Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья

Сапрыкина, Анна Юрьевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья"

На правах рукописи

САПРЫКИНА АННА ЮРЬЕВНА

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В СВЯЗИ С ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВЫМ СТРОЕНИЕМ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2002

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В.

Ломоносова

и в ЗАО " Моделирование и мониторинг геологических объектов" им В. А. Двуреченского

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор В.С. Славкин

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор А.Н. Золотов кандидат геолого-минералогических наук, Е.П. Соколов

Ведущая организация: ОАО "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (РИТЭК)

Защита состоится 17 мая 2002 г в 14 часов 30 минут в ауд. 829 на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119992, Москва, ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона А, 6 этаж. Автореферат разослан 16 апреля 2002 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

Е.Е. Карнюшина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность работы

До последних лет господствовали представления о пликативном строении природных резервуаров в ЗападноСибирском нефтегазоносном бассейне (НГБ). Считалось, что залежи углеводородов (УВ) имеют достаточно простое строение и контролируются, главным образом, пологими антиклинальными поднятиями. Именно такие модели положены в основу подсчета запасов и проектирования разработки большинства залежей Широтного Приобья.

Ввод в разработку значительного количества средних и мелких месторождений позволил выявить ряд проблем, свидетельствующих о более сложном, чем это представлялось на стадии подсчета запасов, строении значительного числа нефтяных залежей, аккумулированных в верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуарах Широтного Приобья. К таким проблемам относятся: аномальное распределение пластовых флюидов по разрезу и площади объекта. Нередко водонасыщенные коллекторы залегают гипсометрически выше нефтенасыщенных и сводовые скважины оказываются обводненными, а залежи располагаются на крыльях или периклиналях локальных поднятий. В пределах казавшихся едиными залежей отмечаются резкие "скачки" уровней водонефтяных контактов. На ряде месторождений установлены участки с неадекватной реакцией добывающих скважин на мероприятия по поддержанию пластового давления. Эти проблемы свидетельствуют о нарушенности природных резервуаров и наличии непроницаемых барьеров, не учтенных в действующих геологических моделях.

В то же время в последние годы накоплены многочисленные данные, свидетельствующие о том, что значительная часть разломов, выделяемых по доюрскому основанию, проникает в осадочный чехол и эти разломы играют существенную роль в формировании и размещении залежей.

Развитие сейсмических технологий обеспечило возможность более детального изучения структурных планов непосредственно продуктивных пластов, выделения и трассирования малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, разрушающих сплошность природных резервуаров в верхнеюрском и неокомском комплексах и разделяющих их на отдельные блоки. Сопоставление новой сейсмической информации с промыслово -геологическими данными на наиболее проблемных объектах позволили установить, что малоамплитудные дизъюнктивные дислокации играют исключительно большую роль как в экранировании скоплений УВ, так и в обеспечении вертикальной миграции флюидов.

Неучет дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров приводит к неадекватному определению геометрии нефтяных полей и, как следствие, бурению значительного числа изначально водяных скважин, раннему и кажущемуся незакономерным обводнению добывающих скважин.

Таким образом, разработка моделей залежей, учитывающих особенности их формирования в свете дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и неокомских природных резервуаров, представляет несомненную актуальность.

Целью настоящей работы является создание новых моделей нефтяных залежей на основе анализа влияния малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций на механизмы аккумуляции, консервации и деструкции залежей УВ.

Основные задачи исследований

1. Анализ разведки и разработки нефтяных залежей Широтного Приобья с целью определения особенностей геологического строения и выявление основных проблем, которые должны быть разрешены в процессе моделирования.

2. Исследование закономерностей распространения дизъюнктивных дислокаций, выявление их размеров и количества, анализ механизмов формирования залежей нефти и влияния дизъюнктивных дислокаций на геометрию.

3. Создание подходов к построению моделей нефтяных залежей с учетом дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья.

4. Построение структурных моделей природных резервуаров и геометрических моделей залежей в дизъюнктивно-блоковом варианте.

Научная новизна

1. Предложен комплекс методических приемов, основанный на интегрированной интерпретации геолого-геофизической информации, позволяющий выявить элементы дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и неокомских природных резервуаров.

2. Впервые предложено рассматривать ассоциации самостоятельных флюидодинамических систем, контролируемых тектонически экранированными ловушками, как типовые залежи (наряду с традиционными антиклинальными) для верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья.

3. Впервые показано, что дизъюнктивно-блоковое строение природных резервуаров обеспечивает такие механизмы формирования и деструкции залежей, при которых значительная часть скоплений УВ оказывается сосредоточена не в своде, а на склонах и периклиналях поднятий, что позволяет по-новому оценить перспективы аналогичных месторождений Широтного Приобья.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы

Методические рекомендации по построению структурных моделей природных резервуаров и геометрических моделей залежей, а также дальнейшему развитию ГРР и соответствующие результаты в виде схем, карт и разрезов, составленных автором и при его непосредственном участии, оперативно передавались и использовались для заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в АО НГК "Славнефть" ОАО "Российской инновационной топливно-энергетической компании" (РИТЭК), ТИП "Когалымнефтегаз" и АООТ "ЛУКойл-Когалымнефтегаз".

Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ОАО "РИТЭК", ЗАО "Моделирование и мониторинг геологических объектов (МиМГО)" им. В.А. Двуреченского рассматривались на ученых советах Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ), также докладывались на научных конференциях "Новые идеи в геологии нефти и газа".

Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 6-ти статьях и изложены в 6 отчетах по научно-производственным работам ВНИГНИ, ООО "ВНИГНИ-2" и ЗАО " МиМГО".

Фактический материал

В основу работы положены результаты, полученные автором и при его непосредственном участии, при моделировании строения более 10 месторождений Западной Сибири. Использованы данные свыше 10 тыс. пог.км сейсморазведки ОГТ, бурения (ГИС и промысловых исследований по 195 поисково-разведочным и 345 эксплуатационным скважинам, лабораторные исследования керна).

Большинство примеров в работе приводится, главным образом, по Восточно-Перевальному, Новопокурскому, Выинтойскому, Кустовому и Восточно-Придорожному месторождениям. Особенности их разведки и разработки, а также широкий комплекс полевых исследований позволяют достаточно полно охарактеризовать и детально продемонстрировать полученные результаты.

Структура и объем работы

Работа содержит 172 страниц текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 69 рисунками. Список использованной литературы насчитывает 115 наименований отечественных и зарубежных авторов.

* * *

Автор искренне благодарит главного геолога ЗАО "МиМГО" канд. геол.-мин. наук Н.С. Шик за неизменное внимание, помощь в организации и оценке результатов исследований.

Автор признателен преподавателям, аспирантам и студентам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ за дискуссии по отдельным теоретическим и практическим вопросам, затронутым в работе.

Автор благодарит за научные консультации: Т.Е. Ермолову в области литологии, А.А. Гусейнова, К.Б. Волошинова по вопросам флюидодинамики и разработки залежей, В.Е. Зиньковского, Е.А. Копилевича в области сейсморазведки, а также С.М. Френкеля, В. А. Мусихина и Е. В. Чемагину за ценные советы по интерпретации ГИС и помощи в приобретении навыков работы с различными прикладными компьютерными программами, М. П. Голованову за инициативную поддержку, полезные творческие дискуссии и советы, О.В. Джамбинова, В.Н. Колоскова, Г.Н. Бендюкову за помощь в оформлении работы.

ГЛАВА 1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РАЙОНА ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ.

Вторая половина ХХ века была ознаменована крупнейшими приростами запасов УВ-сырья в Западной Сибири. Открытие этой провинции стало подтверждением научных концепций И.М. Губкина и Н.Н. Ростовцева. В изучение, разведку и оценку запасов этого региона большой вклад внесли работы крупных геологов-нефтяников: Ф.К. Салманова, И.Г. Левченко, Ф.Г. Гурари, И.И. Нестерова, Ю.К. Миронова, Л.И. Ровнина, К.И. Микуленко, Г.К Боярских, В.С. Суркова, А.А. Трофимука и многих других.

С открытием в 1953 году первого газового месторождения - Березовского, а в 1960 г. первого нефтяного месторождения - Шаимского, в Западной Сибири менее чем за 20 лет была создана мощная сырьевая база страны. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири сегодня составляет более 60% общероссийского. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России, более половины из которых (170 млн.т) приходится на Ханты-Мансийский автономный округ.

1.1. Стратиграфия

1.1.1. Литолого-стратиграфический разрез района Широтного Приобья.

В геологическом строении изучаемого района принимают участие породы гетерогенного фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезойско-кайнозойского осадочного чехла, сложенного толщей континентальных, морских и прибрежно-морских отложений юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.

1.2.2. Литолого-стратиграфические особенности верхнеюрских и неокомских шельфовых отложений.

Этаж нефтеносности в районе Широтного Приобья охватывает интервал от нижней юры до верхнего мела, однако главными основными резервами развития нефтедобывающей промышленности, являются продуктивные горизонты верхней юры и шельфового неокома.

Верхний отдел юрской системы в центральной части Западно-Сибирского НГБ включает в себя васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Вопросы палеогеографии и условия осадконакопления исследуемых отложений освещены многими известными исследователями (Т.И. Гурова, Ф.Г. Гурари, В.П. Казаринов, М.В. Корж, Е.Е. Даненберг, Г.С. Ясович, В.Я. Шерихора, П.А. Ян, Л.Г. Вакуленко, В. А. Конторович, В.Б. Белозеров, Б.Н. Шурыгин и др.).

Васюганская свита (оксфорд - верхи верхнего бата) подразделяется на две подсвиты: нижнюю глинистую и верхнюю песчанистую. Полный разрез васюганской свиты содержит 5 песчаных пластов (Ю/, ЮД Ю13 и т.д.), совокупность которых формирует регионально нефтеносный горизонт Ю1. Отложения васюганской свиты накапливались в пределах мелководного шельфа, осложненного палеовпадинами и временами осушаемыми палеоподнятиями (островное море).

Васюганская свита согласно перекрывается глинистыми отложениями георгиевской и далее баженовской свит.

Неокомские отложения включают нижнюю часть нижнего мела - берриасский, валанжинский, готеривский, баремский ярусы. На первых этапах изучения Западно-Сибирского НГБ нижняя часть мела была разделена на мегионскую и вартовскую свиты, в разрезе которых было выделено несколько десятков нефтегазоносных горизонтов (группы пластов А и Б).

Однако, в рамках региональной стратиграфической схемы 1978 года предполагалось, все указанные стратиграфические подразделения имеют относительно изохронные границы и образуют геологические тела, сформировавшиеся в условиях компенсированного осадконакопления, и отвечающие параллельно-слоистой структуре бассейна. Первые принципиальные модели регионально-косослоистого строения отложений мегионской свиты были разработаны и опубликованы А.Л. Наумовым, Т.М.Онищуком, М.М. Бинштоком, Л.А. Векслером и др. в конце 70-х годов.

В основу косослоистой модели было положено предположение о том, что формирование неокомских отложений происходило в условиях наращивания склона некомпенсированного бассейна путем постепенного заполнения бассейна от периферии к осевой депрессии с образованием так называемых клиноформ.

Оценка влияния дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров на процессы аккумуляции, консервации и деструкции залежей УВ, формулирование закономерностей и выводов исследования автора проводилось, главным образом, по материалам моделирования залежей в шельфовых пластах.

1.2. Тектоника.

1.2.1. Основные структурные элементы.

Традиционно в строении Западной Сибири выделяются три структурных этажа: верхний - мезо-кайнозойский, представляющий собой гигантскую надрифтовую депрессию. Средний - пермско-триасовый этаж (выполняющие отдельные впадины и грабены). Нижний - триасово-палеозойский этаж является сложной гетерогенной структурой. Анализу вертикальных и латеральных рядов литологических формаций посвящены исследования К. В. Боголепова, Ф.Г. Гурари. В.П. Казаринова, ЮП. Казанцева, М.Я. Рудкевича.

Район исследования приурочен к Уват-Хантымансийскому срединному массиву, частично переработанного герцинским тектогенезом и осложненным триасовой рифтовой системой - аганским и колтогорским грабенрифтами, минчимкинским, соимским раздвигами. Структуры имеют преимущественно северо-восточное и субмеридиональное (в восточной части) простирание, подчиненное значение имеют северо-западные простирания.

Изучаемые месторождения относятся к различным тектоническим элементам: Восточно-Перевальное к СевероСургутской моноклинали, Новопокурское - Южно-Вартовской моноклинали, Выинтойское - к северной переклинали Нижневартовского свода, Кустовое и Восточно-Придорожное - к Ярсомовскому прогибу.

1.2.2. История тектонического развития

Изучением геодинамики и палеогеодинамки Западно-Сибирского НГБ в разные годы занимались С.В. Аплонов, А.А. Бакиров, В.С. Бочкарев, А.Н. Золотов, Л. П. Зоненштайн, К.А. Клещев, М.И. Кузьмин, П.К. Куликов, Е.В. Кучерук, К.И. Микуленко, М.Я. Рудкевич, В.С.Старосельцев, В.С. Сурков, Д.Ф. Уманцев, Ф.З. Хафизов, В.С. Шеин, О.Г. Жеро и др.

В формировании Западно-Сибирского бассейна выделяются 2 цикла геодинамической эволюции: рифейско-палеозойский и мезозойско-кайнозойский. В рифейско-палеозойский цикл происходило формирование и эволюция отдельных блоков фундамента и островодужных систем.

Мезозойско-кайнозойский цикл геодинамического развития оказал наиболее существенное влияние на нефтегазоносность. Выделяют три этапа тектонической активизации, оказавших существенное влияние на современное строение исследуемого региона: юрский (точнее раннеюрский), раннемеловой и кайнозойский.

Мезозойско-кайнозойский цикл начался с раскола, формирования пермско-триасовых внутриконтинентальных рифтов. В среднеюрское время шло остывание и погружение литосферы, заполнение впадины осадками юры-кайнозоя, сформировавшими надрифтовую депрессию, по периферии которой продолжали образовываться узкие внутриконтинентальные горсто-грабеновые зоны.

Относительно монолитные блоки доюрского основания продолжали унаследовано развиваться в течение всего мезозоя и кайнозоя. Они контролируются, как правило, относительно протяженными разрывными нарушениями, либо серией нарушений, наибольшей амплитуды. Сами эти блоки "разбиты", в свою очередь, массой более мелких нарушений различной амплитуды. По мере формирования осадков интенсивность вертикальных тектонических движений существенно падала.

Раннемеловой этап тектонической активизации привел в движение наиболее контрастные, относительно монолитные выступы доюрского основания. Процесс их "роста" также сопровождался формированием тектонических нарушений.

Третий этап тектонической активности - кайнозойский, точнее позднепалеоцен-четвертичный. В это время имел место процесс "неорифтогенеза", приуроченный к палеорифтам и сопровождающийся активной дизъюнктивной тектоникой. В это время в движение приходят значительные по размерам блоки доюрского основания и сформированные на этом этапе разломы имеют, преимущественно, север-северо-восточное направление и их протяженность достигает сотен километров.

ГЛАВА 2. РАЗВИТИЕ МОДЕЛЬНЫХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И ФОРМИРОВАНИИ ТИПИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ.

В начале освоения Западно-Сибирских месторождений господствовали представления об относительно простом строении платформенного чехла. Формирование пологих пликативных платформенных поднятий связывалось с унаследованным развитием внутренних структур фундамента (А.А. Бакиров, 1959, В.С. Сурков, О.Г. Жеро, Д.Ф. Уманцев, 1970, М.Я. Рудкевич, 1976 и др.).

Основным критерием прогнозирования скоплений нефти и газа была "антиклинальная" теория, в основу которой положено признание приуроченности залежей нефти к положительным локальным структурам, где распределение флюидов происходит по законам гравитации.

В процессах аккумуляции и консервации углеводородов не последняя роль отводилась разрывным нарушениям в осадочном чехле (Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, Г.Б Острый, Ю.Г. Зимин, 1966, 1967). Их формирование связывалось с ростом как структур первого порядка, так и мелких локальных структур. Однако дизъюнктивные дислокации в Западной Сибири рассматривались главным образом как разрывы, то есть проницаемые зоны, способствующие вертикальной миграции, с увеличением плотности которых увеличивается вероятность разрушения залежей.

Поисковое бурение размещалось на наиболее приподнятых структурных элементах. Это позволило открыть многие, в том числе уникальные месторождения нефти и газа. Большинство залежей относилось к пластовому сводовому типу, с элементами литологического экранирования. В случае отсутствия притока УВ в сводовых скважинах площадь признавалась бесперспективной.

Однако уже на этом этапе появлялись некоторые несоответствия принятых моделей выявленным элементам геологического строения. Среди них - аномальное распределение пластовых флюидов (вода среди нефти, вода выше нефти). Одним из способов решения этой проблемы является разделение природного резервуара "по вертикали" на два самостоятельных (отсюда все деления ЮД Ю:6 и т.д.). Другим выходом являлось умозрительное конструирование неких геологических тел клиноформного типа (даже для верхнеюрских отложений) без достаточных оснований и доказательств, что эти тела чем-то разобщены.

Иногда при подсчете запасов значительное количество залежей принималось с наклонными флюидальными контактами, хотя реальных инженерных расчетов, подтверждающих возможность существования наклонов до 30 м, вообще не было. Нередко водонефтяные контакты описывались даже не наклонной плоскостью, а поверхностями сложной и малообъяснимой конфигурации, отражающей положение контактов в разведочных и эксплуатационных скважинах.

Опыт исследовательских работ на многих месторождениях Западной Сибири (Кустовое, Восточно-Придорожное, Крапивинское, Новопокурское, Восточно-Перевальное, Выинтойское и многие другие) проведенных в последние годы показал сложность геологического строения шельфовых горизонтов верхней юры и неокома. Был выявлен ряд проблем, снижающих эффективность и рентабельность нефтедобычи.

Важнейшими из этих проблем являются:

• Постоянно изменяющиеся в процессе доразведки и эксплуатации контуры залежей. Разведочные скважины и кусты эксплуатационных, пробуренных в самом центре нефтяного поля запасов категории Q, в ряде случаев оказываются водонефтяными, водяными, либо практически "сухими". Сюда же надо отнести и незакономерно быстрое обводнение добывающих скважин, пробуренных также в чистонефтяных зонах.

• Неадекватная реакция эксплуатационных скважин на мероприятия по поддержанию пластового давления (МППД). Добывающие скважины, находящиеся на одинаковом расстоянии от нагнетательных, по разному реагируют на нагнетание.

Анализ вышеперечисленных проблем показывает необходимость совершенствования применяемых методических приемов моделирования залежей УВ с использованием современных теоретических разработок и корректировки моделей геологического строения природных резервуаров, закладываемых в подсчет запасов и проект разработки.

Следует учесть, что в 90-е годы ХХ века началось массовое освоение обычных, средних месторождений, а не только лучшей части ресурсной базы. Реальный процесс разведки и освоения нефтяных запасов не подтверждал имевшиеся модели, а, следовательно, не подтверждал и их ресурсные оценки.

Таким образом, большой объем фактического материла, а также совершенствование технологической стороны буровых и сейсмических работ способствовали появлению и развитию новых гипотез и концепций.

В сложившейся ситуации необходимо было понять природу "обособившихся" в процессе разработки нефтяных полей, объяснить способы их формирования и описать элементы их строения.

Длительное время предпринимались попытки дробления залежей с помощью литологических и стратиграфических экранов. Литологические (зоны замещения в пределах стратиграфически единого пласта проницаемых разностей непроницаемыми) и стратиграфические (выклинивание тех или иных пластов) экраны существуют и широко развиты в Западно-Сибирском НГБ. Однако, использование современных технологий, позволяющих картировать литолого-фациальные изменения коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства с помощью сейсмических методов (разрезы псевдоакустических жесткостей (ПАЖ), разрезы эффективных коэффициентов отражений (ЭКО), спектрально-временной анализ (СВАН), псевдолитологический каротаж (ПЛК) графики спектрально временных признаков (СВП) и т.д.), то есть более детально, показывает, что изменчивость коллекторских свойств носит в основном фрагментарный, хотя и закономерный характер (например, их ухудшение в своде локальных поднятий для верхнеюрских отложений). Литологические и стратиграфические экраны могут ограничивать, но не разобщать залежи. Экраны указанных типов не могут представлять собой некие узкие зоны, дробящие залежь. Ряд исследователей в качестве главного фактора, влияющего на аномальное распределение нефти и пластовой воды, признает наличие "литолого-фациальных экранов в виде вытянутых глинистых линз". Однако трудно представить геологические обстановки накопления таких тел, где песчаные фации имеют площадное распространение, а зоны глинизации локализованы в узкие каналы.

