Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных

Бирюкова, Марина Александровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных"

На прашвущопии

Бирюкова Марина Александровна

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНДСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ОМОРИНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА, УТОЧНЕНИЕ И ДЕТАЛИЗАЦИЯ СХЕМЫ ЕГО ФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСА ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ ДАННЫХ

Специальность 25.00.12 «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 О ДЕК 2009

Новосибирск, 2009

003487635

Диссертация выполнена в ОАО «Енисейгеофизика», г. Красноярск

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Н.В. Мельников

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Г.Г. Шемин

кандидат геолого-минералогических наук П.Н. Соболев

Ведущая организация: Красноярский научно-исследовательский институт геологии и минерального сырья (КНИИГиМС), г. Красноярск

Защита диссертации состоится 24 декабря 2009 года в 10 часов на заседании диссертационного совета К 216.014. 01 при ФГУП «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС)», в конференц-зале (630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СНИИГГиМС. Автореферат разослан 23 ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-минерал. наук

Е.А. Предтеченская

ВВЕДЕНИЕ

Объектом исследования являются отложения вендского нефтегазоносного комплекса (оскобинская, ванаварская свиты) Оморинского нефтегазоносного района Байкитской нефтегазоносной области.

Актуальность исследований обусловлена необходимостью прогноза зон, перспективных на нефть и газ, в отложениях вендского нефтегазоносного комплекса (НГК) Оморинского нефтегазоносного района (НГР) Байкитской нефтегазоносной области. В процессе поисково-разведочных работ доказана продуктивность горизонтов венда на Камов-ском и Оморинском месторождениях этого района.

Согласно нефтегазогеологическому районированию Сибирской платформы, Оморинский нефтегазоносный район распологается в юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Перспективными объектами поисков нефти и газа в пределах Байкитской нефтегазоносной области являются: рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский нефтегазоносные комплексы (НГК). В Оморинском нефтегазоносном районе промышленной нефтегазоносностью обладает вендский нефтега-зоперспективный комплекс.

На юго-востоке Оморинский нефтегазоносный район граничит с Нижнеангарским НГР, где в вендских терригенных отложениях открыты газоконденсатные залежи на Агалеевском, Имбинском, Абаканском месторождениях.

В пределах Оморинского нефтегазоносного района выявлено 4 горизонта в вендском нефтегазоносном комплексе. Из 11 скважин получены притоки: из горизонтов Б-УП и Б-УШ газ и вода, из горизонта Б-VIII* газ, вода и нефть.

Получение притоков нефти и конденсата из отложений оскобин-ской свиты (горизонт Б-УШ*) ставит её в разряд первоочередных объектов исследований. В этой связи литолого-фациальное изучение и детализация фациального районирования является особо важной задачей.

В настоящее время инвесторы проявляют большой интерес к району и прилегающим территориям. Оморинский нефтегазоносный район обладает значительными потенциальными ресурсами углеводородов. Перспективы его освоения оцениваются весьма высоко еще и в связи с началом освоения Юрубченского месторождения. В нём залежи нефти и газа приурочены к горизонтам-коллекторам каверно-трещинного типа рифейского возраста и к терригенным горизонтам-коллекторам вендского возраста.

В 2005 году окончена разработка программы социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 г. Она предусматривает организацию освоения месторождений углеводородов и глубокую переработку нефти и газа. В связи с этим наме-

чено ускорение создания единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Программа геологического изучения недр и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья синхронизируется с этапами создания трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан». Один из важных шагов в этом направлении -это освоение и добыча углеводородов из отложений вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района.

Отложения рифея, венда и кембрия в Оморинском нефтегазоносном районе вскрыты параметрической скважиной Втх-1 и 17-ю поисковыми скважинами. Неоднозначность в расчленении и корреляции отложений венда по скважинным данным затрудняет разработку достоверных моделей ловушек.

В данной работе представлены результаты литолого-фациальных исследований, позволяющих оценить перспективность ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района.

Ванаварская свита имеет сложное невыдержанное по площади строение. В результате движения береговой линии моря в ванаварское время возникло мозаичное линзовидное распределение песчаников, формировались ловушеки неструктурного типа (литологические, литогого-стратиграфические).

Оскобинская свита имеет выдержанное строение в пределах Оморинского нефтегазоносного района. Она содержит хорошо следящиеся реперные пласты ангидритов и горизонт «радиоактивных» песчаников Б-VIII* в средней части. В отложениях оскобинской свиты, принимая во внимание её «пёстрый» облик, возникают осложнения с интерпретацией сейсмических разрезов, в межскважинном пространстве отражения имеют невыдержанный, прерывающийся характер, вероятно, это вызвано её сложным литологическим составом.

Детальная корреляция пачек в разрезов ванаварской и оскобинской свит в данной работе позволила выполнить фациальные, палеогеографические, палеотектонические реконструкции, которые, в свою очередь, использовались, как критерии для прогноза распространения зон коллекторов и уточнения перспектив Оморинского нефтегазоносного района.

Итогом работ явилась литолого-седиментационная модель (выделение литофаций и литотипов), созданная автором по данным геофизических исследований скважин (ГИС), исследований керна, данным сейсморазведки с выделением типов коллекторов, участвующих в строении продуктивного пласта месторождения.

Целью диссертационной работы является выявление приуроченности пластов-коллекторов к определенным типам фаций, прогноз зон

улучшенных пород-коллекторов, определение и прогноз генезиса ловушек в вендском нефтегазоносном комплексе Оморинского нефтегазоносного района, на основе анализа палеогеографических данных.

Для достижения этой цели решались следующие задачи:

- Расчленение оскобинской и ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса на пачки на основе комплексного анализа (литоло-гический, промыслово-геофизический, сейсмический, геохимический).

- Определение по керновым данным генетических типов пород в пачках оскобинской и ванаварской свит венда.

- Восстановление истории осадкообразования свит в венде, уточнение их территориальных границ, характеристика литолого-фациальных зон, подзон.

- Построение фациально-седиментационной модели оскобинской и ванаварской свит венда на основе интерпретации данных сейсморазведки с уточнением пространственных границ выделенных литотипов разреза.

- Детализация схем фациального районирования отложений оскобинской, ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса на основе комплексного анализа. Прогноз фациальных обстановок, не выявленных по данным бурения, но предусмотренных седиментационной моделью.

- Выделение и характеристика продуктивных горизонтов и флюи-доупоров в вендском НТК, прогноз площадного распространения коллекторов на основе фациального анализа. Оценка связи фильтрационно-ёмкостных характеристик пластов-коллекторов вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района с фациальными особенностями свит.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены исследования вендских отложений, проведенные автором в пределах Оморинского нефтегазоносного района в период с 2005 по 2009 г.г. Проведено изучение 5-ти параметрических скважин юго-западной части Сибирской платформы, обнажений вендских пород Енисейского кряжа, Иркинеевского выступа, анализ первичных геологических материалов, литературных источников, макро - и микроописание керна, шлама, лабораторные, литолого-геохимические исследования, обобщение материалов геофизических исследований скважин, в том числе - сейсморазведки.

При определении фильтрационно-емкостных характеристик разреза были обработаны каротажные диаграммы по всем скважинам Оморин-ской площади в программном пакете Solver. Автором работы построены планшеты по свитам с выделением проницаемых горизонтов и расчётом их фильтрационно-ёмкостных характеристик (эффективная мощность, коэффициенты глинистости и пористости). Расчётные параметры исполь-

зовались для построения схем и графиков зависимостей фильтрационно-емкостных свойств с целью выявления поисковых признаков пород-коллекторов в вендском нефтегазоносном комплексе.

Объём фактически обработанного материала;

- обработано 20 скважин в программном пакете SOLVER. По уровням: усольская, тэтэрская, собинская, катангская, оскобинская, вана-варская свиты:

- лабораторные анализы: гамма-спектрометрия - Ом-2,8,Ю, в обработке Пл-1, Км-1, гранулометрический - Пл-1, Км-1, литологический -Пл-1, Км-1, определение ФЕС - Ом-1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10. Втх-1, Втг-1, Тр-1, Юр-27, 114:

- описание керна - 20 скважин:

- описание шлифов -Ом-Ю - 90 описаний, Пл-1 - 22 описаний:

- визуальный осмотр керна - Ом-Ю, 11, Чгб-1, Км-1, 2, Пл-1, 2, всего 7 скважин:

- просмотренные сейсмопрофиля - 2D 5000 км, 3D 490 км.

Защищаемые положения:

• Обоснование выделения пачек в разрезе ванаварской и оскобин-ской свит вендского нефтегазоносного комплекса на основе расчленения и корреляции разреза до уровня пластов с использованием кернового материала, геофизических исследований скважин, сейсмических разрезов, геохимических данных.

• Связь пластов коллекторов с определёнными типами фаций. В ванаварской свите коллекторы связаны с фациями песчаных осадков пляжей, алеврито-песчаных осадков прибрежного слабоподвижного мелководья морского бассейна, песчаных осадков сильно подвижного мелководья морского бассейна. В оскобинской свите коллекторы связаны с фациями прибрежно-морских терригенных отложений песчаников прибрежного мелководья.

• Детализированные фациальные схемы для отложений ванаварской и оскобинской свит венда Оморинского нефтегазоносного района. Предложена модель распределения баровых песчаников в ванаварской свите, модель распространения покровных прибрежно-морских песчаников пластов БУШ и Б-VIII* в оскобинской свите.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- На основе анализа геолого-геофизического материала по Омо-ринскому нефтегазоносному району и прилегающим территориям предложен авторский вариант разделения оскобинской и ванаварской свит на пачки, что явилось основой для построения корреляционных схем, геологических разрезов, фациальных и прогнозных карт. Установлено прилегание нижних пачек разреза и срезание верхних.

- В разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций, распределенных неравномерно. К подошве свиты приурочены

фации терригенных отложений морского бассейна (глинисто-алевритовые осадки). Выше по разрезу идёт неравномерное чередование прибрежно-морских фаций: открытого побережья, прибрежного мелководья, подвижного мелководья морского бассейна.

- В оскобинской свите в разрезе выделены фации прибрежно-морских отложений закрытых и полузакрытых водоёмов: хемогенно-сульфатные, карбонатные и теригенно-сульфатно-карбонатные.

- С помощью анализа распространения пачек и слоев обоснованы перерывы в осадконакоплении: предвендский - выходы различных свит на эрозионную поверхность рифея, пререрыв между ванаварской и оскобинской свитами, предкатангский - срезание верхних слоев оскобинской свиты.

- По скважинным данным подсчитаны суммарные эффективные мощности, коэффициенты глинистости и пористости коллекторов в разрезах скважин. Построены карты распространения этих параметров на Оморинском нефтегазоносном районе. Проведена оценка связей между фациальными условиями образования пород и их фильтрационно-емкостных свойств.

- На основе корряляционных схем и схем фациального районирования, аннализа сейсмических разрезов, изучения фильтрационно-ёмкостных свойств установлены две зоны нефтегазонакопления: Нирюн-динско-Платоновская и Устъ-Кумондинская, в пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-УШ и Б-УШ* в оскобинской свите. Перспективы нефтегазоносности в этой зоне также связаны с ванаварской свитой. В пределах второй зоны ванаварская свита не является продуктивной и не везде присутствует в разрезе. Пласт Б-VIII оскобинской свиты срезан перерывом, основные перспективы в данной подзоне связаны с пластом Б-УШ*.

- Определено пространственное распространение продуктивных горизонтов и выявлена их связь с фациальными условиями в зонах нефтегазонакопления, сделан прогноз типов ловушек и оценены перспективы нефтегазоносности.

Практическая значимость.

- С помощью комплексного анализа фактического материала автором в Нирюндинско-Платоновской зоне нефтегазонакопления выделены:

Среднекамовская неантиклинальная ловушка - залежи в оскобинской свите в пластах Б-УШ и Б-УШ* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите - пластовые тектонически и лито-логически экранированные.

Платоновская неантиклинальная ловушка - залежи в оскобинской свите в пластах Б-УШ и Б-УШ* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите - пластовые тектонически и лито-

логически экранированные. В пределах ловушки оконтурены ванавар-ские барровые тела.

Нирюндинская ловушка - залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые, сводовые - стратиграфические, в ванаварской свите пластовые и сводовые приемущественно нефтяные.

В Усть-Кумондинской зоне нефтегазонакопления выделены:

Верхнетайгинская стратиграфическая ловушка - залежь в оскобинской свите в пласте Б-VIII* - пластовая, сводовая.

Камовская стратиграфическая ловушка - залежь в оскобинской свите в пласте Б-VIII* - пластовая, сводовая.

Западнокамовская неантиклинальная ловушка - залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите пластовые тектонически и литоло-гически-экранированные.

Чегалбуканская стратиграфическая ловушка - залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые и сводовые.

- Составлены уточненные схемы фациального районирования ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса, которые являются основой для выбора наиболее перспективных объектов для проведения геолого-разведочных работ на территории Оморинского нефтегазоносного района, а также для обоснования и оптимизации системы заложения скважин при поиске ловушек.

Апробация работы.

Полученные автором результаты докладывались на научно-практической конференции «Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха, Якутия)», Новосибирск, 2008 г., на научной конференции "XI научно-практическая конференция", Ханты-Мансийск, 2008 г.

Основные положения диссертации изложены в научно-исследовательских отчетах, выполненных в ОАО «Енисейгеофизика» в рамках договоров: 140/07 "«Обобщение результатов выполненных геолого-геофизических работ (бурение, сейсморазведка, электроразведка, гра-виразведка, аэрогеофизические исследования) с целью определения эффективного комплекса методов для выделения перспективных зон и комбинированных ловушек в вендском и рифейском НТК Оморинского лицензионного участка»" (отв. исп. Гутина О.В.., 2008 г.), «Дополнительная обработка и интерпретация разрезов МОГТ Нирундинского, Платоновского и Камовского участков. Прогноз структурно-литологических ловушек в песчаниках ванаварской свиты венда» (отв. исп. Гутина О.В., 2008 г.), заказчики ООО «Газпром добыча Красноярск», СНИИГГиМС.

По теме диссертации автором опубликовано 3 статьи, одна из которых - в рецензируемом журнале.

Работа выполнена в процессе заочного обучения в аспирантуре при СНИИГГиМС под научным руководством доктора геол. - минерал, наук, профессора Н. В. Мельникова. Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю за ценные советы, замечания и постоянное внимание.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Текст изложен на 180 страницах, содержит 78 рисунков, 3 таблицы. Список литературы включает 70 наименований.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ 1.1. Геологический разрез

В главе представлены краткие характеристики геологического и структурно-тектонического строения территории.

Геологический разрез Оморинского лицензионного участка представлен отложениями архея, протерозоя и низов палеозоя. Общая толщина осадочных отложений в пределах района по геофизическим данным составляет 3-7 км. Максимальная вскрытая толщина осадочного разреза в пределах Оморинского лицензионного участка равна 3056 м (скв. Втх-1).

А р х е й. Кристаллический фундамент, представлен сложным по составу комплексом, о чем свидетельствуют материалы бурения на Бай-китской антеклизы.

Протерозой.

Чехол. Рифейские отложения вскрыты в большинстве скважин на Оморинской (скв. Ом-2, 3, 4, 5, 7, 8, 10), Верхнетайгинской (скв. Втг-1), Куюмбинской, Мадринской, Юрубченской площадях. Максимальная вскрытая толщина рифейского комплекса достигает 1060 м на Куюмбинской (скв. К-10), 1792 м - на Мадринской (скв. Мдр-156), 1595 м - на Юрубченской (скв. Юр-110).

Отложения венда включают в себя ванаварскую, оскобинскую, ка-тангскую, собинскую и низы тэтэрской свиты, представленные терриген-но-сульфатно-карбонатными породами. Верхняя часть тэтэрской свиты карбонатная по составу относится частично к кембрию.

Палеозой.

Кембрий - подразделяется на нижний, средний и верхний отделы. Нижний отдел. К этому отделу относятся галогенно-карбонатные отложения (снизу вверх) усольской, бельской, булайской и ангарской, низы литвинцевской свит. Средний отделвключает в себя отложения верх литвинцевской и нижнюю часть эвенкийской свит.

Четвертичные отложения представлены глинами, суглинками, галечниками и обломками пород. Толщина отложений до 5-10 м.

В районе работ имеют широкое распространение интрузии доле-ритов нижнего триаса. Преобладающей формой залегания траппов явля-

ются пластовые тела (силлы) и мелкие дайки. По данным бурения максимальная насыщенность разреза пластовыми интрузиями траппов на участке характерна для ангарской свиты. Интрузии траппов залегают в отложениях усольской свиты. В меньшей степени фиксируется «заражение» разреза трапповыми телами на бельском, катангском и собинском уровне.

Основная часть ЛУ по фундаменту располагается в пределах двух блоков 1-го порядка: Камовского мегавыступа (I) и Иркинеевско-Катангского авлакогена; наблюдается частичное совпадение структурных планов по эрозионной поверхности фундамента и внутририфейских отражающих горизонтов, унаследованность фиксируется на уровне структур первого порядка.

По эрозионной поверхности рифея Оморинской ЛУ входит в состав двух структур первого порядка - Камовского свода и Терянского прогиба, граница между которыми, вероятнее всего проходит по зоне разломов северо-западного простирания. Эти структуры осложнены структурами Н-го порядка: Вэдрэшэвским и Огоньским выступами, которые, в свою очередь, осложнены структурами локального порядка. Структурный план по горизонту Б в целом соответствует структурному плану поверхности рифея. Выделены разрывные нарушения, контролирующие как межблоковую структуру рифея, так и эрозионную поверхность; по последней они подчеркивают флексурообразное поведение изо-гипс или высокоградиентные зоны и т.д

Структурные карты по отражающим горизонтам Б и весьма схожи между собой и отличаются, в основном, абсолютными гипсометрическими отметками. По горизонту Б выделяются те же структурные элементы первого и второго порядка, что и по предвендской эрозионной поверхности (горизонт К0). Из структур третьего порядка по горизонту Б отсутствуют Платоновский и Тохомский носы.

2. ВЫДЕЛЕНИЕ ПАЧЕК И ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ОМОРИНСКОГО ЛУ

Корреляция отложений ванаварской и оскобинской свит является сложной задачей, решение которой возможно только при комплексном использовании всего арсенала существующих методов.

На первом этапе исследований автором проведено расчленение изучаемых разрезов на пачки. Разделение на пачки выполнено для удобства детальной корреляции, реконструкции генезиса и развития палео-бассейна на Оморинском ЛУ, а также для выяснения временного соотношения пачек внутри свит. Для корреляции отложений ванаварской и оскобинской свит вендского НТК проведено сопоставление каротажа по всем скважинам Оморинской площади по комплексу ГИС (ГК, НТК, БК,

АК). Автором лично изучен керн по скважинам Ом-Ю, 11, Км-1, 2, Пл-1, 2, Чгб-1, в работе использованы описания керна по этим скважинам и фото керна, описания шлифов по скв. Ом-2, Ом-Ю, Пл-1, также различные виды анализа керна.

Дополнительно в настоящей работе изучались литогеохимические данные по разрезам скважин Оморинская - 2, 8, 10. Литогеохимическое сопоставление разрезов осадочных пород проведено на основе метода многократной корреляции, разработанной Ю.К. Бурковым. Этот метод позволяет корректировать, совершенствовать схемы корреляции и фаци-ального районирования.

Для межскважинной корреляции использовались сейсмические разрезы.

Выделенные пачки в ванаварской свите проиндексированы с I по VI, индексация не соответствует их залеганию по порядку в сводном разрезе, она условна, сделана для удобства корреляции. Несмотря на это взаиморасположение пачек в пространстве является не менее важным вопросом.

Выделение и сопоставление пачек в ванаварской свите проведено не во всех разрезах скважин в из-за отсутствия необходимой информации. Эти интервалы возможно разбить на пачки, но возможность сопоставления их между собой на данный момент отсутствует. Несмотря на это по описанию керна и характеристикам ГИС также выделяются перспективные песчаные прослои небольшой мощности.

Детальное сопоставление отложений свиты показало их резкую литологическую изменчивость по разрезу и по площади. Выделено несколько перерывов в осадконакоплении и зафиксированы фациальные замещения.

Детализация расчленения разреза по геохимическим критериям позволила расчленить отложения ванаварской свиты на три геохимических пласта (IX, X, XI), которым отвечают литологические пачки, выделенные автором в работе И, V, VI.

В разрезе оскобинской свиты по каротажным кривым выделены четыре пачки - первая (I), вторая (II), третья (III) и четвёртая (IV-кровельная) пачки выделяются по скважинным данным, хорошо между собой коррелируются и прослеживаются практически во всех скважинах. В разрезе друг от друга они различаются по мощности, составу.

При корреляции по пачкам оскобинской свиты выявилась следующая закономерность: на северо-западе площади в районе Чегалбукан-ской-1 скважины отсутствует нижняя часть полного разреза свиты, т.е. первая пачка. На востоке площади происходит сокращение мощностей оскобинской свиты в районе Камовских и Верхне-Тайгинских скважин, наблюдается отсутствие верхней части разреза, т.е. отсутствие четвёртой-

кровельной и частично третьей пачки. В центре площади разрез относительно стабильно выдержан. Эта тенденция отчётливо отображается на каротажных кривых ГИС.

Границы геохимических пачек, выделенных в оскобинской свите по этим скважинам при расчёте рядов Буркова, полностью совпали с границами пачек, выделенных по каротажным и литологическим данным. В целом по геохимии оскобинская свита делится на две части - верхнюю и нижнюю. Нижняя соответствует XIII геохимическому пласту, верхняя соответствует XIV пласту. Граница между ними проходит по кровле радиоактивного репера свиты. В свою очередь каждая из них соответствует двум пачкам, выделенным по каротажным кривым и керновым данным. Нижняя часть или XIII геохимический пласт соответствует I и II пачкам, верхняя или XIV геохимический пласт, III и IV пачкам.

3. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ВЫДЕЛЕНИЕ ТИПОВ ФАЦИЙ

Проведён литолого-фациальный анализ отложений с выделением нескольких типов фаций по ванаварской и оскобинской свитам.

Всего в разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций. В таблице 1 приведены типы фаций и их текстурно-структурные особенности, дана аббревиатура и расшифровка по глубине в разрезах скважин. Они распределены неравномерно. К подошве свиты приурочены отложения фации осадков удалённых от побережья частей морского бассейна (МУТ). Выше по разрезу идёт неравномерное переслаивание с различным порядком чередования прибрежно-морских фаций. Для каждой скважины характерны свои особенности в сочетании фаций.

Основная часть всего разреза ванаварской свиты, представленного на Оморинской площади, песчано-алевролитовая. Эта верхняя часть в большей степени соответствует регрессии береговой линии. В разрезе песчаные пласты являются коллекторами.

Наибольший нефтегазопоисковый интерес представляют интервалы, содержащие песчаники с хорошими коллекторскими свойствами. Это баровые отложения (ММБ), пляжевые песчаники (ПОП), песчаники слабо подвижного прибрежного мелководья морского бассейна (МПС).

Морские фации преимущественно аргиллитового состава (МУТ) могут являться флюидоупором для залежей УВ в карбонатном коллекторе рифейского НТК. Часть коллекторов залегает непосредственно на аргиллитах, а часть находится выше по разрезу.

Таблица 1

Генетические типы осадков, макрофации и фации (по A.B. Маслову), выделенные в ванаварской свите

на Оморинской площади*

Макрофации Фации Индекс Краткая характеристика

Терригенных отложений открытого побережья морского бассейна (ПО) Песчаных осадков пляжей (ПОП) ПОП Км-22531-25380м-52661-2682 Песчаники мелко-, иногда среднезернистые с пологими маломощными разнонаправленными взаимосрезающимися мульдовидными или косыми клиновидными сериями, с наклоном слойков.

Терригенных отложений прибрежного мелководья морского бассейна (МП) Алеврито-песчаных осадков прибрежного слабоподвижного мелководья морского бассейна (МПС) МПС 0м-72480-25100м-52614-2660 Песчаники мелкозернистые неслоистые массивные с редкими прослоями тонко-, горизонтально-слоистых алевролитов.

Алеврито-песчаных осадков прибрежного подвижного мелководья (МПП) МПП Пл-12824-28360м-52614-2660 Переслаивание мелкозернистых песчаников и алевролитов с линзовидно-косой, горизонтальной и волнистой слоистостью.

Песчано-гравийных осадков прибрежного подвижного мелководья (МПГ) МПГ Пл-12812-2824 Песчаники крупнозернистые, с прослоями и линзами конгломератов и гравелитов, массивные или с неясно выраженной полосчатостью, иногда с крупной косой слоистостью. Ритмическая сортировка в слойках отсутствует.

Терригенных отложений подвижного мелководья морского бас- Глинисто-алеврито-песчаных осадков малоподвижного мелководья МММ 0м-72480-2510 Переслаивание мелкозернистых песчаников и алевролитов с горизонтальной или пологовол-нистой слоистостью. Для осадков рассматри-

Макрофации Фации Индекс Краткая характеристика

сейна (ММ) (МММ) ваемой фации наиболее характерна слоистость двух порядков.

Песчаных осадков подвижного мелководья морского бассейна (ММП) ММП Пл-12824-28360м-52614-2660 Песчаники средне-, иногда крупнозернистые, с косой средне- и мелкомасштабной прямолинейной или сходящейся слоистостью.

Песчаных осадков сильно подвижного мелководья морского бассейна (ММБ) ММБ Ом-82698-27040м-32574-2578 Песчаники средне- и мелкозернистые с косой среднемасштабной разнонаправленной поло-гопадающей слоистостью, пластинками аргиллитов и линзовидными прослоями крупнозернистых песчаников.

Терригенных отложений удалённых частей морского бассейна (МУ) Глинисто-алевритовых осадков удалённых от побережья частей морского бассейна (МУТ) МУТ Пл-1 2832-28760м-42702-2724 Аргиллиты тонко-, горизонтально- или преры-вистослоистые, иногда с послойной примесью тонкого алевритового материала.

*В приведённой таблице пфечислены те фации, которые хорошо идентифицируются в изучаемых толшах. Они составляют небольшую часть полной классификации, разработанной А.В. Масловым.

Таблица 2

Генетические типы осадков, макрофации и фации, выделенные в оскобинской свите на Оморинской площади*

Макрофации Фации Краткая характеристика

Прибрежно-морские отложения закрытых и полузакрытых водоёмов Хемогенных сульфатныеОм-5 инт: 2488 - 24950м-11 инт: 2483 - 2488 Массивный ангидрит с редкими прожилками кар-бонатно-глинистого вещества. Структура пород скрытокристаллическая.

КарбонатныеОм-5 инт: 2590 -26000м-4 инт: 2610 - 2620 Переслаивание доломита глинистого тёмно-серого цвета и доломита более светлого цвета. В породе наблюдается полосчатость - чередование светлых и темных слойков. Темный окрас слой-ков обусловлен, вероятно, повышенным содержанием глинистого вещества.

Теригенно-сульфатно-карбонатныеОм-Ю инт: 2460 -2490 Доломит глинистый от серого до бурого цвета с прослоями и линзами ангидрита различного размера.

Прибрежно-морские терри-генные отложения прибрежного мелководья Песчаных осадков прибрежного мелководья морского бассейна Ом-8 инт: 2605 - 26150м-2 инт:2513 -2521 Песчаники мелко средне-зернистые неслоистые массивные с редкими прослоями тонко-, горизонтально-слоистых алевролитов с примесью высокорадиоактивных минералов.

*В приведённой таблице перечислены те фации, которые хорошо идентифицируются в изучаемых толщах.

Отложения ванаварской свиты имеют очень сложное строение, что связано с орогенным этапом осадконакопления. Для них характерны признаки как континентальных формаций, так и геосинклинальных (флишо-идных и молассоидных), разрез изменчив и невыдержан по простиранию.

В разрезе оскобинской свиты при изучении выделены четыре пачки.

Свита представлена терригенно-сульфатно-карбонатными осадками прибрежно-морского генезиса, которые формировались в области закрытых и полузакрытых водоёмов в обширном мелком эпиконтиненталь-ном море в условиях сухого климата, выше уровня прилива. В ней выделены фации: хемогенно - сульфатные, карбонатные, теригенно-сульфатно-карбонатные. Перспективы оскобинской свиты связаны с отложениями прибрежно-морских терригенных отложений прибрежного мелководья (табл. 2)..

Отложения оскобинской свиты отличаются относительной выдержанностью мощности по площади и хорошей сопоставимостью разрезов.

На момент формирования верхней части оскобинской свиты дно бассейна претерпевало незначительное поднятие, наличие же морского типа бассейна можно объяснить тем, что территория стремилась к пенеп-ленизации, то есть поднимался не только район скважин, а вся территория в целом, в результате чего на месте поднятий формируются денудационные равнины, а на месте погружений - аккумулятивные, они постепенно переходят друг в друга. При пенепленизации береговая линия может также распространяться по площади, но не везде одинаково, возможно это из одних вариантов фиксирования морского типа бассейна.

4. ДЕТАЛИЗАЦИЯ ФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ВЕНДА ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА

Оморинский лицензионный участок, согласно решению рабочего стратиграфического совещания «Стратиграфия и нефтегазоносность венда - верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы» (2001 г), входит в состав трёх фациальных зон - Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчиминской Преденисейского фациального района.

В данной работе приведены результаты исследований автора, итогом которых является новая уточнённая и детализированная схема фациального районирования Оморинского лицензионного участка. Фациаль-ной зональностью определяется распространение пластов коллекторов в разрезе и по площади.

Основным критерием выделения подзон стало различие в тектоническом режиме территории в момент формирования осадков свит и как следствие различие в строении разрезов подзон (фациальный состав, полнота разреза).

Границы между подзонами уточнялись по материалам детальной корреляции сейсмических разрезов и изменениям волновых полей, что

позволило выявить ряд критериев, характерных для каждой фациальной единицы.

Ванаварская свита. Фациальные зоны, в пределах которых располагается площадь, характеризуются значительным разнообразием фаций. Всего в разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций.

При детальном фациальном районировании на Оморинской площади по ванаварской свите выделено 5 фациальных подзон: Центральная, Камовская, Западная, Восточная, Тохомская.

Оскобинская свита. Для расчленения Оморинской площади на фациальные подзоны в оскобинской свите использованы данные по распределению выделенных пачек и продуктивных горизонтов, а также сейсмические разрезы. По волновым полям оконтурены подзоны. При обобщении информации на площади выделены четыре фациальные подзоны: Центральная, Тохомская, Камовская и Восточная.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДЗОН И ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ВЕНДА.

5.1 Фильтрационно-ёмкостные характеристики отложений

ванаварской и оскобинской свит в фациальных подзонах

В зависимости от условий образования фаций меняются фильтраци-онно-емкостные характеристики и перспективы разреза на поиски УВ сырья.

При определении фильтрационно-емкостных характеристик разреза были обработаны каротажные диаграммы по всем скважинам Оморин-ского ЛУ в программном пакете Solver. Автором работы построены планшеты по свитам с выделением проницаемых горизонтов и расчётом их фильтрационно-ёмкостных характеристик (эффективная мощность, коэффициенты глинистости и пористости). Расчётные параметры использовались для построения схем и графиков зависимостей с целью выявления поисковых признаков коллекторов в вендском интервале.

Анализ схем распределения коэффициентов песчанистости, эффективной мощности и пористости в ванаварской и оскобинской свитах в целом по Оморинской площади показал, что каждая из выделенных подзон обладает различными ФЕС.

В разрезе ванаварской свиты выделяется несколько песчаных пластов-коллекторов. Они приурочены к различным типам фаций. Мощность пластов различна. Фильтрационно-емкостные характеристики в отложениях ванаварской свиты определены лабораторными исследованиями и рассчитаны по материалам ГИС.

Открытая пористость по лабораторным данным в пластах-коллекторах варьирует от 1 до 20% и в среднем составляет 9%, проницаемость изменяется от 0,01 до 48,9 мДарси (по трещинам). Необходимо отметить малое количество определений ФЕС лабораторным способом

по пластам-коллекторам (5 определений). Тип коллектора в отложениях ванаварской свиты поровый, трещинно-поровый.

Анализ лабораторных значений пористости и проницаемости в породах, расположенных между пластами-коллекторами показал, что они относительно высоки. Пористость изменяется от 0,7 до 13%, в среднем составляет 7-8%. Проницаемость достигает 1,2 мДарси. Эти данные свидетельствуют об отсутствии надёжных флюидоупоров между пластами-коллекторами в ванаварском резервуаре.

В целом по Оморинскому лицензионному участку в отложениях ванаварской свиты выявлены следующие тенденции. Западная и Тохом-ская фациальные подзоны обладают общей увеличенной мощностью, повышенными прогнозными значениями эффективной мощности и высокими прогнозными коэффициентами пористости и песчанистости. Центральная фациальная подзона в достаточной мере изучена бурением, она обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными характеристиками. В Восточной переходной фациальной подзоне увеличена мощность пачки аргиллитов в подошве свиты, в верхней части свиты выделено небольшое количество маломощных проницаемых пропластков. В целом эта аргил-литовая пачка может являться локальной покрышкой для рифейских залежей. В Камовской подзоне мощность ванаварской свиты сокращена, практически отсутствует верхняя часть, проницаемые пропластки обладают незначительной мощностью. Подзона имеет невысокие перспективы в плане поисков залежей УВ.

При наличий фаций с хорошими ФЕС свита обладает невысокими перспективами для обнаружения залежей УВ в связи с отсутствием покрышки в вышележащих отложениях. Нижняя часть оскобинской свиты содержит проницаемые пласты, в её составе нет пластов флюидоупоров.

Оскобинская свита. Анализируя карты распределения фильтрацион-но-ёмкостных свойств по площади явно видно, что эффективная мощность, коэффициенты песчанистости и пористости характеризуются наиболее высокими значениями на западе площади в районах Тохомской и Центральной фациальных зон. В целом эффективная мощность по площади изменяется в пределах от 1,9 м до 22,8 м. Коэффициент песчанистости варьирует от 7,6 % до 34,6 %, коэффициент пористости от 9,7 % до 15,2 %.

В разрезе оскобинской свиты выделяется несколько пластов-коллекторов. Пласт-коллектор Б-VIII выделяется в прикровельной части оскобинской свиты. Проницаемые части пласта представлены фацией песчаных осадков прибрежного мелководья морского бассейна. Мощность пласта в пределах Оморинской фациальной зоны составляет 20 м. В Юрубчено-Тайгинской зоне он отсутствует в связи с его размывом.

Пласт Б-VIII* располагается в средней части оскобинской свиты. Он сложен представлен фацией песчаных осадков прибрежного мелково-

дья морского бассейна. На юго-востоке территории в Юрубчено-Тайгинской фациальной зоне пласт фрагментарно отсутствует. Фильтра-ционно-емкостные характеристики пласта Б-VIII* лабораторными методами слабо изучены. Выделение его геофизическими методами затруднено. Это связано с повышенной радиоактивностью пород за счет высокого содержания R, U, Th в слюдах.

В Центральной и Восточной фациальных подзонах перспективы оскобинского резервуара, связаны с двумя продуктивными пластами Б-VIII и Б-VIII*. В районе Оморинских скважин вся территория по ФЕС является перспективной, но притоки из скважин получены не везде. Вероятно, наиболее важным условием для формирования залежи УВ в данном случае является структурный фактор.

В Камовской фациальной подзоне перспективы оскобинского резервуара связаны с пластом Б-VIII* (т.к. Б-VIII отсутствует в разрезе). На юге ЛУ в оскобинской свите распространены оба пласта - Восточная подзона. на севере только Б-VIII* - Камовская подзона. Восточная часть Камовской подзоны бесперспективна в плане обнаружения залежей УВ, в разрезе отсутствует пласт Б-VIII и не выделяется Б-VIII*. Покрышками для залежей УВ в оскобинской свите являются пласты ангидритов в кровле свиты, они развиты на всей территории участка.

5.2 Оценка корреляционных связей мевду фильтрационно-емкостными характеристиками пластов-коллекторов в отложениях

вендского НГК

Для выявления критериев прогноза резервуаров по площади дополнительно проведен анализ корреляционных связей между фильтрационно-емкостными свойствами отложений (песчанистость, пористость), общей и эффективной мощностью коллекторов, структурными планами ванавар-ской и оскобинской свит, а также эрозионной поверхностью рифея.

Ванаварская свита. По расчётным и прогнозным фильтрационно-ёмкостным свойствам составлены графики зависимостей фильтрационно-емкостных свойств (коэффициент пористости, песчанистости) от общей мощности свиты и эффективной мощности коллекторов. Для скважин каждой подзоны характерна своя область концентрации значений на графиках. Подзоны отличаются по коэффициентам песчанистости, наличию пластов-коллекторов, их эффективной мощностью, пористостью.

Общая и эффективная мощности не имеют связи с коэффициентом пористости и песчанистости. Это свидтельствует о том, что от мощности ванаварской свиты не зависит наличие проницаемых пластов песчаника в ней. Более важны в данном случае фациальные условия её формирования. В зависимости от условий образования осадки будут иметь разнородный минералогический состав. Поэтому в полифациальных и плохо коррелируемых разрезах при изучении петрофизических свойств пород

даже для одновозрастных отложений отмечается слабая корреляция параметров. Отсутствие корреляционной связи фильтрационно-ёмкостных характеристик со структурным планом может свидетельствовать о существенных структурно-тектонических перестройках в последующие этапы тектонического развития территории.

Оскобинская свита. Проведён анализ коэффициентов корреляции между общей и эффективной мощностью свиты, коэффициентами пористости, песчанистости, эрозионной поверхностью рифея и структурной поверхностью кровли и подошвы пластов Б-VIII и Б-VIII*.

Для оскобинского резервуара не выявлено связи ФЕС со структурным планом предвендской эрозионной поверхности рифея. Выявлена связь структурного плана эрозионной поверхности рифея со структурными планами кровли и подошвы продуктивных пластов резервуара. Отсутствие корреляционных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками, общей мощностью свиты и эффективной мощностью коллекторов, песчанистостью и пористостью можно объяснить вторичными изменениями в виде размывов и перерывов в осадко-накоплении. В момент предкатангского размыва произошло сокращение мощности оскобинской свиты в пределах Камовской фациальной подзоны, в результате чего в ней полностью размыт горизонт Б-VIII. Продуктивный пласт Б-VIII* является регрессивным, сформированным после внутриоскобинского перерыва.

Для оскобинского резервуара рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощность продуктивных пластов Б-VIII и Б-VIII*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне).

Основная роль в формировании залежей принадлежит структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства оскобинской свиты характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей У В могут служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

6. УТОЧНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ПО ДАННЫМ ФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Литолого-фациальный анализ позволил реконструировать условия осадконакопления пачек оскобинской и ванаварской свит, выделить зоны, благоприятные с точки зрения распространения коллекторов, и площади развития экранирующих толщ, уточнить распространение пластов-коллекторов по площади. Наметить участки возможной локализации неантиклинальных ловушек. Результаты исследований в комплексе с дан-

ными по тектоническому строению региона дали основание дифференцировать Оморинской лицензионный участок по перспективам нефтега-зоносности.

Автором рассмотрены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям, в результате выделены области схождения максимальных значений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности). Проведён анализ перспектив нефтегазоносности ванаварской и ос-кобинской свит по каждой фациальной подзоне.

Ванаварская свита.

Подводя итог можно сделать вывод, что в пределах Оморинской площади наиболее перспективные области с максимальным схождением фильтрационно-ёмкостных свойств выделены в Центральной, Тохомской и Восточной подзонах в ванаварской свиты.

Оскобинская свита.

Центральная и Восточная фациальные подзоны полностью являются участками с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-ёмкостных характеристик отложений оскобинской свиты по пластам Б - VIII иБ- VIII*.

В Камовской подзоне в районе Камовской-1 скважины выделяется область схождения максимально улучшенных фильтрационно-ёмкостных свойств по пласту Б-VIII*.

Тохомская фациальная подзона располагается в области максимального схождения фильтрационно-ёмкостных свойств по оскобинской свите (пласты Б-VIII* и Б-1Х).

6.1 Вендский резервуар На основе корреляционных схем и схем фациального районирования, сейсмических разрезов, изучения фильтрационно-ёмкостных свойств были спрогнозированы две зоны нефтегазонакопления: Нирюн-динско-Платоновская и Усть-Кумондинская. В пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-VIII и Б-VIII* оскобинской и ванаварской свит. В пределах второй зоны ванаварская свита не является продуктивной и не везде присутствует в разрезе, пласт Б-VIII срезан перерывом в северо-восточном направлении, также в северо-восточном направлении происходит фациальное замещение пласта Б-VIII* оскобинской свиты.

Определено пространственное распространение продуктивных горизонтов и выявлена их связь с фациальными условиями в зоне нефтегазонакопления, сделан прогноз типов ловушек и оценены перспективы нефтегазоносности. Карты перспектив могут быть использованы при ресурсной оценке углеводородов.

В 2006 году в ООО «ТюменНИИгипрогаз» выполнен ПРОЕКТ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ НА ОМОРИНСКОМ ЛУ, его ответ-

ственным исполнителем Скрылёвым С.А. были выделены перспективные ловушки углеводородов: по оскобинскому резервуару - Чегалбуканская, Оморинская, Нирюндинская, Платоновская, Западно-Камовская, Средне-камовская, Камовская, Верхнетайгинская, и ванаварскому резервуару -Оморинская, Верхнекамовская, Платоновская, Западно-Камовская, Сред-некамовская. А также подсчитаны запасы по категориям С1 и С2 и ресурсы С3 по ловушкам.

Автором диссертации проведено уточнение моделей строения выделенных ранее ловушек.

В Нирюндинско-Платоновской зоне нефтегазонакопления выделены:

Среднекамовская ловушка.

Платоновская ловушка.

Нирюндинская ловушка.

В Усть-Кумондинской зоне нефтегазонакопления выделены:

Камовская ловушка.

Западно-Камовская ловушка.

Верхнетайгинская ловушка.

Чегалбуканская ловушка и Оморинская ловушка не входят в выделенные зоны, и вероятно будуьт представлять самостоятельные зоны нефтегазонакопления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Автором проведён анализ геологических материалов, литературных источников, макро - и микроописание керна, шлама, лабораторные исследования, материалы ГИС, сейсморазведки, анализ мощностей, лито-геохимические данные с целью детального расчленения и корреляции отложений оскобинской и ванаварской свит.

Детальное сопоставление отложений ванаварской свиты показало её резкую литологическую изменчивость по разрезу и по площади. По результатам этих исследований отложения ванаварской свиты разделены на 6 пачек. Выделено несколько перерывов в осадконакоплении и зафиксированы фациальные замещения различного характера.

Разрез оскобинской свиты разделён на 4 пачки, которые прослеживаются по всему Оморинской площади, за исключением её северовосточной части. Всего в разрезе выделено 4 типа фаций.

Детальное изучение отложений ванаварской и оскобинской свит позволило установить в их составе несколько фациальных типов. Лито-фациальное районирование вендских отложений с использованием сейсмических материалов позволило уточнить границы между Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчиминской фациальными зонами. В пределах Оморинской зоны по ванаварской свите выделено дополнительно три фациальные подзоны - Центральная, Западная и Восточная. В Юрубчено-

Тайгинской зоне выделена Камовская фациальная подзона. Детальное изучение отложений ванаварской и оскобинской свит позволило установить набор фациальных типов.

В диссертационной работе рассмотрены перспективы нефтегазо-носности ванаварского и оскобинского резервуаров по каждой фациаль-ной зоне, приведены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям и выделены зоны схождения максимальных значений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности).

Основная роль в формировании залежей УВ принадлежит современному структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства отложений ванаварской и оскобинской свит характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей УВ могут служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

Для выявления критериев прогноза резервуаров по площади дополнительно проведен анализ корреляционных связей между фильтраци-онно-емкостными свойствами отложений (песчанистость, пористость), общей и эффективной мощностью свит, структурными планами вендского резервуаров и структурной поверхностью рифея.

Для оскобинской свиты рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощностьи продуктивных пластов Б-VIII Б-УШ*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне).

Ввыявлены оптимальные фильтрационно-емкостных характеристики в резервуарах; показано наличие или отсутствие залежей, связанное как со структурным фактором так и с наличием покрышек для залежей.

В пределах Оморинского ЛУ в вендском резервуаре выделены девять перспективных ловушек углеводородов: по оскобинскому резервуару - Чегалбуканская, Верхнекамовская, Платоновская, Западно-Камовская, Среднекамовская, Камовская, Верхнетайгинская. По ванавар-скому резервуару - Верхнекамовская, Платоновская, Западно-Камовская, Среднекамовская, Камовская.

Сделаны выводы о высоких перспективах обнаружения залежей углеводородов в вендском резервуаре. Прогнозируется наличие двух зон нефтегазонакопления по вендскому резервуару - Нирюндинско-Платоновской и Усть-Кумондинской.

По наиболее крупным ловушкам представлены схемы с наложением всех геолого-геофизических, геохимических и фильтрационно-емкостных характеристик.

В дальнейшем рекомендуестся более детальное изучение бурением выделенных зон нефтегазонакопления для уточнения моделей строения и

характеристики фильтрационно-емкостных свойств пород в залежах, что позволит более объективно оценить их промышленную значимость. Также рекомендуестся проведение сейсморазведочных работ 3 Д.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Бирюкова М.А. «Корреляция и фациальные особенности отложений оскобинской свиты юго-западного склона Байкитской ан-теклизы» // Электронный научный журнал ВНИГРИ «Нефтегазовая геология. Теория и практика». 2009(4). № 3.

2. Бирюкова М.А. «Литолого-фациапьная характеристика отложений ванаварской свиты юго-западного склона Байкитской антек-лизы (Сибирская платформа)» // Литология и геология горючих полезных ископаемых: Межвуз. науч. темат. сб. Екатеринбург. Изд-во Уральского гос. Горного ун-та, 2008. Вып. II (18) 379 с.

3. Бирюкова М.А. «Корреляция и фациальное районирование отложений ванаварской свиты юго-западного склона Байкитской антеклизы. (Сибирская платформа)» // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)): Матер, науч.-практ. конф. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. 318 с.

Подписано к печати 19.11.09. Формат бумаги 60x90/16. _Уч.-изд. л. 1,5. Заказ 1680. Тираж 120 экз._

Ротапринт СНИИГГиМСа. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Бирюкова, Марина Александровна

Введение.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ.

1.1 Геологический разрез.

1.1.1 Архей.

1.1.2 Протерозой.

1.1.3 Палеозой.

1.1.4 Магматизм.

1.2. Структурно-тектоническое строение территории.

2. ВЫДЕЛЕНИЕ ПАЧЕК И ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ОМОРИНСКОГО ЛУ.

2.1 Ванаварская свита.

2.2 Оскобинская свита.

3. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ВЫДЕЛЕНИЕ ТИПОВ ФАЦИЙ.

3.1 Ванаварская свита.

3.1.1 Палеогеографические особенности накопления осадков ванаварской свиты.

3.2 Оскобинская свита.

3.2.1 Палеогеографические особенности накопления осадков оскобинской свиты.

4. ДЕТАЛИЗАЦИЯ ФАЦИАЛЬНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ВЕНДА ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА.

4.1 Выделение подзон в ванаварской свите.

4.2 Оскобинская свита.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДЗОН И ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ВЕНДА.

5.1 Фильтрационно-ёмкостные характеристики отложений ванаварской и оскобинской свит в фациальных подзонах.

5.1.1 Ванаварская свита.

5.1.2 Оскобинская свита.

5.2 Оценка корреляционных связей между фильтрационно-ёмкостными характеристиками пластов коллекторов в отложениях вендского нефтегазоносного комплекса.

5.2.1 Ванаварская свита.

5.2.2 Оскобинская свита.

6. УТОЧНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ПО данным фациального районирования.

6.1 Вендский резервуар.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных"

Объектом исследования являются отложения вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) (оскобинская, ванаварская свиты) Оморинского нефтегазоносного района (ИГР) Байкитской нефтегазоносной области.

Актуальность исследований обусловлена необходимостью прогноза зон, перспективных на нефть и газ, в отложениях вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (ИГР) Байкитской нефтегазоносной области (НТО). В процессе поисково-разведочных работ доказана продуктивность горизонтов венда на Камовском и Оморинском месторождениях этого района.

Согласно нефтегазогеологическому районированию Сибирской платформы, Оморинский нефтегазоносный район (ИГР) распологается в юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области (НТО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Перспективными объектами поисков нефти и газа в пределах Байкитской нефтегазоносной области (НТО) являются: рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский нефтегазоносные комплексы (НТК). В Оморинском нефтегазоносном районе (ИГР) промышленной нефтега-зоносностью обладает вендский нефтегазоносный комплекс (НТК).

На юго - востоке Оморинский нефтегазоносный район (ИГР) граничит с Нижнеангарским нефтегазоносным районом (НГР), где в вендских терригенных отложениях открыты газоконденсатные залежи на Агалеевском, Имбинском, Абаканском месторождениях /36/.

В пределах Оморинского нефтегазоносного района выявлено 4 горизонта в вендском нефтегазоносном комплексе. Из Г1 скважин получены притоки: из горизонтов*, Б-VII и Б-VTII газ и вода; из горизонта Б-УШ* газ, вода и нефть.

Получение притоков нефти и конденсата из отложений оскобинской свиты (горизонт Б-VIII*) ставит её в разряд первоочередных объектов исследования. В этой связи литолого-фациалыюе изучение и детализация фациального районирования является особо важной задачей.

В настоящее время инвесторы проявляют большой интерес к району и прилегающим территориям. Оморинский нефтегазоносный район обладает значительными потенциальными ресурсами углеводородов. Перспективы его освоения оцениваются весьма высоко еще и в связи с началом освоения Юруб-ченского месторождения. В нём залежи нефти и газа приурочены к горизонтам-коллекторам каверно-трещинного типа рифейского возраста и к терригенным горизонтам-коллекторам вендского возраста.

В 2005 году окончена разработка программы социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 гг,. Она предусматривает организацию освоения месторождений углеводородов и глубокую переработку нефти и газа. В связи с этим ускорено создание единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Программа геологического изучения недр и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья синхронизируется с этапами создания трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан». Один» из важных шагов в этом направлении это освоение и добыча углеводородов из отложений' вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (НГР).

Отложения рифея, венда и кембрия в Оморинском нефтегазоносносном районе (НГР) вскрыты Втх-1 параметрической и 17-ю поисковыми скважинами. Неоднозначность в расчленении и корреляции отложений венда по скважин-ным данным затрудняет разработку достоверных моделей ловушек.

В данной работе представлены результаты литолого-фациальных исследований, позволяющих оценить перспективность ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинского- нефтегазоносного района (НГР).

Оскобинская свита имеет выдержанное строение в пределах Оморинского нефтегазоносного района (НГР), она содержит хорошо следящиеся реперные пласты и горизонт Б-VIII*. В отложениях оскобинской свиты, принимая во внимание её «пёстрый» облик, возникают осложнения с корреляцией сейсмических разрезов, в межскважинном пространстве отражения имеют невыдержанный прерывающийся характер, вероятно, это вызвано её сложным литологиче-ским составом /15/.

Детальная корреляция пачекв в разрезах ванаварской и оскобинской свит в данной работе позволила выполнить фациальные, палеогеографические, па-леотектонические реконструкции, которые, в свою очередь, использовались как критерии для прогноза распространения зон коллекторов и уточнения перспектив Оморинского нефтегазоносного района (НГР).

Итогом работ явилась литолого-седиментационная модель (выделение литофаций и литотипов) по данным геофизических исследований скважин-(ТИС), исследований керна, данным сейсморазведки с выделением типов коллекторов, участвующих в строении продуктивного пласта месторождения.

Целью диссертационной работы является выявление приуроченности пластов-коллекторов к определенным типам фаций, прогноз зон улучшенных пород-коллекторов и генезиса ловушек в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (НГР) на основе анализа палеогеографических данных.

Для достижения этой цели решались следующие задачи:

- Расчленение оскобинской и ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) на пачки на основе комплексного анализа (литологиче-ский, промыслово-геофизический, сейсмический, геохимический).

- Определение по керновым данным генетических типов пород в пачках оскобинской и ванаварской свит венда.

- Детализация схем фациального районирования отложений оскобинской, ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) на основе комплексного анализа. Прогноз зон фациальных обстановок, не выявленных бурением, но предполагаемых седиментационной моделью.

- Выделение и характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупо-ров в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК), прогноз площадного распространения коллекторов на основе фациального анализа. Оценка связи фильтрационно-ёмкостных характеристик пластов-коллекторов вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района (НГР) с фаци-альными особенностями свит.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены исследования автора по Оморинскому нефтегазоносному району (НГР) с 2005 по 2009 г.г. Изучение параметрических скважин юго-западной части Сибирской платформы, обнажений Енисейского кряжа, Иркинеевского выступа, анализ первичных геологических материалов, литературных источников, макро — и микроописание керна, шлама, лабораторные исследования, материалы геофизических исследований скважин (ГИС), сейсморазведки, лито-геохимические данные.

При определении фильтрационно-ёмкостных характеристик разреза были обработаны каротажные диаграммы по всем скважинам Оморинской площади в программном пакете Solver. Автором работы построены планшеты по свитам с выделением проницаемых горизонтов и расчётом их фильтрационно-ёмкостных характеристик (эффективная мощность,, коэффициенты глинистости и пористости). Расчётные параметры использовались для- построения схем и графиков зависимостей фильтрациионно-емкастых свойств (ФЕС) с целью выявления поисковых признаков пород-коллекторов в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК).

Объём фактически обработанного материала;

- обработано 20 скважин в программном пакете SOLVER. По уровням: усольская, тэтэрская, собинская, катангская, оскобинская, ванаварская свиты:

- лабораторные анализы: гамма-спектрометрия — Ом-2,8,Ю, в обработке Пл-1, Км-1, гранулометрический - Пл-1, Км-1, литологический — Пл-1, Км-1, определение ФЕС - Ом-1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10. Втх-1, Втг-1, Тр-1, Юр-27, 114:

- описание керна - 20 скважин:

- описание шлифов - Ом-10 - 90 описаний, Пл-1 — 22 описаний:

- визуальный осмотр керна - Ом-10, 11, Чгб-1, Км-1, 2, Пл-1, 2, всего 7 скважин:

- просмотренные сейсмопрофиля — 2D 5000 км, 3D 490 км.

Защищаемые положения: .

Обоснование выделения пачек в разрезе ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса на основе расчленения и корреляции разреза до уровня пластов с использованием кернового материала, геофизических исследований скважин, сейсмических разрезов; геохимических данных. Связь пластов^ коллекторов с определёнными типами фаций. В ванаварской): свите коллекторы связаны с фациями песчаных осадков пляжей;, алеврито-песчаных осадков прибрежного слабоподвижного мелководья морского бассейна, песчаных осадков сильно подвижного мелководья морского бассейна. В оскобинской свите коллекторы связаны с фациямишрибрежно-морских терри-генных отложений песчаников прибрежного мелководья;

Детализированные фациальные схемы для отложений ванаварской и оскобинской свит венда Оморинского нефтегазоносного района. Предложена модель распределения баровых песчаников! в ванаварской свите, модель распространения покровных прибрежно-морских песчаников пластов БУШ и Б-VIII* Br оскобинской свите:

Научная новизна работы состоит в следующем:

- На основе анализа геолого-геофизического материала по Оморинскому нефтегазоносному району и прилегающим территориям предложен авторский; вариант разделения оскобинской и ванаварской свит на пачки, что явилось основой для построения корреляционных схем, геологических разрезов, фациаль

15 ных и прогнозных карт. Установлено прилегание нижних пачек разреза и срезание верхних.

- В разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций, распределенных неравномерно. К подошве свиты приурочены фации тер-ригенных отложений морского бассейна (глинисто-алевритовые осадки). Выше по разрезу идёт неравномерное чередование прибрежно-морских фаций: открытого побережья, прибрежного мелководья, подвижного мелководья морского бассейна.

- С помощью анализа распространения пачек и слоёв обоснованы перерывы в осадконакоплении: предвендский — выходы различных свит на эрозионную поверхность рифея, пререрыв между ванаварской и оскобинской свитами, предкатангский - срезание верхних слоев оскобинской свиты.

- По скважинным данным подсчитаны суммарные эффективные мощности, коэффициенты глинистости "и пористости коллекторов в разрезах скважин. Построеньг карты распространения этих параметров на Оморинском нефтегазоносном районе. Проведена оценка связей между фациальными условиями образования пород и их фильтрационно-емкостных свойств.

- На основе корряляционных схем и схем фациального районирования, аннализа сейсмических разрезов, изучения фильтрационно-ёмкостных свойств установлены две зоны нефтегазонакопления: Нирюндинско-Платоновская и Усть-Кумондинская: В пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-VIII и Б-VIII* в оскобинской свите. Перспективы нефтегазоносности в этой1 зоне также связаны с ванаварской свитой. В- пределах второй'зоны ванаварская свита не является продуктивной и не* везде присутствует в. разрезе. Пласт Б-VIII: оскобинской свиты срезан перерывом, основные перспективы в данной подзоне связаны с пластом Б-VIII*.

Практическая значимость.

Среднекамовская неантиклинальная ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите - пластовые тектонически и литологически экранированные.

Платоновская неантиклинальная ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите - пластовые тектонически и литологически экранированные. В пределах ловушки оконтурены ванаварские баровые тела.

Нирюндинская ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые, сводовые - стратиграфические, в ванаварской свите пластовые и сводовые приемущественно нефтяные.

В Усть-Кумондинской зоне нефтегазонакопления выделены:

Верхнетайгинская стратиграфическая ловушка — залежь в оскобинской свите в пласте Б-VIII* - пластовая, сводовая.

Камовская стратиграфическая ловушка — залежь в оскобинской свите в пласте Б-VHI* - пластовая, сводовая.

Чегалбуканская стратиграфическая ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VHI и Б-VIII* - пластовые и сводовые.

- Составлены* уточненные схемы фациального> районирования ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса, которые являются основой-для выбора наиболее перспективных объектов для проведения геолого-разведочных работ на территории Оморинского нефтегазоносного района, а также для обоснования и оптимизации системы заложения скважин при поиске ловушек.

Апробация работы.

Основные положения диссертации изложены в научно-исследовательских отчетах, выполненных в ОАО «Енисейгеофизика» в рамках договоров: 140/07 "«Обобщение результатов выполненных геолого-геофизических работ (бурение, сейсморазведка, электроразведка, гравиразведка, аэрогеофизические исследования) с целью определения эффективного комплекса методов для выделения перспективных зон и комбинированных ловушек в вендском и рифей-ском НТК Оморинского лицензионного участка»" (отв. исп. Гутина О.В., 2008 г.), «Дополнительная обработка и интерпретация разрезов МОГТ Нирун-динского, Платоновского и- Камовского участков. Прогноз структурно-литологических ловушек в песчаниках ванаварской свиты венда» (отв. исп. Гутина О.В., 2008 г.), заказчики ООО «Газпром добыча Красноярс», СНИИГ-ГиМС.

По теме диссертации автором опубликовано 3 статьи, одна из которых - в рецензируемом журнале.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Текст изложен на 202 страницах, содержит 78 рисунков, 3 таблицы. Список литературы включает 77 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Бирюкова, Марина Александровна

Выводы:

• Устойчивой прямой связью (высокий коэффициент корреляции) обладают структурные поверхности по кровле резервуаров со структурным планом эрозионной поверхности рифея.

• Корреляционная связь между остальными параметрами в ванаварской свите отсутствует или наблюдаются слабые корреляционные зависимости. В свите значения параметров сильно рассеяны от линии тренда в различные стороны, что свидетельствует о формировании отложений в различных-фациальных условиях, невыдерженности коллекторов» и возможных структурно-тектонических перестройках. Для скважин каждой

170 подзоны характерна своя область концентрации значений на графиках. Подзоны отличаются по коэфициентам песчанистости, наличию пластов коллекторов их эффективной мощностью, пористостью.

• Для оскобинского резервуара не выявлено связи ФЕС со структурным планом предвендской эрозионной поверхности рифея. Выявлена связь структурного плана эрозионной поверхности рифея со структурными планами кровли и подошвы продуктивных пластов резервуара. Отсутствие корреляционных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками, общей мощностью свиты и эффективной мощностью коллекторов, песчанистостью и пористостью можно объяснить вторичными изменениями в виде размывов и перерывов в осадконакоплении. В момент предкатангского размыва произошло сокращение мощности оскобинской свиты в пределах Камовской фациальной подзоны, в результате чего в ней полностью размыт горизонт Б-VIII. Продуктивный пласт Б-VIII* является регрессивным^ сформированным после внугриоскобинского перерыва.

• Для оскобинского резервуара рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощностьи продуктивных пластов Б-VIII и Б-VIII*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне);

• Основная роль в формировании залежей принадлежит структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства оскобинской свиты характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей:УВ'могут. служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

6. УТОЧНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ПО ДАННЫМ ФАЦИАЛЬНОГО

РАЙОНИРОВАНИЯ

Литолого-фациальный анализ позволил реконструировать условия осад-конакопления пачек оскобинской и ванаварской свит, выделить зоны, благоприятные с точки зрения распространения коллекторов, и площади развития экранирующих толщ, уточнить распространение пластов-коллекторов по площади. Наметить участки возможного нахождения неантиклинальных ловушек. Результаты исследований в комплексе с данными по тектоническому строению региона дали основание дифференцировать Оморинской лицензионный участок по перспективам нефтегазоносности (рис. 6.1)/28/.

Выше автором рассмотрены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям, в результате выделены области схождения максимальных; значений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности); Проведён анализ перспектив нефтегазоносности ванаварской и оскобинской свит по каждой фациальной подзоне.

Ванаварская свита.

В пределах Центральной подзоны выделяются два участка с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-емкостных характеристик отложений, ванаварской; свиты, которые при наличии флюидоупора и необходимых структурных усовий могут быть, перспективными для поисков. УВ (рис. 6.2). В районе скв. Ом - 2, 8, 10 выделено баровое тело, оно совпадает с зоной схождения ФЕС. Средняя проницаемость в образце из.данного интервала в-'скв.'Ом-Ю?-(метод линейной фильтрации ГОСТ - II оси керна на полноразмерном образце) составляет 5,08 мДарси, минимальная?0,001» мДарси, максимальная 18,94 мДарси: Коэффициент пористости по подзоне в среднем около 18%.

Рис. 6.1 Схема перспектив нефтег

Уточненные гсктуры залежи (Гутпиа t 2008) кглтуры залежи таете Б-VII - контуры эалваей пластов Б-VIII, Б-VIII* контуры залежи пласта Б-УШ* а

Ие-Камсвск&я |ДНО Камоескяд

Зона суждения шпзшалышх шаявняй фншарцм)шяхшоепшх параметре» по вельмкнассй с в б) и

Б-VIII - Б-VIII* Б-VHT

I Контур Нярюнлннско-ГЬягснсвсшй зсяш нефтегдесмысспленнх I Ъ-—4 Контур Усть-КуметштсюзЯ зоны нефгсгазс«аксплеиня

Барояие отложения а мкаварсксй cam с Отсутствие отяожснкЯ аанаваревдй сайты ионосности вендского резервуара, Оморинского ЛУ

173

Рис. 6.2 Схема распространения фильтрационно-ём костных параметров в отложениях ванаварского резервуара. Оморинский участок

-j

Камовская фациальная подзона характеризуется невысокими значениями фильтрационно-ёмкостных свойств в ванаварской свите и их резкой изменчивостью по площади (рис. 6.3). Коэффициент пористости пласта 16,8 %, коэффициент глинистости 5 %. Эффективная мощность около 3 м.

Западная переходная фациальная подзона характеризуется хорошей сходимостью фильтрационно-ёмкостных свойств. Соответственно можно прогнозироватьповышение коэффициента песчанистости (до 30%), эффективной мощности (до 30 м) и коэффициента пористости (до 18%).

В пределах Восточной подзоны выделяется участок с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-ёмкостных характеристик отложе-. ний ванаварской свиты. В его области выделены барровые тела (р-н. скв. Пл-1) и по сейсмическим разрезам, они совпадают с зоной улучшенных ФЕС. Его среднее значение эффективной мощности 7,6 м, коэффициента пористости 15,1 %, коэффициента глинистости 7,8 %. Средняя проницаемость в скв. Пл-1 (электронный метод — полноразмерные образцы, II оси керна) 0*19 мДарси, минимальная 0,02 мДарси, максимальная 1,09 мДарси. Средняя проницаемость, определённая методом линейной фильтрации по ГОСТу (стандартный образец оси керна) равна 1.3 мДарси, минимальная менее 0,001, максимальная — 8,26, на полномерном образце (II оси керна) средняя — 0,17 мДарси, минимальная-менее:0,001 мДарси, максимальная 1,08 мДарси. Средняя проницаемость в пластовых условиях (стандартный образец оси керна) равна 1,2 мДарси, минимальная 0,007, максимальная 4,23.

Тохомская подзона характеризуется хорошим схождением улучшенных фильтрационно-ёмкостных характеристик отложений ванаварской свиты. Прогнозная эффективная мрщность - около 40 м. По лабораторным данным коэффициент пористости по свите варьирует от 5.4 % до 10%,^ проницаемость составляет менее 0ф1: мДарси:

Подводя итог можно сделать вывод, что в пределах Оморинской площади наиболее перспективные области с максимальным схождением фильт

Рис. 6.3 Схема распространения фильтрационно-ёмкост]

Каковская-2

УСЛОВНЫЕ ОКОЧНЛЧЕНИЯ рационно-ёмкостных свойств выделены в Центральной, Тохомской и Восточной подзонах в ванаварской свиты.

Оскобинская свита.

Центральная и Восточная фациальные подзоны полностью являются участками с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-емкостных характеристик отложений оскобинской свиты по пластам Б - VIII и Б - VIII*, так как пласты имеют региональное развитие в Оморинском НГР (рис. 6.4, 6.5). Кпор по пласту Б - VIII от 10 до 15%., по пласту Б - VIII* Кпор около 12%, средняя эффективная мощность 8 метров.

В Камовской подзоне в районе Камовской-1 скважины выделяется область схождения максимально улудшеных фильтрационно-ёмкостных свойств по пласту Б-VIII*. Эффективная мощность в скв. Км- 1 - 9,1 м, Кпор -14.6%, в скв. Км-2 эффективная мощность 6,6 м, Кпор - 9,2 %. В восточном направлении подзона бес перспективна, область отсутствия перспективных пластов, в скв. ВТг-1 эффективная мощность сокращается до 1,9 м, Кпор -8,3%.

Тохомская фациальная подзона располагается в области максимального схождения фильтрационно-ёмкостных свойств по оскобинской свите (пласты Б-VIII* и Б-IX). По лабораторным данным коэффициент пористости до 10,4 %, проницаемость менее 0,01 мДарси. Для построения зависимостей приняты прогнозные параметры, эффективная мощность для пласта 40 м и Кпор - 15%.

6.1 Вендский резервуар

На основе корряляционных схем и схем фациального районирования, сейсмических разрезов, изучения * фильтрационно-ёмкостных свойств были-спрогнозированы две зоны-, нефтегазонакопления: Нирюндинско-Платоновская и Усть-Кумондинская /70/. В пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-VIII и Б-VIII* оскобинской свиты»и ванаварской

У с л о в

Изогнпсы отражающего горизонта R0 (кровля предвендскоЙ эрозионной поверхности), и j*-*—- изолинии песчаниетости оскобинского резервуара^ ] - изолинии пористости осхобинского резервуара,%

- нэотахшы эффективной мощности оскобмнскога резервуара,»! j Линия геолого-геофизнческого разреза

Административная граница Эвенкийского АО

Гранима лицензионных участков Зона схождения максимальных значений фильтраанонно-емкостных параметров в пластах Б-VIII и Б-УПГ оскобинского резервуара

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Детальное сопоставление отложений ванаварской свиты показало её резкую литологическую изменчивость по разрезу и по площади. По результатам этих исследований в отложениях ванаварской свиты выделано 6 пачек. Выделено несколько перерывов в осадконакоплении и зафиксированы фациальные замещения. Всего в разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций. Они распределены неравномерно. К подошве свиты, приурочены морские отложения фации МУТ. Выше по разрезу идёт не равномерное переслаивание с различным порядком чередования прибрежно-морских фаций. Массового преобладания, какой либо из них не наблюдается. Для каждой скважины характерны свои особенности в сочетании фаций.

Разрез оскобинской свиты разделён на 4 пачки, которые прослеживаются по всему Оморинскому ЛУ, за исключением его северо-восточной части. Всего в разрезе выделено 4 типа фаций, фации в различном сочетании представлены в каждой пачке.

Уточнено фациальное районирование вендских отложений. Литолого-фациальное районирование с использованием сейсмических материалов, позволило уточнить границы между Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчи-минской фациальными зонами. В пределах Оморинской зоны по ванаварской свите выделено дополнительно три фациальные подзоны, - Центральная, Западная- и Восточная. В Юрубчено-Тайгинской зоне выделена Камовская фациальная подзона. Детальное изучение отложений ванаварской и оскобинской- свит позволило выделить набор фаций.

Ванаварская свита, сложена фациями: открытого побережья, подвижного мелководного бассейна и удаленных частей морского бассейна. Все эти фации характеризуются слабой прослеживаемостью по площади и существенными изменениями фильтрационно-емкостных свойств, зафиксированы многочисленные перерывы и размывы осадков. В подошвенной части свиты выделяется аргиллитовая пачка. Ее распространение прослежено по площади. Возможно, она может служить флюидоупором для нижележащих рифейских отложений. В разрезах ванаварской свиты ряда скважин (скв. Ом-2, 8, 10 — IV пачка, 3 - IV* пачка, Пл-1 - IV** пачка) выделены и откартированы по площади баровые тела.

В отложениях оскобинской свиты выделяется всего два типа макрофаций - прибрежно-морские закрытых и полузакрытых водоемов (лагуны, сабхи) и прибрежно-морские терригенные отложения прибрежного мелководья. Отложения хорошо выдержаны по площади, в них сделана попачечная корреляция. Отложения формировались преимущественно в анаэробных условиях. Это дает основание для прогноза высоких перспектив на поиски УВ в данном стратиграфическом уровне.

В отчете рассмотрены перспективы нефтегазоносности ванаварского и оскобинского резервуаров по каждой фациальной зоне, приведены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям и выделены зоны схождения максимальных значений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности).

В ванаварскй свите выявлены следующие закономерности по изменению коллекторских свойств отложений. Западная и Тохомская фациальные подзоны обладают общей увеличенной мощностью, повышенными прогнозными значениями эффективной мощности и высокими прогнозными коэффициентами пористости и песчанистости. Центральная фациальная подзона хорошо изучена бурением, она обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными характеристиками. Камовская подзона имеет невысокие* перспективы в связи с резким сокращением мощности свиты.

Отложения свиты обладают невысокими перспективами для* обнаружения залежей УВ в связи с отсутствием покрышки в вышележащих отложениях.

Анализируя фильтрационно-ёмкостные свойства оскобинской свиты в целом по лицензионному участку можно сказать, пласт Б-VIII расположенный в

188 кровле свиты имеет распространение на северо-западе участка. Выделяется в скважинах двух разных подзон Центральная и Восточной. Обладает хорошими фильтрационно-емкостными характеристиками.

Пласт Б-VIII* является перспективным для обнаружения залежей УВ на большей части территории Оморинского ЛУ, за исключением восточной части, где происходит его выклинивание (размыв). Пласт обладает хорошими фильт-рационно-емкостными свойствами и прослеживается в Центральной и Восточной подзонах. В Центральной подзоне (район оморинских скважин) вся территория по ФЕС этого пласта является перспективной, но притоки из скважин получены не везде. Следовательно, наиболее важным условием для формирования залежи УВ в данном случае является структурный фактор. В районе Камовской фациальной подзоны перспективы связаны с пластом Б-VIII т.к. пласт Б-VIII отсутствует в разрезе. Прогнозируется, что в Тохомской подзоне в оскобинском резервуаре распространены оба пласта.

Основная роль в формировании залежей принадлежит современному структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства отложений ванаварской и оскобинской свит характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей УВ могут служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

Для выявления критериев прогноза резервуаров по площади дополнительно проведен анализ корреляционных связей между фильтрационно-емкостными свойствами отложений (песчанистость, пористость), общей и эффективной мощностью свит, структурными планами вендского резервуаров и структурной поверхность рифея.

Устойчивой прямой связью обладают структурные поверхности по кровле резервуаров со структурным планом эрозионной поверхностью рифея:

Корреляционная связь между остальными параметрами в ванаварской свите отсутствует или наблюдаются слабые корреляционные зависимости. Значения параметров распределяются от линии тренда в виде группы (облака) скважин, что свидетельствует о формировании отложений в разных блоках, в различных фациальных условиях и возможных структурно-тектонических перестройках.

Для оскобинской свиты не выявлено связи ФЕС с современным структурным планом предвендской эрозионной поверхности рифея. Выявлена связь эрозионной поверхности рифея со структурными планами кровли и подошвы продуктивных пластов резервуара. Отсутствие корреляционных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками, мощностью общей и эффективной, песчанистостью и пористостью можно объяснить вторичными изменениями. В момент предкатангского размыва произошло сокращение мощности оскобинской свиты в пределах Камовской фациальной подзоны, в результате чего в ней полностью размыт горизонт Б-VIII. Продуктивный пласт Б-VIII* сформировался в начально-трансгрессивную стадию, после внутриоск-бинского перерыва.

Для оскобинскойй свиты рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощность продуктивных пластов Б-VIII Б-VIII*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне).

Основным выводом в данной главе является: наличие хороших фильтра-ционно-емкостных характеристик в резервуарах; наличие или отсутствие залежей связано только со структурным фактором и наличием покрышек для залежей.

В вендском резервуаре выделены девять перспективных ловушек углеводородов: по оскобинскому резервуару - Чегалбуканская,. Верхнекамовская, Платоновская,. Западно-Камовская, Среднекамовская, Камовская, Верхнетай-гинская. По. ванаварскому резервуару - Верхнекамовская,7 Платоновская, Западно-Камовская^ Среднекамовская, Камовская.

Наибольший нефтегазопоисковый интерес в ванаварской свите представляют интервалы, содержащие песчаники с хорошими коллекторскими свойствами. Это баровые отложения (ММБ), пляжевые песчаники (ПОП), либо песча

190 ники слабо подвижного прибрежного мелководья морского бассейна (МПС), развитие которых прогнозируется в Верхнекамовской, Платоновской ловушках. Морские фации преимущественно аргиллитового состава (МУТ) могут являться флюидоупором для залежей УВ в карбонатном коллекторе рифейского НТК. Часть коллекторов залегает непосредственно на аргиллитах, а часть находится выше по разрезу. Эти фации изучены в Камовской и Среднекамовской ловушках. В ванаварской свите отсутствуют покрышки для формирования ловушек УВ.

В оскобинской свите пласты-коллектора связаны с фацией песчаных осадков прибрежного мелководья морского бассейна и теригенно-сульфатно-карбонатной фацией. Хемогенно-сульфатные фации являются флюидоупорами.

В пределах Камовской, Верхнетайгинской, и Западно-Камовской ловушек основная продуктивность будет связана с пластом Б-УШ*.

Сделаны выводы о высоких перспективах обнаружения залежей углеводородов в вендском резервуаре. Прогнозируется наличие как минимум двух зон нефтегазонакопления по вендскому резервуару — Нирюндинско-Платоновской и Усть-Кумондинской.

РЕКОМЕНДАЦИИ

Подводя итог, автор диссертации отмечает, что дать однозначные ответы на все вопросы существующие по теме работы в настоящее время невозможно в силу многих причин: слабая изученность региона, сложное геологическое строение, отсутствие добротных результатов испытания (по старым скважинам), малое количество лабораторных исследований (по старым скважинам), малые мощности пластов-коллекторов и их значительная изменчивость по площади и многие другие.

Автором предложены следующие рекомендации. На выделенных ловушках, с целью локализации их границ рекомендуется провести детальный комплекс геолого-гефизических исследований:

- площадную газо-геохимическую съемку по снеговому покрову;

- площадную электроразведку методом естественного электрического поля (ЕЭП), опытные электроразведочные работы методом точечного электромагнитного зондирования (ТЭМЗ);

- площадные высокоточные гравиметрические наблюдения с целью прогноза залежей УВ, на основе изучения аномалий ГОНГ и временных вариаций аномалий сильгтяжести;

- сейсморазведочные работы ЗД с выделением компоненты рассеянных волн, многоволновые исследования для решения задач по картированию слож-нопостроенных ловушек с обязательным использованием цифровых сейсмо-приёмников и уменьшением шага полевых исследований. Сложный тип коллекторов, малые мощности продуктивных пластов и их частое выклинивание требуют качественно нового подхода к их изучению. В данном случае при изучении таких сложнопостроенных резервуаров традиционная сейсморазведка 2D почти исчерпала свои возможности, поскольку изучение преимущественно только гипсометрического положения потенциально продуктивных уровней не даёт однозначного ответа на вопрос об изменении литологического состава пород, их проницаемости и направлении трещиноватости;

- профильное бурение глубоких скважин в пределах Усть-Кумондинской и Нирюндинско-Платоновской зонах нефтегазонакопления по восстанию (выклиниванию) и вкрест простирания пластов-коллекторов, такая методика является наиболее рациональной при поисках залежей в ловушках литологического, стратиграфического типов, которые доминируют на территории лицензионного участка;

- при получении новых результатов необходимо проведение оперативной переинтерпретации исходных материалов, по которым будет проведена корректировка по заложению скважин и расположению сейсмических профилей на площади исследований.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бирюкова, Марина Александровна, Новосибирск

1. Опубликованная

2. Абрамович. И.И., Бурков Ю. К. Методы теоретической геологии. Л.: «Недра», 1987. 335 с.

3. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Литология». Екатеринбург: Изд-во УТТТА, 2003. 147 с.

4. Алексеев В.П. Литологические этюды. Екатеринбург: Изд-во УТТУ, 2006. 149 с.

5. Архангельская Н.А., Григорьев В.Н. Условия образования солеродных зон в открытых морских водоемах на примере эвапоритового нижнекембрийского бассейна Сибирской платформы // Изв. АН СССР, сер. Геологическая, № 4, 1960. 120 с.

6. Бирюкова М.А. Корреляция и фациальные особенности отложений оскобинской свиты юго-западного склона Байкитской антеклизы / Электронный научный журнал ВНИГРИ «Нефтегазовая геология. Теория и практика» № 3, 2009 (4). http://www.ngtp.rU/mb/4/322009.pdf

7. Бакиров А.А. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М.: Изд-во. «Высшая школа», 1968. 458 с.

8. Битнер А.К., Кринин В.А. и др. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. Красноярск, Типография Сибирь, 1990. С. 79-80.

9. Ю.Белкин В.И. Фациальные типы пород баженовской свиты Западного При-обья И Проблемы нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири. М.: ИГиРГИ, 1986. С. 15-26.

10. П.Богданов А.И. Сейсморазведка методом отражённых волн. М.: Недра, 1982, т. 1,2. По 280 с.

11. Ботвинкина JI.H. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Наука, 1965. 260 с.

12. Бурков Ю.К., Певзнер B.C. Геохимические исследования осадочных пород для решения геологических задач. JL: Тр. «ВСЕГЕИ». Нов. сер. т. 295., 1978. 133 с.

13. Бурков Ю.К. Математическая обработка геохимических данных с целью моделирования и генезш^ осадочных толщ при проведении региональных геологических исследований. Методические рекомендации. Санкт-Петербург, Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 1992. 70 с.

14. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М.: Мир, 1977. 206 с.

15. Вассоевич. Н.Б. Флиш и методика его изучения. JL: Гостоптехиздат, 1948. 215 с.

16. Выцлан И.А. Фации и формации осадочных пород. Томск: Изд-во ТГУ, 2002. 484 с.

17. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В; Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. М.: Недра, 1985. 304 с.

18. Геология нефти и газа Сибирской,платформы. / А.С. Анциферов, В.Е. Ба-кин, И.П. Варламов и др. Под ред. А.Э* Конторовича, B.C. Суркова, А.А. Трофимука. М.: Недра, 1981. 552 с.

19. Геология нефти и газа / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др. М.: Недра, 1990. 240 с.

20. Геология и нефтегазоносность Ленно-Тунгусской провинции. / Под ред. Н.В. Мельникова. М.:Недра, 1977. 204 с.

21. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. / Под ред. Померанц Л.И., Бондаренко М.Т., Гулин Ю.А., Козяр В.Ф. М.: Недра, 1981. 373 с.

22. Гусейнов А.А., Гейман Б.М., Шик Н.С., Сурцуков Г. В. Методика прогнозирования и поисков литологических, стратиграфических и комбинированных ловушек нефти и газа. М.: Недра, 1988. 270 с.

23. Гутина О.В., Прицан Н.В. Уточнение стратиграфии разрезов верхнего рифея и венда юго-западной части Сибирской платформы /Стратиграфия и нефтегазоносность венда-верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы. Красноярск: КНИИГиМС, 2001. С. 21-34.

24. Ежова А.В., Литология: Учебное пособие. Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 353 с.

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

26. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. Учеб. Пособие. М.: «Высшая школа», 1971. 368 с.

27. Корчуганова Н.И. Новейшая тектоника с основами современной геодинамики: Методическое руководство. М.: Геократ, ГЕОС, 2007. 354 с.

28. Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибрской платформе (в Восточной Сибири и Республике; Саха(Якутия)): Матер: науч.—практ. конф. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. 318с.

29. Литоморфологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. Ред. Тимофеева Е.И. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1990. 224 с.

30. Маслов А.В. Литология верхнерифейских отложений Башкирского мега-антиклинория. М.: Наука, Тр. ГИН АН СССР; Вып. 426, 1988. 133 с.

31. Мельников Н.В. Рифей и венд Сибирской платформы и его складчатого обрамления // Стратиграфия нефтегазаносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и её складчатого обрамления. Новосибирск: Акад. изд-во «Гео», 2005. 428 с.

32. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом. / Иод ред. В.И. Шетерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ; НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 255 с.

33. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологи-ческих ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

34. Муромцев B.C. Методика локального прогноза песчаных тел — литологи-ческих ловушек нефти и газа по электрометрическим моделям фаций // Методика прогнозирования литологических и стратиграфических залежей нефти и газа. JL: Недра, 1981. С.5-23.

35. Мюллер П., Вингольц Р. О генезисе углеводородов в карбонатных породах цехштейна-2 (верхней перми) на территории Германской Демократической Республики // Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра. 1972. С. 152-161.

36. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник / Под ред. М.М. Ивановой. М.: ТВ АНТ, 1994. 280 с.

37. Павлидис Ю.А., Никифоров C.JI. Обстановки морфолитогенеза в прибрежной зоне Мирового океана. Ин-т океанологии им. П.П. Ширшова РАН.: Наука, 2007. 455 с.

38. Рединг Х.Г. Обстановки осадконакопления и фации. В 2-х т: Пер. с англ./ Под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990. По 352 с.

39. Романовский С.И. Физическая седиментология. JL: Недра, 1988. 240 с.

40. Рухин Л.Б. Основы общей палеогеографии. Л.: ГОСТОПТЕХ-ИЗДАТ, 1962. 628 с.

41. Сейсморазведка: Справочник геофизика. В двух книгах. / Под ред. Номо-конова В.П. М.: Недра, 1990. 336 с.

42. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления (пер. с англ.). М.: Недра, 1989. 294 с.

43. Справочник по нефтегазопромысловой геологии / Под ред. М.М. Максимова и др. М.: Недра, 1981. 525 с.

44. Старосельцев B.C. .Тектономагматические предпосылки накопления углеводородов на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. Тезисььдокладов к конференции// Геология^ и-полезные ископаемые юга восточной Сибири. Иркутск, 1989. С. 15-17.

45. Стратиграфический кодекс СССР. Составители: Жамойда А.И., Ковалевский О.П., Моисеева А.И. Яркин В .И. Ленинград, 1997. 80 с.

46. Стратиграфический кодекс. Издание второе, дополненное. С-Пб., 1992, 120 с

47. Страхов Н.М. Проблемы современного и древнего осадочного процесса: В 2-х т: М.: Наука, Геол. Ин-т РАН. 2008.

48. Страхов Н.М. Типы литогенеза и их эволюция в истории земли. М.: Гос. науч.-тех. изд-во лит-ры по геологии и охране недр, 1963. 533 с.

49. Теоретические и методологические вопросы седиментационной цикличности и нефтегазоносности. Ред. Трофимук А.А., Карагодин Ю.Н., Бук-рееваГ.Ф.: Новосибирск: Наука, 1988. 195 с.

50. Фортунатова Н.К. Методические рекомендации по прогнозированию строения карбонатных формаций. М., 1990. 40 с.

51. Элланский М.М. Извлечение из скважинных данных информации длячрешения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии. М.: РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина, 2000. 162 с.

52. Хаин В.Е. Общая геотектоника. Изд. 2-е. переработ, и доп. М.: Недра, 1973.С 512.

53. Хоментовский А.С. Структура и тектоника юго-западной части Сибирской платформы // Бюл. МОИП. 1945. Т 20, вып. 5-6. С. 115-129.

54. Шенфиль В.Ю. Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1991. 185 с.

55. Шерифф Р., Гелдарт JI. Сейсморазведка. М.: Мир, т 2, 1987. 150 с.

56. Яночкина З.А. Статистические методы изучения пестроцветов. М.: Недра, 1966. 141 с.1. Фондовая

57. Енисейской геофизической партии за 2004-2005 гг.). Красноярск, 2005. 342 с.

58. Кандауров В.И. (ответственный исполнитель). Сейсморазведочные работы в пределах Камовского свода. (Отчёт Турамской с.п. № 64/92-94). п. Геофизиков, 1994 г. 164 с.

59. Сарвиров А.Д. (ответственный исполнитель). Отчёт о сейсморазведочных работах МОГТ-80 на Оморинском лицензионном участке. ООО "Эвен-киягеофизика", Енисейск, 2004. 352 с.

60. Сарвиров А.Д; (ответственный исполнитель); Оморинский лицензионный участок. Поисковые сейсморазведочные работы MOFT-2D на Оморинском лицензионном участке. ООО "Эвенкиягеофизика", Красноярск, 2007.259 с.

61. Скрылев С.А. (ответственный исполнитель). Предварительная геолого-экономическая оценка Оморинского, Юрубченского, Сузунского и вновь открытых месторождений. Отчет по договору №17/66. Красноярск, 1989 .235 с. ' .

62. Скрылев.С.А. (ответственныйшсполнитель):.Проект поисково-оценочных работ на Оморинском. лицензионном участке. Отчет, ООО "ТюменНИИ-гипрогаз", Тюмень, 2006. 346 с.

63. Соколова И.П. (ответственный исполнитель). Результаты минералого-петрографических исследований. Описание шлифов. ООО «НПО Геотехнология» Отчет по договору № Р-66. Красноярск. 2006. 111 с.

Информация о работе

Бирюкова, Марина Александровна
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы