Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти

Кравченко, Григорий Геннадьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти"

На правах рукописи

КРАВЧЕНКО ГРИГОРИЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТА Ю, КРАПИВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ (ЮГО-ВОСТОК ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность 25.00.12 -геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 с ДЕК 7П10

Томск-2010

004618267

Работа выполнена в секторе седиментологии департамента геологии и разработки месторождений ОАО «Томский научно-исследовательский институт нефти и газа» (ТомскНИПИнефть) и на кафедре петрографии ГОУ ВПО «Томский государственный университет».

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Чернышов Алексей Иванович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Запивалов Николай Петрович

кандидат геолого-минералогических наук Чернова Людмила Сергеевна

Ведущее предприятие ГОУ ВПО «Национальный Исследовательский

Томский политехнический университет»

Защита диссертации состоится 23 декабря 2010 г. в 14 часов 00 минут на заседании диссертационного совета К 216.014.01 в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГТиМС») по адресу: 630091, г. Новосибирск, пр. Красный, д. 67. Факс: (383-2) 21-49-47, e-mail: geology@sniiggims.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «СНИИГГиМС».

Автореферат разослан 22 ноября 2010 г.

Учёный секретарь диссертационного совета к. г.-м. н.

Е.А. Предтеченская

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования являются келловей-оксфордские отложения Кра-пивинского нефтяного месторождения, расположенного на юго-востоке ЗападноСибирской плиты в западной части Томской области. Крапивинское месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.

Актуальность работы. Уже в начале 80-х годов XX в. получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложном строении продуктивного горизонта Ю) Крапивинского месторождения, что и выдвинуло проблему построения его геологической модели в число первоочередных. В настоящее время существует несколько моделей геологического строения месторождения, в которых делается упор преимущественно на какой-либо один фактор: тектонический, стратиграфический, литологический. Несомненно, что месторождение представляет собой результат их сложного взаимодействия, и поэтому ни одна из моделей не позволяет надёжно прогнозировать изменение размеров и параметров многочисленных залежей в процессе эксплуатационной доразведки даже внутри контура месторождения. Это подтверждается бурением новых скважин, что и определяет актуальность настоящего исследования.

Цель работы заключалась в выявлении закономерностей формирования коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения на основе детального изучения литологического состава и генезиса пород-коллекторов с привлечением данных геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных

определений ф ильтрационно-ем костных свойств (ФЕС) пород.

Основные задачи исследования:

1) Изучение гранулометрического и вещественного состава пород-коллекторов в шлифах;

2) Построение фациальной модели формирования келловей-оксфордских отложений по результатам литолого-фациального анализа керна;

3) Выявление вещественных и структурных индикаторов процессов, происходящих в нефтяных залежах, и установление степени влияния этих процессов на состав, строение и ФЕС песчаных пород;

4) Определение признаков тектонических воздействий на нефтяные залежи по результатам микроструктурного анализа песчаников.

Фактический материал. При выполнении работы использовался следующий аналитический материал (рис. 1): детальное описание более 600 шлифов по

37.

е..

2М 203

•п да *

462

210 226 «а

; \; ^ #218

22; 221 •

200

222 2зз

?95

•а

Условные обозначения

2-с скважина и её номер фактический материал

анализ шлифов микроструктурный ** анализ шлифов

Рис. 1. Карта фактического материала.

28 скважинам; результаты фациального анализа всего имеющегося в кернохрани-лище ОАО «ТомскНИПИнефть» керна (около 1000 м по 36 скважинам, в том числе - 600 м продольно распиленного по 23 скважинам); результаты детального гранулометрического анализа 107 образцов; результаты микроструктурного анализа 12 ориентированных шлифов; результаты 40 валовых химических анализов; около 2300 лабораторных определений ФЕС, данные ГИС. Были использованы данные по трещиноватости кварцевых зёрен песчаников скв. 222Р, любезно предоставленные [М.Я. Бетхер| и данные по магнитным свойствам пород из этой же скважины, предоставленные В.П. Меркуловым. Основные защищаемые положения.

1. Предложен авторский вариант седиментационной модели продуктивных пластов Крапивинского нефтяного месторождения. Формирование по-дугольной толщи верхневасюганской подсвиты происходило в обстановке обширного очень пологого морского мелководья при небольших колебаниях уровня моря и преобладании регрессивного режима осадконакопления. Основными факторами седиментации являлись волновые процессы при подчиненной роли флювиальных потоков и приливно-отливных течений.

2. Минеральные и структурные преобразования продуктивных песчаников в значительной мере обусловлены процессами наложенного катагенеза, приводящими к возникновению зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Направленность и интенсивность проявления наложенных катагенетических преобразований контролируется в первую очередь обстановкой осадконакопления.

3. Уровни стабилизации водонефтяных контактов фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении папео-ВНК в связи с многократными пульсационными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.

Научная новизна.

• Впервые проведено детальное комплексное изучение васюганской свиты по разрезам большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, пройденных с отбором керна. Дано обоснование связи «параметра упаковки» обломочных зёрен с однородностью их распределения и показана высокая информативность этого параметра при изучении степени наложенных катагенетических преобразований. Выявлены минеральные и структурные критерии для оценки интенсивности катагенетических преобразований песчаников (отношение каолинита к гидрослюде в цементе пород, протяжённость зерновых контактов, трещино-ватость зёрен и т.д.). Установлена важная роль процессов наложенного катагенеза в формировании коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения, которые контролируются особенностями седиментации и процессами дизъюнктивной тектоники.

• На основе комплексного фациального анализа керна васюганской свиты Крапивинского месторождения предложен и обоснован авторский вариант его

фациальной модели. По данным гранулометрического анализа построены дина-могенетические диаграммы Л.Б. Рухина и Г.Ф. Рожкова, при этом изучение текстур и минералов-индикаторов геохимических обстановок подтвердило правомерность использования указанных диаграмм для палеогеографических реконструкций.

• Автором впервые с помощью микроструктурного анализа обнаружены специфические неоднородности в петроструктурных узорах оптических осей кварца, свидетельствугощне о наличии тектонического воздействия при формировании месторождения. Показана чёткая зависимость ориентировок удлинённых зёрен минералов (анизотропия коллекторских свойств) от обстановок осадкона-копления. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы.

• Для Крапивинского месторождения по методике P.C. Сахибгареева (1989) впервые построены схемы зональности строения нефтяных залежей и выявлена многоэтапность их формирования. Установлено существенное влияние зональности на ФЕС песчаников, в частности, улучшение коллекторских свойств наблюдается в зонах растворения и при растворении кальцитового цемента древних зон карбонатизации.

Практическая значимость. Выявленные особенности геологического строения продуктивных пластов послужили основой для создания седиментоло-гической модели, а впоследствии - постоянно действующей гидродинамической модели Крапивинского месторождения для уточнения ресурсов и подсчёта запасов УВ в 2010 г.

Апробация работы и публикации. Результаты литолого-фациальных исследований, проведённых автором на Крапивинском месторождении, обсуждались на совещании «Седиментология в нефтяной геологии» в центре подготовки специалистов нефтегазового дела при ТПУ в 2009 г. Полученные в ходе работы выводы и обобщения представлялись на научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (г. Томск, 1998 г.); международном семинаре и республиканской школе молодых ученых «Структурный анализ в геологических исследованиях» (г. Томск, 1999 г.); III международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1999-2000 г.); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (г. Томск, 2004), научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Трофимуковские чтения-2007» (г. Новосибирск, 2007).

Автором по теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 3 - в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК.

Теоретические выводы, полученные автором в ходе работы, были использованы при выполнении фанта РФФИ-09-05-99036-рофи и ФЦП «Кадры» № Н-92250.

Структура и объем работы. Диссертация общим объёмом 156 страниц состоит из 5 глав, введения и заключения, содержит 14 таблиц, 96 иллюстраций. Список литературы насчитывает 145 наименований.

Диссертация выполнена в институте «ТомскНИПИнефть» и Томском государственном университете. Работа была начата на кафедре петрографии геолого-географического факультета Томского государственного университета под руководством кандидата геолого-минералогических наук доцента Ю.В. Уткина, завершена под руководством доктора геолого-минералогических наук профессора А.И. Чернышова, которым автор глубоко благодарен. Автор выражает особую благодарность Жуковской Елене Анатольевне. Также автор признателен Родыги-ну Александру Ивановичу, Девятову Владимиру Павловичу, Ненахову Юрию Яковлевичу, Недоливко Наталье Михайловне, Романову Юрию Кирилловичу, Меркулову Виталию Павловичу, Краснощековой Любови Афанасьевне, Сухановой Ольге Николаевне, Безходарнову Владимиру Владимировичу, Парначеву Сергею Валерьевичу, Предтеченской Елене Андреевне, коллективу сектора се-диментологии ДГиРМ ОАО «ТомскНИПИнефть».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Методы исследований

Для изучения состава и строения песчаных пород-коллекторов существует большое количество методов, выбор которых определяется поставленными задачами и зависит от технической оснащённости исследователя. Для решения поставленных задач автором в первую очередь использовались фациапьный анализ керна, минералогический и гранулометрический анализы терригенных пород в шлифах.

Детальное литологическое описание керна и его последующий фациальный анализ проводились по принятой в ОАО «ТомскНИПИнефть» методике, основанной на рекомендациях известных отечественных и зарубежных исследователей (Ботвинкина, 1962,1965; Рейнек, Сингх, 1981; Лидер, 1986; Обстановки осад-конакопления..., 1990; Ежова, 2005; и др.).

Для статистической обработки аналитических данных были использованы следующие петрофизические параметры: карбонатность, пористость (К„ор), проницаемость (Кпр), динамическая ёмкость, рассчитываемая как Knopxlog10(Ktrp); во-донасыщенность; плотность минеральная, плотность абсолютно сухого и максимально увлажнённого образца; скорость продольных волн; параметры пористости и насыщения.

Была также использована методика микросгруктурного анализа зёрен кварца, детально описанная в литературе (Вистелиус, 1958; Делицин, 1985; Родыгин, 1981, 1994). В ходе работы со шлифами, ориентированными В.П. Меркуловым палеомагнитным методом, изучались ориентировки оптических осей кварца, трещиноватость и удлинение зёрен этого минерала.

Глава 2. Геологическое строение и нефтегазоносность Крапивинского месторождения

Юго-восточные районы Западной Сибири с 60-х годов XX века являются объектом исследований геологов, геофизиков и нефтяников. Вопросы стратигра-

фии, литологии, палеогеографии, тектонического строения Западно-Сибирской плиты отражены в работах многих исследователей: Р.В. Белова, Г.И. Берлина, В.Б. Белозерова, A.A. Булынниковой, Т.И. Гуровой, Ф.Г. Гурари, Е.Е. Даненберга, О.Г. Жеро, Н.П. Запивалова, В.П. Казаринова, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, К.И. Микуленко, И.И. Нестерова, Г.Н. Пе-розио, З.Я. Сердюк, B.C. Суркова, Б.Н. Шурыгина и др. Непосредственно моделированием геологического строения Крапивинского месторождения занимались многие научные коллективы (Коптяев, 1981; Славкин и др., 1995; Иванов, 1988, 1992; Столбова и др., 1996,2001; Меркулов, 1996; Костеша и др., 1997; Крец и др., 1997; Глебов, Максимов, 2000; Панков и др., 2001; и др.).

В геологическом строении Крапивинского месторождения принимают участие метаморфизованные вулканогенно-осадочные образования доюрского фундамента и осадочные отложения юры, мела, палеогена и четвертичной системы.

Юрские отложенга осадочного чехла с размывом и стратиграфическим несогласием залегают на доюрском основании и расчленяются на тюменскую, ва-сюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты (Решения..., 2003). Васюганская свита залегает согласно на отложениях тюменской свиты и датируется келловеем и оксфордом средней и верхней юры соответственно. Свита подразделяется на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасю-ганскую — глинисто-алевролито-песчаную. Нижневасюганская подсвита представлена глинисто-алевролитовыми породами мелководно-морского генезиса. Верхневасюганская подсвита расчленяется на три части, разделённые между собой двумя угольными пластами толщиной до 3-4 м и именуются соответственно под-, меж- и надугольной толщами. Верхневасюганская подсвита мощностью 2328 м соответствует по объёму единственному продуктивному на месторождении горизонту Юь Васюганская свита согласно перекрывается георгиевской и баже-новской свитами. Битуминозные аргиллиты баженовской свиты являются региональным флюидоупором, а также надёжным сейсмическим репером.

В структурно-тектоническом отношении изучаемый район расположен в пределах Верхневасюганского инверсионного антиклинория и Верхнедемьянско-го мегаантиклинория с разделяющим их Чекинским прогибом (Сурков, Жеро, 1981). Согласно принятому тектоническому районированию осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, Крапивинское месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному на юго-западном склоне Мои-сеевского куполовидного поднятия - структуры 11-го порядка, осложняющей южный склон Каймысовского свода - структура 1-го порядка. Крапивинская структура охватывает группу пространственно сближенных локальных поднятий, отделённых друг от друга узкими линейными мульдообразными прогибами амплитудой 15-20 м.

В пределах месторождения выделяются два главных направления тектонических нарушений: северо-западного (Большеюганская зона) и северо-восточного (оперяющая Колтогорско-Уренгойскую рифтовую систему) простирания. Помимо трассируемых нарушений, выявлены многочисленные малоамплитудные, существенно осложняющие строение месторождения.

При анализе удельной распространённости разрывных нарушений на Крапи-винском месторождении и смежным с ним площадях (Славкин и др., 1995; Максимов и др., 2009) автором установлено, что большинство нарушений имеет север-северо-западное и северо-западное простирание, а остальные образуют две подчинённые системы нарушений, ориентированные диагонально под углами 2530° к основной. Это свидетельствует об образовании разрывных нарушений на исследуемой территории в условиях сжатия по азимуту в пределах 300...320° (см. рис. 6).

Месторождение входит в состав Каймысовского нефтегазоносного района Каймысовской нефтегазоносной области и занимает в этом районе юго-восточное положение. Промышленная нефтегазоносность разреза связывается с двумя песчаными пластами горизонта Ю, васюганской свиты - Ю]2 и Ю,3, разделёнными углисто-глинистой перемычкой с пластом Ю1М. Основные балансовые запасы нефти (более 78 %) сконцентрированы в пласте Ю|3, который характеризуется присутствием в его составе разнодебитных высоко-, средне- и низкопроницаемых поровых (гранулярных) коллекторов. Специфической особенностью нефтеносного резервуара пласта Ю(3 является «скачкообразное» поведение водонефтяного контакта (ВНК) с разницей абсолютных отметок до 80 м.

Пласт Ю,2 представляется как низкодебитный, низкопроницаемый, маломощный и низкопродуктивный. Месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.

Глава 3. Обстановки формирования верхневасюганской подсвиты

С целью выявления особенностей формирования верхневасюганской свиты Крапивинского месторождения был выполнен детальный фациальный анализ керна с использованием данных ГИС. При изучении разреза акцент был сделан на подугольную толщу, поскольку в её состав входит продуктивный пласт Ю/, являющийся основным объектом разработки на Крапивинском месторождении.

Принятая в данном исследовании концептуальная схема образования келло-вей-оксфордских отложений, включающая в себя мелководно- и прибрежно-морские обстановки и, частично, дельтовые (прибрежно-континентальные) и континентальные, составлена автором с использованием методических рекомендаций Л.Н. Ботвинкиной, М.Р. Лидера, X. Рединга, Г.-Э. Рейнека и И.Б. Сингха и др. исследователей. Объединение описываемых ниже фаций в три группы и их нумерация сверху вниз произведены для соответствия предлагаемых фациальных построений гидродинамической модели месторождения, построенной в ОАО «ТомскНИПИнефть».

Разрез подугольной толщи начинается заметным увеличением толщины прослоев тонкозернистых песчаников по сравнению с равномерным нижневасюган-ским переслаиванием песчаных алевролитов и аргиллитов, где толщина их прослоев обычно составляет 1-2 см. Песчаные прослои формировались во время сильных волнений моря, например, в периоды штормов, что подтверждается наличием в них характерной бугорчатой слойчатости. Вверх по разрезам практиче-

ски всех скважин наблюдается закономерное увеличение зернистости песчаников и уменьшение содержания алевритовой примеси, сокращается толщина и частота встречаемости алевролито-глинистых прослоев (рис. 2). Всё это указывает на рост скорости осадконакопления, улучшение аэрации воды, вероятно, за счёт плавного понижения уровня моря, и воздействия течений и волнений. Об этом свидетельствует закономерная смена фаций дальней и переходной зон пляжа нижневасюганской толщи фациями нижней части предфронтальной зоны пляжа, слагающими подошвенные части зарождающихся баровых тел. Источником поступления терригенного материала являлись, вероятно, дельтовые протоки, устьевые бары которых присутствуют в низах подугольной толщи.

Баженовская, георгиевская свиты

УК"»

Море

Пелагиаль

Конденсированный разрез дальней зоны пляжа (барабинская пачка)

Предфронтальная, переходная зона пляжа

Пойма, прирусловые валы, конуса прорыва, мелкие русла Марш, ватт

Приморское болото

Верхний пляж, дюны

Нижний пляж

Предфронтальная зона пляжа (верхняя часть)

Устьевой бар

Уровень моря

Нижне-васюганская подсвита

Предфронтальная зона пляжа (нижняя часть), устьевые бары

Переходная, дальняя зоны пляжа

Рис. 2. Концептуальная схема формирования келловей-оксфордских отложений Крапивинского месторождения (на примере скв. 230Р).

Практически повсеместно в нижних частях подугольной толщи встречаются глинисто-алевритовые пропластки (ГАП) незначительной мощности (обычно до 1 м), интерпретируемые как отложения дальней и/или переходной зоны пляжа, образование которых может быть связано с миграцией устьевых баров в результате меандрирования русел дельтовых проток, являющихся основными поставщиками обломочного материала. Это приводило к возникновению на территории Крапивинского месторождения участков морского дна с затишными условиями типа иловых впадин. В центральной части района прослеживается вытянутая в северо-восточном направлении зона, где ГАП полностью или почти полностью размыты.

Осадки нижней части предфронтальной зоны пляжа и устьевых баров, совместно с ГАП объединены в группу фаций Ф-3. Их распределение по площади характеризуется наличием локальных максимумов толщин со значениями около 10 м в районе скважин 203Р и 102-205Р и общим увеличением толщин в южной части района исследования до 12 м и более.

Последующее продолжение обмеления моря нашло отражение в исчезновении выше по разрезу глинистых слойков и фаций устьевого бара, увеличении зернистости песчаников от тонкой до мелкой, смене ихнофации Спшапа на 8ко-Нйюб, что характерно для верхней части предфронтальной зоны пляжа. Образование таких песчаников происходило при более высокой волновой активности, возможно, с участием донных и приливно-отливных течений. Вероятная обстановка накопления таких песчаников - баровые тела.

В ряде скважин (№20бР, 224Р, 225Р, 156, и др.) отмечаются маломощные ГАП, свидетельствующие о повторных кратковременных повышениях уровня моря. Они вместе с осадками верхней части предфронтальной зоны пляжа объединены в группу фаций Ф-2. В глинистых пропластках группы фаций Ф-2, в отличие от таковых из группы фаций Ф-3, почти не встречается градационная слоистость, указывающая на значительную глубину бассейна, больше содержится углистой примеси. Эти признаки указывают на меньшие глубины формирования ГАП в составе Ф-2. Обстановка образования пропластков группы фаций Ф-2 -низкоэнергетические участки моря, по-видимому, представляющие собой частично или полностью изолированные от волновой деятельности части «шельфа». В распределении толщин отложений группы фаций Ф-2 отмечается их постепенное увеличение от 2 м в северо-восточной части района исследований до 10-11 м на западе (рис. 3).

Отложения верхней части подугольной толщи сформировались в условиях нижнего и верхнего пляжа, объединённых в группу фаций Ф-1. Они обладают лучшими коллекторскими свойствами, т. к. представлены наиболее крупнозернистыми и хорошо сортированными разностями с повышенным содержанием кварца и пониженным содержанием обломков пород. В песчаниках пляжа содержится незначительное количество глинистых и углистых намывов по сравнению с фацией предфронтальной зоны пляжа. Также в них практически отсутствует био-турбация донными организмами, а фрагменты ризоидов распространены ограниченно и отмечаются только в прикровельной части. Мощности песчаников пляжа постепенно увеличиваются в западном направлении от 3 м в районе скважин 212Р и 213Р до 10 м близ скважин 229Р и 208Р. В местах более плотной сетки скважин изменчивость толщин Ф-1 заметно увеличивается, что косвенно указывает на размер баровых тел порядка 2...3 км.

Наличие в разрезе подугольной толщи двух ГАП (предположительно, верхняя в большинстве скважин размыта) указывает на существование, как минимум, двух этапов кратковременных повышений уровня моря (трансгрессий) происходивших на общем фоне постепенного понижения уровня моря (регрессии).

На карте толщин суммарной мощности отложений групп фаций Ф-1, Ф-2 и Ф-3, составляющих песчаный пласт Ю|3, наблюдается постепенное её увеличение в западном направлении. Мощность пласта Ю,3 варьирует от 13 м на северо-

востоке (скв. 213Р) до 25 м на северо-западе (скв. 229Р) и 27 м на юго-западе (скв. 222Р) месторождения. Это указывает на существование в момент начала формирования подугольной толщи слабого уклона дна морского бассейна в западном направлении. Анализ карты толщин углей межугольной толщи свидетельствует о происшедшей во время формирования пласта Ю|3 перестройке рельефа морского дна. В результате возник протянувшийся в северо-восточном направлении очень пологий вал, затрагивающий северо-западный край Крапи-винской структуры; не исключается унаследованное происхождение этого вала. На юге и юго-западе от этого вала существовало приморское болото, в котором накапливались угли мощностью до 4 м. По другую сторону вала находилась пологая приливно-отливная отмель, заливаемая морем с севера и северо-запада.

Рис. 3. Карты-схемы толщин отложений группы фаций Ф-3 (А), Ф-2 (Б) и Ф-1 (В).

Формирование надугольных отложений связано с быстрой трансгрессией, по-видимому, приведшей к частичному размыву межугольной толщи. Накопление песчаников продуктивного пласта Ю]2 происходило на очень пологом морском дне в условиях баров и лагун разной степени изолированности.

Анализ динамогенетических диаграмм, выполненный автором, в целом подтверждает выводы, полученные в ходе фациального анализа: 1) в ряду фаций «нижний-верхний пляж - предфронтальная зона пляжа - переходная зона пляжа» наблюдается закономерное уменьшение зернистости и улучшение степени сортировки; 2) в обратном направлении происходит увеличение значения эксцесса (островершинность распределения) и появление или увеличение положительной асимметрии, что свидетельствует об усилении роли волновых процессов снизу вверх по разрезу подугольной толщи.

Комплексные исследования фациальных условий формирования подуголь-ной толщи Крапивинского месторождения показали, что в целом по месторождению она имеет достаточно простое строение. Выделяется регрессивный комплекс мелководно-морских фаций от дальней и переходной зон пляжа до нижнего и верхнего пляжа со следами частичного осушения в верхней части толщи. Далее вверх по разрезу продолжается закономерная регрессивная последовательность от фаций пляжа к фациям ватта, марша и приморского болота, составляющих межугольную толщу. Особенности строения подугольной толщи заключаются в постепенном увеличении с востока на запад мощностей до 2...3 раз всех выделенных в ней групп фаций и наличии многих мелких максимумов и минимумов на картах толщин. Отсутствие принципиальных различий в строении верхнева-сюганских разрезов скважин всего Крапивинского месторождения указывает на существование здесь в келловей-оксфордское время очень пологого барьерного побережья с перепадами высот не более первых метров, предполагающее значительную удалённость от источников сноса, что согласуется с результатами других исследователей (Шурыгин и др., 1999).

Глава 4. Петрографический состав и иостседнментационные преобразования песчаников

Гранулометрические характеристики терригенных пород Крапивинской площади меняются в весьма широких пределах: встречаются все разности от аргиллитов до псаммитов включительно. Среди пород-коллекторов наиболее распространёнными оказываются тонко- и мелкозернистые песчаники, значительно меньший процент в разрезе занимают среднезернистые и более крупнозернистые песчаники. Подавляющее большинство песчаных пород характеризуются средним диаметром зёрен в пределах 0.08...0.16 мм. По минералогическому составу песчаники пласта Ю,3 относятся к мезомикговым, кварцево-граувакковым и ар-козовым разностям по классификации В.Н. Шванова (1987). Песчаники пласта Ю|2 представлены мезомиктовыми и аркозовыми разностями.

Среди обломков пород преобладают каркасные компоненты: микрокварциты, силициты, разнообразные кварц-слюдяные сланцы, гнейсы, граниты. В подчинённом количестве встречаются обломки аргиллитов и слюдяных сланцев, обломки кислых, средних и основных эффузивов редки. В небольших количествах (0.5...1.0 %) часто присутствуют биотит и мусковит. Мусковит обычно подвержен хрупким деформациям (катаклаз), химически устойчив. Для биотита более характерны пластические деформации, выражающиеся в изгибании его листочков.

Аутигенные минералы представлены глауконитом, пиритом, лейкоксеном, кальцитом. Из акцессорных минералов в незначительных количествах присутствуют циркон, турмалин, рутил, апатит, роговая обманка, эпидот, лейкоксен, ана-таз, ильменит.

Содержание глинистого цемента обычно составляет 5-10 %. Каолинит образует пористые, относительно проницаемые чешуйчатые агрегаты. По данным реттенофазового анализа (РФА) глинистой фракции, содержание каолинита в

цементе песчаников васюганской свиты составляет относительно суммы глинистых цементов не менее 50 % и обычно находится в пределах 60...70 %. Гыдро-слюда входит в состав полиминерального каолинит-хлорит-гидрослюдистого цемента, где её содержание по данным РФА составляет 10...20%. Такой цемент обычно встречается в виде плохо раскристаллизованных агрегатов плёночно-порового типа. В единичных образцах зафиксирован Ре-монтмориллонит в количестве до 5 %. По данным Г.Н. Перозио (Иванов, 1992) в ряде скважин присутствует регенерационный кварцевый цемент в количестве до 10 %. Часто в составе цемента присутствует микрокристаллический и пелитоморфный сидерит.

В изучаемых песчаниках весьма распространённым минералом является кальцит, слагающий базальный или поровый, хорошо раскристаллизованный пойкилитовый или мозаичный цемент. На процесс осаждения кальцита из пластовых вод в значительной мере может влиять поступление в пласт углекислоты, которая, по мнению ряда исследователей, в большинстве случаев имеет глубинное происхождения (Розин, Сердюк, 1970).

При плавном, относительно медленном, повышении температуры и литоста-тического давления, как следствие погружения бассейна седиментации в условиях стадиального (регионального) катагенеза происходят специфические структурно-минеральные преобразования пород. По результатам петрографического изучения пород установлены механическое уплотнение и перестройка норового пространства, дробление и пластическая деформация зёрен (в первую очередь слюд), растворение под давлением и коррозия кварца и кварцсодержащих пород, трансформация гидрослюд цемента, преобразование полевых шпатов, слюд и других неустойчивых каркасных компонентов.

С точки зрения влияния катагенетических преобразований на коллекторские свойства песчаников гораздо больший интерес вызывают процессы наложенного катагенеза. Прежде всего, это разложение полевых шпатов под воздействием углекислого газа (углекислотный метасоматоз) и кристаллизация каолинита, являющегося продуктом их разрушения, а также каолинитизация гидрослюд (Лебедев, 1992; Столбова, Шалдыбин 1998; Столбов и др., 2005). К проявлениям наложенного катагенеза можно отнести интенсивную гравитационную коррозию, масштабы проявления которой могут многократно возрастать с участием насыщенных углекислотой поровых вод.

Особое место в ряду наложенных катагенетических преобразований занимают процессы, связанные с окислением нефти на ВНК: высокая интенсивность пелитизации полевых шпатов, коррозия кварца продуктами окисления УВ непосредственно под ВНК, ниже ВНК - карбонатизация (массовая садка кальцита). К наложенным катагенетическим преобразованиям следует также отнести не характерные для рассматриваемых глубин деформацию и дробление (катаклаз) отдельных зёрен и участков породы, которые отражают моменты тектонической активизации территории и не являются признаками стадиального катагенеза.

Для исследуемых песчаников был произведён расчёт корреляционных матриц с использованием:

- петрофизических данных: пористости, проницаемости, параметра пористости, динамической ёмкости, плотности (минеральной, абсолютно сухого, максимально увлажненного образца), скорости продольных волн;

- данных по гранулометрии пород: фракционного состава, характеристик распределений - среднего, сортированности (стандарта), асимметрии, эксцесса;

- содержания цементов и отношение количества каолинитового цемента к гидрослюдистому, величины относительной протяжённости контактов (ОПК) и однородности упаковки (ОУ);

- для скв. 222Р дополнительно: трещиноватости кварцевых зёрен - число трещин на 200 минеральных зёрен, магнитной восприимчивости, естественной намагниченности и их отношения (фактора Кёнигсбергера - <3).

Относительная протяжённость контактов («близость упаковки», «индекс упаковки» - Черников, 1969, 1981) представляет собой отношение числа пересекаемых линейкой окуляра контактов между зёрнами (ц) на число пересекаемых зёрен (N1): Ра^/Ы. Смысл «близости упаковки» заключается в том, что она, нося среднестатистический характер, показывает, какая часть периметра зерна находится в соприкосновении с другими зёрнами. Некоторыми исследователями ОПК используется для определения степени катагенетических преобразований песчаных пород, так как она тесно связана с нагрузкой вышележащих толщ, т. е. с глубиной (Логвиненко, Сергеева, 1986). Исследуемые песчаники по этому показателю находятся в зоне глубинного катагенеза, что согласуется с данными других исследователей (Недоливко, 2003). В значительной мере ОПК зависит от содержания и типа цемента и состава обломочной части песчаника: заметно понижают ОПК открытые поровые, плёночные и, особенно, базальные цементы и обломки пластичных пород - аргиллитов, бескварцевых сланцев и т. п.

Для исключения влияния цементов использован так называемый «параметр упаковки», представляющий собой отношение ОПК (%) к содержанию обломочных зёрен. Параметр упаковки характеризует степень неоднородности в распределении обломочного материала и цемента и поэтому в дальнейшем будет именоваться однородностью упаковки (ОУ). ОУ можно использовать для более чёткого разделения песчаников по типу цемента (Кравченко, Катагенез..., 1998), например, при ОУ менее 0.80 распределение цемента в песчанике будет довольно однородным, и при содержании цемента в пределах 10-15 % он будет относиться к плёночно-поровому и поровому типу (Фролов, 1993), при содержании >15 % - к базально-поровому и базапьному. Значения ОУ выше 0.90 свидетельствуют о существенном уплотнении обломочного материала, выраженном в образовании своего рода каркаса из механически устойчивых зёрен (рис. 4), что рассматривается как показатель проявления процессов наложенного катагенеза.

Повышенные значения остаточной намагниченности, коэффициентов анизотропии магнитных и упругих свойств и фактора О фиксируют в породах наличие признаков выщелачивания и глинизации (Меркулов и др, 2003). Учитывая, что в осадочных породах значения фактора <3 более 1.2 указывают на появление в породах химической намагниченности, можно говорить о вторичном изменении пород (Храмов, 1982).

Анализ полученных автором по 4-м представительным скважинам корреляционных матриц позволяет сделать некоторые выводы о связях использованных параметров и об их значимости для исследования:

• Пористость имеет высокую положительную корреляцию (0.49...0.84) с проницаемостью. Динамическая ёмкость ведёт себя подобно пористости и проницаемости, но зачастую оказывается более значимым параметром.

• Высокие отрицательные корреляции получены для пористости и проницаемости с одной стороны и плотности,

водонасыщенности, параметра пористости, скорости продольных волн с другой стороны;

• Показательным параметром является фактор 0 - отношение магнитной восприимчивости и естественной намагниченности. Фактор 0 имеет хорошую положительную корреляцию с пористостью и проницаемостью и отрицательную - с плотностью и водонасыщенностью;

• Обнаружилась тесная положительная связь ОУ с пористостью (коэффициент корреляции 0.64...0.84), с проницаемостью (0.35...0.51), фактором О (0.62), отрицательная связь - с водонасыщенностью (-0.56...-0.79) и плотностью (-0.50...-0.84). При этом ОПК имеет корреляции того же знака, но меньшие по абсолютной величине, чем ОУ.

• Повышенное содержание каолинитового цемента положительно влияет на пористость и проницаемость, кальцитового, гидрослюдистого и сидеритового -отрицательно.

• Наблюдается положительная связь среднего диаметра зерен с содержанием каолинитового цемента и с отношением каолинита к гидрослюде.

• Многие свойства песчаников, в том числе петрофизические, контролируются содержанием тонкозернистой фракции (0.05-0.10 мм). Она имеет положительные корреляции с плотностью, водонасыщенностью, параметром пористости, скоростью продольных волн, магнитной восприимчивостью, отрицательные - с пористостью, проницаемостью, содержанием каолинита, фактором О, ОУ, ОПК.

Одним из методов комплексного изучения литологии песчаных коллекторов Крапивинского месторождения является факторный анализ. Он успешно применялся ранее при исследовании других подобных объектов (Кноринг, 1974; Кравченко, Факторный анализ..., 1999). Было выявлено и интерпретировано два фактора имеющих значимые нагрузки на исследуемые показатели и определяющих разнообразие петрофизических и литологических свойств песчаников. Это, в первую очередь, прог^ссы наложенного катагенеза, а фациальная обстановка осад-конакопления имеет второстепенное значение. Указанные факторы в сумме ответственны за изменение 46...61 % изучаемых свойств песчаников.

Рис. 4. Песчаник с повышенным содержанием выпукло-вогнутых контактов (ОУ=1.02). Ни-коли х.

Глава 5. Зональность нефтяных залежей Крапивинского месторояедения

Процессы изменения пород-коллекторов в связи с поступлением в них углеводородов, протекающие в зонах ВНК, в разное время привлекали к себе внимание P.C. Сахибгареева, Г.Д. Агафонова, Б.А. Лебедева, Г.Н. Перозио и других учёных, на примере отложений Томской области - Недоливко Н.М.

Многочисленные исследования процессов взаимодействия вещества терри-генных коллекторов и заполняющих их углеводородов показывают, что эти процессы часто приводят к настолько сильному видоизменению коллектора, что в нём практически не сохраняются первичные свойства, полученные в ходе седиментации, диагенеза и катагенеза. Важное, а во многих случаях даже определяющее, воздействие на цемент и обломочный каркас оказывают продукты окисления углеводородов, приводящие к существенным минеральным и структурным преобразованиям коллекторов. Заполняющие коллектор углеводороды оказывают не только консервирующее влияние на его минеральный каркас, но и разрушительное воздействие, приводящее к появлению новых минералов и структур (Са-хибгареев, 1989,1990; Бескровная, 1990; Лебедев, 1992; Недоливко, 2010).

В связи с этим проведено изучение зональности коллекторов, обусловленной влиянием на них нефтяной залежи, что позволило оценить характер и степень её воздействия на коллектор, а также дать объяснение выявленной ранее литологи-ческой, петрофизической и химической неоднородности изучаемых разрезов.

В основу была положена модель строения нефтяной залежи, предложенная P.C. Сахибгареевым (1989). Разработанная им методика с успехом применялась при изучении строения различных месторождений нефти и газа (Литвина, 1990; Сахибгареев, 1989; Шиманский, 1990; Недоливко 2003-2010).

Основными движущими силами возникновения зональности нефтяной залежи являются:

• Консервирующее влияние нефти, выражающееся в резком замедлении или полной остановке физико-химических реакций и катагенетических процессов;

• Образование в зоне ВНК химически агрессивных продуктов биогенного и абиогенного окисления нефтей (органических кислот, перекисей, альдегидов, двуокиси углерода, сероводорода и др.);

• Гидродинамический режим законтурных вод, который может быть причиной выноса за пределы залежи элементов и их соединений (в т. ч. органических), переходящих в растворённое состояние в результате процессов на ВНК.

P.C. Сахибгареевым установлено, что в пласте-коллекторе существует три зоны, выделяемые по петрофизическим свойствам, минералогическим и структурным признакам: зона неизменённых пород, зона растворения (с битумной и безбитумной подзонами) и зона цементации. Изучение разрезов продуктивных скважин Крапивинского месторождения подтвердило существование в них выделенных зон, но вместе с тем выявило некоторые характерные для данного месторождения особенности, что отражено в разработанной автором схеме зональности (рис. 5).

Среди песчаников нефтенасыщенной зоны (ННЗ) автором выявлены довольно широко распространённые в кровле пласта их разности, отличающиеся

высоким содержанием тёмных «высококарбонизированных» битумов (Сахибга-реев, Виноградов, 1981). Окраска битумов - от светло-коричневой до почти чёрной, локализуются они в первую очередь в тупиковых порах и на стенках пор аналогично плёночному цементу. Также характерно отсутствие продуктов окисления УВ в виде пиритовой сыпи по битумам и повышенных содержаний силь-ноизменённых полевых шпатов. В связи с этим у таких песчаников, наряду с низкими плотностью и водонасыщенностью, наблюдаются аномально низкие пористость и проницаемость.

нефть

нефть +

вода

Зоны нефтяной залежи

Характер насыщения

по Р.С. Сахибга-рееву (1989)

нефтенасы-щенная

|| битумная а> подзона о.

£ безбитумная га подзона

цементации

водонасы-щенная

по Г.Г. Кравченко

остаточного нефтенасыщения*

окисления УВ

растворения

карбонатизации

водонасыщенная

характерные структурно-минералогические признаки

нефтенасыщенная

зона может отсутствовать Рис. 5. Схема зональности нефтяной залежи.

о:

^ ь й ои £ -а ох хх ^ л ® о. а) 1« >

с 5 ааца на и гоо о ш 5: >.2: ^ ¿3 ¡¿«О 5С шею

Поскольку часть разреза, представленная такими песчаниками, по своим свойствам довольно чётко обособляется от собственно ННЗ, она названа оста-точно-нефтенасыщенной зоной (ОННЗ). Вероятно, содержащиеся в песчаниках ОННЗ битумы представляют собой тяжёлые фракции нефтей, и насыщение ими пластов происходит при длительной фильтрации нефти через коллектор. Вполне возможно, что вместе с нефтью через такой коллектор мигрировало большое количество углекислоты, которая всегда присутствует в составе попутного газа нефтей. Это предположение хорошо увязывается с фактом резко пониженных в ОННЗ содержаний полевых шпатов за счёт их растворения и повышенных значений однородности упаковки. Следует заметить, что присутствие в разрезе ОННЗ не соответствует «классической» зональности залежи, при которой от свода залежи к ВНК увеличивается плотность и вязкость нефти и уменьшается содержание лёгких фракций (Карцев, 1978). Одной из причин нарушения «классической»

зональности может быть двух- или многоэтапное заполнение ловушки нефтью (Щепеткин, 1976).

В связи с тем, что битумная и безбитумная подзоны растворения (по P.C. Сахибгарееву) имеют характерные признаки, позволяющие уверенно выделять их в разрезе, а также обладают различной направленностью протекающих в них процессов, целесообразно считать их зонами и в дальнейшем называть их соответственно зоной окисления УВ (ЗО) и зоной растворения (ЗР).

Развитие 30 приурочено непосредственно к ВНК и связано с появлением воды в песчанике, насыщенном УВ. Здесь в результате бактериального окисления нефти образуются органические кислоты, альдегиды, кетоны и другие агрессивные органические соединения, повышающие кислотность поровых растворов. Частичное окисление нефти приводит к появлению тёмно-коричневых, часто пи-ритизированных, битумов. Образование пирита идёт в верхней части 30 в сильно восстановительной кислой среде за счёт железа, поступающего в поровые воды при разрушении железосодержащих минералов (в первую очередь биотита), и серы, выделяемой сульфат-редуцирующими бактериями из сульфатов.

Воздействие продуктов окисления нефти на полевые шпаты выражается в их пелитизации, в результате чего эти минералы в шлифе приобретают характерный сероватый оттенок. Присутствие сильноизмененных полевых шпатов является необходимым и достаточным условием для выделения в разрезе 30. Их содержание увеличивается в 1.5-3.0 раза по сравнению с другими частями разреза, также резко увеличивается интенсивность их преобразования. Для песчаников из ЗО характерно появление микрокавернозности на поверхности кварца и кварцсодер-жащих пород.

Для ЗР типично полное или почти полное отсутствие свежих полевых шпатов и присутствие сильно корродированных обломочных зёрен. Наиболее интенсивно корродируются кварц и кварциты, слабее полевые шпаты, и, по-видимому, совсем не подвержены растворению обломки сланцев и аргиллитов. Коррозия проявляется в виде мелких ямок и каверн, возникающих на открытых поверхностях зёрен. Этим коррозия кварца ниже ВНК отличается от его коррозии при уг-лекислотном метасоматозе, когда растворение зёрен наиболее интенсивно на поверхностях их контактов. Число и глубина каверн увеличивается в более пористых и проницаемых участках породы. При прочих равных условиях на интенсивность коррозии сильно влияет гранулометрический состав породы: в более мелкозернистых разностях, обладающих большей удельной поверхностью зёрен, она выражена слабее. Максимально коррозия проявлена непосредственно под ВНК, ниже она сильно ослабевает и в зоне цементации уже практически не фиксируется. Причиной растворения минералов является отток из зоны ВНК агрессивных продуктов окисления нефти вниз, в зону свободного водообмена, где они насыщают поровые воды. В ЗР наибольшее развитие получает вторичная пористость, представленная внутризерновыми микропорами и коррозионными микрокавернами на поверхности большинства терригенных зёрен. Нередко появляются сопоставимые со средним размером зерна поры, возникшие при полном растворении неустойчивых минералов. Значительная часть пор имеет довольно сложную конфигурацию.

Зоны цементации на Крапивинском месторождении сложены одним минералом - кальцитом - и поэтому в дальнейшем будут именоваться зонами карбона-тизации (ЗК). В новообразованных ЗК кальцит корродирует обломочные зёрна, но при этом сам не несёт следов растворения. Растворение кальцитового цемента фиксируется по наличию часто наблюдаемых включений кальцита в мелких порах и, особенно, в трещинах минералов, поэтому его логично считать реликтами зон базальной цементации. При растворении кальцита зон цементации возникают сильно разуплотнённые песчаники с очень высокими ФЕС, поскольку кальцит кристаллизуется, в основном, на месте растворённых обломочных зёрен: кварца, кварцитов и кварцсодержащих обломков пород, полевых шпатов, что сопровождается уменьшением первоначального объёма зёрен. Исходя из этого, наблюдаемая в ряде скважин незначительная карбонатизация порядка нескольких процентов и прослеживаемая в интервалах 10-15 м, интерпретируется, как результат частых кратковременных стабилизации ВНК в ходе его перемещения от кровли к подошве пласта.

Для большинства исследованных разрезов характерно присутствие нескольких (до 10 и более) ЗК, что означает смещение и неоднократную стабилизацию ВНК вследствие поэтапного наполнения коллектора УВ.

Завершается разрез нефтяной залежи водонасьнценной зоной, характеризующейся практически полным отсутствием влияния залежи на коллектор. Породы, не испытавшие влияние нефтяной залежи, обычно содержат плохо раскри-сталлизованный каолинит-хлорит-гидрослюдистый цемент с примесью редкого порового кальцитового цемента и рассеянного пелитоморфного и/или мелкозернистого сидеритового цемента. Поровое пространство представлено неравномерно распределёнными первичными порами размером 0.02-0.10 мм, слабо сообщающимися между собой (Недоливко, 2010).

С целью выявления характерных особенностей петрофизических свойств песчаников той или иной зоны нефтяной залежи был проведён сравнительный анализ их влияния на ФЕС песчаных коллекторов. Оказалось, что в 30 наблюдается некоторое повышение остаточной водонасыщенности, происходящее потому, что пелитизированные полевые шпаты, обязательно присутствующие в этой зоне, удерживают на своей поверхности в результате сорбции связанную воду сильнее, чем их неизмененные разности. При этом пористость и проницаемость песчаника из 30 практически не снижаются по сравнению с неизмененными песчаниками. На петрофизическом разрезе ЗР соответствует снижение плотности и некоторое повышение пористости и проницаемости, что связывается с частичным растворением обломочного скелета породы.

Наиболее интересным является факт резкого увеличения пористости и, особенно, проницаемости при растворении древних ЗК. В них проницаемость увеличивается в несколько раз по сравнению с другими частями разреза и связано с полным или почти полным растворением кальцита. Существование древних ЗК подтверждается взаимоотношением реликтов кальцита и терригенных зёрен. Даже в том случае, когда следов кальцита не обнаружено, пики на кривой прони-

цаемости всегда оказываются непосредственно под ЗО, т. е. там, где должен быть палео-ВНК с древней ЗК. Таким образом, наиболее информативными показателями для выявления границ между зонами залежей являются карбонатностъ, плотность (абсолютно сухого образца) и водонасыщенность. Последние два параметра являются в определенной мере взаимозаменяемыми.

Выявленные закономерности предлагается использовать для уточнения по петрофизическим данным границ зон залежи, установленных по результатам изучения шлифов. Более того, становится возможным изучение зональности нефтяных залежей только по петрофизическим данным. Перспективным направлением является корреляция выделенных зон для смежных скважин с целью проверки, принадлежат ли вскрытые ими интервалы к одной залежи.

Как и многие месторождения Западно-Сибирской плиты, Крапивинское месторождение несёт следы неотектонических процессов, проявляющиеся в образовании на нём сети малоамплитудньгх разрывных нарушений (Славкин и др., 1995; Максимов и др., 2009). Для выяснения истории развития тектонических процессов в практике геологических исследований уже долгое время и с успехом применяется микроструктурный анализ. Одним из наиболее хорошо изученных и широко распространённых минералов, используемых для микроструктурного анализа, является кварц, который и был выбран автором для проведения исследования. Объектом послужил ориентированный керн песчаников из скв. 203Р, из которого были отобраны 6 образцов.

При проверке равномерности полученных ориентировок оптических осей кварца с помощью критерия %2 оказалось, что данный критерий находится вблизи критического значения, в связи с чем нельзя однозначно судить об однородности или неоднородности ориентировок по отдельным шлифам. В то же время, вероятность однородности сводной диаграммы, построенной по всем шлифам, составляет всего 0.001, что позволяет однозначно считать её имеющей предпочтительную ориентировку.

Совместный анализ сводной розы-диаграммы удлинений кварцевых зёрен и сводной диаграммы ориентировок оптический осей кварца показывает, что в формировании ориентировок оптических осей кварца принимают участие седи-ментогенный и тектонический факторы (рис. 6). Влияние первого проявляется в том, что углы наклона основной массы оптических осей не превышают 40-50°. Причина этого заключается в том, что практически все зёрна, имеющие даже незначительное удлинение, ориентируются под углами 10-15° к горизонту. Как правило, в них оптические оси кварца совпадают с удлинением либо отклоняются от него на 38° вследствие первоначально вытянутой формы кварцевых зёрен и/или их раскалывания предпочтительно по призме и по ромбоэдру. Тектоническое воздействие привело к образованию слабого максимума, расположенного субгоризонтально по азимуту 300-330°. Такая ориентировка возникла при одностороннем сжатии по указанному азимуту, что хорошо согласуется с направлением разрывных нарушений на Крапивинском месторождении (Чернышов, Кравченко, 2010).

Рис. 6. А - сводная роза-диаграмма удлинения зерен кварца; кольца (пунктир) проведены через 5 %. Б - диаграмма ориентировок оптических осей кварца; равноплощадная проекция с верхней полусферы; 1250 замеров; изолинии 0.2-0.5-1.0-1.5-2.0 %. В, Г - относительная распространённость разрывных нарушений на территории Крапивинской и Западно-Крапивинской площадей (по данным: В - Славкин B.C. и др., 1995; Г - Максимов и др., 2010). Стрелками

показана ось сжатия аз.

Заключение

В результате детального изучения кернового материала скважин Крапивин-ского месторождения автором предложена концептуальная седиментологическая модель формирования келловей-оксфордских отложений верхневасюганской подсвиты. Отложения продуктивного пласта Ю]3 подугольной толщи представляют собой комплекс баровых тел, сформированных в условиях морского мелководья, где основным фактором переноса и осаждения обломочного материала были волновые процессы при подчинённой роли флювиальных и приливно-отливных течений. Таким образом, на момент образования подугольной толщи территория Крапивинского месторождения представляла собой пляжево-баровую часть обширного очень пологого бассейна с преобладающим влиянием энергии волн. Разрезы подугольной толщи Крапивинского месторождения обладают существенным сходством текстурно-структурных признаков пород по латерали. Установленные отличия заключаются в незначительных локальных колебаниях мощностей отложений при общей тенденции их увеличения к западу и юго-западу месторождения. Подугольная и межугольная толщи несут в себе признаки неоднократных малоамплитудных колебаний уровня моря, которые, в целом, имели регрессивную направленность.

Надугольная толща формировалась в гидродинамических условиях, аналогичных подугольной толще, однако трансгрессивная направленность процессов седиментации и связанный с ней некоторый дефицит обломочного материала ; обусловили появление специфических минеральных и структурно-текстурных ' признаков.

Для песчаников горизонта Ю|3 установлены положительные корреляционные связи ФЕС с фактором Q, ОУ, содержанием каолинита в цементе. Сущест-

венные различия в содержаниях гидрослюдистого и каолинитового цемента песчаников с близкими гранулометрическими характеристиками могут быть связаны с влиянием процессов порового выщелачивания, приводящих к трансформации гидрослюд в каолинит и разложению полевых шпатов и нестойких обломков пород.

Таким образом, установлены значимые корреляционные связи между лито-логическими и петрофизическими свойствами песчаников. Выявлено, что решающая роль в возникновении улучшенных ФЕС песчаников Крапивинского месторождения принадлежит действию процессов порового выщелачивания, приводящих к минеральным и структурным изменениям песчаников; условия осадко-накопления имеют второстепенное значение (Кравченко, Жуковская, 2010). Широкие различия в ФЕС песчаников продуктивных пластов невозможно объяснить только их фациальными особенностями. По мнению автора, наиболее вероятно, что резкая неравномерность в распределении ФЕС на месторождении, обусловленная процессами порового выщелачивания, может быть также связана с миграцией флюидов по зонам разломов в результате многочисленных малоамплитудных тектонических подвижек.

В результате проведенных исследований разработана схема зональности продуктивных отложений Крапивинского месторождения и предложены структурно-минералогические критерии для выявления зон нефтяных залежей. Установлено влияние тектонических и флюидодинамических процессов, приводящих к появлению зональности, на литологические, петрофизические, петрохимиче-ские свойства песчаных коллекторов, что позволило разработать методику корреляции петрофизических разрезов скважин. Стадиальный анализ керна продуктивных скважин показал, что наполнение их нефтью было пульсационным и многоэтапным при тенденции смещения ВНК вниз.

Основные публикации по теме диссертации В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Жуковская Е.А., Кравченко Г.Г. Влияние вторичных изменений на коллек-торские свойства верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения // Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 316, № 1.-С. 93-98.

2. Кравченко Г.Г., Жуковская Е.А. Седиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения по результатам изучения керна II Известия Томского политехнического университета. - 2010. - Т. 316, № 1.-С. 80-86.

3. Чернышов А.И., Кравченко Г.Г. Петроструктурные особенности песчаных коллекторов Крапивинского месторождения (Томская область) // Вестник Томского государственного университета. - 2010. - № 340 (в печати).

В других изданиях:

1. Кравченко Г.Г. Выявление условий формирования продуктивных песчаников методом корреляционного и факторного анализов на примере Кошильского и Се-

веро-Вахского месторождений // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири : материалы научной конференции. - Томск : Изд-во Том. гос. ун-та, 1998. -Т. 2. - С. 78-80.

2. Кравченко Г.Г. Катагенез песчаных пород Крапивинского нефтяного месторождения как пример самоорганизации минеральной системы // Самоорганизация природных, техногенных и социальных систем : материалы второй международной конференции. - Алма-Ата, 1998. - С. 71-73.

3. Кравченко Г.Г. Анизотропия песчаных коллекторов Крапивинского месторождения нефти (Томская область) // Структурный анализ в геологических исследованиях : материалы международного семинара и республиканской школы молодых ученых.-Томск, 1999.-С. 128-129.

4. Кравченко Г.Г., Арнт О.В. Структурно-литологические и петрохимические особенности песчаных коллекторов Крапивинского месторождения // Проблемы геологам и освоения недр : материалы 111 международного научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых. - Томск, 1999.

5. Кравченко Г.Г. Факторный анализ как метод выявления условий формирования песчаников // Студент и научно технический прогресс. Геология : материалы XXXVII международной научной студенческой конференции. - Новосибирск,, 1999.-С. 97-98.

6. Кравченко Г.Г. Соотношение гранулометрических, минералогических характеристик и текстурных признаков песчаников на примере Крапивинской площади // Проблемы геологии и освоения недр : материалы IV международного научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых. - Томск, 2000.

7. Кравченко Г.Г. Разработка новых методов изучения литологии и строения залежей углеводородов (на примере Крапивинского месторождения) // Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области: материалы научно-практической конференции. - Томск, 2004.

8. Кравченко Г.Г. Оценка возможности использования гранулометрических характеристик гранулярных коллекторов, полученных разными методами, при па-леодинамических реконструкциях // Трофимуковские чтения-2007 : труды науч. конф. молодых ученых, аспирантов, студентов / Новосиб. гос. ун-т. - Новосибирск, 2007.-С. 58-60.

Тираж 120 экз. Отпечатано в ООО «Позитив-НБ» 634050 г. Томск, пр. Ленина 34а

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кравченко, Григорий Геннадьевич

Условные обозначения и сокращения 3 • Введение 41. Методы исследований 9'

2. Геологическое строение и нефтегазоносность Крапивинского месторождения 15'

2.1. Геолого-геофизическая изученность

2.2. Стратиграфия

2.3. Тектоника

2.3.1. Пликативная

2.3.2. Дизъюнктивная

2.4. Гидрогеология

2.5. Нефтегазоносность

2.6. Строение Крапивинского месторождения

3. Обстановки образования верхневасюганской подсвиты

3.1. Характеристика обстановок осадконакопления

3.2. Реконструкция условий седиментации верхневасюганской подсвиты

3.3. Анализ гранулометрических параметров песчаников

3.4. Выводы

4. Петрографический состав и постседиментационные преобразования песчаных коллекторов

4.1. Петрографический состав

4.1.1. Краткая гранулометрическая характеристика

4.1.2. Минералогический состав

4.2. Постседиментационные преобразования

4.2.1. Стадиальный катагенез

4.2.2. Наложенный катагенез

4.2.2.1. Трещины природного гидроразрыва пласта как проявление тектонического воздействия на нефтяные залежи

4.2.2.2. Параметр однородности упаковки как индикатор интенсивности наложенного катагенеза

4.3. Связь ФЕС со структурными и вещественными параметрами коллекторов на основании статистических расчётов

4.3. Выводы

5. Зональность нефтяных залежей Крапивинского месторождения

5.1. Факторы возникновения зональности нефтяных залежей

5.2. Связь ФЕС с зональностью нефтяных залежей

5.3. Проявление тектонических воздействий и их связь с формированием залежей

5.4. Выводы 144 Заключение 145' Список использованной литературы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти"

Объектом исследования являются келловей-оксфордские отложения Крапивинского нефтяного месторождения, расположенного на юго-востоке Западно-Сибирской плиты в западной части Томской области. Крапивинское месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.

Актуальность работы. Уже в начале 80-х годов XX в. получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложном строении продуктивного горизонта К>1 Крапивинского месторождения, что и выдвинуло проблему построения его геологической модели в число первоочередных. В настоящее время существует несколько моделей геологического строения месторождения, в которых делается упор преимущественно на какой-либо один фактор: тектонический, стратиграфический, литологический. Несомненно, что месторождение представляет собой результат их сложного взаимодействия, и поэтому ни одна из моделей не позволяет надёжно прогнозировать изменение размеров и параметров многочисленных залежей в процессе эксплуатационной доразведки даже внутри контура месторождения. Это подтверждается бурением новых скважин, что и определяет актуальность настоящего исследования.

Основные задачи исследования:

1) Изучение гранулометрического и вещественного состава пород-коллекторов в шлифах;

Фактический материал. При выполнении работы использовался следующий аналитический материал (рис. 1): детальное описание более 600 шлифов по 28 скважинам; результаты фациального анализа всего имеющегося в кернохранилище ОАО «ТомскНИПИнефть» керна (около 1000 м по 36 скважинам, в том числе — 600 м продольно распиленного по 23 скважинам); результаты детального гранулометрического анализа 107 образцов; результаты микроструктурного анализа 12 ориентированных шлифов; результаты 40 вало

Основные защищаемые положения.

3. Уровни стабилизации водонефтяных контактов фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении палео-ВНК в связи с многократными пульсационными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.

Научная новизна.

• Впервые проведено детальное комплексное изучение васюганской свиты по разрезам большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, пройденных с отбором керна. Дано обоснование связи «параметра упаковки» обломочных зёрен с однородностью их распределения и показана высокая информативность этого параметра при изучении степени наложенных катагенетических преобразований. Выявлены минеральные и структурные критерии для оценки интенсивности катагенетических преобразований песчаников (отношение каолинита к гидрослюде в цементе пород, протяжённость зерновых контактов, трещиноватость зёрен и т.д.). Установлена важная роль процессов наложенного катагенеза в формировании коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения, которые контролируются особенностями седиментации и процессами дизъюнктивной тектоники.

• На основе комплексного фациального анализа керна васюганской свиты Крапивинского месторождения предложен и обоснован авторский вариант его фациальной модели. По данным гранулометрического анализа построены динамогенетические диаграммы Л.Б. Рухина и Г.Ф. Рожкова, при этом изучение текстур и минералов-индикаторов геохимических обстановок подтвердило правомерность использования указанных диаграмм для палеогеографических реконструкций.

• Автором впервые с помощью микроструктурного анализа обнаружены специфические неоднородности в петроструктурных узорах оптических осей кварца, свидетельствующие о наличии тектонического воздействия при формировании месторождения. Показана чёткая зависимость ориентировок удлинённых зёрен минералов (анизотропия коллекторских свойств) от обстановок осадконакопления. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы. Для Крапивинского месторождения по методике P.C. Сахибгареева (1989) впервые построены схемы зональности строения нефтяных залежей и выявлена многоэтапность их формирования. Установлено существенное влияние зональности на ФЕС песчаников, в частности, улучшение коллекторских свойств наблюдается в зонах растворения и при растворении кальцитового цемента древних зон карбонатизации.

Практическая значимость. Выявленные особенности геологического строения продуктивных пластов послужили основой для создания седименто-логической модели, а впоследствии — постоянно действующей гидродинамической модели Крапивинского месторождения для уточнения ресурсов и подсчёта запасов углеводородов (УВ) в 2010 г.

Апробация работы и публикации. Результаты литолого-фациальных исследований, проведённых автором на Крапивинском месторождении, обсуждались на совещании «Седиментология в нефтяной геологии» в центре подготовки специалистов нефтегазового дела при ТПУ в 2009 г. Полученные в ходе работы выводы и обобщения представлялись на научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (г. Томск, 1998 г.); международном семинаре и республиканской школе молодых ученых «Структурный анализ в геологических исследованиях» (г.Томск, 1999г.); III международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1999-2000 г.); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (г. Томск, 2004), научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Тро-фимуковские чтения-2007» (г. Новосибирск, 2007).

Автором по теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 3 - в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК.

Теоретические выводы, полученные автором в ходе работы, были использованы при выполнении гранта РФФИ-09-05-99036-рофи и ФЦП «Кадры» № Н-92250.

Структура и объём работы. Диссертация общим объёмом 157 страниц состоит из 5 глав, введения и заключения, содержит 14 таблиц, 101 иллюстрацию. Список литературы насчитывает 175 наименований.

Диссертация выполнена в институте «ТомскНИПИнефть» и Томском государственном университете. Работа была начата на кафедре петрографии геолого-географического факультета Томского государственного университета под руководством кандидата геолого-минералогических наук доцента Ю.В. Уткина, завершена под руководством доктора геолого-минералогических наук профессора А.И. Чернышева, которым автор глубоко благодарен. Автор выражает особую благодарность Жуковской Елене Анатольевне. Также автор признателен Родыгину Александру Ивановичу, Девятову Владимиру Павловичу, Ненахову Юрию Яковлевичу, Недоливко Наталье Михайловне, Романову Юрию Кирилловичу, Меркулову Виталию Павловичу, Краснощековой Любови Афанасьевне, Сухановой Ольге Николаевне, Безходарнову Владимиру Владимировичу, Парначеву Сергею Валерьевичу, Предтеченской Елене Андреевне, коллективу сектора седиментологии ДГиРМ ОАО «ТомскНИПИнефть».

1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для изучения песчаных пород-коллекторов существует большое количество методов, выбор которых определяется задачами исследования и зависит от свойств и технической оснащённости исследователя. Для решения поставленных задач автором в первую очередь использовались фациальный анализ керна, минералогический и гранулометрический анализы терригенных пород в шлифах.

Минералогический анализ выполнялся методом случайных точек (150 точек на шлиф); в ходе него определялись содержания главных породообразующих компонентов (кварца, плагиоклазов, калиевых полевых шпатов и обломков пород каждого типа вместе с акцессорными минералами).

Анализы образцов, включающие в себя наблюдение структур и текстур, контактов, характера цемента, вторичных изменений и т.п., проводились с объективами от 3.5х до 60х.

Подсчёт содержания различных типов цемента производился с помощью окуляра с сеткой и увеличением объектива 40х, реже 20х. При этом сетка на окуляре имела размер 20x20 ячеек, а число замеров подсчётных полей равнялось 10, что эквивалентно точечному способу подсчета количества цемента при 4000 точках.

Гранулометрический анализ в шлифах проводился путём измерения случайных поперечников зёрен, пересекающих определённые направления (дорожки) при среднем числе замеров на шлиф —260 (минимум 180, максимум 360) и расстоянию между дорожками не менее среднего диаметра зёрен. Для этого использовались препаратоводитель и окуляр с линейкой.

Для применения гранулометрических данных по шлифам при построении динамогенетических диаграмм необходимо исключить фактор случайности срезания зерен в шлифах. Установлено, что число сечений зёрен, попавших в ту или иную гранулометрическую фракцию при измерении их поперечников, не соответствует числу зёрен, действительно принадлежащих этой фракции (Логвиненко, Сергеева, 1986). В каждой фракции окажутся сечения зёрен, перешедших из более крупной фракции, и не окажется зёрен, ушедших в более мелкие фракции. Для случая, если имеется 100 % в I фракции, то за счёт эффекта срезания в ней останется лишь 51 % от общего числа содержащихся зёрен. В следующий, более мелкий гранулометрический класс (II фракция), перейдёт 21 % их числа, в последующие - 10 % (III фракция), 7.5 % (IV фракция) и т.д. Значения поправочных коэффициентов, вводимые при пересчёте гранулометрической шкалы со знаменателем 1.257 (1-0.8, 0.8-0.63, 0.63-0.5, 0.5-0.4, 0.4-0.315, 0.315-0.25, 0.25-0.20, 0.20-0.16, 0.16-0.127, 0.127-0.10, 0.10-0.08, 0.080.063, 0.063-0.05, 0.05-0.04, 0.04-0.03 мм и т.д.) составляют 51, 20, 10, 7.5, 3.7, 2.5, 1.5, 1.0. В соответствии с этим пересчёт видимых содержаний гранулометрических фракций (Бь Е2>.Рк), на истинные содержания ((^ь Х^, . (^к) производится по следующим формулам (пересчёт ведётся- от крупных фракций к мелким):

СЬ=1мх100/51=1.9617, д2=1.96(1-2-0.21(3,) ■ дз=1.9б[Рз-(о.21д2+олд1)] дк=1.9б[Рк-(0.2Шк.1+0лдк.2+0.075Ок.з+0.037дк.4+0.025дк.5+0.015дк.6+0.01дк.7)] Полученные таким образом истинные: содержания зёрен в каждой фракции переводятся затем в их процентные содержания. Последние далее суммируются в гранулометрические классы по Л.Б. Рухину (1.00-0.50, 0.50-0.25, 0.25-0.10, 0.10-0.05, <0.05 мм).

Как известно, любое распределение достаточно полно можно охарактеризовать величинами среднего значения, стандарта, асимметрии и эксцесса (Котельников, 1989). Расчёт этих параметров для гранулометрического распределения производился методом моментов, обеспечивающим достаточно высокую точность вычисляемых параметров (Рухин, 1947; Гриффите, 1971; Романовский, 1985). Полученное методом моментов среднее является средневзвешенным, т.е. «центром тяжести» кривой гранулометрического распределения. Стандартное отклонение служит мерой сортированности осадка. Поскольку используется шкала с постоянным отношением фракций (1.257), то становится возможным использовать в качестве единицы измерения стандартного отклонения отношение фракций, что делает его величину независимой от абсолютного размера частиц слагающих породу. В данной работе используется десятичный логарифм стандарта. Для числа 1.257 он равен 0.1.

При выполнении работы были задействованы около 2300 петрофизиче-ских определений ФЕС (проницаемость, пористость, плотность и т. п.), выполненных в лабораториях физики пласта ОАО «ТомскНИПИнеф гь» и ОАО «Томскнефтегазгеология». ,

Для статистической обработки были использованы следующие петрофи-зические параметры: карбонатность (определяется суммарное содержание всех карбонатов); пористость (общая); проницаемость (по газу, в направлении перпендикулярном оси керна); динамическая ёмкость, рассчитываемая; как КП0рхк^ю(КПр); водонасыщенность (определяемая центрифугированием); плотности минеральная^, абсолютно сухого и максимально увлажненного образца; скорость продольных волн; параметры пористости и насыщения.,Последние представляют собой сопротивление породы при 100 % заполнении её водой и при заполнении пор непроводящей жидкостью (нефтью) соответственно. Параметры пористости (Рп) и насыщения (Р„) связаны с пористостью и водонасыщенностью породы соотношениями Рп=ап/Кпт и Рн=аВод/КВОдП, где а коэффициент, приближающийся к 1 при стремлении Кп и Квод к 1 (Дахнов, 1985).

Методика микроструктурного анализа кварца детально описана в литературе (Вистелиус, 1958; Делицин, 1985; Казаков, 1987; Родыгин, 1981, 1994). В ходе работы изучались ориентировки оптических осей кварца, трещинова-тость и удлинение зерен кварца. Для этого использовался керн только разведочных скважин (отклонение стволов по вертикали не превышает 1.5°), ориентированный относительно палеомагнитного меридиана. Из этого керна вырезались шлифы с сохранением пространственной привязки. Определение ориентировок оптических осей кварца проводилось по 100 зёрнам. Диаграммы строились на сетке Шмидта по приведенным в истинное залегание замерам. Также замерялись удлинения кварцевых зерен: по 200 замеров в вертикально ориентированных шлифах, и по 100 — в горизонтально ориентированных. Изучались зёрна с удлинением не менее 1:1.5. При построении роз-диаграмм использовался 15-ти градусный сектор. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы.

Обработка полученных фактических данных (повороты данных измерений, построение диаграмм, определение координат слоистости, расчет критерия X и вероятностей равномерности распределений) проводилась с помощью программы, разработанной автором для этих целей.

Ориентирование образцов керна скв.222Р палеомагнитным методом и измерение их магнитных свойств осуществлялось доцентом ТПУ В.П. Меркуловым. Данные по трещиноватости зёрен кварца по шлифам предоставлены [М.Я. Бетхер

Детальное литологическое описание керна и его последующий фаци-альный анализ проводились по принятой в ОАО «ТомскНИПИнефть» методике, основанной на рекомендациях известных отечественных и зарубежных исследователей (Атлас., 1962; Ботвинкина, 1962, 1965; Масленникова, 1972; Петтиджон, 1981; Рейнек, Сингх, 1981; Методы., 1984; Лидер, 1986; Вассое-вич, 1990; Обстановки осадконакопления., 1990; Осадочные породы., 1990; Барабошкин, 2004; Ежова, 2005; Тимофеев, 2006; Алексеев, 2001, 2007, и др.). Идентификация ихнофоссилий (следов жизнедеятельности) проводилась с помощью иллюстрированных таблиц и описаний в работах Е.Ю. Барабошкина, Л.Г. Вакуленко, С.Г. Пембертона, З.Я. Сердюк, П.А. Яна и др. (Сердюк, 1972; Pemberton S.G., 1992; Вакуленко, Ян, 2001; Ян, 2003; Palaeoenvironments., 2003; Барабошкин, 2004). При использовании в ходе корреляции разрезов скважин данных ГИС применялась методика В.С.Муромцева (1984) и рекомендации A.B. Ежовой (2008) и В.Б. Белозёрова (2008).

Условия осадконакопления определяются рельефом, климатом, тектоникой и особенностями развития жизни на Земле в данный период. Раздел геологии, рассматривающий физико-географические обстановки осадконакопления, называется учением о фациях, а способы реконструкции этих обстановок для прошлых периодов в истории Земли называются фациальным анализом.

Под фациями автор понимает физико-географические условия осадконакопления в каком-либо регионе в определённый отрезок времени, отличающиеся от условий того же времени в соседних регионах. Эти условия находят свое выражение в особенностях вещественного состава осадков и пород. Другими словами, фации отражают обстановки осадкообразования и осадконакопления и изменчивость этих обстановок во времени.

Под физико-географическими условиями (обстановкой) понимаются все условия и характер среды осадкообразования, например: субаэральная или субаквальная среда; приуроченность к тем или иным геоморфологическим элементам суши; характер бассейна (озеро, лагуна, море) и вероятная его глубина; положение в определенной части бассейна (прибрежной, на открытом шельфе, батиальной, в застойной зоне и т. п.); удалённость от береговой линии; динамика среды седиментации; условия жизни и захоронения организмов ит. д.

Наиболее кратким и общепризнанным является определение, предложенное В.Н. Логвиненко «Фация - это обстановка осадконакопления, современная или древняя, овеществленная в осадке или породе» (Логвиненко, 1984).

Основные признаки осадков и осадочных пород, учитываемые при проведении фациалъного анализа

1.Физические параметры: а - осадочные структуры — гранулометрический состав осадков, включающий определение размера зерен, их формы и окатанности. Эти параметры контролируются главным образом условиями и способом переноса и в меньшей мере условиями отложения. б - первичные осадочные текстуры, включающие все особенности слоистости и поверхностей напластования. Под текстурой понимают взаимное расположение частиц, слагающих породу.

Неорганические осадочные текстуры, в общем, могут быть объединены в две группы:

1. Поверхностей напластования

2. Слоистость (объединяющие текстуры собственно слоистости и деформации).

К первой группе отнесены: знаки ряби течений и волнений, отражающие формы ложа потока, знаки ветровой ряби, следы и отпечатки на поверхностях напластования (текстуры типа ямок и холмиков, кластические дайки, трещины усыхания, морозобойные трещины, отпечатки капель дождя, пены, следы прибоя, струй, пеплопада, текстуры размыва и заполнения, в том числе желобковые знаки, продольные борозды, подушкообразные знаки, следы предметов).

Ко второй группе отнесены текстуры:

Слойчатые - горизонтальная, косая (плоскопараллельная, троговая; одно-и разнонаправленная разномасштабная), линзовидная, флазерная, волнистая, градационная;

Конседиментационных деформаций - текстуры внедрения, конволютная слоистость, шаровые и подушечные текстуры, текстуры оползания, трещины уплотнения и пр.

2. Палеонтологические и палеоэкологические признаки. К ним относят такие как родовой и видовой состав животных организмов, кремнистых и известковых водорослей, их место в трофической цепи сообщества, прикрепленное, нарушенное или перенесенное состояние; биотурбационные текстуры, фекальные пеллеты; для обломков — степень окатанности и нарушенности, размеры, ассоциации обломочных компонентов, их соотношение между собой и цементом. На основании комплексного анализа указанных признаков возможно определение глубины бассейна осадконакопления, температуры и солености вод, ЕЬ и рН среды.

3. Геохимические признаки: содержание в породе нерастворимого остатка, кальцита, доломита, сульфидов железа, и минералов-индикаторов — глауконита, фосфорита (континентальный шельф в районах теплых вод), глинистых минералов, а также оолитов, поведение литогеохимических модулей и распределение рассеянных элементов; для подразделения депрессионных глинистых отложений учитывается содержание органического углерода, сингене-тичного и эпигенетичного битумоида.

4. Темп седиментации. Учитывается во многих случаях и является одним из определяющих генетических признаков, характеризующих обстановку осадконакопления.

При изучении керна для проведения фациальных реконструкций исследовались типы разрезов и особенности слагающих их литофаций (преобладающие и сопутствующие породы, их мощность, форма и характер границ слоев, цикличность залегания). Для каждого слоя (прослоя) изучались минеральный состав обломков и аутигенных образований, текстура и структура слоя, окраска и ее изменение, постседиментационные преобразования, минеральные и органические включения, видовой состав и количественная характеристика следов жизнедеятельности (ихнофоссилий, биотурбации) и остатков фауны и флоры.

Общая схема проведения фациалъного анализа

Выделяют два крупных этапа:

1 - предварительный это стратиграфия, тектоника, история геологического развития, в результате формулируются общие предпосылки или «фациальный фон»;

2 - собственно фациальный анализ (в зависимости от целей подразделяется на два подэтапа: седиментологический и палеогеографический).

Собственно фациальный анализ сводится к следующим стадиям:

1) Детальное литологическое изучение пород комплексом макроскопических, микроскопических, физических и химических методов.

2) Выделение «реперных» фаций, т.е. тех отложений, фациальная интерпретация которых наиболее однозначна. Это угли, почвы, прослои с органическими биоценозами, характерными для определенных обстановок.

3) Диагностика остальных («нереперных») фаций на основании анализа взаимоотношения литотипов пород по разрезу (построение литолого-фациальных колонок) и по площади (построение литолого-фациальных профилей). Слагающий элемент этой стадии выбор рабочей гипотезы. При анализе закрытых территорий обязательный методический прием использование результатов геофизических исследований скважин и сейсмопрофилей.

4) Построение в зависимости от степени детальности исследований и задач седиментологических моделей и фациальных схем и карт.

Результаты петрографического, рентгенофазового и гранулометрического анализов позволяют дополнительно уточнить характеристику фации: минеральный состав породы, гранулометрические показатели и структуру порового пространства.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кравченко, Григорий Геннадьевич

5.4. Выводы

В результате проведенных исследований была разработана схема зональности продуктивных разрезов Крапивинского месторождения и предложены структурно-минералогические критерии для выявления зон нефтяных залежей. Установлено влияние зональности на литологические, петрофизические, пет-рохимические свойства песчаных коллекторов, что позволило разработать методику корреляции петрофизических разрезов скважин. Изучение разрезов продуктивных скважин показало, что наполнение их нефтью было многоэтапным, и, в целом, прогрессивным процессом.

Третье защищаемое положение: Уровни стабилизации водонефтяных контактов, фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении палео-ВНК в связи многократными пульсаци-онными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате детального изучения кернового материала скважин Крапи-винского месторождения автором предложена концептуальная седгшентоло-гическая модель формирования- келловей-оксфордских отложений верхнева-сюганской подсвиты. Отложения продуктивного пласта Ю] подугольной толщи представляют собой комплекс баровых тел, сформированных в условиях морского мелководья, где основным фактором переноса и осаждения обломочного материала были волновые процессы при подчинённой роли флюви-альных и приливно-отливных течений. Таким образом, на момент образования подугольной толщи территория Крапивинского месторождения представляла собой пляжево-баровую часть обширного очень пологого бассейна с преобладающим влиянием энергии волн. Разрезы подугольной толщи Крапивинского месторождения обладают существенным сходством текстурно-структурных признаков пород по латерали. Установленные отличия заключаются в незначительных локальных колебаниях мощностей отложений при общей тенденции их увеличения к западу и юго-западу месторождения. Подугольная и межугольная толщи несут в себе признаки неоднократных малоамплитудных колебаний уровня моря, которые, в целом, имели регрессивную направленность.

Надугольная толща формировалась в гидродинамических условиях, аналогичных подугольной толще, однако трансгрессивная направленность процессов седиментации и связанный с ней некоторый дефицит обломочного материала обусловили появление специфических минеральных и структурно-текстурных признаков. о

Для песчаников горизонта Ю] установлены положительные корреляционные связи ФЕС с фактором (2, ОУ, содержанием каолинита в цементе. Существенные различия в содержаниях гидрослюдистого и каолинитового цемента песчаников с близкими гранулометрическими характеристиками могут быть связаны с влиянием процессов порового выщелачивания, приводящих к трансформации гидрослюд в каолинит и разложению полевых шпатов и нестойких обломков пород.

Таким образом, установлены значимые корреляционные связи между ли-тологическими и петрофизическими свойствами песчаников. Выявлено, что решающая роль в возникновении улучшенных ФЕС песчаников Крапивинского месторождения принадлежит действию процессов порового выщелачивания, приводящих к минеральным и структурным изменениям песчаников; условия осадконакопления имеют второстепенное значение (Кравченко, Жуковская, 2010). Широкие различия в ФЕС песчаников продуктивных пластов невозможно объяснить только их фациальными особенностями. По мнению автора, наиболее вероятно, что резкая неравномерность в распределении ФЕС на месторождении, обусловленная процессами порового выщелачивания, может быть также связана с миграцией флюидов по зонам разломов в результате многочисленных малоамплитудных тектонических подвижек.

В результате проведённых исследований разработана схема зональности продуктивных отложений Крапивинского месторождения и предложены структурно-минералогические критерии для выявления зон нефтяных залежей. Установлено влияние тектонических и флюидодинамических процессов, приводящих к появлению зональности, на литологические, петрофизические, пет-рохимические свойства песчаных коллекторов, что позволило разработать методику корреляции петрофизических разрезов скважин. Стадиальный анализ керна продуктивных скважин показал, что наполнение их нефтью было пуль-сационным и многоэтапным при тенденции смещения ВНК вниз.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кравченко, Григорий Геннадьевич, Томск

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

2. Алексеев В.П. Литология: учеб. пособие / В.П. Алексеев. Екатеринбург: Изд-во УГГА, 2001.-249 с.

3. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. 4.1 : Обломочные и глинистые породы / Дмитриева Е.В., Ершова Г.И., Орешникова Е.И.; науч. ред. A.B. Хабаков. М., 1962.-578 с.

4. Баженов В.А. Рассеянное оруденение в осадочных породах Западно-Сибирской плиты /

5. B.А. Баженов, В.В. Казарбин, Н.М. Недоливко // Геология и геофизика. 1993 - №3 —1. C.133-136.

6. Барабошкин Е.Ю. Конденсированные разрезы: терминология, типы, условия образования // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4 : Геология. 2009. - № 3. - С. 13-20.

7. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора) / Е.Ю. Барабошкин. — Томск, ЦППС НД ТПУ, Томский политехнический университет, 2005. — 155 е., рис., табл., прил.

8. Белозёров В.Б. Палеогеографические особенности формирования нефтеносных пластов васюганской свиты Западной Сибири // Известия Томского политехнического ун-та.-2008.- Т.311- № 1. С.67-72.

9. Биккенин В.Т. Критический обзор генетических диаграмм в гранулометрии / В.Т. Бик-кенин, Г.Ф. Рожков // Литология и полезные ископаемые. 1982- №6 - С.3-14.

10. Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа / Ю.Я.Болыпаков.-Новосибирск: Наука, сиб. отд-ние, 1989. 128 с.

11. Бондаренко Б.В. О взаимосвязях эпигенетического пирита с аномалиями вызванной поляризации и залежами нефти Приютского прогиба / Б.В. Бондаренко, В.Л. Тюменцев // Геохимические методы поиска месторождений нефти и газа. М.: Наука, 1983. - С.177-179.

12. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород / Л.Н. Ботвинкина М.: Изд-во АН СССР, 1962. - Вып. 59.- 542 с.

13. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости // Труды геологического ин-та АН СССР. М.: Изд-во «Наука», 1965 - Вып. 119 - 260 с.

14. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкций условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера, 2003, №3, с.99-108.

15. Вассоевич Н.Б. Литология и нефтегазоносность: избр. тр./ Н.Б.Вассоевич М.: Наука, 1990.-264 с.

16. Вистелиус А.Б. Структурные диаграммы / А.Б.Вистелиус. M.; JL: Изд-во АН СССР, 1958.- 158 с.

17. Гареев Э.З. Основные петрохимические особенности особенности и условия образования аркозовых комплексов рифея и венда Южного Урала / Э.З.Гареев А.В.Маслов // Литология и полезные ископаемые. — 1992 — №3. — С.50-61.

18. Гарипов О.М.Исследование вторичных изменений коллекторов залежей Красноленин-ского свода и совершенствование их разработки (на примере Талинского месторождения): автореф. канд. геол.-минерал.наук: 25.00.12 / О.М. Гарипов. — Тюмень, 1997. -23 с.

19. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович и др. М.: Наука, 1975. -680 с.

20. Гзовский М.В. Основы тектонофизики / М.В. Гзовскпй. -М.:Наука. 1975. -536 с.

21. Гриффите Дж. Научные методы исследования осадочных пород: пер. с англ. / Дж. Гриффите. М.: Мир, 1971.-422 с.

22. Гудкова P.M. Окисление Н-алканов С14-С17 микроорганизмами / Тр. ВНИГРИ: Геохимические исследования нефтей- JI.: Недра, 1973. С.70-75.

23. Гуськов О.И. Математические методы в геологии: сб. задач: учеб. пособие для вузов / О.И.Гуськов, П.И.Кушнарев, С.М. Таранов -М.гНедра. 1991.-205 с.

24. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазона-сьпцения горных пород / Дахнов В.Н. М.:Недра, 1985. - 310 с.

25. Девятов В.П. Особенности строения продуктивного пласта Ю|3"4 Крапивинского месторождения нефти по геологосейсмическим данным / В.П. Девятов, Берилко В.И., Фоменко В.В., Карапузов Н.И. // Вопросы геологии и палеонтологии Сибири. Томск, 1997.-С.12-18.

26. Делицин И.С. Структурообразование кварцевых пород / И.С.Делицин. М.: Наука,1985.-191 с.

27. Ежова A.B. Литология: учеб. пособие / A.B. Ежова.- Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 353 с.

28. Ежова A.B. Применение системного анализа для расчленения и корреляции юрских терригенных разрезов на месторождениях углеводородов Томской области // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2008 - Т.311.- № 1. - С.59-63.

29. Ефремова C.B. Петрохимические методы исследования горных пород: справ, пособие / C.B. Ефремова, КГ. Стафеев. М.: Недра, 1985. -511 с.

30. Жуковская Е.А.,. Влияние вторичных изменений на коллекторские свойства верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения / Е.А Жуковская, Г.Г. Кравченко // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2010. -Т.316 - № 1 -С.93-98.

31. Казаков А.Н. Динамический анализ микроструктурных ориентировок минералов / А.Н. Казаков. Л.: Наука, 1987. - 272 с.

32. Казарбин В.В. Растворение полевых шпатов — процесс образования вторичной пористости // Проблемы геологии Сибири. — Томск:, 1996. — Т.2. С.129-130.

33. Казанский Ю.П., Об эпигенетическом монтмориллоните из мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности / Ю.П. Казанский, Г.Н.Перозио, М.Ф.Соколова // Докл. АН СССР, 1960. -Т.135. №4. - С.17-21.

34. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев 2-е изд, перераб. и доп. -М.:Недра, 1978.-279 с.

35. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпарова и др. JL: Недра, 1981. - 240 с.

36. Кноринг Л.Д. Условия формирования пористости песчано-алевритовых пород и их выявление методом факторного анализа // Литология и полезные ископаемые. -1974 — №2. С.66-76.

37. Копелиович A.B. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы / A.B. Копе-лиович М.: Наука, 1965. - 309 с.

38. Коптяев Н.В. Геологическое строение и условия формирования месторождения нефти и газа Васюганской нефтегазоносной области: дисс.канд: / Н.В .Коптяев Томск, 1981.

39. Коссовская А.Г. Вопросы кристаллохимической и генетической классификации слюдистых минералов осадочных пород / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц // Эпигенез и его минеральные индикаторы. М.: Наука, 1970. - Вып. 221. - С.71-95.

40. Коссовская А.Г. О специфике формирования глинистых минералов в разных фациально-климатических обстановках / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц, Т.Н. Соколова // Эпигенез и его минеральные индикаторы.- М.: Наука, 1970. Вып. 221.- С.35-53.

41. Коссовская А.Г. К проблеме минералого-петрохимической классификации и генезиса песчаных пород / А.Г. Коссовская, М.И Тучкова // Литология и полезные ископаемые. — 1988.- №2. — С.8-24.

42. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков: гранулометрический состав и анализ эмпирических полигонов распределения / Б.Н. Котельников; под ред. В.Н.Шванова. — Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1989. — 132 с.

43. Кравченко Г.Г. Факторный анализ как метод выявления условий формирования песчаников // Студент и научно технический прогресс: материалы XXXVII международной научной студенческой конференции: Геология. Новосибирск, 1999. - С.97-98.

44. Кравченко Г.Г. Анизотропия песчаных коллекторов Крапивинского месторождения нефти (Томская область) // Структурный анализ в геологических исследованиях: материалы международного семинара и республиканской школы молодых ученых. -Томск, 1999.-С.128-129.

45. Кравченко Г.Г. Седиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения по результатам изучения керна / Г.Г. Кравченко, Е.А. Жуковская // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. — Т.316. — № 1. — С.80-86.

46. Кудрявцев H.A. Генезис нефти и газа // Тр. / ВНИГРИ. Д.: Недра, 1973.- Вып. 319. -216 с.

47. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах / Б.А. Лебедев. Л.: Недра, 1992. - 240 с.

48. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: пер. с англ. / М.Р. Лидер М.: Мир. 1986.-439с., с ил.

49. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород с основами методики исследования / Н.В. Логвиненко М.: Высшая школа, 1984. - 415 , 1., с рис.

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

51. Лукин А.Е. Литогенез и нефтеносность юрских терригенных отложений Среднеширот-ного Приобья / А.Е. Лукин., О.М.Гарипов // Литология и полезные ископаемые. -1994-№5. С.65-85.

52. Новое направление геолго-разведочных работ в Каймысовком нефтегазоносном районе Западной Сибири) / В.П.Мангазеев и др. // Геология нефти и газа. -1996 №3. - С.5-11.

53. Масленникова Г.В. Опыт изучения косослойчатых текстур в керне скважин в связи с поисками неструктурных ловушек нефти и газа // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири / Тр. СНИИГГИМСа. 1972.- Вып.149. - 15-23.

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

55. Минский H.A. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М.: Недра, 1979.-298 с.

56. Муромцев В.А. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа / В.А. Муромцев М.: Недра, 1984. - 260 с.

57. Недоливко Н.М. Эволюция пустотно-порового пространства в зонах водо-нефтяных контактов // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. - Т.316 - № 1.-С.99-107.

58. Нежданов А.И. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ.- 1985. -Вып.201. С.95-103.

59. Никашкин A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1985. — Вып.201. -С.83-88.

60. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т. ; пер. с англ. / под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990.-Т. 1 -352 с.

61. Осадочные породы (состав, текстуры, типы разрезов) / Казанский Ю.П. и др. Новосибирск: Наука, 1990. -269 с.

62. Палеомагнитология / под ред. А.Н.Храмова. М.: Недра, 1982. -282 с.

63. Перельман А.И. Геохимия ландшафтов / А.И. Перельман. М.: Высшая школа, 1975. — 341 с.

64. Перозио Г.Н. О привносе вещества в эпигенезе // Тр. СНИИГГиМСа Вопросы литологии и географии Сибири. 1970 - Вып. 106. - С.69-73.

65. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных пород юры и мела Западно-Сибирской низменности / Г.Н. Перозио. М., Недра, 1971.-158 с.

66. Перозио Г.Н. Метастабильные эпигенетические карбонаты в терригенных породах / Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова., Л.Ф. Малюшко // Вопросы литологии Сибири. — Новосибирск, 1973. -С.22-23.

67. Перозио Г.Н. Особенности преобразований обломочного скелета терригенных пород в эпигенезе. / Г.Н. Перозио, Е.А. Предтеченская // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа. -1972.- Вып. 149. С.73-78.

68. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы; пер. с англ; /под ред. д.г.-м.н. И.М.Симановича и чл. кор. АН СССР П.П.Тимофеева. -М.: Недра, 1981. -752 с.

69. Потлова М.М. К вопросу использования математических методов статистики при изучении пород-коллекторов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа,- 1972. Вып. 149.-. - С.54-61.

70. Потлова М.М. Сравнительная характеристика юрских коллекторов Шаимского, Березовского и Межовского нефтегазоносных районов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972. - Вып.149.- С.32-37.

71. Предтеченская Е.А. Специфика вторичных изменений на газо-нефтяном и водо-нефтяном контактах Самотлорского месторождения // Новые данные по геологии и геофизике. Новосибирск: Изд-во НТО «Горное», 1972. - С. 15-18.

72. Предтеченская Е.А., Шиганова О.В., Фомичев А.С. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизъюнктивных нарушений /

73. Е.А.Предтеченская, O.B. Шиганова, A.C. Фомичев. // Литосфера. 2009. — № 6. - С.54-65.

74. Прозорович Г.Э. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти (Западная Сибирь) / Г.Э. Прозорович, З.Л. Валюженич // Докл. АН СССР. 1966, Т.168.-№4. - С.893-895.

75. Прошляков Б.К. Литология / Б.К. Прошляков, В.Г. Кузнецов. М.: Недра, 1991. -443 е.

76. Рейнек Г.-Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г.Э Рейнек., И.Б. Сингх. — М.: Недра, 1981.-439 с.

77. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточнённых стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири: Новосибирск, 2003 г. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 114 е., прил.

78. Родыгин А.И. Микроструктурный анализ кварца / А.И.Родыгин. Томск: изд-во Том. ун-та. 1994.-216 с.

79. Родыгин А.И. Азимутальные проекции в структурной геологии /А.И. Родыгин. — Томск: изд-во Том. ун-та. 1981. 134 с.

80. Рожков Г.Ф. Дифференциация обломочного материала и гранулометрическая диаграмма а т по косвенному счету частиц // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. - М.: Недра, 1978. - С.97-117.

81. Розин A.A. Преобразование состава подземных вод и пород Западно-Сибирской плиты под воздействием глубинного углекислого газа / А.А Розин, З.Я. Сердюк // Литология и полезные ископаемые. 1970. - №4. -С. 102-114.

82. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления / С.И. Романовский Л.: Недра, 1985. -264 с.

83. Рухин Л.Б. Гранулометрический метод анализа песков. — Л., 1947.

84. Рухин Л.Б. Учение об осадочных породах. Л., 1961. -780 с.

85. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / P.C. Сахибгареев. Л.: Недра, 1989. — 260 с.

86. Сахибгареев P.C. Древние водонефтяные контакты как показатели истории формирования и разрушения залежей / P.C. Сахибгареев, Л.Д. Виноградов // Докл. АН СССР. -1981 Т.257 — №2. - С. 445-448.

87. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления / Р.Ч. Селли М.: Недра, 1989. -293 с.

88. Сердюк З.Я. Биогенные текстуры в отложениях юры и нижнего мела Обь-Иртышского междуречья. / З.Я. Сердюк, С.М. Яшина // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972 - Вып. 149.- С.24-27.

89. Сидоренков А.И. Направление сноса терригенного материала в оксфордском веке Западной Сибири / А.И.Сидоренков, З.Л Валюженич., В.Д. Пикулевич //Тектоника Западной Сибири: сб. науч. тр.-Тюмень: изд-воЗапСибНИГНИ, 1987. —С.111-118.

90. Славкин B.C., Шик Н.С., Гусейнов A.A., Ермолова Т.Е. Прогноз развития песчаных тел в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода // Геология нефти и газа. —1995,— №10. С.22-29.1 <

91. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: Изд-во АН СССР, 1960. - Т. 2. -274 с.

92. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.:Недра, 1981.-144 с.

93. Тимофеев П.П. Эволюция угленосных формаций в истории Земли / П.П. Тимофеев-М.: Наука, 2006. -204 с.

94. Ушатинский И.Н., Ясович Г.С. Верхнеюрские карбонатные конкреции и генерация карбонатов в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, Г.С. Ясович // Тр. ЗапСибНИГНИ 1985. - Вып.201. - С.95-103.

95. Фролов В.Т. Литология: учеб. пособие / В.Т. Фролов. М.: Изд-во МГУ, 1993. -. Кн. 2.-432 с.

96. Чепиков К.Р, Ермолова Е.П., Орлова H.A. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов / K.P. Чепиков, Е.П. Ермолова, H.A. Орлова. -М.: Наука, 1972. 90 с.

97. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии / O.A. Черников. -М.: Недра, 1981.-238 с.

98. Черников O.A. Преобразование песчано-алевритовых пород и их пористость / O.A. Черников. М.: Наука, 1969. - 120 с.

99. Чернышов А.И., Кравченко Г.Г. Петроструктурные особенности песчаных коллекторов Крапивинского месторождения (Томская область) // Вестник Томского государственного университета. 2010. — № 340 (в печати).

100. Шандыбин М.В. Роль явлений наложенного эпигенеза в формировании фильтраци-онно-емкостных свойств пород-коллекторов. // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: материалы науч. конф. Томск: Изд-во ТГУ, 1998. - Т.2-. С.178-179.

101. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород (компонентный состав, систематика и описание минеральных видов) / В.Н. Шванов. Л.: Недра, 1987 - 267, 2. с илл.

102. Шестаков Ю.Г. Математические методы в геологии: учеб. пособие для студентов геологических специальностей / Ю.Г. Шестаков. — Красноярск: изд-во Краснояр. ун-та, 1988. -208 с.

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

104. Щепеткин Ю.В. Геохимические особенности образования конкреционных тел в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. — 1985. Вып.201.- С.88-95.

105. Щербаков Ф.А. О механической дифференциации песчаного материала в прибрежной зоне моря / Ф.А. Щербаков, Ю.С. Долотов, Г.Ф. Рожков, М.Г. Юркевич // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. М.: Недра, 1978. -С.61-73.

106. Ян П.А. Ихнофации в разрезе васюганского сиквенса (по материалам Тюменкской СГ-6) // Литосфера. -2003.- №1. С.54-63.

107. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза: учеб. пособие / О.В.Япаскурт. М.: изд-воМГУ, 1991.-142 с.

108. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ осадочного процесса // Литология и полезные ископаемые. -2008.- №4.- С. 364-376.

109. Япаскурт О.В. Особенности литогенеза докайнозойских дельтово-морских комплексов в бассейнах разных типов (север Сибири). Сообщение 1. Бассейн с близкой к компенсационной седиментацией в Колтогорско-Уренгойском прогибе / О.В. Япаскурт,

110. B.И. Горбачев, В.Л. Косоруков // Литология и полезные ископаемые. -1997 №1.1. C.36-48.

111. Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения: отчет по договору с ОАО «Томскнефть»/ ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. М.В. Панков. Томск, 2004.-С. 425.

112. Выявление типоморфных и структурных особенностей минералов осадочных пород с целью разработки методов определения их генезиса: отчет о НИР (заключительный) / Тема 122-1/71; отв. исполн. Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова.- Новосибирск, 1982.

113. Геологическое моделирование Крапивинского месторождения с применением компьютерных технологий: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. Э.С Крец. -Томск, 1997.

114. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юго-западной части Каймы-совского свода и прилегающих территорий: отчет о проведении работ с/п №4.5,7/89-90 / ТГТ; отв. исполн. Г.И Берлин. Колпашево, 1992.

115. Годовые отчеты о геологических результатах работ за 1984-1999 гг. / ПГО Томскнефте-газгеология. Томск, 1985-2000.

116. Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Крапивинского месторождения: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК. Томск, 1996.

117. Исследование влияния процессов наложенного эпигенеза на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов юрских отложений юго-восточной части Западной Сибири: отчёт о НИР по теме 2-29/95 /; отв. исполн. Н.Ф. Столбова. Томск, 1996.

118. Комплексное литолого-петрографическое исследование низкоомных нефтеносных коллекторов/ Н.М.Недоливко, A.B. Ежова. Томск, 1997. -Тема 2-36/96.

119. Литолого-стратиграфическая и минералого-геохимическая интерпретация сейсмических аномалий в нижней части чехла и палеозойском фундаменте (Томская область): отчет о НИР / ТПУ; отв. исп. Н.Ф. Столбова.- Томск, 2001. ГР №35-97-10.

120. Отчет о результатах глубокого бурения на Моисеевской и Крапивинской площадях. Моисеевская и Крапивинская площади ПГО /Томскнефтегазгеология; отв. исполн. С.М. Фузеев. Томск, 1972.

121. Оценка возможностей магниторазведки при поисках углеводородов в неантиклинальных ловушках (Крапивинское и Колотушное месторождения): отчет о НИР / ТПУ; отв. исполн В.П. Меркулов. Томск, 1996.17

Информация о работе

Кравченко, Григорий Геннадьевич
кандидата геолого-минералогических наук
Томск, 2010
ВАК 25.00.12

Диссертация

Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы