Литолого-минералогическая характеристика и условия формирования коллекторов верхнеюрского нефтеносного горизонта Среднеобской группы месторождений

Бружес, Людмила Николаевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Литолого-минералогическая характеристика и условия формирования коллекторов верхнеюрского нефтеносного горизонта Среднеобской группы месторождений
ВАК РФ 25.00.06, Литология

Автореферат диссертации по теме "Литолого-минералогическая характеристика и условия формирования коллекторов верхнеюрского нефтеносного горизонта Среднеобской группы месторождений"

На правах рукописи

гл

005002795

Бружес Людмила Николаевна

ЛИТОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕЮРСКОГО НЕФТЕНОСНОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕОБСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО, КЕЧИМОВСКОГО, РАВЕНСКОГО)

Специальность 25.00.06 - Литология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 1 ДЕК 2011

Казань 2011

005002795

Работа выполнена в ООО «Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти» и ФГАОУВПО «Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

доцент, Изотов Виктор Геннадьевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор, Масагутов Рим Хакимович

Защита состоится «22» декабря 2011 г. в 14-30 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.081.09 при Казанском федеральном университете по адресу: 420008, г. Казань, ул. Кремлевская, д. 4/5, геологический факультет КФУ, ауд. 211.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке им. Н.И. Лобачевского Казанского федерального университета.

доктор геолого-минералогических наук, доцент, Морозов Владимир Петрович

Ведущая организация: Татарское геологоразведочное управление

ОАО «Татнефть»

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, канд. физ.-мат. наук

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. В последние годы на территории Среднего Приобья наблюдается закономерная для районов долговременной разработки тенденция к снижению добычи нефти, связанная с ухудшением структуры извлекаемых запасов. В этих условиях большое значение приобретает проблема нефтегазоносности глубоких горизонтов, в том числе и юрских. В настоящее время верхнеюрский горизонт (Ю1) является перспективным и наиболее сложным объектом для поисково-разведочных работ. На изученных месторождениях горизонт характеризуется высокой фациальной неоднородностью, особенно это относится к отложениям Тевлинско-Русскинского месторождения, что определяет актуальность настоящей работы.

Верхнеюрские коллекторы характеризуются как «сложные коллекторы» больших глубин, залегание которых часто не контролируется структурными факторами, а фильтрационные свойства зависят от незначительного изменения литологического состава пород (Прошляков, Холодов: 1985). Детальная характеристика пород-коллекторов, выявление перспективных зон с улучшенными коллекторскими свойствами и разработка более совершенных геологических и петрофизических моделей не возможны без изучения условий формирования отложений и закономерностей их строения. На сегодняшний день еще недостаточно изучены литолого-минералогические свойства пород-коллекторов верхнеюрских отложений, морфометрические особенности структуры порового пространства, а также причины низких фильтрационно-емкостных свойств, определяющих нефтеизвлечение. Особенно важно учитывать эти факты на поздних этапах разработки нефтяных залежей, что также выдвигает эти проблемы в разряд наиболее актуальных.

Объекты исследования и фактический материал. Объектом исследования явились терригенные отложения верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского месторождений.

В процессе выполнения данной работы были собраны, обобщены и проанализированы результаты предыдущих исследователей: геологические разрезы, данные геофизических исследований скважин (ГИС), структурные карты, материалы сейсморазведки и результаты работ по фациальному анализу Кечимовского и Равенского месторождений.

По исследуемым объектам собран и изучен обширный фактический материал, который включает детальное описание продольно распиленного керна с проведением структурно-текстурного анализа (более 1000 п.м.), анализ комплекса каротажных диаграмм (в более 110 скважинах).

резонанса - ЯМР. Определены физические и фильтрационно-емкостные параметры пород (1619 обр.) продуктивных отложений. Лабораторные анализы выполнены в Центре исследований керна и пластовых флюидов (ЦИКиПФ) ООО «КогалымНИПИнефть» и в лаборатории кафедры региональной геологии и полезных ископаемых КФУ.

Методы исследования и методика работ. Поступивший для описания керн предварительно промерялся на определение общей и спектральной гамма-активности по торию, урану и калию, для увязки данных керна и ГИС. Макроописание керна и отбор проб на лабораторные исследования проводились после его распиловки. При лабораторных исследованиях керна применялся оптико-микроскопический, рентгенографический, электронно-микроскопический методы исследования представительных образцов, методы определения физических и петрофизических параметров пород. Для анализа полученных данных использовались седиментологические и литологические методики исследования терригенных осадочных образований.

Цель работы. Изучение литолого-минералогических особенностей и условий формирования отложений верхнеюрского нефтеносного комплекса Среднеобской группы месторождений: Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского. Выполнение поставленных задач не возможно без «системного подхода при исследовании нефтегазоносных осадочных бассейнов» (Дмитриевский, 1985г.), который позволяет проводить реконструкцию седиментогенеза отложений, их катагенетические и наложенные изменения.

Основные задачи исследования:

1. Литолого-минералогическая характеристика и типизация терригенных коллекторов верхнеюрского горизонта Среднеобской группы месторождений по структуре пустотного пространства.

2. Реконструкция обстановок осадконакопления верхнеюрского комплекса исследуемых месторождений и выявление закономерностей их размещения по площади месторождений.

3. Изучение макро- и микронеоднородностей пород-коллекторов верхнеюрского горизонта исследованных месторождений.

4. Характеристика особенностей анизотропии верхнеюрских отложений на примере Тевлинско-Русскинского месторождения.

Научная новизна:

1. Впервые верхнеюрские породы-коллекторы исследуемых месторождений охарактеризованы по типу порового пространства как мезо- нанопористые и отнесены к кластерно-гранулярным коллекторам с унаследованной и вторичной межзерновой пористостью.

2. Впервые исследованы особенности состава и распределения тонкодисперсной составляющей цементной массы верхнеюрского нефтеносного комплекса изучаемых месторождений.

3. На основании комплексного литолого-фациального анализа впервые установлена макро- и микронеоднородность отложений верхнеюрского горизонта исследуемых месторождений, а также выделен комплекс дельтовых отложений в южной части Тевлинско-Русскинского месторождения (скв. 126, 133, 9579 и 2946).

4. Выявлены особенности анизотропии пород-коллекторов верхнеюрского горизонта Среднеобской группы месторождений на примере Тевлинско-Русскинского месторождения.

Практическая значимость работы:

1. В результате проведенного комплекса исследований выявлена многоуровневая неоднородность пород-коллекторов верхнеюрского горизонта и в этой связи даны практические рекомендации по созданию геологических моделей пластов группы Ю1, которые могут быть применены при подсчете запасов верхнеюрского горизонта месторождений Когалымского района.

2. Анализ литолого-фациальных условий седиментации и постседиментационных преобразований алеврито-лесчаных пород, а также исследования распределения глинистых и карбонатных минералов, являются основой для составления литолого-технологических схем, на основании которых могут быть разработаны мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов в зависимости от реакции активной составляющей коллектора на применяемые методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Научные и практические результаты работы предложены на рассмотрение для составления литолого-технологических схем, использующихся для разработки мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов в зависимости от реакции активной составляющей пород - коллекторов на применяемые МУН (Проект разработки УКР № 4783 от 17.12.2009г., дополнение к тех. схеме разработки ТО УКР №1228 от 23.12.2009 г.). Предложения, данные на основании выявленной многоуровневой неоднородности пород-коллекторов верхнеюрского горизонта, являются предметом исследования и применены при подсчете запасов Когалымского района (ПСЗ № 857 от 25.07,2003, ГКЗ № 1860 от 27.02.2009). Подтверждены результаты литолого-фациальных исследований о наличии в юго-западной части Тевлинско-Русскинского месторождения дельтовых отложений (скв. 133,126, 9579).

Защищаемые положения:

1. Формирование пород-коллекторов верхнеюрского горизонта Среднеобской группы месторождений (Тевлинско-Русскинского, Кечимовского, Равенского) происходило в сложных геодинамических и палеогидродинамических условиях эволюции северо-восточной части Сургутского, северо-западного склона Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба, осложняющего северную часть Юганской мегавпадины, и характеризуется ритмичным строением.

2. Породы-коллекторы верхнеюрского горизонта исследуемых месторождений относятся к группе сложных коллекторов и характеризуются как кластерно-гранулярные коллекторы с унаследованной и вторичной межзерновой пористостью, что объясняется широким развитием в их составе мезо- и наноразмерных минеральных фаз, имеющих различную генетическую природу.

3. Установлено, что верхнеюрский комплекс исследуемых месторождений, характеризуется преобладающим развитием гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации (III) глинистых минералов. В меньшей степени развиты каолинитовая (I) и хлорит-гидрослюдисто-каолинитовая (V) ассоциации глинистых, минералов, что обусловлено седиментогенными и постседиментогенными процессами.

4. Высокая изменчивость и специфика изучаемых пород-коллекторов углеводородов (УВ) предполагает использование научно обоснованного подхода к применению оптимальных технологий разработки пласта для оптимизации коэффициента извлечения нефти (КИН).

Апробация работы и публикации. Автором опубликовано 4 статьи в журналах, входящих в список ВАК, и 11 статей в журналах российского и регионального уровней. Результаты выполненных работ изложены в 25 научно-исследовательских отчетах.

Основные положения работы докладывались на конференциях международного и российского уровня: Международных конференциях «European Geosciences Union. General Assembly» (Vienna, Austria, 2008); «International Congress on 01 the Jurassic system. Marine and non-marine Jurassic» (Sichuan, Chins, 2010); «От наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Москва, 2010); «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, 2008,2010); Всероссийском литологическом совещании «Типы седиментогенеза и литогенеза, и их эволюция в истории земли» (Екатеринбург, 2008); I Российском рабочем совещании «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы» (Москва, 2011); научно-технической конференции «НЕФТЬ, ГАЗ, ХИМИЯ» (Пермь, 2009); на ежегодных окружных конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2002, 2004, 2010); институтских научно-практических конференциях ООО «КогалымНИПИнефть» «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001,2006).

Достоверность результатов работ. Достоверность результатов определяется большим объёмом изученного кернового материала (более 1000 п.м.), анализом комплекса каротажных диаграмм (более 110 скв.), выполнением широкого комплекса аналитических работ, привлечением к интерпретации и обобщению полученных данных новых методических подходов (ЯМР, растровая электронная микроскопия, дробная гранулометрия) по изучению макро- и микронеоднородностей терригенных коллекторов.

Структура работы. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 144 страницах, включающих 50 рисунка, 3 таблицы, список использованных источников насчитывает 120 наименований.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю - кандидату геолого-минералогических наук, доценту Виктору Геннадьевичу Изотову. В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями: К.Г. Скачека, С.А. Иванова, В.В. Шкандратова,

ДМ. Ситдиковой, Ю.Н. Федорова, A.B. Лялина, Л.В. Саратинян, H.A. Зуб, Л.В. Поповой, P.P. Газизовой, Ю.К. Романова, Е.М. Ларионовой.

В процессе работы автор руководствовался теоретическими положениями и методическими разработками ведущих российских ученых и специалистов: В.П.Алексеева, Л.В.Ботвинкиной, В.Б.Белозерова, Ф.Г.Гурари, Н.П.Запивалова, А.В.Ежовой, Ю.Н.Карогодина, А.Э.Конторовича, А.В.Маслова, В.С.Муромцева, Р.Х.Муслимова, И.И.Нестерова, О.С.Черновой, A.B. Шпильмана, А.Н.Фомина, Э.М. Юлбарисова и др.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Краткая геологическая характеристика района исследований Тевлинско-Русскипского, Кечимовского и Равенского месторождений

Изучением и научным обобщением геолого-геофизических материалов, разработкой теоретических проблем нефтяной геологии и геофизики ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, занимались коллективы научно-исследовательских институтов: ВСЕГЕИ, СНИИГТиМС, ЗапСибНИГНИ, НИИГА, ИГГ СО РАН, ИГиРГИ и др. Представления о геологическом строении ЗападноСибирской плиты, закономерностях размещения залежей нефти и газа, а также детальная характеристика открытых месторождений содержатся в работах больших коллективов исследователей, выполненных под руководством Ф.Г.Гурари, В.Д.Наливкина, Н.Н.Ростовцева, И.И.Нестерова, А.А.Трофимука, Э.Э. Фотиади, А.Э.Конторовича, и др. Эволюция представлений о тектонике и перспективах нефтегазоносности Западно-Сибирской пли1Ы отражены на тектонических и прогнозных картах, составленных коллективами СНИИГИМСа, ЗапСибНИГНИ совместно с научно-исследовательскими и производственными организациями (редакция - Н.Н.Ростовцев, 1959, 1961, 1964, 1968; редакция -И.И.Нестеров, 1973; редакция - В.И. Шпильман, 1998).

