Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири

Киченко, Владимир Евгеньевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири"

На правах рукописи

КИЧЕНКО ВЛАДИМИР ЕВГЕНЬЕВИЧ

НЕФТЕНОСНОСТЬ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность: 25.00.12 — Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

77вм~

На правах рукописи

КИЧЕНКО ВЛАДИМИР ЕВГЕНЬЕВИЧ

НЕФТЕНОСНОСТЬ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, с.н.с. Плотников А.А.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических Овчаренко А.В.

кандидат геолого-минералогических наук Строганов Л.В.

наук

Ведущее предприятие

кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Защита диссертации состоится «_»

2004 г. в « » час. на заседании

диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ». Автореферат разослан «_»_2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нефтегазовый комплекс (НГК), севера Западной Сибири занимает доминирующее место в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации. Дальнейшее эффективное функционирование НГК севера Западной Сибири имеет для Российской Федерации стратегическое значение. Несмотря на высокую степень разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) север Западной Сибири обладает значительной неразведанной частью ресурсов нефти и газа. Для обоснования направлений и объемов поисково-разведочных работ на нефть важной составляющей являются объективная оценка нефтяного потенциала региона и эффективное освоение перспективных объектов в юрских отложениях. Поэтому прогноз расширения сырьевой базы и уточненная оценка нефтяных ресурсов в юрских отложениях севера Западной Сибири являются важной задачей исследования. Это определяет актуальность темы диссертации.

Цель работы. Обоснование промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири и разработка концепции эффективного освоения ресурсов нефти на основе уточненного нефтяного потенциала юры рассматриваемого региона.

Основные задачи исследования:

1. Выявить критерии наличия нефтяной фазы в подгазовой зоне залежей УВ на основе анализа термобарической обстановки.

2. Разработать геохимические и термобарические критерии прогноза нефтяной оторочки в подгазовой зоне залежи.

3. Разработать классификацию нефтяных оторочек с целью их направленного поиска.

4. Оценить нефтяной потенциал юрских отложений ЯНАО.

5. Определить приоритетные направления ГРР на нефть.

Научная новизна

В работе впервые обоснованы адаптированные критерии прогноза промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений северных и арктических районов Западной Сибири.

Усовершенствована классификация нефтяных оторочек для разработки методики оценки перспектив нефтеносности юрских отложений с использованием геохимических и термобарических критериев.

Дано научное обоснование прогноза промышленной нефтеносности и выполнено нефтеперспективное районирование северных и арктических районов Западной Сибири в интервале юрского продуктивного комплекса. Уточнен нефтяной потенциал юрских отложений севера Западной Сибири. Впервые дано научное обоснование выделения перспективных объектов для поисков залежей нефти и нефтяных оторочек в залежах юрских отложений региона.

Защищаемые положения:

1) Адаптированные геохимические и термобарические критерии прогноза нефтеносности локальных объектов к условиям в юрских отложениях на севере Западной Сибири.

2) Методика направленных поисков нефтяных скоплений в подгазовых зонах залежей УВ в юрских отложениях севера Западной Сибири.

3) Методические основы оценки нефтяного потенциала подгазовых зон залежей УВ юрских отложений севера Западной Сибири.

4) Новая схема нефтегеологического районирования и обоснование перспективы нефтеносности нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири.

Практическая значимость

На основе нефтегеологического районирования определены на территории ЯНАО нефтепоисковые зоны (НПЗ).

Выделены перспективные объекты поисково-разведочных работ на нефть на Ямальском и Гыданском полуостровах, в Надым-Пур-Тазовском междуречье.

Дана программа ГРР по поискам новых залежей нефти в юрских отложениях севера Западной Сибири.

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены на научно-технических конференциях: г. Москва, МГРУ, 2003; г. Москва, ИПНГ, 2003; г. Москва, МПР России, 2003; г. Москва, ООО «ВНИИГАЗ», 2003; г. Москва, МГУ, 2004; г. Новый Уренгой, ООО « Ямбурггаздобыча», 2004; г. Москва, ИГИРГИ, 2004.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в журнале «Геология нефти и газа», в трудах ВНИИГАЗа, в материалах 7-ой Международной конференции МГУ и других изданиях. Всего опубликовано 12 статей.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, рисунков, таблиц и табличных приложений. Общий объем диссертации составляет 242 страницу. В работе содержится 69 рисунков, 20 таблиц, 11 табличных приложений. Список использованной литературы содержит 195 наименований.

Автор выражает сердечную благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук Плотникову А.А. за помощь и консультации при написании работы.

Автор выражает благодарность АВ. Овчаренко, ЛИ Ровнину, TJL Виноградовой, В.Н. Мартосу, В.Д. Копееву, ВА.Скоробогатову, В.Б. Сохранскому, В.И. Смирнову, В.И. Старосельскому за научные консультации при написании работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Краткий очерк геологического строения и нефтегазоносности юры севера Западной Сибири в пределах ЯНАО

Геологические условия нефтеносности юрских отложений рассматриваются в пределах территории Северного тектонического блока и Внешнего тектонического пояса севера Западно-Сибирской плиты в границах ЯНАО. Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности недр Сибири внесли работы: АД Архангельского, В А Бенинсона, B.C. Бочкарева, ЮВ. Вайполина, Т. А. Верениновой, В.Г. Васильева, Л.Ш. Гиршгорна, Н.Н. Грязнова, Ф.Г. Гурари, И.В. Дербикова, А.Д, Дучкова, В.И. Ермакова, В.П. Каразинова, А.Э Конторович, Н.А. Кудрявцева, Н.Я. Кунина, А.Р. Курчикова, В.М. Матусевича, В.Д. Наливкина, Н.Н. Немченко, И.И. Нестерова, А.В. Овчаренко, А.А. Плотникова, А.С. Ровенской, Л.И. Ровнина, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, Л.А Самайлюка, СИ. Сергиенко, ВА Скоробогатова, Л.С. Соколовой, B.C. Соседкова, Б.П. Ставицкого, Л.В. Строганова, B.C. Суркова, Ю.Н. Суркова, Н.П. Туаева, И.Н Ушатинского, В.А. Фомичева, Э.Э. Фотиади, З.Д. Ханнанова, Н.В Шаблинской, В.И. Шпильмана, Г.С. Ясовича и других.

Геологический разрез территории представлен кристаллическим фундаментом, корой выветривания фундамента и осадочным чехлом. На большей части исследуемой территории, при забое скважин более 4000 м (максимальная пройденная глубина (скв. СГ 6) 7503 м), породы фундамента не вскрыты. На фундаменте и коре выветривания залегают породы осадочного чехла, в котором выделяют промежуточный структурный этаж (ПСЭ) доюрских образований (мощностью до 8 км) и платформенный чехол (мощностью до 6 км). Отложения юрского возраста распространены на всей территории Западной Сибири. Мощность отложений варьирует от 100 до 3000 м. Мощность нижне-среднеюрских отложений на исследуемой территории ЯНАО достигает 1800 м (Сурков B.C. и др., 2000).

Цитологический состав юрских отложений представлен преимущественно глинистыми и алевролито-глинистыми породами. В восточном и юго-восточном направлениях происходит опесчанивание разреза.

На исследуемой территории выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: 1) доюрский, 2) нижнеюрский, 3) среднеюрский, 4) верхнеюрский 5) верхнебериасс - нижневаланжинский, 6) верхневаланжинский, 7) нижнеготеривский, 8) верхнеготерив - барремский, 9) аптский, 10) верхнеальб - сеноманский. Комплексы разделены глинистыми водоупорами. В данной работе детально рассматриваются нижнеюрский, среднеюрский и, частично, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы.

Промышленная нефтеносность юрских отложений в пределах ЯНАО доказана на объектах Верхнетолькинской впадины, в Ныдинском районе, в Уренгойском районе и на полуострове Ямал. Ярким примером нефтегазоконденсатных месторождений в юрских отложениях являются Юбилейное, Уренгойское и Новопортовское месторождения Из-за сложного характера распространения коллекторов и изменения их мощности в пределах залежи, нефтяные оторочки характеризуются локальным распространением (Уренгойский тип). Чисто нефтяные залежи открыты на Харампурском, Фестивальном, Средне-Хулымском, Лензитском, Средне-Надымском и Восточно-Медвежьем месторождениях.

Глава 2. Критерии оценки промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений северных и арктических районов Западной Сибири 2.1 Температурное поле северньхрайонов Западной Сибири

Термобарической характеристике северных районов Западной Сибири посвящены работы Н.Н. Грязнова, А.Д. Дучкова, А.Р. Курчикова, В.А. Скоро-богатова, Л.С. Соколова, Б.П. Ставицкого, Л.В. Строганова, Э.Э. Фотиади и других исследователей.

На большей части исследуемой территории средние значения геотермических градиентов в исследуемых отложениях не превышают 4,0 °С на 100 м. Средние значения современных пластовых температур среднеюрских отложений на Севере Западной Сибири изменяются от 70 до 130 °С. В районе Харасавейской площади выделяется аномальная зона, где пластовая температура в интервале среднеюрских отложений превышает 130 °С (В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.В. Копеев, 2003). При температурных аномалиях на объектах Верхнетолькинской впадины с геотермическим градиентом 2,3 °С/100м и с современной пластовой температурой 6080 °С в юрских отложениях открыты нефтяные залежи. Пониженные значения пластовых температур и геотермических градиентов (до 4,0 °С/100м) являются поисковым признаком залежей нефти.

2.2 Пластовое давление

Значительная глубина залегания юрских отложений, сложный характер распространения проницаемых отложений как в региональном, так и в локальном плане, подток флюидов по ряду рифтогенных глубинных разломов из нижележащих отложений, региональное распространение мощной верхнеюрской и неокомской (на востоке и юго-востоке исследуемой территории) глинистых покрышек способствуют региональному распространению зоны АВПД (с Кан =1,6-2,0). Открытия нефтегазоконденсатных залежей в зонах развития АВПД на севере Западной Сибири (отложения ачимовской толщи, юрские отложения в Уренгойском районе, на Ямальском и Гыданском полуостровах), в Терско-Сунженской впадине (верхнемеловые отложения Северного Кавказа) и др. косвенно свидетельствуют о связи зон АВПД и нефтеносности отложений.

2.3 Особенности соотношения пластового давления (Р„„) и давления начала конденсации (Рнк) в нижне-среднеюрских отложениях Закрытый гидродинамический режим в ловушках юрских отложений определяет незначительное превышение пластового давления над давлением начала конденсации С5+ и выше. Превышение пластового давления над давлением начала конденсации указывает на недонасыщенность пластовых газоконденсатных систем. На Бованенковском и Новопортовском месторождениях недонасыщенность исследуемых отложений составляет 8 и 6% соответственно. В мировой практике, в том числе и на территории стран СНГ, известны нефтегазоконденсатные месторождения при близких значениях пластового давления и давления начала конденсации.

2.4 Катагенез ОВ нижне-среднеюрских отложений Большой вклад в изучение состава и катагенеза ОВ, в том числе и нижне-среднеюрских отложений в Западной Сибири внесли А.Э. Конторович, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров., В А. Скоробогатов и другие. По обобщенной схеме привязки степени катагенеза ОВ к зонам главных фаз нефте- и газообразования, с учетом преобладания в исследуемых отложениях ОВ смешанного состава можно заключить, что в средне- и верхнеюрских отложениях генерировались нефтяные УВ, в нижнеюрских и подстилающих отложениях генерировались газоконденсатные и газовые УВ (рис.1). На ряде площадей арктических районов Западной Сибири, для нижне-среднеюрских отложений, автором рассчитано содержание сапропелевых ОВ в Сорг, необходимое для генерации нефтяных УВ. Полученные значения содержания сапропелевых ОВ в Сорг- (0,5 - 0,65) согласуются с содержанием сапропелевого ОВ в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях осадконакопления.

2.5 Первичная и вторичная природа конденсата в исследуемых юрских отложениях северных и арктических районов Западной Сибири Определение первичной и вторичной природы конденсатов в нижне-среднеюрских отложениях автором проводилось по данным термобарических характеристик залежей УВ (В.И. Ермаков, В.П. Савченко и др.) и геохимического состава газов и конденсатов (В.В. Пайразян, И.С. Старобинец). Образование первичных газовых конденсатов связано с деструкцией ОВ в жестких

3 МАКСИМАЛ ЬНАЯ ПАЛЕ 0ТЕМГ 1ЕРАТУРА Зоны 1ММ(ЫМ яафпмыаУв ИНТЕНСИВНОСТЬ ГЕНЕРАЦИИ УВ к

? 8 1* | О р « я Курчиков АА Спвицшй в.П. о Я О 5 О П 1 Л О Ф 8 09 й 8 £ « $ Ф |§ 1||

с б§ | ч в % * % ГЛИНА £ 0 1 Сергиенко С.И Вассоевич Н Б Конторович А.Э 1 I о о ■5 я

I '2 II сг 1 | 1964 о 19ве X а. а О 1 с & с я и £ М1Н МАХ МЮ МАХ М1М МАХ м 5 с £ 4> х С

дг ТОР»

§ ПК, Б 58

1 ПК, Б, Б 63 * , \

^ ПК, Бз 68 71 76 0.5 0,65 75 110 95 125 100 130 50 N \ 1 V \ У-\ ^

со ш МК, Д 73 125 в Ч \ \ N ч \ ч 1

X ш м к, Г 81 106 150 90 90 % •й / » N > //

£ мк, 84 0,85 155 175 165 123 160 130 135 •л V / г у

£ Ж 89 92 1,15 •-А / / / / / /

о 2 МК. К 95 185 210 195 136 190 1во ЧЛ / ! / ! / ' 1 !

МК, 100 1.5 145 210 160 1

ио 104 109 2,0

о ш X у < АК, Т

АК, ГШ 120 2,Ь

§ АК, А

с < АК, С* А ---сепропель ---Тумус. ОВ

Рис. 1 Сводная таблица привязки интервалов генерации жидких УВ к степени катагенеза ОВ. (В.Е. Киченко 2002)

интервал среднеюрских отложений

| интервал нижнеюрских отложений

"Нефтяное окно"

термобарических условиях. Образование вторичных конденсатов связано с деструкцией УВ нефтяной оторочки при значительном увеличении пластовой температуры и пластового давления (рис. 2). Наиболее часто нефтегазоконденсатные залежи связаны с вторичными конденсатами. Преимущественное распространение, по геохимическим и термобарическим показателям, в среднеюрских отложениях вторичных и смешанных конденсатов может служить косвенным критерием их нефтеносности.

2.6 Термобарические и геохимические критерии нефтеносности нижне-среднеюрских отложений К настоящему времени разработан ряд геохимических (ЯА Берега, ЯС. Великовский, ТА. Виноградова, СЛ. Критская, В.П. Савченко, В.И. Старосельский, Г.С. Степанова, В.А., Чахмахчев и др.) и термобарических (В.И. Ермакова, А.Р. Курчикова, Т.Д. Островская и др.) критериев определения фазового состояния УВ в залежи. Разработанные преимущественно для отложений Туранской плиты и Прикаспия термобарические критерии прогноза нефтяной оторочки в залежи (АВПД с Ка„ 1,32,1 и геотермический градиент 2,2-2,9 °С/100м)) автором адаптированы к условиям северных и арктических районов Западной Сибири. Открытие нефтегазоконденсатных месторождений и получение промышленных притоков нефти до 30 м3/сут на ряде площадей, где нижне-среднеюрские отложения характеризуются пластовым давлением более 300 кгс/см2 (при глубине залегания от 2500м) и температурой 70-120 °С, делает возможным использование термобарических критериев в качестве показателей нефтеносности и в условиях севера Западной Сибири. Автором предлагается использовать зависимость содержания конденсата и давления начала конденсации для прогноза нефтеносности исследуемых юрских отложений (Н.Н. Немченко, 1999). При пластовом давлении более 300 кгс/см2, давлении начала конденсации до 284 кгс/см и температуре более 70 °С, содержание конденсата в залежи составляет не менее 150 . Повышенное содержание конденсата (более 150 является

показателем возможного присутствия нефтяной оторочки в залежи. По расчетному коэффициенту 8 = (04Т2 „лап макс-УРпласг. где D - процентная доля сапропелевой составляющей в ОВ, - максимальные значения температуры

(максимальная прогретость недр), - коэффициент аномальности пластового

Рис.2 Модель развития скоплений нефти и газа в разрезе юрских отложений Севера Западной Сибири в зависимости от температуры и давления Кан. (В.Е. Киченко, 2002, идея В.И. Ермолкина, ЭА Бакирова, Е.И. Сороковой, СИ. Голованова, Ю.В. Самсонова, 1998п, )

Залежи углеводородов: 1 - газовые, 2 - нефтяные, 3 - газоконденсатные, (первичные), 4 - газоконденсатные (вторичные), 5 - области развития нефтяных скоплений в среднеюрских отложениях (Ь), зона развития газовых скоплений в нижнеюрских отложениях (1|)

давления, определяется фазовое состояние УВ. При S>70 предполагается наличие нефтегазоконденсатной залежи (при РПласт- более 19 МПа), при S > 100 - наличие нефтяной залежи.

В работе приведены следующие геохимические критерии прогноза нефтяных оторочек в залежах юрских отложениях севера Западной Сибири (табл. 1):

а) по содержанию Cj+ (более 1,75%), по расчетному показателю Z = С2/С3+С1-С4/С5.Ц, (менее 80), соотношениям & = IC4 /11С4, & = 1С5/ПС5, (менее 0,9 и 1,0 соответственно),

б) по содержанию смол и повышенному содержанию парафина (более 3%) в залежи при пластовом давлении свыше 250 атм., по содержанию алкановых и ареновых УВ во фракции 200 °С (более 55% и менее 20% соответственно),

в) по соотношениям аренов/алканов и цикланов/алканов (менее 0,6 и менее 1,0 соответственно). Так на Уренгойском месторождении нефтяная оторочка в среднеюрских отложениях характеризуется соотношениями (скв. 254): арены/алканы 0,18, и цикланы/алканы 0,33.

Глава 3. Методика прогноза нефтяных скоплений в подгазовых зонах залежей УВ (нефтяных оторочек).

Термин «нефтяная оторочка» не имеет однозначной трактовки. К оторочке, как правило, относят нефтяное скопление, залегающее под газовым, высота которого меньше высоты газовой шапки (Эн < Эг). При этом этаж газа (Эг) в ловушке превышает толщину пласта (Н). По промышленной значимости газовой и нефтяной частей залежи в зависимости от соотношения объемов газонасыщения ( Vr) и нефтенасыщения в общем поровом объеме эти залежи разделяются на три типа (А.А. Плотников, П.А. Гереш, М.Я. Щурова, 1988): 1- нефтяные залежи с газовой шапкой (Э„» Э,-, Эг < Н, Э„ > Н, V/ V„< 0,6), 2 - газовые залежи с нефтяной оторочкой подчиненного промышленного значения

V„=0,6-0,9; эффективная мощность (1ц,) > 6-8м, дебит нефти (qH) > 15м3/с), 3 -газовые залежи с нефтяной оторочкой непромышленного значения >0,9; Ьэф <4м, q„ <5м3/с).

Таблица 1

Геохимические и термобарические критерии прогноза нефтяной оторочки в залежах УВ.

(В.Е. Киченко, 2003, на основе данных ТА. Виноградовой, А.Р. Курчикова, Г.С. Степановой. ВА Чахмахчева и других исследователей)

3.1 Усовершенствованная классификация нефтяных оторочек Автором усовершенствована классификация нефтяных оторочек, предложенная А.А. Плотниковым (1990). Выделены основные типы нефтяных оторочек по их промышленной значимости: 1 - нефтяные оторочки установленного промышленного значения 2 - нефтяные оторочки

установленногонепромышленного значения 3 -

нефтяные оторочки неустановленного промышленного значения; 4 - нефтяные оторочки промышленного значения на отдельных локальных участках залежи. В пределах промышленно значимых залежей выделяются активные зоны (Ьэф> 6м, > 10 м3/сут) и пассивные зоны

По морфологическому признаку нефтяные оторочки подразделяются на следующие типы: подстилающая, кольцевая, козырьковая. В свою очередь, подстилающие оторочки подразделяются на массивные водоплавающие и пластовые с сухой зоной. Козырьковые оторочки подразделяются на литологически экранированные, тектонически экранированные, гидродинамически локализованные, комбинированные.

В интервале залегания нефтяной оторочки выделяются нефтенасыщенные участки, не контактирующие (неконтактные) с газовой шапкой или с подстилающими водоносными отложениями. В большинстве случаев такие участки литологически изолированные. Нефтенасыщенные участки, литологически изолированные только в кровельной или подошвенной части пласта - частично контактные участки. В настоящее время контактными интервалами нефтенасыщенных участков считают интервал нефтяной оторочки в пределах 4 м от ВНК и 6 м от ГНК (В.И Ермаков, А.Н. Кирсанов, 1995). Выделяются и комбинированные интервалы нефтеносности. Малая мощность нефтенасыщенных участков нефтегазоконденсатных залежей в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири (5-15 м), обуславливает достаточно широкое распространение нефтяных оторочек с контактными запасами нефти.

На территории северных и арктических районов Западной Сибири в неокомских и юрских отложениях широко распространены козырьковые нефтяные оторочки (уренгойского типа). Примером таких оторочек могут служить

нефтегазоконденсатные залежи пластов Уренгойского месторождения,

на Заполярном месторождении. Подобные оторочки получают развитие и на других крупных месторождениях Сибири, например, оторочка парфеновского горизонта Чаяндинского месторождения Саха (Якутия). Кольцевые оторочки встречены на Уренгойском месторождении (пласт и на месторождениях

Верхне-Толькинской структурной зоны юго-востока ЯНАО.

Приведенная классификация является основанием для выделения первоочередных объектов и участков проведения разведочных работ с целью уточнения строения выявленной нефтяной оторочки, запасов нефти и ее эксплутационных возможностей. С целью выявления нефтяных оторочек в нижне-среднеюрских отложениях на территории севера Западной Сибири, характеризующихся преимущественно козырьковым строением, и уменьшения затрат на поисковом этапе геологоразведочных работ автором предлагается методика прогноза нефтеносности исследуемых отложений.

3.2 Прогноз нефтеносности исследуемых отложений на региональном этапе изучения недр с учетом классификации оторочек

Прогноз нефтеносности юрских отложений на региональном этапе осуществляется следующим образом:

1. По отражающей способности витринита определяется степень катагенеза перспективных отложений. С учетом состава ОВ и степени катагенеза отложений по палеотермическим критериям (степень катагенеза ОВ сапропелевого состава МК1 -

гумусового состава определяется возможность генерации нефти в

исследуемых отложениях.

2. По графику зависимости фазового состояния УВ от давления и температуры (температура 60-140°С, при Кш 1-2) определяется возможность присутствия нефти в исследуемых отложениях.

3. Рассчитывается показатель 8 (Г) Т пласт максУ^пласт* (в условиях АВПД 8 —

(В^Кан.)4Т2Пш, имк/р

пласт* ), где Б - процентная доля сапропелевой составляющей в ОВ, - максимальные значения температуры (максимальная прогретость недр), - коэффициент аномальности пластового давления. При предполагается

открытие нефтегазоконденсатной залежи.

4. Газовые конденсаты, образовавшиеся при изменениях термобарических условий залегания нефтяных и газонефтяных залежей (конденсаты вторичного типа), используются как поисковый критерий присутствия нефтяной оторочки в ловушке. Для вторичных конденсатов характерна повышенная насыщенность газоконденсатами (200 и более г/м3), плотность (0,77-0,78 г/см3), значительное содержание смол, отношение пристан/фитан более 4, преобладание метанонафтеновых УВ в бензиновой фракции (И.С. Старобинец, 1986). При определении природы газовых конденсатов следует совместно использовать термобарические и геохимические критерии

5. Производится нефтегеологическое районирование территории с выделением перспективных (для поиска нефтяных оторочек) зон (рис. 3).

3.3 Прогноз нефтяных оторочек в исследуемых отложениях на поисковом этапе геологоразведочных работ

Количественными геохимическими критериями прогноза нефтеносности отложений на поисковом этапе являются:

а) Состав газа. При содержании в газе С5+ более 2%, Сц. более 15%,; при соотношениях С2/С3 менее 2%, 100Сг/(Сз+С4) менее 150, ЮОС2+/С1 более 15 и Z = (С2/Сз)+(СГ(С4/С5+) менее 60, И-С4/Н-С4 менее 0,8; и-С5/н-С5 менее 1,0;

б) Содержание конденсата и его состав. При содержании конденсата более 150 смэ/м3, при соотношении выходов фракций до 150 °С к до 200 °С менее 1,3; при содержании алканов во фракции до 200 С более 55%, аренов менее 20%; при соотношении аренов к алканам менее 0,1; н-аканы/и-алканы более 1,1;

в) Содержание парафина и смол в конденсате. При содержании парафина более 3% и присутствии смол предполагается присутствие в залежи нефтяной оторочки.

Глава 4. Оценка нефтяного потенциала (НСР) в нижне-среднеюрских отложениях северных и арктических районах Западной Сибири

Оценка НСР нефти в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири впервые осуществлена в 2003г. (BE. Киченко) и в 2004г. в работе ООО «ВНИИГАЗ» (В .А. Скоробогатов и др.). Результаты оценки НСР газа и конденсата в юрских отложениях

АЭ.Конгоровича,ВА Скоробогатова и других авторов.

До последнего времени извлекаемые начальные запасы нефти в нижне-среднеюрских отложениях северных и арктических районах Западной Сибири были подсчитаны на Новопортовском, Харампурском и Фестивальном месторождениях. Автором проведена оценка прогнозных ресурсов нефти в нижне-среднеюрских отложениях в целом для северных и арктических районов Западной Сибири.

Следует отметить, что хотя большинство нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в разрезе мезозоя на территории ЯНАО открыто на юге и юго-востоке округа, большинство месторождений, содержащих извлекаемые запасы нефти более 10 млн т расположены на севере ЯНАО: Уренгойское, Ен-Яхинское,

Северо-Уренгойское, Заполярное, Северо-Самбургское. В юрских отложениях промышленная нефтеносность доказана на Средне-Хулымском (пласт васюганская свита), Новопортовском, Лензитском, Уренгойском, Харампурском, Фестивальном месторождениях. Следует отметить, что перспективные ресурсы нефти категории Сз оценены («Государственный баланс запасов...») на Восточно-Бованенковской, Западно-Геофизической, Крузенштернской, Южно-Тамбейской и других структурах. Площади с извлекаемыми перспективными ресурсами нефти более 100 млн т расположены в районе Уренгойского месторождения и к северу от него. Все нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения, открытые в верхнеюрских отложениях (пласт включая месторождения с геологическими

предварительно оцененными запасами нефти более 20 млн т каждое

(Харампурское и Западно-Харампурское), расположены к юго-востоку от Уренгойского месторождения. На ряде месторождений перспективные ресурсы нефти в верхнеюрских отложениях превышают 20 млн т (Пырейное, Хадырьяхинское, Шипалькынское). Непосредственно граничащие с юрскими отложениями нефтегазоносные отложения «ачимовской» толщи на ряде месторождений (Северо-Самбургское, Непонятное, Ямбургское) характеризуются предварительно оцененными геологическими запасами нефти более 250 млн т, в том числе извлекаемыми более 60 млн т. На Заполярном, Песцовом, Северо-Харвутинском и Ярояхинском месторождениях перспективные геологические ресурсы нефти оценены в объеме более 50 млн т каждое. Разведанные запасы нефти на территории ЯНАО составляют 11,7% от НСР в среднеюрских и 31,1% в верхнеюрских отложениях. НСР

извлекаемой нефти из юрских отложений на территории ЯНАО составил 2814,4 млн т, в том числе 183,8 млн т запасы категории Сг и 2312,0 млн т ресурсов категории Сз + Д. Наибольшая часть ресурсов нефти связана с нижне-среднеюрскими отложениями (1765,4 млн т).

Глава 5. Перспективы нефтеносности нижне-среднеюрских отложений в ЯНАО

AM. Бридзинский, А.Э. Конторович, СЛ. Максимов, Н.Н. Немченко, ИЛ Нестеров, Л.И Ровнин, А.В. Рыльков и другие исследователи высоко оценивают перспективы нефтеносности юрских отложений в северных районах. В 80-х годах В.И. Ермаков, В.Д. Наливкин, Г.П. Сверчков, ВА Скоробогатов и другие геологи пришли к заключению, что юрские отложения в северных районах Западной Сибири преимущественно газоносны. В последующем, при проведении поисково-разведочных работ на Ямале, Уренгой-Ямбургской зоне, в районе Харампурского поднятия и на Верхне-Толькинской группе поднятий доказана промышленная нефтеносность юрских отложений с притоками нефти до 160 м3/сут. В 2003 г. на Ленской площади в скв. 902 из юрских отложений получен приток нефти, прирост извлекаемых запасов в открытой залежи составил 0,1 млн т по категории С\. Исследования геологического строения и нефтеносности юрских отложений Западной Сибири позволили выделить геологические факторы, обладающие наибольшими прогностическими возможностями для регионального и локального прогноза нефтеносности юрских отложений. На исследуемой территории такими факторами для юрских отложений являются: структурный, литологический, термобарический, геохимический. На территории Ямальского, Гыданского полуостровов и Надым-Пур-Тазовского междуречья (северная часть) существенное влияние на сохранение скоплений оказывает фактор гидродинамической закрытости отложений.

На основании проведенной оценки перспектив нефтеносности залежей УВ по геохимическим, термобарическим критериям, а так же по результатам опробования глубоких скважин автором подтверждено широкое развитие нефтеносности юрских отложений на севере Западной Сибири (табл.2). Следует отметить, что по мнению

Критерии прогноза промышленной нефтеносности юрских отложений перспективных зон ЯНАО.

Таблица2

Региональный этап Поисковый этап

Глубина залегания кровли (м) Продуктивность (дебит нефти) м'.сут с.тт Т.Г. (°С/100м) Рпл ism) к. Содер-жан. конденсата По составу газа По составу конденсата Парафин (%)

СЛ. С*. (%) iCJ пС4 Z Zi м (%) А (%) н/м nM/iM

I Ямальская НПЗ

1а - Нурминский НПР

2000-3200 12-159 60-110 2.2-3.2 200-440 1-1.5 50-210 1.8-3.4 9-14.5 0.10.8 54100 15-28 36-59 10-25 0,514 1.2 2-3

16 - Тамбейский НПР

3500-4200 5-15 90-105 2.5-3.4 520-680 1 5-1.7 130240 2.2-2.7 12-14 0.709 22 14 43-51 11-14 0.506 2.0 3

П - Гыданская НПЗ

3000-4000 5-6 80-100 2.5-3.0 350-450 1.3-1 6 150180 2.0-2.6 13-15 0.61.0 25-35 14-22 42-45 16-24 0.40.8 1.2 3.5-4.5

ГГГ - Уренгойско-Ямбургская НПЗ

3700-4300 5-16 100-125 2.3-3 2 W-670 1.3-1 8 160750 2.0-2.6 13-15 0.61.0 25-35 14-22 22-34 10-22 0.508 1.2-1 6 3-9

IV - Залолярно-Т азовская НПЗ

3000-3600 10,889,0 85-105 2.7-3.3 730-770 1.Ы.1 160250 2.0-2.6 13-15 0.61.0 25-35 14-22 57 6 0.7 1.1 1-2

V* - Харампуро-Верхнеголькинская НПЗ

2700-3100 5-168 80-100 2.7-3.4 240-320 10-11 100150 0.826" 1321** 0.71.0" 6580" 135200** 54-58 14-18 0.5 1.2-1.6 7-3

Граничные значения критериев тт ромышленной нефтеносности юры

2.2-3.2 1.3-2.0 >150 <2 >15 0.50.8 <60 <21 >55 <20 0.30.8 1.1-2.4 >3

* - газонефтяные, газоконденсатнонефтяные и нефтяные месторождения,

** - состав газа газовой «шапки»,

160-250- по аналогии, с учетом давления и температуры,

В.А. Скоробогатова, Л.В. Строганова и В.В. Копеева (2003), в районах, где в среднеюрских отложениях уровень катагенеза ОВ не превышает градации ^°=1,0-1Д%), могут быть открыты преимущественно средние и небольшие по величине средне- и низкодебитные нефтяные подгазовые залежи.

По данным результатов опробования глубоких скважин установлено достаточно широкое развитие промышленной нефтеносности юрских отложений на севере Западной Сибири.

На основании проведенного нефтегеологического районирования в исследуемых отложениях юры на территории ЯНАО выделены пять поисковых зон нефтенакопления: I - Ямальская зона, II - Гыданская зона, III - Ямбургско-Уренгойская зона, IV - Заполярно-Тазовская зона, V - Харампуро-Верхнетолькинская зона (рис.3). По оценке автора начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти в юре 1-ой зоны составляют 277,4 млн т. Наиболее перспективны для поисков промышленных скоплений нефти (газоконденсатнонефтяных и нефтегазоконденсатных) горизонты тюменской свиты - Нурминская зона (1а): Бованенковское месторождение, группа Байдарацких структур, Восточно-Ямбутинская, Восходная, Нурминская, Средне-Ямальская структуры; Тамбейский район (16) - площади Северо-Тамбейская, Западно- Тамбейская, Южно-Тамбейская и Тасийская.

II зона, по оценке автора, имеет НСР нефти в юрских отложениях 39,9 млн т. Наиболее перспективными для поисков промышленных подгазовых скоплений нефти в горизонтах тюменской свиты являются Утренняя, Гыданская, Штормовая площади, Геофизическое месторождение.

III зона, по оценке автора, имеет НСР нефти юрских отложений 135,4 млн т. Наиболее перспективны для поисков промышленных скоплений нефти в горизонтах тюменской свиты: Ямбургский мегавал (Ямбургское месторождение, Восточно-Ямбурская, Метикьяхская площади); Уренгойский мегавал (Песцовое, Уренгойское, Ен-Яхинское, Южно-Песцовое месторождения, Тояхская, Северо-Самбургская, Северо-Пуровская, Едейская площади), Северо-Уренгойский мегавал (Северо-Уренгойская площадь).

IV зона имеет НСР нефти юрских отложений, по оценке автора, 77,2 млн т. Наиболее перспективны для поисков промышленных скоплений нефти в горизонтах тюменской свиты: Тазовское, Заполярное месторождения, ЮжноЗаполярная, Лимбаяхинская и Русская площади.

V зона имеет НСР нефти 362 млн т, в том числе извлекаемые ресурсы нефти по категории С3 в юрских отложениях, по утвержденной оценке, составляют 127 млн т. Наиболее перспективны для поисков мелких и средних промышленных скоплений нефти в горизонтах васюганской и тюменской свит: в Ленско-Точипылькынской нефтегазопоисковой зоне (^а) объекты на Ленской, Кыпакынской, Точипылькынской и Восточно-Тэрельской площадях.

Нерто-Воргенская НГПЗ (Уб) включает Нертовую, Кэльскую, Южно-Акайтемскую, Эти-Етинскую, Сумрапольскую, Исетинскую, Воргенскую, Сухоложскую и др. площади с нефтяным потенциалом порядка 78,5 млн т.

Учитывая большую площадь и малую изученность перспективных территорий (1скв. на площади 100 км2) предлагается провести региональную и детальную сейсморазведку методом широкополосных региональных профилей (ШРП) в комплексе с параметрическим и поисковым бурением на: Малыгинском, Северо- и Южно-Тамбейском, Бованенковском месторождениях полуострова Ямал, Геофизическом месторождении полуострова Гыдан, Ямбурском, Юбилейном, Самбурском, Есетинском, Тазовском, Усть-Часельском месторождениях и других объектах Пур-Тазовского междуречья, на территории Толькинской зоны прогибов.

Перевод перспективных ресурсов нефти в нижне-среднеюрских отложениях на территории ЯНАО категории и предварительно оцененных запасов категории позволит прирастить промышленные запасы нефти категорий в объеме

281,6 млн т.

В работе приведена программа ГРР по изучению юрских отложений в выделенных НПЗ на период до 2010 г. С учетом поисково-разведочного бурения и геофизических работ ОАО «ГАЗПРОМ» на 2004 г. и предложений ООО «ВНИИГАЗ» по исследованию палеозойских отложений на севере Западной Сибири (2003 г.), автором предлагается проведение:

1. Поискового бурения в юрских отложениях на Гыданской, Оликуминской, Восточно-Уренгойской структурах, Южно-Тамбейском, Северо-Тамбейском месторождениях (глубиной 36004200 м),

2. Геофизических работ (3D - сейсмические работы) на Южно-Тамбейском, Восточно-Мессояхском и Геофизическом месторождениях.

Заключение

1. Среднеюрские отложения на территории, включая полуостров Ямал, полуостров Гыдан и Надым-Пур-Тазовское междуречье, регионально промышленно нефтеносны. Скопления нефти представляют собой как нефтяные оторочки в подгазовых зонах, так и чисто нефтяные залежи.

2. Автором диссертации адаптированы к условиям юрских отложений севера Западной Сибири существующие геохимические и термобарические критерии прогноза промышленной нефтеносности разреза для оценки перспектив нижне-среднеюрских отложений района. Первоочередные объекты поиска подгазовых нефтяных скоплений в юрских отложениях ЯНАО характеризуются глубинами 2,64,2 км и современной температурой 60-120 °С.

В работе предложены новые методы прогноза промышленной нефтеносности юрских отложений севера Западной Сибири:

А) Прогноз нефтеносности юрских отложений на региональном этапе геологоразведочных работ. Основные критерии прогноза.

гумусового состава определяется возможность генерации нефти

в исследуемых отложениях.

II. Зависимость фазового состояния УВ от давления и температуры (температура 60-140°С, при Кан 1-2).

III. Показатель S - (D4 T2 пласт мам-УРпласт- (в условиях АВПД S =

пал макс^пласт*)» где D - процентная доля сапропелевой составляющей в ОВ, T,,,,,^ иа|ге - максимальные значения температуры (максимальная прогретость недр), Кан коэффициент аномальности пластового давления. При S>70 предполагается открытие нефтегазоконденсатной залежи (при Рпласт- более 19 МПа).

IV. Газовые конденсаты при содержании конденсата 150 и более см3/м3, с плотностью 0,77-0,78 г/см3, со значительным содержанием смол, отношением пристан/фитан более 4, преобладанием метано-нафтеновых УВ в бензиновой фракции.

Критерии регионального прогноза реализуются при нефтегазогеологическом районировании территории с выделением перспективных для поиска чисто нефтяных и подгазовых нефтяных скоплений.

Б) Прогноз нефтяных оторочек в исследуемых отложениях на поисковом этапе геологоразведочных работ. Критерии прогноза нефтяных оторочек;

I. Состав газа. При содержании в газе С5+ более 2%, Сг+ более 15%,; при соотношениях С2/С3 менее 2%, 100С2/(Сз+С4) менее 150, 100C2+/Ci более 15 и Z = (С2/С3)+(С1-(С4/С5+) менее 60, И-С4/Н-С4 менее 0,8; И-С5/Н-С5 менее 1,0 ;б) по содержанию конденсата.

II. Содержание конденсата в газе более 150 см3/м3, при соотношении выходов фракций до 150° к до 200° менее 1,3; при содержании алканов во фракции до 200° более 55%, аренов менее 20%; при соотношении аренов к алканам менее 0,1; н-аканы/и-алканы более 1,1;

III. Содержание парафина и смол. При содержании парафина более 3% и присутствии смол предполагается присутствие в залежи нефтяной оторочки.

3. Выполнено нефтегеологическое районирование юрского комплекса севера Западной Сибири. В основу методики районирования положено последовательное и комплексное применение количественных геохимических, термобарических и расчетных критериев оценки нефтеносности отложений, исходя из разработанной классификации оторочек.

4. Уточненный нефтяной потенциал юрских отложений показал, что разведанные запасы нефти на территории ЯНАО составляют 11,7% от НСР в среднеюрских и 31,1% от НСР в верхнеюрских отложениях. Оценка НСР извлекаемой нефти из юрских отложений на территории ЯНАО составляет 2,8 млрд т.

5. На примере Южного купола в пластах Ю2, Юз, Бованенковского месторождения, исходя из критериев прогноза оторочки (геотермический градиент 4 °С/100м., К,,н 1,6-1,7, содержание С5+ до 200 см'/м3, отношение И-С4/Н-С4 0,5-0,8, коэффициенты Ъ менее 60 и Ъ\ менее 17) установлено наличие нефтяных оторочек уренгойского типа. Предварительно оцененные извлекаемые (С| + С2) запасы нефти в пластах Юг, Юз и 10« составляют более 20 млн т.

6. На основании данных по геологическихМ, термобарическим и геохимическим критериям промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений на Севере Западной Сибири выделены перспективные локальные объекты для поиска залежей нефти и нефтяных оторочек. Первоочередными объектами являются Утренняя, Штормовая (полуостров Гыдан), Тасийская (полуостров Ямал), Семаковская (Тазовская губа), Северо-Уренгойская, Песцовая, Ютырмальская, Нинельская, Северо-Толькинская, Акайтемская, Нертовая (Пур-Тазовский район) площади. При реализации программы ГРР ожидается прирост извлекаемых запасов нефти в объеме 281,6 млн т.

Основные научные результаты по теме диссертационной работы опубликованы в следующих статьях:

1. Прогноз начальных дебитов нефти в залежах тюменской свиты Западной Сибири// Тез. докл. конференции молодых ученых и специалистов. Пермь, 1985.

2. Перспективы поисков нефтяных оторочек в нижне-среднеюрских отложениях арктических областей Западно-Сибирской провинции// Тез. докл. конференции молодых ученых и специалистов. М.: ВНИГНИ, 1990.

3. Моделирование и вопросы методики районирования возможных газогидратных интервалов в районе Бованенковского месторождения// Геология нефти и газа.

1993. № 5. С.47-48 /Соавторы: Клейменов В.Ф., Островский М.И.

4. Геологические условия создания подземных газохранилищ на юге Западной Сибири// Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002. 114с/ Соавторы: Лихолатников В.М., Эдиашвили Н.А.

5. Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений северных районов Западной Сибири// Тез. докл. на 16-х Губкинских чтениях 20-21 ноября 2002 г. М: РГУНГ, 2002. С. 73.

6. Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений северных районов Западной Сибири// Тез. докл. на 6-ой Международной конференции «Новые идеи в науке о Земле». М.: МГГРУ, 2003. С. 224.

7. Нефтеносность среднеюрских отложений арктических районов Западной Сибири// Тез. докл. на Всероссийской конференции «Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа» 20-23 мая 2003 г. М.:МПРРФ, 2003. С.107.

8 Нефтеносность среднеюрских отложений Бованенковского месторождения// Геология нефти и газа. 2003. №2. С.12-15.

9. Нефтеносность юрских отложений севера Западной Сибири// Газовые ресурсы России в XXI веке. М.: ВНИИГАЗ, 2003. С.494-505.

10. Новые нефтепоисковые объекты в юрских отложениях севера Западной Сибири// Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа/Материалы 7-ой Международной конференции 25-27 мая 2004. М.: МГУ, ГЕОС, 2004. С. 389-391 (Соавтор Плотников А.А.).

11. Новые методы прогноза промышленной нефтеносности юрских отложений ЯНАО//Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа./Материалы 7-ой Международной конференции 25-27 мая 2004. М.: МГУ, ГЕОС, 2004, С. 391-392 (Соавтор Плотников А.А.).

12. Критерии прогноза промышленной нефтеносности юрских отложений ЯНАО//Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа/ Тезисы докладов Научно-Практической конференции 6-7 июля 2004 г. М.: ИГиРГИ, 2004. С. 69-70 (Соавтор Плотников А.А.).

Заказ № Лицензия № 020878от 20мая 1999г.

Тираж -120 Подписано к печати 09.04

Объем - 1 уч.-изд. л. Ф-т: 60x84/16 Отпечатано наротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка

P1770t

РНБ Русский фонд

2005-4 14828

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Киченко, Владимир Евгеньевич

Введение.

1 Краткий очерк геологического строения и нефтегазоносности юры севера Западной Сибири в пределах ЯНАО.

1.1 Стратиграфия и литология.

1.2 Тектоническое строение.

1.3 Гидрогеология отложений.

1.4 Коллекторские свойства.

1.5 Нефтегазоносность.

2 Критерии оценки промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений северных и арктических районов Западной Сибири.

2.1 Температурное поле северных районов Западной Сибири.

2.2 Пластовое давление.

2.3 Особенности соотношения пластового давления (Рдл-) и давления начала конденсации (Рн.к.) в нижне-среднеюрских отложениях.

2.4 Катагенез ОВ нижне-среднеюрских отложений.

2.5 Первичная и вторичная природа конденсата в исследуемых юрских отложениях северных и арктических районов Западной Сибири.

2.6 Термобарические и геохимические критерии нефтеносности нижне-среднеюрских отложений.

3 Методика прогноза нефтяных скоплений в подгазовых зонах залежей УВ (нефтяных оторочек).

3.1 Усовершенствованная классификация нефтяных оторочек.

3.2 Прогноз нефтеносности исследуемых отложений на региональном этапе изучения недр с учетом классификации оторочек.

3.3 Прогноз нефтяных оторочек в исследуемых отложениях на поисковом этапе геологоразведочных работ.

3.3.1 Прогноз нефтеносности исследуемых отложений на поисковом этапе.

3.3.2 Методика направленных поисков нефтяных скоплений в подгазовых зонах залежей УВ в юрских отложениях севера Западной Сибири.

4 Оценка нефтяного потенциала (НСР) в нижне-среднеюрских отложениях северных и арктических районах Западной Сибири.

4.1 Методические основы оценки НСР.

4.2 Методика количественной оценки начальных ресурсов УВ.

4.3 Оценка ресурсов нефти.

4.4 Оценка структуры запасов нефти.

5 Перспективы нефтеносности нижне-среднеюрских отложений вЯНАО.

5.1 Критерии оценки перспектив нефтеносности нижне-среднеюрских отложений.

5.2 Новая схема нефтегеологического районирования.

5.3 Оценка промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений на севере Западной Сибири.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтеносность нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири"

Актуальность темы. Сложившаяся за последнее десятилетие тенденция изменения запасов энергетических ресурсов страны вызывает определенные опасения. Глумов И.Ф. /28/ отмечает «.накопленная добыча нефти на 2002г. составляет 15млрд т, а уровень добычи и прироста запасов составляет (в лучшем случае!) к 2010 г. только 250 млн т! Накопленная добыча газа на 2002 г. составляет 12 трил м3 при имеющихся запасах 62,6 трил м3, а уровень «добавки» к запасам к 2010 г- всего лишь 300 млрд м3. Это крайне мало и весьма тревожно». Основными источниками УВ на территории Российской Федерации являются месторождения Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого (ЯНАО) автономных округов Тюменской области.

Нефтегазовый комплекс (НТК) севера Западной Сибири занимает доминирующее место в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации. Дальнейшее эффективное функционирование НТК севера Западной Сибири имеет для Российской Федерации стратегическое значение. Несмотря на высокую степень разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) север Западной Сибири обладает значительной неразведанной частью ресурсов нефти и газа. Ввод в действие Заполярного месторождения - гиганта в Надым-Пур-Тазовском регионе - обеспечил стабилизацию добычи газа на ближайшие 5-6 лет /67/. Подюк В.Г. подчеркивает, что «согласно утвержденной, в начале 2002г. правлением Газпрома программе до 2007г., поставленную задачу предполагается выполнить за счет месторождений в освоенных регионах. С 2007г. необходимо приступить к промышленной добыче газа на месторождениях полуострова Ямал» /104/. По мнению Подюка В.Г. в настоящее время «.для ЯНАО первоочередными задачами геологоразведочных работ являются участки и площади северной части Тазовского полуострова, акватории Тазовской и Обской губ, территории вблизи Ямбургского месторождения. Второе главное направление - поиск и подготовка запасов в ачимовских отложениях, в которых прирост запасов по газу может составить до 8000млрд. м3, по жидким УВ - 200-4000 млн. т». Буровые работы на месторождении полуострова Ямал должны быть возобновлены в 2003г /67/.

К настоящему времени правлением «Газпрома» и администрацией ЯНАО подписан меморандум «.по комплексному промышленному освоению месторождений углеводородов Ямала и прилегающих акваторий» /151/.

В конце июня 2002г по данным пресс службы «Газпрома» «компания подписала соглашение с Минтрансом о транспортном обеспечении месторождений на полуострове Ямал. Соглашение предусматривает строительство аэропорта, завода по сжижению природного газа, железной дороги и морского терминала» /66/.

Ресурсная обеспеченность газовой промышленности России более благоприятна, чем нефтяной /116/.

За последние годы на территории Российской федерации геологами отмечается отставание в восполняемости добываемой нефти за счет разведки и прироста геологических запасов нефти на новых месторождениях. По данным Орлова В.П. /103/ «.в 1991-2000 гг. в России было добыто около 3,5 млрд т нефти и примерно столько же разведано, а списано - 3,6 млрд т. то есть фактически сумма погашенных запасов -7,1 млрд т - в два с липшим раза превышает объем приращенных запасов. Сегодня 50% российских запасов -трудноизвлекаемые, и их добыча возможна только при высоких мировых цен на нефть».

Для воспроизводства ресурсной базы добычи нефти в условиях перестройки экономики необходимы эффективные решения. Одним из решений проблемы прироста запасов нефти в связи со все возрастающим спросом на нефть и нефтепродукты можно рассматривать попутную добычу легкой нефти на преимущественно газоконденсантых месторождениях северных и арктических районов Западной Сибири, которые сегодня практически не используются. В середине марта этого года независимый аудитор - компания ОеОо1уег&МасЫаи§Моп, -подтвердила запасы жидких УВ находящихся на балансе «ГАЗПРОМа» 1,15 млрд т /98/. Уровень ежегодной добычи нефтяных УВ, главным образом из нефтяных оторочек (н.о.) Уренгойского, Астраханского и Оренбургского нефтегазокондесатных месторождений не более 1млн. т. /98/.

Для обоснования направлений и объемов поисково-разведочных работ на нефть важной составляющей являются объективная оценка нефтяного потенциала региона и эффективное освоение перспективных объектов в юрских отложениях. Поэтому прогноз расширения сырьевой базы и уточненная оценка нефтяных ресурсов в юрских отложениях севера Западной Сибири являются важной задачей исследования. Это определяет актуальность темы диссертации.

Цель работы. Промышленные залежи нефти в виде нефтяных оторочек на территории Западной Сибири открыты в неокомских отложениях Уренгойского, Заполярного, Песцового и Ямбурского нефтегазоконденсатных месторождений. Притоки нефти получены на месторождениях северных и арктических районов Западной Сибири из сравнительно малоизученных нижне-среднеюрских и палеозойских отложений. Большая мощность (более 1000м) и их региональное распространение позволяют прогнозировать открытие в этих отложениях нефтегазоконденсатных месторождений на территории ЯНАО с промышленными запасами нефти в виде нефтяной оторочки.

Обоснование промышленной нефтеносности нижне-среднеюрских отложений севера Западной Сибири и разработка концепции эффективного освоения ресурсов нефти на основе уточненного нефтяного потенциала юры рассматриваемого региона являются целями данной работы.

Основные задачи исследования

3. Разработать классификацию нефтяных оторочек с целью их направленного поиска.

4. Оценить нефтяной потенциал юрских отложений ЯНАО.

5. Определить приоритетные направления ГРР на нефть.

Научная новизна

Усовершенствована классификация нефтяных оторочек для разработки методики оценки перспектив нефтеносности юрских отложений, с использованием геохимических и термобарических критериев.

Защищаемые положения:

Практическая значимость

На основе нефтегеологического районирования определены на территории ЯНАО нефтепоисковые зоны (НПЗ).

Дана программа ГРР по поискам новых залежей нефти в юрских отложениях Севера Западной Сибири.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, рисунков, таблиц и табличных приложений. Общий объем диссертации составляет 242 страниц. В работе содержится 69 рисунков, 20 таблиц, 11 табличных приложений. Список использованной литературы содержит 195 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Киченко, Владимир Евгеньевич

Заключение.

1.Среднеюрские отложения на территории, включая полуостров Ямал, полуостров Гыдан и Надым-Пур-Тазовское междуречье, регионально промыпшенно нефтеносны Скопления нефти представляют собой как нефтяные оторочки в подгазовых зонах, так и чисто нефтяные залежи.

2. Автором диссертации адаптированы к условиям юрских отложений севера Западной Сибири существующие геохимические и термобарические критерии прогноза промышленной нефтеносности разреза для оценки перспектив нижне-среднеюрских отложений района. Первоочередные объекты поиска подгазовых нефтяных скоплений в юрских отложениях ЯНАО характеризуются глубинами 2,6-4,2 км и современной температурой 60-120 °С.

3. В работе предложены новые методы прогноза промышленной нефтеносности юрских отложений севера Западной Сибири:

I. Отражающая способность витринита как фактор степени катагенеза перспективных отложений. С учетом состава ОВ и степени катагенеза отложений по палеотермическим критериям (степень катагенеза ОВ сапропелевого состава MKi = МКз, гумусового состава МКА) определяется возможность генерации нефти в исследуемых отложениях.

И. Зависимость фазового состояния УВ от давления и температуры (температура 60-140°С, при К^ 1-2). нефтяных и подгазовых нефтяных скоплений.

Ill Показатель S = (D4 Т2 пластмакс-УРпласт- (в условиях АВПД S = (DV4KaH-)4'I2 палмакс/Рпласт-), гДе°- процентная доля сапропелевой составляющей в ОВ, Tn^. m^ - максимальные значения температуры (максимальная прогретость недр), K№ -коэффициент аномальности пластового давления При S>70 предполагается открытие нефтегазоконденсатной залежи (при Рпласт- более 19 МПа)

IV. Газовые конденсаты при содержании конденсата 150 и более cmVm3, с плотностью 0,77-0,78 г/см , со значительным содержанием смол, отношением пристан/фитан более 4, преобладанием метано-нафтеновых УВ в бензиновой фракции.

Критерии регионального прогноза реализуются при нефтегазогеологическом районировании территории с выделением перспективных для поиска чисто

Б) Прогноз нефтяных оторочек в исследуемых отложениях на поисковом этапе геологоразведочных работ. Критерии прогноза нефтяных оторочек:

I. Состав газа. При содержании в газе С5+ более 2%, С2+ более 15%,; при соотношениях С2/С3 менее 2%, 100C2/(C3+C4) менее 150,100С2+/С! более 15 и Z = (С2/СзЖС,-(С4/С5+) менее 60, и-С4/н-С4 менее 0,8; и-С5/н-С5 менее 1,0;б) по содержанию конденсата.

П. Содержание конденсата в газе более 150 см3/м3, при соотношении выходов фракций до 150 к до 200 менее 1,3; при содержании алканов во фракции до 200° более 55%, аренов менее 20%; при соотношении аренов к алканам менее 0,1; н-аканы/и-алканы более 1,1;

Ш.Содержание парафина и смол. При содержании парафина более 3% и присутствии смол предполагается присутствие в залежи нефтяной оторочки.

4. Методика направленных поисков нефтяных оторочек заключается в проведении следующих операций:

А) По графику зависимости фазового состояния УВ от давления и температуры (температура 60-140°С, при К^ 1-2) по данным испытаний на первой поисковой скважине, давшей газ, определяется наличие нефтяной оторочки в подгазовой зоне;

Б) Присутствие в залежи нефтяной оторочки определяется: а) по составу газа. При содержании в газе Cs+ более 2%, С2+ более 15%,; при соотношениях С2/С3 менее 2%, 100С2/(С3+С4) менее 150, 100C2+/Ci более 15 и Z = (C2/C3)+(Ci-(C4/C5+) менее 60, и-С4/н-С4 менее 0,8; и-С5/н-С5 менее 1,0; б) по содержанию и составу конденсата. При содержании конденсата более 150 см3/м3, при соотношении выходов фракций до 150 °С к до 200 °С менее 1,3; при содержании алканов во фракции до 200 °С более 55%, аренов менее 20%; при соотношении аренов к алканам менее 0,1; н-аканы/и-алканы более 1,1; в) по содержанию парафина и смол в конденсате. При содержании парафина более 3% и присутствии смол.

В) При положительном прогнозе наличия нефтяной оторочки в подгазовой зоне залежей УВ осуществляется размещение поисковых скважин на нефть. При этом применяется выше приведенная система размещения поисковых скважин на нефть: одиночные скважины, скважины по системе «крест», короткошаговые поперечные профили, скважины «критического направления» в тыловой зоне ловушек.

5. Выполнено нефтегеологическое районирование юрского комплекса севера Западной Сибири. В основу методики районирования положено последовательное и комплексное применение количественных геохимических, термобарических и расчетных критериев оценки нефтеносности отложений, исходя из разработанной классификации оторочек.

6. Уточненный нефтяной потенциал юрских отложений показал, что разведанные запасы нефти на территории ЯНАО составляют 11,7% от НСР в среднеюрских и 31,1% от НСР в верхнеюрских отложениях. Оценка НСР извлекаемой нефти из юрских отложений на территории ЯНАО составляет 2,8 млрд т.

7. На примере Южного купола в пластах Ю2, Ю3, Юб Бованенковского месторождения, исходя из критериев прогноза оторочки (геотермический градиент 4 °С/100м., К<ш 1,6-1,7, содержание С5+ до 200 смА/м , отношение И-С4/Н-С4 0,5-0,8, коэффициенты Ъ менее 60 и Ъ\ менее 17) установлено наличие нефтяных оторочек уренгойского типа Предварительно оцененные извлекаемые (С( + С2) запасы нефти в пластах Юг, Юз и Юе составляют более 20 млн т.

8. На основании данных по геологическим, термобарическим и геохимическим критериям промышленной нефтеносности нижнесреднеюрских отложений на Севере Западной Сибири выделены перспективные локальные объекты для поиска залежей нефти и нефтяных оторочек. Первоочередными объектами являются Утренняя, Штормовая (полуостров Гыдан), Тасийская (полуостров Ямал), Семаковская (Газовская губа), Северо-Уренгойская, Песцовая, Ютырмальская, Нинельская, Северо-Толькинская, Акайтемская, Нертовая (Пур- Тазовский район) площади. При реализации программы ГРР ожидается прирост извлекаемых запасов нефти в объеме 281,6 млн т.

9. Предлагается следующая Программа поисково-разведочных работ с целью поиска нефтяных оторочек подгазовых зонах залежей УВ в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири:

- поисковое бурение в юрских отложениях осуществляется на Гыданской, Оликуминской, Восточно-Уренгойской структурах, Южно-Тамбейском, Северо-Тамбейском месторождениях. Предлагается бурение 7 поисковых скважин, объем бурения 24000м;

- геофизические работы (2Д - сейсмические работы) на Южно-Тамбейском, Восточно-Мессояхском и Геофизическом месторождениях. Объем сейсморазведки МОГТ 2Д планируется равным 2700 пог. км.

200

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Киченко, Владимир Евгеньевич, Москва

1. Амоссов И.И. Прогноз нефтегазоносности по палеотемпературным показателям. //Теоретические основы разведки и разработки. М.: Наука, 1984. С. 81-89.

2. Артюшков Е.В., Беэр М.А. О механизме образования нефтегазоносных бассейнов и Западно-Сибирской плиты и Русской платформы. //Геология и геофизика. М.: 1987. №11. С.25 35.

3. Балобаев В. Т. Геотермия мерзлой зоны литосферы севера Азии. — Новосибирск, Наука, 1991. 194 с.

4. Балобаев В. Т., Левчеко А. И. Глубинное промерзание и динамика теплового поля верхней части земной коры Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1988. №11. С.31 40.

5. Бенинсон В.А. Особенности доюрского развития Западно-Сибирской плиты. //Изв. АН СССР. Сер. Геологическая. 1988. №2. С. 107 114.

6. Богданов М.М., Шкутник E.H. Условия раздельнного формирования и методы прогноза зон нефти и газа на болших глубинах. //Газовая промышленность. Обз. инф. Сер. Геологическая. Bl. М.: 1989.

7. Ботнева Т.А., Щулова Н.С. Геохимические основы прогнозирования состава нефтей Прикаспийской впадины. Обз. инф. Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М.: ВИЭМС. 1981. 42с.

8. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М.: Недра, 1987.196 с.

9. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири. Сб. науч. док. Совещания 21-23 фев 1995г. Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь, 1995. С. 279-308.

10. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дешеня Н.П. и др. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири. // Геология нефти и газа. М.: 2000. № 1. С. 2 13.

11. Бочкарев B.C. Палеобатиметрические условия формирования ачимовской толщи Западной Сибири. //Нефтяная и газовая промышленность. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №5. С. 22-27.

12. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дешеня Н.П. и др. Основные проблемы геологии Западной Сибири. /Сб. науч. тр. Зап. Сиб. НИГН. Вып.200, Тюмень, 1985. С. 21-33

13. Брехунцов А.М., Бродкин В.И. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири. Нефтяная и газовая промышленность.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №5. С. 10-16.

14. Брехунцов А.М., Золотов А.Н., Резуненко В.И., и др. Западная Сибирь останется главной нефте- и газодобывающей провинцией России в XXI в.

15. Геология нефти и газа. 2000. №4. С. 2-7.

16. Быстрих О.И., Фомичев A.C. Геолого геохимические критерии аккумуляции углеводородов в крупных районах нефтегазонакопления севера Западной Сибири. //Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1987. С. 109 - 117.

17. Вайполин Ю.В. Структурное тектоническое районирование подошвы платформенного чехла севера Западной Сибири по данным ОГТ. //Тектоника платформенных областей. Сб. науч. тр. ИГиГ. Новосибирск, Наука, 1988.

18. Вайполин Ю.В. Гипсометрия кристаллического фундамента и мощности промежуточного структурного этажа Западной Сибири по данным сейсморазвеки. //Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. 1984. С.153- 180.

19. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. //Избранные труды. М.: Наука, 1986. 336с.

20. Веренинова Т.А. Строение юрского нефтегазоносного комплекса и особенности распределения в нем залежей углеводородов. //Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Л.: 1984. С.75 84.

21. Высоцкий В.И. Стратиграфическое положение опорного отажающего горизонта Т4 в Тюменской обл. Сб. науч. тр. ЗапСиб НИГНИ. Тектоника Западной Сибири. Тюмень, 1987. С.ЗО 34

22. Генералов П.П. Этапы неотектогенеза Западной Сибири. //Тектоника Западной Сибири. Сб. науч. тр. Зап. Сиб. НИГНИ. Тюмень, 1987. С. 120 125

23. Геология и полезные ископаемые. /Главный редактор Орлов В.П. Ред. Конторович А.Э., Сурков B.C., СПб: ВСЕГЕИ, В 6-и томах, Т. 2 (Западная Сибирь). 2000. 477с.

24. Гиршгорн Л.Ш. Рифтогенные структуры севера Западной Сибири. //Бюллетень Московского Общества Испытатателей Пририроды. 1988. Т.63. Вып. 5. С.20 33.

25. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Т., Соседков B.C. Нижне-среднеюрский осадочный бассейн севера Западной Сибири. //Советская геология, 1987. №11. С. 65-75

26. Глумом И. «Все на шельф» //Нефть России, 2002, № 3, С 4-37.

27. Горшков В.И., Волкова Т.П., Горбенко Г. А., Амплеев Г. Палеотермические критерии распределения нефти и газа в осадочном чехле Западно-Сибирской провинции. //Изв. АН СССР. Сер. Геологическая, 1986. №3. С.115 122

28. Гречишников Н.П., Степанов Ю.В. Геодинамика и процессы нефтегазоносности. //Изв. Вузов. Геология и разведка. 1991. №8. С.68 78.

29. А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская Научные основы прогноза фазового поведения газоконденсатных систем. М., Недра. 1995. 345с.

30. Гурари Ф. Г., Ханин А. Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне-среднеюрских отлогжениях. //Геология и геофизика. 1987. № 10. С.19-25.

31. Гурари Ф.Г, Будников И.В, Девятов В.П. и др. Стратиграфия и палеогеграфия среднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты. Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. //Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1988. С.60-75.

32. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Казаков A.M. Палеогеография Сибири в лейасе. Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла ЗападноСибирской плиты. //Сб. науч. тр. СНИИГиМС. Новосибирск, 1990, С.9 17.

33. Гурари Ф.Г. и др. Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отлрожений Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность нижнихгоризонтов чехла Западно-Сибирской плиты. //Сб. науч. тр. СНИИГТиМС Новосибирск, 1990. С.З 8.

34. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных систем. М: Недра, 1984. 264с.

35. Девятов В.П., Князев В.Г., Сальник В.В. Реперные горизонты в нижне-среднеюрских отложениях Сибири. Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. //Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1988. С.53 60.

36. Дружинин B.C., Соседков B.C. и др. Строение верхней части земной коры в районе Тюменской сверхглубокой скважины. //Советская геология. 1988. №4. С.70-79

37. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979. 335с.

38. Дучков А.Д., Балобаев В.Т., Володько Б.В и др. Температура, криолитозона и радиогенная теплогенерация в земной коре севера Азии. //Труды ОИГГиМ. Вып.821. Новосибирск, 1994. 141с.

39. Дучков А.Д., Соколова JI.C. Тепловой поток и температура литосферы Западной Сибири. Нефтегеологическая интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. //Сб. науч. .тр. ЗапСибНИГРИ. Тюмень, 1988. С.41-57

40. Емец Т. П. Лопатин Н.В., Литвинова В.Т. Катагенез и углеводородны потенциал юрских отложений севера Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1986. №1. С.53 -58.

41. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений тюменского севера. М: Недра, 1995. 464с.

42. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Палеотемпературная шкала катагенеза. Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988. 221с.

43. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И. и др. Критерии прогноза фазовой, зональности углеводородов в осадочной толще земной коры. М.: Недра. 1998. 320 с.

44. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И. Фазовая зональность углеводородов в земной коре. //Нефтегазовая промышленность. Обзорная информация М.: ВНИИОЭНГ. 1989.

45. Ермолкин В.И., Бобылева A.A., Сорокова Е.И. Геолого геохимическая модель генетических типов газоконденсатов. //Изв. АН СССР.

46. Сер. Геологическая. 1989. №l. С.111 128.

47. Есипенко O.A., Горбачев В.И., Соколова Т.Н. Физические свойства пород Тюменской серхглубокой скважины по данным геофизических исследований. //Геология и геофизика. 2000. № 6. С.905 -919.

48. Ехакин А.Е. Перспективы поисков залежей разного фазового состава в нижне-среднеюрском нефтегазоносном комплексе Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1990. №4. С.2 4.

49. Журавлев Е.Г, Облеков Г.И. Гипергенная газоносная формация фундамента Новопортовского месторождения. //Геология нефти и газа. 2000. №5. С.39-43.

50. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников A.A. //Методика ускоренной разведки газовых месторождений. Москва. Недра, 1984. С. 183 //

51. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Геотермический режим недр один из основных факторов определяющих степень перспективностити нефтегазоконденсатных бассейнов. //Геология нефти и газа. 1997. № 12. С. 31 -36.

52. Кабалык В.Г. Структурно-тектонические комплексы доюрских отложений севера Западно-Сибирской провинции. //Сейсморазведка для литологических и стратиграфических исследований.Тюмень, 1985.

53. Казаков А. М., Могучева Н. К., Девятов В. П., Смирнов Л. В. Триасовая система в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины СГ 6. //Геология и геофизика. 2000. № 3. С.318 - 326.

54. Казаков А.М., Девятов В.П. Стратиграфия и седиментагинез нижней и средней юры Западной Сибири. //Геология и оценка нефтегазоносного потенциала Запдной Сибири. Сб. науч. тр . М.: Наука, 1996. С.24-34.

55. Калинко М.К. Геологические условия формирования газоконденсатных месторождений. Геолого-геохимические условия формирования газоконденсатных залежей. //Сб. науч. тр. ВНИГНИ. М.: 1989. С. 5-12

56. Карасев Т.В., Горбачев В.И., Келлер М.Б., Пономарев В.А. Сб. науч. докл. Совещания 21-23 фев. 1995. Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь, 1996. С. 49-62

57. Киченко В.Е. Прогноз начальных дебитов нефти в залежах тюменской свиты Западной Сибири. //Тезисы конференции молодых ученых и специалистов. Пермь, 1985.

58. Киченко В.Е. Перспективы поисков нефтяных оторочек в нижне-среднеюрских отложениях арктических областей Западно-Сибирской провинции. //Тезисы конференции молодых ученых и специалистов. М.: ВНИГНИ, 1990. С. 134.

59. Клейменов В.Ф., Островский М.И., Киченко В.Е. Моделирование и вопросы методики районирования возможных газогидратных интервалов в районе Бованенковского месторождения. //Геология нефти и газа. 1993. № 5. С. 47-48.

60. Команова М.М. Фомичев А.С.Юдина Н.Т. Распределение и преобразование, битумоидов в нижне-среднеюрских отложениях ЗападноСибирской плиты. //Геология нефти и газа. 1989. № 3. С.41-49.

61. Коммерсант № 113 (3.07.02)

62. Кононов В.И. Ныдымгазпром — пионер освоения большого газа Ямала. //Газовая промышленность. 2002. № 6. С.20-25.

63. Конторович А.Э, Гребенюк В.В., Запивалов Н.П. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып.2. Новосибирск, 1994. 201с.

64. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. Органичекая геохимия абалакской свиты Западно-Сибирской нефтегазоносного бассейна. //Геология и геофизика. 2000. № 4. С.459 478.

65. Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология ЗападноСибирского нефтегазового мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. JL: Недра, 1985. 279с.

66. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг П.Я. Литолого-фациальное районирования верхнеюрской толщи севера Западной Сибири. // Геология и оценка нефтегазоносного потенциала Западной Сибири. Сб. науч. тр. 2000. С.59-72.

67. Кунин Н.Я. Новые возможности стратиграфических исследований при региональных работах на нефть и газ. //Советская геология. 1983. №11.1. C.l 10- 114.

68. Кунин Н.Я., Луценко Б.Н. Классификация локальных структур севера Западной Сибири и закономерности размещения меловых поднятий. //Геология нефти и газа. 1988. № 3. С.8 14.

69. Кунин Н.Я., Самошпок Л.А. Строение земной коры Западной Сибири. //Советская геология. 1982. №8. С.97-104.

70. Кунин Н.Я., Сафонов B.C., Луценко Б.Н. Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа. М.: 1995. 132с.

71. Курников А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности., Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1992. 231с.

72. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 134с.

73. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах. Ташкент.,Фан, 1987. 178с.

74. Лихолатников В.М., Эдиашвили H.A., Киченко В.Е. Геологические условия создания подземных газохранилищ на юге Западной Сибири.//Сер: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002. 114с.

75. Максимов С.П., Самолетов М.В., Немченко H.H. и др. Палеозойский карбонатный комплекс перспективный объек поисков залежей углеводородов на Ямале. //Геология нефти и газа. 1987. №10. С. 30 - 36.

76. Матусевич В.И., Бокцев В.Г. Геодинамическая водонапорная система Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. //Советская геология. 1986. №2. С.117- 121.

77. Методика ускоренной подготовки залежей нефти к разработке. Филиппов В.П., Аксенов A.A., Фурсов А.Я., Гомзиков В.К., Кузнецов С.В. Москва. ВНИИнефть, 1996. С. 195.

78. Милановский Е.Е. Геология СССР. 4.2 М.: МГУ, 1989. 271с.

79. Могучева Н.К. Фитостратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири. //Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла ЗападноСибирской плиты. Сб. науч. тр. СНИИГиМС. Новосибирск, 1990. С. 35 44.

80. Муталибов A.A., Шубин В.В., Максимов Г.Н. и др. Теплофизические свойства газоконденсатов. Ташкент, Фан, 1991. 117с.

81. Нежданов A.A., Пономарев В.А., Туренков H.A., Горбунов С.А. Геология нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Издательство академии горных наук, 2000. 247с.

82. Нежданов A.A., Герасимов Е.В. Новый объект нефтегазопоисковых работ на северо-западе Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1999. № 1-2. с. 45-56.

83. Немченко H.H., Ровенская A.C., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских залежей севера Западной Сибири. //Геология нефти и газа, 1999. № 1-2. С.45 56.

84. Неручев С.Г. Моделирование нефтегазообразования. ИГиРГИ, 1992. 213с.

85. Неручев С.Г. Основные закономерности нефтегазообразования в зонах больших глубин осадочных бассейнов. //Условия нефтегазообразования на больших глубинах Сб. науч. тр. ИГиРГИ. М.: Наука, 1988. С.20 -31.

86. Нестеров И.И. Перспективы нефтегазоносности отложений Западной Сибири. 1989. 161с.

87. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Триас юрский период развития Западной Сибири. //Теоретические и региональные проблемы нефти газа. Сб. науч. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, Наука, 1991. С.110 - 115

88. Нестеров И.И., Бочкарев B.C., Пуртов С.И. Уникальный разрез триаса Западной Сибири. //Докл. АН РФ. 1995. Т. 340, № 5. МАИК, Наука, С.659 -663.

89. Нестеров И.И., Боярских Г.К., Новожилов Г.Г., Шпильман В.И. Тектоническое районирование мезозой-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. //Тектоника Западной Сибири. Сб. науч. тр., Тюмень, 1987. С.39 46.

90. Нестеров И.И., Курчиков JI.P, Ставицкий Б.П .Основные особенности температурного поля Западной Сибири. //Нефтегеологическая интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. Сб. науч. тр. ЗапСибНИГРИ. Тюмень, 1988. С.5-23.

91. Нефтяная сторона «Газпрома» //Нефть и капитал. 2002. №4. С. 40-42.

92. Никитенко Б.Л., Ильина В.И., Глинских Л.А. Стратиграфия, микрофасилии и биофации разреза келловея и верхней юры Тюменской сверхглубокой скважины./ /Геология и геофизика. 2002. №8. С. 762-790.

93. Никитин Б.А., Ровнин Л.И. Перспективы открытия новых месторождений и залежей нефти и газа на шельфе Карского моря. //Геология нефти и газа. 2000. № 5. С.2 6.

94. Новожилов Г.Г. Тектоническое районирование арктических районов Западной Сибири. //Тектоника Западной Сибири. Сб. науч. тр. Тюмень, 1987. С.64-67.

95. Орлов В.П. Нефтяная бомба. //Нефть России. 2002. №3. С.30-33

96. Подюк В.Г. Стратегия роста. //Газовая промышленность. 2002. №6. С. 8-9.

97. Пайразян В.В. Зональность формирования и размещения газоконденсатных залежей в зависимости от геодинамической эволюцииосадочного бассейна. //Геолого-геохимические условия формирования газоконденсатных залежей. Сб. науч. тр. ВНИГНИ. М.: 1989. С. 13-20.

98. Панова F.M., Жукова A.B. Углепетрографические методы в изучении осадочных пород и полезных ископаемых. Л.: Недра, 1990. 308с.

99. Полякова И.Д., Борукаев Г.У. Геохимические основы образования и разрушения нефти на больших глубинах. //Геология нефти и газа. 1999. № 3-4, С.34-39.

100. Пономарев В.А., Туренков H.A., Нежданов A.A. Строение и перспективы ачимовской толщи севера Западной Сибири. //26-е Губкинские чтения 20-21 ноября 2002. М.: РГУНиГ, 2002. С.148.

101. Ш.Попов Ю.А., Ромушкевич P.A., Попов Е.Ю. Теплофизические исследования пород разреза Тюменской сверхгубокой скважины. //Тюменская сверхглубокая скважина Сб. науч. докл. совещания 21-23фев 1996г. Пермь, 1996. С. 136-174.

102. Прасолова Э.М., Шаблинская H.B. Промежуточный комплекс Западной Сибири. возможный источник углеводородов. //Док. АН СССР. 1988. Т 300 Избр. тр., №2. С.422 - 426.

103. Решения 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1991. 54с.

104. Рудкевич М.Я., Гиршгорн Л.Ш. Тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири. //Актуальные проблемы тектоники СССР. Сб. науч. тр. АН СССР. М.: Наука, 1988. С. 147 153.

105. Садовников П. Заманчивые перспективы для солидных инвесторов» //Нефтегазовая вертикаль. 2002. №2. С.20-21.

106. Сергиенко С.И. Аномалии теплового поля в нефтегазоносных странах. //Изв. АН СССР Сер. Геологическая. 1986. №2. С.117 121.

107. Сиротенко Л.В., Гобачев В.И. Факторы развития коллекторов в нижней части разреза Тюмеской сверхглубокой скважины. //Геология и геофизика, 2000. № 4. С.491 502.

108. Сиротенко Л.В. Влияние глубинного фактора на коллекторские свойства пород. //Тюменская сверхглубокая скважина. Сб. н. док. совещания 21-23фев. 1995г. Пермь, 1996. С.175-183.

109. Сиротенко Л.В., Горбачев В.И. Факторы развития коллекторов в нижней части разреза тюменской сверхглубокой скважины. //Геология и геофизика. 2000. №4. С.491-502.

110. Сиротенко. О.И., Сиротенко Л.В. Синхронные и асинхронные модели катагенеза и нефтегазоносность больших глубин. //6-я Международная конференция «К созданию общей теории нефтегазоносности недр» М.: МГУ, 2002. Кн.2. С. 178-182.

111. Скоробогатов В.А. Катагенез и газоконденсатность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты. //Условия газонакопления на больших глубинах. М.: Наука, 1988. С.88 93.

112. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Перспективаы нефтегазоногсности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана. //Геология нефти и газа. 1988. №2. С.1-5

113. Скоробогатов В.А. Развитие теории эволюции углеводородных скоплений в осадочных бассейнах и породах различного типа и возрастов. //6-я международная конференция «К созданию общей теории нефтегазоносности недр». М.: МГУ, 2002. Кн.2. С. 188-192

114. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. Москва. Недра. 2003. С.352.

115. Славин В.И., Брук JIM. Основные гипотезы происхождения АВПД и их классификация. //Изучение геологического разреза и прогнозирование АВПД. Сб. науч. тр. ВНИГРИ. Л.: 1990. С.7 24.

116. Соколов Б.А. Нефтегазоносность больших глубин в свете эволюционнодинамической концепции нефтегазоносности недр. //Условия нефтегазообразования на больших глубинах. Сб. науч. тр. М.: Наука, 1988. С.7-13.

117. Старобинец И.С. Геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986. 200с.

118. СудоР.М. Перспективы нефтегазоносности отложений ачимовской толщи Северо-Сургутской моноклинали. //6-я международная конференция.

119. К созданию общей теории нефтегазоносности недр» М.: МГУ, 2002, С. 227230.

120. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятое В.П и др. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого А.О. //Геология нефти и газа. 1998. №1. С. 18-20.

121. Сурков B.C., Конторович А.Э. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. АН СССР Сиб. Отд. Новосибирск, 1991. 240с.

122. Сурков B.C., Смирнов JI.B. Проблемы геологии и нефтегазоносность нижней и средней юры Западной Сибири. //Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири.Сб. науч. тр. АН РФ. М.: Наука, 1994. С.З 10.

123. Сурков B.C., Смирнов JI.B,. Гурари Ф.Г., Казаков A.M. Нижне-среднеюрские отложения самостоятельный комплекс Западно-Сибирской плиты. //Минеральные ресурсы Россини. 1992. №3. С. 15 - 21.

124. Титова Г.И. Особенности состава газов Тюменской сверхглубокой скважины. Тюменская сверхглубокая скважина. Сб. науч. докл. совещания 2123 фев. 1996г. Пермь, 1996. С.287-294.

125. Тихомиров В.И., Чахмахчев В.А. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. //Сб. науч. тр. АН СССР. М.: ИГиРГИ, 1991. 202с.

126. Филипов Ю.А., Болдушевская JI. Н., Конторович A.A. и др. Катагенез органического вещества и фазовый состав залежей углеводородов северозападного обрамления Сибирской платформы. //Геология нефти и газа. 1998. №12. С.25-33.

127. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Рифтогенез и нефтегазоносность: основные проблемы. //Геология нефти и газа. 1991. №5. С.З 12.

128. Чахмахчев A.B., Виноградова Т.Л., Дошко A.C. Прогноз фазово -генетического типов углеводородных залежей Ямала. //Геология нефти и газа. 1990. №4. с. 4 -8.

129. Чекалев В.Ф. Строение земной коры северной части Западной Сибири по данным ГСЗ и МОВЗ. //Строение земной коры Западной Сибири. Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Вып.195. Тюмень, 1989. С.37 -43.

130. Черников К. А. Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. //Сб. статей. ВНИГРИ. Л.: Недра. 1990. 283стр.

131. Чистяков В.Б., Рожкова К.Г. Особенности катагенеза РОВ в разрезах со свободных и затрудненных оттоком флюидов из пород. //Изв. АН СССР. Сер. Геологическая. 1986. № 3. С. 103-105.

132. Шаблинская Н.В., Будаков Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л.: Недра, 1990. 179с.

133. Шалагин В.П., Нелепченко О.М. АВПД в разрезах Западной Сибири. //Роль АВПД в распределении залежей нефти и газа. Сб. науч. тр. ИГиРГИ. М.: 1986. С. 48-57.

134. Шарданов А.Н. Тектоническое районирование Западно-Сибирской плиты по геолого-геофизическим и аэрокосмических материалам. //Изв. АН СССР Сер. Геологическая. 1992. №2. С. 71 81.

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

136. Шемин Г.Г., Нехаев Ю.А., Рябкова Л.В. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири. //Геология и геофизика. 2001. № 5. С.749-765.

137. Школа Тер-Саркисова С.П. //Газовая промышленность. 2002. №6. С. 17 151.1Пляхтер Е.С. Особености юрско-мелового осадконакопления и основные направления поисков неантиклинальных ловушек.

138. Автоматизированная методика прогнозирования геологического разреза. Сб. науч. тр. СНИИГТиМС. Новосибирск, 1990. С.21 32.

139. Ясович Г.С. и др. Литофациальные и палеоморфологические критерии нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири. Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 195. Тюмень.1. Фондовая:

140. Андрусевич В.Е., Бостриков О.И., Данилова В.П. и др. Установить геохимические критерии формирования крупных зон нефтенакопления в мезозое севера Западной Сибири. Главиоменьгеология и СНИИГТиМС, Новосибирск, 1986.

141. Брадучан Е.В., Высоцкий В., Нежданов A.A. и др. Разработать стратификацию региональных сейсмических границ с целью повышения достоверности корреляции продуктивных горизонтов. Тюмень, 1988.

142. Бро Е.Г., Армитев A.M., Войцеховский А.Г. и др. Отчет по обработке материалов бурения параметрической скважины Белый 1. JL: ВНИГРИ, 1986.

143. Виноградов A.B., Иванова Н.М., Федухина Т.Я. и др. Региональный комплекс гелого-геофизического исследования Карского и Баренцевого морей за 1985-87г. Мурманск, Севморгео, 1987.

144. Галунский В.А., Мещеряков H.A., Королева JI.A. Обобщение результатов геофизических работ на нефть и газ в Тюменской области. Тюмень, 1988.

145. Грязнов H.H. Геологические условия формирования зон аномальных пластовых давлений на севере Западной Сибири, их прогнозирование иоценка нефтегазоносности. Дис. канд. геолого-минералогических наук. ВНИГНИ, 1989.

146. Гусева А.Н. и др. Закономерности размещения и формирования состава углеводородных скоплений в юрских отложениях Тюменской области. М.: 1985.

147. Евсюков В.Г., Бутузов П.М., Булатов М.Г. и др. Обобщение геолого-геофизических материалов цо территории деятельности "Арктикмор-нефтегазразведка" и научное обоснование планов поисково-разведочного бурения. Мурманск, Севморгео, 1987.

148. Коновалова Ю.Г., Межанов В.М., Харохордина Т.И. и др. Построение структурной карты по горизонту «А» Западно-Сибирской плиты масштаба 1:1000000. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1999. 43л.

149. Курчиков А.Р. Тепловой режим нефтегазоносных областей Западной Сибири. Дис. док. геол.-мин. наук в виде доклада. Новосибирск, 1995.

150. Лурье A.M., Литвин И.И., Бернун В.А., Козий В.Н. Исследование пластовой температуры и давления на газовых месторождениях севера Тюменской области. Харьков, 1986.

151. Майоров B.B. Изучение состава и фазовых превращений газоконденсатных систем месторождений Тюменской области. Тюмень, Главтюменьгеология, 1988.

152. Немченко H.H. Раздельный прогноз углеводородных систем Западной Сибири. Дис. доктора геолого-минералогических наук. М.: 1991.

153. Нестеров И.И., Рыльков A.B., Соколовский А.П. Определение наиболее эффективных направлений поисковых и разведочных работ на нефть и газ 1986-1990г. Тюмень, Главтюменьгеология, 1985.

154. Онищук Т.М., Наумов A.A., Дядюк Н.П. и др. Обобщение материалов геологоразведочных работ по северным районам Тюменской области и выдача рекомендации к плану на 1984-85г. Тюмень, Главтюменьгеология, 1984.

155. Пелипчак Б.П. Обобщение материалов глубокого бурения на Уренгойской площади и прилегающих районах в пределах деятельности "Украинской НГРЭ". Львов, 1987.

156. Песковский И.Д. Обобщение результатов по комплексному изучению глубинных процессов и современному строению Западно-Сибирской плиты для создания базы тектонического районирования. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1987.

157. Рудкевич М.Я., Мясникова Г.П., Озеранская JI.C. и др. Обобщение материалов с целью прогнозирования и поисков сложнопостроенных ловушек нефти и газа в мезозойских отложениях севера Тюменской области. Тюмень, 1987.

158. Самайлюк Л.А., Буш В.А., Бурлакова Г.С. и др. Составление структурной карты фундамента, рифей-палеозойского и триасового комплексов с целью изучения нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты масштаба 1: 2500000. М.: 1999. 308л.

159. Сокол Л.Е., Вайполин Ю.В., Дорошенко Т.В. и др. Отчет о результатах сейсморазведочных работ MOB ОГТ Бованенковской СП № 26/93-94. Лабытнанги, 1996. 156л.

160. Сокол Л.Е., Вайполин Ю.В., Дорошенко Т.В. и др. Отчет о результатах сейсморазведочных работ MOB ОГТ Харасавейской СП № 26/94-95. Лабытнанги, 1996. 80л.

161. Соколовский А.П., Ясович Г.С., Мухер А.Г. и др. Разработать и внедрить обоснование главных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории деятельности Главтюменьгеологии на 1987-1988г. Тюмень, Главтюменьгеология, 1987.

162. Соседков B.C., Гиршгорн Л.Ш., Сурков Ю.Н. и др. Литолого-фациальное расчленение разреза осадочного чехла и районирование доплатформенных отложений севера Западной Сибири по данным сейсморазведки МОГТ Ямалгеофизика. Лобытнанги, 1986.

163. Соседков B.C., Четвертных В.П., Сурков Ю.Н. и др. Уточнение структурных карт и схем по отражающим границам чехла северной части Западно-Сибирской низменности на основании обобщения дополнительной геолого-геофизической информации. Тюмень, 1988.

164. Строганов. JI.B. Закономерности размещения и прогноз нефтегазоносности Ямальской НТО. Дис. канд. геолог-минерал наук. М.: МГУ. Факультет Геологический. 1988.

165. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Казаков A.M., и др. Оценить нефтегазоносность преимущественно морских отложений нижней и средней юры Ямало-Гыданской фациальной области Западной Сибири. Новосибирск, 1997. 124л

166. Сурков B.C., Казаков Л.М., Смирнов Л.В. и др. Создать тектонические основы нефтегазоносных комплексов Западно-Сибирской плиты для оценки их углеводородного потенциала. Новосибирск, СНИИГТиМС, 2000. 238л.

167. Сурков B.C., Казаков Л.М., Смирнов Л.В. и др. Структурно-формационные зоны фундамента Западно-Сибирской плиты и их нефтегазоносность. Новосибирск, СНИИГТиМС, 2000. 184л.

168. Топычканов Б.В., Разживина Л.С., Ващенко И.И. Литология и фациальные особенности нефтегазоносности отложений Тюменской области. Тюмень, 1992. 315с.

169. Ушатинский И.Н., Шишигин С.И. Разработать и внедрить рекомендации по распределению пород-коллекторов и флюидоупоров в глубокопогруженных горизонтах мезозоя Западной Сибири. Тюмень, Главтюменьгеология, 1986.

170. Фоменко В.Г., Малинин A.B., Грачев А.Г., и др. Совершенствование методик определения подсчетных параметров сложнопостроенных коллекторов нижнемеловых и юрских отложений Среднего Приобья и Севера Тюменской области. Калининград, 1987.

171. Ханнанов З.Д. Дать анализ результатов поисковых и геологоразведочных работ в глубоких горизонтах севера Тюменской области. Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1988.

172. Ханнанов З.Д., Янцев Т.В. Уточнить строение нефтяных оторочек залежей углеводородов полуострова Ямал и дать предложения по их освоению. Отчет по НИР. Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1990. 126л.

173. Хомяков В.П. и др. Обобщение материалов глубокого бурения на Уренгойской площади и прилегающих районах в пределах деятельности Украинской НГРЭ. Львов, 1989.

174. Черепанов В.В. Физико-литологические особенности коллекторов юрских отложений Бованенковского газоконденсатного месторождения. Дис. канд. геолого-минералогических наук. М.: МГУ. Кафедра Геологии. 1998.

175. Результаты анализов керна из нижне-среднеюрских отложенийсевера Западной Сибири.

176. Площадь Номер скважины Интервал отбора керна (м) Пористость (%) Проницаемость (мД) (макс. Знач.)1 2 3 4 5 6

177. Харасавейская 45 3458-3500 11-16

178. Малыгинская 3 3345-3360 9-15 0,23 6 3020-3028 6-12

179. Сандибинская 3095-3119 6-13 од5 8 3095-3106 8-12,5 0,1-0,156 3109-3119 8-11,5

180. Дельтовая 60 3502-3506 9-11

181. Нейтинская 33 2763-2777 14-16 кровл. 6-7,59 2777-2792 6-14,5 0.07

182. Южно-Тамбейская 79 3803-3818 11-13 кровл. 4-1011 80 3654-3667 10 0.412 3756-3771 7-13,5 2.013 3454-3461 10,5-15,5 0,814 46 3333-3347 12-18

183. Геофизическая 52 3427-3442 8-14 0,116 3525-3540 4-19,5 од17 2624-2633 14-17 0,218 2 2928-2941 12-15 1.019 3080-3090 10-17 0,2

184. Восточно- 3110-3200 14-16

185. Мессояхская 2870-2880 6-1222 4 2924,5-2938 8-1123 3047-3077 9-17 0,1-0,524 3186-3200 8-13 0,225 3810-3823 9-15 0,0426 77 3851-3862 10-1527 3895-3900 14-16

186. Заполярная 3561-3576 15-1829 83 3645-3660 14-1830 3685-3700 12-181. Табличное приложение 1(2)1 2 3 4 5 631 3735-3750 14-1832 4442-4457 12

187. Сандибинская 700 4589-4604 934 4770-4799 7-13 0,2

188. Тазовская 53 3607-3627 11-12 0,1по материалам «Главтюменьгеологии»)

189. Коллекторские свойства нижне среднеюрских отложений Бованенковского месторождения

190. Табличное приложение 3 (1) Результаты испытаний отложений залегающих на глубине более 3500м северных районов Западной Сибири.

191. Местороодение Скважина Пласт Интервал перфорации (м) Дебит (м3/сут)газе конденсата нефти воды1 2 3 4 5 6 7 8

192. Ямбувгское ш ишрнл 180 Ачв 3675 3916 7.8

193. Ач 4 3630 3864 + 3879 - 3885 7,21. Ач, 3728 3735 21 280 441 К>1 4116-4122 20-301. Ачм 3800 3840 1300 3751 3770 о /х.

194. Ач« 3710 3717+ 3729 - 3731 800

195. Сеееро-Самбургское 102 Ачв 4157-4170 С) (X.

196. Ач® 4054 4065 47. плен. н.1. Ач « 4037-4044 0,881. Ач ы 4012 4021 прит. воды 1. Ач з 3890-4003 а гх.

197. Ач УА 3978 3988 + 3992 - 3994 + 3999- 4007 10,8 18.4

198. Сембургавое/ Непонятное 700 Ач 3893 3923 + 3930 - 3940 4800 20,8

199. Уренгойское 262 Ач 3708 3817 10800 5.2676 3880 3882 0.87 1,9

200. Табличное приложение Э (2)1 2 3 4 5 6 7 8

201. Т.е. 3641-3850 9480 13.15 15,67742 Ач 9 3680 3720 173770 1. Аи*4 3624 3645 285500 755 АМ4 3742 3759 437740 1. ЛЧз 3693 3719 701300 1. Ач, 3560 3589 50940

202. Южно-Песцовое 1П юа 4193 4204 52140

203. Ю2 4166 4165 + 4150 - 4143 + 4120-4124 480001. Ач 3933 3945 сух

204. Хадутейское 1П Ач« 3609-3832 32,0

205. Юбилейное 200 Pz 5366-5443 0,881. Jt 5147 5158 0,141. J, 5031-5055 0,362 1.1ю> 3659 3885 2,221. Ю4 3622 3840 1.011. Ю3 3746-3758 7,2 1.111001 кь 3442 3458 13700 13,16

206. Восточно-Медвежье 5018 Ам 5-6 3800 3816 С) гх.

207. Ач 2-4 3771 3760 3,6 плен. н.5019 Ач 4 3723-3730 60. плен.н.

208. Ам 0-1 3644 3658 прит. воды

209. Модвежье 1001 Триас 4397 4366 8000 0,12 0.246

210. Средне-Надымская 68 ю2 3520-3527 4000 22,0тег 6 Триас1 6600 6655 260 (сап) 85.5

211. Табличное приложение Э (3)1 2 3 4 5 6 7 8

212. Южно- 79 Юре 3742-3747+ 3757-3762 + 3756-3766+ 3707-3612 +3621-3630 13003797 3612 250 0.16

213. Сеееро- 18 Юре 3536 3544 21 ООО

214. Мелыгииское 33 Юре 3714-3723 + 3730 3737 122450 0,7663747 3756 102600 15,75 38 Юре 3676 3662 О ух

215. Соеерс-Уренгойсяое 426 Ач 3647- 3999 + 4002-4012 1,891. Юре 4472 4466 0.544565 4580 1.06

216. Заполярное 83 Юре 3627 3645 19.573625 3846 14,573663 3696 10.85

217. Тааоеоиое 52 Юре 3610 3627 51 В900поданным «Уренгойгазлром», «Надымгазпром», литературных источников)

218. Геохимические критерии определения природы образования конденсатов в нижне-среднеюрских отложениях севера Западной Сибири.

219. Площадь N СКВ. Интервал перфорации П/Ф Н-алк И-прен И-прен/ Н-алк. Эб/ЕКс Н-алк/ И-алк Арены (200°)

220. Нейтинская 33 2746-2768 20,07 2,95 0,47 0.1: 1.19 9,9

221. Бованеи. 97 2557-2564 18,74 1,07 0,057 1,41 19,9398 2975-2986 1,12 23,68 1,72 0.073 0.07 (29582964) 1.47 (29582964) 23,59 (29582964)116 2658-2666 1,75 17,18 1,63 0,095 0.094 1,56 19,77114 2690-2700 2.14 18,09 1,74 0.096 0.08 1,6 13,95

222. Юж. Тамбейская 70 3738-3758 2,0 10,79 1,02 0.095 0.096 2,0 17,34

223. Арктическая И 3098-3120 17,53 0,78 0,04416 3117-3128 4,6 17,37 1,42 0.085 24,75

224. Геофизическая 46 3233-3246 20,44 1,8 0,88 0,07 1.24 23,83

225. Ярудейск. 2 3046-3051 4,64 0.1 1,04 13,68

226. Левдитская 72 3417-3428 5,0 23,0 1,3 0,056 0,64 20.323500-3048 17,32 1,28 0,103 0,72 22,21

227. Заполярная 83 3883-3896 5,8 21,31 1,66 0,078 1,13 6,291,3 первичные; 4,6 - вторичные кондесаты; - промежуточные значения критериевпо материалам Майорова В.В, 1988)

228. Табличное приложение 5 Геохимическая характеристика газов и тип флюидов в нижне-срсднсюрскнх отложениях северных районов Западной Сибири.

229. Место рожде -ние N СКВ. Индекс пласта Интервал перфорации м с5+ ¡С4/пС4 г тип залежи1 2 3 4 5 6 7 8 9

230. Ю3 2557-2564 2688-2694 1,44 0,82 69,88 18,98

231. Ю3 2818-2824 2,07 0,79 49,77 13,75ю6.7 2958-2964 2970-2980 1,94 0,87 52,72 14,51

232. Ф о 114 Ю6 2690-2700 2,05 0,56 49,9 13,79к и 3 о 119 Юг-з 2484-2489 2494-2499 2,72 0,58 37,84 10,73ж X Ю3 2518-2529 3,1 0,54 33,39 9,63

233. X 127 Юг 2737-2752 4,09 0,77 25,20 7,68га ЕС 132 Юз 2612-2635 3,42 0.44 31,18 8,85

234. О ш 135 Ю« 3185-3200 2,32 0,87 44,03 12,29

235. Юг 2868-2872 2871-2894 0,79144 ю7 2972-2992 2996-2998 0,63 ю10 3147-3154 3160-3164 4,4 0,57 23,37 7,27

236. Малыгин с кое 33 ю„ 3554-3568 3548-3520 4,36 0,7 21,7 13,73 ю« 3552-3561 3520-3548 0,7

237. Южно-Тамбейское 70 Юз 3738-3758 0,79

238. Ярудейская 2 Ю2 3046-3054 0.99

239. Новопортов 132 Ю2 2031-2038 1,88 0,78 54,37 14,94-ское 107 ю12 2625-2633 0,96 0.07 104,8 28,160,7 количественные критерии нефтеносности залежи, (по материалам Майорова В В. 1988, Озеранской Л.С. и др. 1987)

240. Табличное приложение 6 Определение гипа У В залежей по составу газов в нижне-сред неюрских отложениях в арктических районах Западной Сибири, (по методике В.И. Старосельского (1986))

241. Месторождение N СКВ. Индекс пласте Интервал перфорации сус, ¡ООСг/ (Сз+О С.+в 1(№(Сг+в)/ С, Гнн залежи

242. И гк нгк ГК НТК гк НГК ГК НГК3 <2 >200 <150 <10 >15 <10 >151 2 3 4 5 6 7 8 997 ю, 2557-2564 2688-2694 2.78 211,4 10,89 12,49 перех.

243. Ю; 2818-2824 3.47 256,75 1238 14,47 нерс\.

244. Ю„., 2958-2964 2970-2980 3.41 268,4 11,63 13,53 перец.

245. V о V ЕВ 114 к>, 2690-2700 2.04 164 11,45 12,71 перех.

246. Юм 2484-2489 2494-2499 2,37 167,2 1031 12,52 перех.

247. Малы и не кое 33 ю« 3554-3568 3548-3520 2,29 156,7 13,14 15,313 ю« 3552-3561 3520-3548 2,18 154,2 10,55 13,73 перех.

248. Южно-Тан бей скос 70 Юз 3738-3758 2,72 206 9,67 11,15 перех.

249. Ярулснскан ; ю, 3046-3054 4.86 у 836 9.84 ГК

Информация о работе