Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности, нефтегазового потенциала ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности, нефтегазового потенциала ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири"

На правах рукописи

□03054220

Бородкин Владимир Николаевич

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ, НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА АЧИМОВСКОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тюмень 2007

003054220

Работа выполнена в ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» (СибНАЦ) и в Тюменском Государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный консультант:

Лауреат Ленинской премии, доктор геолого- минералогических наук, член-корреспондент РАН, профессор И.И. Нестеров

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.П. Мясникова (ТюмГНГУ, г.Тюмень) Доктор геолого-минералогических наук, профессор В. И. Галкин (Пермский государственный технический университет, г. Пермь) Доктор геолого-минералогических наук В.П. Девятое

(ФГУП СНИИГиМС, г. Новосибирск)

Ведущее предприятие Всероссийский нефтяной научно-

исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ), г. Санкт-Петербург Защита диссертации состоится « 6 » марта 2007 г. в 15.30 часов на заседании диссертационного совета № Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) Адрес: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ, ауд.113 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ Автореферат разослан «•//» января 2007 г. Отзывы просим направлять по адресу: 625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ Е - mail: seismics(ct)xiiDro. tvumen.ru

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Т.В.Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные по запасам месторождения углеводородов (УВ) Западной Сибири, поисково-разведочные работы на нефть и газ ориентированы в основном на сложнопостроенные объекты, которые в большинстве своем относятся к неантиклинальным и комбинированным ловушкам и залежам УВ. Среди них ачимовский нефтегазоносный комплекс (НГК), связанный с низами неокома, стал привлекать особое внимание исследователей после открытия крупнейших по запасам углеводородного сырья залежей, выявленных именно в неантиклинальных объектах в пределах Восточно-Уренгойской зоны, приуроченной к центральной части севера Западной Сибири.

Прогнозирование на базе геолого-геофизических и литогенетических исследований зон, аналогичных Восточно-Уренгойской, создание оптимальных геологических моделей клиноформ ачимовского НГК является весьма актуальным.

В связи с вышеизложенным целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогнозирования перспективных зон в клиноформах ачимовского НГК севера Западной Сибири, разработка методов их прогноза с целью оптимизации поисково-разведочного процесса, оценки потенциальных ресурсов УВ по комплексу геолого-геофизических данных.

Для достижения цели работы решались следующие задачи:

- создание стратиграфо-корреляционной основы геологической модели;

- изучение условий формирования пород-коллекторов ачимовского НГК на основании текстурного, палеонтологического, литологического и других анализов;

- картирование клиноформ ачимовского НГК по данным бурения и комплекса геолого-геофизических методов, характеристика их геологического строения и нефтегазоносности;

- характеристика типа коллекторов в отложениях ачимовской толщи;

- литолого-петрографическая характеристика и оценка влияния различных факторов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) отложений ачимовского НГК;

- анализ фазового и физико-химического состава флюидных систем в связи с условиями формирования залежей УВ;

- оценка перспектив нефтегазоносности, углеводородного потенциала ачимовского НГК, выбор основных направлений геологоразведочных работ.

Научная новизна. Впервые на основе комплексных геолого-геофизических, литолого-фациальных и геолого-геохимических исследований получены следующие результаты:

- усовершенствована теоритическая методологическая база сейсмогеологического моделирования строения ачимовского клиноформного комплекса, на основе которой уточнена детальная стратиграфическая схема неокома севера Западной Сибири;

- разработана теоритическая основа и осуществлены детальные литолого-фациальные реконструкции обстановок осадконакопления продуктивных клиноформных образований ачимовской толщи. Показано, что наиболее перспективными являются песчаные тела, связанные с зонами конусов выноса, сформированные турбидитными потоками, оползнями на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями. Исходя из модели формирования отложений толщи, автором представлен новый вариант индексации клиноформ ачимовского НГК;

- по результатам моделирования с использованием геофизических и литологических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах ачимовской толщи, дана характеристика их геологического строения и нефтегазоносности;

- на базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик произведено впервые районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями внутреннего строения клиноформ и нефтегазовым потенциалом;

- выявлены связи условий осадконакопления с литологическим составом, типом коллекторов, влиянием различных факторов на ФЭС пород, установлены петрографо-минералогические показатели глубоководных конусов выноса;

- впервые автором установлены закономерности фазовой зональности залежей УВ ачимовского НГК с учетом ряда геолого-геохимических

факторов, которые явились основой прогноза фазового состояния углеводородного сырья в комплексе.

Защищаемые положения:

1. Новая методологическая основа моделирования геологического строения

клиноформного комплекса неокома.

2. Модель формирования песчано-алевритовых пород и связанных с ними литологических и структурно-литологических ловушек в составе клиноформ, факторы, влияющие на пространственное их положение, особенности внутреннего строения и характер нефтегазоносности.

3. Литолого-петрографические характеристики и закономерности изменения ФЭС, фазового и физико-химического состава флюидных систем клиноформ ачимовского НГК.

4. Структура запасов и ресурсов углеводородного сырья ачимовского НГК и его нефтегазового потенциала. Главные зоны и направления геологоразведочных работ с целью подготовки запасов нефти, газа и конденсата.

Фактический материал. Представленная работа - результат многолетних исследований, начатых автором в производственных и научно-исследовательских организациях Тюменской области (Уренгойская НРЭ, ЗапСибНИГНИ) и завершенных в ОАО «СибНАЦ». Она основана на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1970 по 2006 гг., и включает региональные, площадные сейсморазведочные работы, данные глубокого бурения, лабораторные анализы керна и флюидов.

Практическая значимость. Исследования автора, выполняемые в рамках научных программ МинГео (ЗапСибНИГНИ), Министерства топлива и энергетики, администрации Ямало-Ненецкого АО (ОАО «СибНАЦ»), всегда были связаны с решением производственных задач, планированием и проведением геологоразведочных работ с целью воспроизводства минерально-сырьевой базы региона.

Результаты стратиграфических исследований реализованы в региональных стратиграфических схемах неокома (1991, 2003), а также в каталогах стратиграфических разбивок.

Карты строения и нефтегазоносности основных резервуаров неокома и изохронных им клиноформ ачимовской толщи, с выделенными структурно-литологическими, литологическими ловушками и залежами УВ севера Западной

Сибири использовались при пересчете потенциальных ресурсов УВ (1993, 2003) и планировании геологоразведочных работ Главтюменьгеологией, газовыми и нефтяными компаниями (ООО «Уренгойгазпром», ОАО «Пурнефтегазгеология»).

По рекомендациям, выполненным под руководством автора или при его непосредственном участии, были открыты нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще на Уренгойском месторождении (участие в процессе бурения скважин-первооткрывательниц №№ 95, 99) и к востоку от него (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986), а также на Радужном, Северо-Пуровском, Стерховом, Песцовом, Едейском поднятиях, проведена доразведка Уренгойского, Самбургского, Восточно-Уренгойского и др. месторождений. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в ачимовской толще заказывались ОАО «Пурнефтегазгеология» (Тодыттзотинская впадина), ООО «Докон» (Усть-Ямсовейский участок), «Лукойл «Западная Сибирь» (Болыиехетская впадина), администрацией ЯНАО (южная часть Гыданской НГО).

Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на международных симпозиумах, совещаниях и конференциях: «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века» (Санкт-Петербург, 2000 г.), «Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса» (Москва, 2000 г.), «Мирчинковские чтения» (Москва, 2001 г.), «Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ» (Москва, 2002 г.), «Российская Арктика: геологическая история, мирагения, геоэкология» (Санкт-Петербург, 2002 г.), ААРв (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Санкт-Петербург, 2001 г., Барселона, 2003 г.), «Древняя нефть - новая энергия» (Каир, 2002 г.), ЕАГО (Евро-Азиатское геофизическое общество) «Геомодель» (Геленджик, 2004 г.), а также симпозиуме «Поисково-разведочные работы на нефть в Китае в XXI веке» (Ханджоу, 2002 г.).

На всероссийских совещаниях и конференциях: «Тюменская сверхглубокая скважина» (Пермь, 1996 г.), «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2001 г.), «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин» (Ярославль, 2001 г.).

На межведомственных совещаниях по разработке Региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений (Тюмень, 1990, 2004 гг.;

Новосибирск, 2003 г.), на совещаниях «Пересчет потенциальных ресурсов УВ в ачимовском и неокомском нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири» (Тюмень, 2003, 2004 гг.).

На региональных совещаниях: «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 1981 г.), «Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири» (Тюмень, 1986 г.), «Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири» (Тюмень, 1987 г.), «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья» (Тарко-Сале, 1995 г.), «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 1998, 2001 гг.), «Природные, промышленные и интеллектуальные ресурсы Тюменской области» (Тюмень, 1999 г.), «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны» (Тюмень, 1999 г.), «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо-, микроуровень» (Тюмень, 2000 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2002, 2004 гг.), «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), «Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя» (Новосибирск, 2006 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна» (Тюмень, 2006 г.), «Состояние, тенденция и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006).

На сессиях тюменского отделения Всесоюзного минералогического общества (Тюмень, 1980, 1982, 1983 гг.), на рабочих совещаниях Главтюменьгеологии и концерна «Тюменьгеология» по рассмотрению планов геологоразведочных работ на нефть и газ (Тюмень, 1980 - 1993 гг.), на совещаниях по направлению геологоразведочных работ и освоению сырьевой базы Ямало-Ненецкого АО (гг. Ноябрьск, Губкинский, Тарко-Сале, Новый Уренгой, Ямбург, Салехард, 1996 -2000 гг.), на выездных заседаниях Территориальной комиссии по подсчету запасов УВ (Салехард, 1997 - 2000 гг.) и др.

Публикации. Автором опубликовано 117 научных работ, по теме диссертации более 80, из них 23 в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, рекомендованным ВАК.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 370 страниц текста, включая 185 рисунков, библиография 218 наименований.

Благодарности. Автор выражает признательность своим коллегам и руководителям по многочисленным исследованиям, проводимым в ЗапСибНИГНИ и ОАО «СибНАЦ».

Автор выражает глубокую признательность за требовательность и всестороннюю помощь при выполнении работы генеральному директору ОАО «СибНАЦ» A.M. Брехунцову. Особая благодарность моим коллегам, которые осуществляли обсуждение и практическую реализацию идей - B.C. Бочкареву, Н.П. Дещене, H.A. Каримовой, М.Г. Михайловой, И.И. Нестерову (мл.), П.В. Пенягину, И.А. Плесовских, Н.М. Рубцовой, Т.Г. Фадюшиной, A.B. Храмцовой и др-

Содержание работы Введение

Разработанная в конце 70 -х гг. прошлого столетия А.Л. Наумовым новая, косослоистая модель строения неокомских отложений легла в основу создания клиноформной модели ачимовской толщи. В соответствии с новой моделью строения толщи в 80 -х годах начали целенаправленно проводиться более детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ, которые в комплексе с данными бурения явились методической основой картирования границ площадного распространения кпиноформ и связанных с ними литологических ловушек.

Сейсмогеологическому изучению регионального строения ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна, прогнозу и картированию ловушек и залежей УВ посвящены исследования А.Н. Бабурина, Н.М. Белкина, P.M. Бембеля, В.Н.Бородкина, В.С.Бочкарева, А.М.Брехунцова, В.А. Бененсона, И .А. Гавриленко, Е.А. Галаган, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, А.Н. Задоенко, В.П. Игошкина, В.А. Конторовича, В.А. Корнева, Н.Х.Кулахметова, В.И. Кузнецова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.Л. Наумова, A.A. Нежданова, И.И.Нестерова, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, В.Г. Смирнова, В.И. Соколова, B.C. Соседкова, H.H. Туманова, Л.Л. Трусова, С.П. Тюнегина, В.П. Четвертных, В.И. Шпильмана, И.Л. Цибулина, Ю.А. Цимбалюка и многих других.

Первые открытия неструктурных или комбинированных ловушек в Западной Сибири совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако исчерпание фонда крупных структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов в ачимовской толще после открытия уникальных залежей УВ в пределах Восточно-Уренгойской зоны сделали их в восьмидесятые

и последующие годы в пределах севера Западной Сибири одним из основных объектов исследования.

Условиями формирования, размещением и прогнозом неантиклинальных объектов Западной Сибири занимались М.Д. Белонин, М.М. Биншток,

B.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов,

C.B. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, Н.Я. Кунин, Н.Х. Кулахметов, В.И. Кислухин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, A.A. Нежданов, И.И. Нестеров, Т.М. Онищук, H.H. Ростовцев, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Л.Л. Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Ю.В. Щепеткин, В.И. Шпильман, В.В. Шиманский и ДР-

В связи с тем, что неструктурные ловушки зачастую приурочены к определенным фациальным обстановкам, важнейшей задачей в их прогнозе являются палеофациальные и палеогеографические реконструкции. Разработкой теоритических основ и методик реконструкций обстановок осадконакопления в разные годы занимались Н.Б. Вассоевич, И.С. Грамберг, В.А. Гроссгейм, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, Б.А. Лебедев, Н.В. Логвиненко, A.B. Македонов, B.C. Муромцев, Д.В. Наливкин, Н.С. Окнова, М.В. Проничева, Л.В. Пустовалов,

A.Б. Рухин, В.В. Самсонов, Н.М. Страхов и др.

При характеристике типа коллекторов в ачимовской толще и при влиянии роли трещиноватости на коллекторские свойства использовались результаты исследований Л.П. Гмид и В.Е. Смехова (метод больших шлифов). Исследованием вторичных изменений осадочных пород, воздействием различных факторов на их коллекторские свойства занимались O.K. Баженова, О.Г. Зарипов, Б.А. Лебедев, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозорович, P.C. Сахибгареев, З.Я. Сердюк,

B.Н. Холодов, В.В. Шиманский, О.В. Япаскурт и др.

В работе рассмотрены закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств пород, влияние различных факторов на их характеристики.

В конце прошлого - начале XXI столетия в России возобновились работы по регулярной переоценке прогнозных и потенциальных ресурсов нефти и газа, а также региональных стратиграфических схем территорий. В Западно-Сибирской провинции, в том числе и ее северной части, эти работы выполнялись впервые на новой геологической основе (переход от плоскопараллельной к кпиноформной модели), представленной в работе.

Невыявленные ресурсы неокома севера Западной Сибири приурочены, главным образом, к клиноформным образованиям ачимовской толщи, при этом с ними связаны существенно более крупные залежи УВ.

К примеру, за прошедший 10-летний период после пересчета потенциальных ресурсов УВ севера Западной Сибири (1993 г.) в неокомском и ачимовском НГК открыто 41 месторождение, в том числе в прибрежно-мелководных пластах - 83 залежи, в ачимовских клиноформных образованиях всего лишь 13 залежей УВ. Тем не менее при таком соотношении выявленных залежей УВ прирост запасов категории Ci и С2 условного топлива по неокому составил 1,59 млрд. т, по ачимовскому клиноформному комплексу - более 2,0 млрд. т.

Глава 1 Стратиграфо-корреляционная основа построения модели Как при подсчете прогнозных и перспективных ресурсов, так и при выявлении закономерностей пространственного размещения залежей УВ и их прогнозе важнейшей задачей является надежное разделение осадочного чехла на объекты исследования, которые контролировали бы процессы генерации и аккумуляции УВ. В качестве таковых большинством исследователей (Шпильман и др., 1972; Мясникова, 1973; Конторович и др., 1975; Бакиров и др., 1976 и т. д.) выделялись нефтегазоносные комплексы, представляющие собой проницаемые толщи, перекрываемые сверху и подстилаемые снизу непроницаемыми породами (покрышками).

Принципы выделения, классификации и особенности строения глинистых покрышек рассматривались в работах A.A. Бакирова (1972), Г.П. Мясниковой (1973), Г.Э. Прозоровича (1968), Б.В. Филиппова (1967) и др.

1.1 Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов По площади распространения проницаемые комплексы аналогично выделяемым покрышкам над ними разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.

При пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003) нами меловой региональный НГК был разделен на ряд субрегиональных НГК (надсеноманский, апт-альб-сеноманский, неокомский, ачимовский), в свою очередь, неокомский и ачимовский НГК - на подкомплексы (Бородкин, Брехунцов, Нестеров (мл.) и др., 2003). При выполнении более детальных исследований, связанных с локальным прогнозом нефтегазоносности, подкомплексы разделены на резервуары и кпиноформы (зональные НГК). Под термином кпиноформа в работе понимается

только ее фронтальная часть (линзовидные образования ачимовской толщи -фондоформа).

1.2 Расчленение осадочного разреза на объекты исследования

Для создания оптимальной геологической модели ачимовского НГК и расчленения его на подкомплексы с выделением и картированием образуемых им кпиноформ главным условием является достижение однозначной корреляции прибрежно-мелководных и клиноформных образований по данным бурения и сейсморазведки. С этой целью в пределах исследованной территории сформирован каркас из серии субширотных и субмеридианальных региональных (№№ 19, 22, 25, 28, 31, 103, 106, 107 и т. д.) и композитных сейсмопрофилей, по линии которых автором выполнялась корреляция по системе замкнутых полигонов.

При корреляции разрезов скважин, помимо региональных и композитных сейсмопрофилей, палеонтологических, минералогических данных, использовались литолого-геофизические маркирующие горизонты, которыми являются выдержанные трансгрессивные глинистые пачки (Бородкин, Рысев, 1981).

Анализ палеонтологических, литологических данных в комплексе с сейсморазведкой позволил уточнить синонимику пластов групп БС, БВ, БУ, БП и т. д. и изохронных им клиноформных образований (рис.1). Выполненные сейсмостратиграфические исследования явились основой расчленения ачимовского НГК на подкомплексы, клиноформы и геолого-геофизического моделирования.

Глава 2 Существующие взгляды на геологическое строение ачимовской

толщи

Во второй главе приводится обзор имеющихся представлений на условия формирования отложений толщи, показано многообразие точек зрения на данную проблему.

Современной седиментологией (Войта, 1962; веНу, 1976; М.: Лидер, 1986; Стоу, 1990 и т. д.) разработана концепция турбидитных потоков, объясняющая механизм образования аквагенных кластических отложений на континентальном склоне относительно глубоководного бассейна.

В пользу относительной глубоководности отложений ачимовской толщи свидетельствует следующее:

Литолого-фациапьные районы j

Клиноформные комплексы Сургутский >х X 2 О >Е 2 X б о. Пурлейский я S Я 0 01 О Г) а. t- | 1 е 1 5. " га Ф с = £ 56 ,s i s S л Т. * со

Быстринский Ач1 АС 7*9 БУ1-2

Приобский Дч2 АС10-12 БУЗ-4

Пимский АчЗ-4 БС1-5 БУ5-7 БП1-2

Уренгойский Ач5 БС6-7 БУ8-9 БПЗ-4 БТ0-1

Сармановский Ачб БС8-9 БУ10-11 БП5-6 БТ2

Чeyeкинекий Ач7-8 БС10 БУ12 БП7 БТЗ

Савуйский Ач9-10 БС11 БУ13-14 БП8 БТ4

Родниковый Ач11-12 БС12 БУ15 БП9-11 БТ5

Пырейный ач13-14 бу16 БП 12-13 бт6 б 84-5

Урьевский Ач-15 БУ17-19 БП14-15 БТ7-9 БВ6-7

С а мотлорск и й ач16-17 бп 16-17 БТ10-11 БВ8-9

Тагринский Ач18 БП18 ВТ12-13 БВ10-11

Приозерный АЧ1Э БТ14-16 БВ12-13

Лабазный A4 20 БТ17-20 БВ14-15

Рис.1. Схема взаимоотношения прибрежно-мелководных и клиноформных образований неокома Западной Сибири (составили В.Н.Бородкин, И.И.Нестеров (мл.), 2004 г.)

- присутствие в захоронении большого количества раковин белемнитов, головоногих моллюсков, рыб; доминирующее присутствие ядер пелеципод, а не целых раковин, что свидетельствует об обстановках литификации осадка вблизи критических глубин карбонатонакопления;

- обилие текстур, характерных для турбидитных образований, формирование которых происходило в относительно глубоководных обстановках, отсутствие каких-либо индикаторов прибрежной, волновой переработки осадка;

- разница времен - Ato между ундаформными и фондаформными отражениями на сейсмических разрезах, что подтверждается палеобатиметрическими реконструкциями (Бородкин, Бочкарев, Мишульский, 1998).

2.1 Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири

Фациальный анализ выполнялся на примере клиноформы БП14АЧ15 (авторский вариант индексации; Бородкин, Брехунцов, 2003) в пределах Восточно-Уренгойской зоны как наиболее охарактеризованной керновым материалом, в пределах южной части исследуемой территории в более региональном плане (от клиноформы БПб-бАчв до Enl4A41s).

Детальный текстурный анализ в комплексе с анализом толщин клиноформ позволил выделить серию конусов выноса - северный, центральный, южный, которые ранее выделялись по результатам геолого-геофизических исследований. Каждый из конусов выноса формировался двумя-тремя независимыми турбидитными потоками, что подтверждается наличием в керне в различных частях клиноформы (в основании, в средней части и т. д.) поверхностей абразии. Присутствие массивных текстур в разрезах скважин свидетельствует о том, что они вскрыли среднюю часть турбидитной системы, отвечающей основной части (по B.C. Муромцеву) конуса выноса. Наряду с типично турбидитными текстурами установлены разрезы скважин (Самбургская площадь, скв. 732, 673 Уренгойской площади и т. д.), представленные переслаиванием алевролитов, песчаников с преобладанием мелкой и тонкогоризонтальной слоистости, с раковинами двустворчатых моллюсков, аммонитов, с разнообразными трещинами. Породы сформированы за счет размыва северного и центрального конусов выноса вдольсклоновыми контурными течениями (контуриты).

При создании седиментационной модели использовался также метод палеодинамических реконструкций, основанный на интерпретации данных гранулометрического анализа (Рожков, 1978). Сопоставление гранулометрических

коэффициентов (асимметрия, эксцесс) со шкалой гранулометрической зрелости Г.Ф. Рожкова показывает, что для песчаников ачимовской толщи характерно заметное колебание значений гранулометрической зрелости - от незрелых до среднезрелых и зрелых, что свидетельствует о широком диапазоне динамического воздействия на осадок. Следует отметить, что зоны наилучших коллекторских свойств не совсем совпадают с ареалами наибольшей гранулометрической зрелости песчаников. Это свидетельствует о том, что значительное влияние на коллекторские свойства оказывают вторичные процессы и трещиноватость.

На основании электрометрических моделей фаций (Муромцев, 1989), данных гранулометрического, петрографо-минералогического и текстурного анализов в составе клиноформы БП14АЧ15 Восточно-Уренгойской зоны выделено несколько фациальных зон и типов разрезов турбидитной системы (проксимальная, средняя, дистальная части и дно бассейна).

Завершая рассмотрение модели седиментации ачимовской толщи на примере клиноформы БП^ч^, можно сказать, что их образование связывают с поступлением к подножиям неокомских глинисто-алевролитовых склонов песчано-алевритового материала в виде турбидитных потоков различной плотности и оползней. Эти процессы генетически и пространственно связаны с областями разгрузки осадков, транспортируемых авандельтовыми системами.

2.2 Принципы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири

Данная проблема затрагивалась многими исследователями на протяжении достаточно длительного отрезка времени.

В стратиграфической схеме неокома Западной Сибири (1991) вместо применяемых ранее индексов БС16-22. БВ16-20 и т. д. был предложен индекс Ач. Данная индексация была взята за основу при составлении Государственного баланса запасов УВ, она учитывала изменение возраста по разрезу (АЧ1, Ачг, Ачз и т. д.), но никаким образом не реализовывала возрастное скольжение клиноформ с востока на запад, т. е. в плане.

С целью решения данной проблемы нами (Бородкин, Бочкарев, Огнев и др., 1995) для территории Надым-Тазовского междуречья была предложена субрегиональная, также цифровая индексация.

В основу нумерации клиноформ заложен принцип возрастного скольжения -наибольшие номера (Ач2о и т. д.) на востоке, минимальные (A4i) - на западе (рис. 1,2).

В пределах территории Среднего Приобья, характеризующейся более высокой степенью геолого-геофизической изученности, рядом исследователей (Глебачева, 1990; Карогодин и др., 1995 и т. д.) было предложено пластам ачимовской толщи присваивать индексы изохронных прибрежно-мелководных пластов (БСюАч, БСцАч и т. д.)- Данная индексация одновременно решала проблему возрастного скольжения клиноформ в плане и по разрезу. О.М. Мкртчяном (2002) рекомендован комбинированный индекс клиноформ, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта и цифровой индекс, как в балансе запасов (БПвАчп БПзАчг). Близкую к О.М. Мкртчяну индексацию применили в работе Е.Б. Грунис и др. (2003), но несколько отличную -БВ61Ач, БВ62Ач. Почти аналогичный вариант для Сургутского свода предложили Н.М. Мельников, Г.Д. Ухлова (2000) - БС75Ач, БС74Ач.

В связи с вышеизложенным нами в работе предложено использовать комбинированный индекс клиноформ, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта и субрегиональный цифровой индекс, учитывающий возрастное скольжение клиноформ с востока на запад (БУюАчб, БН13АЧ6, БП5АЧ6, БСвАч6 и др., рис. 1, 2). Синонимика неокомских пластов (БС, БП, БУ и т. д.) принята в соответствии с выполненными исследованиями (раздел 1.2) и литофациальным районированием (2003).

Глава 3 Сейсмогеологическая модель клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса

При картировании и сейсмогеологическом анализе клиноформ необходимо использовать единый принцип выделения их как одноранговых объектов, основанный на расчленении геологического разреза на сейсмофациальные комплексы и составляющие их элементы. Положение каждой клиноформы и слагающих ее отложений на площади и в геологическом разрезе определяется несколькими границами (Мкртчян и др., 1978).

Восточная граница клиноформы связана с переходом песчаных пород в глинистые осадки склона, на сейсмических разрезах проводилась по точкам перегиба фондоформных отражений и перехода их в косослоистый (сигмовидный) рисунок (рис. 2). Согласно анализа сейсмических материалов и скважинной информации эта зона залегает не выше 180 - 200 м от кровли баженовской свиты

Ii ЕЗг ЕВЗз

6

.7 CDs

9 С1_БУ,Ач,10

Геологический разрез по линии регионального сейсмического профиля № 25 {Ку шел е века я-Южно-Русская площади)

1-грэница распространений сейсмзкомплексов; 2-скользящая еосточнаи граница шельфоеого сеисыочоилле*са, З-анутренняя граница клинофррмного комллч?*са: 4-гррннцв фацйаттьного замещении песчано-алеори юного пласта; 5-ачиыоаские песчаники. &бажежзвскЭД сайта. 7-яодпимснии комплекс. в-подсарманоесккй комплекс; 9-индекс

пьфтвпгп rin^j -з ^.Ныдд.ч-

7 Надымская

1005 Юбилейная 411 Уренгойская СГ6 35 Береговая 21 Ю-Русекав

Западная граница змиыовского НГК

Рис,2. Сейсмогеологический разрез по линии регионального сейсмического профиля № 25

(ОГ Б). Западная (внешняя) граница кпиноформы связана с выклиниванием песчаных пластов в удаленной от источника сноса терригенного материала области. На сейсмических разрезах характеризуется фондоформным налеганием на ОГ Б с последующей потерей прослеживаемости.

Используя данные методические приемы, с учетом модели седиментации толщи и установленной синонимики прибрежно-мелководных и ачимовских пластов в контуре площадного распространения ачимовского НГК впервые откартированы границы 17 клиноформ (рис. 2, 3).

3.1 Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса

неокома

На базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик (тип текстур, морфология клиноформ в разрезе, палеоглубины и т. д.) произведено районирование ачимовского НГК на ряд зон (Бородкин, Храмцова, 2006).

Восточная часть (зона) исследованной территории (рис. 3) характеризуется постепенным замещением георгиевско-баженовских отложений (с запада на восток) более мощными глинисто-песчанистыми образованиями сиговско-яновстанской свит, образующих региональный аккумулятивный склон, погружающийся на запад.

На этом склоне залегают осадки двух первых неокомских клиноформ (БТ17АЧ20, БТ14Ач19) берриасского возраста (рис. 2, 3).

Для данного комплекса осадков характерны следующие геологические особенности:

сравнительно небольшие толщины комплексов, представленных преимущественно однородными песчаными разностями и вертикальными амплитудами клиноформ - At-80-90 млс (рис. 2);

- нечеткое разделение разреза на ундаформную, клиноформную и фондоформную части, что приводит к отсутствию литологической зональности;

- нерезкий переход от прибрежно-мелководных песчаников к глинистым отложениям склона, далее к ачимовским песчано-алевритовым образованиям (рис. 2);

- отсутствие в керне типично оползневых текстур; пологие углы наклона глинистого склона;

- отсутствие на сейсмических разрезах выраженных сигмовидных отражений (моноклинальные сейсмофации, рис. 2). Данная зона слабо изучена бурением,

Рис 3 Схема сейемофациального районирования ачимовского НГК севера

Западной Сибири Границы: 1 - распространений ЯНАО; 2 -ачимовской толщи; 3 - распространения клиноформ; 4 - сейсмофзциальных зон. Запеии: 5- нефтяная: 6- газоеонденсатная 7 -гаарконденсатная с нефтяной оторочкой: 8 - газовая: 3- промышленные притоки нефти (на балансе не числятся); ^-промышленные притоки газоконденсата (на бэпансе не числятся)

характеризуется невысокой установленной нефтегазоносностью.

Максимальная нефтегазоносность клиноформного комплекса связана со второй зоной, приуроченной к его центральной части (рис. 3).

Литолого-фациальными особенностями данной зоны является следующее:

- выделенные одиннадцать клиноформ практически везде взаимно перекрывают друг друга (уренгойский тип разреза, рис. 2, 3);

- более четко выраженная сигмовидная форма отражений, увеличивающаяся в западном направлении;

- обилие текстур, характерных для турбидитных образований, зон трещиноватости, преобладание комбинированного трещинно-порового коллектора;

- увеличение в западном направлении крутизны глинисто-алевритовых склонов, интервальных толщин клиноформ (М-280 - 310 млс), что свидетельствует о возрастании глубин седиментационного бассейна (рис. 2);

- наиболее концентрированный тип ачимовской толщи (наибольшее содержание в составе клиноформ песчано-алевритовых пластов, максимальные суммарные толщины песчаников) на восточных склонах крупных поднятий (рис. 2);

- более сложное, дифференцированное строение клиноформ по сравнению с восточной зоной (рис. 2).

Третья зона, примыкающая к западной границе площадного распространения ачимовского НГК (рис. 2, 3), ограничивается осевой частью неокомского палеобассейна. По сравнению с предыдущей зоной в ней увеличивается доля глинистой составляющей, для клиноформ больше характерно линзовидно-прерывистое строение, что связано с дефицитом терригенного материала, поставляемого с прибрежно-мелководной части бассейна.

Четвертая зона готерив-барремских клиноформ восточного падения расположена западнее осевой части неокомского палеобассейна (рис. 2) и приурочена пока целиком к глинисто-алевритовому разрезу, коллекторов не содержит.

3.2 Характеристика геологической модели и нефтегазоносности клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса

По каждой из выделенных клиноформ составлены карты суммарных толщин песчаников, по палеонтологическим данным выполнена их возрастная датировка, вынесены контуры всех выявленных залежей УВ, дана характеристика

внутреннего строения клиноформ. При характеристике внутреннего строения, наряду с анализом композитных и региональных сейсмических профилей, параллельно им составлена серия литолого-фациальных, геологических разрезов, схем корреляции и т. д. (рис. 2, 4).

Наибольшее площадное распространение имеет подсармановский сейсмокомплекс, который представлен 12 клиноформами (БП5АЧ6 - БТ17А420) берриас-валанжинского возраста (рис. 2, 3). Клиноформные образования подсармановского подкомплекса в северной части исследуемой территории имеют площадное распространение в Болыиехетской впадине, Усть-Енисейском районе и Гыданской ИГО (рис. 3) и, судя по характеру сейсмической записи (рис. 2, 4), представлены третьим - уренгойским типом разреза, характеризующимся высокой продуктивностью и содержащим несколько песчано-алевритовых пластов, взаимно перекрывающих друг друга. Подпимский сейсмокомплекс представлен тремя клиноформами (БС6-7А45, БС4-5А44 и БС1-3А43) готеривского возраста. Клиноформы характеризуются меньшей песчанистостью по сравнению с предыдущим подкомплексом и имеют выраженный линзовидный характер строения. Промышленная нефтегазоносность в его составе установлена на Южно-Хулымском месторождении. Клиноформы подпимского сейсмофациального подкомплекса на севере исследуемой территории имеют площадное распространение в пределах западной части Гыданского полуострова и восточной части полуострова Ямал (рис. 3). В составе сейсмокомплекса преобладающим будет моноциклитный тип разреза. Подбыстринский сейсмокомплекс включает две клиноформы (БЯ17АЧ2, БЯ10АЧ1) готеривского возраста, приурочен, как и предыдущий, к третьей литофациальной зоне, также характеризуется линзовидным строением, пониженной песчанистостью.

Границы площадного распространения клиноформ и бровок синхронных им прибрежно-мелководных пластов, как правило, имеют субмеридиональное простирание. Севернее 32 регионального сейсмического профиля для подсармановского подкомплекса, начиная с клиноформы БП12АЧ13.14 и нижезалегающих, отмечается поворот их границ в восточном направлении, что, по-видимому, связано с влиянием на седиментационные процессы таких структурно-тектонических элементов, как Большехетская впадина, Мессояхский порог и Енисей-Хаттангский прогиб.

[ Переслаивание зпевролитов.

аргиллитов V глин га Битуминозные от/южения баженовъком спмть

|;-;| Песчаник а тный Цемент | Запах У6

Гранат-цир кон -а пагитован ассоциация

13 э чнсгмтепе - меднэнным дмэметр зерен (мм) ¡коп-во определений) ^ в знаменателе коэффициент сортировки по Трасту [—^—] Скважины, в которых выявлены аммониты баланжинского возраста

Литолого-фациальный профиль по линии скв 223 Табъяхи некой -182 Самбургской площадей

" ' нам] ■ * Г^37иг! ______птТ;-—^^^гм чг: - - ,

Рис. 4, Композитный временной сейсмический разрез по линии скважин 756 Уренгойской - 182 Самбургской площадей.

Анализ границ площадного распространения клиноформ, их песчанистости, особенностей внутреннего строения, морфологии сейсмических отражений, текстур пород и т. д. показал, что наиболее сложное строение имеют кпиноформы, приуроченные к центральной части подсармановского подкомплекса, с ними связана и основная нефтегазоносность. В пределах данной территории в составе клиноформ выделяется серия депоцентральных зон, характеризующихся в разрезе наибольшим количеством песчаных пластов, контролирующих самостоятельные залежи УВ. На картах суммарных толщин песчаников они образуют субширотные аномалии конусообразной формы, что свидетельствует о наличии активных зон конусов выноса (турбидитов) терригенного материала. Внутренняя структура их с трудом стратифицируется, породы с текстурами, характерными для турбидитных образований (рис. 4). На сейсмических разрезах представлены более четко выраженными сигмовидными отражениями, характеризуются увеличением интервальных толщин клиноформ, крутизной глинисто-алевритовых склонов (рис. 2). В северной части исследованной территории (севернее 22 регионального сейсмического профиля) преобладающее значение в размещении залежей УВ, их типа приобретает литологический фактор, залежи разнообразны по фазовому составу, более крупные по размерам, высокодебитные, с АВПД (рис. 3).

Глава 4 Литофациальная характеристика и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК Для написания главы была сформирована база данных по свойствам коллекторов, включающая результаты лабораторных исследований петрофизических свойств пород, гранулометрического и минералогического анализов, рентгеноструктурного фазового анализа глинистой составляющей, описание керна, шлифов, фотографии текстур, структур и т. д.

4.1 Структура порового пространства и тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири Различные аспекты стадийного эпигенеза рассматривались в работах Б.А. Лебедева, Г.Э. Прозоровича, P.C. Сахибгареева, И.Н. Ушатинского, О.В. Япаскурта и др.

Структура порового пространства пород ачимовской толщи имеет сложное строение и представлена первичной и вторичной пористостью.

По изучению пород в шлифах устанавливаются следующие основные процессы вторичного преобразования пород: перекристаллизация, растворение,

замещение, деформация, уплотнение, вторичное минералообразование, трещиноватость.

Развитию вторичных пустот выщелачивания во многом способствует тектоническая трещиноватость. Трещины в ачимовских отложениях развиты как короткие, прерывистые, располагающиеся в матрице и связывающие между собой первичные и вторичные поры, так и протяженные через весь шлиф (рис. 5). В основном трещины горизонтальные, открытые, реже вертикальные и разнонаправленные по отношению к напластованию, шириной 5-25 микрон. Стенки трещин неровные, микрошероховатые, что препятствует их смыканию на больших глубинах. Сопоставление поровых и трещинных ФЭС методом больших шлифов ВНИГРИ показало превышение трещинной проницаемости в 2 - 10 раз. Наличие трещин говорит о существовании сложного (смешанного) порово-трещинного или трещинно-порового типа коллекторов, с которыми связаны высокодебитные скважины, продуктивность которых резко возрастает при проведении гидроразрыва пласта.

4.2 Литолого-петрографическая характеристика кпиноформ ачимовского НГК

Изучение минералогического состава пород ачимовской толщи производилось по клиноформам подсармановского подкомплекса (БГЬ-бАчб -БПгвАЧ(8), приуроченным к центральной сейсмофациальной зоне (рис. 3). Для представления о минералогическом составе пород ачимовской толщи использовалась классификационная треугольная диаграмма В.Д. Шутова (рис. 5). На диаграмме практически все точки-пробы ложатся в поле аркозовых песчаников. При изучении минерального состава использовались в работе следующие минералогические коэффициенты: седиментационный (кварц/полевые шпаты); коэффициент источника сноса (циркон/гранат).

В северной части исследованной территории седиментационный коэффициент редко превышает 1, что свидетельствует о поступлении терригенного материала, обогащенного неустойчивым полевым шпатом и соответственно о возможной относительной близости источника сноса. В пользу последнего тезиса может свидетельствовать также повышенное содержание в составе клиноформ среди акцессорных минералов неустойчивого апатита. В южной части исследованной территории наблюдаются повышенные значения седиментационного коэффициента - 1 - 3. Коэффициент источника сноса (петрофондовый по Бергеру, 1986) - отношение минералов, характерных для кристаллических пород различного происхождения. Если циркон чаще связан с гранитоидными

674 Уренгойское

О 2р АО 14 К 1 00%

Уренгойское мест., скв. 258 Уренгойское мест., скв. 282

Песчаник аркозовый, мелкозернистый, Алевролит тонкозернистый, с тонкими

пористый. прослоями аргиллита, пористый,

Кп - 20,1%, Кпр- 0,65*10-' мкмг трещиноватый. Кп=18,5%, Кпр=0,09*10*

Глубина- 3616,2 м мкмг

Собственно аркозы

Грэувакковые аркозы

О Стерхоеое о Восточно-Уренгойское о Уренгойское

• Сэмбургское

• Северо-Самбургское о Непонятное

Кварц 75%

Обломки пород 25%

Полевые

шпаты

75%

Минералогические поля и точки состава аркозов (по Шутову В.Д., 1967г.)

Полевые шпаты 25%

Рис. 5. Минералогический состав песчано-алевролитовых пород ачимоаской толщи

изверженными породами, то гранаты имеют метаморфическое происхождение (Гроссгейм и др., 1984). Распределение коэффициента источника сноса (циркон/гранат) по клиноформам показало, что в северной части в составе клиноформ преобладает содержание циркона над гранатом, в южной части исследованной территории значение коэффициента источника сноса невысокое, т. е. в южную часть поступал терригенный материал, обогащенный гранатами.

На литолого-фациальном профиле (рис. 4) представлены терригенно-минералогические комплексы, грансостав и коэффициент сортировки по разрезу клиноформ центральной части исследованной территории.

4.3 Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов ачимовского НГК

Основные коллекторские свойства горных пород (пористость, проницаемость) находятся в тесной зависимости от структуры порового пространства, гранулометрической характеристики, степени сортировки обломочного материала, состава материала, цементирующего скелет пород и т. д. Влияние петрографо-минералогических особенностей песчано-алевритовых пород на их ФЭС экспериментально подтверждено еще в 1937 г. Авдусиным П.П. и др. Благоприятное влияние на проницаемость пород оказывает содержание кварца, с увеличением последнего возрастает проницаемость.

Интервал глубин изучения ФЭС пород ачимовской толщи изменяется от 2550 м (южная часть исследованной территории) до 4050 м на севере. Области повышенных величин ФЭС совпадают с зонами пониженных значений карбонатное™ и остаточной водонасыщенности.

Для изучения закономерностей изменения ФЭС коллекторов по каждой кпиноформе составлены карты эффективных толщин, пористости, проницаемости, показаны изменения их значений в зависимости от различных параметров.

В результате проведенных исследований было установлено:

- максимальные значения пористости пород - 25%, эффективной - 20%, по проницаемости выделяются IV, V, VI классы коллекторов;

- карбонатность влияет на ФЭС пород после 6 - 10%, водонасыщенность после 60%;

- снижение коллекторских свойств пород происходит при содержании цемента более 10%;

- с уменьшением сортировки и медианного диаметра зерен ухудшается ФЭС

пород;

- установлена небольшая коррелятивная связь кварца с проницаемостью для клиноформ БП1вАч16, БП14Ач15и БПю-цАч^;

- зоны повышенных эффективных и суммарных толщин песчаников, как правило, сопровождаются повышенными значениями ФЭС пород и отождествляются с подводными конусами выноса;

- трещиноватость, каолинизация гидрослюдистых и хлоритовых цементов, растворение зерен кварца увеличивают коллекторские свойства пород.

Глава 5 Фазовый и физико-химический состав флюидных систем и их связь с условиями формирования залежей УВ

Причины пространственного разобщения территорий с различным фазовым насыщением углеводородами (преимущественно нефте-, газонакопление) большинством исследователей связываются с условиями их формирования.

Выяснению условий формирования нефтяных и газовых залежей в мезозойских отложениях Западной Сибири посвящено значительное количество исследований Н.Б. Вассоевича, Б.М. Валяева, В.Б. Гаврилова, А.Н. Дмитриевского, Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторовича, H.A. Кудрявцева, П.Н. Кропоткина, К.А. Клещева, C.B. Крылова, К.И. Микуленко, В.Д. Наливкина, Н.В. Лопатина, И.И. Нестерова, С.Г. Неручева, В.Б. Порфирьева, H.H. Ростовцева, Г.П. Сверчкова, Б.А. Соколова, О.Г. Сорохтина, A.A. Трофимука и др. исследователей.

5.1 Представления об условиях формирования залежей УВ и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем

Рассмотрены различные точки зрения на процессы нефтеобразования, причины пространственного разобщения территории преимущественно нефте- и газонакопления.

Наиболее признанной и существующей продолжительное время является органическая, осадочно-миграционная теория образования УВ, развивающая представления Н.Б. Вассоевича о главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

Согласно осадочно-миграционной теории нефтеобразования проводится анализ особенностей количественных и качественных изменений углеводородных систем, что позволяет предполагать их место в ряде вертикальной зональности эволюции органического вещества (OB) и образования нефти и газа в осадочных бассейнах. Для различных нефтегазоносных бассейнов (и даже их частей)

гипсометрические уровни ГЗН могут существенно различаться. В пределах центральной части исследованной территории основная часть ГЗН считается невскрытой и ожидается на глубинах, превышающих 4100 м, что подтверждается получением промышленных притоков нефти из ачимовской толщи (клиноформы БП16АЧ16, БП17АЧ17) на Северо-Самбургской площади ниже 4150 м, незначительно выше 4000 м нефть в ачимовском НГК установлена на Непонятном, Самбургском, Северо-Уренгойском и других месторождениях. В пользу данного тезиса свидетельствуют также геохимические исследования Н.В. Лопатина, согласно которым OB в баженовской свите Самбургской площади находится в подстадии литогенеза МК3.

В последнее время весьма популярной является теория литосферных плит, увязывающая тектонические и флюидодинамические процессы. Согласно этим представлениям осадочный чехол бассейна, его фундамент и мантия Земли представляют единое целое и состоят в постоянном взаимодействии, вызывающем перераспределение вещества и энергии между ними (Варшавский и др., 1981).

Новые подходы к изучению закономерностей нефтегазонакопления с позиций тектоники плит нашли отражение в работах C.B. Аплонова, Е.В. Артюшкова, Ю.Т. Афанасьева, Г.А. Габриэлянца, В.Б. Гаврилова, А.Н. Дмитриевского, В.М. Ковылина, К.А. Клещева, С.П. Максимова, Г.П. Мясниковой, A.A. Нежданова, B.C. Суркова, О.Г. Сорохтина и др.

Как для прибрежно-мелководной, так и для клиноформной частей (ачимовская толща) неокома исследованной территории установлено разделение преимущественно на нефте- и газоносные зоны. На представленной в работе схеме латеральной зональности изменения фазового состава УВ в залежах ачимовского НГК выделено три зоны: первая преимущественно нефтяная, вторая газоконденсатная и нефтегазоконденсатная, на самом севере - третья, смешанная по УВ составу, где выявлены газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи (рис. 3).

На основании анализа изменения пластовых давлений и температур с глубиной залегания залежей УВ и фазовых переходов углеводородных систем, с учетом принципиальной схемы нефтегазообразования, первая (южная) подзона нефтенакопления отвечает подстадиям литогенеза MKi и переходной зоне к МКг. Зона газоконденсатно-, нефтегазоконденсатная, связанная с центральной частью исследованной территории, приурочена к переходной зоне от МКг к МК3. К северу

от описанной зоны, связанной также с центральной частью исследованной территории, выделена вторая подзона нефтенакопления (рис. 3), которая, как и предыдущая, приурочена к переходной зоне от МК2 к МК3. Но установленная в пределах подзоны фазовая зональность отличается от принципиальной схемы нефтегазообразования, где с увеличением глубины залежи от нефтегазоконденсатных переходят в газоконденсатные и газовые. Фактически установленное фазовое насыщение (нефтяное) в пределах данной подзоны, очевидно, связано, как ранее отмечалось, с более низким гипсометрическим положением ГЗН в пределах севера Западной Сибири по сравнению с районами Среднего Приобья.

Наличие внутри ГЗН газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей обусловлено влиянием ряда геолого-геохимических факторов (новейший этап тектонического развития региона (Бородкин и др., 2005), процессы дифференциации УВ систем при вертикальной и латеральной миграции, глубинной дегазации Земли (Валяев, Дмитриевский, 1992; Бембель и др., 2002; Нежданов, 2004) и т. д.

В Усть-Енисейском районе, северной части Гыданской НГО и полуострова Ямал (третья смешанная по УВ составу зона) фазово-генетический тип залежей отвечает подстадиям литогенеза ПКз, МК1 и МК2.

В пределах центральной части исследованной территории при движении от более древних к более молодым по возрасту клиноформам (с востока на запад) также установлены определенные закономерности в изменении фазового состава УВ - последовательная смена газовых, газоконденсатных залежей (кпиноформа БТ17АЧ20, БТ14АЧ19) нефтегазоконденсатными (БПчвАч« -БП12АЧ13-14), до нефтяных (БП5 Ач6 - БПаАчд.ю). С другой стороны, как и для неокомских резервуаров, в отдельно взятых клиноформах (БП1вАч18, БП17АЧ17 и т. д.), ближе к их западным границам в литологических либо структурно-литологических ловушках, выявлены нефтяные либо нефтегазоконденсатные залежи, восточнее - газоконденсатные, при этом коэффициент заполнения ловушек также уменьшается в восточном направлении. Данная фазовая зональность может быть объяснена с позиции, согласно которой главной нефтематеринской толщей является баженовская свита (Конторович и др., 1991 и т. д.). С этих же позиций можно объяснить преимущественную нефтеносность клиноформ, развитых в западной части ачимовского НГК, и преобладание газоконденсатного насыщения на востоке. В восточном направлении отложения

баженовской свиты становятся менее битуминозными (уменьшение % содержания ОВ), в составе ОВ возрастает доля гумусовой составляющей. Такая фазовая зональность согласуется с палеотектоническим развитием клиноформ.

5.2 Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью Палеотектонический анализ выполнялся для южной, преимущественно нефтяной и центральной нефтегазоконденсатной зон по линии субмеридиональных и субширотных профилей для клиноформ БП^Ач^, БП17АЧ17, БП16Ач16, БП14Ач15 и т. д. на различные временные отрезки (кровля БП18АЧ18 - Н200 - конец готерива; АЧ18 - М1 - конец апта; АЧ18 - Г - конец сеномана и т. д.).

На основании выполненных палеотектонических исследований можно отметить следующее:

- для большинства клиноформ, преимущественно центральной части исследованной территории (Восточно-Уренгойская зона), характерна существенная перестройка структурных планов на конец сеноманского времени. Учитывая глубины залегания клиноформ, их отложения уже прошли диагенетические преобразования, соответственно такие перестройки приводили к деформации пород и формированию трещинного и трещинно-порового типа коллекторов;

- для более ранних по возрасту клиноформ (БП^Ач^ - БП14АЧ15) в пределах центральной части исследованной территории на послесеноманский (неотектонический) период тектонического развития приходится значительный прирост амплитуд, что оказывало влияние на изменение фазового состояния залежей УВ (нефтегазоконденсатная зона; Бородкин, 2004);

- отложения клиноформ центральной части исследуемой территории входили в ГЗН на более ранних этапах тектонического развития (преимущественно в послесеноманское время), чем южной части. Соответственно образовавшиеся залежи УВ подвергались более длительному воздействию геодинамических, термобарических и других процессов, что дополнительно могло сказаться на фазовом составе залежей УВ;

- для клиноформных образований южной части исследованной территории, а также более молодых по возрасту клиноформ (БП7Ач7.8; БП8Ач9ио; БПдАчц и т. д.) не отмечается существенных структурных перестроек, а также проявления неотектонического этапа развития, что при прочих равных условиях сказывалось на нефтегазоносности (преимущественно зона

нефтенакопления);

- изменение в пределах центральной части исследуемой территории фазового состава УВ в залежах при движении с востока на запад (от Б^вАч-ш до БП7АЧ7.8) объяснялось выше (раздел 5.1) с позиции главенствующей нефтегенерирующей роли баженовской свиты (Конторович, Петере и др., 1991). Однако, как выше отмечалось, дополнительным фактором может быть и палеотектонический - по результатам выполненных построений более молодые клиноформы не испытывали столь интенсивного новейшего этапа развития.

5.3 Закономерности изменения физико-химических свойств флюидов

клиноформ ачимовского НГК

В целях прослеживания характера изменения свойств нефтей по латерали в пределах основных клиноформ были построены схемы изменения плотности, асфальтено-смолистых компонентов и т. д.

В результате выполненного анализа было установлено, что в подавляющем большинстве своем нефти малой плотности, малосернистые, парафинистые и малосмолистые. Отложения клиноформ БТ14АЧ19 - БП12АЧ13.14 характеризуются насыщением преимущественно легкими нефтями, в клиноформах БП9АЧ11 - БПв Ачэ-ю встречаются нефти от легких до тяготеющих к тяжелым, в самых молодых клиноформах БП5АЧ6 - БЯ17АЧ2 в основном нефти средней плотности. Но в целом отмечается тенденция увеличения плотности нефтей, содержания асфальтено-смолистых компонентов при движении от восточных (БП18 A4ia) к западным (БП5-б Ач6) границам ачимовского НГК, что, возможно, связано с преобладающей нефтегенерирующей ролью баженовской свиты. Выявлена латеральная зональность в изменении свойств нефтей и содержании компонентов - в северном направлении нефти становятся легче, уменьшается содержание асфальтено-смолистых, что , по видимому, связано с приуроченностью территорий к областям с различной фазовой зональностью (раздел 5.1.)

5.4 Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовского НГК

На основании выполненного анализа установлено практически для всех клиноформ увеличение минерализации пластовых вод с севера на юг. Аналогичная тенденция отмечается для типов вод по классификации В.А. Сулина. В северной части в составе клиноформ преобладает гидрокарбонатно-натриевый тип, в южной - хлоридно-кальциевый. От восточных и западных границ

подсармановского подкомплекса к его центральной части в клиноформах наблюдается закономерное увеличение минерализации пластовых вод, уменьшение процентного содержания ионов кальция, увеличение содержания бора от более древних по возрасту к более молодым клиноформам. Если допустить унаследовательность современных пластовых вод с солевым составом морского бассейна в период накопления отложений ачимовской толщи (данные комплекса поглощенных катионов глин), то установленные закономерности можно объяснить палеоглубинами бассейна (мористость), которые по палеобатиметрическим реконструкциям увеличивается в западном и северном направлениях.

Глава 6 Оценка перспектив нефтегазоносности ачимовского клиноформного комплекса и основные направления поисково-разведочных работ

Объектом оценки перспективных запасов являются конкретные локальные ловушки (структурные, литологические, стратиграфические и т. д.). Описание методик, применявшихся при оценке перспективности ловушек, разделяется на две группы: методы, позволяющие оценить ловушку как продуктивную или непродуктивную, и методы количественной оценки УВ в ловушках.

6.1 Краткий обзор методик общей оценки нефтегазоносности ловушек

(структур)

В разработке вопроса принимали участие сотрудники территориальных геологических управлений и научно-исследовательских институтов, в том числе Ф.Г. Гурари, A.M. Волков, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Ю.А. Кожевников, B.C. Лазарев, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, И.И. Нестеров, Г.И. Плавник, Г.Э. Прозорович, H.H. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, O.A. Ремеев, A.B. Рыльков, Ф.К. Салманов, В.Г. Смирнов, B.C. Старосельцев, А.Я. Эдельштейн, В.И. Шпильман и др.

Одним из первых предложил способ оценки продуктивности локальных поднятий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции методом изоконтактов H.H. Ростовцев (1964). По данному методу пласт на оцениваемой площади или зоне считался продуктивным, если его кровля оказывалась выше региональной плоскости контакта. O.A. Ремеевым (1967) была применена методика оценки перспективности объектов, основанная на гипотезе струйной миграции. Попытка прогнозирования нефтегазоносности поднятий по истории их развития предпринята Е.И. Бенько, Е.В. Еханиным (1968), которые связывали распределение залежей УВ с наиболее интенсивным ростом локальных поднятий.

A.M. Волковым (1968) предложено использовать алгоритм распознавания образов, в основу которого заложена морфология оцениваемых ловушек. Г.Э. Прозоровичем (1968) была разработана и применена методика с использованием литологических факторов. Г.П. Мясниковой, Г.И. Плавником,

B.И. Шпильманом (1972) в методике оценки перспективности структур по степени их заполнения предложена зависимость ресурсов УВ в ловушке от площади нефтесброса этой ловушки. В работе И.И. Нестерова, A.B. Рылькова (1976) при оценке перспективности структур использовалась генетическая модель. Следует отметить, что генетические модели широко применялись С.Г. Неручевым (1964), Н.Б. Вассоевичем (1967) и др., но для оценки перспективности структур она в явном выражении использовалась впервые. Комплексный подход при оценке перспективности ловушек был осуществлен А.Э. Конторовичем и др. (1974). Оценка перспективности структур производилась с использованием четырех групп параметров: тектонических, литологических, геохимических и гидрогеологических. Ф.К. Салмановым (1974) был предложен для разделения локальных поднятий на нефтеносные и «пустые» графический метод с использованием генетических треугольников. Автором были использованы структурные и геохимические признаки. Разработанная В.И. Шпильманом (1982) методика позволяла на основании анализа различных моделей процесса формирования залежей нефти и газа оценить ожидаемое количество ресурсов УВ на перспективных структурах.

Новый подход к изучению закономерностей нефтегазонакопления, оценке перспективности зон, локальных объектов в Западной Сибири, как ранее отмечалось (раздел 5.1), связывается с рифтогенезом.

Не отрицая роль рифтогенеза в формировании и размещении залежей УВ, следует отметить, что, по всей вероятности, существенную роль на пространственное размещение залежей УВ, их фазовый состав, соответственно, перспективность ловушек и отдельных зон оказывали ряд других геолого-геохимических факторов (литофациальные условия накопления отложений, тип РОВ, неотектонический этап, нефтегенерирующая роль баженовской свиты).

6.2 Использование «прямых» методов при локальном прогнозе нефтегазоносности

Современные методы «прямых» поисков залежей УВ можно разделить на четыре группы: геохимические, биологические, геофизические и дистанционные.

Из четырех названных выше видов «прямых» методов в работе использовались геофизические и дистанционные, из числа которых применялись

«Рельеф-2» (Бородкин, Нестеров, Рубина и др., 1986 и т. д.), «Распознавание образов» (Бородкин, Кожевников, Шайхиева, 1998), космофотодешифрирования (Клопов, 1990), Прони-преобразования (Магр1е Б.!-., 1987).

6.3 Состояние и структура ресурсной базы УВ ачимовского НГК

По состоянию на 1.12.2006 г. в составе ачимовского НГК выявлено и подготовлено более 360 объектов, на 50 месторождениях (включая Усть-Енисейский район) открыто более 100 залежей УВ (рис. 3). Анализ распределения перспективных (Сз), прогнозных локализованных (Д1л) ресурсов и балансовых запасов (АВС1 Сг) в пределах подкомплексов показал, что главная их доля приходится на подсармановский подкомплекс. При этом основные величины запасов УВ сосредоточены в клиноформах БП14АЧ15 и БП^Ач^, приуроченных к средней части подкомплекса, которые наиболее изучены глубоким бурением. В целом низкая изученность комплекса глубоким бурением сказывается на структуре ресурсной базы (АВС1 Сг+накопленная добыча - 17%, Сз+Д™ - 31% и Д1+Д2 - 52 %), хотя в пределах центральной части исследуемой территории коэффициент подтверждаемое™ близок к 90 %.

Анализ распределения залежей по глубинам залегания показал, что основная доля их приходится на интервал глубин 3500 - 4000 м (преимущественно вторая подзона нефтенакопления, раздел 5.1), аналогичная тенденция установлена и для ресурсов УВ. В плане, с учетом гипсометрии клиноформ, они попадают преимущественно в границы Нерутинской, Восточно-Уренгойской зон, Большехетской впадины и южной части Гыданской НГО.

В 2003 г. нами совместно с ИГНГ СО РАН выполнена работа по переоценке потенциальных ресурсов УВ в пределах исследуемой территории, согласно которой на ачимовский НГК приходится 18 % нефти, 10 % газа и 36 % конденсата от начальных суммарных ресурсов региона. За основу при подсчете потенциальных ресурсов УВ была принята детальная геологическая модель, представленная в работе. Исходя из установленных зависимостей и закономерностей, была составлена карта плотностей начальных суммарных ресурсов УВ.

Сравнительная оценка ресурсов ачимовского НГК пересчета 1993 и 2003 гг. показала, что произошло увеличение ресурсного потенциала по нефти на 31,5 %, по газу на 45 % и конденсату на 32,7 %.

6.4 Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисково-

разведочных работ

Основные перспективы нефтегазоносности комплекса связываются с территориями, характеризующимися наиболее высокой плотностью начальных суммарных ресурсов УВ (от 200-100 тыс. т. УУВ/км2), к которым относятся Восточно-Уренгойская и Нерутинская зоны, южная часть Гыданской НГО и Болыиехетская впадина (раздел 6.3).

Поисково-разведочные работы на ачимовский клиноформный комплекс рекомендуется проводить по нескольким направлениям:

- бурение дополнительных поисково-оценочных скважин на ловушки, которые вскрыты рядом скважин, где были установлены признаки насыщения УВ (керн с запахом УВ, нефтегазопроявления и т. д.), но промышленных притоков не было получено либо зафиксировано значительное количество объектов с неясным характером насыщения, которые не испытывались. В данных скважинах необходимо использовать современные методы первичного и вторичного вскрытия пластов;

- проведение дополнительных сейсморазведочных работ с целью детализации внутреннего строения кпиноформ и комплексирование их с другими методами («прямые» методы локального прогноза нефтегазоносности, литофациальные исследования и т. д.);

- ревизия отдельных перспективных ловушек, выделенных в составе клиноформ и находящихся на балансе перспективных ресурсов, в контуре которых проводилось глубокое бурение и получены отрицательные результаты, а также корректура прогнозируемого фазового состава УВ в ловушках с учетом установленных закономерностей (раздел 5.1);

- выход на совершенно новые, неопоискованные территории (южная часть Гыданской НГО, Болыиехетская впадина) либо слабо изученные бурением районы (Нерутинская, Тодыттзотинская впадины и т. д.), которые по комплексу выполняемых исследований наиболее перспективные;

для целенаправленного опоискования ачимовских отложений первоочередными в составе каждой кпиноформы являются депоцентральные зоны, выявленные по комплексу геолого-геофизических исследований (раздел 3.2), характеризующиеся наибольшим количеством в разрезе песчано-алевритовых пластов, способных контролировать самостоятельные залежи УВ;

- в южной части исследуемой территории, характеризующейся меньшей

плотностью ресурсов УВ и сравнительно небольшими по размерам (запасам УВ) ловушками, опоискование их рационально проводить попутно с юрскими объектами либо в зонах с уже установленной нефтегазоносностью, в непосредственной близости от которых наблюдается концентрация таких ловушек. Опоискование их позволит расширить и подготовить в составе клиноформ нефтеносные зоны для промышленного освоения с единой системой транспорта.

На основании установленных закономерностей внутреннего строения клиноформ, их морфологии, нефтегазоносности, фазовой зональности, ресурсного потенциала комплекса, с учетом выявленных по данным сейсморазведки перспективных объектов в работе по каждой из них выбраны основные направления и намечены объемы геологоразведочных работ. Реализация объемов поисково-разведочного бурения представлена по каждой клиноформе приростами промышленных запасов УВ. На рис. 6 показан пример карт перспектив нефтегазоносности, изученности бурением и сейсморазведочными работами клиноформ БТ^Ачго и БТ14АЧ19, а в таблице 1 -распределение объемов геологоразведочных работ и их реализация в виде приростов запасов УВ по данным клиноформам. Аналогичные карты и таблицы составлены для всех клиноформ.

Заключение

1. При пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003 г.) автором произведено разделение ачимовского НГК на подкомплексы, для детальности исследований последних - на резервуары (клиноформы).

2. Для расчленения нефтегазоносного комплекса на подкомплексы и резервуары в пределах исследованной территории был сформирован каркас из серии субширотных и субмеридиональных региональных и композитных сейсмических профилей, по линии которых выполнена корреляция. По результатам выполненной корреляции произведена синонимика пластов группы БС, БВ, БП, БТ, БУ и т. д. и изохронных клиноформных образований.

3. На основании анализа текстурных особенностей пород, литологических, палеонтологических (рис.4) и других данных установлено, что отложения ачимовской толщи связаны с относительно глубоководными морскими условиями седиментации, сформированными турбидитными фациями, оползнями. Наиболее высокие значения коэффициента палеодинамической активности среды седиментации (зоны улучшенных коллекторов) приурочены к подводящим

_Условные обозначения:

[ *** | номер скважины

] граница ЯНАО

■ ресурсы категории ^ +рй л*0"} изолинии по кровле клиноформы /| граница расъростран&ння хпинофсрмы название ловушки (извл ресурсы нефти, [ гз4'?7 | конденсата, гэзэ)

г г - -,; перспективные зоны, выделенные с учетом

I --ч морфологии клиноформ Залежи: I нефтяная

гаэоконденсзтная

Сейсмические профили, отработанные в период полевых работ;

С.ОЯХСКАЯ (Т;2 5JJ,

ПЯКИХИНСКА» f Р.с/Ш ¡0:26.1.-245 9)

РОССИЯС* (3:0-0)

хлльыЕРЛлютинское

Z]

1981-1983 1984-19Б7 1983-1990 1991-1995 1996-2002

региональные профили

ЯРО ЯХИНСКОЕ

РАЙОННАЯ СГШ (0:2.9; 15) РЕЛЬЕФНАЯ СТЛ (0:0 8;Э)

русская слп (17ЛО)

РУССКАЯ СПП (0.3,4 13) СКОЧАСи/ЬСКАЯ ПП (Ю;ШЩ

ЮЖНО-РУССКОЕ

северо-

МРЬЯХХНСКАЯ

(0е-0;0)

Рис, 6. Карты перспектив нефтегазоносное™ и изученности сейсморазведочными работами MOB ОГТ клиноформ: а - БТ17Ач20; б - ВУЩАч,9

Таблица 1

Объем геологоразведочных работ и прирост запасов УВ по ачимовскому НГК севера Западной Сибири

(на примере клиноформ БТ17.2оАч2о, БТм.1бАч19)

/п Индекс клинофо рмы Кол-во рекомендуе мых скважин Кол-во опоискова иных объектов Наименование объектов (СЛЛ), рекомендуемых к опоискованию Прирост запасов категории С, Примечание

нефть, млн.т. конденс. млн.т. газ, млрд.м3

1 БТ|Г-2оАч20 3 7 1 )Русская, Рельефная, Районная; 2)Восточно-Русская, СевероРусская ; 3) Лимбаяхская и клиноформа БТ-иАч^ на Восточно-Тазовской площади; 0.797 0.711 9.612 Объекты (СЛЛ), стоящие под определенным порядковым номером (1,2 и т.д.), одновременно оцениваются одной скважиной

2 БТ,4-1бАЧ,9 5 6 1)Геологическая, 2)Южно-Заполярная-2 ловушки, 3) Ереямская; 4) Российская, Шенябеяхинская. 1.328 0.142 1.924

каналам и центральным частям глубоководных конусов выноса, проработанных вдольсклоновыми течениями. При возникновении препятствий (палеоподнятий) на пути турбидитов энергия зернового или мутьевого потоков снижалась, что приводило к более локализованной концентрации терригенного материала (депоцентральные зоны).

4. Рассмотрены принципы индексации клиноформ ачимовского НГК, варианты, представленные различными исследователями. Автором предложено в работе использовать комбинированный индекс, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта (БС8-БП5-БН13-БУ10И т. д.) и субрегиональный цифровой индекс, учитывающий возрастное скольжение клиноформ с востока на запад (АЧ20-АЧ1) - БСвАч6, БП5АЧ6, БН13Ач6, БУюАч6 и т. д.

5. На основании выполненных сейсмостратиграфических исследований в границах площадного распространения ачимовского НГК впервые откартированы границы 17 клиноформ, которые при пересчете потенциальных ресурсов УВ были сгруппированы в составе трех подкомплексов (подсармановский, подпимский и подбыстринский). На основании сейсмических, литофациальных критериев дана характеристика их внутреннего строения и нефтегазоносности.

6. На базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик (тип текстур, глубины бассейна, морфология клиноформ) произведено районирование кпиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями строения клиноформ, нефтегазовым потенциалом.

7. На основании лабораторных исследований петрофизических свойств пород, гранулометрического и минералогического анализов, описания керна и шлифов и т. д. дана характеристика структуры порового пространства и типа коллекторов, литологопетрографических особенностей и закономерностей изменения ФЭС клиноформных образований ачимовской толщи.

8. Рассмотрены различные точки зрения на процессы нефтеобразования, показано влияние ряда геолого-геохимических факторов на пространственное размещение залежей УВ, их фазовую зональность, закономерности изменения физико-химических свойств УВ и т. д.

Исходя из установленной фазовой зональности ачимовского НГК дан раздельный прогноз нефтегазоносности территории.

9. Проведен анализ изменения физико-химических свойств нефтей по клиноформам ачимовского НГК, который показал увеличение плотности нефтей,

содержание асфальтено-смолистых соединений от восточных (клиноформа БП18А418) к западным (клиноформа БП5АЧ6) границам ачимовского НГК, что может также быть объяснено с позиции главенствующей нефтегенерирующей роли баженовской свиты. Выявлена латеральная зональность в изменении свойств нефтей: в отдельно взятой клиноформе в северном направлении нефть становится более легкой, соответственно плотности изменяется содержание асфальтено-смолистых и т. д., что определяется приуроченностью территорий к зонам с различной фазовой зональностью, распределением пластовых давлений, температур.

10. Выполнена гидрогеохимическая характеристика клиноформ подсармановского подкомплекса, согласно которой минерализация пластовых вод закономерно уменьшается к восточным и западным границам ачимовского НГК и в северном направлении. С севера на юг также меняется тип вод по классификации В.А. Сулина: в северной части преобладает гидрокарбонатно-натриевый тип, в южной -хпоридно-кальциевый.

11. Дан краткий обзор методик оценки нефтегазоносности ловушек, показан комплексный подход с использованием различных критериев (литофациальных, тектонических и т. д.), включая «прямые» методы локального прогноза нефтегазоносности.

12. Проведен анализ состояния и структуры ресурсной базы ачимовского НГК, показано распределение УВ по категориям запасов и ресурсов по подкомплексам и отдельно взятым клиноформам, по глубинам залегания залежей и ловушек и т. д. Выполненный совместно с ИГНГ СО РАН пересчет потенциальных ресурсов (2003 г.) ачимовского НГК в пределах исследуемой территории показал, что по сравнению с пересчетом 1993 г. увеличение ресурсного потенциала по нефти составило 31, 5%, газу - 45 % и конденсата -32 %.

На основании установленных закономерностей внутреннего строения клиноформ, нефтегазоносности, фазовой зональности, ресурсного потенциала комплекса, с учетом выявленных по данным сейсморазведки перспективных объектов, с использованием различных методов локального прогноза нефтегазоносности по каждой из клиноформ выбраны основные направления геологоразведочных работ, выделены крупнейшие зоны нефтегазонакопления, для оценки которых намечены оптимальные объемы бурения.

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Выделение маркирующего горизонта в нижнемеловых отложениях северной и центральной частей Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978. Вып. 132. С. 47-55. Соавторы: Кулахметов Н.Х. и др.

2. Аномальные пластовые давления в залежах различных типов мезозоя Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 144. С. 77-88. Соавторы: Нежданов A.A. и др.

3. Факторы, контролирующие размещение залежей углеводородов в неокомских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 145. С. 42-55.

4. Комплексный подход к вопросу увязки разрезов неокома северных районов Западно-Сибирской равнины. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981. Вып. 170. С. 41-45. Соавтор: Рысев В.В.

5. Закономерности изменения состава и свойств углеводородных скоплений в отложениях неокома северной части Надым-Тазовского междуречья. Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления. Тезисы докладов, ЗапСибНИГНИ. Тюм. отд. ВМО АН СССР, 1983. т. II. С. 41-43.

6. Геологическое обоснование бурения глубоких скважин на Уренгойском поднятии и прилегающих районах. Перспективы поисков нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень, 1986. С. 56-59. Соавторы: Бочкарев B.C., Кулахметов Н.Х.

7. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба // Советская геология. 1988. № 11. С. 5-13. Соавторы: Нестеров И.И. и др.

8. Прогноз ловушек - резервуаров ачимовской толщи в пределах Восточно-Уренгойской-Пырейной группы поднятий по материалам сейсморазведки. Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989. С. 61-68. Соавторы: Высоцкий В.Н. и др.

9. Методы прогноза зон улучшенных коллекторов в ачимовской толще севера Западно-Сибирской равнины. Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья - Тюмень-Тарко-Сале. Материалы межведомственного совещания, 1995. С. 83-96. Соавторы: Бочкарев B.C. и ДР-

10. Характеристика строения и условий формирования пласта Ач1б ачимовской

толщи Восточно-Уренгойской зоны на основании комплексирования различных видов исследований // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, 1997. № 6. С. 17. Соавторы: Бочкарев B.C., Дещеня Н.П.

11. Модернизированный метод общего тектонического анализа мощностей ачимовской толщи Западной Сибири II Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, 1998. № 2. С. 11-19. Соавторы: Бочкарев B.C. и др.

12. Ямало-Ненецкий автономный округ - крупнейший газодобывающий и один из крупнейших нефтедобывающих регионов России // Геология нефти и газа. 1998. № 9. С. 2-9. Соавторы: Конторович А.Э. и др.

13. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. №5. С. 10-16. Соавтор: Брехунцов A.M.

14. Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны и методика их разведки II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 5. С. 16-22. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

15. Анализ ресурсной базы ЯНАО, доля в ней ачимовского комплекса и региональные особенности его строения. Материалы межведомственного совещания. Екатеринбург, 1999. С. 7-34. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

16. Проблемы картирования, индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического ее освоения II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 11. С. 2-13. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

17. Ачимовская толща - залог стабильного развития топливно-энергетического комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа в XXI веке. Всероссийский съезд геологов и научно-практическая геологическая конференция «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века (Тезисы докладов. Т.З). СПб, 2000. С. 209-210. Соавторы: Левинзон И.Л. и др.

18. Комплексное геологическое изучение и освоение ачимовской толщи циркумполярных областей Западной Сибири. Ассоциация американских нефтяных геологов, ВНИГРИ. СПб, 2001. С. 08-2. Соавторы: Левинзон И.Л. и др.

19. Ачимовская толща - один из основных объектов стабилизации добычи

углеводородного сырья на территории Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 1. С .4-7. Соавторы: Левинзон И.Л. и др.

20. Прогнозирование поведения пластовой системы ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны с учетом особенностей строения резервуаров. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 25-32. Соавторы: Балин В.П. и др.

21. Методология и опыт выделения главных нефтегазовых объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа // Геология и геофизика. Новосибирск, 2001. Т. 42. № 11-12. С. 18541863. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

22. Характеристика строения, условий седиментации и нефтегазоносности резервуаров ачимовской толщи и их шельфовых аналогов в пределах Уренгойского региона // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 16-24. Соавторы: Брехунцов A.M., Дещеня Н.П.

23. Условия формирования и закономерности размещения залежей углеводородов в мезозойских отложениях севера Западной Сибири. Мирчинковские чтения. Материалы международного совещания, ИГиРГИ. М., 2001.С. 45-50. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

24. Выделение главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением месторождений нефти и газа // Г еология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 4-15. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

25. Геодинамический контроль и закономерности нефтегазонакопления и размещения сверхгигантских месторождений нефти и газа в Западной Сибири // Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы международной конференции. М.: ГЕОС, 2002. С. 293-295. Соавторы: Бочкарев B.C. и др.

26. Ачимовский турбидитовый комплекс севера Западной Сибири -крупнейший объект нефтегазодобычи в XXI веке. Российская Арктика. Геологическая история, минерагения, геоэкология. СПб, 2002. С. 652-659. Соавторы: Левинзон И.Л. и др.

27. К 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 5-10. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

28. Предварительные геологические данные, полученные по результатам бурения сверхглубокой скважины СГ-7 Ен-Яхинской при забое 5050 м (Западная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 20-30. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

29. Геофлюидодинамический анализ геоплотностной и геомагнитной модели вдоль регионального профиля МОП" № 106 юга Уренгойского вала II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 98-105. Соавторы: Исаев Г.Д. и др.

30. Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны в связи с моделью их седиментации II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 77-82. Соавторы: Шиманский В.В. и др.

31. Стратиграфо-корреляционная основа построения региональной сейсмогеологической модели неокомских шельфовых и клиноформных отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 34-40. Соавторы: Дещеня Н.П. и др.

32. Вопросы и проблемы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 46-50. Соавтор: Брехунцов A.M.

33. Региональные геологические модели неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 50-60. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

34. Представление о геологической модели клиноформы БП14АЧ15 севера Западной Сибири на базе литофациальных исследований II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 66-77. Соавторы: Храмцова A.B. и др.

35. Оптимизация системы разработки ачимовских отложений НовоУренгойского месторождения. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 2003. № 4-5. С. 124-

131. Соавторы: Балин В.П. и др.

36. Детальная сейсмогеологическая модель неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири как основа нового пересчета потенциальных ресурсов углеводородов. Тез. докл. VI междун. научно-практич. конференции. ЕАГО. Геленджик, 2004. 4.2. С. 66-68. Соавторы: Дещеня Н.П. и др.

37. Характеристика текстур турбидитов ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 4. С. 38-48. Соавторы: Дещеня Н.П. и др.

38. Региональный фациальный анализ ачимовских клиноформных отложений севера Западной Сибири II Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 5. С. 18-28. Соавторы: Храмцова A.B. и др.

39. Представление об условиях формирования залежей углеводородов и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем II Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 7. С. 60-77.

40. Сложный (смешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 11. С. 37-44. Соавторы: Дещеня Н.П. и др.

41. Закономерности размещения и прогноз нефтегазоносности ловушек литологического и стратиграфического типов в Западно-Сибирском мегабассейне. Сборник докладов международной научно-практической конференции «Неструктурные, сложнопостроенные ловушки - основной резерв прироста углеводородного сырья России». СПб.: Недра, 2005. С. 5158. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

42. Основные результаты, полученные при выполнении научных исследований по изучению геологического строения ачимовской толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 7. С. 26-32.

43. Закономерности размещения литологических и структурно-литологических ловушек в ачимовском клиноформном комплексе севера Западной Сибири и перспективы их нефтегазоносности // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 6. С. 60-73.

44. Цитологические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 7. С. 34-42. Соавторы: Храмцова A.B.

45. Закономерности изменения физико-химических свойств нефтей клиноформ ачимовской толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 8. С. 34-42. Соавторы: Хоробрых Д.Л. и др.

46. Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовской толщи севера Западной Сибири II Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 8. С. 52-56. Соавторы: Хоробрых Д.Л. и др.

47. Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью П Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 9. С. 24-37. Соавторы: Бочкарев B.C. и др.

48. Методологические аспекты локального прогноза нефтегазоносности И Горные ведомости. Тюмень. 2006. № 1. С. 4-9.

49. Геолого-геофизические предпосылки создания региональной геологической модели неокомского комплекса Западной Сибири как основы для уточнения его углеводородного потенциала // Горные ведомости. Тюмень. 2006. № 3. С. 10-27. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

50. К 40-летию открытия уникального Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. № 3-4. С. 74-87. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

51. Литолого- и сейсмофациальная зональность ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя. Материалы научной сессии, посвященной 95-летию со дня рождения В.Н. Сакса. Академическое издательство «Гео», Новосибирск. 2006. С.172-175. Соавторы: ХрамцоваА.В.

52. Инверсионные кольцевые структуры как один из критериев локального прогноза нефтегазоносности И Горные ведомости. Тюмень. 2006. № 10 С. 24-39. Соавторы: Кислухин В.И. и др.

53. Выделение крупнейших зон нефтегазонакопления в ачимовском клиноформном комплексе севера Западной Сибири на базе литолого-геохимических и сейсмофациальных исследований. Материалы академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». ЗапСибНИИГГ. Тюмень. 2006. С. 20-28. Соавторы: Брехунцов A.M. и др.

54. Conditions of Forming Stratigraphical Traps in the Lower Cretaceons Ciinaform

Complex and Regularities in Their Disribution, Western Siberia, Ancient Oil-New Energy, AAPG, Cairo, 2002, sA 17. Соавторы: Belonin M.D. (Белонин М.Д. и ДР-)-

55. New tagets of oil and gas seagch to the north of the Western-Siberian geosyneclise. International Sumposium on Chines Petroleum Exploration in 21st Century. China, Zhai Guangming, 2002, s.706. Соавторы: A.M. Brekuntsov (Брехунцов A.M. и др.).

56. Application of Paleofacial Reconstructions oil Traps in Turbidite Systems lower Cretaceous. Western Siberia. AAPG. International Conference and Exhibition Barcelona, 2003, s. 50. Соавторы: Belonin M.D. (Белонин М.Д. и др.).

Подписано в печать 30.1 1.2006 Заказ № 972 Формат 60x84 716 Отпечатано на ОосиСо!ог 2045

Бумага Со1о1есИ+ 90 г/м2 Уч.-изд. л. 2,0 Усл. печ. л. 2,7 Тираж 100 экз.

Открытое акционерное общество «Сибирский научно-аналитический центр»

Типография ОАО «СибНАЦ» 625016, Тюмень, ул. Пермякова, 46

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Бородкин, Владимир Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. СТРАТИГРАФО-КОРРЕЛЯЦИОННАЯ ОСНОВА ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ

1.1. Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов

1.2. Расчленение осадочного разреза на объекты исследования

2. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ВЗГЛЯДЫ НА ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 30 АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ

2.1. Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной 41 Сибири

2.2. Принципы индексации клиноформного комплекса неокома Западной 71 Сибири

3. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ КЛИНОФОРМ АЧИМОВСКОГО 78 НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА

3.1. Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса неокома

3.2. Характеристика геологической модели и нефтегазоносности клиноформ 92 ачимовского нефтегазоносного комплекса

4. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЛЬТРАЦИОННО- 156 ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД АЧИМОВСКОГО НГК

4.1. Структура порового пространства и тип коллекторов в породах 157 ачимовской толщи севера Западной Сибири

4.2. Литолого-петрографическая характеристика клиноформ ачимовского НГК

4.3. Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств 184 коллекторов ачимовского НГК

5. ФАЗОВЫЙ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ФЛЮИДНЫХ СИСТЕМ И 206 ИХ СВЯЗЬ С УСЛОВИЯМИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ

5.1. Представление об условиях формирования залежей УВ и их связь с 207 фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем

5.2. Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера

Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью

5.3. Закономерности изменения физико-химических свойств флюидов 248 клинофор ачимовского НГК

5.4. Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовского НГК 263 6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АЧИМОВСКОГО 270 КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

6.1. Краткий обзор методик общей оценки нефтегазоносности ловушек 270 (структур)

6.2. Использование «прямых» методов при локальном прогнозе 277 нефтегазоносности

6.3. Состояние и структура ресурсной базы УВ ачимовского НГК

6.4. Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисково- 293 разведочных работ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности, нефтегазового потенциала ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири"

Актуальность работы. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные по запасам месторождения углеводородов (УВ) Западной Сибири, поисково-разведочные работы на нефть и газ ориентированы в основном на сложнопостроенные объекты, которые в большинстве своем относятся к неантиклинальным и комбинированным ловушкам и залежам УВ. Среди них ачимовский нефтегазоносный комплекс (НГК), связанный с низами неокома, стал привлекать особое внимание исследователей после открытия крупнейших по запасам углеводородного сырья залежей, выявленных именно в неантиклинальных объектах в пределах Восточно-Уренгойской зоны, приуроченной к центральной части севера Западной Сибири.

Прогнозирование на базе геолого-геофизических и литогенетических исследований зон, аналогичных Восточно-Уренгойской, создание оптимальных геологических моделей клиноформ ачимовского НГК является весьма актуальным.

В связи с вышеизложенным целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогнозирования перспективных зон в клиноформах ачимовского НГК севера Западной Сибири, разработка методов их прогноза с целью оптимизации поисково-разведочного процесса, оценки потенциальных ресурсов УВ по комплексу геолого-геофизических данных.

Для достижения цели работы решались следующие задачи: создание стратиграфо-корреляционной основы геологической модели; изучение условий формирования пород-коллекторов ачимовского НГК на основании текстурного, палеонтологического, литологического и других анализов; картирование клиноформ ачимовского НГК по данным бурения и комплекса геолого-геофизических методов, характеристика их геологического строения и нефтегазоносности; характеристика типа коллекторов в отложениях ачимовской толщи; литолого-петрографическая характеристика и оценка влияния различных факторов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) отложений ачимовского НГК; анализ фазового и физико-химического состава флюидных систем в связи с условиями формирования залежей УВ; оценка перспектив нефтегазоносности, углеводородного потенциала ачимовского НГК, выбор основных направлений геологоразведочных работ.

Научная новизна. Впервые на основе комплексных геолого-геофизических, литолого-фациальных и геолого-геохимических исследований получены следующие результаты: усовершенствована теоретическая методологическая база сейсмогеологического моделирования строения ачимовского клиноформного комплекса, на основе которой уточнена детальная стратиграфическая схема неокома севера Западной Сибири; разработана теоритическая основа и осуществлены детальные литолого-фациальные реконструкции обстановок осадконакопления продуктивных клиноформных образований ачимовской толщи. Показано, что наиболее перспективными являются песчаные тела, связанные с зонами конусов выноса, сформированные турбидитными потоками, оползнями на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями. Исходя из модели формирования отложений толщи, автором представлен новый вариант индексации клиноформ ачимовского НГК; по результатам моделирования с использованием геофизических и литологических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах ачимовской толщи, дана характеристика их геологического строения и нефтегазоносности; на базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик произведено впервые районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями внутреннего строения клиноформ, нефтегазовым потенциалом; выявлены связи условий осадконакопления с литологическим составом, типом коллекторов, влиянием различных факторов на ФЕС пород, установлены петрографо-минералогические показатели глубоководных конусов выноса; впервые автором установлены закономерности фазовой зональности залежей УВ ачимовского НГК с учетом ряда геолого-геохимических факторов, которые явились основой прогноза фазового состояния углеводородного сырья в комплексе.

Защищаемые положения:

1. Новая методологическая основа моделирования геологического строения клиноформного комплекса неокома.

2. Модель формирования песчано-алевритовых пород и связанных с ними литологических и структурно-литологических ловушек в составе клиноформ, факторы, влияющие на пространственное их положение, особенности внутреннего строения, характер нефтегазоносности.

3. Литолого-петрографические характеристики и закономерности изменения ФЕС, фазового и физико-химического состава флюидных систем клиноформ ачимовского НГК.

4. Структура запасов и ресурсов углеводородного сырья ачимовского НГК и его нефтегазового потенциала. Главные зоны и направления геологоразведочных работ с целью подготовки запасов нефти, газа и конденсата.

Фактический материал. Представленная работа - результат многолетних исследований, начатых автором в производственных и научно-исследовательских организациях Тюменской области (Уренгойская НРЭ, ЗапСибНИГНИ) и завершенных в ОАО «СибНАЦ». Она основана на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1970 по 2006 гг., и включает региональные, площадные сейсморазведочные работы, данные глубокого бурения, лабораторные анализы керна и флюидов.

Практическая значимость. Исследования автора, выполняемые в рамках научных программ МинГео (ЗапСибНИГНИ), Министерства топлива и энергетики, администрации Ямало-Ненецкого АО (ОАО «СибНАЦ»), всегда были связаны с решением производственных задач, планированием и проведением геологоразведочных работ с целью воспроизводства минерально-сырьевой базы региона.

Результаты стратиграфических исследований реализованы в региональных стратиграфических схемах неокома (1991, 2003), а также в! каталогах стратиграфических разбивок.

Карты строения и нефтегазоносности основных резервуаров неокома и синхронных им кпиноформ ачимовской толщи, с выделенными структурно-литологическими, литологическими ловушками и залежами УВ севера Западной Сибири использовались при пересчете потенциальных ресурсов УВ (1993, 2003) и планировании геологоразведочных работ Главтюменьгеологией, газовыми и нефтяными компаниями (ООО «Уренгойгазпром», ОАО «Пурнефтегазгеология»).

По рекомендациям, выполненным под руководством автора или при его непосредственном участии, были открыты нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще на Уренгойском месторождении (участие в процессе бурения скважин-первооткрывательниц №№ 95, 99) и к востоку от него (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986), а также на Радужном, Северо-Пуровском, Стерховом, Песцовом, Едейском поднятиях, проведена доразведка Уренгойского, Самбургского, Восточно-Уренгойского и др. месторождений. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в ачимовской толще заказывались ОАО «Пурнефтегазгеология» (Тодыттзотинекая впадина), ООО «Докон» (Усть-Ямсовейский участок), «Лукойл «Западная Сибирь» (Большехетская впадина), администрацией ЯНАО (южная часть Гыданской НГО).

Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на международных симпозиумах, совещаниях и конференциях: «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века» (Санкт-Петербург, 2000 г.), «Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса» (Москва, 2000 г.), «Мирчинковские чтения» (Москва, 2001 г.), «Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ» (Москва, 2002 г.), «Российская Арктика: геологическая история, мирагения, геоэкология» (Санкт-Петербург, 2002 г.), ААРв (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Санкт-Петербург, 2001 г., Барселона, 2003 г.), «Древняя нефть - новая энергия» (Каир, 2002 г.), ЕАГО (Евро-Азиатское геофизическое общество) «Геомодель» (Геленджик, 2004 г.), а также симпозиуме «Поисково-разведочные работы на нефть в Китае в XXI веке» (Ханджоу, 2002 г.).

На всероссийских совещаниях и конференциях: «Тюменская сверхглубокая скважина» (Пермь, 1996 г.), «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2001 г.), «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин» (Ярославль, 2001 г.).

На межведомственных совещаниях по разработке Региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений (Тюмень, 1990, 2004 гг.; Новосибирск, 2003 г.), на совещаниях «Пересчет потенциальных ресурсов УВ в ачимовском и неокомском нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири» (Тюмень, 2003,2004 гг.).

На региональных совещаниях: «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 1981 г.), «Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири» (Тюмень, 1986 г.), «Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири» (Тюмень, 1987 г.), «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья» (Тарко-Сале, 1995 г.), «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 1998, 2001 гг.), «Природные, промышленные и интеллектуальные ресурсы Тюменской области» (Тюмень, 1999 г.), «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны» (Тюмень, 1999 г.), «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо-, микроуровень» (Тюмень, 2000 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2002, 2004 гг.), «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), «Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя» (Новосибирск, 2006 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна» (Тюмень, 2006 г.), «Состояние, тенденция и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006).

На сессиях тюменского отделения Всесоюзного минералогического общества (Тюмень, 1980, 1982, 1983 гг.), на рабочих совещаниях Главтюменьгеологии и концерна «Тюменьгеология» по рассмотрению планов геологоразведочных работ на нефть и газ (Тюмень, 1980 - 1993 гг.), на совещаниях по направлению геологоразведочных работ и освоению сырьевой базы Ямало-Ненецкого АО гг. Ноябрьск, Губкинский, Тарко-Сале, Новый Уренгой, Ямбург, Салехард, 1996 -2000 гг.), на выездных заседаниях Территориальной комиссии по подсчету запасов УВ (Салехард, 1997 - 2000 гг.) и др.

Публикации. Автором опубликовано 117 научных работ, по теме диссертации более 80, из них 23 в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, рекомендованным ВАК.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 359 страниц текста, включая 183 рисунков, библиография 218 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Бородкин, Владимир Николаевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные исследования являются результатом обработки и детальной интерпретации обширной геолого-геофизической и промысловой информации, связанной не только с отложениями ачимовской толщи, но и вышележащих прибрежно-мелководных горизонтов, генетически связанных между собой. В работе использованы фактические данные и материалы многолетних (с 1970 по 2006 гг.) обобщений автора по данной проблеме, изложенные в опубликованной и фондовой литературе. В результате проведенных исследований были получены следующие результаты.

1. На основании разработанных принципов номенклатуры и классификации нефтегазоносных комплексов в пределах Западной Сибири был выделен меловой региональный НГК, а в основании последнего - самостоятельный ачимовский субрегиональный НГК.

При пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003 г.) он был разделен на подкомплексы - подсармановский, подпимский и подбыстринский, название которых давалось по наименованию трансгрессивных глинистых пачек, залегающих над ними. Для детальных исследований подкомплексы разделены на резервуары (клиноформы).

2. Для расчленения нефтегазоносного комплекса на подкомплексы и резервуары в пределах исследуемой территории был сформирован каркас из серии субширотных и субмеридиональных региональных и композитных сейсмических профилей, по линии которых выполнена корреляция. С учетом выполненной корреляции произведена синонимика прибрежно-мелководных пластов группы БС, БВ, БП, БТ, БН и т. д. и синхронных им клиноформных образований.

3. На основании анализа текстурных особенностей пород, литологических, палеонтологических и других данных показано, что отложения ачимовской толщи связаны с относительно глубоководными, морскими условиями седиментации, сформированными турбидитными фациями, оползнями и т. д. Эти процессы генетически и пространственно связаны с областями разгрузки осадков, транспортируемых авандельтовыми системами.

Наиболее высокие значения коэффициентов палеодинамической активности среды седиментации (зоны улучшенных коллекторов) приурочены к подводящим каналам (стоковые течения) и к центральным частям глубоководных конусов выноса, проработанных вдольсклоновыми течениями. При возникновении препятствий (палеоподнятий) на пути турбидитов энергия зернового или мутьевого потоков снижалась, что приводило к более локализованной концентрации терригенного материала и его шлифованию вдольсклоновыми течениями.

4. Рассмотрены недостатки и положительные стороны существующей официально (Государственный баланс запасов УВ) индексации пластов (клиноформ) ачимовской толщи и другие варианты индексации, предложенные рядом исследователей. Учитывая возрастное скольжение клиноформ толщи с востока на запад (от берриаса до готерива включительно), нами ранее для Надым - Тазовского междуречья была предложена субрегиональная цифровая индексация пластов ачимовской толщи - от наибольших их значений (Ачго и т.д.) на востоке до минимальных (АЧ1) - на западе. Для этого были проиндексированы все клиноформы (фондоформа) и синхронные им отражения в прибрежно-мелководной части (ундоформа) по линии региональных сейсмопрофилей NN 25, 106. При такой индексации в пределах Восточно-Уренгойской зоны пластам АЧ1 - Ач6 (официальная индексация) будут соответствовать пласты АЧ13 - Ач^.

В пределах территории Среднего Приобья, характеризующейся более высокой степенью геолого-геофизической изученности, рядом исследователей было рекомендовано пластам ачимовской толщи присваивать индексы синхронных прибрежно-мелководных пластов (Ач БСв, Ач БСю и т.д.).

В настоящей работе нами предложено использовать комбинированный индекс клиноформ, включающий субрегиональный их цифровой индекс и индекс синхронного прибрежно-мелководного пласта -БП5АЧ6, БСзАЧб, БУюАч6 и т. д.

Представленный вариант индексации существенно облегчит работу по обобщению каких-либо региональных исследований, выявлениюзакономерностей и т. д., поскольку в случае первого варианта индексации (Ач БУ10, Ач БП5, Ач БСв и т. д.) не каждый исследователь имеет представление о взаимоотношении в разрезе пластов группы БС, БП, БУ и т. д.

5. Анализ Государственного баланса запасов УВ показал многообразие индексов пластов, с которыми связаны залежи УВ (отАчо до Ачго, БП16, БП17, БС16-20. БУ12, НХ4 и т. д.). В связи с этим нами предложено в'работе в баланс запасов вводить двойную индексацию. Например, на Уренгойском месторождении резервуару Ач3^ по нашей индексации соответствует клиноформа БП14АЧ15. По результатам выполненного подсчета запасов УВ залежей ачимовской толщи Уренгойской группы месторождений (2004 г.) в его составе на балансе запасов числятся залежи с индексами Ачз0 и Ачз^. Рекомендуется в баланс запасов УВ вносить, соответственно, индексы Ач3° (АЧ151), Ач3-4 (Ач-|52) и т. д.

Другой пример: в составе той же клиноформы БП14Ач15 на Етыпурском месторождении выявлено четыре нефтяные залежи, индекс которых в балансе запасов УВ - БП^3, БП164, АЧ1 и Ач3, нами рекомендуются индексы БП163(Ач151), БП164(Ач152), Ач!(Ач153) и Ач3(Ач154) и т. д.

Аналогичная процедура выполнена нами в работе и с балансом перспективных ресурсов УВ.

6. Одним из основных принципов изучения клиноформных комплексов является однозначность в понимании границ площадного распространения и соответственно их корреляции. На основании выполненных сейсмостратиграфических исследований, с учетом принятых принципов в границах площадного распространения ачимовского НГК откартированы границы 17 клиноформ (от БТ17АЧ20 на востоке до БЯ-юАч-| на северо-западе), которые при пересчете потенциальных ресурсов были сгруппированы в составе трех подкомплексов.

Для каждой из клиноформ отстроены карты суммарных толщин песчаников, выделены депоцентральные зоны, связанные с зонами конусов выноса (турбидитами), показаны особенности их внутреннего строения, нефтегазоносности. Установлено, что не всегда нефтегазоносность приурочена к депоцентральным зонам, зачастую выявленные в составе клиноформ залежи УВ связаны с фоновыми значениями (15-20 м) суммарных толщин песчаников. Отмечается определенная унаследовательность размещения депоцентральных зон от наиболее древних к более молодым клиноформам (БП1бАч16, БП-|4Ач15 и т.д.), что, по-видимому, связано с преимущественным постоянством питающих каналов.

7. На базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик (тип текстур, глубины бассейна, морфология клиноформ и т. д.) произведено районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями строения клиноформ, нефтегазовым потенциалом.

В границах площадного распространения ачимовского НГК выделено три зоны - восточная, центральная и западная, имеющие наклон пластов в западном направлении. За пределами границ ачимовского НГК четвертая зона с сигмовидными отражениями восточного падения - коллекторов в разрезе до настоящего времени не установлено.

8.На основании лабораторных исследований петрографических свойств пород, гранулометрического и минералогического анализов, описания керна и шлифов и т.д. дана характеристика структуры порового пространства и типа коллекторов, литолого-петрографических особенностей и закономерностей изменения ФЕС клиноформных образований ачимовской толщи.

9. Рассмотрены различные представления на условия формирования залежей УВ, показано влияние ряда геолого-геохимических факторов на пространственное размещение залежей УВ, их фазовую зональность, физико-химический состав флюидов, степень заполненности ловушек УВ и т. д. Возможно, что установленные закономерности в значительной степени связаны с вещественным составом баженовской свиты (тип РОВ, его состав и т. д.) и ее решающей нефтегенерирующей ролью для неокомских горизонтов.

10. Произведен анализ изменения физико-химических свойств нефтей по клиноформам ачимовского НГК, который показал тенденцию увеличения плотности нефтей, содержания асфальтено-смолистых компонентов при движении от восточных клиноформ (бп18ач18) к западным (бп5ач6). Выявлена латеральная зональность в изменении нефтей по свойствам и компонентам. Внутри отдельно взятой клиноформы в северном направлении нефть становится более легкой, соответственно плотности изменяются величины параметра асфальтены+смолы и т.д., что определяется приуроченностью территории к зонам с различной фазовой зональностью.

11. Выполнена гидрохимическая характеристика клиноформ подсармановского подкомплекса, согласно которой установлено, что от восточных и западных границ подкомплекса к его центральной части наблюдается закономерное увеличение минерализации пластовых вод. Практически для всех клиноформ установлена тенденция увеличения минерализации пластовых вод с севера на юг, аналогично меняется тип вод по классификации В.А. Сулина: в северной части преобладает гидрокарбонатно-натриевый тип, в южной - хлоридно-кальциевый.

12. Дан обзор методик оценки нефтегазоносности ловушек, показан комплексный подход с использованием различных критериев (литофациальных, палеогеоморфологических, тектонических и т. д.), включая "прямые" методы локального прогноза нефтегазоносности.

13. Проведен анализ состояния и структуры ресурсной базы УВ ачимовского НГК, показано распределение УВ по категориям запасов и ресурсов по подкомплексам и отдельно взятым клиноформам, по глубинам залегания и т. д. В целом выполненный анализ показал, что при высоком потенциале ачимовского НГК степень его изученности бурением достаточно низкая.

14. На базе выполненных исследований, с учетом ресурсной базы УВ по каждой из клиноформ выбраны основные направления поисково-оценочных работ, выделены крупнейшие зоны нефтегазоносности, с целью оценки перспектив нефтегазоносности комплекса, подтверждения его ресурсного потенциала запланированы объемы поисково-разведочных работ.

Составленная программа может быть использована при геолого-экономических оценках, восполнении минерально-сырьевой базы региона и наращивании добычи углеводородного сырья.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Бородкин, Владимир Николаевич, Тюмень

1. Андрюков В.H., Бородкин В.Н., Жаркова P.A. и др. Уточнение стратиграфических границ неокома Уренгойского нефтегазоносного района. Межвуз. сб. научн. Трудов. Пермь, 1977. № 197. С. 127-134.

2. Адиев Я.Р., Гатаулин P.M. Кольцевые структуры «газовые трубы» севера Западной Сибири. Геофизика. Специальный выпуск «Башгеофизика», 2003. С. 15-23.

3. Балин В.П., Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. и др. Оптимизация системы разработки ачимовских отложений Ново-Уренгойского месторождения. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. №4-5. С. 124-131.

4. Бакиров A.A. Принципы выделения и классификация нефтегазоносных комплексов и покрышек // Губкинские чтения. К 100-летию со дня рождения. М.: Недра, 1972. С. 274-281.

5. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1973. 333 С.

6. Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C. и др. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М.: Высшая школа, 1976.411 С.

7. Бенько Е.И., Еханин Е.В., Жаркова В.П. Способ количественного изучения истории тектонического развития локальных поднятий на основании сейсморазведочных данных // Советская геология. 1968. № 5. С. 97-110.

8. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель М.Р. Геосолитоны и дегазация Земли. Материалы Международной конференции. «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ». М.: ГЕОС, 2002. С. 95-97.

9. Бергер М.Г. Терригенная минералогия. М.: Недра, 1986. С. 227.

10. Бородкин В.Н., Мельников В.М., Кульпин Л.Г. О тектоническом строении Уренгойского месторождения // Реферат сб.: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1977. Вып. 12. С.17-24.

11. Бородкин В.Н., Кулахметов Н.Х., Нежданов A.A. и др. Выделение маркирующего горизонта в нижнемеловых отложениях северной и центральной частей Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978. Вып. 132. С. 47-55.

12. Бородкин В.Н. Факторы, контролирующие размещение залежей углеводородов в неокомских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 145. С. 42-55.

13. Бородкин В.Н., Кулахметов Н.Х., Нежданов A.A. Особенности размещения и прогноз залежей углеводородов в мезозойских отложениях северной части Надым-Пурской области. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1980. Вып. 156. С.102-112.

14. Бородкин В.Н., Рысев В.В. Положение в разрезе и условия формирования красноцветных глин неокома на севере Западной Сибири. (Тезисы II конференции Тюменского отделения ВМО АН СССР). Тюмень, 1980. С.158-160.

15. Бородкин В.Н., Рысев В.В. Комплексный подход к вопросу увязки разрезов неокома северных районов Западно-Сибирской равнины. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981. Вып. 170. С. 41-45.

16. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Мельников В.М. Стратотип песчано-алевритовых пластов в разрезе берриас-валанжина Уренгойского нефтегазоносного района Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1982. Вып. 169. С. 136-143.

17. Бородкин В.Н., Яровой Ю.Е. Подготовка запасов углеводородов объединением «Уренгойнефтегазгеология» в одиннадцатой пятилетке. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1983. Вып. 190. С. 47-50.

18. Бородкин В.Н. Закономерности размещения и прогноз залежей нефти, конденсата и газа в меловых отложениях северной части Надым-Тазовского междуречья. Авт. реферат диссерт. на соискание уч. степ. к. г.-м.н. Тюмень, 1984. 22 С.

19. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Кулахметов Н.Х. Геологическое обоснование бурения глубоких скважин на Уренгойском поднятии и прилегающих районах. «Перспективы поисков нефти и газа в Западной Сибири». Тюмень, 1986. С. 56-59.

20. Бородкин В.Н., Мякишев В.П. Геологическое строение и нефтегазоносность неокомских отложений северных районов Западно-Сибирской равнины. В кн.: Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири, Тюмень, 1986. С. 50-61.

21. Бородкин В.Н., Высоцкий В.Н., Кулахметов Н.Х. и др. Прогнозирование залежей углеводородов в ачимовской толще Самбургского Северо-Есетинского поднятий. Тезисы докладов. Тюмень, 1987. С. 77-79.

22. Бородкин В.Н., Мякишев В.П., Нестеров И.И., Рубина Т.В. Направления поисковых работ на нефть и газ объединения «Уренгойнефтегазгеология» на 1987 год. Тюмень, 1987. С. 16-20.

23. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Огнев А.Ф. и др. Методы прогноза зон улучшенных коллекторов в ачимовской толще севера Западно-Сибирской равнины. Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень -Тарко-Сале, 1995. С. 83-96.

24. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П. Характеристика строения и условий формирования пласта Ач1б ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны на основании комплексирования различных видов исследований II Нефть и газ. Тюмень, 1997. №6. С. 17.

25. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Мишульский М.И. Модернизированный метод общего тектонического анализа мощностей ачимовской толщи Западной Сибири II Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, 1998. № 2. С. 11-19.

26. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 5. С. 10-16.

27. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. Представления на условия осадконакопления ачимовской толщи Западной Сибири. Тезисы докладов «Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса». М.: ГЕОС, 2000. С. 124-129.

28. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. Вопросы и проблемы индексации кпиноформного комплекса неокома Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 46-50.

29. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Пенягин П.В., Каримова H.A. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнемелового клиноформного комплекса юга Тюменской области. Тюмень, 2003. Т.1. С. 3-4.

30. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П., Нечипорук Л.А. Характеристика региональной геологической модели и ресурсного потенциала клиноформного комплекса неокома севера Западной Сибири. Труды ТГНГУ. Тюмень, 2004. С. 13-15.

31. Бородкин В.H., Пенягин П.В., Каримова H.A., Храмцова A.B. Характеристика геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности ачимовского клиноформного комплекса южных районов Тюменской области // Горные ведомости. Тюмень, 2004. № 2. С. 14-23.

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

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

34. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Представления и варианты индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень, 2004. № 6. С. 39-44.

35. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Храмцова A.B. Терригенно-минералогические комплексы ачимовской толщи Надым-Пурской НГО. Труды ТГНГУ. Тюмень, 2004. С. 15-17.

36. Бородкин В.Н. Представление об условиях формирования залежей углеводородов и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем // Горные ведомости. Тюмень, 2004. № 7. С. 60-77.

37. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Храмцова A.B. и др. Сложный (смешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 11. С. 37-44.

38. Бочкарев B.C., Бородкин В.Н., Огнев А.Ф. Проблемы и опыт локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири. Тезисы докладов международной научно-технической конференции. Тюмень, 1996. С. 86-87.

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

40. Бочкарев, Бородкин В.Н., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Новые перспективные нефтегазовые объекты Западной Сибири (Ямало-Ненецкий автономный округ) //Энергетическая политика. М., 2000. № 5. С.18-23.

41. Бочкарев B.C., Попов А.И. Роль разломов в формировании залежей нефти и газа Русского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 49-50

42. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Недра, 1962. 259 С.

43. Блинов Б.М., Кекух С.Г. Перспективы совершенствования технологии вскрытия и опробования ачимовских отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., 1999. № 5. С. 27-31.

44. Брадучан Ю. В. Стратиграфия и фации неоком-аптских отложений центральной части Западно-Сибирской равнины в связи с их нефтегазоносностью // Авт. реферат на соискание уч.степ, к.г-м.н. Тюмень, 1973. 23 С.

45. Брехунцов A.M., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е. Тип коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. № 7. С. 2-6.

46. Брехунцов A.M., Бочкарев, Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Левинзон И.Л. Ямало-Ненецкий автономный округ как основа топливно-энергетического комплекса России // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 5. С. 2-10.

47. Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П., Мишульский М.И. Региональные поперечные и инверсионные структуры Западно-Сибирского бассейна. Тектоника, геодинамика и процессы магнетизма и метаморфизма. М.: ГЕОС, 1999. Т. 1. С. 103-106.

48. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П., Левинзон И.Л. Анализ ресурсной базы ЯНАО, доля в ней ачимовского комплекса и региональные особенности его строения. Екатеринбург, 1999. С.7-34.

49. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П. Условия формирования и особенностей строения основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны. Екатеринбург, 1999. С. 35-58.

50. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Левинзон И.Л. Условия формирования и закономерности размещения залежей углеводородов в мезозойских отложениях севера Западной Сибири. Мирчинковские чтения. ИГиРГИ. М„ 2001. С. 45-50.

51. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Шиманский В.В. и др. Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Ханты-Мансийск, 2002. С. 141-148.

52. Брехунцов А.М, Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Пенягин П.В. Тип коллекторов в турбидитном клиноформном комплексе неокома севера Западной Сибири. Тюмень, 2002. Т.1. С. 65-67.

53. Брехунцов A.M., Бочкарев B.C. Дещеня Н.П., Бородкин В.Н. и др. К 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 5-10.

54. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. М.: Издательство АН СССР, 1967. С. 135-157.

55. Валяев Б.М., Дмитриевский А.Н. Вторичная флюидизация как механизм воздействия глубинных геодинамических процессов на литогенез и нефтегазонакопление осадочных бассейнов. М., 1992. С. 33.

56. Валяев Б.М. Углеводородная дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений // Геология нефти и газа. М., 1997. № 9. С. 30-37.

57. Волков А.М. Использование алгоритмов распознавания образов для разделения поднятий на газоносные и водоносные (на примере Березовского района Западной Сибири). Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1968. Вып. 18. С. 33-57.

58. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере // Геология нефти и газа. М„ 1988. № 10. С. 1-8.

59. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М.: Геоинформмарк, 2000. С. 203.

60. Генезис нефти и газа. М.: Наука, 1968. 221 С.

61. Гончаров И.В., Крашнин Д.И., Шпильман К.А. О природе нефтей и газов севера Тюменской области // Геология нефти и газа. М., 1983. № 3. С. 34-38.

62. Гиршгорн Л.Ш. Дисгармоничные поднятия в осадочном чехле севера ЗападноСибирской плиты // Советская геология. 1987. № 4. С. 5-13.

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

64. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). Новосибирск, 2003.140 С.

65. Глебачева H.K. Закономерности размещения песчаных коллекторов в клиноформных телах нижнего неокома. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1990. С.123-129.

66. Грамберг И.С., Спиро Н.С. Стратиграфия и литология северной части Хаттангской впадины. Труды научно-исслед. института геологии Арктики. П.: Гостехиздат, 1960, 1974. Т. 71, 174 С.

67. Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Методы палеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа). М., Недра, 1984. 271 С.

68. Грунис Е.Б., Барков С.А., Филина С.И. Уточнение геологической модели пограничных слоев юры и мела Западной Сибири II Геология нефти и газа. 2003. № 5.С. 2-5.

69. Дженкинс Х.К. Пелагические фациальные обстановки. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир, 1990. С. 74-140.

70. Зорькин Л.М. Геохимия газов и пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1973.211 С.

71. Ежова A.B., Бородкин В.Н., Кулахметов Н.Х. Зоны развития и условия формирования литологических ловушек в нижнемеловых отложениях Уренгойского нефтегазоносного района. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1982. Вып.169. С. 39-47.

72. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А., Соловьев H.H. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири. Геология, методы поисков, разведки и оценка месторождений топливно-энергетического сырья. М., 1997.131 С.

73. Еханин А.Е., Шпильман В.И. Морфологическое районирование ачимовской толщи с целью поиска структурных и неструктурных ловушек. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978. Вып. 132. С. 97-101.

74. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья Западной Сибири II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 10. С. 12-19.

75. Исаев Г.Д., Волостнов В.Д., Дещеня Н.П. Типы коллекторов ачимовского резервуара месторождений Уренгойского региона. Вестник ТГУ. 2003. № 3. С. 274-278.

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

77. Ивашкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразовании. М.: ЦНИГРИ, 2001. 206 С.

78. Карогодин Ю.Н. Источник углеводородов гигантских скоплений нефти в неокомских отложениях Западной Сибири. Докл. РАН. 1994. Т. 334. № 4. С. 484-487.

79. Карогодин Ю.Н., Глебов В.В., Ершов C.B. и др. Секвенс-стратиграфическая модель ачимовской толщи Нижневартовского свода Западной Сибири. ВНИГРИ, 1995. С. 57-59.

80. Каштанов В.А. Локальный нефтепрогноз по данным аэромагнитной съемки. Геология нефти и газа. М., 1988. № 12. С. 7-12.

81. Корценштейн В.Н. Условия формирования крупных газовых и газоконденсатных месторождений. Тр. Всесоюзной науч.-иссл. института природных газов. М„ 1975. Вып. 47/55. С. 7-15.

82. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев A.C. Условия формирования месторождений нефти и газа в мезозойских отложениях Сибири // Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири. М.: Недра, 1974. С. 168174.

83. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др // Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975.680 С.

84. Конторович А.Э., Петере К.Е. и др. Углеводороды-биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. М., 1991. №10. С. 3-34.

85. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Лившиц В.Р. и др. Ямало-Ненецкий автономный округ крупнейший газодобывающий и один из крупнейших нефтедобывающих регионов России // Геология нефти и газа. М., 1998. № 9. С. 2-9.

86. Кропоткин П.Н. Дегазация Земли и генезис углеводородов. Журнал ВХО им. Менделеева. 1986. T. XXXI. № 5. С. 540-547.

87. Кулахметов Н.Х., Мишульский М.И., Бородкин В.Н., Ясович Г.С. Стратиграфия верхнеюрских отложений Тазовского и Сидорского нефтегазоносных районов. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1984. Вып.188. С. 25-31.

88. Курчиков А.Р. и др. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987.134 С.

89. Курчиков А.Р. Гидротермические критерии нефтегазоносности. М.: Недра, 1992.231 С.

90. Левинзон И.Л., Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Комплексное геологическое изучение и освоение ачимовской толщи циркумполярных областей Западной Сибири. Ассоциация американских нефтяных геологов. ВНИГРИ. Санкт-Петербург, 2001. С. 08-2.

91. Левинзон И.Л., Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Представления о турбидитовой природе клиноформного комплекса неокома севера Западной Сибири. Тюмень, 2002. Т.1. С. 63-65.

92. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты. М.: Мир, 1986. 439 С.

93. Лысенко O.K. Анализ результатов наклонно направленного бурения скважин на ачимовские отложения. Екатеринбург, 1999. С. 132-141.

94. Ляхович В.В. Акцессорные минералы, их генезис, состав, классификация и индикаторные признаки. М.: Наука, 1968.275 С.

95. Мельников Н.В., Ухлова Г.Д. Модель формирования клиноформ на Сургутском своде. Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России. Томск, 2000. Т.1. С. 233-234.

96. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГНИ, 2000. 189 С.

97. Митрофанов Г.М., Келлер В.И., Брехунцов A.M., Ильин Ю.М. Исследование методики фильтрации Прони на материалах метематического и физического моделирования // Горные ведомости. Тюмень, 2004. № 4. С. 81-104.

98. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин И.М. и др. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М.: Наука, 1978. 126 С.

99. Мясникова Г.П. Строение нефтегазоносных комплексов и покрышек мезозойских отложений центральной части Западно-Сибирской низменности. Авт. реферат на соискание уч. степ. к. г.-м. н. М., 1973. 24 С.

100. Мясникова Г.П., Плавник Г.И., Шпильман В.И. Методика оценки перспективных запасов. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1972. Вып. 53. С. 129-165.

101. Нарижная B.C. Геохимия природных газов Средней Азии. М.: Недра, 1965. 135 С.

102. Наумов A.A., Онищук Т.М., Дедюк Н.П. и др. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. М., 1979. № 8. С. 15-20.

103. Нестеров И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1969. Вып. 15. С. 200-297.

104. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х., Соколовский А.П. и др. Предложения по размещению объемов глубокого бурения и подготовке запасов нефти, конденсата и природного газа по Главтюменьгеологии на 1981 год // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень,1981. Вып.170. С. 3-29.

105. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х., Соколовский А.П. и др. Предложения по размещению объемов глубокого бурения и подготовке запасов нефти, конденсата и природного газа по Главтюменьгеологии на 1982 год // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень,1982. Вып. 180. С. 3-39.

106. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х., Соколовский А.П. и др. Предложения по размещению объемов глубокого бурения и подготовке запасов нефти, конденсата и природного газа по Главтюменьгеологии на 1983 год // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень,1983. Вып.190. С. 3-28.

107. Нестеров И.И., Бородкин В.Н. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности отложений основных резервуаров неокома северных районов Западно-Сибирской равнины//Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1983. Вып. 183. С. 15-29.

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

109. Нестеров И.И.(мл.), Бородкин В.Н. Михайлова М.Г. Характеристика геологического строения шельфовых отложений неокома севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 83-89.

110. Неручев С.Г. О возможности оценки прогнозных запасов нефти на генетической основе // Геология нефти и газа. М., 1964. № 7. С. 8-11.

111. Нежданов A.A., Бородкин В.Н., Кулахметов Н.Х. Аномальные пластовые давления в залежах различных типов мезозоя Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 144. С. 77-88.

112. Нежданов A.A. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек залежей нефти и газа в Западной Сибири. Обзорная информация. М.: Геоинформарк, 41.1999. 99 С.

113. Нежданов A.A., Пономарев В.А., Туренков H.A. и др. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Изд. Академии горных наук, 2000. 246 С.

114. Нежданов A.A. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ. Авт. реферат диссертации на соискание уч. степ, д.г-м-н. Тюмень, 2004. 44 С.

115. Оленин В.Б., Соколов Б.А. // Нефтегазоносность и тектоника плит. Изв. АН ССР. Сер. Геология. 1975. № 7. С. 125-134.

116. Павлов Д.И. Экзогенные хлоридные воды и эндогенное рудообразование. М.: Недра, 1975. 224 С.

117. Ф. Петтиджон, Поттер, Сивер и др. Пески и песчаники. М.: Мир, 1976. 535 С.

118. Прозорович Г.Э. Литология нефтегазоносности меловых отложений центральных и северных районов Западно-Сибирской плиты. Авт. реферат диссертации на соискание уч. степ. д. г.-м. н. Томск, 1968. 35 С.

119. Плавник Г.И. Строение и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 1998. С. 52-59.

120. Ростовцев H.H. К методике определения продуктивности структур в нефтегазоносных районах // Геология нефти и газа. М., 1964. № 7. С. 1-8.

121. Ровенская A.C. Геохимия и закономерности распространения природных газов северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Авт. реферат диссертации на соискание ученой степени к.г.-м.н. ВНИИГаз, 1971. 22 С.

122. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа. Гранулометрический анализ в геологии. М., 1978. С. 5-25.

123. РедингХ.Г. и др. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х томах. М.: Мир, 1990.736 С.

124. Ремеев O.A. Условия формирования залежей нефти в Западно-Сибирской низменности. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1967. Вып. 3. С. 53-58.

125. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра, 1969. 703 С.

126. Рудкевич М.Я. Проблемы нефтегазоносности севера Западно-Сибирской провинции в связи с особенностями тектонического строения и развития крупных структурных элементов платформенного чехла. Тюмень, 1972, с.7-29.

127. Рудкевич М.Я. Палеотектонические критерии нефтегазоносности. М.: Недра, 1974.184 С.

128. Рудкевич М.Я. Главные критерии нефтегеологического районирования (на примере Западной Сибири). Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1976.135 С.

129. Салманов Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. 263 С.

130. Салмин М.В. Уточнение литогенетической модели формирования неструктурных ловушек в ачимовских отложениях // Нефтяное хозяйство. М., 2004. №8. С. 58-61

131. Селли Р.Ч. Введение в седиментацию. М.: Недра, 1981. 370 С.

132. Соседков B.C., Четвертных В.П. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. М., 1995. № 2. С. 28-34.

133. Сурков B.C. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры ЗападноСибирской плиты. М.: Недра, 1986.149 С.

134. Сурков B.C., Жеро О.Г., Смирнов Л.В. Формирование юрских отложений и направление геологоразведочных работ в Западной Сибири // Советская геология. 1987. №10. С. 21-26.

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

136. Сборник статей по геохимии осадочных пород. Тр. науч. исслед. института Арктики министерства геол. и охраны недр СССР. Л., 1959. № 1. С. 5-35.

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

138. Строганов В.П. О главных фазах генерации газообразных и жидких углеводородов и условия формирования зон нефте- и газонакопления // Советская геология. 1973. № 9. С.10-17.

139. Старобинец И.С. Распределение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек // Советская геология. 1980. № 1. С. 20-28.

140. Стоу Д.В. Морские глубоководные терригенные отложения. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир, 1990. С.141-194.

141. Трушкова Л.Я. Методика и перспективы открытия литологических залежей углеводородов в юрских конусах выноса клиноформ неокома Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень-Тарко-Сале, 1995. С. 116-124.

142. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. М.: Недра, 1967. 119 С.

143. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 С.

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

145. Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов. Санкт-Петербург, 2002.189 С.

146. Цимбалюк Ю.А. Изучение особенностей тектонических процессов на основе сейсморазведочных данных в районе Большехетской зоны // Горные ведомости. Тюмень, 2004. № 5. С. 42-47.

147. Чахмачев В.А. О природных факторах изменения состава конденсатов в процессе миграции. Миграция нефтей и газа, газоконденсатного равновесия в газонефтяные системы при высоких давлениях. М.: ИГиРГИ, 1972. С.15-21.

148. Черноморский В.Н., Клишин А.И., Вассимирский В.И. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи неокома Среднего Приобья. Межвузовский тем. сб. Тюмень: ТюмИИ, 1977. Вып. 64. С. 31-38.

149. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.237 С.

150. Шахновский И.М. Происхождение нефтяных углеводородов. М.: ГЕОС, 2001. 71 С.

151. Шахновский И.М. Природа рассеянного в породах органического (углеродистого) вещества // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 25-29.

152. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. М.: ГНТИ по геологии и охране недр,1958. 416 С.

153. Шиманский В.В, Ивановская A.B., Сахибгареев B.C. Палеодинамические реконструкции среды осадконакопления ачимовских алевропесчаников неокома

154. Сургутского свода как основа прогнозирования зон улучшенных коллекторов. Ханты-Мансийск, 1998. С. 66-75.

155. Шиманский В.В. Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири. Авт. реферат диссертации на соискание уч. степ., д.г-м.н. Санкт-Петербург, 2003.46 С.

156. Шпильман В.И., Плавник Г.И., Судат Л.Г. и др. Основные факторы размещения перспективных ловушек в резервуарах нижнего мела. Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 144. С.100-109.

157. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982. 212 С.

158. Эрвье М.Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде // Нефтегазовая геология и геофизика. 1974. № 11. С. 25-28.

159. Bouma A. Scdimentology of some flish deposits Amsterdam. Elsevier, 1962. 168 S.

160. Brekhuntsov A.M., Bochkarev V.S., Borodkin V.N., Deschenya N.P.

161. New tagets of oil and gas seagch to the north of the Western-Siberian geosyneclise. International Sumposium on Chines Petroleum Exploration in 21st Century. China, Zhai Guangming, 2002. s.706.

162. Marple S.L. Jr., Digital Spectral Analysis with applications. Prentice Hall, Inc., Englewood Cliffs, N.J., 1987.

163. Selly R.C. Subsurfage environmental analysis of North Sea sediments. Bull. Am. Ass. Petrol. Geol. 60, 1976. -s. 184-195.

164. Stou D., Lowell B. Countourites: their recognition in morlen and ahcient sedimerits. Science Rev., N143, 1978.-s. 251-291.

165. Hedberg H.D. Continental Margins from Viewpoint of the Petroleum Geologists. AAPG Bull., 1970, Vol., 54. №1, s.137-141.

166. Jacobs S.S., Gordon A.L. and Ardai J.L. Circulation and melting beneath Ross ¡se Schelf. Science, 203, 1979. s. 439-442.1. Фондовая литература:

167. Бородкин В.H. (отв. исполнитель). Отчет по договору 927 «Обоснование программы поисковых работ с обобщением всех рекомендаций по территории деятельности объединения «Уренгойнефтегазгеология». Тюмень, 1988. 63 С. Фонды ЗапСибНИГНИ.

168. Бородкин В.Н. (отв. исполнитель). Отчет по договору 927 «Обоснование программы поисковых работ с обобщением всех рекомендаций по территории деятельности объединения «Уренгойнефтегазгеология». Тюмень, 1992. 67 С. Фонды ЗапСибНИГНИ.

169. Бородкин В.Н. (отв. исполнитель). Отчет по теме № 89 «Создание геологических моделей строения ачимовских отложений и залежей УВ в пределах Уренгойского региона и уточнение ресурсной базы». Тюмень, 2001. 422 С. Фонды СибНАЦ.

170. Бородкин В.Н., Насонова Л.А. (отв. исполнитель). Уточнение геологического строения Олимпийского лицензионного участка на основе комплексной интерпретации сейсмической информации. Тюмень, 2002. 244 С. Фонды СибНАЦ.

171. Кулахметов Н.Х., Мишульский М.И., Бородкин В.Н. и др. Отчет по теме 408 «Основные закономерности размещения залежей углеводородов в юрско-нижнемеловых отложениях севера Западной Сибири». Тюмень, 1978. 227 С. Фонды ЗапСибНИГНИ.

172. Михайлова H.A. (отв. исполнитель). Подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома (БУ|7, БУ-ie), юры (пласты ЮГ2, ЮГз, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений по состоянию на 1.01.03 г. Тюмень, 2003. 1670 С. Фонды СибНАЦ.

173. Мишульский М.И. (отв. исполнитель). Оценка перспектив нефтегазоносности юрских и меловых отложений Большехетской зоны с выделением первоочередных поисковых объектов. Тюмень, 1999. 501 С. Фонды СибНАЦ.

174. Мкртчян О.М. (отв. исполнитель). Отчет по дог. № 7/21-02(211). Разработка геологических моделей и анализ нефтегазоносности неокомских клиноформ ЯНАО. Москва, 2002. 65 С. Фонды ВНИГНИ-2.

175. Онищук Т.М., Наумов А.Л., Дядюк Н.П. и др. Отчет по теме «Обобщение материалов геологоразведочных работ по северным районам Тюменской области и выдача рекомендаций на 1978-1979 гг.». Тюмень, 1978. 173 С. Фонды Главтюменьгеологии.

176. Онищук Т.М., Наумов А.Л., Дядюк Н.П. и др. Отчет по теме «Обобщение материалов геологоразведочных работ по северным районам Тюменской области и выдача рекомендаций на 1982-1983 гг.» Тюмень, 1982. 202 С. Фонды Главтюменьгеологии.