На территории Западно-Сибирской плиты был проведен большой объем геохимических исследований, основы которых были заложены Н.М. Страховым и А.Б.Роновым. Для значительной части Западно-Сибирского бассейна (Гурари, Нестеров, Конторович, 1964) были построением карты по распределению органического углерода и битумоидов в мезозойских отложениях.

Мезо-кайнозойские отложения Среднеобской группы месторождений представлены терригенными песчано-алеврито-глинистыми породами (от 3000 до 4000 м), несогласно залегающими на разновозрастном основании триаса и палеозоя. На исследованной территории отложения распространены повсеместно и характеризуются неоднородным строением. Современные представления о литостратиграфии отражены в решениях шестого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (Решения,..., 2003), и в работах исследователей: Н.И.Байбородских, Е. А.Гайдебуров ой, Ф.Г.Гурари, ВА.Захарова, В.И.Ильиной, М.Н.Казакова, Ю.Н.Карогодина, Н.Х.Кулахметова, И.И.Нестерова, H.H. Ростовцева и др.

В пределах исследуемых месторождений отложения юрского возраста представлены тремя отделами. В их составе выделяются горелая (J,p-Jil),

тюменская (J2a-J3kJ, васюганская (Jjk-o), георгиевская (J3km) и баженовская (J3v) свиты.

Васюганская свита (J3k-o) вскрыта на глубинах 2765-2848 м, четко выделяется по материалам ГИС и палеонтологическим данным. По характеру строения и логическому составу свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю -глинистую и верхнюю - преимущественно песчанистую.

Нижневасюганская подсвита (келловей-оксфорд) представлена аргиллитами серыми, темно-серыми, почти черными, слюдистыми. В основании нижневасюганской подсвиты залегает базальный горизонт, представленный пахомовской пачкой (Ю2°).

Верхневасюганская подсвита (верхи нижнего - низы верхнего оксфорда) на исследуемой территории пользуется повсеместным распространением в Пурпейско-Васюганском структурно-фациальном районе. В верхней части подсвиты выделен продуктивный, так наз. верхнеюрский горизонт (Ю1), представленный алеврито-песчаными породами, к которому приурочены продуктивные пласты Ю11 и K>i2. Толщина верхневасюганской подсвиты изменяется от 60 м до 80 м.

Верхнеюрский горизонт (оксфорд) в представленной работе обозначается индексом Ю1, что по стратиграфической номенклатуре соответствует отложениям верхней юры (/¡). В данном случае используется принятая в регионе производственно-промышленная индексация, в которой отражена последовательность вскрытия отложений продуктивного горизонта буровыми работами. Многочисленными исследованиями было установлено, что при формировании мезозойских толщ наблюдается ритмичность разного порядка. Региональная ритмичность, связанная с закономерным формированием тюменской, васюганской и георгиевской свит, перекрытых более глубокими осадками баженовской свиты, завершает юрский мегаритм Западно-Сибирского нефтегазоносного комплекса. Сравнение кривых колебаний уровня сибирских морей с кривой колебания уровня Мирового океана (Vail P.R. et. al. 1987, V.Wagoner et. al. 1987) свидетельствует об эвстатическом характере трансгрессий и регрессий на территории Западной Сибири в условиях устойчивого прогибания земной коры (Девятой, 1995; Захаров, Захрямина, 1998; Мясникова, 2000 и др.). Верхнеюрский горизонт (Ю1) на Тевлинско-Русскинском, Кечимовском и Равенском месторождениях характеризуются неоднородным строением, о чем свидетельствует частое выклинивание песчаных тел и их чередование с непроницаемыми прослоями и линзами, что свойственно шельфовым условиям бассейновой седиментации. При формировании песчаников верхнеюрского горизонта преобладает регрессивная направленность развития бассейна, характеризующаяся постепенным увеличением зернистости вверх по разрезу и резкой границей с аргиллитами в верхней части. В тектоническом строении исследуемых месторождений принимают участие отложения трех структурных этажей: нижнего палеозойского фундамента, среднего - промежуточного чехла пермо-триасового возраста и мезо-кайнозойские отложения. Фундамент доюрского комплекса имеет сложное строение с многочисленными разломами, преимущественно субмеридионального простирания. Тевлинско-Русскинское

месторождение располагается в пределах восточной части Когалымской вершины на северо-востоке Сургутского свода, осложненного структурами II порядка -Когалымским куполовидным поднятием и северной частью Совуйского структурного носа. В свою очередь, структуры II порядка осложнены рядом средних и малых структур (III и IV порядков), объединенных в Тевлинско-Русскинскую зону поднятий северо-восточного простирания. Кечимовское месторождение находится в переходной зоне от свода во впадину. Восточная часть его расположена на западном склоне Покачевского куполовидного поднятия (структура II второго порядка), западная и южная части месторождения расположены на склоне Ярсомовского прогиба. Равенское месторождение приурочено к одноименному Равенскому куполовидному поднятию, которое является наиболее крупным поднятием в пределах Ярсомовского мегапрогиба (Шпильман, Змамановский, Подсосова, 1998).

2. Методы исследования пород верхнеюрского нефтеносного комплекса

Основными методами изучения литолого-фациальных характеристик отложений верхнеюрского горизонта являются визуальное изучение керна, анализ его структурно-текстурных особенностей с широким использованием лабораторных методов. Фациальный анализ проводился по методике, основанной на рекомендациях известных отечественных и зарубежных исследователей (Алексеев, 2007; Ботвинкина, 1962, 1965; Рейнек, Сингх, 1981; Лидер, 1986; Ежова, 2005; Белозеров, 2006; Чернова, 2005 и др.).

Лабораторные методы включают:

- определение гранулометрического состава пород-коллекторов с использованием двухкамерного анализатора размера частиц MIKROTRAK (хЮО) с предварительной дезинтеграцией пород и контролем в шлифах;

оптико-микроскопические исследования алеврито-песчаных пород в прокрашенных шлифах проводились с использованием поляризационного микроскопа фирмы OLYMPUS-BX60 и автоматического счётчика модели «G», который использовался для подсчета состава обломочной части пород, цемента и порового пространства;

- для характеристики пустотно-порового пространства и определения деталей морфологии тонкодисперсных минералов применялся сканирующий электронный микроскоп XL-30 фирмы Philips с микрозондовым анализом.

-для достоверного определения размеров пор исследуемых коллекторов выборочно проводились их замеры методом ядерно-магнитного резонанса -ЯМР;

- определение фильтрационно-емкостных и физических свойств пород-коллекторов выполнялись в атмосферных условиях на экстрагированных образцах керна по стандартным методикам.

Для выявления условий осадконакопления с помощью методов промыслово-геофизических исследований в настоящей работе применялись существующие методики отечественных и зарубежных авторов (Чернышев, 1958; Нанц, 1959; Вишер, Хармс, Шелтон, Поттер, Пирсон, 1965-1970; Муромцев, Чернова и Петрова, 1971).

3. Структурные особенности и литолого-минералогическая характеристика алеврито-песчаных пород верхнеюрского горизонта исследуемых месторождений

Породы верхнеюрского горизонта (Ю1) на исследованных месторождениях представлены мелкообломочными разностями, гранулометрические характеристики которых варьируют в широких пределах: от песчаников до аргиллитов. Коллекторами являются песчаники и алевролиты песчанистые -песчаные. Песчаники относятся к средне-мелкозернистым и мелкозернистым (0,250 - 0,100 мм) разностям, последние преобладают. Среднезернистая песчаная фракция в песчаниках средне-мелкозернистых варьирует от 10% до 45%, в мелкозернистых разностях ее количество не превышает 10%. Количество песчаной фракции в алевролитах варьирует от 10% до 50%. Песчаники и алевролиты характеризуются седиментогенной светло-серой и серой окраской, нефтенасыщенные разности имеют буроватые и бурые оттенки. Аргиллиты имеют темно-серую окраску.

По соотношению породообразующих минералов обломочной части исследованные песчаники и алевролиты верхнеюрского горизонта являются попимиктовыми. Породообразующие минералы представлены кварцем, полевыми шпатами, обломками горных пород и биотитом. В изученных отложениях (по В.Д. Шутову) преобладают переходные разности - граувакковые аркозы. Среди обломков горных пород распространены обломки эффузивов, обломки метаморфических пород, среди которых преобладаю микрокварциты, и кремни. Отложения неравномерно, участками сильно, обогащены биотитом (от единичных чешуек до 5-7%). Аутогенные минералы представлены пиритом, лейкоксеном, кальцитом и сидеритом. Отмечаются редкие зерна глауконита. Из акцессорных минералов присутствуют: циркон, апатит, сфен, турмалин, гранат. В изученных шлифах установлены признаки механического уплотнения пород. Процессы уплотнения (диагенез - катагенез) в породах проявляются не однозначно и зависят от их состава (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991; Копелиович, Лпаскурт, 1995, Юлбарисов, 1998, 1999). Кроме того, в шлифах отмечено широкое развитие процессов минералообразования, регулируемое литолого-геохимическим равновесием в системе флюид-коллектор, где осуществляется переход неустойчивых минеральных форм в более устойчивые путем перекристаллизации, растворения вещества и его выпадения из пересыщенных растворов (метасоматоз). Средой, в которой происходят все преобразования минералов и органического вещества в катагенезе, являются подземные пластовые воды (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991). К процессам наложенного катагенеза можно отнести изменение полевых шпатов (пелитизация, выщелачивание), Продукты их разрушения сопровождают каолинитизацию гидрослюд и образование катагенетического каолинита (Лебедев, 1992; Столбова, Шалдыбин, 1998; Столбов, 2005). Широко распространена в исследуемых отложениях регенерация кварца. Наблюдаемые в шлифах зерна кварца слабо корродированы, неравномерно регенерированы. Местами зерна кварца образуют сростки по 3-5 зерен (кластеры). Часто в поровом пространстве прослеживаются четко выраженные кристаллографические грани, которые «как бы консервируют

имеющееся свободное пространство между обломками и в дальнейшем препятствуют сокращению порового пространства при увеличении геостатической нагрузки в последующие этапы существования породы» (Чернова, 2005). Практически все зерна полевых шпатов в различной степени пелитизированы, в меньшей степени серицитизированы. Вокруг обломков полевых шпатов, количество которых не превышает 2-4%, также можно наблюдать регенерационные каемки (0,02-0,03 мм). Состав пленок апьбитовый. Альбитизация полевых шпатов происходит при достаточном количестве натрия. (Бурлин, Конюхов, Карнюшина, 1991). Для чешуек биотита характерна деформация, гидратация, сидеритизация. Цемент в алеврито-песчаных отложениях верхнеюрского горизонта полиминеральный по составу и крайне неравномерный, как по характеру распределения, так и по структуре. Содержание цемента в коллекторах варьирует от 2 до 18 %, выше этих значений, порода переходит в категорию неколлекторов. Преобладающим глинистым минералом цемента является каолинит, представленный в виде чешуйчатых агрегатов. Существенную роль в составе цемента изученного комплекса месторождений имеет карбонатная составляющая, представленная карбонатами (кальцитом, реже доломитом и сидеритом). Кальцит образует поровый, иногда пойкилитовый цементы. Сидерит развивается по биотиту, встречается в виде микрозернистых разностей, иногда образует пленки вокруг обломочных зерен. Широко развит в составе цемента пород изучаемого горизонта пирит (от 1 до 3-5%) и лейкоксен.

Породы-коллекторы верхнеюрского горизонта (101) изученных месторождений характеризуются сложным, изменчивым в структурном отношении строением, и имеют специфические структурные особенности, во многом определяющие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Степень изменения обломочной части пород-коллекторов выражена в слабой и средней степени, что проявляется в уплотнении обломочных зерен, неравномерной регенерации и слабой коррозии зерен кварца, замещении обломков полевых шпатов глинистыми и слюдистыми минералами, слабой апьбитизации полевых шпатов, гидратации и сидеритизации биотита. Образование цементной массы пород и ее изменение связано как с первичными процессами седиментации, так и с процессами вторичной цементации: кристаллизацией каолинита, перекристаллизацией карбонатной составляющей и образовании лейкоксена. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что породы верхнеюрского горизонта прошли сложную эволюцию на стадиях седиментогенеза, диагенеза и катагенеза, отразившуюся как на минералогическом составе пород, так и на строении цементно-поровой массы, что предопределило их фильтрационно-емкостные свойства как пород-коллекторов 4. Минералогические особенности состава и распределения тонкодисперсной составляющей цементной массы пород-коллекторов верхнеюрского нефтеносного комплекса Среднеобской группы месторождений В системе коллектор-флюид выделяются инертные (условно) и активные минеральные фазы. Инертные фазы представлены в коллекторах обломочными зернами. Активная минеральная фаза - это комплекс тонкодисперсных минералов, часто наноразмерных величин, которые активно меняют свою ориентировку и

распределение в пустотно-поровом пространстве, а также изменяют свои объемные параметры, кристаллизуясь в этом пространстве в ходе разработки пласта под воздействием на него различных МУН. Эта минеральная составляющая, представленная тонкодисперсными глинистыми, карбонатными, сульфидными (пирит, марказит) минералами, а также кварцем, которые даже при незначительных количествах, локализуясь в местах пережимов поровых каналов, ухудшают фильтрационно-емкостные свойства пород. В настоящей главе более детально рассмотрена глинистая составляющая активной минеральной фазы. Результаты исследований пород-коллекторов верхнеюрского нефтеносного комплекса изученных месторождений показали, что основная часть их цементной массы представлена тонкодисперсной глинистой составляющей, изучение и определение минерального состава которой выполнено методами рентгено-дифрактометрического анализа. Данные по определению количественного соотношения глинистых минералов по разрезу скважин исследуемых объектов позволили установить, что тонкодисперсная составляющая пород-коллекторов представлена каолинитом, хлоритом, иллитом и смешаннослойными минералами. Смешаннослойные минералы находятся в ассоциации с гидрослюдистой составляющей и при классификации глинистых минералов условно отнесены к группе гидрослюд. Это позволило отразить соотношения глинистых минералов на треугольной диаграмме и выделить их парагенетические ассоциации (таблица 1). При изучении парагенетических ассоциаций глинистых минералов наблюдаются значительные различия в составе ведущих ассоциаций по разрезу изученных скважин.

Таблица 1

Парагенетические ассоциации глинистых минералов цемента _коллекторов верхнеюрского нефтяного комплекса_

Ассоциация Соотношение глинистых минералов в ассоциации

1-каолинитовая каолинита-80-90%, гидрослюды-0-20%, хлорита 0-20%

Н-гидрослюдистая гидрослюды-80-100%, каолинита- 0-20%, хлорита 0-20%

1П- гидрослюдисто-каолинитовая каолинита-50-80%, гидрослюды-0-30%, хлорита 0-50%

ГУ-каолинит-гидроспюдистая гидрослюды-50-80%, каолинита-10-50%, хлорита 0-30%

V- хлорит- гидрослюдисто-каолинитовая каолинита-0-50%, гидрослюды-0-50%, хлорита 0-50%

VI- хлорит- гидрослюдистая гидрослюды-50-80%, каолинита- 0-30%, хлорита 10-50%

УП-хлорит-каолинитовая каолинита-50-80%, гидрослюды-0-30%, хлорита 10-50%

Это особенно проявляется при характеристике отложений Тевлинско-Русскинского месторождения. Детально проведенные исследования свидетельствуют, что в пределах месторождения наблюдается существенная эволюция минеральных соотношений глинистой составляющей цементной массы, что' отражено на субмеридиональном профиле. Это обстоятельство позволило обоснованно выделить в пределах месторождения блоки (зоны), которые характеризуются преобладающим типом ассоциаций тонкодисперсных глинистых минералов, что обусловливает специфическую для каждого из выделенных блоков динамику фильтрационно-емкостных свойств. На территории Тевлинско-Русскинского

месторождения выделена Юго-Западная, Западная (центральная), Северо-Западная, Северная

(глубоководная), Северо-Восточная и Восточная зоны. В Юго-Западной зоне (рис. 1) глинистая составляющая представлена преимущественным развитием гидро-слюдисто-каолинитовой ассоциации (III) глинистых минералов. По разрезам скважин наблюдаются участки, в которых развита каолинитовая (I) ассоциация. При

Рис. 1 Субмеридиональный профиль распре- преобладании гидрослюдисто-

деления ассоциаций глинистых минералов каолинитовой ассоциации для зоны Тевлинско-Русскинского месторождения характерно более высокое, по сравнению с другими участками, содержание каолинита. В Западной (центральной) зоне отмечается значительная дифференциация глинистой составляющей. Здесь, наряду с ведущей гидрослюдисто-каолинитовой ассоциацией (III) по разрезу скважин (4003, В143), отмечается широкое развитие в прослоях каолинит-хлоритовой (VII), хлорит-гидрослюдисто-каолинитовой (V), каолинит-гидрослюдистой (IV) ассоциаций глинистых минералов. В единичной линзе выделена каолинитовая ассоциация. В нижней части разреза преобладает хлорит-гидрослюдисто-каолинитовая (V) ассоциация. Северо-Западная зона (скв. 6516, 7884, район 6 и 7 залежей) характеризуется также преобладанием каолинит-гидрослюдистой ассоциации (III), а в нижней части разреза доминирует хлорит -гидрослюдисто - каолинитовая (V) ассоциация. В Восточной зоне по разрезу скважин отмечено преобладающее развитие каолинит-гидрослюдистой (III) ассоциации. В отдельных интервалах по разрезам скважин встречаются участки небольшой мощности (0,35-0,50 м), где наблюдается развитие хлорит -гидрослюдисто - каолинитовой ассоциации глинистых минералов (V). В пределах Северной и Северо-восточной части месторождения в целом соотношение ассоциаций глинистых минералов в цементной массе упрощается, начинает преобладать хлорит-гидрослюдисто-каолинитовая (V) ассоциация. Роль гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации заметно снижается. Анализ распределения ассоциаций тонкодисперсной составляющей цементной массы песчаников верхнеюрского горизонта (Ю1) в пределах Кечимовского месторождения свидетельствует о его сравнительной однородности. Отмечено, что в пределах исследуемой территории заметной дифференциации в глинистой составляющей не наблюдается. Для основной части месторождения песчаные отложения продуктивного горизонта в верхней части характеризуются гидрослюдисто-каолинитовой (III) парагенетической ассоциацией глинистых минералов. Исключение составляет северо-западная часть Кечимовского месторождения, где в разрезе скважин наблюдается развитие каолинитовой (I)

ассоциации. Ниже по разрезу ее влияние снижается, преобладающей становится гидрослюдисто-каолинитовая ассоциация (III), на фоне которой отмечаются интервалы незначительных толщин (0,25-0,55 м) с развитием хлорит -гидрослюдисто - каолинитовой ассоциации (V). Исследования по распределению ассоциаций тонкодисперсной составляющей цементной массы продуктивного горизонта Ю1 Равенского месторождения свидетельствует о её сравнительной однородности и преобладании гидрослюдисто-каолинитовой (III) парагенетической ассоциации глинистых минералов в отложениях верхнеюрского горизонта. В разрезе скважин участками отмечаются интервалы, толщина которых не превышает 0,25-0,45 м, с развитием хлорит-гидрослюдисто-каолинитовой (V) ассоциации глинистых минералов.

Полученные результаты исследований подтверждают факт выделения различного вида фациальных комплексов по исследованным объектам, что выражается в составе и строении цементной массы пород горизонтаЮ1, а также предопределяет его фильтрационно-емкостные особенности, и их изменчивость как по разрезу, так и по литорали.

5. Структура пустотно-порового пространства и особенности его эволюции в коллекторах верхнсюрского горизонта Среднеобской группы месторождений: Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского

Формирование и эволюция коллекторских свойств осадочных пород протекает на всех стадиях литогенеза, закладывается на первых стадиях их образования, зависит от исходного материала и условий формирования.

Сформированный в процессе осадконакопления состав пород, их структурные особенности предопределяют характер и качество коллекторов. Процессы, происходящие в диагенезе и катагенезе, приводят к изменению порового пространства коллекторов, которые либо ухудшают, либо улучшают фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Исследования особенностей структуры порового пространства являются особенно важными на поздних этапах разработки нефтяных залежей, поскольку этот период требует детальных знаний фильтрационно-емкостных характеристик, их изменчивости с выявлением литологических факторов, которые определяют эти характеристики, а также роли этих факторов в формировании реакции коллектора на использование МУН. При исследовании отложений верхнеюрского горизонта установлено, что терригенные коллекторы представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Породы отличаются высокой неоднородностью различных уровней, что обусловливает значительный разброс фильтрационно-емкостных свойств. Неоднородность на микроуровне выражается в неравномерном распределении цемента, его составе, структуре и различном изменении обломочной составляющей. Характеристика пустотно-порового пространства дана в соответствии с классификацией В.И. Осипова и В.Н. Соколова (1987г). Особенности строения и детали морфологии пустотного пространства определяются следующими факторами: характером упаковки и морфологическими особенностями породообразующих минералов; взаимоотношением обломочных минералов и цементно-поровой массы; структурой цементирующей тонкодисперсной глинистой массы и ее распределением в пустотно-поровом пространстве. Изучение всех этих факторов

позволяет проанализировать литолого-геохимическое равновесие в системе нефть-коллектор. Изученные с применением растровой микроскопии сколы образцов и их оптико-микроскопические исследования позволили изучить морфологические особенности, характер упаковки и поровое пространство верхнеюрских отложений. Как известно, терригенные породы состоят из обломочной части, цемента и порового пространства. Для визуализации и выявления соотношений компонентов породы в исследованных образцах были построены диаграммы (рис. 2). Из диаграммы видно, что даже при большом содержании регенерированного кварца (25%) в образце его доля незначительна. Зерна кварца при регенерации теряют свой первоначальный облик, приобретая кристаллографические очертания на границе с поровым пространством, либо образуют кластеры — сростки, состоящие из 3-5 зерен. Образованные кварцем кластеры разобщены между собой в пространстве породы участками, в которых кластеризация отсутствует, и не могут группироваться в крупные выделения, что обусловлено недостаточным количеством кварцевых зерен в породе. Проведенный анализ свидетельствует о том, что исследованные породы-коллекторы не могут быть кластерными, однако и не могут также характеризоваться как гранулярные, поскольку процессы регенерации в них, особенно в более крупнозернистых разностях, могут достигать 25-30%. На этом основании коллекторы верхнеюрских отложений могут быть определены как кластерно-гранулярные (Изотов, 2006). Следующим фактором, определяющим фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, является структура цементирующей тонкодисперсной составляющей, которая совместно со структурой пустотно-порового пространства коллекторов является одним из ведущих факторов и предопределяет их фильтрационно-емкостные свойства. Цемент пород - коллекторов следует рассматривать со следующих позиций: степени плотности упаковки тонкодисперсных минералов цемента, особенности локализации в структуре цементной массы глинистых минералов и минералов диагенетического комплекса (пирита, кварца, кальцита, каолинита).

Глинистые минералы цемента. Основную часть в составе цемента пород-коллекторов занимают глинистые минералы, характеризующиеся пластинчатыми индивидами, которые в зависимости от их взаимного расположения образуют различной формы микроструктуры. В изученных отложениях выделены следующие виды микроструктур цементной массы (Осипов и др., 1989):

цемйнт - —, обломки п срод - \

Г 1««

X ПОТгеькиЛ'ЛЫ-~ 33%

Й- »%

Рис. 2. Вещественный состав песчаника ср-м/з. алеврнтистого. н.'н - коллектора Ш масса. Кечимовское месторождение. Горизонт Ю1. скв.6684, оБрЛбп

1. упорядоченно-пластинчатая (параллельно или волнисто упорядоченная);

2. беспорядочно - пластинчатая («структура карточного домика»);

3. блочно - беспорядочно - пластинчатая («структура книжного домика»);

4. войлоковидная (нанотрубчатая);

5. друзовидная.

Полученные результаты исследований позволили дополнить районирование площадей исследуемых месторождений по структурным типам пустотно-порового пространства. Отложения с преобладающим развитием в составе глинистого цемента гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации глинистых минералов (III), характеризуются повышенным развитием нано-мезопористого пустотного пространства. Эта ассоциация является преобладающей в исследованных отложениях верхнеюрского горизонта. В большей степени для нее характерны микроструктуры «карточного домика». Пластинки каолинита, образующие эти структуры, часто деформированы, распределение их в поровом пространстве носит хаотичный характер. Часто микроструктуры «карточного домика» сочетаются с войлочно-волокнистыми формами иллита в ассоциации с хлопьевидными и пластинчатыми формами смешаннослойных образований, создавая губчатую структуру коллекторов. В юго-западной части Тевлинско-Русскинского и северо-западной части Кечимовского месторождений достаточно широко распространена каолинитовая ассоциация глинистых минералов (I). В отложениях с каолинитовой (I) ассоциацией глинистых минералов преобладают микроструктуры «книжного домика». Здесь каолинит образует доменоподобные агрегаты, состоящие из «оксиально ориентированных первичных частиц и ультрамикроагрегатов» (Осипов, Соколов, 1984). Толщина пластинок каолинита составляет 4-6 мкм, пластинки без видимых деформаций. Наряду с этим в разрезе горизонта часто встречаются маломощные (0,45-0,80 м) прослои более тонкозернистых разностей с волнисто-ламинарными микроструктурами, глинистая составляющая которых представлена хлорит-гидрослюдисто-каолинитовой (V) и хлорит-каолинитовой (VII) ассоциациями, где преобладают войлоковидные и нанотрубчатые структуры цементной массы. Различные формы агрегирования глинистых минералов определяют типы порового пространства в цементной массе. Широкое использование электронной микроскопии и методов ЯМР позволило установить более широкий размерный диапазон порового пространства в коллекторах исследуемых месторождений.

Основным признаком пород-коллекторов, как известно, является факт наличия пустотного пространства. Широкое использование современных лабораторных методов позволяет исследовать поры в широком размерном диапазоне. В изученных нами коллекторах (классификация Осипова, Соколова, 1989) были выделены:

1. Мезопоры, которые являются преобладающими в исследованных коллекторах, их средний размер составляет 60-100 мкм. Это межагрегатные поры, образованные зернами породообразующих минералов. Среди пор этого типа можно выделить кристаллизационные и коррозионные поры.

2. Микропоры, среди которых выделяются тонкие (0,1-1 мкм) и мелкие (1-10 мкм) микропоры. Среди пор этого типа также можно выделить

кристаллизационные и коррозионные поры. Первые образуются в ходе регенерационных процессов за счет перераспределения вещества и неполной кристаллизации зерен. Они чаще всего изолированные и не имеют существенного влияния на миграционные процессы. Однако, в случае регенерации зерен, по периферии участков образующихся кластеров, эти поры могут играть существенную роль, создавая специфическую сеть поровых каналов. Коррозионный тип пор связан с коррозионными процессами, которые активно развиваются как в цементной массе, так и за счет растворения и выноса минерального вещества обломочных зерен. Поры этого типа обычно являются порами открытого типа, формирующими, также специфическую сеть поровых каналов.

3. Ультракапиллярные поры, размер которых менее 0,1 мкм, являются основным, наиболее распространенным типом пор в глинистом цементе исследуемых пород. Размер пор этого типа соизмерим с размером индивидов минералов цементной массы пород - коллекторов и формируются за счет неплотной упаковки минералов цемента. В исследуемых месторождениях, можно выделить так же трещинный тип пустотного пространства, связанный как с процессами декомпрессии, так и седиментационной деформацией пород (Изотов, Ситдикова и др., 2008).

4. Наноразмерные поры

К этим порам относятся поры с размерами менее 0,001 мкм, дополняющие и осложняющие разнообразие типов пустотного пространства коллекторов верхнеюрского горизонта. Доказательством наличия нано-размерных пор являются проведенные нами исследования коллекторов методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) (рис. 3). Наноразмерные поры осложняют описанную

выше мезопористую структуру коллектора и связаны с проявлением наноразмерных эффектов при кристаллизации минералов цементной массы. В этом случае к наноразмерным порам можно отнести пустотное пространство войлоковидных форм иллита и внутрипакетные трещины расщепления каолинитовых пакетов. Эти поры могут являться молекулярными ситами, фильтрующими молекулы углеводородов и аккумулирующие молекулы тяжелых углеводородов (Панарин, Изотов, Ситдикова и др., 2008). Проведено изучение особенностей локализации диагенетических и катагенетических минералов в цементной массе коллекторов: пирита, кварца и др. В коллекторах юрского нефтеносного комплекса выделяются следующие формы пирита: тонкая вкрапленность идиоморфных кристаллов, часто трассирующих в цементной массе пути миграции флюидов, и более крупные выделения почкообразной формы -

0,01а

1,000

19,000

100,000

Рнс. 3. Распределение пор по размерам, б!7-1744р-1п

фрамбоиды (бактериального генезиса). Аутогенный кварц также является характерным минералом цемента, представленный опаловидным и регенерационным типами. В виде микро-друзовидных скоплений кварц встречается редко. Особенности миграции-аккумуляции флюидов в изученных месторождениях определяются составом глинистого вещества, структурой порового пространства, особенностями локализации цементной массы в поровом пространстве.

6. Литолого - фациальная характеристика и неоднородность отложений верхнеюрского горизонта Среднеобской группы месторождений: Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равеиского

Исследуемые месторождения, входящие в Среднеобскую группу, являются одними из наиболее сложно построенных многопластовых месторождений этого региона. Для литолого-фациальной характеристики пород, их классификации, выделения литофациальных зон в данных исследованиях за основу принята «Схема фациального расчленения внутриконтинентальных раннемезозойских отложений» (Алексеев, 2007).

Верхнеюрский горизонт Тевлинско-Русскинского месторождения характеризуется неоднородным строением, о чем свидетельствует частое выклинивание песчаных тел, их чередование с непроницаемыми прослоями и линзами. В составе горизонта Ю1 выделяются четыре регрессивных цикла осадконакопления, интенсивность которых увеличивалась вверх по разрезу васюганской свиты. С верхними циклитами связана нефтеносность верхнеюрского горизонта (пласты Ю,' и Ю,2). На основании корреляции и литолого-фациальной характеристики отложений выполнена реконструкция формирования верхнеюрского горизонта по площади Тевлинско-Русскинского месторождения, характеризующаяся прибрежно-морским механизмом седиментации. Выделена бассейновая группа отложений, представленная макрофациями малоподвижного полуизолированного бассейнового мелководья (БП) и открытого сильно подвижного бассейнового мелководья (БМ), а также подгруппа переходных отложений - макрофации подводной части дельты (БД) и заливно-лагунного побережья (БЗ). Мелководно-морские фации пользуются наибольшим распространением и занимают всю восточную и северо-западную части исследуемой площади. Процесс осадконакопления происходил в условиях меняющегося геодинамического режима седиментации, что обусловило развитие разнообразных песчаных тел в пределах выделенных фациальных зон: Западная (центральная) зона развития барового мелководья; Северо-Западная и Восточная зоны - области развития регрессивных баров умеренного шельфа и СевероЗападная (глубоководная) зона. Юго-Западная зона представлена подгруппой переходных отложений - макрофациями подводной части дельты (БД) и заливно-лагунного побережья. Условия осадконакопления на исследуемой территории характеризуются преимущественно регрессивным характером седиментации. Формирование продуктивного верхнеюрского горизонта Кечимовского месторождения также характеризуется прибрежно-морским механизмом седиментации. Осадконакопление происходило на границе островной системы и открытого моря. Условия седиментации на территории месторождения носит

трансгрессивно-регрессивный характер. Выделена бассейновая группа отложений: макрофации полуизолированного малоподвижного бассейнового мелководья (БП), открытого сильно подвижного бассейнового мелководья (БМ) и подгруппа переходных отложений - заливно-лагунного побережья - (БЗ). В западной части месторождения прослеживается граница между регрессивными и вдольбереговыми барами центральных частей палеобассейна, разделенными между собой лагунами, которые в большей степени распространены в восточной и юго-восточной части месторождения. В северо-восточной части месторождения, вероятно, существовала более мелководная обстановка седиментации, которая характеризовалась высокой интенсивностью накопления песчано-алевритового материала, где выделены зоны барьерных островов. Анализ кернового материала верхнеюрского горизонта Ю1 Равенского месторождения, изучение структурно-текстурных особенностей отложений и данные ГИС, позволили сделать вывод о том, что на исследуемой территории также преобладали мелководно-морские условия седиментации, в пределах которых выделены песчаные тела вдольбереговых баров центральных и баров краевых частей.

Исследованные в разрезах песчаные тела полифациальны по строению и характеризуются регрессивным характером накопления. Отложения верхнеюрского горизонта на всех исследованных месторождениях формировались в мелководно - бассейновых (морских) условиях седиментации. Переходные условия осадконакопления установлены на юго-западе Тевлинско-Русскинского месторождения (отложения подводной части дельты) и на Кечимовском месторождении, в восточной части которого распространены отложения лагун. В выделенных фациальных зонах формировались песчаные тела (регрессивные и трансгрессивные (единично) бары, вдольбереговые бары центральных частей, баровые острова и устьевые бары), что обусловливает макронеоднородность в объеме резервуара (Белозеров, 2006).

Параллельно с выявлением фациальной, макро- и микронеоднородностей горизонта, изучался характер фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. На примере коллекторов верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского месторождения изучена анизотропия. Ее проявления отмечаются в неоднородном строении горизонта на различных геологических уровнях и определяются: фациальной, макро- и микронеоднородностью отложений. Анизотропия в масштабе выделенных фациальных зон хорошо характеризуется серией продольных и субширотных профилей. На уровне строения горизонта анизотропия проявляется в характере текстурированности по разрезам скважин, где выделены массивные, неясно-слоистые, волнисто-слоистые, тонкослоистые, косослоистые и пятнистые типы текстур. Анизотропия на микроуровне выражена ориентировкой зерен матрицы и характером локализации (упаковки) глинистых минералов в породах-коллекторах. В глинистых минералах выделены структуры упорядоченного (параллельно и волнисто-упорядоченные) типа, беспорядочно-пластинчатые «книжного домика», блочно-беспорядочно-пластинчатые структуры «карточного домика», войлоковидные (нано-трубчатые) и друзовидные. Для оценки анизотропии в образцах замерялась пористость и по двум взаимно перпендикулярным направлениям проницаемость. Анализ полученных данных

свидетельствует о значительных вариациях величин проницаемости по различным направлениям, что подтверждает положение о существенной анизотропии фильтрационных свойств изученного горизонта. При этом минимальные значения отмечаются для направлений перпендикулярных (-'-) напластованию, а максимальные значения характерны для плоскости пласта (Ц1). Различия в проницаемости по этим направлениям составляет до 50-70%. Проведенные исследования свидетельствуют, что анизотропия на микроуровне в породах-коллекторах проявляется в их текстурированности и выражена в развитии различного типа слоистости, упорядоченном распределении матрицы пород и цементной массы - микрослоистости, упорядоченно ориентированной упаковке зерен цемента, анизотропии пустотно-порового пространства на микро - и

наноуровне. При этом перечисленные уровни анизотропии различным образом представлены как по разрезу скважин, так и по площади месторождения, что определяет сложность фильтрационных процессов в верхнеюрском горизонте. Причиной формирования вариации фильтра-ционно-емкостных свойств являются как седименто-логические условия формирования коллекторов, так и эпигенетические преобразования в породах-коллекторах, которые приводят к значительному изменению начальных физических свойств пород.

Выполненные работы по детальному изучению отложений верхнеюрского горизонта Тев-линско-Русскинского месторождения является основой для составления литолого-техноло-гической схемы (рис. 4). Эффективное введение нефтяных залежей в заключительную стадию разработки возможно при оптимальном применении методов активного воздействия на пласт с использованием физических и химических

Условные обозначения:

Границы .ш го.ни и- П'хии. к>- Парагснетнчсскнс ассоциации

I нчсских »он:

I I Севсро-восгочпая юна И - Гидрослюднстая

111- Гндрослквднсто-каолнннтовая LUJ СсисроПлубоииюана«) iV-Kaojmiui т-гидрослюшкяая \ у" I ] У-Хлорнт-рндроощансто-каолиннтовая

I . J..LJ Ссвсро-шщднм У-Хлорнт-гндрослюанстая VII -Хлорнт-каолишгговая : ' Шигтрзлыт) |~"ф~| Содержание каолинита

i-Ы- 1 Юго-шлалим I Ф IСуммарное содержание гидроелто-

□ Ц=] ды и смсшаннослоГшых минералов

Восточна« [ # ¡Содержание хлорита

Рис. 4 Литолого-технологнчсскан схема но горизонту ЮС, Тевлннско-Русскинекого месторождения

методов. В качестве важнейшего индикатора геотехнологического картирования нами рассматривается состав цементной массы коллекторов продуктивного горизонта. По составу цементной массы в пределах месторождения выделен ряд блоков: Юго-Западный, Западный (центральный), Северо-Западный, Северный и Восточный. Установлено, что в пределах южной части месторождения состав глинистой составляющей цемента практически однороден по разрезу всего верхнеюрского горизонта и представлен гидрослюдисто-каолинитовой ассоциацией глинистых минералов. Исключение составляют редкие линзы незначительной мощности, характеризующиеся каолинитовой ассоциацией. Для Западной (центральной) части характерна значительная дифференциация глинистой составляющей. Здесь при преобладании по разрезу гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации отмечается развитие значительного количества линз с хлорит-гидрослюдисто-каолинитовой и хлорит-каолинитовой ассоциаций, т.е. в пределах Западной (центральной) части месторождения условия осадконакопления и преобразование цементной массы были наиболее изменчивы. В пределах Северной и Северо-Восточной частей месторождения соотношение ассоциаций глинистых минералов в цементной массе упрощается, начинает преобладать хлорит-гидрослюдисто-каолинитовая ассоциация, влияние гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации заметно сокращается. Наряду с этим, в Северо-Западной и Центральной части Восточного блока сохраняется преобладание гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации. На этом основании можно сделать вывод об уменьшении роли каолинитовой составляющей в северном направлении и возрастании значения гидрослюдисто-смешаннослойных фаз. Таким образом, проведенный анализ литолого-фациальных условий седиментации и состав глинистой цементной массы в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения является основой для составления литолого-технологической схемы месторождения, поскольку минеральный состав глинистого вещества непосредственно определяет его коллекторские свойства и динамику в процессе последующей разработки. Глинистые минералы способны резко менять объемные характеристики и ориентировку частиц в поровых каналах в ходе разработки продуктивных горизонтов при использовании интенсивных методов воздействия на пласт (внитриконтурное и законтурное заводнения, использование химических реагентов для обработки призабойной зоны). Методика литолого-технологического картирования заключается в детальном литолого-минералогическом изучении пород - коллекторов и его глинистой составляющей, что дает возможность предсказать реакцию отложений пласта на систему применяемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Эффективное введение нефтяных залежей в заключительную стадию разработки возможно только при оптимальном применении методов активного воздействия на пласт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате проведенных исследований установлено, что: 1. Алеврито-песчаные отложения верхнеюрского горизонта представлены полимиктовыми разностями (граувакковыми аркозами). Цемент в алеврито-песчаных отложениях горизонта Ю1 полиминеральный по составу и крайне

неравномерный, как по характеру пространственного распределения, так и по структуре.

2. Комплекс тонкодисперсных минералов пород-коллекторов, представленный глинистыми, карбонатными и сульфидными минералами, является активной минеральной фазой. При изучении глинистых минералов верхнеюрского горизонта выявлена их дифференциация, как по разрезу, так и по площади месторождений. Преобладающей является гидрослюдисто-каолинитовая ассоциация глинистых минералов (III). Установлена ведущая роль тонкодисперсной массы пород-коллекторов, ее глинистой и карбонатной составляющих в формировании фильтрационно-емкостных свойств, что дает возможность выделить в пределах верхнеюрского горизонта месторождений ряд блоков с характерными для них ассоциациями минералов.

3. Проведенные лабораторные исследования позволяют относить коллекторы верхнеюрского горизонта к кластерно-гранулярным коллекторам, со смешанным типом порового пространства. Определяющим фактором фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов является структура тонкодисперсной составляющей цементной массы, которая совместно со структурой пустотно-порового пространства коллекторов является одним из ведущих факторов, предопределяющих их фильтрационно-емкостные свойства. Широкое использовании электоронно-микроскопических методов исследований и ядерно-магнитного резонанса позволяет существенно расширить размерный диапазон пор в терригенных коллекторах. В коллекторах преобладают мезопоры, средний размер которых колеблется от 60 до 100 мкм. Рассматриваемые породы-коллекторы следует отнести по преобладающим размерам пор и поровых каналов к мезо- нанопоровому типу. Это свидетельствует о том, что законы фильтрации флюидных фаз в таком типе коллектора следует рассматривать не столько по правилам закона Дарси, но и с точки зрения капиллярной фильтрации.

4. Отложениям верхнеюрского горизонта дана литолого-фациальная характеристика и сделан вывод о многоуровневой неоднородности его отложений, обусловленной комплексом седиментогенных, диагенетических и катагенетических процессов в ходе их формирования и переформирования. Неоднородность в строении верхнеюрского горизонта отражается в неоднородности его фильтрационно-емкостных характеристик, определяющихся структурой и степенью сложности пустотно-порового пространства и распределением в нем тонкодисперсных глинистых и аутигенных минеральных образований. На примере отложений Тевлинско-Русскинского месторождения исследована анизотропия пород-коллекторов верхнеюрского горизонта, что особенно важно при вскрытии пласта горизонтальными скважинами.

5. Анализ матрицы и цементно-поровой массы пород-коллекторов позволил выделить определенные типы коллекторов, особенности строения которых, требуют индивидуальных технологий при разработке месторождений. В качестве основы для составления литолого-технологических схем использованы особенности локализации тонкодисперсных глинистых, карбонатных и других минералов нефтеносного пласта, на основании которых могут быть

рекомендованы мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов в зависимости от реакции активной составляющей коллектора на применяемые методы МУН.

Основные работы по теме диссертации

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Бружес JI.H. Литолого-фациальные условия формирования горизонта Ю1 Тевлинско-Русскинского месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Л.Н. Бружес, В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова // Георесурсы. - 2010. -№2(34). - С. 6-9.

2. Бружес Л.Н. Вторичные изменения верхнеюрских отложений Тевлинско-Русскинского месторождения и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов / Л.Н. Бружес, В.Л. Бружес, К.Г. Скачек, В.Г. Изотов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 5. - С. 28-35.

3. Бружес Л.Н. Типизация терригенных коллекторов верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского месторождения и особенности анизотропии фильтрационно-емкостных свойств / Л.Н. Бружес, В.Л. Бружес, К.Г. Скачек, В.Г. Изотов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №8. - С. 2-4.

4. Бружес Л.Н. К вопросу о неоднородностях верхнеюрских продуктивных отложений среднеобской группы месторождений / Л.Н. Бружес // Георесурсы. -2011.-№ 1(37).-С. 33-37.

Публикации в материалах конференций

1. Bruzhes L.N. Paleogeographical conditions of formation of upper-jurassic oil-producing deposits of northern slope of Surgut arch (Western Siberia) / V.G. Izotov, L.M. Sitdikova, L.N. Bruzhes, E.R. Sitdikova // Earth Science Frontiers. - Vol. 17. -2010.-P. 274-275.

2. Bruzhes L.N. The clay component of the Jurassic oil reservoirs of the Middle Ob group of fields (Western Siberia) / V.G. Izotov, L.M. Sitdikova, L.N. Bruzhes, Y.G. Aukhatov // European Geosciences Union, General Assembly, Geophysical Reserearch Abstracts. - Vol.10. - 2008. - Vienn, EGU 2008-A-04611.

3. Бружес Л.Н. Литолого-геодинамический анализ деформаций продуктивных пластов и покрышек Тевлинско-Русскинского месторождения (Среднее Приобье, Западная Сибирь) / В.Г. Изотов, Я.Г. Аухатов, Л.Н. Бружес, А.Р. Сайфутдинов // Материалы V Всероссийского литологического совещания. - Екатеринбург: ИГГ УРО РАН, 2008. - С. 273-276.

4. Бружес Л.Н. Литолого-фациальные условия формирования юрского нефтеносного комплекса Тевлинско-Русскинского месторождения УВ / Л.Н. Бружес, В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова, П.В. Изотов // Материалы VI Всероссийского литологического совещания. - Казань: Изд-во «ФЭН», 2011. - С. 141-144.

5. Бружес Л.Н. Нано- и мезопористые коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса Среднеобской группы месторождений / Л.Н. Бружес, В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова // Сборник материалов международной научно-практической конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного

сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям». - М ■ Изд-во "Нефть и газ", 2010. - С. 228-234.

6. Бружес JI.H. Тонкодисперсная составляющая пород-коллекторов Средне-Обской группы месторождений (на примере Покамасовского месторождения) /

A.Р. Сайфутдинов, Л.Н. Бружес, Л.М. Ситдикова, П.В. Изотов // Сборник материалов международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов». - Казань-Изд-во «ФЭН», 2008. - С. 364-367.

7. Бружес Л.Н. Литолого-технологическое картирование коллекторов среднеобской группы нефтяных месторождений / Л.Н. Бружес, В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова, А.Р. Садрлиманов // Сборник материалов международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов». - Казань: Изд-во «ФЭН», 2008. - С. 364-367.

8. Бружес Л.Н. Строение и литолого-фи-зическая характеристика доюрского комплекса поисковой скважины 50 Тевлинско-Русскинского месторождения /

B.М. Комарницкий, Л.Н. Бружес, А.И. Гордин // Сборник материалов 1 научно- ■ практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности». - Когалым: Изд-во Уфа ООО «ТРИО-Экспресс», 2001. - С. 212-218.

9. Бружес Л.Н. Особенности состава и строения разреза юрских и триасовых отложений северной части Тевлинско-Русскинского месторождения / В.Г. Евсюков, В.М. Комарницкий, Л.Н. Бружес, А.И. Гордин // Сборник материалов V научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск: Изд-во «Путивед», 2002. - С. 268-277.

10. Бружес Л.Н. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений ХМАО на примере Шаимского района и Межовского срединного массива (Томская область) / А.Е. Кавешников, Л.Н. Бружес // Сборник VII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». -Ханты-Мансийск: Изд-во «Наукасервис», 2004. - С.72-75.

11. Бружес Л.Н. К оценке геомеханических свойств продуктных пластов на основе литолого-петрографического анализа / Л.Н. Бружес, О.Б. Дьяконова // Сборник материалов 12-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Сибири и пути повышения его эффективности». -Когалым - Уфа: Изд-во «Монография», 2006. - С. 106-113.

Подписано в печать 16.11.2011 г. Форм. бум. 60x84 1/16. Печ. л. 1,5. Тираж 120. Заказ № 369.

Изготовлено в полиграфическом центре «Отечество» 420126, г.Казань, ул.Чистопольская, д.27а

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Бружес, Людмила Николаевна

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО, КЕЧИМОВСКОГО

И РАВЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Исторический обзор геологических и геохимических исследований.

1.2. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика верхнеюрского горизонта исследованных месторождений.

1.3. Строение васюганской свиты на территории исследуемых месторождений.

1.4. Тектоническое строение изучаемой территории.

2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРОД ВЕРХНЕЮРСКОГО НЕФТЕНОСНОГО КОМПЛЕКСА.

2.1. Анализ и описание керна.

2.2. Лабораторные методы исследования.

2.3. Определение фациапьной природы терригенных отложений по электрометрическим характеристикам пласта.

3. СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ЛИТОЛОГО

МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АЛЕВРИТО-ПЕСЧАНЫХ ПОРОД ВЕРХНЕЮРСКОГО ГОРИЗОНТА ИССЛЕДУЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1. Структурная характеристика алеврито-песчаных пород.

3.2. Литолого-минералогическая характеристика алеврито-песчаных пород.

4. МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТОНКОДИСПЕРСНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ЦЕМЕНТНОЙ МАССЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕЮРСКОГО НЕФТЕНОСНОГО КОМПЛЕКСА СРЕДНЕОБСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Парагенетические ассоциации глинистых минералов.

4.2. Особенности распределения ассоциаций глинистых минералов верхнеюрского горизонта по площади исследованных месторождений

5. СТРУКТУРА ПУСТОТНО-ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА И ОСОБЕННОСТИ ЕГО ЭВОЛЮЦИИ В КОЛЛЕКТОРАХ ВЕРХНЕЮРСКОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕОБСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕРИЙ: ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО,

КЕЧИМОВСКОГО И РАВЕНСКОГО.

5.1. Основные типы структур пустотно-порового пространства пород-коллекторов верхнеюрского горизонта исследуемых месторождений. 62 5.1.1. Типизация структуры пустотно-порового пространства пород-коллекторов верхнеюрского горизонта и морфологические особенности обломочных породообразующих минералов, характер их упаковки.

5.1.2. Структура глинистых минералов тонкодисперсного цемента, их локализация в пустотно-поровом пространстве и взаимоотношения с породообразующими минералами.

5.1.3. Типизация пор и поровых каналов по размерам пустотного пространства.

5.1.4. Особенности локализации диагенетических и катагенетических минералов в цементной массе коллекторов исследуемых месторождений.

6. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И НЕОДНОРОДНОСТЬ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕЮРСКОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕОБСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ТЕВЛИНСКО

РУССКИНСКОГО, КЕЧИМОВСКОГО И РАВЕНСКОГО.

6.1. Литолого-фациальная характеристика алеврито - песчаных отложений верхнеюрского горизонта (Ю1) Тевлинско-Русскинского месторождения.

6.2. Литолого-фациальная характеристика алеврито - песчаных отложений верхнеюрского горизонта (Ю1) Кечимовского месторождения.

6.3. Литолого-фациальная характеристика алеврито - песчаных отложений верхнеюрского горизонта (Ю1) Равенского месторождения.

6.4. Анализ анизотропии отложений верхнеюрского горизонта (на примере Тевлинско-Русскинского месторождения) и связь фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов с седиментологическими параметрами.

6.5. Литолого-технологическое картирование.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Литолого-минералогическая характеристика и условия формирования коллекторов верхнеюрского нефтеносного горизонта Среднеобской группы месторождений"

Верхнеюрские коллекторы характеризуются как «сложные коллекторы» больших глубин, залегание которых часто не контролируется структурными факторами, а фильтрационные свойства зависят от незначительного изменения литологического состава пород (Прошляков, Холодов, 1985). Детальная характеристика пород-коллекторов, выявление перспективных зон с улучшенными коллекторскими свойствами и разработка более совершенных геологических и петрофизических моделей невозможны без изучения условий формирования отложений и закономерностей их строения. На сегодняшний день еще недостаточно изучены литолого-минералогические свойства пород-коллекторов верхнеюрских отложений, морфометрические особенности структуры порового пространства и причины низких фильтрационно-емкостных свойств, определяющих нефтеизвлечение. Особенно важно учитывать эти факты на поздних этапах разработки нефтяных залежей, что так же выдвигает эти проблемы в разряд наиболее актуальных.

При изучении керна выполнено большое количество лабораторных исследований с их последующим анализом. Проведено петрографическое описание 378 прокрашенных шлифов с подсчетом их обломочной части, цемента и характеристикой особенностей порового пространства. Выполнено определение карбонатности (652 обр.) и гранулометрического состава пород (743 обр.). Определена минеральная составляющая тонкодисперсных глинистых минералов (401 обр.). Выполнены электронно-микроскопические исследования пород (160 обр.). Отдельные образцы коллекторов изучены методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Определены физические и фильтрационно-емкостные параметры пород (1619 обр.) продуктивных отложений. Лабораторные анализы выполнены в Центре исследований керна и пластовых флюидов (ЦИКиПФ) ООО «КогалымНИПИнефть» и лаборатории кафедры региональной геологии и полезных ископаемых КФУ.

Цель работы. Изучение литолого-минералогических особенностей и условий формирования отложений верхнеюрского нефтеносного комплекса Среднеобской группы месторождений: Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского. Выполнение поставленных задач невозможно без «системного подхода при исследовании нефтегазоносных осадочных бассейнов» (Дмитриевский, 1989), который позволяет проводить реконструкцию седиментогенеза отложений, их катагенетические и наложенные изменения.

Основные задачи исследования:

Научная новизна:

1. Впервые верхнеюрские породы-коллекторы исследуемых месторождений охарактеризованы по типу порового пространства как мезо- и нанопористые и отнесены к кластерно-гранулярным коллекторам с унаследованной и вторичной межзерновой пористостью.

2. Исследованы особенности состава и распределения тонкодисперсной составляющей цементной массы верхнеюрского нефтеносного комплекса изучаемых месторождений.

3. На основании комплексного литолого-фациального анализа установлена макро- и микронеоднородность отложений верхнеюрского горизонта исследуемых месторождений, в южной части Тевлинско-Русскинского месторождения выделен комплекс дельтовых отложений (скв. 126, 133, 9579 и 2946).

Практическая значимость работы:

1. По результатам проведенного комплекса исследований выявлена многоуровневая неоднородность пород-коллекторов верхнеюрского горизонта и даны практические рекомендации по созданию геологических моделей пластов группы Ю1, которые могут быть применены при подсчете запасов верхнеюрского горизонта месторождений Когалымского района.

2. Анализ литолого-фациальных условий седиментации и пост-седиментационных преобразований алеврито-песчаных пород, а также исследования распределения глинистых и карбонатных минералов являются основой для составления литолого-технологических схем, на основании которых могут быть разработаны мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов в зависимости от реакции активной составляющей коллектора на применяемые методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Защищаемые положения:

1. Формирование пород-коллекторов верхнеюрского горизонта Среднеобской группы месторождений (Тевлинско-Русскинского,

Кечимовского, Равенского) происходило в сложных геодинамических и t палеогидродинамических условиях эволюции северо-восточной части Сургутского, северо-западного склона Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба, осложняющего северную часть Юганской мегавпадины, и характеризуется ритмичным строением.

3. Установлено, что верхнеюрский комплекс исследуемых месторождений характеризуется преобладающим развитием гидрослюдисто-каолинитовой ассоциации (III) глинистых минералов. В меньшей степени развиты каолинитовая (I) и хлорит-гидрослюдисто-каолинитовая (V) ассоциации глинистых минералов, что обусловлено седиментогенными и постседиментогенными процессами.

Апробация работы и публикации. Автором опубликовано 4 статьи в журналах, входящих в список ВАК, и 11 статей в других журналах российского и регионального уровней. Результаты выполненных работ изложены в 25 научно-исследовательских отчетах.

Основные положения работы докладывались на конференциях международного и российского уровня: Международных конференциях «European Geosciences Union. General Assembly» (Vienna, Austria, 2008); «International Congress on 01 the Jurassic system. Marine and non-marine Jurassic» (Sichuan, China, 2010); «От наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Москва, 2010); «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, 2008, 2010); Всероссийском литологическом совещании «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории земли» (Екатеринбург, 2008); I Российском рабочем совещании «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы» (Москва, 2011); научно-технической конференции «НЕФТЬ, ГАЗ, ХИМИЯ» (Пермь, 2009); на ежегодных окружных конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2002, 2004, 2010); институтских научно-практических конференциях ООО «КогалымНИПИнефть» «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001,2006).

Личный вклад автора. Автором собран и систематизирован аналитический материал по литологии и нефтегазоносности исследуемых месторождений, самостоятельно изучался керновый материал, выполнялись оптико-минералогические исследования шлифов, проведен анализ выполненных лабораторных исследований керна, и обобщены их результаты. В ходе исследований выявлены особенности строения и вещественного состава отложений верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского месторождений. Научные и практические результаты работы рассматриваются в качестве предложения для составления литолого-технологических схем, на основе которых разрабатываются мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов в зависимости от реакции активной составляющей пород - коллекторов на применяемые МУН (Проект разработки УКР № 4783 от 17. 12. 2009г., дополнение к Тех. схеме разработки ТО УКР №1228 от 23.12.2009 г.). Предложения, данные на основании выявленной многоуровневой неоднородности пород-коллекторов верхнеюрского горизонта, являются предметом исследования и применены при подсчете запасов Когалымского района (ГКЗ № 857 от 25.07,2003, ГКЗ № 1860 от 27.02.2009). Подтверждены результаты литолого-фациальных исследований о наличии в юго-западной части Тевлинско-Русскинского месторождения дельтовых отложений (скв. 133,126, 9579).

Достоверность результатов работы. Достоверность результатов определяется большим объёмом изученного кернового материала и выполнением широкого комплекса аналитических работ, привлечением к интерпретации и обобщению полученных данных новых методических подходов по изучению макро- и микронеоднородностей терригенных коллекторов.

Структура работы. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 144 страницах, включающих 50 рисунков, 3 таблицы, список использованных источников насчитывает 120 наименований.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю - кандидату геолого-минералогических наук, доценту Виктору Геннадьевичу Изотову. При выполнении работы автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями К.Г.Скачека, С.А.Иванова, В.В.Шкандратова, Л.М.Ситдиковой, Ю.Н.Федорова, А.В.Лялина, Л.В.Саратинян, Н.А.Зуб, Л.В.Поповой, Р.Р.Газизовой, Ю.К.Романова, Е.М.Ларионовой, В.А.Шмыриной.

В процессе работы автор руководствовался теоретическими положениями и методическими разработками ведущих российских ученых и специалистов -В.П.Алексеева, Л.В.Ботвинкиной, В.Б .Бе л озерова, Ф.Г.Гурари, Н.П.Запивалова,

A.В.Ежовой, Ю.Н.Карогодина, А.Э.Конторовича, А.В.Маслова,

B.С.Муромцева, Р.Х.Муслимова, И.И.Нестерова, О.С.Черновой, А.В.Шпильмана, А.Н.Фомина, Э.М. Юлбарисова и др.

Заключение Диссертация по теме "Литология", Бружес, Людмила Николаевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные геологоразведочные и эксплуатационные работы свидетельствуют о высокой литолого-фациальной неоднородности верхнеюрских отложений Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского месторождений. Сложное строении и крайняя неоднородность отложений выражается как в неравномерном распределении нефтяных залежей в пределах площадей исследуемых месторождений, так и в неоднородном строении самих залежей. Распространение тел-коллекторов на изученных автором месторождениях контролируются литолого-фациальными факторами, а сами коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами и дискретным распределением по разрезу. Неоднородность отложений верхнеюрского горизонта Ю1 исследовалась на различных уровнях. Изучена фациальная неоднородность пород-коллекторов, исследовалась их макро- и микронеоднородность. Изучены факторы, определяющие комплекс фильтрационно-емкостных свойств пород верхнеюрского горизонта рассматриваемых месторождений, которые позволяют сделать следующие выводы:

1. Отложения верхнеюрского нефтеносного комплекса прошли сложные этапы эволюции на стадиях седиментогенеза, раннего и позднего диагенеза, что отражается на минеральном составе пород-коллекторов и, в первую очередь, на их составе, характере упаковки и структуре пустотно-порового пространства, что предопределяет основные фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов пласта. Породы верхнеюрского горизонта исследованных месторождений представлены мелкообломочными разностями: песчаниками, алевритовыми песчаниками, песчаными алевролитами, алевролитами и глинистыми алевролитами. Песчаники средне-мелкозернистые и мелкозернистые характеризуются алевропсаммитовыми структурами, для алевролитов мелко-крупнозернистых характерны псаммоалевритовые структуры. Породы имеют светло-серую и калия, источником которого являются калиевые полевые шпаты и слюды, подвергаясь внутрислойному растворению под давлением.

4. Результаты исследований тонкодисперсной глинистой составляющей цемента пород подтверждают факт выделения различного вида фациальных комплексов по исследованным объектам, что выражается в составе и строении цементной массы пород верхнеюрского горизонта и предопределяет его фильтрационно-емкостные особенности, а также изменчивость как по разрезу, так и литорали. Изменения соотношений глинистых минералов в разрезе верхнеюрского горизонта связаны, в основном, с изменением главной глинистой компоненты: тонкодисперсной фазы коллектора - каолинита и гидрослюдистых минеральных комплексов. Увеличение доли каолинита в юго-западной части Тевлинско-Русскинского месторождения обусловлено литолого-фациальными условиями формирования и последующим катагенезом отложений верхнеюрского горизонта Ю1, сформированного во многом за счет размыва верхних горизонтов и их кор выветривания в областях сноса, которые, как известно, характеризуются преобладанием каолинитовой компоненты (Сахибгареев, 1993). Изучение глинистого вещества, выявление количественных соотношений ведущих глинистых минералов и выделений ассоциаций позволило не только обобщить полученные материалы, но и выделить на исследованной территории зоны с характерными ассоциациями глинистых минералов.

5. Проведенные электронно-микроскопические исследования позволили отнести коллекторы верхнеюрского горизонта к кластерно-гранулярным коллекторам, со смешанным типом порового пространства. Определяющим фактором фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов является структура тонкодисперсной составляющей цементной массы, которая совместно со структурой пустотно-порового пространства коллекторов является одним из ведущих факторов, предопределяющих их фильтрационно-емкостные свойства. При широком использовании электоронно-микроскопических методов исследований и ядерно-магнитного резонанса существенно расширен размерный диапазон пор в терригенных коллекторах исследуемых месторождений. В коллекторах преобладают мезопоры, средний размер которых колеблется от 60 до 100 мкм. Эти поры, сформированы обломочными зернами породообразующих минералов. Наличие в породах-коллекторах глинистого цемента предопределяет в них присутствие «структурных элементов различных размерных уровней, что обусловливает существование нескольких видов пор» (Грабовска-Олыневска, Осипов, Соколов, 1989). Цементная масса характеризуется наличием мезоразмерных (<0,1 мкм) и наноразмерных (<0,001 мкм) пор. Рассматриваемые породы-коллекторы по преобладающим размерам пор и поровых каналов следует отнести к мезо - нанопористому типу. Это свидетельствует о том, что законы фильтрации флюидных фаз в таком типе коллектора следует рассматривать не столько по правилам закона Дарси, но и с точки зрения капиллярной фильтрации.

6. Отложениям верхнеюрского горизонта дана литолого-фациальная характеристика и сделан вывод о многоуровневой неоднородности его отложений, обусловленный комплексом седиментогенных, диагенетических и катагенетических процессов в ходе формирования и переформирования. Исследованные алеврито-песчаные отложения верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского, Кечимовского и Равенского месторождений относятся к бассейновой группе (подгруппа мелководно-бассейновая). Продуктивные отложения представлены макрофациями полуизолированного малоподвижного (БП) и открытого подвижного бассейнового мелководья. Условия осадконакопления верхнеюрского горизонта в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения, по сравнению с отложениями Кечимовского и Равенского месторождений, были наиболее изменчивыми. Наряду с мелководно-бассейновой подгруппой, в юго-западной части Тевлинско-Русскинского месторождения впервые выделена область развития дельтовой обстановки седиментации (залежь 10, 12). Исходя из анализа исследованных разрезов скважин, отложения верхнеюрского горизонта характеризуются преимущественно регрессивным характером осадконакопления и имеют полифациальное строение. В отложениях регрессивного циклов осадконакопления опорным реперным горизонтом являются глинистые пачки, характеризующие кульминационные этапы трансгрессии. Песчаные тела, согласно залегают на глинистых отложениях морского мелководья.

7. Неоднородность в строении верхнеюрского горизонта отражается в первую очередь в его фациальной неоднородности. Параллельно с выявлением фациальной неоднородности изучались изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, обусловленных их макро- и микронеоднородностью, имеющих тесную связь с условиями их формирования. Фильтрационно-емкостные характеристики определяются структурой пород-коллекторов и степенью сложности пустотно-порового пространства, а также распределением в нем тонкодисперсных глинистых и аутигенных минеральных образований. Исследована анизотропия пород-коллекторов горизонта Ю1 (Тевлинско-Русскинского месторождения), что особенно актуально при вскрытии горизонта горизонтальными скважинами.

8. Проведенный анализ литолого-фациальных условий седиментации верхнеюрского горизонта, постседиментационных преобразований пород-коллекторов и, в первую очередь, состава тонкодисперсной составляющей в пределах Тевлинско-Русскинского месторождения, явился основой для составления литолого-технологической карты-схемы месторождения. Первостепенное значение уделялось изучению состава цемента, которое непосредственно определяет его фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и их динамику в процессе последующей разработки. Глинистые минералы могут резко менять объемные характеристики и ориентировку частиц в поровых каналах в ходе разработки продуктивных горизонтов при использовании интенсивных методов воздействия на пласт. К таким методам относятся внитриконтурное и законтурное заводнения, использование химических реагентов для обработки призабойной зоны. При этом наиболее чувствительными компонентами являются глинистые и тонкодисперсные минералы.

9. Литолого-технологическое картирование заключалось в детальном литолого-минералогическом изучении пород-коллекторов, создании на этой базе разрезов и схем, отражающих изменение параметров определяющих эффективность разработки при использовании различных технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов, с целью оптимизации процессов извлечения нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бружес, Людмила Николаевна, Казань

1. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ / В.П.Алексеев. — Екатеринбург: Изд-во УГТА, 2002. 147 с.

2. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии) / В.П.Алексеев. Екатеринбург: Изд-во УПТ, 2007.-209 с.

3. Атлас структур и текстур осадочных горных пород. Ч. 1,2/ под редакцией Хобакова. — М.: Госгеолтехиздат, 1962. 578 с.

4. Атлас и объяснительная записка к Атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1: 5 000 000. Тюмень: изд. ЗапСибНИГНИ, 1976. - 85 с.

5. Ботвинкина Л.Н. Атлас литологических типов угленосных отложений среднего карбона Донецкого бассейна / Л.Н.Ботвинкина, Ю.А.Жемчужников, П.П.Тимофеев. М.: Изд-во АН СССР, 1956. - 368 с.

6. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости / Л.Н.Ботвинкина М.: Наука, 1965. - 257 с.

7. Бружес Л.Н. Литолого-технологическое картирование коллекторов среднеобской группы нефтяных месторождений / Л.Н.Бружес, В.Г.Изотов,

8. Л.М.Ситдикова, А.Р.Садрлиманов // Сборник материалов международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа». Казань: Изд-во «ФЭН», 2010. - С. 5963.

9. Бружес Л.Н. Литолого-фациальные условия формирования горизонта К>1 Тевлинско-Русскинского месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Л.Н.Бружес, В.Г.Изотов, Л.М.Ситдикова // Георесурсы. -2010. -№2(34). С. 6-9.

10. Бружес Л.Н. К вопросу о неоднородностях верхнеюрских продуктивных отложений среднеобской группы месторождений / Л.Н.Бружес // Георесурсы. 2011. - №1(37). - С. 33-37.

11. Бружес Л.Н. Литолого-фациальные условия формирования юрского нефтеносного комплекса Тевлинско-Русскинского месторождения УВ / Л.Н.Бружес, В.Г.Изотов, Л.М.Ситдикова, П.В.Изотов // Материалы VI

12. Всероссийского литологического совещания. Казань: Изд-во «КГУ», 2011. -С. 141-144.

13. Бурлин Ю.К. Литология нефтегазоносных толщ / Ю.К.Бурлин,

14. A.И.Конюхов, Е.Е.Карнюшина. М.: Недра, 1991. - 286 с.

15. Воинов В.В. Изучение неоднородности продуктивных пластов для целей проектирования системы разработки / Воинов В.В. и др. // Труды Всесоюзное совещание по разработке нефтяных и газовых месторождений. — М.: Гостоптехиздат, 1961.

16. Гринсмит Дж. Петрология осадочных пород / Дж. Гринсмит. М.: Мир, 1981.-253 с.

17. Гусев Ю.А. Наноразмерные эффекты поведения катионозамещенных алюмосиликатов (глин) при их увлажнении. / Ю.А.Гусев, М.А.Васильева,

18. B.Г.Изотов, Л.М.Ситдикова // Сборник материалов международной конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводного сырья: от наноминералов и нанохимии к нанотехнологиям». М.: Изд-во Нефть и газ, 2008. - С. 203-208.

19. Дмитриевский А.Н. Системный подход в геологии / А.Н.Дмитриевский. — М.: Недра, 1989.-224 с.

20. Ежова A.B. Литология. Учебное пособие / А.В.Ежова. Томск: Изд-во ТПУ, 2005.-353 с.

21. Еханин А.Е. Перспективы нефтегазоносности северной части Сургутского района / А.Е.Еханин, В.И.Шпильман, А.В.Тян // Геология нефти и газа. -1976.-№5.-С. 13.

22. Западно-Сибирская равнина. История развития рельефа Сибири и Дальнего Востока. М.: Наука, 1970. - 280 с.

23. Зарипов О.Г. Цитологические критерии формирования терригенных коллекторов нефти и газа мезозойских отложений Западной Сибири / О.Г.Зарипов / Докторская диссертация. Москва: ИГЕРГИ, 1986.

24. Изотов В.Г. Технологическая минералогия нефтяного пласта / В.Г.Изотов // Сборник материалов РМО: Современные методы минерало-геохимических исследований. С.-Петербург, 2006. - С. 140-142.

25. Каталог стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин. Том 1. / Под ред. В.Ф.Гришкевича, Е.А.Теплякова. Ханты-Мансийск, 2000. - 432 с.

26. Кобранова В.Н. Петрофизика / В.Н.Кобранова. М.: Недра, 1986. - 392 с.

27. Ковалев А.Г. О неоднородности нефтесодержащих коллекторов /

28. A.Г.Ковалев, А.И.Вашуркин // Труды ВНИИ, вып. 44. М.: Недра, 1966.

29. Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М.: Наука, 1985.

30. Копелиович A.B. Эпигенез пород древних толщ юго-запада Русской платформы / А.В.Копелиович // Труды ГИН АН СССР, вып. 121, 1965. 136 с.

31. Коржинский Д.С. Теоретические основы анализа парагенезисов минералов / Д.С.Коржинский. -М.: Наука, 1973.

32. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей УВ сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири) / В.А.Корнев. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 374 с.

33. Коссовская А.Г. Эпигенез и его минеральные индикаторы / А.Г.Коссовская,

34. B.Д.Шутов. -М.: Наука, 1971. -С. 9-35.

35. Котельников Д.Д. Глинистые минералы осадочных пород / Д.Д.Котельников, А.И.Конюхов. М.: Недра, 1986. - 247 с.

36. Лидер М.Р. Седиментология и фации. Том 1 / М.Р.Лидер // под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990. - 352 с.

37. Логвиненко Н.В. Методы определения осадочных пород / Н.В.Логвиненко, Э.И.Сергеев. Л.: Недра, 1986. - 240 с.

38. Мазур В.М. Температурный режим позднеюрских бассейнов ЗападноСибирской низменности / В.М.Мазур, Е.А.Гофман, Л.В.Ровнина // Доклады АН СССР. Том 198. -№1. - 1971. - С. 91-93.

39. Маслов A.B. Осадочные породы: методы изучения и интерпретации полученных данных. Учебное пособие / A.B.Маслов. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2005.-289 с.

40. Мелик-Пашаев B.C. О природе аномально высоких пластовых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения / В.С.Мелик-Пашаев, А.И.Степанов, Ю.А.Терещенко // Геология нефти и газа. 1973. - №7. - С. 25-28.

41. Методы изучения осадочных пород. М.: Госгеолтехиздат, 1957. - Т. 1. — 612 с.-Т. 2.-564 с.

42. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа / В.С.Муромцев. — М.: Недра, 1984. -259 с.

43. Нестеров И.И. Эпигенетическое пиритообразование в нефтеносных отложениях Западно-Сибирской низменности / И.И.Нестеров, Ю.В.Щепкин,

44. A.В.Рыльков // Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 58. Тюмень, 1972. - С. 196256.

45. Нестеров И.И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири / И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов, К.А.Шпильман. М.: Недра, 1971. - 463 с.

46. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И.Нестеров, И.Н.Ушатинский. -М.: Недра, 1987.

47. Осипов В.И. Микроструктура глинистых пород / В.И.Осипов, В.Н.Соколов, Н.А.Румянцева. М.: Изд-во «Недра», 1989. - 211 с.

48. Осипов В.И. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений /

49. B.И.Осипов, В.Н.Соколов, В.В.Еремеев. М.: Наука, 2001. - 237 с.

50. Павлова Н.П. Деформационные и коллекторские свойства горных пород / НЛ.Павлова. -М.: Недра, 1975. 240 с.

51. Палеобиофации нефтегазоносных волжских и неокомских отложений Западно-Сибирской плиты. М.: Недра, 1978. - 86 с.л

52. Петтиджон Ф. Пески и песчаники / Ф.Петтиджон, П.Поттер, Р.Сивер. М.: Мир, 1976.-536 с.

53. Петтиджон Ф. Осадочные породы / Ф.Петтиджон. М.: Недра, 1981.-751 с.

54. Петрографический словарь / под ред. В.П.Петрова, О.А.Богатикова, Р.П.Петрова. М.: Недра, 1981.-496 с.

55. Поляков A.C. Гранулированные среды и седиментогенез / А.С.Поляков. -М.: Геоинформ марк, 2001. 58 с.

56. Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. Материалы Всесоюзного совещания по генезису нефти и газа / Под ред. М.Ф.Мирчинка, А.А.Бакирова, О.К.Бордовского и др. -М.: Недра, 1972.

57. Прошляков Б.К. Литология и литолого-фациальный анализ / Б.К.Прошляков, В.Г.Кузнецов. М.: Недра, 1981. - 244 с.

58. Прошляков Б.К. Литология / Б.К.Прошляков, В.Г.Кузнецов. М.: Недра, 1991.-С. 49-67.

59. Прошляков Б.К. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах / Б.К.Прошляков, Т.И.Гальянова, Ю.Г.Пименов.- М: Недра, 1987. -200 с.

60. Рединг Х.Г. Обстановки осадконакопления и фации / Х.Г.Рединг. М.: Недра, 1990.

61. Рединг Х.Г. Обстановки накопления и фации. Том I / Х.Г.Рединг. М.: «Мир», 1977.-245 с.

62. Рейник Г.Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г.Э.Рейник, И.Б.Сингх. — М.: Недра, 1981.-440 с.

63. Рухин JI.Б. Основы общей палеогеографии / Л.Б.Рухин. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 554 с.

64. Рухин Л.Б. Основы литологии / Л.Б.Рухин. Л.: Гостоптехиздат, 1969. - 704 с.

65. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / Р.С.Сахибгареев. Л.: Недра, 1989.-260 с.

66. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления / Р.Ч.Селли. М.: Недра, 1989.-294 с.

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

68. Славкин B.C. О природно-геологической составляющей роста добычи нефти в Западной Сибири / В.С.Славкин, Н.С.Шик // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №9. - С. 17-26.

69. Словарь по геологии нефти и газа / под редакцией К.А.Черникова. Л.: Недра, 1988.-679 с.

70. Смехов Е.М. Вторичная пористость пород-коллекторов нефти и газа / Е.М.Смехов, Т.В.Дорофеев. Л.: Недра, 1987. - 96 с.

71. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза / Н.М.Страхов. М.: Изд-во АН СССР, 1960-62. - Т.1 - 212 е., Т. 2 - 574 е., Т. 3 - 550 с.

72. Страхов Н.М. Палеография и геохимия древних отложений. Избранные труды. Том 1 / Н.М.Страхов. М.: ГЕОС, 2000.

73. Структурные модели порового пространства горных пород. JL: Недра, 1985.-240 с.

74. Справочник по литологии / Под редакцией Н.Б.Воссаевича, В.И.Марченко. -М.: Недра, 1983.-509 с.

75. Справочное руководство по петрографии осадочных пород. JI: Гостоптехиздат, 1958. - Т.1 - 486 с, Т.2 - 520 с.

76. Стратиграфический словарь Мезозойских и Кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности. JL: Недра, 1978. - 183 с.87. Стратиграфический кодекс

77. Стратиграфо-палеонтологическая основа детальной корреляции нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972. - 149 с.

78. Тиаб Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движение пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Э.Ч.Доналдсон / под ред. В.И.Петерсилье, Г.А.Былевского. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 868 с.

79. Ушатинский И.Н Литология и перспективы нефтеносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири / И.Н.Ушатинский // Советская геология. 1981. - №2. - С. 11-22.

80. Ушатинский И.Н. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты / И.Н.Ушатинский, О.Г.Зарипов. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1978.

81. Фролов В.Т. Литология / В.Т.Фролов. М.: Изд-во МГУ. - Кн. 1, 1992. -336 с. - Кн. 2,1993. - 432 с. - Кн. 3, 1995. - 352 с.

82. Ханин A.A. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР / А.А.Ханин. М.: Недра, 1973.

83. Черников С.А. Преобразование песчано-алевритовых пород и их пористость / С.А.Черников. М.: Наука, 1969. - 120 с.

84. Чернова О.С. Седиментология резервуара / О.С.Чернова. Томск: Изд-во ТПУ, 2005. - 320 с.

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

86. Шванов В.Н. Песчаные породы и методы их изучения / В.Н.Шванов. Л.: Недра, 1969.-248 с.

87. Швецов Л.С. Петрография осадочных пород / Л.С.Швецов. М.: Госгеолтехиздат, 1958. - 416 с.

88. Шепард Ф.П. Морская геология / Ф.П.Шепард. Л.: Недра, 1960. - 401 с.

89. Шпильман В.И. Пояснительная записка к тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998г. / В.И.Шпильман // ГУП ХМАО НАЦРН, Ханты-Мансийск, Тюмень, 1999.

90. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза / О.ВЛпаскурт. М.: Изд-во МГУ, 1985.-140 с.

91. Аскеров Э.А. Детализационные сейсморазведочные работы методом ОГТ на Повховском участке Тюменской области. Отчет партии 14/86 за1986-1987 г.г. / Э.А.Аскеров. Уфа, 1987. - 38 с.

92. Аскеров Э.А. Поисковые и детализационные сейсморазведочные работы методом ОГТ на Западно-Ватьеганском участке. Отчет партии 15/89 за 19891991 г.г. / Э.А. Аскеров. Когалым, 1991.

93. Белкин В.И. Геологическое строение и нефтеносность Асомкинского месторождения. Отчет СибНИИНП / В.И.Белкин и др. Тюмень, 1988. - 109 с.

94. Детальные сейсморазведочные работы по методике ЗД на Равенском участке в пределах Сургутского района ХМАО Тюменской области. Отчет партии 16/01-02 за 2001-2003гг. / Отв. исполнитель: Нагаева И.А. ОАО «Башнефтегеофизика». Уфа, 2002.

95. Нефтегазоносность нижних горизонтов юры, кровли палеозойского комплекса и баженовской свиты на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» по данным органической геохимии / Отв. исп. Лопатин Н.В. НТЦ ПТ+. Москва, 2000.

96. Обобщение и переинтерпретация геолого-геофизических материалов на территории деятельности ООО «ЛУКОИЛ-Западная Сибирь» / CK «ПетроАльянс», отв. исполнитель Керусов И.Н. Москва, 2001.

97. Отчет о результатах проведения сейсмической съемки ЗД на Восточно-Придорожном месторождении. /Отв. исполнитель: Кобзарев Г.И. КС «ПетроАльянс». Москва, 1998.

98. Отчет о результатах проведения сейсмической съемки ЗД юго-восточной части Дружного месторождения / отв. исп. О.В.Чернова. СК «ПетроАльянс». Москва, 1998.

99. Поисковые и детальные сейсморазведочные работы 2Д на Восточно-Повховском участке в пределах Сургутского района ХМАО Тюменской области / Отв. исп. Селянин В.Ф. ОАО «Башнефтегеофизика». Уфа, 2001.

100. Сейсморазведочные работы по методике 2Д на Равенском участке в пределах Сургутского района Тюменской области. Отчет партии 16/01-02 за 2001-2002гг./ Отв. исполнитель: Трубина Т.Б. ОАО «Башнефтегеофизика». -Уфа, 2002.

101. Шаламова В.И. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки Тевлинско-Русскинского месторождения / В.И.Шаламова, А.А.Какорин и др. ООО «КогалымНИПИнефть». - Тюмень, 2007.

102. Шаламова В.И. Проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения / В.И.Шаламова, А.А.Какорин и др. ООО «КогалымНИПИнефть» Тюмень, 2009.

103. Фациальное районирование пласта К>1 в связи с оценкой целесообразности промышленного использования запасов на территории деятельности Т1111 «Когалымнефтегаз» / ЗАО «НПЦ СибГео», 2003.

104. Юлбарисов Э.М. Анализ и обобщение геохимических исследований нефтей, попутных газов и пластовых вод месторождений ТПП «КНТ». Отчет о научно-исследовательской работе. Договор №38.00.110/270 от 1998-1999 гг./ Э.М.Юлбарисов.

Информация о работе

Бружес, Людмила Николаевна
кандидата геолого-минералогических наук
Казань, 2011
ВАК 25.00.06

Диссертация

Литолого-минералогическая характеристика и условия формирования коллекторов верхнеюрского нефтеносного горизонта Среднеобской группы месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы