Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья

Нехаев, Александр Юрьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья"

□03474957

На правах рукописи

НЕХАЕВ АЛЕКСАНДР ЮРЬЕВИЧ

МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

НИЖНЕЙ ЮРЫ НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НГП)

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

ископаемых

Новосибирск 2009

003474957

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения РАН

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук

Шемин Георгий Георгиевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

член-корреспондент РАН Конторович Владимир Алексеевич кандидат геолого-минералогических наук Смирнов Лев Васильевич

Ведущая организация: ФГУП «Всероссийский нефтяной

научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ВНИГРИ, г. Санкт-Петербург)

Защита диссертации состоится 30 июня 2009 г., в 15-00 часов на заседании Диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН (ИНГГ СО РАН), в конференц-зале.

Адрес: проспект ак. Коптюга, 3, г. Новосибирск, 630090

Факс: (383)333-23-01

E-mail: KostyrevaEA@ipgg.nsc.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН

Автореферат разослан 28 мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования являются региональные резервуары нефти и газа нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья севера ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

A.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, А.И. Ларичева,

B.Д. Наливкипа, H.H. Немченко, И.И. Нестерова, Б.В. Никулина, Л.И. Ровнина, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, A.B. Рылькова, В.Т. Подшибякина, В.Н. Сакса, Ф.К. Салманова, В.В. Семеновича, Г.П. Сверчкова, В.А. Скоробогатова, Л.В. Смирнова, О.Ф. Стасовой, B.C. Суркова, A.A. Трофимука, С.И. Филиной, А.Н. Фомина, A.C. Фомичева, Ф.З. Хафизова, Н.Г. Чочиа, Г.Г. Шемина,

C.И. Шишигина, В.И. Шпильмана и многих других. Анализ опубликованных материалов свидетельствует о существовании различных взглядов на строение, условия формирования и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений (Гурари и др., 1990; Сурков и др., 1991, 1995; Нефтегазоносные бассейны..., 1994; Диковский, 1995; Лопатин, Емец, 1998; Брехунцов и др., 2001; Ушатинский, Рыльков, 2001; Геологическое строение..., 2005).

В 1980-90-е годы на исследуемой территории с целью уточнения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности выполнены большие объемы геолого-геофизических работ. В результате проведения региональных сейсмических работ и широкомасштабного глубокого бурения получены новые сведения о строении и составе нижнеюрских отложений. В ряде скважин из этих образований получены притоки нефти и газа, а за пределами рассматриваемой территории открыты залежи нефти и газа. Поэтому возникла необходимость детально изучить полученный новый материал и на результатах этих исследований выполнить более обоснованный прогноз нефтегазоносности нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья. В современной экономической обстановке уточнение критериев и оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений исследуемого района являются крайне важными и актуальными.

Цель исследования заключается в оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья на основе результатов разработки моделей геологического строения и анализа

тектонических, литолого-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев прогноза нефтегазоносности.

Научная задача. Уточнить модели строения и критерии оценки перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, гетганг-синемюрского региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья и на основе полученных результатов выполнить количественный прогноз их нефтегазоносности.

Решение этой задачи было разделено на несколько этапов:

• детальная корреляция нижнеюрских отложений, выделение региональных резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов, уточнение индексации перспективных песчаных пластов;

• разработка моделей геологического строения тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов;

• выявление зависимости фильтрационно-емкостных (ФЕС) свойств резервуаров от глубины их залегания;

• оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом;

• количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в целом.

Фактический материал и методы исследования. В середине 1990-х годов в Институте геологии нефти и газа им. A.A. Трофимука (ИГНГ) СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича была развернута широкая научная программа по комплексному изучению юрских отложений севера Западно-Сибирской НГГ7. В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные сотрудниками Института (в том числе и автором) в результате совместных работ при выполнении проектов, прежде всего таких, как «Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-Тазовском междуречье» (1998 г.), «Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений севера ЗападноСибирской плиты» (2001 г.) и «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003 г.).

состава резервуаров осуществлялось с привлечением результатов исследований сотрудников Лаборатории седиментологии (Л.Г. Вакуленко и др.) При характеристике катагенеза органического вещества нижнеюрских отложений севера Западно-Сибирского мегабассейна была использована «Карта катагенеза базальных горизонтов юры северных районов Западно-Сибирского мегабассейна» (Фомин, Конторович, Красавчиков, 2001). Для оценки генерационного потенциала нижнеюрских отложений использовались литературные данные и аналитические материалы, предоставленные сотрудниками Лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН (рук. А.Н. Фомин).

При расчленении и корреляции отложений применялся в полной мере литостратиграфический (комплекс каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, описание керна скважин и сейсмические профили ОГТ) и в меньшей степени (в связи с низким выносом керна) биостратиграфический метод. Корреляция отложений осуществлялась с использованием правила последовательности залегания пачек циклического строения и прослеживанием этой последовательности по разрезам, упорядоченности изменений их толщин при изменении толщин свит и подсвит. Учитывалась также направленность изменения литологического состава.

Оценка качества региональных резервуаров осуществлялась на основе оценок их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) (Прогноз месторождений..., 1981; Мельников, Шемин, 1985; Шемин, 1994). В ней наиболее значимым критерием принято качество проницаемых комплексов, поскольку этот параметр является критичным для формирования залежей нефти и газа в выделенных резервуарах (Шемин и др., 2002).

При количественной оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижней юры использовался геологический способ по удельным плотностям запасов углеводородов метода внутренних геологических аналогий (Методическое руководство..., 2000).

Основные защищаемые положения

1. Проницаемые комплексы нижнеюрских резервуаров сложены циклически построенными пачками, в основании которых залегают пласты песчаников, являющиеся вместилищами залежей нефти и газа. Песчаники характеризуются пониженными значениями открытой пористости, низкой проницаемостью. На большей части территории качество проницаемых комплексов среднее и пониженное.

Флюидоупоры сложены преимущественно глинистыми породами. Толщины их соответствуют экранам высокого качества (50-70 м), а содержание алеврито-песчаных пород - от низкого до высокого (от нескольких до 50 %). Для флюидоупоров плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров характерно среднее качество, а для тозрского - пониженное. В целом нижнеюрские резервуары имеют пониженное качество.

2. Фильтрационно-емкостные свойства пород резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП с увеличением глубины их залегания

монотонно ухудшаются. Открытая пористость и гранулярная проницаемость их в интервале глубин от 2500 м до 4500 м уменьшаются от 14 - 17 до 8 - 10 % и от (1 - 10) • 10"3мкм2 до 0,01 • 10"3 мкм2 соответственно. Глубже 4500 м породы резервуаров обычно имеют пористость и проницаемость ниже граничных значений коллекторов. Вероятность встречи гранулярных коллекторов глубже 4500 м весьма низка. С увеличением глубины залегания резервуаров проницаемость коллекторов уменьшается с большим градиентом, чем открытая пористость. Понижение ФЕС коллекторов с увеличением глубины их залегания в основном связано с уплотнением пород под воздействием горного давления.

3. Перспективы нефтегазоносное™ нижнеюрских отложений на большей части рассматриваемого региона характеризуются пониженными и низкими. В них прогнозируется преимущественно газ. Лишь в северной и юго-западной частях прогнозируются среднеперспективные земли с плотностью ресурсов углеводородов 30- 50 тыс. т УУВ/км2. Оцененные в 3400 млн т ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории В2. Среди региональных резервуаров наибольшими перспективами на поиски залежей нефти и газа обладает тоарский резервуар, меньшими - плинсбахский, низкими -геттанг-синемюрский. Основные ресурсы нефти прогнозируются в тоарском резервуаре, значительно меньше - в плинсбахском. В геттанг-синемюрском резервуаре нефть не предполагается.

Научная новизна. Использование приемов высокоразрешающей корреляции отложений с применением литостратиграфического и биостратиграфического методов позволило уточнить стратиграфическое положение, объемы и индексацию продуктивных и перспективных пластов нижней юры.

Статистическая обработка огромного массива анализов ФЕС позволила выявить закономерности изменения их значений в зависимости от глубины залегания резервуаров. Показано, что сверху вниз по разрезу значения пористости и проницаемости монотонно уменьшаются, причем градиент уменьшения второго параметра больше. Обоснованы геологические факторы ухудшения ФЕС с увеличением глубины залегания отложений.

Впервые выполнена комплексная характеристика резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов). Рассмотрены их современные структурные планы; вещественный и минералогический состав; условия формирования отложений; распределения их суммарных толщин, толщин песчаников и толщин коллекторов; ФЕС; проведена оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом.

Опираясь на результаты разработки уточненных моделей строения резервуаров и анализа критериев прогноза нефтегазоносное™, выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносное™ региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в целом. Проведено районирование резервуаров в зависимости от их перспектив, сделан прогноз объемов и фазового состава углеводородов.

Практическая значимость. Изложенные в работе результаты выполненных исследований широко использовались при реализации

Государственных проектов: № 48-03 «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003), П-1-11 «Разработать программу геологического изучения, воспроизводства и освоения ресурсов нефти и газа Западной Сибири» (2005), а также при разработке ряда научно-исследовательских Программ СО РАН «Нафтидогенез и его эволюция в истории Земли; закономерности генерации, миграции, аккумуляции и сохранения залежей углеводородов в осадочных бассейнах Сибири», «Фундаментальные проблемы геологии, размещения, формирования и генезиса нефти и газа в осадочных бассейнах; научные основы совершенствования нефтегазового комплекса Сибири» и при выполнении договоров по заказам ведущих российских нефтегазовых компаний.

Апробация работы и публикации. Апробация основных положений диссертационной работы проводилась на различных международных, всероссийских и региональных научных конференциях (Томск, 1998 г.; Москва, 2000, 2004 гг.; Пермь, 2000 г; Ханты-Мансийск, 2003 г; Новосибирск, 2004, 2009 гг.; Тюмень, 2004,2005, 2007 гг.; Санкт-Петербург, 2008 г.).

Изложенные в диссертации результаты исследований опубликованы в 27 работах, в том числе в трех статьях в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав и заключения, содержит 221 страницу текста, 73 рисунка и 15 таблиц. Список использованной литературы включает 183 опубликованные и 3 фондовые работы.

Работа выполнена в Лаборатории геологии нефти и газа глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов ИНГГ СО РАН под научным руководством д.г.-м.н. Г.Г. Шемина, которому автор выражает искреннюю благодарность за всестороннюю помощь, ценные замечания и постоянную поддержку.

B.C. Кусковскому, В.Р. Лившицу, C.B. Мелединой, В.И. Москвину, Б.Л. Никитенко, А.Н. Фомину; доктору технических наук В.О. Красавчикову, кандидатам геолого-минералогических наук: А.Л. Бейзелю, С.Ю. Беляеву, Л.М. Бурштейну, Л.Г. Вакуленко, Е.А. Гайдебуровой, Л.А. Глинских, О.С. Дзюбе, А.Г. Замирайловой,

C.B. Ершову, В.А. Казаненкову, В.Н. Меленевскому, А.Ф. Фрадкиной. Автор благодарен за помощь, которою ему оказали при оформлении работы коллеги и сотрудники института: H.H. Костагачева, Н.В. Первухина, В.А. Шарикова, H.A. Щекочихина, а также сотрудники отдела информационных технологий института и его руководитель Д.В. Косяков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Высокоразрешающая корреляция нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья» кратко рассмотрены: фациальное

районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских отложений, методика и результаты высокоразрешающей корреляции, описание свит и пачек, уточненная индексация песчаных пластов и стратиграфическое положение региональных резервуаров.

В соответствии с принятым фациальным районированием нижнесреднеюрских отложений (Решение..., 2004), рассматриваемая территория относится к разным фациальным районам: Ямало-Гыданскому, Усть-Енисейскому, Нижнеобскому, Надымскому, Уренгойскому, Часельскому, Фроловскому и Варьеганскому (рис. 1, см. вкл.). В нижнеюрских отложениях выделяются береговая, ягельная и котухтинская свиты и их возрастные аналоги, которые имеют четкое циклическое строение, т.е. представлены серией более мелких вспомогательных стратиграфических подразделений, циклически построенных пачек. Они сложены в основании песчаниками, которые вверх по разрезу постепенно сменяются алевритово-глинистыми породами. Толщина пачек изменяется от 30 до 150 м. Границы между ними резкие. Каждая циклически построенная пачка четко выражена на каротажных диаграммах, что позволяет достоверно их коррелировать в разрезе.

Приведенный методический прием позволил расчленить нижнеюрские отложения береговой, ягельной и котухтинской свит и их возрастных аналогов соответственно на две, две и семь пачек циклического строения и осуществить корреляцию этих отложений по трем профилям, охватывающим все отмеченные фациальные районы. Фрагмент одного из них приведен на рис. 2. (см. вкл.) Выполненная детальная корреляция нижнеюрских отложений по циклопачкам позволила уточнить их строение, возрастное и литологическое взаимоотношение местных стратиграфических подразделений, а также стратиграфическое положение и объемы перспективных песчаных пластов.

Продуктивные и перспективные пласты юрского нефтегазоносного комплекса имеют индекс Ю. Нумерация осуществляется сверху вниз от Ю0 до Ю2з (Решение..., 2004). В основе индексации продуктивных и перспективных песчаных пластов автором использован вышеотмеченный подход с уточнениями Г.Г. Шемина (Шемин и др., 2001). Детальная корреляция отложений позволила выделить в разрезах нижней юры регионально выдержанные песчаные пласты и локально распространенные (локальные) пласты. Цифровые индексы присваиваются не всем, а только регионально выдержанным (сквозным) пластам, обычно приуроченным к основаниям циклически построенных пачек. Всего в нижнеюрских образованиях выделено семь "сквозных" пластов (Ю^, Ю]5, Ю|6, Ю17, Ю18, Ю19, Ю2о). Залегают они в основании соответственно циклопачек kth-6, kth -5, kth -4, kth -3, kth -2, kth -1 и кровле циклопачки jag-1 и прослеживаются во всех фациальных районах. Локально развитые пласты, залегающие в глинистой части циклопачек, имеют цифровой индекс основного пласта и дополнительный буквенный индекс, сверху вниз по разрезу от "а" до "д" (рис. 3, см. вкл.). Отличительной чертой используемой индексации пластов является более точная стратиграфическая привязка к конкретной пачке, а не к свите или подсвите.

В составе юрского нефтегазоносного этажа обычно отмечают несколько нефтегазоносных комплексов (региональных резервуаров): нижне-среднеюрский,

васюганский, баженовский (Геология..., 1975); зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевекий (Девятое, Казаков, Шурыгин, 1996; Геологическое строение.., 2005 и др.). Г.Г. Шемин с соавторами подразделяют нижнеюрские отложения на три региональных резервуара: тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский (Шемин и др., 1999, 2001) (см. рис. 3, см. вкл.). Названия их соответствуют ярусам общей стратиграфической шкалы, в рамках которых выделены проницаемые комплексы. Региональные резервуары, в свою очередь, сложены проницаемыми комплексами и флюидоупорами. Последний вариант расчленения нижнеюрских отложений на региональные резервуары использован в диссертационной работе.

Вторая глава «Комплексная характеристика нижнеюрских перспективных на нефть и газ региональных резервуаров» состоит из трех различных по объему частей.

В первой, наиболее краткой части, по литературным данным рассмотрены терминология и классификация резервуаров. Термин «резервуар» в отечественной геологической литературе стал широко использоваться после работ И.О. Брода. В настоящее время существуют различные представления о понятии «резервуар», его строении и классификации, которые отражены в работах A.A. Бакирова, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, Г.П. Евсеева, В.П. Казаринова, М.К. Калинко, Ю.Н. Карогодина, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, М.Ф. Мирчинка, Г.П. Мясниковой, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, Г.П. Ованесова, Г.Э. Прозоровича, H.H. Ростовцева, Ф.К. Салманова, A.A. Трофимука, Г.Г. Шемина, В.И. Шпильмана и других исследователей. В настоящей работе использовано определение «резервуар», предложенное Г.Г. Шеминым (1994). Под резервуаром нефти и газа понимается «совокупность смежных комплексов, экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу), в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов» (Шемин, 1994, с. 4).

Во второй части главы представлены методические аспекты изучения строения резервуаров, оценка их качества. Приведены использованные в работе методики построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников, карт вещественного состава проницаемых комплексов, оценки качества резервуаров и их составных частей.

Большое внимание уделено изучению ФЕС пород-коллекторов. Нижнеюрские перспективные региональные резервуары Надым-Тазовского междуречья залегают обычно на больших глубинах - 3500-6000 м. На основе анализа более 10 тыс. определений открытой пористости и межзерновой проницаемости (материалы ОАО «Пурнефтегазгеология», «Ноябрьскнефтегаз-геология», «Уренгойнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология») рассмотрены изменения ФЕС терригенных коллекторов с увеличением глубины их залегания (рис. 4, см. вкл.). Проведенные исследования показывают, что ФЕС пород резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП с увеличением глубины их залегания монотонно ухудшаются. Открытая пористость и гранулярная проницаемость в диапазоне от 2500 до 4500 м соответственно

уменьшаются от 14-17 до 8-10 % и от (1-10) «Ю^мкм2 до 0,01*10"3 мкм2. Глубже 4500 м породы резервуаров обычно имеют пористость и проницаемость ниже граничных значений коллекторов. Вероятность встречи гранулярных коллекторов глубже 4500 м весьма низка. С увеличением глубины залегания резервуаров проницаемость коллекторов уменьшается с большим градиентом, чем открытая пористость. Такая же зависимость наблюдается и для ФЕС коллекторов, которая в основном обусловлена уплотнением пород под воздействием горного давления.

В третьей, основной части главы охарактеризовано геологическое строения тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров и их составных частей - проницаемых комплексов и флюидоупоров.

В соответствии с «Тектонической картой юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (Конторович и др., 2001) и прилагаемыми структурными картами по кровле проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров рассмотрено тектоническое строение юрского структурного яруса исследуемого региона. Приведено краткое описание основных тектонических структур разного порядка и проанализирована дизъюнктивная тектоника. Дана комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров.

Тоарский региональный резервуар (середина нижнего тоара - середина верхнего аалена, надояхский и лайдинский горизонты) представлен песчано-алевролито-глинистыми породами верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастными аналогами, пользующимися почти повсеместным распространением в Надым-Тазовском междуречье. Толщина его изменяется от 50 до 340 м, а глубина залегания - от 1720 до 5500 м. Резервуар представлен надояхским проницаемым комплексом и лайдинским флюидоупором.

Надояхский проницаемый комплекс (верхняя часть нижнего тоара - подошва нижнего аалена, надояхский горизонт) сложен углисто-глинисто-алевритовыми отложениями с пластами песчаников нижней и средней частей верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов. В его составе выделяют две пачки циклического строения -кЛ-4, к!Ь 5 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки ЙЬ-б, в основании которых залегают регионально выдержанные пласты Ю16, Ю15 и Юн- По составу песчаники относятся к полевошпатово-граувакково-кварцевым, реже - к кварцево-граувакковым и граувакково-кварцевым. Состав цемента карбонатный, глинисто-карбонатный и глинистый. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 240 м, толщина песчаников - от нескольких до 110 м. Наибольшие их значения отмечаются на севере, средние - на востоке, а наименьшие - на западе, юго-западе и юге региона. Формировались отложения проницаемого комплекса в различных обстановках осадконакопления: низменных аккумулятивных равнин; прибрежных равнин, временами заливаемых морем, и на мелководной части шельфа.

В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: основной поровый (гранулярный) и возможно преимущественно

трещинный. Второй тип прогнозируется на глубинах свыше 4,5 км, в наиболее прогнутой северной части региона. На большей части его территории развит гранулярный тип коллекторов. Толщина коллекторов изменяется от нескольких до 30 м (в среднем - от 10 до 20 м). Открытая пористость - в пределах 8 - 24 % (преобладает 11-14 %), межзерновая проницаемость - от 0,01-10"3 до 24-10"3 мкм2 (в среднем от 0,1 до МО'3 мкм2). Отмечается уменьшение их значений вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются пониженной пористостью и низкой проницаемостью.

Качество проницаемого комплекса на большей части территории среднее. Высокое качество прогнозируется только на отдельных участках на северо-западе, северо-востоке и юге региона, а пониженное - на севере.

Лайдинекий флюидоупор (середина нижнего - среднего верхнего аалена, лайдинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями верхней части верхнекотухтинской подсветы и ее возрастных аналогов. Толщина его изменяется от 20 до 135 м, наиболее часто - от 60 до 80 м, что соответствует экранам высокого качества. Сложен он в основном аргиллитами, минералогический состав которых обычно двухкомпонентный: гидрослюда (80-85 %) и хлорит (15-20 %). Накапливались глинистые отложения преимущественно в условиях мелководного шельфа. Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных и алевролитовых прослоев, количество которых может меняться от 5-7 до 50 %. Качество флюидоупора на рассматриваемой территории в основном пониженное и низкое. Среднее качество флюидоупора прогнозируется на ограниченных по площади участках.

Тоарский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется преимущественно пониженным качеством (рис. 5, см. вкл.).

Плинсбахский региональный резервуар (верхняя часть верхнего плинсбаха - нижняя часть нижнего тоара, шараповский и китербютский горизонты) выполнен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов. Отсутствуют отложения резервуара в пределах Комсомольского выступа фундамента (Северный свод и прилегающие к нему участки) и в окраинных северо-западной, северо-восточной и юго-восточной частях региона. Толщина его изменяется от 50 до 400 м, а глубина залегания от 2200 до 5750 м. В составе резервуара выделяются шараповский проницаемый комплекс и китербютский флюидоупор.

Шараповский проницаемый комплекс (верхняя часть верхнего плинсбаха, шараповский горизонт) сложен глинисто-алеврито-песчаными отложениями нижней и средней частей нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов. В его составе выделяются две пачки циклического строения — kth-1 и kth-2 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-З, в основании которых залегают региональные выдержанные песчаные пласты Ю19, IOig и Ю17. Состав песчаников полевошпатово-граувакково-кварцевый, реже полевошпатово-кварцево-граувакковый, граувакково-кварцевый и кварцево-граувакковый. Цемент по составу обычно глинисто-карбонатный. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких метров до 310 м, толщина

песчаников - от нескольких до 150 м: наибольшая отмечается в северной части региона, а наименьшая - в западной, южной и восточной. Отложения проницаемого комплекса формировались в различных обстановках: от возвышенных равнин, до низменных прибрежных равнин, временами заливаемых морем, и мелководного шельфа.

В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: основной поровый (гранулярный) и возможно преимущественно трещинный. Второй тип прогнозируется на глубинах свыше 4,5 км, в наиболее прогнутой северной и центральной частях региона. На большей части территории развит гранулярный тип коллекторов, толщиной от нескольких до 30 м, в среднем от 10 до 20 м. Открытая пористость варьирует от 8 до 21 % (преобладает 9-12 %), межзерновая проницаемость - от 0,01-10"3 до 73-Ю'3 мкм2 (преобладает 0,1-1-10"3 мкм2). Отмечается уменьшение их значений вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются пониженной пористостью и низкой проницаемостью.

Качество проницаемого комплекса на большей части территории среднее. Высокое качество прогнозируется только на отдельных участках в восточной, центральной и южной частях региона, а земли с пониженным качеством - в северной, центральной и юго-западной частях.

Китербютский флюидоупор (нижняя часть тоара, китербютский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями верхней части нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов. Толщина его изменяется от 10 до 100 м, в среднем - от 40 до 60 м, что соответствует экранам высокого и среднего качества. Минералогический состав глин обычно двухкомпонентный: гидрослюда (55-65 %) и хлорит (55-35 %), реже присутствует каолинит (до 5 %). Накапливались глинистые отложения преимущественно в условиях мелководного шельфа. Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных и алевролитовых прослоев, суммарное количество которых различное - от 5-7 до 50 %. Качество флюидоупора территории на востоке - пониженное и низкое, а на западе - среднее.

Плинсбахский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется пониженным качеством. Высокое и среднее качество прогнозируется только на ограниченных участках на западе, юге и в центральной части региона, а низкое - вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений резервуара и районах, прилегающих к Комсомольскому выступу фундамента.

Геттанг-сипемюрский региональный резервуар (геттангский ярус -нижняя часть верхнеплинсбахского подъяруса, зимний и левинский горизонты) представлен песчано-алевритово-глинистыми породами береговой и глинисто-алевролитовыми породами ягельной свит и их возрастными аналогами, пользующимися несколько меньшим распространением на рассматриваемой территории, чем вышеописанные резервуары. Отсутствуют отложения резервуара в западной (Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал, западная половина Надымской гемисинеклизы) и восточной (Предъенисейская

мегамоноклиза) частях, а также в пределах Комсомольского выступа фундамента. Толщина его изменяется от 50 до 440 м, а глубина залегания - от 2400 до 6200 м. Представлен резервуар зимним проницаемым комплексом и левинским флюидоупором.

Зимний проницаемый комплекс (геттангский ярус - нижняя часть верхнеплинсбахского подъяруса, береговой горизонт) сложен глинисто-алеврито-песчаными отложениями с прослоями галечных конгломератов и гравелитов береговой свиты и ее возрастным аналогом. Для него свойственна большая латеральная изменчивость и поэтому выделяются только локально распространенные песчаные пласты. По составу песчаники относятся к кварцево-граувакковым, граувакково-кварцевым, реже к полевошпатово-граувакково-кварцевым. Состав цемента - глинистый, карбонатный, глинисто-карбонатный. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 300 м, толщина содержащихся в нем песчаников - от нескольких до 180 м. Наибольшие толщины последних отмечаются в северной части региона и юге, а наименьшие - на северо-западе и северо-востоке. Формирование проницаемого комплекса происходило на континентальных равнинах: от возвышенных денудационно-аккумулятивных, до низменных, прибрежных, временами заливаемых морем. Последние отмечаются только на севере региона.

В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: поровый (гранулярный) и возможно преимущественный трещинный. Второй тип коллектора прогнозируется на глубинах свыше 4,5 км, на большей части региона. Коллекторы гранулярного типа развиты в юго-западной, южной и восточной частях рассматриваемого региона. Толщина их изменяется от нескольких до 35 м, наиболее часто от 10 до 20 м. Открытая пористость варьирует от 8 до 18 % (преимущественно от 8 до 10 %), межзерновая проницаемость - от 0,0М0"3 до 62-10"3 мкм2 (преимущественно от 0,01 до 0,1 -10"3 мкм2). Отмечается уменьшение их значений вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются низкой пористостью и низкой проницаемостью.

Качество проницаемого комплекса на большей части территории пониженное. Среднее и высокое качество прогнозируется только на отдельных участках в центральной и южной частях региона.

Левинский флюидоупор (нижняя часть верхнеплинсбахского подъяруса, левинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями ягельной и левинской свит. Толщина его изменяется от 20 до 140 м, в среднем — от 40 до 100 м, что соответствует экранам высокого и среднего качества. Минералогический состав глин обычно трехкомпонентный: гидрослюда (50-75 %), каолинит (20-30%) и хлорит (15-20%). Накапливались глинистые отложения флюидоуиора преимущественно в условиях мелководного шельфа и прибрежной плоской равнины, временами заливаемой морем. Содержание песчаных и алевролитовых прослоев изменяется от 5-7 до 50 %. На большей части территории качество флюидоупора - среднее и высокое. Земли с пониженным и низким качеством отмечаются вокруг Комсомольского выступа фундамента и на востоке территории.

Геттанг-синемюрский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется пониженным качеством.

В заключительной третьей главе «Перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья (ЗападноСибирской НГП)» рассмотрены тектонические, литолого-фациальные, геохимические и гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности, методика и результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья.

При оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижней юры в качестве тектонического критерия использовались лишь наиболее изученные современные структурные планы. Другие тектонические показатели: интенсивность проявления разрывной тектоники, трещиноватости пород, история формирования структур и т.д., в связи с их низкой степенью изученности не рассматривались. Оценка влияния современных структурных планов на перспективы нефтегазоносности резервуаров осуществлялась традиционным способом.

В пределах исследуемого региона резервуары нижней юры изучены крайне низко. В связи с этим при их оценке в качестве литолого-фациальных критериев было использовано ограниченное число параметров: при оценке качества флюидоупоров - литолого-минералогический состав, толщина прослоев песчаников и процент их содержания, а в проницаемых комплексах только наиболее значимый параметр - толщины коллекторов.

Оценка влияния геохимических критериев на перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры и фазовый состав углеводородов осуществлена на базе анализа степени катагенеза содержащегося в них органического вещества и величины начального нефтегазогенерационного потенциала нефтегазоматеринских отложений (рис. 6, см. вкл.).

При оценке гидрогеологических критериев учитывались следующие показатели: минерализация, химический состав и общая газонасыщенность пластовых вод. Наибольшими перспективами нефтегазоносности по гидрогеологическим показателям обладают земли, в пределах которых пластовые воды характеризуются повышенной минерализацией, хлоридно-натриевым составом, пониженными значениями хлорбромного коэффициента, метановым составом ВРГ и с общей газонасыщенностью пластовых вод более 1,8 л/л.

При количественной оценке перспектив нефтегазоносности слабо изученных сейсморазведкой и бурением резервуаров нижней юры использовался геологический способ по удельным плотностям запасов углеводородов на единицу площади, который является составной частью метода внутренних геологических аналогий (Методическое руководство..., 2000). Сначала были выделены и описаны пятнадцать эталонных участков с подсчетом удельных плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов. Все они были подготовлены в рамках выполненной программы «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-

Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003ф ). В ее выполнении активное участие принимал автор.

Далее, учитывая инструктивные требования, выделенные (по принципу схожести геологического строения) области, оцененные тем или иным эталонным участком, разделили на расчетные участки. Затем сравнили контролирующие нефтегазоносность тектонические, литолого-фациальные, геохимические и гидрогеологические критерии каждого расчетного участка с эталонными. В качестве таковых были выбраны и обоснованы следующие показатели: гипсометрия современного структурного плана объекта оценки, качество флюидоупора резервуара, качество проницаемого комплекса резервуара, нефтегазогенерационный потенциал нижнеюрских отложений, минерализация и состав пластовых вод. На завершающей стадии оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров нижней юры осуществлялась количественная оценка удельных плотностей ресурсов нефти, газа и конденсата тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров в пределах исследуемого региона в целом и входящих в него Ямальской, Фроловской, Среднеобской, Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Васюганской и Елогуй-Туруханской нефтегазоносных областей.

Слабоизученные сейсморазведкой и бурением нижнеюрские отложения рассматриваемого района, залегающие в основании осадочного чехла на больших глубинах (4-5 км), характеризуются в целом пониженными и низкими перспективами, и в них прогнозируется преимущественно газ. Начальные суммарные ресурсы углеводородов этих отложений оцениваются в 3391 млн т УУВ, в том числе нефти - 497 млн т, газа-2486 млрд м3 и конденсата-408 млн т. Все ресурсы относятся к прогнозным, из них по категории О] — 1171 млн т УУВ и по категории Э2 - 2220 млн т УУВ. Наиболее перспективные земли этих отложений, с плотностью начальных суммарных ресурсов углеводородов 20-50 тыс. т УУВ/км2, прогнозируются в северной и юго-западной частях рассматриваемого региона, на севере Надым-Пурской и Фроловской НГО (рис. 7, см. вкл.). Перспективы нефтеносности нижнеюрских отложений в основном низкие.

Среди региональных резервуаров наиболее перспективным на поиски залежей нефти и газа является тоарский резервуар, менее перспективным -плинсбахский и низкими перспективами обладает геттанг-синемюрский резервуар. Начальные суммарные ресурсы углеводородов соответственно равны: 1817, 1041 и 535 млн т УУВ. Основные ресурсы нефти прогнозируются в тоарском резервуаре (436 млн т), значительно меньше - в плинсбахском (61 млн т). В геттанг-синемюрском нефть не прогнозируется. Во всех резервуарах наиболее перспективные земли распространены в северной и юго-западной частях Надым-Тазовского междуречья, на севере Надым-Пурской и юге, в пределах Фроловской НГО, причем плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов на этих участках вниз по разрезу уменьшаются. Тоарский резервуар в их пределах имеет плотность 10-30 тыс. т УУВ/км2 (рис. 8, см. вкл.), плинсбахский - 5-20 тыс. т УУВ/км2 и геттанг-синемюрский - 5-10 тыс. т УУВ/км2.

Ранее выполненные варианты оценки перспектив нефтегазоносное™ нижнеюрских отложений рассматриваемого региона, по сравнению с авторской, были выше (Геологическое строение ..., 2005), (Переоценка перспективных ..., кн. 3, 2003 ф). Согласно первого, наиболее перспективные земли тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров имеют удельные плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов соответственно 50-100, 50-100 и 10-30 тыс. т УУВ/км2. По оценке автора, их плотности прогнозируются в 10-30, 5-20 и 5-10 тыс. т УУВ /км2. Во втором варианте оценки начальных суммарных ресурсов углеводородов нижнеюрских отложений рассматриваемого района наиболее высоко перспективные земли имеют плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов 50-100 тыс. т УУВ /км2. Авторская оценка составляет 20-50 тыс. т УУВ/км2.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем.

На основе комплексного анализа большого объема геолого-геофизических материалов разработаны детальные модели геологического строения нижнеюрских региональных резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов), уточнены их стратиграфические объемы, границы, состав, строение и обстановки формирования.

Разработанные модели геологического строения нижнеюрских региональных резервуаров позволили с большей достоверностью оценить их качество, а также качество их составных частей - флюидоупоров и проницаемых комплексов. Установлено, что на значительной части рассматриваемой территории качество надояхского и шараповского проницаемых комплексов среднее, а зимнего - пониженное. Для китербютского и левинского флюидоупоров характерно среднее качество, а для лайдинского - пониженное. Тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский региональные резервуары в целом имеют пониженные качества.

Анализ ФЕС нижнеюрских пород позволил выявить закономерности их изменений с глубиной. Доказано, что открытая пористость и межзерновая проницаемость коллекторов ухудшаются сверху вниз по разрезу. Глубже 4500 м их значения обычно ниже граничных, поэтому вероятность встречи гранулярных коллекторов в более глубоких горизонтах низкая. Гранулярные коллекторы юрских отложений рассматриваемого региона характеризуются средней и низкой открытой пористостью и низкой межзерновой проницаемостью.

УУВ/км2. Оцененные в 3391 млн т УУВ ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории Д2. Среди региональных резервуаров наиболее перспективным на поиски залежей нефти и газа является тоарский резервуар, менее перспективным - плинсбахский, и низкими перспективами обладает геттанг-синемюрский резервуар. Большая часть запасов нефти прогнозируется в тоарском резервуаре, существенно меньше - в плинсбахском, а в геттанг-синемюрском резервуаре нефть не предполагается.

Несомненно, что исследования глубокопогруженных резервуаров нижней юры севера Западной Сибири необходимо продолжить. Многие вопросы стратиграфии и детальной корреляции, литологии и палеогеографии остаются еще недостаточно решенными. По мнению некоторых исследователей (Сиротенко, 1996; Белоконь, 2004), на больших глубинах (5-6 км) существуют зоны разуплотнения пород и связанные с ними возможные преимущественно трещинные коллекторы. Однако природа образования этих зон остается невыясненной. Недостаточно изучена дизъюнктивная тектоника и ее влияние на формирование залежей углеводородов. Не выявлено время формирования залежей углеводородов, а также не оценено возможное влияние на нефтегазоносность нижнеюрских резервуаров подстилающих их триасовых и палеозойских отложений.

Список публикаций по теме диссертации

В журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией:

1.Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В. и др. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - №5. - С. 749-765.

2. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Красавчиков В.О. и др. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности нижней юры Надым-Тазовского междуречья Западно-Сибирской НГП // Геология и геофизика. - 2002. - Т. 43. - №12. - С. 11071123.

3. Нехаев АЛО. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств песчаников нижнеюрских региональных резервуаров севера Западной Сибири // Вестник Томского гос. ун-та. Сер. Науки о Земле (геология, география, метеорология, геодезия). - 2003. - № 3 (II). - С. 324-327.

В других изданиях:

1. Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Нехаев А.Ю., Москвин В.И., Свидинский C.B., Фомин А.Н. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности юрских отложений Надым-Тазовского междуречья Западно-Сибирской НГП // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология - итоги XX века. Посвящ. 55-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых: Материалы Четвертой межд. конф. - М. - Изд-во МГУ. - 2000. - С. 360-363.

2. Шемин Г.Г., Нехаев АЛО., Фомин А.Н., Рябкова Л.В., Бейзель А.Л., Беляев С.Ю., Деев Е.В., Зиновьев C.B., Косяков Д.В., Красавчиков В.О., Лапин П.С., Терешенков Г.М. Критерии и оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ нижней юры севера Западно-Сибирской НГП // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение

приоритетных направлений геологоразведочных работ. Пермь. - КамНИИКИГС. -2001.-Кн. I.-C. 107-132.

3. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Фомин А.Н. Методика и результаты оценки перспектив нефтегазоносности юрского комплекса севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Фундаментальные проблемы геологии и тектоники Северной Евразии: Тез. докл. конф., посвященной 90-летию акад. A.JI. Яншина. -Новосибирск: Изд-во СО РАН. - Филиал "Гео". - 2001. - С. 130-131.

4. Shemin G.G., Beisel A.L., Nekhaev A.Yu., Svidinsky S.V. Prediction of quality of seals and reservoirs in the Jurassic petroliferous deposits of northern West Siberia [Прогноз качества флюидоупоров и коллекторов в юрских нефтегазоносных отложениях севера Западной Сибири] // VNIGRI/AAPG Regional International Conference "Exploration and Production Operations in Defficult and Sensitivity Areas", July 15-18 2001, St. Petersburg, Russia: Abstracts - St. Petersburg. - 2001. - P. 7-8.

5. Нехаев А.Ю., Бейзель A.JI., Шемин Г.Г., Красавчиков B.O. Закономерности распределения емкостно-фильтрационных свойств коллекторов глубокопогруженных нижнесреднегорских резервуаров севера Западной Сибири // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр: Материалы шестой междунар. конф. - М. - ГЕОС. - 2002. - Кн. 2. - С. 47-50.

6. Shemin G.G., Beisel A.L., Nekhayev A.Yu., Fomin A.N. Geologic structure and petroleum potential of deeply buried Jurassic deposits in northern West Siberia // International Symposium on Chinese Petroleum Exploration in 21st Century. - Hangzhou City. - 2002. - P. 702.

7. Нсхаев A.IO. Модель строения и перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных нижнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии нефти и газа: Материалы седьмой Международной конференции. - М. - ГЕОС. -2004. - С. 361-362.

8. Шемин Г.Г., Нехаев АЛО. Характеристика фильтрационно-ёмкостных свойств и закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания нефтегазоносных резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП // Горные ведомости. - 2005. - № 12. - С. 16-23.

9. Shemin G.G., Nekhaev A.Yu. Poroperm characteristics and their variation with changing of buried depth of Jurassic reservoirs in north part of West Siberian // Xinjiang Petroleum Geology. - 2006. - Vol. 27. - N. 1 (118). - P. 127-133.

10. Шемин Г.Г., Нехаев АЛО. Закономерности изменения фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров нефти и газа юры Западно-Сибирской НГП в зависимости от глубины залегания // Актуальные проблемы геологии и геофизики: Материалы научной конференции, посвящ. 70-летию Ин-та и 95-летию акад. Хабиба Абдуллаева (4-6 сентября, 2007). Т. 2. - Ташкент. - ФАН - 2007. - С. 206-207.

11. Нехаев АЛО. Уточнение структурно-фациального районирования нижней и средней юры севера Западной Сибири // Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии: Второе всероссийское совещание, Ярославль, 26-30 сентября 2007 г. - Ярославль. - 2007. - С. 176-177.

12. Нехаев А.Ю., Шемин Г.Г. Модель строения и оценка качества тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья (север Западно-Сибирский НГП) // Цитологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: Сборник материалов Международной научно-практической конференции (г. Санкт-Петербург, 30 июня - 3 июля 2008 г.). - СПб.: ВНИГРИ. - 2008. - С. 356-366.

20CL

О й.

201 О°20<Г'

Полуйскаа"

^рудейская/

Медведя Уренгой 6^411356 ' 35Геологи^еская 200_ %°°„Р0 14 „24

7 Юбилейная41

• О ' 83

Надымская Ямс°ей

:кая

Ю-Русская 46

\ З-Красноселькупская

j Верхнеча'^ельсря

Ьинская | 15Ö:

Ю-Чаеельская

>едненадым£кая

' ^. /

\ I Та^жос|

720^9 308

,,_____''Уж ,„ 342 I Толькинская О

Комсомольская о Светлогорская

340

СумтЬкая' iL \3) 3-Hoi

1ВОГОДНЯЯ 23

Ноябрьск

Q с N

Яраинерская _ °0

Верхнетолькинская \

ЭОС)*-* Вэнгапуровская

"о

Сузунская

Рис. 1. Обзорная карта района исследования

1 - район исследования; 2 - скважины, вскрывшие отложения нижней юры; 3 - границы фациальных районов.

Фациальные районы: А - Ямало-Гыданский, Б - Усть-Енисейский, В - Нижнеобской, Г - Надымский, Д - Уренгойский, Е - Часельский, Ж - Фроловский, 3- Варьеганский

Витутинская свита

Варенгаяхинская свита

Палеозой

Е31 Ü£Ü 2 ш 3 4 ЕЭ 5 ЕПЗ 6 ЕШ 7 О8 E3»&S«H«Si>

Fqi4F4l5Fni6F^17ril8r®1l9 Ш120

1-13 - породы: 1 - глины (аргиллиты), 2 - глины алевритистые, 3 -алевролиты глинистые, 4 - алевролиты глинистые и алевритистые, 5 - алевролиты, 6-песчаники алевритистые и алевритовые, 7 -песчаники глинистые и алевритистые, 8 - алевролито-песчаники, 9 -песчаники, 10 - песчаники гравелитистые и гравелитовые, 11 -углистые породы, 12 - известняки, 13 - породы коры выветривания; 14 - перерывы; 15-18 - границы: 15 - свит, 16 - подсвит, 17 -пачек,18 -песчаных пластов; 19 - биостратиграфические определения возраста отложений (по Ехлакову, Угрюмову (1996 ); Киричкову и др. (1999 ); Бочкареву и др., (1996 ); Шурыгину и др., (2000 ); Пуртовой

Ево-Яхи некая Уренгойская скв. 356 СКВ. 414 ПС, КС ГК.НГК

ПС. КС ГК.

Геологическая скв. 35

ПС. КС гк, нгк

Тюменская СГ скв. 6

ПС. КС гк, нгк

Светлогорская скв. 308

ПС. КС гк, нгк

Сис о Яр О. о 1_ п Я' Ь- Час 11 « с X Песч пла И 1 ИНД! флюидоупоры и проницаемые комплексы г- Р ° СО X

Свита (подсвита) 3" >

X X "о кт Лайдинский

'Ю„

к го ^ о 5 г флюидоупор

0 о. о 0 с. го (0 сц го ы о го ^ с; О (Ис1)-6 ЯТ ,'ю,; л с 9 о. ЮГ,0

< X >5 0 ю„ £ ?

Е: ^ о о. го >5: О X к н X н ^ о х: * _ 0 V- 5 о о 5 X 0) Т? X "О с к го ^ о ИИ (Ьс))-5 П=1 Ю,- Надояхский проницаемый 5 ш щ й-Ш 5 О. ы О сп-го юн,„ юе,012

о; С[ го — о. к ф ^ ш го — в- о- о- ® К СО го о; о .... ю„ комплекс

£ X го X к»1 тез: ю,«' £ юя„

го о о (Ис1)-4 • • • • ю„ юв,0

>:£ Кит X X _ >2: 0 ^ Китер.(к1) 5ГЗ ю,,' Китербют. флюид.

1- к X 2 о £ _ го ,_ч * * * * ю„ ^ го

^ >ч О н г -С сп к№ ю„- а> ш о. о.

чю,;

о £ к 1-о 0) х о & го (Ис))-2 Шараповский 2 щ ЮН„;

о ш о о ю„

X хек с го 0 X о ТГТ X" проницаемый комплекс й 1 ЮЯ„;

го =1 0 X 0 X £ го о. ИИ *>„' м ,5 8 ЮГ,,,,?;

¥ го ¥ з: X э 1 ¿и 40,; ЮЕ№И;

ю о '. '• '• ' ю„ юв,,„

<2 к го К т

± го о ^ <ку Левинский

_0 О) _П О) ^ д (1) -33 ....

с; со 0 сц ^ д 0) ^ 03 0) Ш |ад (|у)-1 флюидоупор 1 5-1 - 2 о 5 о-Ф ЮГ,,„?

т с ск; К ^ ЮЯИ;

-с Юя"

О- >51 Е N Зимний 5 X

у X го т 03 т К Г.- юг,' проницаемый 1 §

X ^ со 0 0) X г комплекс

о о. ш а> о юг; ф

о.

1= £ ку югго.2!?

Рис. 3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров и продуктивных пластов нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья

1-3-песчаные пласты: 1-имеющие региональное распространение, 2-имеющие зональное распространение, 3-имеющие локальное распространение

Открытая пористость, %

2 3 4 5 6 7

Межзерновая проницаемость, 1*10 3 мкм2 9 1.0 1.1 12 13 1.4 19 0 5 1.0

Плотность,

г/см3 > 2,25 2,5

X 4500-4750 5000-5250 5500-5750

□ □

Тектоническиеэлементы

Положи тельные: 11 ад порядковые и 0 порядка I - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка

I - Ярудсйский мсгавысгун

II - Мсдвсжье-Нумгииский

наклонный мегавал

III Чассльский наклонный маава.з 1\ - Северный свод Отрицательные:

Над пор яд ко вы е и 0 порядки

.-( - Большсхсгская мсгасипсклиза

В - Налымская Iсммсинсклнза

С- Среднсиурский наклонный мс1ажс;юб

Структуры I порядки:

I Севсро-Газовская мсгавналина

II Неругинская мсгавналина

III Тазовский структурный мсгазалив

IV - Верхнем апловская мсгавналина

V - Среднсиурский наклонный мсганрос но

VI Пяк0нурск0-Амну1инскнй наклонный мс( анрО( на

11ромежуточные структуры: Надпорндковые и 0 порядка 1 - Зауральская мегамопоклнза В - Красно./сштская мегамоноклиза С - Прсдьсниссйская мегамопоклнза

0 - Южно-1 ¡идымекая мегамопоклнза Структуры / порядка:

1 Долганская мсчомоноклинсиь

II - Воеючпо-Тазовская мезомоноклиналь 1Л - 13осючно-1 ¡урская мегамопоклипаль 1\ - Красносслькуиская моноклиза V - Ссвсро-Часельская сслловина

Тектшгческая основа выполнена по (Кошорович. Нсляев, Кошорович и лр . 2001)

□ 1 Ш\2 Из 04 Нб Нб Н' СИ8 Оз О« О" о

Рис. 5. Карта оценки качества тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона. 3 - нефтегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 -Внутренней области и Внешнего пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 -11 - области различного качества резервуара: 8 - высокого, 9 - среднего. 10 - пониженного, 11 - низкого; 12 - области отсутствия резервуара

Тектонические элементы

I ¡оложительные: Нафюрядковые и 0 порядка I • Мессояхсая наложная i ряда Структуры I порядка

I - Ярудсйский мег авыаун

II - Мслвсжьс-Пумгинский

наклонный мегавал

III - Чассльский наклонный мсгавал 1\ - Северный свод

0 гр и цате.11 ьн ые: Надпорядковые и 0 порядки

А - Вольшсхетская мсгасипсклиза В 11адымская гсмисинсклиза С - Срслпснурский наклонный мегажслоб Структуры I порядка;

1 С'еверо-Тазовская мсгавналина

II Нсрушнская мсгавладина

III - Тазовский сгрукгурнын маазалив

IV - Всрхнетанловская мсгавналина

V - Срслпснурский наклонный Mcranpoi иб

VI - 11 я ко ну рс ко - А М11\л и НС ки и

наклонный меганрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядки 1 - Зауральская мсгамоноклша В - Краснолсшшская mci амоноклиза С - Прсд ьсниссйская mci амоноклиза D Южно-11адымская мсгамонокли >а Структуры / порядка:

I - Долганская мезомоноклиналь

II - Восточно-Таковская мезомоноклиналь

III - Восточпо-11урская мсгамоноклипаль

IV - Красносслькуиская моноклиза \ - С'евсро-Часельская седловина

Тектоническая основа выполнена по (Кошорович. Беляев. Кошорович и др . 2001)

□ i

Из £34 05 Se S? Hí Из □«□«■«□«■«□is

\¡ 1(3/гП йЯГГЪ^Ц-Г: "Uv

Плотность удельной генерации углеводородов

(млн т УВ/км')

5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1.5 1,0 0,5 0

□ 1 О2 Н4 ЕЗ5 Ш6 ЕЗ7

Рис. 6. Карта масштабов генерации суммарных углеводородов нижнеюрских отложений Надым-Газовского междуречья. Составили: А.Ю. Нехаев, В.И. Москвин

1-5 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции; 4-распространения нижнеюрских отложений, 5 - нефтегазоносных областей (НГО); 6 - скважины; 7 - плотность удельной генерации углеводородов (млн тУВ/км?).

Тектонические элементы

Положительные: Надпорядкоше и 0 порядка

I - Мессояхсая ладониая I ряда Структуры I порядка

I - Ярудсйский мегавысгун

II - Мсдвсжьс-Нумгинский

наклонный мегавад

III - Чассльский наклонный мсгавад 1\ - Северный свод Отрицател ьн ые: Нидпорядковые и 0 порядки

А - ВолЫПСХС1 екая мегасинеклиза В иадымская /смисииекдиза С - Срсднепурский наклонный маажслоб Структуры 1 порядка:

I С'евсро-Тачовекая мегавпадина

II - Нерутинская мегавпадина

III - Тазовский сгрукгурный ме1 азалии

IV - Вер.хлС!алдовская мегавладила

V - Среднепурский наклонный мааиро! иб

VI - Пяконурско-Ампугинскин

наклонный меганрогиб Промежуточные структуры: Надпорядкоше и 0 порядка I - Зауральская мсгамоноклиза В - Красноленинская метамоноклиза С - Прсдьснисейская мсгамоноклиза />- Южно-Надымская мсгамоноклиза Структуры / порядка:

I - Долганская мезомоноклиналь

II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь

III - Восточпо-Пурская мсгамонокдинадь

IV - Красноселькунская моиоклнза \ - Северо-Часельская седловина

Нядым-Пурская НГО

ВвЫ!огаНвкоя иго

Тектоническая основа выпо; (Конторович. Беляев, Коню|

□ 1 02 ИЗ С34 05 Н5 Н? □"□"□«□«■И

Рис. 8. Карта перспектив нефтегазоносности тоарского регионального резервуара

Мм^ммьТздэтежкп меж ечья. Составили: Г.Г. Шемин.А.Ю. Нехаев

_Технический редактор О.М.Вараксина_

Подписано в печать 20.05.2009 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме.

_Печ. л. 0,9. Тираж 140. Зак. №21._

ИНГГ СО РАН, ОИТ, 630090, Новосибирск, проспект Ак. Коптюга, 3

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Нехаев, Александр Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НИЖНЕЮРСКИХ 11 ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1. Фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских 11 отложений.

1.2. Методика и результаты высокоразрешающей корреляции нижнеюрских 12 отложений.

1.2.1. Методика корреляции отложений. Принятая индексация песчаных 12 пластов.

1.2.2. Результаты корреляции нижнеюрских отложений.

1.3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров нижнеюрских 36 отложений.•.

ГЛАВА 2. КОМПЛЕКСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕЮРСКИХ

ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

2.1. Терминология и классификация резервуаров.

2.2. Методические аспекты изучения строения резервуаров, оценки их качества и фильтрационно-ёмкостных свойств на больших глубинах.

2.2.1. Методика построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников.

2.2.2. Методика составления карт вещественного состава проницаемых 47 комплексов резервуаров.

2.2.3 Методика оценки качества резервуаров и их составных частей, 51 флюидоупоров и проницаемых горизонтов.

2.2.4. Методика оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров 55 на базе выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания.

2.3. Комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и геттанг- 64 синемюрского региональных резервуаров.

2.3.1. Тектоническое строение юрского структурного яруса.

2.3.2. Тоарский региональный резервуар.

2.3.3. Плинсбахский региональный резервуар.

2.3.4. Геттанг-синемюрский региональный резервуар.

ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНАЛЬНЫХ 161 РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ.

3.1. Критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров.

3.2. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности 180 резервуаров.

3.3. Перспективы нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг- 191 синемюрского региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в •целом.:.•.•.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья"

Объектом исследования являются региональные резервуары нефти и газа нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья севера Западно-Сибирской НГП.

Актуальность работы. В условиях, когда восполнение запасов нефти, конденсата и природного газа в Западной Сибири отстает от темпов их добычи, актуальной проблемой становится научное обоснование новых, глубокопогруженных нефтегазоносных этажей в уже известных нефтегазоносных областях. Одним из таких объектов являются нижнеюрские отложения Надым-Тазовского междуречья. Вопросы нефтегазоносности нижнеюрских отложений севера Западной Сибири широко обсуждаются, начиная с конца 50-х годов прошлого столетия, в работах В.Е. Андрусевича, С.Ю. Беляева, B.C. Бочкарева, Г.К. Боярских, Ю.В. Брадучана, A.M. Брехунцова, Г.П. Галунского, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятова, Н.П. Дещени, A.A. Диковского, Ю.Г Зимина, М.М. Зонн, Г.П. Евсеева, В.Г. Елисеева, О.М. Ермилова, A.M. Казакова, В.П. Казаринова, Ю.Н. Карогодина, В.А. Каштанова, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, А.И. Ларичева, В.Д. Наливкина, H.H. Немченко, И.И. Нестерова, Б.В. Никулина, Л.И. Ровнина, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, A.B. Рылькова, В.Т. Подшибякина, В.Н. Сакса, Ф.К. Салманова, В.В. Семеновича, Г.П. Сверчкова, В.А. Скоробогатова, Л.В. Смирнова, О.Ф. Стасовой, B.C. Суркова, A.A. Трофимука, С.И. Филиной, А.Н. Фомина, A.C. Фомичева, Ф.З. Хафизова, Н.Г. Чочиа, Г.Г. Шемипа, С.И. Шишигина, В.И. Шпильмана и многих других. Анализ опубликованных материалов свидетельствует о существовании различных взглядов на строение, условия формирования и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений (Гурари и др., 1990; Сурков и др., 1991, 1995; Нефтегазоносные бассейны., 1994; Диковский, 1995; Лопатин, Емец, 1998; Брехунцов и др., 2001; Ушатинский, Рыльков, 2001; Геологическое строение., 2005).

В 80-90 годы на рассматриваемой территории были выполнены большие объёмы геолого-геофизических работ. В результате проведения региональных сейсмических работ и широкомасштабного глубокого бурения были получены новые сведения о строении и составе нижнеюрских отложений. В ряде скважин из этих образований получены притоки нефти и газа, а за пределами рассматриваемой территории открыты залежи нефти и газа. Поэтому возникла необходимость детально изучить полученный новый материал и на результатах этих исследований выполнить более обоснованный прогноз нефтегазоносности нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья. В современной экономической обстановке исследования по уточнению критериев и оценке перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений исследуемого района являются крайне важными и актуальными.

Цель исследования заключается в оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья на основе результатов разработки .моделей их геологического строения и анализа тектонического, литолого-фациального, геохимического и гидрогеологического критериев прогноза нефтегазоносн ости.

Научная задача. Уточнить модели строения и критерии оценки перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья и на основе полученных результатов выполнить количественный прогноз их нефтегазоносности.

Решение этой задачи было разделено на несколько этапов:

• разработка моделей геологического, строения тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов;

• выявление зависимости фильтрационно-емкостных (ФЕС) свойств резервуаров от глубины их залегания;

• оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом;

Фактический материал и методы исследования. В середине 1990-х годов в Институте геологии нефти и газа им. A.A. Трофимука (ИГНГ) СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича была развернута широкая научная программа по комплексному изучению юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП. В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные сотрудниками Института (в том числе и автором) в результате совместных работ при выполнении проектов, прежде всего таких, как «Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-Тазовском междуречье» (1998 г.), «Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений севера ЗападноСибирской плиты» (2001 г.) и «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003 г.).

В работе использовался материал по 98 глубоким скважинам, вскрывшим отложения нижней юры на территории Надым-Тазовского междуречья (комплекс ГИС, дела скважин, описание керна, акты испытания скважин, биостратиграфические определения возраста отложений, более 10 тыс. определений пористости и проницаемости) и результаты интерпретации региональных сейсмических профилей (рис. 0.1.). В качестве тектонической основы-для характеристики юрского структурного яруса Надым-Тазовского междуречья автором использовались «Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (Конторович и др., 2001) и структурные карты осадочного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, построенные в ИНГГ СО РАН. Описание вещественного и минералогического состава резервуаров осуществлялось с привлечением результатов исследований сотрудников Лаборатории седиментологии (Л.Г. Вакуленко и др.) При характеристике катагенеза органического вещества нижнеюрских отложений севера Западно-Сибирского мегабассейна была использована «Карта катагенеза базальных горизонтов юры северных районов Западно-Сибирского мегабассейна» (Фомин, Конторович, Красавчиков, 2001). Для оценки, генерационного потенциала нижнеюрских отложений использовались литературные данные и аналитические материалы, предоставленные сотрудниками Лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН (рук. А.Н. Фомин).

При расчленении и корреляции отложений применялся в полной мере литостратиграфический (комплекс каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, описание керна скважин и сейсмические профили ОГТ) и в меньшей степени, в связи с низким выносом керна, биостратиграфический методы. Корреляция отложений осуществлялась с использованием правила последовательности залегания пачек циклического строения и прослеживанием этой последовательности по разрезам, упорядоченности изменений их толщин при изменении толщин свит и подсвит. Учитывалась также направленность изменения литологического состава.

Оценка качества региональных резервуаров осуществлялась на основе оценок их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) (Мельников, Шемин, 1985; Шемин, 1994). В ней наиболее значимым критерием принято качество проницаемых комплексов, поскольку этот параметр является критичным для формирования залежей нефти и газа в выделенных резервуарах (Шемин и др., 2002).

При количественной оценке перспектив нефтегазопоспости резервуаров нижней юры использовался геологический способ по удельным плотностям запасов условные обозначения

Скважины, вскрывшие отложения тоарского. плинобахского и геттанг-си нем юрского резервуаров

Скважины, вскрывшие отложения тоарского и плинсбахского резервуаров

Скважины, вскрывшие отложения тоарского резервуара

Скважины, в которых отпожения нижней юры отсутствуют

Региональные сейсмические профили Административные границы Район работ

ГёГ] Населенные пункты

Рис. 0.1. Схема изученности региональной сейсморазведкой и глубоким бурением нижнеюрских отложений

Надым-Тазовского междуречья углеводородов метода внутренних геологических аналогий (Методическое руководство., 2000).

Основные защищаемые положения

1. Проницаемые комплексы нижнеюрских резервуаров сложены циклически построенными пачками, в основании которых залегают пласты песчаников, являющиеся вместилищами залежей нефти, и газа. Песчаники, характеризуются пониженными значениями открытой пористости, низкой проницаемостью. На большей части территории качество проницаемых комплексов среднее и пониженное.

Флюидоупоры сложены преимущественно глинистыми породами. Толщины их соответствуют экранам высокого качества (50-70 м), а содержание алеврито-песчаных пород - от низкого до высокого (от нескольких до 50 %). Для флюидоупоров плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров характерно среднее качество, а для тоарского - пониженное. В целом нижнеюрские резервуары имеют пониженное качество.

2. Фильтрационно-смкостные свойства пород резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП с увеличением глубины их залегания монотонно ухудшаются. Открытая пористость и гранулярная проницаемость их в интервале глубин от 2500 м до 4500 м уменьшаются от 14 - 17 до 8 - 10 % и от (1 - 10) • 10"3мкм2 до 0,01 • 10"3 мкм2 соответственно. Глубже 4500 м породы резервуаров обычно имеют пористость и проницаемость ниже граничных значений коллекторов. Вероятность встречи гранулярных коллекторов глубже 4500 м весьма низка. С увеличением глубины залегания резервуаров проницаемость коллекторов уменьшается с большим градиентом, чем открытая пористость. Понижение ФЕС коллекторов с увеличением глубины их залегания в основном связано с уплотнением пород под воздействием горного давления.

3. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений на большей части рассматриваемого региона характеризуются пониженными и низкими. В них прогнозируется преимущественно газ. Лишь в северной и юго-западной частях прогнозируются среднеперспективные земли с плотностью ресурсов углеводородов SOSO тыс. т УУВ/км2. Оцененные в 3400 млн т ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории Ü2. Среди региональных резервуаров наибольшими перспективами на поиски залежей нефти и газа обладает тоарский резервуар, меньшими -плинсбахский, низкими - геттанг-синемюрский. Основные ресурсы нефти прогнозируются в тоарском резервуаре, значительно меньше - в плинсбахском. В геттанг-синемюрском резервуаре нефть не предполагается.

Научная новизна. Использование приемов высокоразрешающей корреляции отложений с применением литостратиграфического и биостратиграфического методов позволило уточнить стратиграфическое положение, объёмы и индексацию продуктивных и перспективных пластов нижней юры.

Опираясь на результаты разработки уточнённых моделей строения резервуаров и анализа критериев прогноза нефтегазоносности, выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и нижеюрских отложений в целом. Осуществлено районирование резервуаров в зависимости от их перспектив, спрогнозированы объёмы и фазовый состав углеводородов.

Практическая значимость. Изложенные в работе результаты выполненных исследований широко использовались при реализации Государственных проектов: № 4803 «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003), П-1-11 «Разработать программу геологического изучения, воспроизводства и освоения ресурсов нефти и газа Западной Сибири» (2005), а также при разработке ряда научно-исследовательских Программ СО РАН «Нафтидогенез и его эволюция в истории Земли; закономерности генерации, миграции, аккумуляции и сохранения залежей углеводородов в осадочных бассейнах Сибири», «Фундаментальные проблемы геологии, размещения, формирования и генезиса нефти и газа в осадочных бассейнах; научные основы совершенствования нефтегазового комплекса Сибири» и при выполнении договоров по заказам ведущих российских нефтегазовых компаний.

Апробация работы и публикации. Апробация основных положений диссертационной работы проводилась на различных международных, всероссийских и региональных научных конференциях (Томск, 1998 г.; Москва, 2000, 2004 гг.; Пермь, 2000 г; Ханты-Мансийск, 2003 г; Новосибирск, 2004, 2009 гг.; Тюмень, 2004, 2005, 2007 гг.; Санкт-Петербург, 2008 г.).

Персоналия. Автор признателен за консультации и рекомендации, оказанные автору при написании работы академику А.Э. Конторовичу; членам-корреспондентам РАН: В.А. Конторовичу и Б.Н. Шурыгину; докторам геолого-минералогических наук: Г.Ф. Букреевой, Ю.Н. Занину, В.И. Ильиной, B.C. Кусковскому, В.Р. Лившицу, C.B. Мелединой, В.И. Москвину, Б.Л. Никитенко, А.Н. Фомину; доктору технических наук В.О. Красавчикову, кандидатам геолого-минералогических наук: А.Л. Бейзелю, С.Ю. Беляеву, Л.М. Бурштейну, Л.Г. Вакуленко, Е.А. Гайдебуровой, Л.А. Глинских, О.С. Дзюбе, А.Г. Замирайловой, C.B. Ершову, В.А. Казапенкову, В.Н. Меленевскому,

A.Ф. Фрадкиной. Автор благодарен за помощь, которою ему оказали при оформлении работы коллеги и сотрудники института: H.H. Костагачева, Н.В. Первухина,

B.А. Шарикова, H.A. Щекочихина, а также сотрудники отдела информационных технологий института и его руководитель Д.В. Косяков.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Нехаев, Александр Юрьевич

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем.

Разработанные модели геологического строения нижнеюрских региональных резервуаров позволили с большей достоверностью оценить их качество, а также составных частей - флюидоупоров и проницаемых комплексов. Установлено, что на значительной части рассматриваемой территории качество надояхского и шараповского проницаемых комплексов среднее, а зимнего — пониженное. Для китербютского и левинского флюидоупоров характерно среднее качество, а для лайдинского — пониженное. Тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский региональные резервуары в целом имеют пониженные качества.

Анализ ФЕС нижнсюрских пород позволил выявить закономерности их изменений с глубиной. Доказано, что открытая пористость и межзерновая проницаемость коллекторов ухудшаются сверху вниз по разрезу. Глубже 4500 м их значения обычно ниже граничных, поэтому вероятность встречи гранулярных коллекторов в более глубоких горизонтах низкая. Гранулярные коллекторы юрскпх отложений рассматриваемого региона характеризуются средней и низкой открытой пористостью и низкой межзерновой проницаемостью.

Геологическим способом метода внутренних геологических аналогий по удельной плотности ресурсов углеводородов выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносностн тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в целом. Оценены их начальные суммарные ресурсы углеводородов и раздельно ресурсы нефти и газа. Установлено, что на большей части региона перспективы нефтегазоносностн нижнеюрских отложений пониженные и низкие, и в них прогнозируется преимущественно газ. Лишь в северной и юго-западной частях прогнозируются среднеперспективные земли с плотностью ресурсов углеводородов 30-50 тыс. т УУВ/км". Оцененные в 3391 млн т УУВ ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории Оз. Среди региональных резервуаров наиболее перспективным на поиски залежей нефти и газа является тоарский резервуар, менее перспективным - плинсбахский, и низкими перспективами обладает геттанг-синемюрский резервуар. Большая часть запасов нефти прогнозируется в тоарском резервуаре, существенно меньше - в плинсбахском, а в геттанг-синемюрском резервуаре нефть не предполагается.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Нехаев, Александр Юрьевич, Новосибирск

1. Антонова Т.Ф. Критерии оценки пород-экранов нефтяных и газовых залежей // Роль литогенеза в формирование и сохранение залежей нефти и газа. М.: Недра. 1974. - С. 79-87.

2. Антонова Т.Ф. О классификации глинистых покрышек в разрезе центральных районов Западно-Сибирской низменности // Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности. Новосибирск. 1967. - С. 128-132.

3. Антонова Т.Ф., Килина Л.И., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы в Лено-Тунгусской провинции // Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов Сибири. Новосибирск. 1977. С. 75-79.

4. Атлас литолого-палеогеографических карт СССР // Под. ред. А.П. Виноградова// Т.З. Триасовый, юрский и меловой периоды. М. Госгеолиздат. - 1968.

5. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5 ООО ООО / Под ред. И.И.Нестерова. Тюмень: Изд-во ЗапСибНИГНИ. Вып. 93. - 1976.

6. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Изд-во МГУ. 2000. - 384 с.

7. Белоконь Т.В. Геологические модели нефтеобразования и нефтегазонакопления в глубокопогруженных отложениях севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 11. -С. 19-25.

8. Белонин М.Д., Смирнов C.B., Плотников A.A. Механизм формирования крупной зоны газоонакопления в промежуточном комплексе севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2007. - № 4. -С. 11-16.

9. Беляев С.Ю., Букреева Г.Ф., Красавчиков В.О. и др. Новые структурные и морфоструктурные карты осадочного чехла северной части Западно-Сибирской плиты // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. М. 1998. - С. 24-27

10. Беляев С. Ю., Конторович В.А., Красавчиков В.О. Тектоника мезойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы // Современные проблемы геологии нефти и газа / Москва. Научный мир - 2001. - С. 219-228.

11. Бондаренко С.С., Боревский J1.B., Дзюба A.B. Особенности движения глубоких подземных вод // Основы гидрогеологии. Гидродинамика. Новосибирск: Наука. -1983.-С. 173-178.

12. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Кулахметов Н.Х. Геологическое обоснование бурения глубоких скважин на Уренгойском поднятие и в прилегающих районах // Перспекгивы поисков нефти и газа в Западной Сибири / Тюмень. 1986. - С. 56-59.

13. Бородкин В.Н., Зарубко Н.С., Коровина Т.А. и др. Условия седиментации нижнего мезозоя по разрезу Тюменской сверхглубокой скважины (СГ-6) // Научное бурение в России. 1996. - Вып. 4. - С. 127-135.

14. Бостриков О.И., Фомичев A.C. Распределение и катагенез органического вещества нижнеюрских отложений Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Новосибирск. 1991. С. 84-91.

15. Бостриков О.И., Фомичев A.C. Нефтегазопроизводящие свойства нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск. 1999. - С. 91-95.

16. Бочкарев B.C. Раннемезозойский этап развития Западно-Сибирской геосинклинали // Основные проблемы геологии Западной Сибири. Тюмень. 1985. - С. 21-33.

17. Бочкарев B.C. Геологическое строения палеозойского и триасового комплексов в Пуровском регионе и перспективы их нефтегазоносностн // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень Тарко-Сале. - 1995. -С. 179-206.

18. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири // Научное бурение в России. Пермь. 1996. - Вып. 4. - С. 297-308.

19. Бочкарев B.C., Брадучан Ю.В., Глушко Н.К. и др. Триас .северных районов Западной Сибири // Биостратиграфия осадочного чехла Западно-Сибирской равнины. Тюмень. ЗапСибНИГНИ. - 1989. - С. 4-13.

20. Бочкарев B.C., Пуртова С.И., Стрепетилова В.Г. О стратиграфической схеме триасовых отложений Западной Сибири // Палинологические критерии в биостратиграфии Западной Сибири. Тюмень. - 1996. - С. 3-14.

21. Брод И.О. Залежи нефти и газа. M.-JL: Гостоптехиздат 1951. - 351 с.

22. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М.: Изд-во МГУ. -1953.-338 с.

23. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М. Недра. - 1988. - 221 с.

24. Геологический словарь. Т.1. М.: Недра. 1973. - 486 с.

25. Геологический словарь. Т.2. М.: Недра. 1973. - 455 с

26. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности // Под. ред. H.H. Ростовцева / Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. - 1965. - 302 с.

27. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней и средней юры Западно-Сибирской провинции / Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. и др. Новосибирск. Наука. - 2005. - 156 с.

28. Геология и нефтегазоность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты // Отв. ред. Ф.Г. Гурари / Новосибирск. СНИИГГиМС. - 1990. - 106 с.

29. Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири // Отв. ред. Ф.Г. Гурари / Новосибирск. СНИИГГиМС.- 1991. - 144 с.

30. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. Москва. Недра. - 1975. - 680 с.

31. Геология нефти и газа Сибирской платформы / A.C. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др. Под ред. А.Э. Конторовича B.C. Суркова, A.A. Трофимука. М. -Недра. 1981.- 552 с.

32. Геология СССР. Западно-Сибирская низменность / Ред. H.H. Ростовцев / М. Недра. - 1964. - Т. 44. - 550 с.

33. Гидрогеология СССР. Т. XVI. Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области). М. Недра. - 1970. - 368 с

34. Губкин И.М. Учение о нефти. 2 изд. М.-Л. -ОНТИ НКТП. 1937. - 459 с.

35. Гурари Ф.Г. О происхождении и классификации локальных структур мезо-кайнозоя Западно-Сибирской низменности. Л. Тр. ВНИГРИ, 1958. - Вып. 124. - С. 7-30.

36. Гурари Ф.Г., Будников И.В., Девятое В.П. и др. Стратиграфия и палеогеография ранней и средней юры Западно-Сибирской плиты // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. Новосибирск. - СНИИГИМС. - 1988. -С. 60-75.

37. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне,-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты // Геология игеофизика. 1987. - №10. - С. 19-26.

38. Гурари Ф.Г., Зимин Ю.Г., Трофимук A.A. О поисках нефти в северных районах Западно-Сибирской провинции // Геология нефти и газа. 1971. - № 10. - С. 6-10

39. Гурари Ф.Г., Казаринов В.П., Касьянов М.В., Миронов Ю.К., Нестеров И.И. Ростовцев H.H., Ровнин Л.И., Рудкевич М.Я., Трофимук A.A., Эрвье Ю.Г. ЗападноСибирская низменность новая база нефтегазодобычи СССР // Геология и геофизика.1961.-№ 10.-С. 3-15

40. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э. Методика оценки перспектив нефтегазопосности крупных территорий // Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск. Тр. СНИИГГиМС. - Вып. - 65. - 1967. - С. 6-12.

41. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев H.H. Методика составления карты прогнозов нефтегазоносности // Гелогическое строение и нефтегазоносность ЗападноСибирской низменности. Москва. Тр. ЗапСибНИГНИ. - Вып. 1. - 1965. - С. 180-191.

42. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев H.H., Рудкевич М.Я. Основные закономерности размещения газовых и нефтяных залежей // Гелогическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. Москва. Тр. ЗапСибНИГНИ.

43. Вып. 1.- 1965.-С. 175-179.

44. Девятов В.П., Казаков A.M. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность трнас-среднеюрских отложений Западной Сибири / Новосибирск. 1991. - С. 40-55.

45. Девятое В.П., Казаков A.M., Касаткина Г.В. и др. Проблемы стратиграфии нижней и средней юры Западной Сибири.// Геология и геофизика. 1994. - № 12. - С. 3-17.

46. Девятов В.П., Казаков A.M., Могучева Н.К. и др. Проблемы стратификации нефтегазоносных нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика. 1994. - Т. 35. - N 12. - С. 3-17.

47. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г. Гурари, Ю.Г. Зимин, А.Э. Конторович и др. Новосибирск. - 1970. - 91 с.

48. Диковский A.A. Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов нижней юры, триаса и палеозоя // Геология и нефтегазоносность Надым Пур-Тазовского междуречья. Тюмень-Тарко-Сале. - 1995. - С. 162-170.

49. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах Москва. - Недра. - 1965. - 163 с.

50. Евсеев Г.П. Перспективы нефтегазоносности севера Западно-Сибирской низменности // Геология и нефтегазоносность севера Западной Сибири / Ленинград. -Труды ВНИГРИ. Вып. 225. - 1963. - С. 285-302.

51. Еременко H.A. Геология нефти и газа: Учебник для вузов. М. JL: Недра. -1988. - 679 с.

52. Ехлаков Ю.А., Угрюмов А.Н. Триасовые и юрские отложения в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины // Научное бурение в России. 1996. Вып. 4.- С. 79-95.

53. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры севера Западной Сибири // Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. Новосибирск. СНИИГГИМС. - 1990. - С. 110-118.

54. Казаков A.M. Девятов В.П., Смирнов J1.B., Сысолова Г.Г. Нефтегазоносные резервуары и номенклатура продуктивных пластов в нижне-среднерских отложениях Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. -№ 6. - С. 2-8

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

56. Киричкова А.И., Куликова Н.К., Овчинникова Л.Л. и др. Биостратиграфическое расчленение мезозойских отложений, вскрытых Тюменскойсверхглубокой скважиной // Стратиграфия. Геологическая корреляция. 1999. - Т. 7. -№ 1.-С. 71-85.

57. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра. 1976. - 248 с.

58. Конторович А.Э., Данилова В.П., Егорова Л.И. и др. Геолого-геохимические критерии прогноза нефтегазоносности нижнеюрских аллювиально-озерных отложений Западно-Сибирского бассейна// ДАН. 1998. - Т. 358. - № 6. - С. 799-802.

59. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. Нефтематеринские формации Западной Сибири: старое и новое видение проблемы // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск. - 1999. - С. 10-12.

60. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А. В. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2009. - Т. 50. - № 5. С

61. Конторович В.А. Моделирование волновых полей при прогнозе геологического разреза нижнеюрских отложений Колтогорского прогиба // Геология и геофизика. 1992. -№ 12. - С. 124-132.

62. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое. // Геология и геофизика. 2001. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1832-1845.

63. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. Критерии классификации платформенных структур // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2004. № 1. - С. 47-58.

64. Косыгин Ю.А. Основы тектоники нефтеносных областей. М.: ГНТИНГТЛ. -1952. 508 с.

65. Красавчиков В.О. Комплексная интерпретация слабо согласованных геолого-геофизических данных при построении региональных структурных карт (на примере осадочного чехла Западно-Сибирской плиты) // Геология и геофизика. 2002. -Т. 43. - № 5. - С. 456-469.

66. Крутиков Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология ЗападноСибирского нефтегазоносного мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. Л.: Недра. 1985. - 279 с.

67. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., Меленевский В.Н. и др. Органическая геохимия среднеюрского-иижнемелового разреза восточного борта Болынехетской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - № 11. - С. 4-13.

68. Леворсен А. Науки о Земле: Геология нефти и газа. М. Мир,- 1970. - 640 с.

69. Леус В.А. Решение задач геологической компьютерной картографии на основе потенциал-полиномов // Геология и геофизика. 1998.- Т. 39.- № 10.- С. 1423-1430.

70. Леус В.А. О дифференциально обусловленном генерировании функций на базе степенных потенциалов // Сибирский журнал вычислительной математики. -Новосибирск. 1998. - Т. 1. - № 4. - С. 363-371.

71. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтсгснерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6 // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. -№6.-С. 9-19.

72. Марковское газоконденсатное и нефтяное месторождение / А.Н. Золотов, A.C. Овчинников, A.C. Повышсв и др. // Материалы по геологии и нефтегазоносности Восточной Сибири. Новосибирск. - 1967. - С. 97-114.

73. Матусевич В.М. Геохимия подземных Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Москва. - Недра. - 1976. - 157 с.

74. Меленевский В.Н. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии. Новосибирск. - 1991. -48 с.

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

76. Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Ефимов А.О. Палеогеография Сибирской платформы в венде // Палеогеография фанерозоя Сибири. Новосибирск. СНИИГиМС. -1989.-С. 3-10.

77. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа / Под. ред. К.В. Аширова. Куйбышев. 1971. - 140 с.

78. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М. Изд-ВНИГНИ. - 2000. - 189 с.

79. Методы изучения тектоники, нефтегазоносных мезозойских отложений Сибири / Под. ред. К.И. Микуленко и B.C. Старосельцева. М. Недра. - 1974. - 203 с.

80. Могучева H.K. Фитостратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск. СНИИГГИМС. - 1990. - С. 35-45.

81. Москвин В.И. Об условиях и продолжительности первичной миграции нефти // Геология нефти и газа. 1981. - № 11. - С. 19-22.

82. Наливкин В.Д. Тектоника мезо-кайнозойских отложений запада ЗападноСибирской низменности // Геология и нефтеносность запада Западно-Сибирской низменности / Ленинград. Труды ВНИГРИ. - 1959. - Вып. 140. - С. 254-295.

83. Нежданов A.A. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири // Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири. Тюмень. ЗапСибНИГНИ. - 1984. - С. 97-106.

84. Нежданов A.A., Огибенин В.В. Материалы к региональной стратиграфической схемы нижней и средней юры Западной Сибири / Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. Тюмень. ЗапСибНИГНИ. - 1987. - С. 32-40.

85. Нежданов A.A., Огибенин В.В., Комиссаренко В.К. Новые данные о строении нижне-среднеюрских отложений Тюменской области // Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень. ЗапСибНИГНИ.- 1987.- С. 32-40.

86. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносностн // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 15. - М. - Недра. - 1969. - 335 с.

87. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.- Недра.- 1975. - 45 с.

88. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Триас-юрский период развития Западной Сибири.// Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск. -Наука. 1991.-С. 110-116.

89. Нестеров И.И., Бочкарев B.C., Пуртова С.И. Уникальный разрез триаса Западной Сибири //Докл. РАН. 1995. - Т. 140. - № 5. - С. 659-663.

90. Нестеров И.И., Ровнин Л.И., Ростовцев H.H. Оценка и прогнозы нефтегазоносности мезо-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 11. - М. - Недра. - 1968. - С. 335-376.

91. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. и др. Редкол: гл. ред. А.Э. Конторович. Новосибирск. 1994. - 201 с.

92. Никулин Б.В. 30 лет со дня открытия первого месторождения углеводородов в пуровском районе. История. Итоги. Перспективы поисков // Геология и нефтегазоносность Надым Пур-Тазовского междуречья. Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. -С. 9-16.

93. Павлова Н. Н. Деформационные и коллекторскис свойства горных пород. М.: Недра, 1975. 240 с.

94. Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч., Колганова М.М. и др. Нефтеобразование на больших глубинах Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта // Геохимия. 1994. - № 1. -С.111-121.

95. Предтеченская Е.А., Будников И.В., Девятое В.П. Литология, фация и коллекторы нижней-средней юры Уренгойского района // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Новосибирск. - 1991. - С. 20-32.

96. Прогноз месторождений нефти и газа / Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. и др. М. - Недра. - 1981. - 307 с.

97. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре (Методические указания) / В.Д. Ильин, А.Н. Золотов, С.П. Максимов и др. М. - Недра. - 1986. - 68 с.

98. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефти и газа.- М.- Недра.- 1972. 170 с.

99. Пуртова С.И. Палинокомплексы из раннеюрских отложений Губкинского и Вартовского литолого-фациальпых районов // Биостратиграфия осадочного чехла Западно-Сибирской равнины. Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1989. - С. 30-36.

100. Пуртова С.И. Детальное обоснование возраста раннего мезозоя и перми в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины // Тюменская сверхглубокая скважина. -Пермь. 1996.-С. 94-100.

101. Пуртова С.И. Роль макроостатков растений для стратиграфии триас ниженеюрских отложений Западно-Сибирской плиты // Палинологические критерии в биостратиграфии Западной Сибири. Тюмень. - 1996. - С. 29-36.

102. Пуртова С.И., Игнатова М.М. Палинологическая характеристика раннемсзозойских отложений Надым-Тазовской синклинали Западной Сибири // Палинология в стратиграфии. М. - Наука. - 1994. - С. 65-68.

103. Решения Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири. М. - Гостоптехиздат. - 1959. - 91 с.

104. Решения и Труды Межведомственного совещания по доработке и уточнению стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности Ленинград. -Гостоптехиздат. - 1961. - 465 с.

105. Решения и Труды Межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем ЗападноСибирской низменности. Тюмень. - Ч. 1. - 1969. - 143 с.

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

107. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003 г. Новосибирск. - 2004. - 113 с.

108. Ровнина JI.B. Палинология нефтегазоносных отложений мезозоя Западной Сибири. М. ИГиРГИ. - 1994. - 59 с.

109. Роль литогенеза в формировании и сохранении залежей нефти и газа / Т.И. Гурова, Т.Ф. Антонова, К.С. Кондрина и др. М. - Недра. - 1974. - 136 с.

110. Ростовцев H.H., Симоненко Т.Н. О поисках нефти и газа в ЗападноСибирской низменности // Геология нефти и газа. 1959. - № 6. - С. 7-19.

111. Ростовцев H.H. Принципы построения структурных карт и тектонических схем платформенного чехла Западно-Сибирской низменности // Труды СНИИГГИМС. Гостоптехиздат. 1961. - Вып. 7. - С. 17-35.

112. Савченко В.П. Условия формирования залежей нефти и газа при струйной миграции в водонасыщенных породах // Вопросы геологии нефтяных месторождений. -М. Гостоптехиздат. - 1958. - С. 86-118.

113. Сахибгареев P.C. Минералогия глин продуктивных отложений месторождений Сургутского нефтегазоносного района (Западной Сибири): Автореферат дис. канд. reo лого-минерал, наук. М. - 1968. - 25 с.

114. Сверчков Г.П. Зависимость высоты и размеров залежей от мощности покрышек // Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа (на примере Западно-Сибирской и других эпигерцинских плит СССР). Л.- Недра. -1967.-С. 122-133.

115. Сверчков Г.П. Нефтегазоносность западной части Западно-Сибирской низменности // Геология и нефтеносность запада Западно-Сибирской низменности / Ленинград. Труды ВНИГРИ. - 1959. - Вып. 140. - С. 312-353.

116. Силич В.Е. Оценка качества гидрогеологического опробования глубоких горизонтов севера Западной Сибири // Разведка, каптаж и охрана подземных вод Тюменской области. Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1986. - Вып. 204. - С. 103-112.

117. Сиротенко JI.B. Влияние глубинных факторов на коллекторские свойства пород// Научное бурение в России. 1996. - Вып. 4. - С. 175-183.

118. Сиротенко JI.B., Сиротенко О.И. Геологические факторы нефтегазоносности глинистых толщ на больших глубинах // Геология нефти и газа. 2001. - № 5. - С. 13-24.

119. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / Шванов В.Н., Фролов В .Т., Сергеева Э.И. и др. С-Пб. - Недра. - 1998. - 352 с.

120. Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., Конторович А.Э., Плавник А.Г. Гидрохимическая зональность юрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна // Геология и геофизика. 2004. Т.45. № 7. С. 826-832.

121. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система / Казаков A.M., Константинов А.Г., Курушин Н.И. и др. Новосибирск. - Изд. СО РАН. -филиал «ГЕО» - 2002. - 322 с.

122. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Новосибирск. - Изд.-во СО РАН. -2000. - 480 с.

123. Стратиграфия юрской и меловой систем Севера СССР / Сакс В.Н., Ронкина 3.3., Шульгина Н.И. и др. М. - Л. - Изд. АН СССР. - 1963. - 227 с.

124. Сурков B.C. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейны Сибири // Геология нефти и газа. 1998. - № 10. - С. 33-36.

125. Сурков B.C., Девятов В.П., Казаков A.M., Смирнов JI.B. Динамика накопления нижнеплитного комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Отечественная геология. 1998. - № 1. - С. 13-16.

126. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов JI.B. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна // Отечественная геология. 1997. - № 3. - С. 31-37.

127. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П. и др. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология нефти и газа. 1998. -№ 11.-С. 8-20.

128. Трофимук A.A., Карогодин Ю.Н., Мовшович Э.Б. Проблемы совершенствования понятийной базы геологии нефти и газа // Геология и геофизика. -1980.- №2. -С. 3-10.

129. Ушатинский И.Н., Рыльков A.B. Состав и условия формирования пород глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов Уренгойского района (по материалам сверхглубокой скважины СГ-6) // Научное бурение в России. 1996.- Вып. 4. - С. 221-231.

130. Хаин В.Е. Геотектонические основы поисков нефти. Баку. Азнефтеиздат. -1954. - 692 с.

131. Хаинн В.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М. - Недра. - 1973. - 303 с.

132. Ханин В.А. Породы-коллектора нефти и их изучение. М. Недра. - 1964.366 с.

133. Ханин В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. Москва. Недра. - 1979. - 138 с.

134. Ханин В.А., Абдурахманов К.А., Лазарева В.И. Свойства глинистых пород-покрышск мезозойского нефтегазоносного комплекса отложений некоторых районов Передкавказья // Геология нефти и газа. 1969. - № 10. - С. 12-18.

135. Хафизов С.Ф, Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). -Санкт-Петербург. Недра. - 2002. - 191 с.

136. Чочиа Н.Г., Андреев A.B., Андреев Ю.Ф. и др. Структурно-тектоническая схема севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и нефтегазоносность севера Западной Сибири / Ленинград. Труды ВНИГРИ. - 1963. -Вып. 225. - С. 206-255.

137. Фрик М.Г., Горбачев В.И., Белоконь Т.В. Нефтегазоматеринские свойства глубокопогруженных триасовых и юрских отложений севера Западно-сибирской нефтегазоносной провинции // Геохимия. 1994. - № 10. - С. 1510-1518.

138. Фомин А.II. Катагенез органического вещества палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1997. - Т. 38. - № 6. -С. 1079-1087.

139. Фомин А.Н., Дочкин Д.А., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества юрских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Органическая геохимия пефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск. -1999.-С. 71-77.

140. Чиков Б.М., Гайдебурова Е.А., Зиновьев C.B. Баженовский горизонт в структуре мезозойского комплекса // Геология нефти и газа. 1997. - № 10. - С. 4-10.

141. Шемин Г.Г. Критерии прогноза нефтегазоносности древних полифациальных плитных комплексов (на примере центральных районов Сибирской платформы): Автореф. дис. на соиск. учён. степ. д. г.-м. н. Новосибирск. - ОИГГиМ СО РАН. - 1994. - 40 с.

142. Шемин Г.Г. Прогноз нефтегазоносности отложений венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2001. -Т. 42. -№ 11-12. - С. 1927-1944.

143. Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Левчук М.А. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных отложений келловея и верхней юры северных районов Западной Сибири // Геология и геофизика. 2000. - Т. 41. - № 8. - С. 1131-1144.

144. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю. Характеристика фильтрационно-ёмкостных свойств и закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания нефтегазоносных резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП // Горные ведомости. -2005. -№ 12. С. 16-23.

145. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Красавчиков В.О. и др. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности нижней юры Надым-Тазовского междуречья Западно-Сибирской НГП // Геология геофизика. 2002. - Т. 43. - № 12. - С. 1107-1123.

146. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В. и др. Высокоразрешающая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири // Геология и геофизика. 2001. - Т. 42. - № 5. - С. 749-765.

147. Ш.Япаскурт О.В., Фролов В.Т., Горбачев В.И., Диковский A.A. Особенности постседиментационных преобразований раннемезозойских терригенных пород Ново4 ■ 51. МЫ

148. Уренгойской сверхглубокой скважины // Бюл. МОИП. Отд.геол. 1992. - Т. 67. - Вып.1. -С. 73-84.

149. Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Литогенез и факторы формирования глубинной пористости отложений триаса, нижней и средней юры Тюменской скважины // Научное бурение в России. 1996. - Вып. 4. - С. 194-203.

150. Shemin G.G., Nekhayev A.Yu. Poroperm characterics and their variation with changing of buried depth of Jurassic reservoirs in north part of West Siberian //Xinjiang Petroleum Geology. 2006. - Vol. 27. - No. 1 (118). - P. 127-133.

151. Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоноспости глубокопогруженных толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-Тазовском междуречье: Отчет НИР // ИГНГ СО РАН; Отв. исп. Шемин Г.Г., Фомин А.Н. Новосибирск. - 1998. -В 5 кн.

152. Кн. 1: Стратиграфия палеозоя и мезозоя. -632 с.

153. Кн. 2: Тектоника домезозойского основания и осадочного чехла. 197 с.

154. Кн. 3. Т. 1 : Литология и палеогеография юрских отложений. 366 с.

155. Кн. 5: Перспективы нефтегазоносности палеозойских, триасовых, юрских отложений и направлений нефтепоисковых работ 293 с.

156. Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений севера Западно-Сибирской плиты: Отчет НИР / ИГНГ СО РАН; Отв. исп. Шемин Г.Г., Дещеня Н.П. Новосибирск,- 2001.- Кн. 1. - 258 с.

Информация о работе

Нехаев, Александр Юрьевич
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы