Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья

Скачек, Константин Геннадьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья"

На правах рукописи

ии^450619 Скачек Константин Геннадьевич

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ КОМПЛЕКСОВ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь - 2008

003450619

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете и ТПП «Когалымнефтегаз»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Флаас Александр Сергеевич.

заслуженный геолог РФ, доктор геолого-минералогических наук, профессор Карасева Татьяна Владимировна.

кандидат геолого-минералогических наук Башков Андрей Николаевич.

Горный институт УрО РАН.

Защита состоится 12 ноября 2008 г. в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.188.03 в Пермском государственном техническом университете по адресу:

614990, г. Пермь, ул. Комсомольский проспект, 29, ауд.423б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ. Автореферат разослан 10 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

А.В.Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

В Широтном Приобье, как и в других регионах Западной Сибири, наблюдается постепенное уменьшение промышленных запасов нефти. Это в первую очередь связано с тем, что в основных нефтегазоносных комплексах (нижнемеловых и верхнеюрских), хорошо изученных геолого-геофизическими методами, вероятность обнаружения новых крупных залежей невысока. В связи с этим, в настоящее время актуальной является проблема поиска новых нефтегазоносных комплексов, и обоснование выбора новых перспективных объектов геологоразведочных работ. Проблема может быть решена за счет освоения в Широтном Приобье приконтактной зоны доюрского основания и осадочного чехла. Здесь в частности были открыты нефтегазоконденсатные залежи на Северо-Варьеганском месторождении, получены притоки нефти на северной периклинали Ван-Еганского месторождения и в других районах.

Решению этой актуальной для Широтного Приобья задачи посвящена настоящая диссертационная работа.

Цель работы.

Комплексный анализ и оценка нефтегазоносности верхней части доюрских и нижнеюрских отложений Широтного Приобья для прогнозирования перспективных зон и локальных объектов при постановке приоритетных поисковых работ.

Основные задачи исследований.

1. Анализ данных сейсморазведки МОГТ, гравиразведки и магниторазведки с целью выделения зон разуплотнения в породах верхней части доюрских и нижнеюрских отложений.

2. Изучение литолого-фациальных особенностей нижнеюрских и верхней части доюрских комплексов.

3. Установление структурных, лито-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев зонального прогноза нефтегазоносности.

4. Районирование территории Широтного Приобья по степени перспектив нефтегазоносности доюрских и нижнеюрских литолого-стратиграфических комплексов.

5. Комплексная интерпретация геолого-геофизической и геохимической информации и обоснования выбора перспективных объектов для постановки поисково-разведочных работ.

Научная новизна работы:

- научно обоснованы геолого-геофизические и геохимические критерии для зональной оценки перспектив нефтеносности нижнеюрских и верхней части доюрских отложений;

- впервые выполнено районирование этих отложений по степени перспектив нефтегазоносности;

- впервые выделены наиболее перспективные зоны и поисковые объекты в нижнеюрских комплексах и верхней части доюрского основания.

Фактический материал.

Представленная работа - результат многолетних исследований выполненных автором в ТПП «Когалымнефтегаз». В работе использованы геолого-геофизические, литологические, геохимические и гидрогеологические материалы, в том числе данные по сейсмическим профилям ОГТ (14 тыс. пог. км), гравимагнитной съемки (25 тыс. пог. км), ГИС по скважинам, вскрывшим нижнеюрские и палеозойские отложения(40 скв.), а также аналитические данные по петрофизическим исследованиям и описаниям шлифов(800 обр.).

Защищаемые положения.

1. Комплекс геолого-геофизических критериев, контролирующих зоны разуплотнения в нижнеюрских и верхней части доюрских отложений.

2. Научное обоснование перспектив нефтеносности приконтактовой зоны доюрского основания и нижнеюрских отложений по геолого-геохимическим критериям.

3. Прогнозная оценка нефтеперспективных зон, выделение в них наиболее перспективных поисковых объектов и рекомендации на постановку поисково-разведочного бурения.

Практическая ценность и реалюаиия работы.

Проведенные исследования обосновывают перспективность зоны контакта доюрских и нижнеюрских пород Широтного Приобья и способствуют приросту промышленных запасов углеводородов с целью обеспечения необходимого уровня нефтедобычи.

Основные результаты исследований, связанные с оценкой нефтеносности доюрских и нижнеюрских нефтегазоносных комплексов в Широтном Приобье, успешно внедрены или находятся на стадии внедрения в ТПП «Когалымнефтегаз».

На основании исследований автора рекомендована к бурению наиболее благоприятная для скопления нефти Западно-Котухтинская зона, где получена первая нефть из базальных отложений осадочного чехла.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на различных региональных и международных конференциях: г. С.-Петербург (1997, 2000), г. Казань (1998, 1999, 2000, 2005), г. Октябрьский (1999), г. Уфа (2000), г. Геленджик (2002, 2004, 2005), г. Ханты-Мансийск (2003, 2004, 2006), г. Пермь (2004 - 2007).

Автором опубликовано 56 научных работ, при этом основные результаты диссертации содержатся в 22 работах, в том числе в 7 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав основного текста и заключения. Общий объём работы составляет 150 страниц, включая 55 рисунков и 20 таблиц. Список литературы включает 137 наименований.

Работа выполнена на кафедре геологии нефти и газа Пермского государственного технического университета и в ТПП «Когалымнефтегаз».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Геологическое строение и нефтегазоносность» рассматриваются особенности геологического строения доюрского и нижнеюрского комплексов Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [8,11,15,16,19,22]. Ранее эту тематику в своих многочисленных работах рассматривали В.А.Белозеров, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Ф.Г.Гурари, В.Е.Грабская, В.П.Девятов, О.Г. Жеро, Е.Г.Журавлев, Н.П.Запивалов, А.М.Казаков, Н.П.Кирда, А.Э.Конторович, А.И.Ларичев, И.И.Нестеров, Л.В.Смирнов, В.С.Сурков, Г.И.Тищенко, В.А.Трофимов и др.

Доюрские образования на исследуемой территории представлены протерозойскими, палеозойскими и триасовыми породами.

Протерозой-нижнепалеозойские породы сложены кристаллическими сланцами различного состава, а также базальтами, липаритами, их туфами и интрузиями диабазов. Нижнее- среднепалеозойские образования представлены глинисто-кремнистыми сланцами, аргиллитами с прослоями мраморизованных известняков и доломитов, эффузивами и туфами основного состава. Для среднепалеозойских образований характерен терригенно-карбонатный состав, а верхний палеозой сложен терригенными осадочными породами. В пределах территории исследований фундамент представлен карбонатно-глинистыми и эффузивными фациями среднепалеозойского возраста.

Нижнетриасовый комплекс сложен преимущественно эффузивно-осадочным комплексом.

Стратиграфическое расчленение нижней юры Широтного Приобья основано на представлениях о цикличном характере осадконакопления, отраженном в чередовании толщ преимущественно глинистого и песчано-алевритового состава. Здесь выделяются шесть горизонтов (табл. 1).

Таблица 1.

Схема расчленения нижней юры в районе работ_

-Ярус Подъярус Пачка Подсвита Свита Горизонт

Ааленский Нижний Радомская Верхняя Горелая Лайдинский

Тоарский Нижн.-верхиий Нижняя Надояхский

Нижний Тогурская Нижняя Тогурский

Пдинсбахский Верхний Нижняя Шараповский

- - Ягельная Левинский

Геттангский-плинсбахский - - - Береговая Зимний

Зимний, шараповский и надояхский горизонты в целом представлены преимущественно песчано-алевритовыми образованиями. Соответственно перекрывающие их левинский, тогурский и лайдинский горизонты -существенно-глинистые. Пары горизонтов песчано-алевритового и глинистого состава рассматриваются в качестве отдельных нефтегазоносных комплексов: зимнего, шараповского и надояхского.

Доюрский фундамент характеризуется складчато-блоковым строением, причем плановое положение впадин и положительных форм фундамента

наследуется структурным планом мезозойско-кайнозойского чехла.

Основными структурными формами этого региона являются Сургутский и Нижневартовский своды. Их разделяет Ярсомовский мегапрогиб, раскрывающийся к северу в моноклиналь. Восточную обширную часть территории занимает однокрылая структура первого порядка - Северо-Вартовская моноклиналь. На крайнем северо-востоке территории расположена еще одна структура первого порядка - Западно-Вэнгапурский мегапрогиб. Абсолютные отметки кровли доюрского основания колеблются от -3000 м на Сургутском своде до -3850 м в пределах Западно-Вэнгапурского прогиба. В пределах основных структур выделяются структуры второго порядка типа крупных куполовидных поднятий и валов, осложненных в свою очередь более мелкими локальными формами.

Как показала практика геологоразведочных работ в южных районах Западно-Сибирской НГП (Томская и Новосибирская области), кровельные горизонты доюрского фундамента, представленные выветрелыми карбонатными и терригенно-карбонатными породами, могут являться коллекторами, содержащими промышленные скопления УВ. В этой связи доюрские образования Широтного Приобья, залегающие на доступных для бурения глубинах (3000-3500 м), также представляют большой практический интерес.

Результаты исследований нефтей дезинтегрированной части доюрского основания и нижнеюрских отложений показали, что эти нефти характеризуются средней плотностью — р — 850-870 г/см3, сернистостью - S = 0,5-1,0 %, смолистостью > 7 % при относительно низкой концентрации бензиновых фракций (15-20 %). Установлено, что с глубиной нефти облегчаются за счет снижения содержания серы в среднем от 0.8 до 0.3 %. При этом отметим, что содержание парафина (П) изменяется незначительно, а содержание фракции до 200°С (Fг0°) увеличивается очень сильно, в среднем от 8 до 45%.

Корреляционная связь между р и S описывается следующим уравнением регрессии р = 827,4 + 53,075" при г = 0,68, tp >t,.