Анализ фактического материала и теоретические основы геологической науки позволяют предположить, что искомыми латеральными ограничениями залежей являются экраны, связанные с тектоническими нарушениями.

Еще на стадии изучения осадочного чехла МОВ, а особенно с переходом к МОГТ, в платформенном чехле Западно-Сибирского НГБ уверенно картировались наиболее крупные контрастные и протяженные дизъюнктивные дислокации. Но их количество невелико. Картированию малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций не уделялось достаточного внимания в отсутствии видимой пользы от такого рода работы. Амплитуда этих нарушений даже если она есть, была существенно меньше толщины основных продуктивных пластов. В рамках базовой теории экранирования, требующей, чтобы проницаемые породы (в нашем случае песчаники) по разлому были выведены встык непроницаемым породам, такого рода дизъюнктивы не могли являться латеральными флюидоупорами.

В последние годы в работах Н.А. Еременко (1996), В.С. Славкина (1995), P.A. Allen (1990), G. Jielding (1999), M. Antonellini (1994), N.L. Watts (1987) исследуются нетрадиционные механизмы экранирования. Дизъюнктивные дислокации являются экранами не в результате контактирования проницаемых пород-коллекторов и непроницаемых,

а вследствие формирующейся в окрестности плоскости нарушения зоны дезинтеграции горных пород. Экранирование достигается путем вторичного ухудшения фильтрационных свойств, вплоть до полной их потери за счет развития таких процессов как: пластические деформации горных пород, катаклаз, карбонатизация, озокеритизация, "затекание" пластичных пород в ослабленные зоны. Ширина такой зоны составляет десятки - первые сотни метров.

Исследование и анализ геодинамики и палеогеодинамики Западно-Сибирского НГБ с современных позиций глобальной тектоники плиты позволили по новому оценить масштабы дизъюнктивной тектоники.

Исследованиями последних лет В.С. Славкина, Н.С. Шик, Г.Н. Гогоненкова, В.А. Конторовича, Е.В. Постникова и др. показана высокая плотность сети малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций. Они имеют преимущественно северо-восточные и северо-западные и субмеридиональные простирания.

В настоящее время общепризнано, что большинство поднятий Западно-Сибирской плиты являются штамповыми структурами. Дизъюнктивные дислокации, ограничивающие блоки, испытывали многократное обновление и в различные периоды геологической истории, и на различных своих участках могли быть как флюидоупорами, так и каналами миграции флюидов. Свидетельством этому могут служить: многопластовый характер месторождений;

^ "скачки" ВНК достигающие до 15 метров на расстоянии в 2-4 км;

^ сходство физико-химических свойств нефтей в различных пластах и одновременно наблюдаемое различие их разных блоках в пределах одного пласта;

отмечаемые в керне и шлифах трещиноватость, катаклаз и "зеркала" скольжения.;

геотермические, гидрохимические и газовые аномалии на нефтегазоносных структурах, свидетельствующие о наличии восходящей внутренней разгрузки флюидов - из нижележащих горизонтов в вышележащие;

^ разные уровни дебитов и обводненности в эксплуатационных скважинах по площади и во времени.

Механизмы трещинообразования исследовались В.И. Белкиным, А.Е. Лукиным (1992), О.М. Гариповым, Ю.П. Желтовым, С.А. Христиановичем. Они отмечают, что в условиях развития разрывных тектонических нарушений может быть развита также вертикальная и диагональная трещиноватость, развивающаяся вследствие многократных фаз тектоно-геодинамических напряжений.

В работах Н.А.Касьяновой, Ю.О Кузьмина, Э.В. Соколовского (1996, 1999) показана связь геодинамических напряжений и вариаций объемов флюидов в связи с геодинамическими напряжениями в земной коре.

Процесс образования и распространения трещин в горных породах исследуется также в рамках гипотез нефтегазообразования. Их формирование связывается с действием давления, которое оказывают на горные породы нефть и газ. Среди них - флюидо-динамическая концепция Б.А. Соколова (1999) геосинергетическая концепция природных углеводородо-генерирующих систем А.Е. Лукина (1999) и геосолитонная концепция. Согласно этим воззрениям, потоки глубинных флюидов активизируют процесс нефтегазообразования в осадочных породах Одновременно они участвуют в формировании промышленных скоплений УВ: являясь мощным теплоносителем и идеальным аккумулятором упругой энергии, они формируют положительные структуры, создают в недрах литологические экраны, цементируют и запечатывают накопившийся объем УВ по латерали по вышеописанным механизмам в зонах развития дизъюнктивных дислокаций (ДД). Особенности же тектонического строения и геодинамическое развитие территории обуславливают распределение по площади дизъюнктивных дислокаций, непрерывность и стабильность их экранирующих свойств.

К сожалению, современные технологии, позволяющие уверенно выявлять и картировать дизъюнктивные дислокации, не в состоянии решить вопрос о том, связаны ли с ними на конкретном объекте разобщающие залежи латеральные флюидоупоры, каналы вертикальной миграции УВ или дизъюнктивные дислокации не играют особой роли в сегодняшнем распределении в пространстве скоплений УВ. Решение этих вопросов возможно на основе анализа промыслово-геологической и геохимической информации.

Таким образом, можно сформулировать основные ВЫВОДЫ.

1. На основе огромного фактического материала геологоразведочных работ нескольких десятилетий и освоения Западной Сибири усилиями многих научных коллективов подготовлена весомая теоретическая база к переосмыслению традиционных представлений о формировании и строении залежей в этом важнейшем нефтегазодобывающем регионе.

2. Природные резервуары и аккумулированные в них залежи имеют более сложное строение, характеризуемое широким развитием средне- и малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, нежели это предполагалось на первых этапах освоения Западно-Сибирского НГБ.

3. На смену представлениям о преимущественной вторичной латеральной миграции формирующей скопления УВ в ранее созданных структурных, литологических и прочих ловушках, приходят идеи растянутой во времени многотактной генерации УВ и, соответственно, поэтапной аккумуляции и деструкции залежей УВ в природных резервуарах.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ВЫЯВЛЕНИЯ И ТРАССИРОВАНИЯ МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ ДИСЛОКАЦИЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВОЕ СТРОЕНИЕ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

Особенности геологического строения Западной Сибири (казавшиеся пологими крупные антиклинальные поднятия, закартированные по данным сейсморазведки 60-70-х годов) способствовали формированию представлений о регионе как стабилизирующейся платформе, с редкой сетью разломов, приуроченных к границам крупных структур

первого порядка.

Методы, позволяющие выявить такие дизъюнктивные дислокации, были разработаны еще в конце 60-х годов на основе комплексного анализа геофизических, геологических, геоморфологических, геохимических и геотермических данных (Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, Ю.Г. Зимин И. Д, 1970).

Однако, признание в последние годы значительной роли мало- и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций как в экранировании скоплений УВ, так и в обеспечении вертикальной миграции флюидов, обусловило необходимость их выделения и картирования. Традиционные методы позволяют лишь наметить генеральные простирания дизъюнктивных дислокаций и наклоны плоскостей сбрасывания, поэтому тут необходим более тонкий метод, которым является сейсморазведка.

Выделение малоамплитудных нарушений глубокими скважинами практически невозможно. Даже, если скважина пересекает плоскость нарушения заметить выпадение отдельных частей разреза или их удвоение крайне сложно. Однако глубокие скважины очень часто дают бесценную информацию о близости дизъюнктивных дислокаций. При анализе кернового материала скважин выявляются трещины и "зеркала" скольжения, фиксируемые при макроописании керна; микронадвиги и микротрещины, проявления катаклаза, отмечаемые в шлифах. 3.1. Основные этапы выявления и трассирования малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций

Первый этап - априорное моделировании и геологическое сопровождение обработки данных сейсморазведки

Компьютерная революция XX века, бурный прогресс прикладной математики и дальнейшее развитие идейной стороны сейсморазведки обусловили появление и широкое внедрение мощных систем обработки данных сейсморазведки 2Б и 3Б, в которых присутствует целый ряд сильнодействующих процедур (таких, например, как деконволюция), оказывающих существенное влияние на окончательный облик результатов сейсмической обработки. Внутриметодный контроль качества обработки далеко не всегда оказывается эффективным. Такие процедуры необходимо применять при геологическом контроле получаемого результата и прохождением так называемых специальных точек выделенных на стадии априорного моделирования. (В.С. Славкин, 1999). Под "специальными" точками понимаются такие особенности геологического строения разреза, достоверно доказанные бурением и ГИС, адекватное отображение которых в сейсмических материалах обеспечивает доверие к интерпретации и других элементов волнового поля. Такими точками могут быть палеорусла, отображающиеся на временном разрезе в виде русловой сейсмофации, замещение и выклинивание пласта, фиксируемые как прекращение прослеживания отражающего горизонта (ОГ), тождественность рельефа ОГ и рельефа кровли пласта, установленного по данным глубокого бурения.

Нередко применение процедур обработки способствующих решению общих задач (например, корреляции) затрудняет выделение малоамплитудных и безаплитудных дизъюнктивных дислокаций. Задача геолога наметить в рамках априорной модели изучаемого объекта предполагаемые участки и зоны развития дизъюнктивных дислокаций и сконцентрировать внимание специалиста в области обработки и интерпретации сейсмических данных таким образом, чтобы особенности волнового поля, связанные с дизъюнктивными дислокациями не затушевывались, а подчеркивались.

Второй этап - выделение малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций по данным сейсморазведки и бурения.

На участках, где на этапе априорного моделирования на основе анализа данных глубокого бурения были намечены экраны, разобщающие флюидодинамические системы, определяются сейсмические признаки малоамплитудных нарушений. Для выделения и последующего трассирования дизъюнктивных дислокаций по временным разрезам ОГТ используются кинематические и динамические признаки изменения ОГ.

Наиболее четким кинематическим признаком нарушения является смещение осей синфазности во времени. В идеальном случае наблюдается очевидный сдвиг в подбажаженовской, баженовской и надбаженовской частях разреза. Однако это возможно при амплитуде сдвига не менее 15 м. Такие разломы присутствуют, но амплитуды большинства дизъюнктивных дислокаций гораздо меньше.

Одним из признаков тектонических нарушений являются дифрагированные волны, формирующиеся на краевых частях уступа. При оптимизированной обработке сейсморазведочных данных они, как правило, устраняются, однако появление их в некоторых случаях служит дополнительным критерием.

Большинство дизъюнктивных дислокаций (в том числе мало- и безамплитудные) выделяются по косвенным признакам, которые, однако, при большом объеме экспериментального материала (обрабатываются сотни и тысячи пог. км сейсморазведки) являются вполне достоверными. Среди таких признаков - разрыв первой производной функции 10(х), приуроченной к резким изгибам осей синфазности коррелируемых ОГ, когда оси как бы сформированы из прямолинейных участков, имея вид ломанной линии.

Важными динамическими признаками нарушений на временных разрезах являются разрывы в корреляции осей синфакзности, зоны интерференции волн, затухание амплитуд, изменение частоты записи. Это связано с наличием зоны дезинтеграции на участке ДД. Изменчивость отложений в разных блоках обуславливает возможность выделения дизъюнктивных дислокаций по разнице облика волновых пакетов по обе стороны от дизъюнктивной дислокации.

Для более строгой оценки динамических признаков на временном разрезе используют псевдоаккустические преобразования временных разрезов, по которым можно оценить изменения интенсивности коэффициентов отражения (ЭКО-разрезы) или псевдоакустических жесткостей (разрезы ПАЖ), т.е. обнаружить и оценить резкую смену физических свойств в пласте.

Третий этап- трассирование дизъюнктивных дислокаций.

Трассирование осуществляется на основе прослеживания дизъюнктивных дислокаций по временным разрезам от профиля к профилю, с привлечением представлений об их генезисе, господствующих и подчиненных простираниях, а также дополнительных материалов, например, аэрокосмического дешифрирования, результатов грави- или магнитосъемки, морфометрии и т.д. (Гурари Ф.Г, Микуленко К.И., Старосельцев В.С. и др., 1970, Мавлютов Ш.Ш, 1988, Бембев А.В и др., 2001)

Основываясь на представлениях о штамповой природе большинства поднятий Западно-Сибирской плиты, трассирование разломов проводится в соответствии с простиранием структурных форм. Соединяются разломы, ограничивающие блоки, нарушающие один и тот же склон поднятия или впадины.

Четвертый этап - построение структурных карт природных резервуаров в дизъюнктивно-блоковом варианте.

3.2. Структурно-морфологические модели.

Защищаемый автором подход разрабатывался и формировался в процессе исследований многих месторождений Западной Сибири. Описываемые в работе Восточно-Перевальное, Новопокурское, Выинтойское, Кустовое и Восточно-Придорожное месторождения приурочены к локальным поднятиям, сформированным в результате штамповых (вертикальных) движений блоков фундамента. Особенности их разведки и разработки, а также широкий комплекс полевых исследований позволили автору достаточно полно и детально продемонстрировать вышеописанные методические приемы.

В представленных структурно-морфологических моделях много общего. Прежде всего, это развитие большого количества малоамплитудных разрывных тектонических нарушений. Тектонические нарушения носят как "сквозной" характер, т. е. затрагивают всю исследуемую толщу от верхнеюрских отложений до кровли неокома, так и затухают снизу вверх. Дизъюнктивные дислокации имеют тождественные региональным постирания, контролируемые субортогональными системами (главным образом, северо-восток - северо-западной и в меньшей степени субширотно-субмеридиональной).

Рельеф кровли продуктивных пластов является более дифференцированным, чем это представлялось по данным сейсморазведки ранних лет. Результаты детального разведочного и, главным образом, эксплуатационного бурения не подтверждают упрощенные полого-анликлинальные модели, а свидетельствуют о блоковом, сложнорасчлененном рельефе продуктивных пластов. Картируемые прежде по данным сейсморазведки плавные формы рельефа обусловлены во многом технологиями полевых работ и обработки сейсморазведки.

ВЫВОДЫ

1. Разработан комплекс методических приемов, позволяющий восстановить структуру и морфологию продуктивных горизонтов, основанный на интегрированной интерпретации геолого-геофизической информации, заключающийся в:

• априорном моделировании и геологическом сопровождении обработки данных сейсморазведки с целью восстановления структурного плана непосредственно продуктивных пластов;

• выделении дизъюнктивных дислокаций по данным сейсморазведки и бурения;

• трассировании дизъюнктивных дислокаций;

• построении структурных карт природных резервуаров в дизъюнктивно-блоковом варианте.

2. В результате применения описанного выше подхода получена принципиально новая информация о строении природных резервуаров:

• рельеф изучаемых горизонтов верхней юры и неокома дифференцирован гораздо сильнее, чем это предполагалось ранее;

• природные резервуары разбиты многочисленными малоамплитудными и безамплитудными дизъюнктивными дислокациями, разделяющих их на отдельные блоки.

Такие представления о структуре и морфологии природных резервуаров находятся в полном соответствии с данными эксплуатационного бурения на хорошо изученных участках Западно-Сибирского НГБ.

ГЛАВА 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В СВЕТЕ НОВЫХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВОМ СТРОЕНИИ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

4.1. В основе моделирования залежей нефти лежат представления о сложной структуре верхнеюрских и шельфовых нижнемеловых природных резервуаров, характеризующихся дизъюнктивно-блоковым строением с широким развитием малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, которые могут быть как каналами миграции УВ, так и флюидоупорами. Это обуславливает комплекс задач, которые должны быть разрешены в процессе моделирования:

- оценка роли дизъюнктивных дислокаций как экранов или пропускающих каналов;

- выявление особенностей размещения скоплений УВ в пространстве;

- создание геометрических моделей залежей.

Моделирование залежей условно разделяется на три стадии. Результатом первой стадии является литолого-стратиграфическая модель исследуемых резервуаров (корреляция, определение объема природных резервуаров, типизация коллекторов и разрезов).

На второй стадии создается карта распространения типов разреза и структурно-морфологическая модель.

Третья стадия представляет собой интеграцию и увязку промыслово-геологических данных и результатов структурных построений с учетом фациальной изменчивости коллекторов.

На структурные карты по кровле продуктивных отложений (подошвы верхнего флюидоупора) выносятся выявленные литологические и стратиграфические экраны (если таковые имеются). В результате создаются предварительные представления о контурах ловушек УВ.

Из имеющегося набора структурных форм, доказанных (литологических и стратиграфических) и потенциальных (тектонических) экранов создается конструкция ловушек, "обеспечивающая" нормальное распределение пластовых флюидов в природном резервуаре. Именно в процессе создания моделей залежей на основе анализа геолого-промысловой и эксплуатационной информации решается вопрос об экранирующих или проводящих свойствах тех или иных дизъюнктивных дислокаций.

В случае, когда набор положительных структурных форм, литологических, стратиграфических и потенциальных тектонических экранов не создает систему ловушек, объясняющих реальное распределение пластовых флюидов, необходимо возвращаться, прежде всего, к структурным построениям - переинтерпретации, а иногда и переобработке сейсмических материалов.

Рассмотрим применение вышеописанного подхода на Новопокурском месторождении.

Модель строения залежей в верхнеюрском продуктивном пласте Ю/, принятая при подсчете запасов и положенная в основу разработки, предполагала что они, так же как и многие другие залежи верхнеюрско-нижнемелового комплекса Западно-Сибирского НГБ, контролируются пологими антиклинальными структурами. В пределах месторождения выделялось несколько куполов (Новопокурский, Покурский, Киняминский и т.д поднятия), в сводовых частях которых были оконтурены залежи. В своде собственно Новопокуского поднятия выделялась самая крупная залежь (площадь нефтеносности превышала 60 км2), где и было размещено эксплуатационное бурение. Перепад абсолютных отметок ВНК в залежах составлял от 8 до 21м.

Данные детального эксплуатационного бурения позволили установить гораздо более сложное строение пласта Ю11 и аккумулированных в нем залежей. Крупного антиклинального поднятия амплитудой 20 м, закартированного на стадии подсчета запасов, не существует. Рельеф кровли пласта Ю11 сильно дифференцирован, при этом ширина достаточно контрастных (до 30 м) структурных форм нередко меньше одного километра. Некоторые скважины, пробуренные в чистонефтяных полях категории Сь дают высокий процент воды или "сухие", тогда как другие скважины, пробуренные на крыльях и переклиналях оказались нефтяными.

Оптимизированная обработка данных сейсморазведки позволила получить высокоразрешенные временные разрезы и различные их трансформации (рис. 1).

Одним из их достоинств является наличие ОГ, приуроченного непосредственно к кровле продуктивного пласта ЮД Волновая картина (структура ОГ, динамическая выраженность отражений и т.д) показывают высокую степень корреляции с особенностями геологического строения, установленных по данным глубокого бурения, подтверждая сложное строение природных резервуаров верхней юры, связанное как с наличием крупных, средних и мелких положительных и отрицательных структурных форм, так и, главным образом, широким развитием дизъюнктивных дислокаций.

Выявленные и прослеженные по территории исследования нарушения образуют сложную систему, доминирующими в которой являются нарушения простирания СЗ-ЮВ и ЮЗ-СВ, совпадающие с простиранием региональных разломов фундамента, выделенных В.С.Сурковым и др. (1998).

По данным эксплуатационного бурения установлена резкая литологическая изменчивость пласта Ю11. Однако по результатам картирования типов разреза по данным сейсморазведки зоны отсутствия коллекторов имеют локальный характер, осложняя строение залежей и не формируя при этом латерально выдержанных флюидоупоров. Поэтому превращение казавшихся едиными залежей в ассоциацию относительно более мелких залежей может быть объяснено только наличием экранов, связанных с дизъюнктивными дислокациями с описанным выше нетрадиционным механизмом экранирования.

Совмещение геолого-промысловой информации и структурной модели позволило оконтурить 8 залежей, модели которых имеют принципиальные отличия от выполненных ранее. Суммарная площадь нефтяных полей мало изменилась, однако все залежи являются тектонически экранированными и существенная часть запасов (чистонефтяные зоны) сосредоточена на склонах крупного Новопокурского поднятия. Кроме того, на изучаемой площади выделены несколько перспективных объектов.

Дальнейшее разведочное и эксплуатационное бурение на Новопокурском месторождении позволило уточить и дополнить существующие представления о его геологическом строении. Сегодня на месторождении с учетом предложенной автором дизъюнктивно-блоковой модели пробурены 3 разведочные и 19 эксплуатационных скважин и все они подтвердили модель залежи. Подтверждаемость наличия залежей 100%. Все скважины, прогнозируемые в ЧНЗ, вскрыли целиком нефтенасыщеный пласт (14 скважин). Аналогичные результаты были получены и на других месторождениях.

4.2. Новые модели залежей нефти коренным образом отличаются от традиционных "антиклинальных" моделей. В связи этим при создании геометрических моделей немалое значение имеет проведение исследований по дополнению доказательной базы новой концепции дизъюнктивно-блокового строении природных резервуаров, главным образом в направлении теоретического обоснования особенностей формирования залежей УВ в исследуемых отложениях, обуславливающих их размещение.

4.2.1. На Восточно-Перевальном месторождении была доказана неправомерность выделения единых крупных залежей, приуроченных к сводам антиклинальных поднятий. Показано, что структурный стиль природных резервуаров формируется системой дизъюнктивных дислокаций, контролирующих скопления УВ.

На этом месторождении с целью выяснения влияния дизъюнктивных дислокаций на формирование и строение залежей были проведены исследования нефтей методом газовой хроматографии и их корреляции по принципу "отпечатков пальцев" (М.В. Дахнова, 1999), основанные на анализе вариаций в составе резервуарных флюидов. Как правило, в едином резервуаре нефти однородны по УВ составу. Нефти же разных резервуаров, обычно, имеют систематические различия в составе, определяемом на молекулярном уровне. Были изучены нефти пластов АС9 и БС1 и ачимовской толщи из разных блоков западного и восточного куполов Восточно-Перевального месторождения.

Проведенные исследования дали совершенно неожиданные результаты. Все нефти пласта АС9 и нефть пласта БС1 из скв. 61 оказались тождественны по конфигурации "звезд". Они были отнесены к I типу. Нефть пласта БС1 из скв. 63 отличается по форме "звездной" диаграммы и была отнесена ко II типу. Нефть из ачимовских отложений выделена в III тип, при этом ее отличие от нефтей I типа более существенно, чем от нефтей II типа, полученных из скв. 63.

Таким образом, исследования показали тождественность нефтей не только в разных блоках западного купола месторождения (что можно было бы объяснить сообщаемостью этих блоков), но и в заведомо разных резервуарах - в разных куполах (АС9 западного и восточного куполов) и разных пластах (все нефти пласта АС9 и нефть пласта БС1 из скв.61) месторождения.

Скважина 63 находится в юго-восточном блоке восточного купола месторождения, отделенного от северозападного, в пределах которого расположена скв. 61, серией разломов, уверенно трассируемых по данным сейсморазведки. Различие нефтей в пласте БС1 в этих скважинах может служить доказательством наличия экрана, разделяющего их и препятствующего перемешиванию флюидов из разных участков пласта БС1.

Переходя к анализу причин идентичности всех нефтей пласта АС9 и пласта БС1 из скв.61 следует признать, что они не связаны с современным взаимоотношением резервуаров (их сообщаемостью или разобщенностью), из которых отобраны эти нефти. Вероятно, залежи пласта АС9 являются вторичными и образовались за счет расформирования более глубокозалегающего палеоскопления нефти, разрушенного в результате неотектонических подвижек (а не в процессе аккумуляции рассеянных углеводородов, на путях миграции которых и возникают тонкие различия, фиксируемые в составе флюидов из разобщенных резервуаров).

В рассматриваемом случае источником углеводородных скоплений в пласте АС9 могла служить единая и однородная по составу нефтей палеозалежь в пласте БСь охватывающая западный и восточный куполы месторождения.Перемещение флюидов по хорошо проницаемым зонам дезинтеграции, вероятно, не сопровождалось заметными изменениями их состава, т. е. в разные участки пласта АС9 поступали одинаковые по составу нефти. Поэтому для рассматриваемого объекта (АС9) однотипность "звезд" не может служить основанием для заключения о сообщаемости или разобщенности разных участков пласта.

Предполагаемая модель формирования залежей косвенно подтверждается тем, что все нефти пласта АС9 обогащены относительно низкомолекулярными компонентами по сравнению с нефтями пласта БСЬ Модели не противоречит и то обстоятельство, что на западном куполе, значительно более раздробленном по сравнению с восточным, нефтяные скопления в пласте БС1 отсутствуют.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о наличии прямых геохимических доказательств как гипотезы вертикальной миграции УВ по зонам дезинтеграции, связанным с малоамплитудными дизъюнктивными дислокациями, так и об экранирующей роли некоторых из них.

4.2.2. Детальное сопоставление сеток дизъюнктивных дислокаций на многих месторождений Западной Сибири с анализом установленных (сегодняшних) значений коэффициентов нефтенасыщенности в нетронутых разработкой резервуарах позволяет предположить, что большинство залежей находится сегодня в стадии формирования или расформирования, и наблюдаемое нами распределение нефти в разрезе и по площади является не более чем сегодняшней фотографией результата этого процесса.

В пределах тектонически относительно спокойных элементов степень этих преобразований может быть не столь велика, когда же речь идет об активных зонах сочленения крупных тектонических элементов, масштабы этого явления неизмеримо растут.

Выинтойское месторождение нефти первоначально представляло несомненный интерес для организации его эффективной разработки. В соответствие с принятыми моделями крупные антиклинальные залежи нефти здесь аккумулируются в шельфовых пластах (Ю1 и БВ4:) и в отложениях клиноформного неокома.

Однако пробная эксплуатация Выинтойского месторождения дала весьма обескураживающие и неожиданные результаты. Пробуренные якобы в чистонефтяной зоне категории запасов С1 4 скважины, 3 из которых - в 500 м от наиболее высокой продуктивной скв. 165, вскрыли пласт на тех же гипсометрических отметках, однако по всему набору природных резервуаров оказались либо обводнены, либо "сухими".

Полученные результаты никак не могли быть объяснены в рамках антиклинальной теории, что заставило искать иное теоретическое обоснование для оконтуривания залежей. Таким обоснованием стала концепция дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров и динамическая модель поэтапной аккумуляции и деструкции залежей УВ, разрабатываемой в последние годы Н.А. Еременко, Б.А. Соколовым, В.С. Славкиным.

В соответствии с этим, механизм формирования залежей Выинтойского месторождения представляется следующим образом.

На первом этапе, в природных резервуарах Выинтойской площади существовала обширная тектонически нарушенная палеозалежь (рис. 2).

На втором этапе, в результате активизации разломов А и Б произошло разрушение центральной части палеозалежи. При этом нефть сохранилась в блоке 1, а блоки 2 и 3 обводнились. Остатки палеозалежи в приподнятом блоке встречены в скв.165. Такие разломы, как А и Б, в западной литературе обычно именуются "разломами-убийцами". Наличие нефтяных залежей на крыльях поднятия, доказанные скв. 157, 182, 195, 168, свидетельствует о том, что некоторая часть разломов (на рисунке это разломы 1 и 2) сохранили экранирующие свойства и выступили в качестве "разломов-защитников", обеспечив тектоническое экранирование краевых скоплений УВ.

Полную разрушенность залежей в центральной части Выинтойского поднятия, по-видимому, можно связать с его приуроченностью к тектонически активной зоне сочленения 3-х крупных тектонических элементов 1-го порядка. Большая часть площади располагается в пределах северной периклинали Нижневартовского свода, который с севера и востока окаймляется Анакапурским мегапрогибом, а с запада граничит с Северо-Сургутской моноклиналью.

В рамках моделирования залежей Выинтойского месторождения был проведен анализ геодинамического развития территории, что позволило оценить время перестроек структурного плана, активизации разломов разных направлений и, следовательно, аккумуляции и деструкции залежей.

История тектонического развития реконструировалась с использованием серии палеоструктурных карт, сгруппированных в виде классического изопахического треугольника. Из анализа карт временных мощностей следует, что наиболее благоприятные условия для аккумуляции и консервации УВ имеют место в пределах более погруженных зон Выинтойского участка, активизация которых в послекампанское время (2-ой этап) была наименьшей. Руководствуясь изложенными принципами, была построена карта размещения залежей и перспективных объектов.

Разумеется, что карта является синтезом выполненных по сейсморазведке 2Б и 3Б структурных построений и прогноза типов разреза по данным СВАН, но главное в ней - это реализация идеи разрушенности залежей в наиболее приподнятой центральной части поднятия и сохранения залежей в пределах менее нарушенных склонов.

Авторская модель уже сегодня проверена бурением скв.300, давшей промышленный приток чистой нефти из пласта Ю11. И это первая удачная скважина после четырех неудач.

Чем же отличается Выинтойское месторождение от других сложноосваеваемых объектов? Оно отличается только тем, что разрушенность центральной части поднятия была замаскирована положительными результатами бурения скв.165. Впечатление о хорошем результате на своде поднятия позволило выйти на его фланги и сегодня это месторождение может с той или иной степенью успешности разрабатываться. А если скв.165 была бы заложена в 500 м к востоку, западу или югу от ее теперешнего положения? Она дала бы отрицательный результат и с площади ушли бы может быть навсегда. Опыт разведки и освоения Выинтойского месторождения показывает, что необходимо провести ревизию локальных объектов, выведенных из бурения с отрицательными результатами по неудачным сводовым скважинам.

ВЫВОДЫ.

1. Залежи нефти в верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуарах, представлявшиеся на стадии их открытия и разведки антиклинальными пластово-сводовыми, являются ассоциациями более мелких скоплений, контролируемых ловушками с элементами тектонического экранирования.

2. Дизъюнктивные дислокации в различные периоды геологической истории и на разных своих участках могут быть как флюидопроводящими, так и флюидодинамическими экранами, обуславливая непрерывность и обратимость процессов аккумуляции и деструкции залежей.

3. Высокая тектоническая активность и рост локальных поднятий на поздних стадиях развития осадочного чехла обуславливает разрушение УВ скоплений в сводах локальных поднятий, однако реальные и весьма ценные скопления УВ с большой степенью вероятности сохраняются в тектонически экранированных ловушках на склонах и периклиналях поднятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В процессе работы были получены следующие результаты.

1. Выполнен анализ основных проблем разведки и разработки нефтяных залежей. Показано, что месторождения Широтного Приобья имеют гораздо более сложную структуру, чем предполагалось ранее, обусловленную дизъюнктивно-блоковым строением природных резервуаров.

2. В процессе работы был разработан комплекс методических приемов, позволяющий выявить элементы дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и неокомских природных резервуаров. Опробование этой методики на многих месторождениях Западной Сибири показало ее высокую эффективность, определенную по данным последующего бурения 38 скважин.

3. Обосновано нетрадиционное в рамках антиклинальной теории распределение по площади залежей нефти, связанное с ключевой ролью в формировании и расформировании залежей дизъюнктивных дислокаций, которые в различные периоды геологической истории и на разных своих участках могут быть как флюидопроводящими и служить каналами миграции, так и флюидодинамическими экранами (по нетрадиционным механизмам экранирования). Значительная часть скоплений УВ сосредоточена не в своде, а на склонах и периклинальных окончаниях поднятий в тектонически экранированных ловушках.

4. Изучение геологического строения и геодинамического развития региона позволяет рассматривать модели нефтяных залежей, контролируемых ловушками с элементами тектонического экранирования как типовые для

верхнеюрских и неокомских природных резервуарах Широтного Приобья.

5. Представления о том, что значительная доля запасов УВ аккумулируется в тектонически экранированных ловушках обосновывают необходимость работ не только на сводах антиклинальных поднятий. Поскольку тектонически экранированные залежи с большой степенью вероятности могут быть приурочены к казавшимся бесперспективным склонам и моноклиналям. В связи с этим неудачи первых поисковых скважин в своде поднятия не могут являться основанием для вывода объекта из геологоразведочного процесса. Обводненность сводовых скважин не означает бесперспективность участка, а свидетельствует о более сложном размещении залежей.

6. При размещении сеток эксплуатационных скважин и проектировании систем разработки залежей необходимо учитывать конфигурации блоков:

В работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс методических приемов, позволяющий установить и закартировать элементы дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров, основанный на интегрированной интерпретации геолого-геофизической информации и предусматривающей использование системы служебных моделей, обеспечивающих реализацию процесса моделирования природных резервуаров в итерационном режиме и с сильными обратными связями.

2. Природные резервуары верхней юры и неокома имеют сложное блоковое строение, характеризуемое достаточно контрастными положительными и отрицательными структурными формами, ограниченными мало- и безамплитудными дизъюнктивными дислокациями.

3. Все исследованные в работе залежи нефти, представлявшиеся едиными флюидодинамическими системами на стадии их разведки, аккумулированными в пределах крупных антиклинальных поднятий, на самом деле оказались ассоциациями относительно более мелких самостоятельных скоплений УВ, приуроченных к ловушкам с элементами тектонического экранирования. Количество обработанного и исследованного материала таково, что позволяет высказать предположение об универсальности этой ситуации, по крайней мере для месторождений Широтного Приобья Западно-Сибирского НГБ.

4. Дизъюнктивно-блоковое строение природных резервуаров и связанные с ним особенности формирования и деструкции залежей обуславливают то, что в наиболее приподнятых частях антиклинальных поднятий залежи нередко оказываются разрушенными, в то врем как реальные и весьма ценные скопления УВ аккумулируются в тектонически экранированных ловушках на склонах и периклиналях поднятий. В связи с чем неудачи первой скважины своде поднятия не должно служить основанием для вывода объекта из геологоразведочного процесса.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах.

1. Дизъюнктивно-блоковое строение верхнеюрских природных резервуаров Широтного Приобья (на примере Новопокурского месторождения). // Материалы третьей международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М.: МГУ, 1999 г, с. 223-225.

2. Выделение и оценка перспективных объектов в клиноформных толщах неокома Западной Сибири по комплексу данных сейсморазведки и ГИС. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001 г. -№9. - с. 11-16 (соавторы: Д.Н. Крылов, Е.В. Чемагина, М.П. Голованова).

3. Оптимизация обработки данных сейсморазведки МОГТ для изучения структуры верхнеюрских продуктивных отложений Западной Сибири. // Геофизика, 2000 г. -№1. с. 25-27 (соавторы: В.С. Славкин, Е.А. Копилевич, В.Е. Зиньковский, Т.А. Рябцева).

4. Оценка влияния малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций на аккумуляцию и деструкцию скоплений УВ на основе анализа нефтей Восточно-Перевального месторождения (Западно-Сибирский НГБ). // Материалы пятой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М.: МГУ, 2001 г, с. 407-410 (соавторы: Е.С. Назарова).

5. Принципы выделения малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций в платформенном чехле ЗападноСибирского НГБ). // Материалы четвертой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М.: МГУ, 2000 г, с. 280-283.

6. Учет дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров - важнейший резерв повышения эффективности освоения нефтяных ресурсов Западно-Сибирского НГБ. // Геология нефти и газа, 2001 г. № 4, с. 40-46 (соавторы: В.С. Славкин, Н.С. Шик).

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Сапрыкина, Анна Юрьевна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РАЙОНА

ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ.

1.1. Стратиграфия

1.1.1. Литолого-стратиграфический разрез района Широтного Приобья.

1.1.2. Литолого-стратиграфические особенности верхнеюрских и неокомских отложений.

- верхеюрские отложения.

- неокомские отложения.

1.2. Тектоника.

1.2.1. Основные структурные элементы.

1.2.2. История тектонического развития.

ГЛАВА 2. РАЗВИТИЕ МОДЕЛЬНЫХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ

СТРОЕНИИ И ФОРМИРОВАНИИ ТИПИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ВЫЯВЛЕНИЯ И ТРАССИРОВАНИЯ

МАЛО АМПЛИТУДНЫХ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ ДИСЛОКАЦИЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВОЕ СТРОЕНИЕ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

3.1. Основные этапы выявления и трассирования малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций:

- первый этап.

- второй этап.

- третий этап.

- четвертый этап.

3.2. Структурно-морфологические модели.

- анализ структурно-морфологических моделей изучаемых месторождений.

ГЛАВА 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В СВЕТЕ НОВЫХ

ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ДИЗЪЮНКТИВНО-БЛОКОВ ОМ СТРОЕНИИ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. .117 4.1. Модели залежей в дизъюнктивно-блоковом варианте структурных построений.

4.2. Особенности формирования залежей, определяемые дизъюнктивноблоковым строением природных резервуаров.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья"

Актуальность работы

До последних лет господствовали представления о пликативном строении природных резервуаров в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне (НГБ). Считалось, что залежи углеводородов (УВ) имеют достаточно простое строение и контролируются, главным образом, пологими антиклинальными поднятиями. Именно такие модели положены в основу подсчета запасов и проектирования разработки большинства залежей Широтного Приобья.

Развитие сейсмических технологий обеспечило возможность более детального изучения структурных планов непосредственно продуктивных пластов, выделения и трассирования малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, разрушающих сплошность природных резервуаров в верхнеюрском и неокомском комплексах и разделяющих их на отдельные блоки. Сопоставление новой сейсмической информации с промыслово-геологическими данными на наиболее проблемных объектах позволили установить, что малоамплитудные дизъюнктивные дислокации играют исключительно большую роль как в экранировании скоплений УВ, так и в обеспечении вертикальной миграции флюидов.

Основные задачи исследований

Научная новизна

Реализация результатов исследований и практическое значение работы

Методические рекомендации по построению структурных моделей природных резервуаров и геометрических моделей залежей, а также дальнейшему развитию ГРР и соответствующие результаты в виде схем, карт и разрезов, составленных автором и при его непосредственном участии, оперативно передавались и использовались для заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в АО НГК "Славнефть", ОАО "Российской инновационной топливно-энергетической компании" (РИТЭК), ТПП "Когалымнефтегаз" и АООТ "ЛУКойл-Когалымнефтегаз".

Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ОАО "РИТЭК", ЗАО "Моделирование и мониторинг геологических объектов (МиМГО)" им. В. А. Двуреченского, рассматривались на ученых советах Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ), также докладывались на научных конференциях "Новые идеи в геологии нефти и газа".

Фактический материал

Работа содержит 172 страницы текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 69 рисунками. Список использованной литературы насчитывает 115 наименований отечественных и зарубежных авторов. * *

Автор искренне благодарит В.В. Семеновича за неизменное внимание, помощь в организации исследований и благожелательное отношение, выражает особенную благодарность Н.С. Шик за постоянную помощь и оценку получаемых результатов.

Автор благодарит за научные консультации Т.Е. Ермолову в области литологии,

A.A. Гусейнова, К.Б. Волошинова по вопросам флюидодинамики и разработки залежей,

B.Е. Зиньковского, Е.А. Копилевича в области сейсморазведки, а также С.М. Френкеля, В.А. Мусихина и Е. В. Чемагину за ценные советы по интерпретации ГИС и помощи в приобретении навыков работы с различными прикладными компьютерными программами, М.П Голованову за инициативную поддержку, полезные творческие дискуссии и советы, О.В. Джамбинова, В.Н. Колоскова и Г.Н. Бендюкову за помощь в оформлении работы.

I !

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Сапрыкина, Анна Юрьевна

ВЫВОДЫ.

1. Залежи нефти в верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуарах представлявшиеся на стадии их открытия и разведки антиклинальными пластово-сводовыми, являются ассоциациями более мелких скоплений, контролируемых ловушками с элементами тектонического экранирования.

2. Дизъюнктивные дислокации в различные периоды геологической истории и на разных своих участках могут быть как флюидопропускающими, так и флюидодинамическими экранами, обуславливая непрерывность и обратимость процессов аккумуляции и деструкции залежей.

Заключение

В процессе работы получены следующие результаты

2. В процессе работы разработан комплекс методических приемов, позволяющий выявить элементы дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и неокомских природных резервуаров. Апробация этой методики на многих месторождениях Западной Сибири показала ее высокую эффективность, доказанную по данным последующего бурения 38 скважин.

3. Обосновано нетрадиционное в рамках антиклинальной теории распределение залежей нефти, связанное с ключевой ролью в формировании и расформировании залежей дизъюнктивных дислокаций, которые в различные периоды геологической истории и на разных своих участках могут быть как флюидопроводящими и служить каналами миграции, так и флюидодинамическими экранами (по нетрадиционным механизмам экранирования). Значительная часть скоплений УВ сосредоточена не в своде, а на склонах и периклинальных окончаниях поднятий в тектонически экранированных ловушках.

5. Представления о том, что значительная доля запасов УВ аккумулируется в тектонически экранированных ловушках обосновывают необходимость работ не только на сводах антиклинальных поднятий, так как тектонически экранированные ловушки с большой степенью вероятности могут быть приурочены к казавшимся бесперспективным склонам поднятий и моноклиналям. В связи с этим неудача первой скважины в своде поднятия не может являться основанием для вывода объекта из геологоразведочного процесса. Обводненность сводовых скважин не означает бесперспективность участка, а свидетельствует о более сложном размещении залежей.

6. При проектировании сеток эксплуатационных скважин и систем разработки необходимо учитывать конфигурации блоков. нагнетательные и добывающие скважины должны размещаться в пределах одного блока и на некотором удалении от дизъюнктивных дислокаций; применение сложных процедур повышения нефтеотдачи, таких как гидроразрыв должно основываться на комплексном анализе строения продуктивной толщи (соотношение в разрезе водонасыщенных и продуктивных коллекторов и разделяющих их глин) и сетки дизъюнктивных дислокаций.

7. Проведенные автором исследования в рамках современной концепции дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров Западной Сибири дополняют ее доказательную базу, позволяют расширить и уточнить методологические подходы к переосмыслению геологического строения важнейшей группы нефтяных объектов Широтного Приобья - основного нефтедобывающего района страны и свидетельствуют о необходимости изменения парадигмы геологоразведочного процесса.

В работе защищаются следующие положения:

2. Природные резервуары верхней юры и неокома имеют сложное блоковое строение, характеризуемое достаточно контрастными положительными и отрицательными структурными формами, ограниченными малоамплитудными и безамплитудными дизъюнктивными дислокациями.

4. Дизъюнктивно-блоковое строение природных резервуаров и связанные с ним особенности формирования и деструкции залежей обуславливают то, что в наиболее приподнятых частях антиклинальных поднятий залежи нередко оказываются разрушенными, в то врем как реальные и весьма ценные скопления УВ аккумулируются в тектонически экранированных ловушках на склонах и периклиналя поднятий. В связи с чем неудача первой скважины своде поднятия не должна служить основанием для вывода объекта из геологоразведочного процесса.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сапрыкина, Анна Юрьевна, Москва

1. Опубликованная

2. Андрусевич В.Е, Быстриков О.И, Олли И.А. Модель формирования УВ скоплений в мезозойских отложениях Западной Сибири в связи с прогнозом нефтегазоносности / Моделирование нефтегазообразования. Москва: Недра, 1992. С. 80-85.

3. Архипов С.В, Дворак С.В, Сонич В.П., Николаева Е.В. Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта БС)0 Суторминского месторождения // Геология нефти и газа. 1988. - № 1. - С.49-52.

4. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири / Ред. A. JI. Яншин. -Новосибирск, 1988, 13 л.

5. Афанасьев Ю.Т. Система Рифтов Западной Сибири. М.: Наука, 1977, - 101 с.

6. Бакиров A.A. Геологические принципы районирования нефтегазовых территорий / Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. Москва, 1976. С. 16-52.

7. Батурин Ю.Е. Горбатиков В.А. Проблемы разработки и обустройства нефтегазовых месторождений Западной Сибири на новом этапе развития нефтегазового комплекса // Нефть и газ. 1998. - № 4. - с. 41-47.

8. Белозеров В.Б., Даненберг Е.Е. Огарков A.M. Особенности строения васюганской свиты в связи с поиском залежей нефти и газа в ловушках неантиклинального типа (Томская область) // Сб. тр. СНИИГГиМСа. Вып. 275. С. 92-100.

9. Бембель Р. М., Шлезингер А.Е. Геологическая природа сейсмических отражений в осадочном чехле // Известия АН СССР, Сер. Геол. 1990. - № 11. - с. 47-55.

10. Большаков Ю.А. Амербаев H.H. Данилов И.В. Размещение залежей нефти в зонах деструкций и капиллярные явления (на примере Приобско-Хулымской зоны) // Геология и геофизика. 1995. - № 9.

11. Большаков Ю.А. Амербаев H.H. Павлова И.В. Сложно построенные капиллярно-экранированные залежи нефти в юрских отложениях Западной Сибири // Геология и геофизика. 1998.-т.39. - № 3. - С.315-319.

12. Брадучан Ю.В. Нестеров И.И. Соколовский А.П. Стратиграфия мезо-кайнозойских отложений Среднеобской нефтегазоносной области. Москва: Недра, 1968, - с. 1157.

13. Брадучан ЮВ, Ясович Г.С. Районирование юрских и меловых отложений ЗападноСибирской низменности // Материалы по стратиграфии и палеонтологии мезокайнозойских отложений Западной Сибири: ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1970. с. 6171.

14. Брехунцов А.М, Бевзенко Ю.П. Об экономике и технологии поисков нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2000 г. - №3. -с. 58-62.

15. Высоцкий И.В, Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и газоконденсатно-газовых месторождений. Москва: Недра, 1986.

16. Габриэлянц К.А. Классификация неструктурных ловушек нефти и газа // Геология нефти и газа. 1970. - №4. - с. 47-51.

17. Гарипов О.М. Лукин А.Е. Дилатантная микротрещиноватость // сб. Проблемы геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений. Тюмень, 1992. - С. 74-81.

18. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / Под ред. Ермакова В. И, Кирсанова А. Н. М.: Недра, 1995.

19. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности / Под ред. H.H. Ростовцева. Москва: Наука, 1963, 201 с.

20. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности новой нефтяной базы СССР / Ф.Г. Гурари, В.П. Казаринов, Ю.К. Миронов и др. - Новосибирск: СО АН СССР, 1963,201с.

21. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Багаутдинов А. К, Барков С. J1, Белевич Г. К и др. /Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / . ВНИИОЭНГ. - 1996. - Т.2. -352 с.

22. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф. К. Салманов, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. Москва: Недра, 1975, 679 с.

23. Гогоненков Г.Н, Михайлов Ю.А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных осадочных толщ Западной Сибири // Геология нефти и газа. -1983,-№7.-с. 47-56.

24. Гурари Ф.Г. Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла ЗападноСибирской плиты // Труды СНИИГГИМС. Вып. 100. - Новосибирск. -1971.

25. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях Западно-Сибирской низменности // Геология нефти и газа. 1966. - № 2. - с.5-11.

26. Гужновский Л.П, Кузьмина Е.З. Некоторые проблемы развития нефтедобывающей промышленности Западной Сибири // Проблемы нефти и газа. Н.-т. сб. Вып. 26. -Тюмень, 1975.-С. 77-81.

27. Гумерский Х.Х. Мамедов Ю.Г. Шахвердиев А.Х. Российская нефтяная промышленность на пороге нового века: оценки прошлого, настоящего и будущего // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2000. - №7. - с. 22-26.

28. Давыдова Е.А. Методика картирования типов разреза в межскважинном пространстве на основе спектрально-временного анализа данных сейсморазведки. Авт.реф. дисс., НИИгеофизика, 2000 г.

29. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. и др // Тр. СНИИГГИМС. Вып 97. - Новосибирск. -1970. - 193 с.

30. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.

31. Ермаков В.И. Шаля A.A. Особенности строения продуктивных пластов мегионской свиты. Геология нефти и газа. - 1982. - №5. - с. 13-18.

32. Зубков М.Ю, Бондаренко П.М. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования // Геология нефти и газа. 1999. - №11-12. - с. 31-40.

33. Игошкин В.П. Шлезингер А.Е. Неокомские клиноформы Западной Сибири и причины их возникновения // Доклады академии наук СССР. т.312. - 1990. - №5, с.1191-1195.

34. Казаринов А.П. Бенько E.H. Агульник И.М. Тектоника мезо-кайнозойских отложений // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. -Москва: Гостоптехиздат, 1958. с. 184-211.

35. Кале да Г. А. Изменчивость отложений на тектонических структурах. М.: Недра, 1990.

36. Касьянова H.A., Кузьмин Ю.О. Современная аномальная геодинамика недр и ее влияние на объекты нефтегазового комплекса. М: Геоинформарк, 1996.

37. К вопросу о размещении литологических залежей нефти в Среднем Приобье / Биншток М.М. Онищук Т.М. Наумов A.J1. и др. Тюмень, 1977. - С. 47-55.

38. Келер М.Б. Славкин B.C. Шик Н.С. Эффективное освоение ресурсов нефти Западной Сибири в связи с новыми представлениями о строении природных резервуаров // Разведка и охрана недр. 2000. - №6. - с. 2-5.

39. Клещев К.А, Петров В.И, B.C. Шеин. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / ВНИГНИ. М.: Недра, 1995.

40. Ковалевский Г. Л., Бенько E.H., Коротун В.В. О дизъюнктивных дислокациях в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. -1965. №9.

41. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская область): Автореф. дис. . д-ра геол.-минерал, наук: 04.00.17. СПб., 2000. - 43 с.

42. Корж М.В. Палеогеографические критерии нефтеносности юры Западной Сибири. -М.: Наука, 1978.

43. Локальный прогноз залежей нефти и газа в Западной Сибири: Сб. ст. / Под ред. Дмитриева А. Н. Концерн "Тюмень-геология", Зап.-Сиб. н.-и. геол.-развед. нефт. инт. Тюмень : ЗапСибНИГНИ, 1992.

44. Мавлютов Ш.Ш. Предпосылки и возможности использования структурно-геоморфологических методов в Обь-Тазовском междуречье // Применение математических методов и ЭВМ в геологии (межвузовский сборник научных трудов). Тюмень, 1988. - С. 65-76.

45. Мавлютов Ш.Ш. Подсосова JI.JI. Устюжанин В.В. Роль разломной тектоники в строении Западно-Сибирской плиты // Управление поисками и разведкой месторождений нефти и газа. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 102 -111.

46. Материалы по геологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений Сургутского и Нижне-Вартовского нефтегазрносных районов тюменской области / Под. Ред. Г.К. Боярских // Труды. Вып. XIII. Тюмень, 1969.

47. Матишев В, Фукс И. Исчерпаемы ли запасы Западной Сибири? // Нефть России. -1997. №1. - с.41-48.

48. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской провинции // СНИИГГиМС / Сост. Сурков B.C. М.: Недра, 1986.

49. Медведевский Р.П., Мавлютов Ш.Ш. Комлексный анализ данных дистанционных методов в целях локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири // Локальный прогноз нефтеносности Западно-Сибирской геосинеклизы / Под.ред. Шпильмана В.И. 1989.

50. Методика и итоги анализа результатов работ на площадях поискового бурения // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор ВИЭМС. -Москва, 1977.

51. Наумов A.JI, Онищук Т.М, Биншток М.М. об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977, межвуз. темат. сб. Вып. 64, с. 39-46.

52. Нестеров И.И. Из истории освоения Западно-Сибирского гипербассейна // Нефть и газ. 1998. - №4. - с.4-12.

53. Нестеров И.И. Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района. -ЗапСибНИГНИ. 1979.

54. Нестеров И.И. Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр западной Сибири. Тюмень, 1988.

55. Нефтегазоносность морских отложений верхней юры на юго-востоке западной Сибири / Конторович, В.А, Моисеев С.А, Иванов И.А, Рыжкова C.B. // Геология,геофизика и разработка нефтяных месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ. - 2000. -№1.

56. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. / Рудкевич М.Я. Озеранская JI.C. Чистякова Н.Ф. Корнев В.А. Максимов Е.М. Москва: Недра, 1988.-303 с.

57. Новое направление геолого-разведочных работ в Каймысовском нефтегазоносном районе Западной Сибири / Мангазеев В.П, Славкин В.С, Гусейнов А.А, Архипов

58. B.C. // Геология нефти и газа. -1996. №3. - С.5-11.

59. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенным чехле ЗападноСибирской плиты по материалам отраженных волн / Н.В. Умперович, Г.Ф. Багатова,

60. C.Р. Пашутина, Е.В. Семенова// Геология и геофизика. 1966. - №1. - С. 76-83.

61. Оптимизация обработки данных сейсморазведки МОГТ для изучения структуры верхнеюрских продуктивных отложений Западной Сибири / Славкин В.С, Копилевич Е.А, Зиньковский В.Е, Рябцева Т.А, Сапрыкина А.Ю. // Геофизика. -2000.-№1.-С. 25-27.

62. Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири : Сб. науч. тр. / АООТ "Сиб. науч.-исслед. ин-т нефтяной пром-сти". Тюмень: АООТ "СибНИИНП", 1996.

63. Острый Г.Б. Трещиноватые породы мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности // ДАН СССР. т. 162. - 1965. -№2. - С. 411-413.

64. Палеогеоморфология Западной Сибири в фанерозое / Под.ред. Г.С. Ясовича // тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 189. Тюмень,- 1984.-С. 82-91, 101-115.

65. Перерва В.М. Аэрокосмические исследования оптимизации процессов разведки и разработки месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. -1992. №4. -С.16-20.

66. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Систем.-литмол. аспект / Науч. ред. А. А. Трофимук, РАН, Сиб. отд-ние, Объед. ин-т геологии, геофизики и минералогии и др. Новосибирск: СО РАН : Науч.-изд. центр ОИГГМ, 1996.

67. Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр., Тюмен. индустр. ин-т; / Отв.ред. Тетерев И. Г. и др.. Тюмень: ТюмИИ, 1994.

68. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР // Г.А. Габриэлянц, Г.Х Дикенштейн, И.Н. Капустин и др. Мин-во геол. СССР, ВНИГРИ. М.; Недра, 1991.

69. Ростовцев H.H. Западно-Сибирская низменность // Очерки по геологии СССР (по материалам глубокого бурения). Нов.сер, Вып. 96. Ленинград: ВНИГРИ, 1965. том 1. - с. 54-110.

70. Рудкевич М.К Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции. Свердловск: Средне-Уральское книжное издат-во. Вып. 92, 1976.

71. Сапрыкина А.Ю. Принципы выделения мало амплитудных дизъюнктивных дислокаций в платформенном чехле Западно-Сибирского НГБ) // Материалы четвертой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М:МГУ, 2000, с. - 280-283 .

72. Славкин B.C. Геолого-геофизическое изучение нефтеносных продуктивных отложений: Учебное пособие. -М.: МГУ, 1999 г.

73. Славкин В.С, Шик Н.С, Келеер М.Б. Некоторые проблемы отечественной нефтяной геологии в свете кризиса мирового нефтяного рынка. // Материалы третьей международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". -М:МГУ, 1999 г. -с. 246-248.

74. Славкин B.C., Шик Н.С, Сапрыкина А.Ю. Учет дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров важнейший резерв повышения эффективности освоения нефтяных ресурсов Западно-Сибирского НГБ // Геология нефти и газа. -2001 г. № 4. -с.40-46.

75. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтеобразования. М.: ГЕОС, 1999.

76. Стратиграфическая модель неокома Западной Сибири / Гогоненков Г.Н, Михайлов Ю.А и др. Москва: Обзор ВИЭМС, 1989.

77. Структура юрского комплекса севера Широтного Приобья Западной Сибири / Беляев С.Ю. Деев Е.В. Ершов С.С. Зиновьев C.B. // Геология и геофизика. 1999. -№ 9. - с. 40.

78. Структурные и историко-генетические построения при поисках нефти газа. Учебник / Б.А. Соколов, O.K. Баженова, В.А. Егоров и др. -М.: Изд-во МГУ, 1998.

79. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской низменности / Под ред. Ростовцева H.H. Ленинград: Недра, 1978, 158 с.

80. Сурков B.C. Тектоническое районирование мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Советская геология. 1970. -№4. - с. 80-89.

81. Сурцуков Г.В. Теоретическая основа и результаты прогнозирования неантиклинальных ловушек УВ в Среднем Приобье Западной Сибири // Геология, геохимия, геофизика и разработка нефти и газа. -М, 1998.

82. Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири / РАН. Сиб. отд-ние. Объед. ин-т геологии, геофизики и минералогии. Новосибирск : Изд-во СО РАН : НИЦ ОИГГМ, 1997. - 369 с.

83. Хаин В.Е. Соколов Б.А. Современное состояние и дальнейшее развитие учения о нефтегазоносных бассейнах // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. Москва: Недра, 1973, с-94-108.

84. Харахинов В.В. Некоторые проблемы нефтегазовой тектоники на рубеже веков. // Материалы пятой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". 2001. -с. 472-476.

85. Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей нефти Среднего Приобья // ТР. ЗапСибНИГНИ. Вып. 61. - Тюмень, 1972.

86. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. JL: Недра, 1991, 264 с.

87. Ян П.А, Вакуленко А.К. Петрография пород келовей-оксфордских горизонтов коллекторов и флюидоупоров северной части Широтного Приобья // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1998 г. №7. - С. 9-13.

88. Ян П.А. Литолого-фациальные особенности келловей-оксфордских отложений северной части Широтного Приобья // Геология нефти и газа. 1998. - № 8. -С. 19-25.1. Фондовая

89. Балдина Н.А. (Отв. исполн.) Отчет о работах выинтойской сейсморазведочной партии 15/98-99, проведенных методом трехмерной сейсморазведки на Выинтойской площади в полевой сезон 1998-1999 гг. Тюмень 2000.

90. Гидион В.А (Отв. исполн.) Отчет о работах Восточно-Перевальной 15/97-98 сейсморазведочной партии, ОАО Хантымансийскгеофизика, 1999.

91. Информационный отчет. Геологические материалы к тендеру. Выинтойское месторождение. Том. 1, 1998.

92. Манзар Т. Т. (Отв. исполн.). Анализ геолого-геофизических материалов по Восточно-Перевальному месторождению и оценка перспектив нефтегазоносности нижнемеловых и юрских отложений, Книга 1, Сургут, 1998.

93. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Новопокурского месторождения Нижневартовского района Тюменской области по состоянию на 1.12.1986 г., Том 1. Балансовые запасы. Тюмень, 1987.

94. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Кустового месторождения Сургутского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1989 г. Тюмень, 1989.

95. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Восточно-Придорожного месторождения Нижневартовсного Ханты-Мансийского автономного округа района Тюменской области по состоянию на 1.06.1992 г. Тюмень, 1992.

96. Славкин B.C. (Отв. исполн.). Построение геологической модели Восточно-Придорожного месторождения на основе обработки и структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и глубокого бурения. М.: ВНИГНИ, 1995.

97. Славкин B.C. (Отв. исполн.). Построение геологической модели Кустового месторождения на основе обработки и структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и глубокого бурения М.: ВНИГНИ, 1997.

98. Славкин B.C. (Отв. исполн.). Создание адекватной адресной геологической модели Восточно-Перевального месторождения на основе оптимизированной обработки и интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных. -М.:ВНИГНИ, 1999.

99. Славкин B.C. (Отв. исполн.). Создание адекватной адресной геологической модели Выинтойского месторождения на основе оптимизированной обработки и интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных. М.: ООО "ВНИГНИ-2"., 1999.

100. Славкин B.C. (Отв. исполн.). О результатах геолого-разведочнх работ и переоценке запасов по Выинтойскому месторождению. М.: ЗАО "МиМГО", 2001.

101. Славкин B.C. (Отв. исполн.). Мониторинг моделей геологического строения важнейших месторождений и объектов на основе интегрированной структурно-литологической интерпретации геолого-геофизических данных. М.: ВНИГНИ, 2000.

102. Шеин B.C. (Отв. исполн.). Прогноз нефтегазоносности крупных регионов России.1. Иностранная

103. Allen Р.А, Allen J.R. Basin analysis: Principles and applications. Oxford: Blackwell, 1990. 427p. Reprinted 1993.

104. Antonellii M. and A. Audin / Effect of faulting on fluid in porous sandstones petrophysical properties // AAPG Bulletin, 1994, v. 78, p. 355-377.

105. Gibson R.G. Fault Zone Seals in Siliciclastic Stata of the Columbus Basin, Offshore Trinidad // AAPG Bulletin, 1994, v. 78, p. 1372-1385.

106. G. Yielding, J.A. Overland, and G. Byberg. Characterization of Fault zones for Reservoir Modeling. An Example from the Gullfaks field, Northern North Sea // AAPG Bulletin, 1999, v. 83, p.925-951.

107. G. Yielding, B. Freeman, and D.T. Needman. Quantitative Fault Seal Prediction // AAPG Bulletin, 1997, v. 81, p.897-917.

108. Watts N.L. Theoretical aspects of cap-nick and fault seals for single and two phase hydrocarbon columns, Marine and Petroleum Geology. 1987, v. 4, p. 274-307.

Информация о работе

Сапрыкина, Анна Юрьевна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2002
ВАК 25.00.12

Диссертация

Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы