияние термобарических условий на фазовый состав УВ и коллекторские свойства пород. АВПД препятствует уменьшению пористости (противодействует уплотнению, тормозит процессы катагенетического минералообразования) и является причиной образования вторичной емкости (растворение под давлением, трещиноватость, разуплотнение пород). Большее влияние на коллекторские свойства пород оказывает АВПД, чем температура.

5. Выявлены закономерности распределения фазового состава в плане по клиноформам. Для всех клиноформ ачимовской толщи отмечается нефтяной фазовый состав залежей в северных районах. Открытые залежи нефтяные, газоконденсатные и смешанные, пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные, мелкие и уникальные по запасам УВ сырья, от малодебитных до высокодебитных. По физико-химическим свойствам нефти ачимовской толщи легкие (0,798-0,861 кг/м3), парафинистые (0,79-5,81%), смолистые (0,42-4,23%), малосернистые (0,02-0,3%). Часто в зонах нефте- и газонасыщенных толщин коллекторские свойства выше, чем в водонасыщенной части пласта. Даны рекомендации по бурению и по перспективным участкам в ачимовской толще.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Храмцова, Алена Валерьевна, Тюмень

1. Авчян Г.М. Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1972. -144 с.

2. Акрамходжаев A.M., Бабадаглы В.А., Джумагулов А.Д. Геология и методы изучения нефтегазоносности древних дельт. М.: Недра, 1986. -216 с.

3. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987. - 216 с.

4. Алексеев В.П. Литология: Учебное пособие. Изд. 2-е, перераб. и доп. -Екатеринбург: УГГУ, 2004. 253 с.

5. Бергер М.Г. Терригенная минералогия. М.: Недра, 1986. - 227 с.

6. Бородкин В.Н. Факторы, контролирующие размещение залежей углеводородов в неокомских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Тюмень: Труды Зап-СибНИГНИ. -1979.-Вып. 145.-С. 42-55.

7. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П. Характеристика строения и г условия формирования пласта Ач16 ачимовской толщи Восточно-Уренгойскойзоны на основании комплексирования различных видов исследований // Ф Нефть и газ. -1997. №6. -С. 17.

8. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Храмцова A.B. Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью // Горные ведомости. 2005. - №9. - С. 24-37.

9. Слрншы^рмешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера • ;. Западной,Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.:ВНИИОЭНГ, 2004. - №11. - С. 37-44.

10. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Храмцова A.B., Шиманский В.В., Исаев Г.Д. Структура порового пространства и тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. 2004. - №5. - С. 29-34.

11. Бородкин В.Н., Исаев Г.Д., Храмцова A.B. Региональный фациальный анализачимовских клиноформных отложений севера Западной Сибири // Горные ведомости. 2004. - № 5. - С. 18-28.

12. Бородкин В.Н., Храмцова A.B. Литологические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК севера Западной Сибири // Горные ведомости. 2005. - №7. - С. 34-42.

13. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости. -Москва: Наука, 1965. Вып. 119. - 259 с.

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

15. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Палеозой и триас Западной Сибири // Геология и геофизика. 2003. - №1-2. - С. 120-143.

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

17. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Исаев Г.Д., Храмцова A.B. Характеристика текстур турбидитов ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. - 2004. - №4. - С. 38-48.

18. Брехунцов A.M., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е. Тип коллектора в отложениях ачимовской' толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны // Геология, геофизика и разработка нефтянных месторождений. 1998. - №7.- С. 2-6г.

19. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ: Учеб. Пособие для вузов. М.:Недра, 1991. 286 с.

20. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М.: Мир, 1977. - 215 с.

21. Верзилин H.H. Методы палеографических исследований. Л.: Недра, 1979. -247 с.

22. Высоцкий В.Н., Яркова Н.П. Прогнозирование ловушек в разрезе ачимовской толщи Верхненадымской площади (с использованием материалов МОП") // Ускорение поисков нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1989. - С. 41-45.

23. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробывание. М.: Геоинформмарк. - 2000. - 203 с.

24. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975. - 580 с.

25. Геолого-геофизические предпосылки создания региональной геологической модели неокомского комплекса Западной Сибири / Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Нестеров И.И. (мл.), Храмцова A.B. и др. // Горные ведомости. -2006. №3.

26. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов, изд. 3-е перераб. и доп. М.:Недра, 1982. - 311 с. * •

27. Гиршгорн Л.Ш., Соседков B.C. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1990. - №3. - С.26-29.

28. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 с.

29. Гурари Ф.Г. Клиноформы новый тип литостратонов // Геология и геофизика. -1994. - №4.-С. 19-26.

30. Еханин А. Е., Шпильман В. И. Выделение перспективных зон для поисков залежей нефти и газа в отложениях берриас-валанжина (ачимовская пачка) Западной Сибири // Нефтегазовая геология и геофизика. 1975. - № 2. - С. 15-19.

31. Жданов A.C., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов. М.: Недра, 1976. -136 с.

32. Зверев К.В., Казаненков В.А. Седиментация отложений ачимовской толщи Северного Приобья // Геология и геофизика. -2001.- №4. С. 25-38.

33. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Неокомские клиноформы Западной Сибири и причины их возникновения //Докл. АН СССР. 1990. - №5. - С. 1191-1195.

34. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири // Геология и геофизика. 1990. - №8. - С. 16-20.

35. Изучение продуктивных отложений неокома Восточно-Уренгойского месторождения / А.Н. Золотов, А.Г. Лурье, Д.И. Рудницкая, Ф.К. Салманов // Геология нефти и газа. -1998. №8. - С. 1-10.

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

37. Колгина Л.П., Чернова H.A. Породы-коллекторы нижнего неокома месторождений нефти Среднего Приобья. М.:Недра, 1977. - 95 с.

38. Копелиович A.B. Особенности эпигенеза песчаников могилевской свиты юга-запада Русской платформы и некоторые вопросы, с ним связанные // Изд. АН. СССР, сер. геол., 1958. -№11.

39. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков. Л.: ЛГУ, 1989. - 132 с.

40. Корнев В.А. Прогнозирование " объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюмень: ТГНГУ, 2000. - 373 с.

41. Климушина Л.П. Наклонные отражающие горизонты мезозойского разреза Западной Сибири и АВПД // Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях. М.: ИГИРГИ, 1982. - С. 102-115.

42. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С. Особенности стратиграфии морских отложений неокома севера Западной Сибири по данным сейсморазведки и бурения // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 54-64.

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

44. Лебедев Б.А., Аристова Г.Б., Бро Е.Г. и др. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности //Тр. ВНИГРИ. Л.: Недра, 1976. - Вып. 361.

45. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты. М.: Мир, 1986. - 439 с.

46. Лисицын А.П. Осадкообразование в океанах. М.: Наука, 1974. - 219 с.

47. Лисицын А.П. Гранулометрический состав взвеси и донных осадков морей и океанов // Гранулометрический анализ в геологии. М.: АН СССР, 1978. - С. 106-146.

48. Ляхович В.В. Акцессорные минералы, их генезис, состав, классификации и индикаторные признаки. М.: Наука, 1968. - 275 с.

49. Македонов A.B. Методы литофациального анализа и типизация осадков гумидных зон. Л.:Недра, 1985. - 243 с.

50. Материалы геолого-технического совещания «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны. Под ред.

51. Брехунцова A.M., Кекуха С.Г., Бородкина В.Н., Блинова Б.М. Екатеринбург: Путиведъ, 1999.-288 с.

52. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа). Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Л.: Недра, 1984.-271 с.

53. Мелик-Пашаев B.C., Халимов Э.М., Серегина В.Н. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях. М., 1983. -181 с.

54. Мирчинк М.Ф., Сонич В.П., Ильин В.М., Черников O.A. О необратимом снижении проницаемости песчано-алевритовых коллекторов в условиях падения пластового давления // Геология нефти и газа. 1975. - №3. - С. 3235.

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

56. Муромцев B.C., Ивановская A.B. Секвенстратиграфия (седиментология и электрометрические методы в геологии) при Поисках ловушек нефти и газа в клиноформных отложениях // Секвенстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России: Тезисы докладов, 1995.91-92.

57. Наумов А.Л., К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. -1977. №10. - С. 38-47.

58. Наумов А.Л. Хафизов Ф.З. Новый тип литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири// Геология нефти и газа. 1986. - №6. - С. 3135.

59. Нестеров И.И., Высоцкий В.Н. Литолого-фациальная характеристика берриас-валанжинских седиментационно-сейсмических комплексов Среднего Приобъя// Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 41-54.

60. Нежданов A.A., Пономарев В.А., Туренков H.A., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Академии горных наук, 2000. - 264 с.

61. Никольская A.C. Условия формирования песчано-алевритовых отложений ачимовской толщи // Выбор объектов нефтегазопоисковых работ на базеi ': v f1общегеологических и палеогеографических критериев: Труды ЗапСибНИГНИ. 1983.-Вып. 183.-С. 95-100.

62. Петтиджон Ф, Поттер П, Сивер Р. Пески и песчаники. М.: Мир, 1976. -535 с.

63. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба/ Нестеров И.И., Бородкин В.Н., Высоцкий В.Н. и др. // Сов. геология. 1988. - №11. - С. 5-13.

64. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология и литофациальный анализ. М.: Недра, 1981.-284 с.

65. Рединг Х.Г. Обстановки осадконакопления и фации: В 2 томах. М.: Мир, 1990.-736 с.

66. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления (с рассмотрением терригенных кластических осадков). Пер. с англ. - М.: Недра, 1981.-439 с.

67. Романовский С.И. Седиментологические основы литологии. Л.: Недра, 1977. -408 с.

68. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным ситового анализа // Гранулометрический анализ в геологии. М.: ГИН АН СССР, 1978. - С. 5-25.

69. Рухин Л.Б. Основы литологии. Учение об осадочных породах. Изд. 3-е, переработанное и дополненное. Л.: Недра, 1969. - 703 с.

70. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра, 1989.

71. Седименталогия: Пер. с польск./ Градзиньский Р., Костецкая А., Радомский А., Унруг Р. М.: Недра, 1980. - Пер. изд. ПНР, 1976. - 640 с.

72. Селли Р. Введение в седименталогию. М.: Недра, 1981. - 370 с.

73. Сидоренков А.И. Мотогенетическая классификация песчано-алевритовых отложений мезозоя Западной Сибири // Выбор объектов нефтегазопоисковых работ на базе общегеологических и палеогеографических критериев: Труды ЗапСибНИГНИ. -1983. Вып. 183. -С. 101-114.

74. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1987. - 96 с.

75. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. - 679 с.

76. Соколова Т.Н. Факторы, определяющие условия седиментации отложений ачимовской толщи Западной Сибири // Прогноз месторождений нефти и газа.

77. М.: ВНИГНИ, 1989. С. 135-142.97 "боседков B.C., Четвертных В. П. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки // Геология нефти й газа. -' ' '1995. № 2. - С. 28-34.

78. Соседков B.C., Сурков Ю.Н., Левченко С.А. Цикличность неокомских отложений севера Западной Сибири по данным сейсморазведки// Прикладные вопросы седиментационной цикличности и нефтегазоносности. Новосибирск: Наука, 1987. - С. 20-23.

79. Справочник по литологии/ Под ред. Н.Б. Вассоевича, В.Л. Либровича, Н.В. Лонгвиненко, В.И. Марченко. М.: Недра, 1983. - 509 с.

80. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской низменности/ Под ред. Ростовцева H.H. Л.: Недра, 1978. - 183 с.

81. Трушкевич Р.Т. Модель ловушек в ачимовских отложениях (валанжин— берриас) севера Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1994. № 2. - С. 21-23.

82. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск: Средне-Уральское кн. из-во, 1978. -207 с.

83. Физические свойства коллекторов нефти при высоких давлениях и температурах. М.: Наука, 1979. -168 с.

84. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М.: Недра, 1984. -222 с.

85. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра.-1969.-368 с.

86. Ханин A.A. Породы- коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

87. Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования . коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирскойрлиты),. М.: Недра, 2002. - 191 с.

88. Хоробрых Д.Л., Пикулевич И.А., Пенягин П.А., Каримова H.A. Гидрогеохимическая характеристика неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - №4-5. - С.61-66.

89. Храмцова A.B. Характеристики пород-коллекторов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской поисковой зоны// Материалы XIII научно-практ. конф. молодых ученых и специалистов 28-29 мая 2002 г. Тюмень, 2002. - С. 20-29.

90. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность: Пер. с англ. М.: Мир, 1983. - 328 с.

91. Черноморский В.Н. и др. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи неокома Среднего Приобья. Межвуз. тем. сб. Тюмень, 1977. - Вып. 64. - С. 31-38.

92. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. -М.: Недра, 1981.-237 с.

93. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород (компонентный состав, систематика и описание минеральных видов). Л.: Недра, 1987. - 269 с.

94. Шишигин С.И., Н.Ф. Береснев Н.Ф. Влияние давления и температуры на коллекторские свойства продуктивных пород// Геология нефти и газа. 1975. - №9. - С. 46-48.

95. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1993. -№6. - С. 2-5.

96. Шумилова Е.В. Терригенные компоненты мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности // Новосибирск:СО АН СССР, 1963.-314 с.

97. Шутов В.Д. Минеральные парагенезисы граувакковых комплексов. М.: Наука, 1975. -110 с.

98. Bouma А.Н. Sedimentology of some flysh deposits a graphic approach to fasies interpretation. Amsterdam, Elsevier Pub. Co., 1962, 168 p.

99. Stow D.A. V., Shanmugam G. Sequence of structures in fine grainned turbidites: comparison of recent deep-sea and ancient flysch sediment // Sedim. Geol., 1980. v.25, №1, p. 23-42.

100. Lowe. D.R. Restricted shallow- water, sedimentation of early flows: II Depositionai models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents; J. Sedim. F^rol. 1982, 52 p.279-297.12.3.4.

101. Mutti E. Turbidite sandstones. Milan, 1992, 275 p.1. Фондовые материалы

102. Анализ свойств коллекторов месторождений Восточно-Уренгойской поисковой зоны. Тюмень, 1997. - Отв. исполн. Стасюк М.Е.

103. Детальные литогеохимические исследования ачимовской толщи Уренгойского и Тазовского районов по керну глубоких скважин. Томск, 1999. - Отв. исполн. Шалдыбин М.В.

104. Детальные литогеохимические исследования ачимовской толщи Уренгойского и Тазовского районов по керну глубоких скважин,- Томск, 2000. -Отв. исполн. Шалдыбин М.В.

105. Литология и фациальные особенности продуктивных отложений мезозоя новых месторождений нефти и газа Тюменской области: Отчет литолого-минералогической лаборатории по материалам 1986-1987 гг. Тюмень, 1988.- Кн. 23. Т. II. - Отв. исполн. Топычканов Б. В.

106. Литология и фациальные особенности продуктивных отложений мезозоя новых месторождений нефти и газа Тюменской области: Отчет литолого-минералогической лаборатории по материалам 1988-1989 гг. Тюмень, 1990.- Кн. 16. Т. II. Отв. исполн. Топычканов Б. В.

107. Литология и фациальные особенности нефтегазоносных отложений тюменской области: Отчет литолого-минералогической лаборатории по материалам 1990-1992г.г. Тюмень, 1992. - Кн. 2. - Отв. исполн. Топычканов Б.В.

108. Модель осадконакопления пласта Ач16 ачимовской толщи Большого Уренгоя по данным керновых исследований. Тюмень, 1997. - Отв. исп. Кропотова Е.П.

109. Оценка перспектив нефтегазоносности ачимовских отложений Нижнепурского мегапрогиба от Западно-Таркосалинского месторождения на юге до Салекаптского на севере (Восточно-Уренгойская зона): Отчет о НИР. -Тюмень, 1999. 551 с. - Отв. исполн. Бородкин В.Н.

110. Подсчет запасов нефти, газа и коденсата ачимовских отложений, залежей неокома (БУ16, БУ17, БУ18), юры (пласты ЮГг, ЮГз, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений по состоянию на 1.01.03г.- Тюмень, 2003. -Отв. исполн. Михайлова Н.А.

111. Составление литогенетической модели ачимовской толщи Уренгойского района (Восточно-Уренгойская и Тазовско-Ярояхинская зоны). Санкт-Петербург, 2000. - Отв. исполн. Шиманский В.В.

112. Уточнение литогенетической модели ачимовской толщи Уренгойского района (Восточно-Уренгойская и Тазовско-Ярояхинская зоны). Санкт-Петербург, 2001. - Отв. исполн. Шиманский В.В.