Связь между р и П является статистически незначимой, а корреляция между р и F200 значимой.

С помощью пошагового регрессионного анализа было установлено, что р в основном формируется за счёт S и F200 и описывается следующим уравнением регрессии: р- 843,5 + 41,3255 - 0,4923F200 при R = 0,83, Fp /F, = 11.8, р<0,0000.

По групповому углеводородному составу нефти Ханты-Мансийской площади, также как и нефти Нюрольской впадины, имеют нафтенометановый состав. Изучение нефти Северо-Варьеганской площади, которая приурочена к терригенным отложениям, местами угленосным с подчиненным количеством карбонатов, показало, что она резко отличается от Ханты-Мансийской и близка по составу к нефти, полученной из дезинтегрированной зоны контакта кровли палеозойского комплекса осадочных пород нижней юры на Западно-Котухтинской площади в (скв.№150). Отличительной особенностью этой нефти

является высокое содержание низкокипящих компонентов (29,6 - 33,9 %) и парафинов (14,65-17,26 %). Следует отметить, что они имеют много общего с нефтью, притоки которой были получены на Камынской и Медведевской площадях в зоне контакта мезозойского чехла и доюрского основания.

Проведенные исследования показывают, что нефть, приток которой был получен из коры выветривания на Западно-Котухтинской площади, по своему групповому углеводородному составу является метановой. Она характеризуется низкой плотностью, относится к классу малосернистых, малосмолистых, но высоко парафинистых нефтей, содержащих в своем составе повышенные концентрации легко кипящих УВ. Высокие концентрации алканов нормального строения, преобладание пристана над фитаном, низкие значения таких геохимических коэффициентов как пристан/н-гептадекан и фитан/н-октадекан свидетельствуют о высокой степени её катагенетической преобразованности.

На основании полученных результатов исследований состава нефти в приконтактной зоне доюрских отложений прогнозируются легкие, малосернистые, малосмолистые, парафинистые и высоко парафинистые нефти, содержащие в своем составе значительное количество легко кипящих УВ.

Важное значение для формирования залежей УВ имеют нижнеюрские отложения, представленные чередованием глинистых и песчаных горизонтов (см. табл. 1). В благоприятных структурных условиях там, где глинистые горизонты перекрывают зоны дезинтеграции пород фундамента или зоны трещинных коллекторов, образуются ловушки, перспективные для поисков залежей УВ. Из всех рассматриваемых тогурский горизонт имеет наибольшее распространение. Он выполняет роль регионального экрана и основной нефтегазогенерирующей толщи в тогурско-палеозойской нефтегазоносной системе. Среднее содержание Сорг и ХБ«А» в данном горизонте максимальное. В связи с этим весьма благоприятными для поисков залежей углеводородов будут являться наиболее приподнятые дезинтегрированные участки палеозойского фундамента, представленные преимущественно карбонатами, сопряженными с зонами разломов и перекрытые тогурскими аргиллитами.

Во второй главе «Выделение зон разуплотнения пород по геолого-геофизическим данным» изучены зоны разуплотнения по данным бурения, гравиразведки, магниторазведки и сейсморазведки [2,3,9,10].

По данным бурения изучено изменение пористости (Кп), проницаемости (А"пр) и плотности (р) пород по разрезам ряда скважин, вскрывших приконтактные зоны доюрского основания и нижнеюрские отложения (табл.2). На рис. 1 приведено распределение по разрезу скв. 50 значений Кп, Кор от кровли пласта ЮС 1 до забоя скважин.

Отсюда видно, что вниз по разрезу от кровли пласта ЮС 1 до нижней части горелой свиты (интервал глубин - 2970 - 3400 м) значения Кп? закономерно снижаются. Коэффициент пористости уменьшается по следующей статистически значимой зависимости:

Кп = 0,702 - 0,0002Я; г = -0,61.

Характеристики пластов

Таблица 2

Свиты Пласты Глубина, м Кп, отн. ед. Кп?, КГ* мкм2 Рпл, г/см3

ЮС 1 2977.6 ± 2,8 2973,0-2981,6 0.135 ±0,031 0,063-0,159 0,312 ± 1.200 0,010-3,600 2,343 ± 0.080 2,239 - 2,542

ЮС 2 3042.2 ±2,9 3037,4-3047,4 0.114 ±0,058 0,028-0,197 0.715 ±3.215 0,01-12,55 2.395 ±0.138 2,190-2,604

Тюменская 3234.8 ±19.1 3203,1-3274,1 0.081 ±0,033 0,019-0,142 0.045 ± 0,093 0,010-0,600 2,464 ±0.093 2,286-2,669

Горелая 3373.1 ±46,6 3294,6-3427,2 0.082 ± 0.036 0,020-0,158 0,069 ±0,222 0,010-1,800 2,441 ±0,074 2,323-2,661

Доюрское основание 3713.3 ± 174,1 3444,7-3996,2 0.112 ±0,059 0,007-0,362 0,254 ±0,824 0,010-7,600 2.324 ±0.165 1,795-2,618

Примечание: в числителе - среднее значение и стандартное отклонение показателя, в знаменателе - минимальное и максимальное значение показателя.

в •

значения значения

проницаемости пористости

Рис. 1. Распределение Кп и Я'прон пород доюрского основания и нижней юры в скв.50 на Тевлинско- Русскинской площади

Анализ данного уравнения показывает, что увеличение глубин залегания пород на 430 м приводит к уменьшению Кп на 0,086. В табл. 2 приведены основные статистические характеристики пород. Отсюда видно, что в интервале глубин 2977-3373 м средние значения Кп, Ащюн с увеличением глубин снижаются, а средние значения рпл _ увеличиваются. Далее вниз по разрезу наблюдается сильная вариация значений Кп, Кпрон и увеличение средних значений относительно вышезалегающих пород верхней и средней части горелой свиты. Аналогичные закономерности имеются и по другим скважинам, пробуренным в зонах разуплотнения пород на границе доюрского основания и нижнеюрских отложений.

По результатам исследования скважин изучены также соотношения Кп, Кир, р и установлено, что для пластов ЮС 1, ЮС 2, тюменской свиты наблюдаются высокие корреляции между ними. Для низов горелой свиты и доюрского основания эти связи значительно ослабляются, и особенно это относится к соотношениям между КПР и р (табл.3).

Таблица 3

Зависимости коэффициента проницаемости от пористости и плотности

Свита Пласт ■КПР ~/(Кп) Кпр-ЛГр)

ЮС 1 ЯлР=0,0004 eS2Abl Кп, П2=0,74 Л!ф=1,0+21 е21,тр, Я2=0,85

ЮС 2 А-„р=0,0016е4и'и"*п,Д2=0,92 tfnp=3,0+17e17'406/U2=0,91

Тюменская ifnp=0,0056 е18'|4*Яп; д2=0,43 К„р=0,195 - 0,0609/J, ^=0,004

Горелая tfnp=0,0056 ^по=5141,8 е-5'0152р,Л2=ОД1

Доюрское основание К„р=0,008 е16'^4Лп; д2=о,40 А"пр=13280 е-5'(М77р, 0,29

Имеющийся фактический материал по наличию зон повышенной емкости пород на границе доюрского основания и нижней юры послужил основанием для анализа и переинтерпретации данных гравиразведки, магниторазведки и сейсморазведки МОГТ.

Современная интерпретация гравитационных и магнитных аномалий основана на моделировании аномальных потенциальных полей. В результате работ по моделированию плотностных и магнитных характеристик горных пород построены схемы распределения плотности пород по поверхности доюрского и палеозойского фундамента на территории деятельности ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в Широтном Приобье (20413 пог. км по сети 3*3 км).

Работы проводились экспресс-методом, который позволяет по результатам магнитных и гравитационных съемок оценивать намагниченность и плотность горных пород путем решения прямых и обратных задач магнито- и гравиразведки. При этом использовались методы подбора, основанные на степени сходимости наблюденных и модельных потенциальных полей.

С целью прогноза перспективных участков на поиски залежей нефти и газа в верхней части фундамента по данным гравиразведки на эталонном участке Томской области было проведено сопоставление локальных аномалий

гравитационного поля со скважинами, по которым имеется информация об испытаниях доюрского основания. Для скважин с наибольшими дебетами нефти и воды значения локальных аномалий отрицательные и изменяются от -0,1 до -0,43 мГал при среднем значении -0,318 мГал. Отрицательные значения аномалий соответствуют участкам с пониженными значениями плотности разреза, которые являются потенциальными коллекторами. Исходя из этого, зоны локальных аномалий в интервале значений от 0 до -0,5 мГал отнесены к участкам разуплотнения. Следовательно, при прочих благоприятных условиях (повышенное гипсометрическое положение кровли фундамента, наличие глинистой покрышки и т.д.) они являются наиболее перспективными участками для поисков залежей нефти и газа.

Сейсморазведкой МОГТ покрыта практически вся территория Когалымского региона. По данным сейсморазведки построена структурная карта по поверхности доюрского основания без выделения нефтеперспективных зон в базальных отложениях. В связи с этим было необходимо произвести переинтерпретацию данных сейсморазведки МОГТ и кинематическую интерпретацию дополнить динамической.

Интерпретация сейсмических и скважинных материалов по региональным профилям выполнялась в следующей последовательности:

- преобразование разрезов MOB ОГТ в разрезы эффективных коэффициентов отражения - разрезы ЭКО;

- увязка границ ЭКО с литостратиграфическими границами, выделенными по данным ГИС скважин, расположенных на профилях;

- построение сейсмогеологических разрезов юрских отложений и верхней части фундамента с учетом карт аномальных гравитационных и магнитных полей, выделение сейсмолитофациальных комплексов.

Основные юрские отражающие горизонты ЭКО приурочены к глинистым уровням: Б - формируется близ кровли баженовской свиты, Tvs - на границе васюганского и малышевского региональных стратиграфических горизонтов, Tin — в кровле леонтьевского, TU - лайдинского, Ttg - тогурского, Tlv -левинского. К основанию юры приурочен отражающий горизонт Л.

Кровля доюрского основания прослежена по границе в основном с положительным знаком ЭКО и часто является поверхностью резкой смены формы записи. Все построения контролировались разрезами близ расположенных глубоких скважин.

Основное внимание при сейсмофациальном анализе материалов МОГТ обращалось на выделение разуплотненных зон в кровельной части доюрских образований. Зона разуплотнения представляет собой локальную сейсмическую аномалию - локальное затухание сейсмической энергии или локальное и существенное изменение характера сейсмической записи в отношении ее хаотичности и фрагментарности. В качестве причин, вызывающих такие локальные сейсмические аномалии, могут быть:

- повышенная трещиноватость пород в области дизъюнктивных дислокаций;

- наличие коры выветривания по эффузивно-осадочным породам триаса или зоны дезинтеграции по кровельной части пород палеозоя;

- вторичные изменения пород за счет метасоматоза;

- нефтегазонасьиценность объекта.

Можно полагать, что в большинстве случаев природа сейсмических аномалий будет определяться не одним из перечисленных факторов, а их совокупностью. Нефтегазонасьиценность объекта должна приводить к увеличению энергетической контрастности сейсмических аномалий.

Картируемые локальные сейсмические аномалии были разделены на несколько типов:

- развитые в верхней части триасового сейсмокомплекса, при его толщине более 200-300 м, и обусловленные, предположительно, совокупным влиянием трещиноватости и метасоматоза;

- развитые в верхней части триасового сейсмокомплекса и обусловленные, в основном, повышенной трещиноватостыо;

- развитые в верхней части палеозойского сейсмокомплекса, имеющего зону контакта с юрским либо триасовым сейсмокомплексами не менее 100150 м;

- развитые в верхней части палеозойского сейсмокомплекса, отождествляемые с органогенными карбонатами.

Большинство крупных аномалий, картируемых в верхней части доюрских сейсмокомплексов, распространяется на нижнюю часть юрского сейсмокомплекса в качестве единой аномалии, охватывающей палеозойский, триасовый и юрский сейсмокомплексы.

Проверка возможных зон разуплотнения выполнена с вероятностных позиций. Для этого на участке № 14, где 15 скважин вскрыли фундамент (в пяти получен приток флюида - вода или нефть, а 10 оказались сухими), исследован гравитационный показатель - Г, интенсивность сейсмического сигнала - А, когерентность - К, аномалии волнового поля - ВП. По данным показателям были получены аналитические выражения для определения соответствующих вероятностей Р(Г), ДА), Р(К) и ДВП) и с помощью многомерных статистических методов получено уравнение, позволяющее определить вероятность наличия зон разуплотнения с учетом влияния каждого показателя:

р= 1,544 Р(Г) + 0,557 Р{А) + 2,195 Р(К) + 2,139 Р(ВП) - 2,811,

при R - 0,96, Fp/F, = 22,72.

Выполненные расчеты показали, что среднее значение Рзр в районе скважин, где получены притоки флюида, равно 0,70±0,27, где скважины сухие -0,35±0,17. Всё это на вероятностном уровне показывает, что выделенные зоны разуплотнения действительно отображаются в геофизических полях.

В результате проведенных исследований выделено 19 зон разуплотнения, в пределах которых выделяется несколько локальных аномалий. В диссертации приводится детальное описание всех зон. Составлена карта разуплотнения пород в кровельной части фундамента. На исследуемой площади выявлено около 240 прогнозных локальных зон разуплотнения с площадью от одного до 10-12 км2.

В третьей главе «Критерии нефтегазоносности нижней юры и доюрского основания» рассмотрены результаты геологических, геохимических и гидрогеологических исследований [4-6,12-14,17]. Большой вклад в разработку проблемы критериев нефтегазоносности осадочных бассейнов ЗападноСибирской плиты внесли Ф.Г.Гурари, Т.И.Гурова, Ю.Н.Карагодин,

A.Э.Конторович, Н.В.Лопатин, Г.П.Мясникова, В.Д.Наливкин, И.И.Нестеров, Н.Н.Ростовцев, Ф.К.Салманов, Г.П.Сверчков, Б.С.Соколов, А.А.Трофимук,

B.И. Шпильман и др. ученые.

Для обоснования лито-фациальных критериев нефтегазоносности выполнен большой комплекс макро- и микроскопических исследований керна, анализ электрометрических и сейсмических моделей фаций. Палеонтологическими данными установлена их биофациальная характеристика. Контуры развития горизонтов закартированы по материалам глубокого бурения и сейсморазведки с учетом структурных карт по отражающим горизонтам А и Б. Установлено, что в раннеюрское время относительные превышения палеорельефа с учетом поправки на уплотнение пород составляли не менее 1 км. Осадконакопление контролировалось тремя основными крупными единицами палеорельефа: Сургутской и Вартовской горными системами и Ярсомовской межгорной впадиной.

Сургутская система, являлась одним из основных поставщиков обломочного материала: нижнеюрские и большая часть среднеюрских отложений там отсутствуют.

Морские трансгрессии и регрессии обусловили цикличность строения нижнеюрских отложений.

При анализе минералогического состава изученных отложений было выявлено, что терригенные породы нижнеюрских отложений представлены полимиктовыми разностями песчаников и алевролитов, а также аргиллитами алевритистыми в основном гидрослюдистого состава.

В гранулометрическом составе песчаников преобладают мелкозернистые и среднезернистые разности. Почти во всех выделенных горизонтах отмечается примесь гравийного материала, а иногда и прослои гравелитов. Более грубый гравийный материал залегает непосредственно на триасовых или палеозойских отложениях.

Песчаные и глинистые пласты нижнеюрской толщи формировались в морском бассейне в различных батиметрических зонах со слабой динамикой вод, но высокой скоростью осадконакопления, так как песчаники чаще всего имеют массивную текстуру.

Постседиментационные процессы в изученных отложениях получили широкое развитие. По своему влиянию на коллекторские свойства пород их можно разделить на две категории: 1) процессы, ухудшающие емкостно-фильтрационные возможности пород - глинизация, окремнение, карбонатизация, общее уплотнение; 2) улучшающие коллекторские свойства пород - выщелачивание, образование мономинерального цемента с последующим его растворением; процессы тектонического растяжения, инверсионные изменения. Все это вызывает развитие различного вида

инверсионные изменения. Все это вызывает развитие различного вида трещиноватости, усиление флюидо-динамических процессов. Все вторичные процессы находят отражение в литологических и промыслово-геофизических характеристиках пластов. На основании изучения шлифов установлено, что главным процессом, ухудшающим коллекторские свойства, является уплотнение. В пользу данного утверждения могут служить корреляционные связи между открытой пористостью (Кп%), плотностью пород (рп) и глубиной отбора проб (Н), которые имеют следующий вид:

Кп = 97,437 - 0,0257//при г = -0,17, ^ рп = 0,367 + 0,0006Я, при г = 0,53, Средние величины открытой пористости, коэффициенты проницаемости, плотность пород изученных горизонтов приведены в таблице 4.

Таблица 4

Характеристики пород__

Литология Кгь % А"пр. Ю'3мкм2 Рп, г/см2

Аргиллит 1,57 ±0,32 0,023 ±0,01 2,56 ± 0,05

Алевролит 3,03 ±1,43 0,01 ± 0,0003 2,57 ±0,05

Песчаник 9,66 ± 3,29 0,069 ±0,191 2,42 ± 0,06

Отсюда видно, что высокопористых коллекторов в изученных горизонтах почти нет. Однако пористость, определенная по шлифам, позволяет надеяться, что при более тщательном изучении керна скважин, привлечении промыслово-геофизических материалов и данных по физике пласта можно будет картировать зоны промышленных коллекторов.

Геохимическими критериями нефтегазоносности зоны контакта доюрских пород и осадочного чехла являются содержание, микрокомпонентный состав и степень катагенеза ОВ нефтематеринских пород.

Содержания Сорг и ХБ«А» в породах доюрских образований низкие и не превышают, соответственно, 0,04-0,1 % и 0,003-0,019 % на породу. Степень катагенетической превращенности ОВ, напротив, достигает высоких градаций (МК3-АК1), при которых его нефтегазоматеринский потенциал почти полностью реализован в домезозойский этап. Залежи УВ, которые могли сформироваться в палеозое, были разрушены во время герцинской складчатости. Для залежей, сформировавшихся в дезинтегрированных породах доюрского фундамента и базальных коллекторах осадочного чехла, в качестве нефтегазоматеринских могут рассматриваться нижнеюрские отложения.

В этих породах ОВ накапливалось как в концентрированной (КОВ), так в рассеянной (РОВ) формах и представлено гумолитами, сапро-гумолитами и липоидолитами. КОВ встречается в виде пластов и прослоев углей и углистых аргиллитов, толщиной 1-2 м. Однако реализованный нефтематеринский потенциал КОВ пока еще слабо изучен. Преобладающую долю в массе ОВ каждого горизонта составляет РОВ аргиллитов, алевролитов и песчаников. Среднее содержание сапропелевых компонентов в РОВ глин и аргиллитов достигает 60%. Между содержанием Сорг и Бхл для аргиллитов существует тесная корреляционная связь, имеющая следующий вид:

Для аргиллитов и песчаников данная связь отсутствует. Максимальное количество Сорг и Бхл характерно для аргиллитов тогурского горизонта, минимальное - для левинского.

Выполненный анализ показал, что глины и аргиллиты могут являться основными источником жидких и газообразных УВ, образующихся в процессе термодеструкции содержащегося в них РОВ.

Диапазон изменения температур в кровле доюрских отложений составляет 100-125°С. Зона контакта доюрских пород и базальных горизонтов осадочного чехла находится в благоприятных термодинамических условиях, способствующих генерации и сохранению углеводородов.

Породы, залегающие на доюрском основании, находятся в зоне катагенеза, соответствующей условиям, необходимым для генерации жидких УВ нефтяных залежей.

Сочетания песчаных горизонтов с перекрывающими глинистыми горизонтами позволили выделить зимний, шараповский и надояхский нефтегазоносные комплексы. В зонах нефтегазонакопления вместилищами залежей могут служить как дезинтегрированные породы фундамента, так и перекрывающие их песчаники в пределах распространения всего комплекса или одной покрышки.

Нефтегазоматеринский потенциал оценивался средними значениями генерированных и эмигрировавших жидких и газообразных УВ для каждой зоны. Расчёты показали, что наиболее интенсивно процессы нефтегазообразования происходили в породах шараповского горизонта.

Всего в пределах всех зон на рассматриваемой территории в базальных горизонтах чехла генерировано около 11590 млн т жидких УВ и 1892 млрд м3 газообразных УВ, и эмигрировало около 7934 млн т жидких УВ.

При коэффициенте аккумуляции около 10 % ожидаемая оценка начальных суммарных геологических ресурсов для зоны контакта палеозойских и нижнеюрских отложений составит около 800 млн т нефти.

В качестве региональных гидрогеохимических показателей перспектив нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений выделены:

- повышенная фоновая газонасыщенность подземных вод, резко возрастающая вблизи скоплений углеводородов;

- высокое фоновое суммарное содержание гомологов метана;

- повышенное содержание йода в зонах дислокации нефтегазоносных залежей, парагенетически связанного с углеводородами;

наличие геохимической азональности подземных вод,

преимущественно связанной с проявлениями и скоплениями углеводородов;

- гидродинамическая обособленность НТК.

К благоприятным гидрогеологическим условиям формирования и сохранности залежей углеводородов в нижнеюрских нефтегазоносных комплексах относятся также повышенные пластовые давления и высокая минерализация пластовых вод. Резервуар зоны контакта, в котором коллектором, как правило, являются дезинтегрированные породы фундамента и нижнеюрские песчаники, а покрышкой - один из глинистых горизонтов юрских

отложений испытан в 29 скважинах, пробуренных на 19 площадях, юго-восточной части рассматриваемой территории. На двух площадях, при совместном испытании пород фундамента и нижней юры, получены притоки нефти -Западно-Котухтинская (2,0-4,78 м3/сут) и Малоключевская (3,4 м3/сут). На Урьевской площади получены прямые признаки нефти - 0,1-0,2 м3/сут.

Кроме вышеперечисленных, на нефтегазоносность также существенное влияние оказывают рассмотренные ранее структурные критерии. Все вышеизложенное позволяет считать, что благоприятными для поисков залежей УВ являются выступы доюрского фундамента, представленные трещиноватыми, выветрелыми карбонатными и терригенно-карбонатными породами, обладающие хорошими коллекторскими свойствами, которые в прошлом являлись областями сноса и, следовательно, находились в зоне интенсивного выветривания. Такие коллектора оказавшиеся на сводах поднятий будут весьма перспективными ловушками УВ в случаях перекрытия глинистыми юрскими отложениями с высокими содержаниями органического вещества, выполняющими одновременно роль экранов и нефтегазопроизводящих толщ. Из глинистых горизонтов нижней юры тогурский имеет наибольшее распространение и обогащен ОВ. Он является региональным экраном и основной нефтегазогенерирующей толщей в нижнеюрско-палеозойской нефтегазоносной системе. Наиболее благоприятными для поисков залежей углеводородов (по аналогии с Рогожниковским месторождением) являются контрастные выступы фундамента, с обширными зонами дезинтеграции, дренирующие две или три нефтегазоматеринские толщи.

В четвёртой главе «Прогноз перспективных зон и поисковых объектов в приконтактной зоне доюрского фундамента и нижнеюрских отложений» представлена количественная оценка суммарных ресурсов, выполнено районирование территории по комплексным показателям и выделены наиболее перспективные объекты для постановки поисково-разведочного бурения [1,5,7,18,20,21].

Количественная оценка начальных суммарных ресурсов УВ выполнялась двумя методами: методом внутренних геологических" аналогий (MBА) и объемно-генетическим методом. Большой вклад в развитие этих методов внесли А.А.Бакиров, М.Д.Белонин, Л.М.Бурштейн, Н.Б.Вассоевич, А.М.Волков, И.М.Губкин, В.И.Демин, А.Е.Еханин, М.А.Жданов, А.Э.Конторович, М.С.Моделевский, В.Д.Наливкин, С.Г.Неручев, И.И.Нестеров, Ю.В.Подольский, Н.В.Судат, А.А.Трофимук, В.И.Шпильман и др.

Оценка ресурсов УВ надояхского, шараповского и зимнего нефтегазоносных комплексов нижней юры выполнена методом внутренних геологических аналогий (МВА) по структурно-тектоническому и литолого-фациальному критериям с выделением эталонов, представляющих участки с хорошо изученными литологическими характеристиками, фациями, структурно-тектоническими условиями, строением залежей и с промышленной оценкой запасов нефти, газа и конденсата.

Геохимические критерии учитывались в качестве экспертных поправочных

коэффициентов. Гидрогеологические показатели использовались при определении изолированности оцениваемых нефтегазоносных комплексов.

Плотность углеводородов на эталонном участке (q5Э) переносится на расчетный участок с учетом коэффициента аналогии (КА), который определяется как произведение поправочных коэффициентов для лито-фациального и структурного критериев. В дальнейшем коэффициент аналогии КА корректировался экспертным поправочным коэффициентом геохимического критерия, характерного для оцениваемой территории.

В общем виде формула плотности для количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов на расчетных участках (qsp) имеет следующий вид: qsp = qs3 ■ КА. Плотности ресурсов были определены в пределах крупных структурных элементов первого порядка (нефтегазоносных районов) - Сургутского и Нижневартовского сводов, Ярсомовского прогиба, Северо-Вартовской структурной террасы и Северо-Сургутской структурной ступени. В пределах нефтегазоносных районов были выделены объекты второго порядка - зоны нефтегазонакопления, где на доюрских дезинтегрированных выступах фундамента залегает какой-либо из базальных горизонтов осадочного чехла. На наиболее погруженных участках фундамента залегают отложения зимнего НТК, на относительно более приподнятых -комплексы шараповского и надояхекого НТК.

Для оцениваемых объектов (нефтегазоносных районов и зон нефтегазонакопления) выбраны эталоны максимально приближенные по геологическому строению.

Начальные суммарные геологические ресурсы нефти, оцененные по методу MB А в зоне контакта в пределах исследуемой территории составили 353 млн.т. К наиболее перспективным относятся: Сургутский (144 млн т), Вартовский (94 млн т) и Северо-Вартовский (59 млн т) районы (табл.5).

Другой вариант начальных суммарных геологических ресурсов нефти был получен с использованием поправочного коэффициента геохимического критерия, который учитывал масштабы нефтегазообразования и направленность миграции УВ в пределах нефтегазосборных территорий, т.е. перераспределение значительной части генерированных УВ из отрицательных структур на положительные. С учетом этого фактора в зонах нефтегазонакопления, прилегающих к Ярсомовскому прогибу, СевероСургутскому и Северо-Вартовскому районам плотности ресурсов были увеличены экспертным путем.

После оценки плотности ресурсов нефти с учетом геохимического фактора ресурсы нефти в базальных комплексах осадочного чехла и кровельных частях пород фундамента рассчитывались умножением полученных плотностей на площади зон нефтенакопления (табл. 5).

В основу нефтегазогеологического районирования нижнеюрских отложений был положен структурно-тектонический признак, определяющий распределение углеводородов и формирование залежей нефти и газа.

Разновозрастные зоны с базальными горизонтами нижнеюрских пород приведены на карте нефтегеологического районирования (рис.2).

Таблица 5

Оценка начальных геологических ресурсов нефти (числитель - по МВА с учетом поправок по геологическим критериям, знаменатель - по МВА)

Нефтегазоносны Зона нефтенакопления Площа (3 ч. 8 4 Суммарные ресурсы

й район наименование объект оценки дь км2 н н. о 9 ч 3 К к нефти млн.т

Сургутский 271.8/144

в том числе: Северо-Конитлорская шараповский НГК+фундам. 489 25/20 12.2/10.0

Ягунская 4 198 30/18 125.6/76

Русскинская надояхский НГК+фундам. 2 705 30/15 81.1/41.0

Когалымская 916 25/19 22.9/17.0

Ярсомовский шараповский НГК+фундам. 5 554 10/4.5 55.5/28.0

СевероСургутский ■ - 2 526 25/11 63.1 /28.0

Вартовский 136.9/94.0

в том числе: Курроганская шараповский НГК+фундам. 2 965 30/20 89/59.0

Лас-Еганская надояхский г!ГК+фундам. 3 203 15/11 48.0/35.0

Северо-Вартовский 247.8 / 59.0

в том числе: ^ославльская шараповский iFK+фундам. 2 692 50/11 134.6/30.0

Затьеганская чадояхский iTK+фундам. 593 30/11 17.8/7.0

>олыпе-Сотухтинская ¡имний НГК+ фундамент 1 664 20/5 33.3/8.0

Западно-•Сотухтинсхая лараповский -1ГК+фундам. 1 242 50/11 62.1 /14.0

Всего по территории ТПП «Когалымнефтегаз» 745.1 / 353.0

При расчете масштабов нефтегазообразования учитывалась направленность миграции УВ в пределах нефтегазосборных территорий -перераспределение значительной части генерированных УВ из отрицательных структур к положительным.

В результате выполненных оценок ресурсы нефти изучаемой территории значительно изменяются от 353,0 до 745,1 млн. т. Такие большие различия получены потому, что используемые плотности ресурсов значительно отличаются по ряду площадей, особенно по территории Северо-Вартовского нефтегазоносного района. При этом величины плотностей по методу МГА в большинстве случаев приняты 11,0 тыс.т. / км2.

Рис.2. Карта перспектив нефтеносности базальных горизонтов осадочного чехла и верхней части доюрского основания

Плотности жидких углеводородов, эмигрировавших из базальных горизонтов нижнесреднеюрских отложений, изменяются в Широтном Приобье в диапазоне - от 100-200 тыс. т/км2 до 1,8 млн т/км2. Их распределение зависит, главным образом, от суммарных толщин аргиллитов и песчаников базальных горизонтов нижней-средней юры, распределения в них содержаний Сорг и степени катагенетических преобразований органического вещества.

Всего из нижнеюрских отложений эмигрировало около 17,3 млрд.т жидких углеводородов, что составляет 73 % от количества генерированных. Около 88 % массы эмигрировавших жидких УВ, принимая во внимание степень надежности покрышек, мигрировало в вышележащие отложения. Оставшиеся жидкие УВ, около 2 млрд. т, что соответствует коэффициенту аккумуляции

Удшшьгп.ютиисти ШЧШ1В СУ>вЦЕЬК гсслогитожж ресурсов жфт. тыс тЛаг

ЕЗб-ю Е2Э ю-зо

И11 30-50

Оюр-Я/ювя 151

153

Условные обозначения:

12%, накопились в резервуарах выступов фундамента и базальных горизонтов нижнесреднеюрских отложений. Их, с некоторой долей условности, можно отождествить с начальными суммарными геологическими ресурсами. Приняв коэффициент извлечения равным 30%, получим оценку извлекаемых прогнозных ресурсов УВ в целом для зоны дезинтеграции фундамента и базальных горизонтов нижнесреднеюрских отложений около 600 млн. т.

Плотности генерированных газообразных углезодорсдов изменяются от 50-100 млн м3/км2 до 700-800 млн м3/км . На их распределение влияют те же причины, что и на характеристику плотности жидких углеводородов. По газогенерационному потенциалу базальных нижнесреднеюрских отложений рассматриваемая территория сильно дифференцирована. Максимальными плотностями (600-800 млн м3/км2) оценивается территория Западно-Вэнгапурского прогиба. Всего в базальных горизонтах нижнесреднеюрских отложений на исследуемой территории генерировано около 5,7 трлн. м3 газообразных углеводородов.

В связи с недостаточной надежностью нижнеюрских покрышек и высокой миграционной способностью газообразных УВ можно предполагать, что в ловушках сохранится не более 2 % от всего количества генерированных газообразных УВ. В этом случае оценка начальных геологических ресурсов газа составит не более 104 млрд. м3 в целом по нижнеюрским и верхней части доюрским образованиям. Отношение масс генерированных УВ газов к массам эмигрировавших жидких УВ в большинстве зон нефтегазонакопления, варьирует в относительно узких пределах, соответствующих газовому фактору 40-50 м3/т. Поэтому вероятнее всего преобладающая часть этих газов будет аккумулирована в нефтяных залежах в растворенном виде.

Оцененные ресурсы могут быть сосредоточены: 1) в пролювии на склонах выступов фундамента, 2) в коре выветривания на куполах выступов, 3) в зонах дробления и трещиноватости, 4) в антиклинальных ловушках базальных юрских отложений, 5) в литологических ловушках базальных нижнесредне-юрских отложений на склонах положительных структур.

Для прогноза перспективных зон и поисковых объектов в породах фундамента было учтено три группы факторов: I - геолого-геофизические показатели, контролирующие зоны разуплотнения - зоны развития возможных коллекторов, II - геологические факторы, отражающие надежность флюидоупора и контролируемость объекта структурным планом, III -геохимические факторы, характеризующие генерационный потенциал нефтегазоматеринской толщи, возможность генерации УВ и условия миграции УВ в ловушку.

По совокупности геолого-геофизических факторов выделены высокоперспективные участки (сочетание трех сейсмических параметров и гравитационного) и перспективные (сочетание трех сейсмических параметров или одного /двух сейсмических и гравитационного).

Затем, эти участки были сопоставлены со структурно-тектонической картой по кровле доюрских образований и с зонами развития региональных экранов. В результате для каждого глинистого регионального экрана

(левинского, тогурского и лайдинского) были выделены перспективные поисковые объекты, перекрываемые региональными и зональными (локальными) флюидоупорами.

Далее перспективные объекты были нанесены на карту нефтегазосборных площадей и подсчитаны локализованные ресурсы по категории Дь которые в общей сумме составили 460749 тысяч тонн.

Таким образом, по совокупности трех групп факторов были выделены перспективные объекты, которые необходимо доизучить и подготовить для опоискования в первую очередь. К ним относятся объекты, расположенные на Западно-Котухтинской, Урьевской, Ягунской и Южно-Ягунской площадях.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате комплекса выполненных научных исследований были получены следующие результаты:

Обоснованы зоны разуплотнения пород в верхней части доюрского основания. Зоны разуплотнения характеризуются высокочастотными отрицательными аномалиями гравитационного поля и пониженными значениями динамических параметров сейсмического волнового поля. Выполнена проверка возможных зон разуплотнения с вероятностных позиций. Получено многомерное уравнение регрессии, позволяющее определить вероятность наличия зон разуплотнения с учетом вклада каждого геофизического показателя. Установлено, что среднее значение вероятностей наличия зон разуплотнения в районе скважин, где получены притоки флюида, равно 0,70±0,27, где скважины сухие - 0,35±0,17.

Обоснованы лито-фациальные, геохимические, гидрогеологические, структурные и палеоструктурные критерии нефтегазоносности зоны контакта доюрских и нижнеюрских пород. Установлено, что левинский, тогурский и ладинский горизонты являются не только региональными флюидоупорами, но и толщами, генерирующими углеводороды.

При обосновании лито-фациальных критериев нефтегазоносности проанализирован большой объем макро- и микроскопических исследований керна, выполнен анализ электрометрических и сейсмических моделей фаций. Показано, что песчаные и глинистые пласты нижнеюрской толщи формировались в морском бассейне в различных батиметрических зонах со слабой динамикой вод, но высокой скоростью осадконакопления.

В нижнеюрских отложениях выявлено широкое развитие постседиментационных процессов ухудшающих емкостно-фильтрационные характеристики пород, таких как глинизация, окремнение, карбонатизация, общее уплотнение. В тоже время доказано наличие постседиментационных процессов, которые улучшают коллекторские свойства пород. Это -выщелачивание, образование мономинерального цемента с последующим его растворением; процессы тектонического растяжения, инверсионные изменения, способствующие развитию различного вида трещиноватости.

В качестве основных геохимических критериев нефтегазоносности

доюрских и нижнеюрских пород детально изучены содержание, микрокомпонентный состав и степень катагенеза ОВ.

Для залежей, сформировавшихся в дезинтегрированных породах доюрского фундамента и базальных коллекторах осадочного чехла, в качестве нефтегазоматеринских рассматриваются глинистые горизонты: левинский, тогурский, лайдинский. Максимальное количество Сорг (до 8.0 %) и Бхл (до 1.0 %) характерно для аргиллитов тогурского горизонта. Отложения, залегающие на доюрском основании, находятся в зоне катагенеза, соответствующей условиям, необходимым для генерации жидких УВ нефтяных залежей.

В качестве региональных гидрогеохимических критериев

нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений установлены следующие характеристики подземных вод: повышенная фоновая газонасыщенность; высокое фоновое суммарное содержание гомологов метана; повышенное содержание йода (более 2 мг/л), гидродинамическая обособленность НТК и высокая минерализация пластовых вод.

На основе структурных критериев нефтегазоносности установлено, что формирование залежей УВ происходит в выступах доюрского фундамента, представленных трещиноватыми, выветрелыми породами, перекрытыми нижнеюрскими резервуарами, где глинистые юрские отложения с высокими содержаниями органического вещества выполняют одновременно роль экранов и нефтегазопроизводящих толщ.

Построены карты плотности ресурсов по нефтеносным комплексам нижней юры на основе интенсивности нефте- и газогенерации рассеянного органического вещества и методом внутренних аналогий. Наибольшая плотность ресурсов углеводородов составляет от 30 до 50 тыс. т/ км2.

По комплексу геологических и геофизических данных обосновано тридцать наиболее перспективных объектов, которые представляют собой зоны разуплотненных пород фундамента под региональными, зональными или локальными экранами. Данные объекты расположены на склонах впадин и прогибов, где плотность ресурсов превышает 20 тыс. т/км2. Первоочередными являются четыре объекта на Западно-Котухтинской, Урьевской, Ягунской и Южно-Ягунской площадях, которые следует доизучить и подготовить для опоискования.

По теме диссертации опубликовано более 30-ти работ, основными из которых являются:

1. Скачек К.Г. Прогнозирование перспективных для поиска залежей УВ объектов доюрского основания на северо-западном склоне Нижневартовского мегавала. Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Геофизика-97» 3-6 июня 1997г Петродворец: Тезисы докладов/ ВНРГ-Рудгеофизика, С.Пб, 1997, с. 6.

2. Скачек К.Г., Красных В.А., Воронков Д.Л., Гаврилов А.Н. Прогнозирование зоны дилатансии в породах кристалического фундамента Чегодайского месторождения по данным сейсморазведки // «Геология и

современность», тезисы докладов Юбилейной конференции 27-28 мая 1999г., г.Казань / Издательство «Мастер Лайн», Казань 1999, с.124-126.

3. Керусов И.Н., Страхов П.Н., Цыганова Н.Р., Потрясов A.A., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н.. Геологическая информативность сейсморазведки ЗД при изучении доюрского комплекса Западной Сибири (на примере площадей Когалымского региона) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая научн.-практ. Конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис». 2003. с.26-32.

4. Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Гарифуллиным И.И., Скачек О.В.. Применение фациального анализа при изучении сложнопостроенных залежей нефти пласта Ю1 на примере Кумали-Ягунского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая научн.-практ. Конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис». 2003. с.160-165.

5. Маврин М.Я., Скачек К.Г., Биктимирова О.М., Гарифуллин И.И.. Результаты поиска залежей углеводородов в базальной части разреза осадочного чехла Западно-Котухтинской площади // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая научн.-практ. Конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис». 2003. с.217-229.

6. Скачек К.Г., Валеев Г.З., Адиев Р.Я., Мазитов М.Р., Гарифуллин И.И., Мунасыпов Н.З.. Скважинная сейсморазведка в комплексе геолого-геофизических методов исследования нефтегазоперспективных интервалов геологического разреза Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая научн.-практ. Конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис». 2003. с.333-339.

7. Скачек К.Г., Гарифуллин И.И., Залетова О.М., Лопатин Н.В., Ларичев А.И.. Результаты поиска залежей углеводородов в базальной части разреза осадочного чехла на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» //Вестник ПГТУ-2004. Вып.5. с.135-142.

8. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Ларичев Н.И., Ларичкина Н.И., Захрямина М.О.. Состав нефтей северных районов Сургутского свода // Геология нефти и газа. 2004 г.№4 с.23-26.

9. Кропачев Н.М., Скачек К.Г... Прогноз литолого-фациальных параметров, ФЭС и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта Ю1-1 по данным сейсморазведки ЗД на Равенской площади (Западная Сибирь) // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Материалы седьмой Международной конференции: М.: ГЕОС, 2004. с. 273-274.

10. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Ларичев А.И., Смирнов Л.В., Бостриков О.И., Фомичев A.C., Девятов В.П., Еханин А.Е.. Геологическое строение и нефтегазоносность зон дезинтеграции пород фундамента Широтного Приобья (территория деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том 1 (Восьмая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева В.И., Ахпателева Э.А., Волкова В.А.) Ханты-Мансийск, ИД «Издат. НаукаСервис» 2005г. с. 129-139

11. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Ларичкина Н.И., Захрямина М.О., Фомичев A.C., Чеканов В.Н.. Особенности состава нефтей северных склонов Сургутского и Нижневартовского сводов (территория деятельности Hill «Когалымнефтегаз») Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том 1 (Восьмая научно-практическая конференция) Под редакцией Карасева В.И., Ахлателева Э.А., Волкова В.А.) Ханты-Мансийск, ИД «Издат. НаукаСервис» 2005г. с.298.306

12. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Овчаренко A.B., Кисилев Е.С., Атяшева Е.П.. Опыт совершенствования геологической модели сложнопосгроенных ловушек по данным комплекса геофизических методов // Тезисы докладов VII-ой международной научно-практической конференции «Геомодель»., г. Геленджик 11-17 сентября 2005 г. с. 119-120.

13. Скачек К.Г., Лопатин Н.В., Гарифулин Н.И., Валеев P.A.. Геологическая и палеотемпературная история генерации и миграции нефти Когалымского региона // Изменяющаяся геологическая среда: пространственно- временные взаимодействия эндогенных и экзогенных процессов: Материалы Мждународной конференции. Том 1: г. Казань; 13-16 ноября 2007г. Сост. H.H. Равилова- Казань: Изд-во Казанск. Гос. Ун-та, 2007,-с. 410-413

14. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Гарифуллин И.И.. Влияние динамической активности доюрского основания на особенности нефтеносности осадочного чехла северо-восточного склона Сургутского сводаИ материалы Международной научной конференции «Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ Перспективы нефтегазоносности фундамента и оценка его роли в формировании и переформировании нефтяных и газовых месторождений»., г.Казань, 6-8 сентября 2006г. Казань: Изд.-во Казанск. Ун-та, с.212-217.

15. Скачек К.Г.., Гарифуллин И.И., Валеев P.A.. Особенности геологического строения кочевской генерационно-аккумуляционной зоны // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры. Том II (Девятая научн.-практ. Конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис». 2006. с.42-47.

16. Скачек К.Г. Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов Среднего Приобья // Нефтегазовое дело: Вестник ПГТУ, вып. 6: Пермь, 2005. С. 44-45.

17. Кучерявенко Д.С., Сапрыкина А.Ю., Гаврилов С.С., Потрясов A.A., Скачек К.Г. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщи и возникновение аномальных разрезов баженовской свиты (на примере западного обрамления Повховского месторождения)// Геология нефти и газа, выпуск № 4, 2006г. с.21-30.

18. Скачек К.Г. Пути оптимизации геолого-разведочных работ при поисках залежей углеводородов в базальных отложениях осадочного чехла и верхней части палеозойского основания // Наука производству. - Пермь, 2006 № 1.-С.29 —31.

19. Скачек К.Г., Ларичев А.И., Мащак М.С., Колокольцев В.Г. Мезозойский вулканизм Сургутского Приобья И Региональная геология и металлогения - Санкт-Петербург, 2008 №34 - С.39-56.

20. Лопатин Н.В., Потрясов A.A., Скачек К.Г., Зубайраев С.Л. Геоинформационная технология недропользования - резервуарная геохимия нефти и коннексия продуктивного пласта (на примере Повховского месторождения) // Геоинформатика - Москва, 2007 №3

21. Скачек К.Г., Альмухаметов A.A., Даниличева Н.Б., Турина C.B., Курамшина О.В. Уточнение геологической модели перспективного интервала юрских отложений Южно-Тевлинского -II участка // Нефтегазовое дело, 2007. т.5, №2, с.31-34.

22. Скачек К.Г. Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья //Изв.вузов. Нефть и газ, 2008. №2, с. 16-20.

Подписано в печать 03.10.08. Формат 60X90/16. Набор компьютерный. Тираж 100 экз. Объём 1,00 уч-изд. п.л. Заказ № 1423/2008.

Издательство

Пермского государственного технического университета 614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к. 113 тел. (342) 219-80-33

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Скачек, Константин Геннадьевич

Введение.

1. Геологическое строение и нефтеносность.

1.1. Стратиграфия доюрских образований.

1.2. Стратиграфия и литология нижней юры.

1.3. Тектоника.И

1.4. Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов.

2. Выделение зон разуплотнения пород по геолого-геофизическим данным.

2.1. Изучение вещественного состава и выделение зон разуплотнения пород по данным грави- магниторазведки.

2.2. Прогнозированиене нефтеперспективных зон по данным сейсморазведки.

3. Критерии нефтегазоносности нижней юры и доюрского основания.

3.1. Литолого-фациальные критерии.

3.2. Постседиментационные процессы и емкостно-фильтрационные свойства нижнеюрских отложений.

3.3. Геохимические критерии.

3.4. Гидрогеологические критерии.

4. Прогноз перспективных зон и поисковых объектов в приконтактовой зоне доюрского фундамента и нижнеюрских отложений.

4.1. Количественная оценка суммарных ресурсов.

4.2. Прогноз перспективных зон и поисковых объектов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья"

Актуальность проблемы.

В Широтном Приобье, как и в других регионах Западной Сибири, наблюдается постепенное уменьшение промышленных запасов нефти. Это в первую очередь связано с тем, что в основных нефтегазоносных комплексах (нижнемеловых и верхнеюрских), хорошо изученных геолого-геофизическими методами, вероятность обнаружения новых крупных залежей невысока. В связи с этим, в настрящее время актуальной является проблема поиска новых нефтегазоносных комплексов, и обоснование выбора новых перспективных объектов геологоразведочных работ. Проблема может быть решена за счет освоения в Широтном Приобье приконтактной зоны доюрского основания и осадочного чехла. Здесь в частности были открыты нефтегазоконденсатные залежи на Северо-Варьеганском месторождении, получены притоки нефти на северной периклинали Ван-Еганского месторождения и в других районах.

Решению этой актуальной для Широтного Приобья задачи посвящена настоящая диссертационная работа.

Цель работы.

Основные задачи исследований.

2. Изучение литолого-фациальных особенностей нижнеюрских и верхней части доюрских комплексов.

3. Установление структурных, лито-фациальных, геохимических и гидрогеоло-гических критериев зонального прогноза нефтегазоносности.

Научная новизна работы:

- впервые выполнено районирование этих отложений по степени перспектив нефтегазоносности;

Методы исследования.

В качестве методической основы работы были взяты теоретические положения и разработки ведущих российских ученых в области теории и практики качественного и количественного прогноза нефтегазоносности и оценки хмасштабов нефтегазообразования А.А. Бакирова, МД Белонина, J1.M. Бурштейна, Ф.Г. Гурари, В.И.Демина, Г.Х.Дикенштейна, А.Е.Еханина,

A.Э.Конторовича, С.П.Максимова, М.С.Моделевского, В.Д.Наливкина, И.И.Нестерова, С.Г. Неручева, Ю.В.Подольского, Н.Н.Ростовцева,

B.В.Семеновича, Б.А. Соколова, Н.В. Судата, В.С.Суркова, Л.В.Смирнова, А.А.Трофимука, В.А.Успенского, В.И. Шпильмана и др. При выполнении исследований автор применял современные методы интерпретации сейсмических, грави-магнитпых данных и материалов ГИС, а также использовал аппараты геолого-математического картирования, теории вероятностей и математической статистики.

Фактический материал.

Представленная работа - результат многолетних исследований выполненных автором в ТПП «Когалымнефтегаз». В работе использованы геолого-геофизические, литологические, геохимические и гидрогеологические материалы, в том числе данные по сейсмическим профилям ОГТ (14 тыс. пог. км), грави-магнитной съемки (25 тыс пог км), ГИС по скважинам, вскрывшим нижнеюрские и палеозойские отложения(40 скв.), а также аналитические данные по петрофизическим исследованиям и описаниям шлифов(800 обр.).

Защищаемые положения.

Практическая ценность и реализация работы.

Апробация работы и публикации.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Скачек, Константин Геннадьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате комплекса выполненных научных исследований были получены следующие результаты:

Обоснованы лито-фациальные, геохимические, гидрогеологические, структурные и палеоструктурные критерии нефтегазоносности зоны контакта доюрских и нижнеюрских пород. Установлено, что левинский, тогурский и ладинский горизонты являются не только региональными флюидоупорами, но и толщами генерирующими углеводороды.

При обосновании лито-фациальных критериев нефтегазоносности проанализирован большой обьем макро- и микроскопических исследований керна, выполнен анализ электрометрических и сейсмических моделей фаций. Показано, что песчаные и глинистые пласты нижнеюрской толщи формировались в морском бассейне в различных батиметрических зонах со слабой динамикой вод, но высокой скоростью осадконакопления.

В нижнеюрских отложениях выявлено широкое развитие постседиментационных процессов ухудшающих емкостно-фильтрационные характеристики пород, таких как глинизация, окремнение, карбонатизация, общее уплотнение. В тоже время доказано наличие постседиментационных процессов, которые улучшают коллекторские свойства пород. Это — выщелачивание, образование мономинерального цемента с последующим его растворением; процессы тектонического растяжения, инверсионные изменения, способствующие развитию различного вида трещиноватости.

В качестве основных геохимических критериев нефтегазоносности доюрских и нижнеюрских пород детально изучены содержание, микрокомпонентный состав и степень катагенеза ОВ.

Для залежей, сформировавшихся в дезинтегрированных породах доюрского фундамента и базальных коллекторах осадочного чехла, в качестве нефтегазоматеринских рассматриваются глинистые горизонты: левинский, тогурский, лайдинский. Максимальное количество Сорг( до 8.0 %) и Бхл( до 1.0 %) характерно для аргиллитов тогурского горизонта. Отложения, залегающие на доюрском основании, находятся в зоне катагенеза, соответствующей условиям, необходимым для генерации жидких УВ нефтяных залежей.

В качестве региональных гидрогеохимических критериев нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений установлены следующие характеристики подземных вод:повышенная фоновая газонасыщенность; высокое фоновое суммарное содержание гомологов метана;повышенное содержание йода (более 2 мг/л), гидродинамическая обособленность НГК и высокая минерализация пластовых вод.

На основе структурных и палеоструктурных критериев нефтегазоносности установлено, что формирование залежей УВ происходит в выступах доюрского основания, представленных трещиноватыми, выветрелыми породами, перекрытыми нижнеюрскими резервуарами где глинистые юрские отложения с высокими содержаниями органического вещества выполняют одновременно роль экранов и нефтегазопроизводящих толщ.

Построены карты плотности ресурсов по нефтеносным комплексам нижней юры на основе интенсивности нефте-и газогенерации рассеянного органического вещества и методом внутренних аналогий. Наибольшая плотность ресурсов углеводородов составляет от 30 до 50 тыс. т/ км .

По комплексу геологических и геофизических данных обосновано тридцать наиболее перспективных объектов, которые представляют собой зоны разуплотненных пород фундамента под региональными, зональными или локальными экранами. Данные объекты расположены на склонах впадин У и прогибов, где плотность ресурсов превышает 20 тыс. т/км". Первоочередными являются четыре объекта, которые следует доизучить и подготовить для опоискования на Западно-Котухтинской, Урьевской, Ягунской и Южно-Ягунской площадях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Скачек, Константин Геннадьевич, Пермь

1. Аплонов, С.В. Палеогеодинамика Западно-Сибирской плиты / С.В. Аплонов // Советская геология. - 1989. - № 7. - С. 27-36.

2. Афанасьев, Ю.Т. Система рифтов Западной Сибири (Тектоника и нефтегазоносность) / Ю.Т. Афанасьев. М.: Наука, 1977. - 102 с.

3. Беляков, С. Л. Стратиграфические исследования, основанные на эвстатических колебаниях / С.Л. Беляков, Ю.Б. Гладенков // Стратиграфия, геологическая корреляция. — 1993. Т. 1. - № 6. — С. 3—9.

4. Беспалова, С.Н. Оценка перспектив нефтёгазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям / С.Н. Беспалова // Геология нефти и газа. 1983. - № 12.

5. Биометки нефтей Западной Сибири / Н.С. Воробьева и др. // Нефтехимия. 1992. - Т.32. - № 5. - С. 405-420.

6. Биостратиграфия палеозоя Западной Сибири. Новосибирск: Наука, 1985.-228 с.

7. Богуш, О.И. Палеозой юга Западно-Сибирской равнины / О.И. Богуш, B.C. Бочкарев, О.В. Юферев. Новосибирск: Наука, 1975. — 52 с.

8. Бочкарев, B.C. Геодинамика Западной Сибири / B.C. Бочкарев // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России. Пермь: КамНИИКИГС, 1996. - Вып. 4. - С. 297-308.

9. Бочкарев, B.C. Находка двустворок алыкаевской фауны на территории Западно-Сибирской низменности и ее геологическое значение / B.C. Бочкарев, Ю.С. Папин // Геология геофизика. 1972. - № 5. - С. 106— 110.

10. Вассоевич, Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти / Н.Б. Вассоевич // Избранные труды. М.: Наука, 1986. - 366 с.

11. Вейл, П.Р. Относительные изменения уровня моря по береговому подошвенному налеганию / П.Р. Вейл, P.M. Митчем мл., С.Томсон // Сейсмическая стратиграфия; пер. с англ. 4.2. - М.: Мир, 1982. — 846 с.

12. Влияние динамических процессов в земной коре на формирование месторождений нефти и газа / А.И. Варшавский и др. // ДАН СССР. -1981.-Т. 257.-№3.-С. 1357-1362.

13. Воронин, Н.И. Влияние региональных наклонов на формирование ловушек нефти и газа / Н.И. Воронин // Геология нефти и газа. 1984. -№ 8.-С. 50-53.

14. Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефте-газонакопления / В.П. Гаврилов. М.: Недра, 1975. - 258 с.

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

16. Гавриш, В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа / В.К. Гавриш. Киев.: Наукова думка, 1968. - 168 с.

17. Галкин, В.И. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин. -Екатеринбург: УрО РАН, 2001. С. 300.

18. Геоинформационная технология недропользования резервуарная геохимия нефти и коннексия продуктивного пласта (на примере Повховского месторождения) / К.Г. Скачек и др. // Геоинформатика. -2007. -№3.

19. Геологическое строение и проблемы нефтегазоносности фундамента Западно-Сибирской плиты / В.С.Сурков и др. // Перспек-тивы нефтегазоносности палеозойских отложений на территории Ханты-Мансийского автономного округа. — Ханты-Мансийск, 2003.

20. Геологическое строение фундамента Западно-Сибирской плиты. Л.: Недра, 1971.

21. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович и др.. -М.: Недра, 1975.- 679 с.

22. Гончаров, И.В. Генетические типы нефтей Томской области / И.В. Гончаров, С.В. Носова, В.В. Самойленко // Материалы V Междунар. конф. «Химия нефти и газа». 2003. - С. 10-13.

23. Губницкий, В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях / В.М. Губницкий // Современные проблемы нефти и газа: сб. докл. М.: Изд-во ИГиРГИ, 2001.-С. 333-337.

24. Гурари, Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Ф.Г. Гурари // Тр. ин-та СНИИГГиМС. -Л., 1959.-Вып. 3,-174 с.

25. Гурари, Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов / Ф.Г. Гурари // Геология и геофизика. - 1994. — № 4. - С. 19-26.

26. Дэвис, Дж. Статистика и анализ геологических данных / Дж.Дэвис. -М.: Мир, 1977.-572 с.

27. Ермаков, В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. 1997. - № 2. - С. 17- 22.

28. Жуков, Ю.А. Распределение промышленных запасов нефти и газа по глубинам в мезозое Западно-Сибирской плиты / Ю.А. Жуков // Геология и геофизика. 1968. - № 2. - С. 65-71.

29. Журавлев, Е.Т. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтеносных горизонтов Западной Сибири / Е.Т. Журавлев, Т.А. Лапинская. -М.: Недра, 1976. 171 с.

30. Зависимость между характером развития локальных поднятий и их нефтегазоносностью (на примере Западно-Сибирской низменности) / Е.И. Бенько и др. // Нефтегазовая геология и геофизика. 1964. -Вып. 18. - С. 18-26.

31. Запивалов, Н.П. О генерационном потенциале палеозойских пород Западной Сибири / Н.П. Запивалов // Тезисы докл. науч. совещ. 12-14 окт., 1999. -Новосибирск: СОР АН НИЦ ОИГГМ, 1999.-С. 113-118.

32. Итенберг, С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин / С.С. Итенберг. М.: Недра, 1972. -312 с.

33. Казаринов, В.П. Мезозойские и кайнозойские отложения Западной Смбири / В.П. Казаринов. М.: Гостоптехиздат, 1958. - 323 с.

34. Карогодин, Ю.Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литологический аспект / Ю.Н. Карагодин, С.В. Ершов, B.C. Сафонов. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. - 252 с.

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

36. Конибир, Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел / Ч.Э.Б. Конибир. М.: Недра, 1979. - 255с.

37. Конторович, А.Э. Геолого-математическое моделирование как основа современных методов прогноза нефтегазоносности / А.Э. Конторович // Тр. СНИИГГиМС, 1977.-Вып. 249.-С. 2-15.

38. Конторович, А.Э. Современные подходы к оценке перспектив нефтегазоносности / А.Э. Конторович, А.Д. Луговцев, Э.Э. Фотиади // Тр. СНИИГГиМС. 1972. -Вып. 138.-С. 4-11.

39. Корчагина, Ю.И. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах / Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова. — М.: Недра, 1983.-220 с.

40. Коры выветривания Сибири // Формации кор выветривания ЗападноСибирской плиты и Алтае-Саянской складчатой области. Кн 1. - М.: Наука, 1979.-221 с.

41. Крамбейн, У. Модели геологических процессов / У. Крамбейн, М. Кауфмен, Р. Мак-Кеммон. М.: Мир, 1973. - 150 с.

42. Кудрявцев, Н.А. Глубинные разломы и нефтяные месторождения / Н.А. Кудрявцев. Л.: Недра, 1963. - 220 с.

43. Кунин, Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа / Н.Я. Кунин. М.: Недра, 1981. - 276 с.

44. Ларин, В.И. Количественная оценка процессов газонакопления / В.И. Ларин. М.: Недра, 1982. - 160 с.

45. Лопатин, Н.В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец. М.: Наука, 1987.- 144 с.

46. Луценко, Б.Н. Районирование территории северных НТО Западной Сибири по степени перспективности выявления прогнозируемых локальных структур / Б.Н. Луценко // Геология нефти и газа. 1986. — №7.

47. Мавлютов, Ш.Ш. Предпосылки и возможности использования структурно-геоморфологических методов в Обь-Тазовском междуречье. Применение математических методов и ЭВМ в геологии / Ш.Ш. Мавлютов. Тюмень, 1988.- С. 65-74.

48. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры ЗападноСибирской плиты / под ред. чл.-корр. АН СССР B.C. Суркова. — М.: Недра, 1986.- 149 с.

49. Меленевский, В.Н. Методические рекомендации по применению пиролитического метода в органической геохимии / В.Н. Меленевский. -Новосибирск, 1985. —41 с.

50. Методология локального прогноза нефтегазоносности / В.И.Шпильман и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. Тюмень, 1989.- С. 12-15.

51. Миллер, Р.А. Статистический анализ в геологических науках / Р.А. Миллер, Дж.С. Кан. М.: Мир, 1965. - 482 с.

52. Муромцев, B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа / B.C. Муромцев. Л.: Недра, 1984.-260с.

53. Наливкин, В.Д. Критерии и методы количественной оценки, нефтегазоносности слабо изученных крупных территорий / В.Д. Наливкин, М.Д. Белонин, B.C. Лазарев // Советская геология. 1976. — № 1. - С. 28-39.

54. Наливкин, В.Д. Обзор методов прогноза нефтегазоносности локальных ловушек и методологии их прогноза / В.Д. Наливкин, М.Д. Белонин, Н.И.Буянов // Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. — М.: Наука, 1981.-С. 6-15.

55. Нежданов, А.А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / А.А. Нежданов // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. Новосибирск: Наука, 1990.-С. 60-79.

56. Нестеров, И.И. Локальный прогноз нефтегазоносности / И.И. Нестеров // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. Тюмень, 1989. - С. 7-11.

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

58. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич и др.. -М.: Недра, 1988. 303 с.

59. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. ЗападноСибирский бассейн / А.Э. Конторович и др.[. Новосибирск, 1994. — 201 с.

60. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири /Ф.Г. Гурари и др. //Сб. науч. тр. «Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты». Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990.- С .3-8.

61. Нефтегазообразование на больших глубинах Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта / И.Д. Полякова и др. // Геохимия. 1994. - № 1.-С. 111-121.

62. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибир-ского бассейна / B.C. Сурков и др. // Отечественная геология. 1997. — № 3. -С.31.

63. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья / Н.В. Лопатин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 7. - С. 7—21.

64. Обстановка осадконакопления и фации / Х.Г. Рединг и др.. М.: Мир, 1990.-Т. 1,2.-736 с.

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

66. Опыт совершенствования геологической модели сложнопостроенных ловушек по данным комплекса геофизических методов / К.Г. Скачек и др. // Тезисы докл. VII-ой межд. научн.-практ. конф. «Геомодель», г. Геленджик, 11-17 сентября 2005 г. С. 119-120.

67. Особенности состава нефтей баженовской свиты западного Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей / И.И. Аммосов и др.. -М.: Недра, 1977. 156 с.

68. Палеозой юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: Наука, 1984.- 232 с.

69. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа / B.C. Сурков и др. // Геология нефти и газа. -1998.- № 11.-С.8-20.

70. Постседиментационные преобразования карбонатных пород палеозоя Западной Сибири (в связи с нефтегазоносностью) / Сердюк З.Я. и др. // Карбонатные формации Сибири и связанные с ними полезные ископаемые. —Новосибирск: Наука, 1982. С. 46-50.

71. Потрясов, А.А. Состав нефтей северных районов Сургутского свода / А.А. Потрясов, К.Г. Скачек, Н.И. Ларичев // Геология нефти и газа. — 2004. № 4. - С.23-26.

72. Резервуарная геохимия-биомаркеры в нефтях некоторых залежей северной части сургутского свода / Э.А. Аблей и др. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. М.: ГЕОС, 2005. - С. 21-25.

73. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э.Конторович и др. // Геология нефти и газа. 1998.-№9.-С. 2-9.

74. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. -Тюмень, 1991. 54 с.

75. Рудкевич, М.Я. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции / М.Я. Рудкевич. — Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1976.

76. Рудоносные формации кор выветривания Сибири / Н.А. Лизалек и др.. М.: Недра, 1985.- 186 с.

77. Сейсмическая стратиграфия / под ред. Пейтона. М.: Мир, 1982. - Ч. 1,2.- 846 с.

78. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / О.М. Мкртчян и др.. М.: Наука, 1987. - 126 с.

79. Скачек, К.Г. Мезозойский вулканизм Сургутского Приобья / К.Г. Скачек и др. // Региональная геология и металлогения. — Санкт-Петербург, 2008. № 34. - С. 39-56.

80. Скачек, К.Г. Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов Среднего Приобья / К.Г. Скачек // Нефтегазовое дело: Вестник ПГТУ, Пермь, 2005. Вып. 6. - С. 44-45.

81. Скачек, К.Г. Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья / К.Г. Скачек // Изв. вузов. Нефть и газ. 2008. - № 2. - С. 16-20.

82. Скачек, К.Г. Результаты поиска залежей углеводородов в базальной части разреза осадочного чехла на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» / К.Г. Скачек, И.И. Гарифуллин, О.М. Залетова //Вестник ПГТУ, Пермь, 2004. Вып. 5. - С. 135-142.

83. Скоробогатов, В. А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных отложений на севере Западно-Сибирской плиты /

84. B.А. Скоробогатов // Условия нефтеобразования на больших глубинах. -М.: Недра, 1988. С. 88-92.

85. Соколов, Б.А. Нефтегазоносность большин глубин в свете эволюционно-динамической концепции нефтегазоносности недр / Б.А. Соколов // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988.-С. 7-13.

86. Стасова, О.Ф. Состав нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя Томской области / О.Ф. Стасова, Н.И. Ларичкин // Тезисы докл. науч. совещ. 12-14 окт., 1999. Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1999.1. C. 160-163.

87. Стасова, О.Ф. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты /О. Ф. Стасова // Геология нефти и газа. 1998.-№7. -С. 4-11.

88. Сурков, B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.: Недра. -1981.- 143 с.

89. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности /

90. B.Д. Наливкин и др. // Геология нефти и газа. 1977. - № 2. - С. 7- 12.

91. Уточнение геологической модели перспективного интервала юрских отложений Южно-Тевлинского II участка / К.Г. Скачек и др. // Нефтегазовое дело. 2007. - Т.5. - № 2. - С. 31-34.

92. Флаас, А.С. Роль уплотнения юрских отложений в формировании современного структурного плана баженовской свиты / А.С. Флаас, М.Л. Чернова // Геология нефти и газа. 2003. - № 4. - С. 29-31.

93. Фрик, М.Г. Нефтематеринские свойства глубокопогруженных триасовых и юрских отложений / М.Г. Фрик // Геохимия. 1994. — № 6. -С. 21-24.

94. Хант, Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. М.: Мир, 1982.-703 с.

95. Хэллем, А. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность / А. Хэллем. М.: Мир, 1983. — 327с.

96. Daily, G.C. Pendulum effect and Niger Delta prolific belts / G.C. Daily //AAPG Bull.- 1976.-Vol. 60.-№5.-P. 1543-1549.

97. Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (1 partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de 1, IFF. 1985. - Vol.40. -P.563-580.

98. Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (11 partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de 1, IFF. 1986. - Vol. 40. -P.775-784.

99. Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (troiseme partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de 1, IFF. 1986. - Vol.41. -P.73-89.

100. Geochemistry of selected oils and rocks from the central portion of the West Siberian Basin / K.E. Peters at al. // Russia, AAPG Bull. 1993. -Vol.77.-P. 863 -887.

101. Grace, J.D. Gigant gas fields of northern West Siberia / J.D. Grace, G.F. Yart // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. -1986. Vol. 70. - №.7. - P. 830-852.

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

103. Peters, K. Guidlines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis / K. Peters//AAPG Bull. Vol.70.-№ 3. - P.318-329.

104. Schmoker, J.W. Determination of organic-matter content of Appalacian Devonian shales from gamma-ray logs / J.W. Schmoker // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1981. - Vol. 65.-№7.-P. 1285-1298.

105. Schmoker, J.W. Use of formation density logs to determine organic carbon in devonian shales of the western Appalacian basin / J.W. Schmoker // Bull, of US Geol. Surv. 1993. - 1909 - P. 71-74.

106. Szatmari, P. Petroleum Formation by Fisher Tropsch synthesis in plate tectonics / P. Szatmari // AAPG Bull. - 1989. -Vol. 73. - № 8. - P. 989- 998.

107. Tissot, B. Petroleum formation and occurrence / B.Tissot, D.H. Welte. Heidelberg: Springerverlag, 1978. - 538 p.

Информация о работе

Скачек, Константин Геннадьевич
кандидата геолого-минералогических наук
Пермь, 2008
ВАК 25.00.12

Диссертация

Оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских и доюрских комплексов Широтного Приобья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы