Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского НГБ в связи с прогнозом залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях

Хафизов, Сергей Фаизович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского НГБ в связи с прогнозом залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского НГБ в связи с прогнозом залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях"

-А

юбг^

На правах рукописи

ХАФИЗОВ Сергей Фаизович

Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) в связи с прогнозом залежей углеводородов в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт - Петербург 2003

Работа выполнена в ОАО «Тюменская Нефтяная Компания».

Научный консультант: член-корреспондент РАН, доктор геолого-минералогических наук, профессор М.Д. Белонин.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.А. Корнев,

доктор геолого-минералогических наук Н.С. Окнова,

доктор геолого-минерапогических наук, профессор Э.М. Хапимов.

Ведущая организация: Институт геологии нефти и газа СО РАН.

Защита диссертации состоится if июля 2003 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д216.008.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.

Автореферат разослан 2003г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в 2-х экземплярах просим направлять по адресу: 191104. г. Санкт-Петербург, Литейный пр.,39 ВНИГРИ, Учёному секретарю. E-mail: ins@vnigri.spb.su.

Ученый Секретарь Диссертационного Совета,

кандидат г.-м. наук

А.К. Дертев

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Несмотря на более чем 50-ти летнюю историю изучения, перспективы южных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна остаются до конца невыясненными. Поисковые работы, проводившиеся, в основном, по традиционной методике выявления и разбуривания куполовидных поднятий, имели низкую эффективность, поскольку большинство выявленных в рассматриваемом регионе месторождений связано с неструктурными ловушками. В связи с этим актуальным является прогноз залежей УВ в неструктурных ловушках палеозойско-мезозойских отложений южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе анализа материалов выполненных ранее геологоразведочных работ и их обработки с применением современных методик.

Целью работы является прогноз неструктурных ловушек различных типов в палеозойско-мезозойских отложениях, развитых в пределах рассматриваемой территории, и выработка с учетом особенностей строения единой концепции их геолого-геофизического изучения.

Основные задачи исследований:

• анализ результатов проведенных ранее работ по геологическому изучению рассматриваемой территории;

• оценка особенностей строения и истории геологического развития территории;

• районирование территории по принципу выделения основного нефтеперспективного (доминирующего) горизонта и выявления зоны его распространения;

• выявление основных типов ловушек в каждой выделенной зоне;

• выработка принципов прогноза неструктурных ловушек в каждой зоне и их поисков и разведки;

• обобщение базовых принципов прогноза неструктурных ловушек в единой концепции ведения геологоразведочных работ в рассматриваемом районе;

• прогноз перспектив нефтегазоносности палеозойско-мезозойских отложений на основе комплексирования литолого-папеогеографических, палеогеоморфологических построений с данными сейсморазведки;

• подготовка на базе существующего уровня изученности предложений по поискам первоочередных объектов.

Научная новизна:

1. На основе принципиально новой геолого-геофизической информации выявлена специфика условий формирования неструктурных ловушек в разных частях рассматриваемой территории и связанные с этим особенности их поиска.

2. Проведено районирование рассматриваемой территории по геологическому строению, условиям формирования и принципам опоискования неструктурных ловушек УВ в различных продуктивных комплексах.

3. Установлено соответствие выделенных комплексов и отдельных зон в рассматриваемом районе их аналогам в Широтном Приобье.

4. На основе полученных закономерностей дан прогноз, а в ряде случаев доказана продуктивность горизонтов, ранее считавшихся бесперспективными.

5. Составлены карты зон размещения литологических ловушек в составе 12 клиноформных комплексов: БВ9; БВ8; БВ67; БВ^,^; БС^; БСц; БСю. БС67; БС4,5; БС|.з, АСп; АСю-

6. Выявлено и закартировано более 50 депоцентров развития конусов выноса в фондоформных и склоновых частях клиноформных комплексов.

7. Дан анализ геологического строения и нефтегазоносности формации коры выветриваения доюрских пород Уватского района.

8. Построены карты размещения перспективных неструктурных резервуаров в юрских отложениях пластов Юю-ц,- Ю7.8, Ю5.6, Ю2-4, Ю|.

Практическая значимость работы состоит в выработке, на основе проведенного районирования, принципиально новых концепций по изучению каждой из выделенных зоны и рассматриваемой территории в целом и подготовке конкретных рекомендаций, значительная часть из которых успешно реализована.

• Впервые обоснована продуктивность шельфовых пластов группы АС в южной части Демьянского нефтегазоносного района (подтверждено открытием залежей на Вуемском и Вореягском месторожденииях);

• Впервые на рассматриваемой территории выявлен новый нефтегазоносный резервуар в разрезе абапакской свиты и промышленно значимые залежи в пласте Ю1а (залежи на Капьчинском, Северо-Демьянском, Гусеничном и Центрально-Алымском месторождениях). Ряд поднятий оказался недоизученным, но сохраняет значительные перспективы

нефтегазоносности по этому пласту (Ендырское, Гусеничное, Восточно-Демьянское и др.);

• Впервые в пределах рассматриваемой территории выявлен новый перспективный нефтегазоносный резервуар в отложениях аномального разреза баженовской свиты и предложен механизм формирования. Промышленная нефтегазоность комплекса доказана получением промышленных притоков на ряде площадей и эксплуатацией скважин на Кальчинском месторождении.

• Впервые в практику геологоразведочных работ на юге Западной Сибири внедрены современные методы геофизических исследований скважин: ядерно-магнитный, углерод-кислородный и др. На основе этих методов выделена пропущенная залежь в ачимовской пачке Ендырского месторождения, локализованы коллектора в отложениях баженовской свиты и ее аномального разреза

• Построенные карты размещения неструктурных ловушек УВ в палеозойско-мезозойских отложениях стали основой для постановки поисково-разведочных работ Тюменской нефтяной компании в 2000-2003 гг. на юге Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на научных конференциях в г. Баку (1988 г.), г. Москве (УДН, 1990 г.), XV Губкинских чтениях (г. Москва, 1999 г.), 3, 4 и 5 научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 1999, 2000, 2001 гг.), международной геофизической конференции «300 лет горно-геологической службе России» (г. Санкт-Петербург, 2000 г.), на Международной конференции и выставке Американской ассоциации нефтяных геологов (2000 AAPG International Conférence & Exhibition, о. Бали, Индонезия), региональной конференции AAPG (г. Санкт-Петербург, 2001 г.), ежегодной конференции AAPG (Хьюстон, США, 2002), международной конференции «Древняя нефть - новая энергия» (AAPG, ЕРЕХ, SEG, EGS, EAGE 2002 International Conférence and Exhibition, Каир, Египет, 2002), конференции IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology (APDT, Джакарта, Индонезия, 2002 г.), Нефтегазовом Саммите стран СНГ (The CIS Oïl and Gas Summit, Лондон, 2002 г.), научно-практической конференции «Геомодель-2002» (г. Геленджик, 2002) и др., будут представлены на конференциях AAPG в Барселоне и SPWLA в Галвестоне, Техас в 2003 г. Полученные результаты использовались при подготовке программ геологоразведочных работ ОАО «НК «ЮКОС» и ОАО

«ТНК» начиная с 1995 года, а также программы освоения месторождений юга Тюменской области («Уватский проект»), в результате чего было открыто 3 новых месторождения и существенно увеличена ресурсная база рассматриваемого региона в целом.

По теме диссертации опубликовано 2 монографии и 44 статьи и тезисов докладов.

Фактический материал. В основу диссертации положены итоги исследований автора, проводимых с 1988 года. Проанализированы результаты бурения более 1500 поисковых, разведочных, опорных и параметрических скважин, в т.ч. более 200 - в пределах рассматриваемой территории, данные, полученные при интерпретации около 20 тыс. погонных километров сейсмопрофилей МОГТ, выполненных ОАО «Тюменнефтегеофизика», ОАО «Хантымансийскгеофизика», ОАО «Сибнефтегеофизика», ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» (г. Новосибирск), ГУП «Баженовская геофизическая экспедиция». В работе были использованы результаты обобщений по рассматриваемому району, выполненные в последнее время ОАО «СибНАЦ» (A.M. Брехунцов, Н.П. Дещеня), ТОО «НКЛ» (A.A. Нежданов, В.В. Огибенин), Тюменским отделением Российской Академии естественных наук (Н.Х. Кулахметов, A.B. Рыльков, Ф.З.Хафизов), ООО «Геосейс» (В.П. Игошкин, С.М.Киселев, Д.А.Сидоров), ВНИГРИ (A.M. Жарков, Н.В. Танинская, Л .Я. Трушкова, В.В. Шиманский), а также материалы А.Л. Наумова, З.Я. Сердюк, Н.В. Лопатина, В.В. Федорцова и др.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 9 глав и заключения, содержит "131 страницы машинописного текста, иллюстрирована V? рисунками. Список литературы включает 201 наименований.

Диссертация выполнена в Открытом акционерном обществе «Тюменская нефтяная компания».

Автор особенно благодарен за постоянное внимание и поддержку при выполнении и подготовке данной работы доктору геолого-минералогических наук, члену-корреспонденту РАН, профессору М.Д. Белонину, доктору геолого-минерапогических наук, профессору И.С. Джафарову, доктору геолого-минералогических наук C.B. Остапенко, О.В. Бакуеву, П.Е. Сынгаевскому и В.В. Шиманскому. В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями А.Н. Бабурина, Э.А. Бакирова, Н.М. Белкина, H.A. Еременко, A.A. Граусмана, В.П. Игошкина, В.Н.Макаревича, А.А.Нежданова, Н.С. Окновой, A.B. Самсонова, В.В.

Самсонова, Ю.А. Стовбуна, Н.В. Танинской, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова, В.И. Шпильмана, за что выражает им свою искреннюю благодарность. Основные защищаемые положения

1. Закономерности формирования, размещения и перспективы нефтегазоносности неструктурных ловушек в турбидитных системах неокома на юге Западно-Сибирского бассейна.

2. Закономерности формирования и размещения неструктурных ловушек в континентальных и прибрежно-морских нижне-среднеюрских отложениях и выделение нетрадиционных (сложнопостроенных) резервуаров в баженовской и абалакской свитах верхней юры на юге Западно-Сибирской провинции.

3. Обоснование перспектив нефтегазоносности доюрских комплексов и факторы, определяющие формирование коллекторов формации коры выветривания по материнским породам различного состава.

4. Зональность размещения типов разрезов на территории южной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в соответствии с размещением доминирующих продуктивных комплексов: (томская, угутская, усть-балыкская, кальчинская, приразломная и приобская зоны).

5. Концепция проведения геологоразведочных работ по оптимальному выявлению и оценке неструктурных ловушек в папеозойско-мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирского НГБ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

Изучению перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и, в частности, рассматриваемой территории, и вопросам оптимизации поисково-разведочного работ на нефть и газ посвящены работы Э.А. Бакирова, М.Д. Белонина, B.C. Бочкарева, Ю.В.Брадучана, A.M. Брехунцова, Г.А. Габриэлянца, Ф.Г.Гурари, В.П.Игошкина, Е.Г. Коваленко, К.А. Клещева, А.Э. Конторовича, Н.Х.Кулахметова, НЛ.Кунина, А.Р.Курчикова, Н.В.Лопатина, О.М. Мкртчяна, В.Д.Напивкина, A.JI. Наумова, A.A. Нежданова, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, В.И. Пороскуна, Л.И.Ровнина, Н.Н.Ростовцева,

A.В.Рылькова, Ф.К. Салманова, В.В. Семеновича, В.А.Скоробогатова, B.C. Суркова, А.А.Трофимука, Л.Я.Трушковой, Э.М. Халимова, Ф.З. Хафизова,

B.И. Шпильмана и др.

Земли южных районов Западной Сибири и в, первую очередь Тюменской области, являются территорией с доказанной

нефтегазоносностью. Однако суммарная плотность извлекаемых прогнозных и потенциальных ресурсов УВ (в пересчете на нефть) на этих землях по современным оценкам не превышает 30 тыс.т/км2, что значительно ниже, чем в районах традиционной нефтедобычи (100-200 тыс.т/км2) Ханты-Мансийского автономного округа.

Локализация скоплений УВ на южных землях, относящихся к краевой части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, носит селективный характер, а многие ловушки являются неструктурными и не всегда содержат промышленные скопления углеводородов.

По этой причине вопрос оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах этой территории является весьма актуальной задачей.

Территория южных районов Тюменской области, несмотря на известные различия в геологическом строении отдельных участков, может быть объединена в единый изучаемый объект. A.A. Нежданов (1994 г.) предложил для этого термин «Тюменская нефтегазоносная область (НГО)», который используется в данной работе.

Во вводных главах (1 - 4) рассматривается состояние геологической изученности региона, литолого-стратиграфическая характеристика разреза, история геологического развития и основные нефтегазоносные комплексы.

Выделены три этапа освоения территории. Первый этап (30-40-е годы) был связан с общим региональным изучением территории. Созванное в декабре 1947 г. Министерством геологии СССР совещание под руководством академика Д.В. Наливкина приняло решение провести региональные геофизические исследования и выполнить бурение глубоких опорных скважин для выявления геологического строения недр и определения дальнейших направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Так начался второй, самый продолжительный этап изучения рассматриваемой территории, связанный с продолжением региональных исследований и непосредственными поисками и разведкой месторождений углеводородов . Он продолжался с переменной интенсивностью вплоть до начала 90-х, когда с приходом политики лицензирования недр, систематическое изучение территории практически прекратилось. Итогом второго этапа геологического изучения Тюменской НГО стало подтверждение представлений о перспективности данной территории и открытие целого ряда небольших по масштабам Широтного Приобья месторождений (Северо-Демьянского, Кальчинского, Северо-Кальчинского, Пихтового, Усть-Тегусского),

продуктивность которых связана с широким диапазоном мезозойских отложений.

Началом третьего этапа можно считать 1994-95 гг., с момента оформления в рассматриваемом районе первых лицензий на право пользования недрами и проведения конкурса лицензирования недр юга Тюменской области, на котором впервые были выставлены нефтеперспективные объекты. Единая территория, в соответствии с границами лицензионных участков, была поделена на отдельные зоны, где каждый недропользователь реализует, с известными ограничениями, собственную стратегию геологоразведочных работ, мало коррелирующуюся с вопросами общего изучения региона.

Реальные предпосылки перехода к четвертому этапу наметились только в 2000 году, когда основная часть региона оказалась под контролем Тюменской нефтяной компании. С этого момента было начато его систематическое геологическое изучение, программа которого была составлена на основе результатов исследований, обобщенных в данной работе.

Основными нефтегазоносными комплексами на рассматриваемой территории являются нижнеюрский (шеркалинская свита, пласты Юш и Юц), среднеюрский (тюменская свита, пласты Ю2.4), верхнеюрский (васюганская, абалакская (Ю|) и баженовская (Юо) свиты, нижнемеловые ачимовский и неокомский комплексы.

Нефтегазоносность доюрского основания юга Тюменской области на всей ее территории связывается, в первую очередь, с контактной зоной основания и осадочного чехла - формацией коры выветривания (КВ) доюрских пород. В восточных районах, прилегающих к границам Томской и Омской областей, ожидается наличие скоплений нефти в палеозойских отложениях коренного залегания, связанных с рифовыми, кавернозными и трещиноватыми известняками.

В работе детально рассматриваются условия образования основных нефтегазоносных комплексов.

Глава 5. Теоретические основы и закономерности формирования сложнопостроенных ловушек углеводородов в клиноформном комплексе неокома

Согласно принятым в настоящее время представлениям,

нефтегазоносность нижней клиноформной части неокома связана с литологическими ловушками, сформированными песчаными отложениями авандельтово-турбидитной природы. Для понимания закономерностей формирования и распространения литологических ловушек УВ неокома необходимо остановиться на теоретических вопросах строения турбидитных систем и конусов выноса, а также их отражении в представлениях о геологическом строении рассматриваемой территории.

5.1. Седиментационные модели турбидитных систем

Мутьевыми потоками называются языковидные потоки плотной нагруженной взвешенным материалом воды, двигающейся вниз по склону (Ф. Шепард, 1976) или образующиеся при взмучивании волнами донных отложений, что вызывает заметное увеличение плотности воды (Р.Н. Kuenen, 1955).

В турбидитных системах (Е. Mutti and W.Normark, 1987) выделяются пять основных элементов: эрозионные формы (не включая каналы), каналы, насыпи и валы, осадочные лопасти, промежуточные осадки зоны канал-лопасть.

Эрозионные элементы связаны: с обвалами и оползнями на бровке шельфа; с оползаниями и соскальзываниями на склоне шельфа; с донной эрозией (взмучиванием), вызванной турбидитами; с каньонами (J.M. Coleman, et.al., 1983; C.W. Carlson and H.A. Karl 1988; A. Bouma et. a!., 1985).

Питающие каналы представляют собой понижения в рельефе, образованные и поддерживаемые за счет энергии турбидитных потоков; являются относительно длительными путями переноса и распределения осадочного материала. Системы распределительных каналов могут быть как меандрирующей, так и ветвящейся формы (Flood and Damuth, 1987).

Насыпи и намывные валы сложены разнообразным глинистым и мелкозернистым материалом, распределенным в виде тонкого переслаивания. Эти осадки латерально выдержаны и прилегают к главным питающим каналам турбидитной системы.

Осадочные лопасти представлены плоскими телами, без следов развития каналов, как правило, мощностью от 3 до 15 м. Песчаные лопасти представляют максимальное распространение песчаного материала вглубь бассейна. В них отмечается градационная слоистость, характерная для самых мощных и длительных турбидитных потоков.

Осадки промежуточной зоны канал-лопасть представлены песчаниками гравийными, грубозернистыми и ленточными, косослоистыми с обилием глинистых обломков и текстурами типа «размыв-заполнение».

Дно бассейна служит местом окончательного оседания осадков, распространяемых турбидитами и другими течениями. Литофации характеризуются наибольшей монотонностью и покровным залеганием, существенную роль играют гемипелагические и пелагические аргиллиты, органические илы и глинистые мергели (X. Дж. Рёдинг, 1990). К наиболее застойным частям палеобассейна также относятся обогащенные органикой формации черных сланцев.

Распределение песчаных и глинистых фаций в глубоководных осадках турбидитных комплексов оказывается весьма сложным. Многие факторы, включая размер и форму дна бассейна, влияют на процесс осадконакопления. Наиболее важными из них, контролирующими развитие седиментационной системы глубоководного конуса выноса, являются: эвстатические колебания уровня моря, их скорость и амплитуда; тектоника и профиль бассейна; тип окраины шельфа; активная или пассивная фаза во время осадконакопления; частота и амплитуда локальных воздыманий и погружений; скорость выветривания, размер области сноса; морфология побережья и шельфа; градиент дна бассейна и его рельеф; дополнительные факторы переноса и отложения осадков: палеоглубина (течения, волны, приливы-отливы); биотурбация; сила Кариолиса; климат области питания; тип осадков и соотношение песок/глина; объем и скорость поступления материала в бассейн.

Глубоководные седиментационные системы характеризуются накоплением осадков в результате действия гравитационных потоков, которые переносили обломочный материал с шельфа, вниз по склону на дно бассейна. Эти «современные» системы называются подводными конусами ■выноса (Menard H.W., 1995), а для ископаемых систем используется термин турбидиты или турбидитные системы (Mutti Е. & Normark W.R., 1987, 1991). Согласно их определению, «турбидитная система (турбидитный конус выноса) - это комплекс генетически связанных фаций и ассоциаций обломочных потоков и турбидитных течений, отложенных в единой стратиграфической последовательности».

Турбидитная система называется «преимущественно глинистой», если глины и глинистые алевролиты составляют более половины мощности или 70% от всего комплекса, (Reading H.G. & Richards М., 1994). Автором

установлено, что преимущественно глинистые турбидитные системы с единичными источниками наиболее характерны для неокомских клиноформных образований Западной Сибири.

«Преимущественно песчаными» называются системы с высоким соотношением песок/глина и с глинистыми прослоями, существенно меньшими по мощности, чем песчаные тела (A. Bouma, 2000).

Применительно к модели одиночного конуса большинство авторов, в том числе В.Нормарк (Normark W.R., 1974,1978), а затем Т.Нильсен (Nilsen Т.Н., 1981), выделяли два типа глубоководных конусов: мелкозернистый, питающийся из дельтовых отложений, и грубозернистый с питанием из подводного каньона.

Стоу Д.A.B. (Stow D.A.,1983) выделил три основные морфологические типа конусов: вытянутый глинистый конус, с каналами и насыпями; радиальный песчаный конус с супрафанами; плохо развитые конусы на границе бровка-склон.

Б. Мутти (Mutti Е., 1985) предложил выделять три последовательности по положению уровня моря и объему поступающих осадков. При низком уровне моря и объеме осадка более 100 км3 формируются «мегатурбидиты» мощностью 20-200 м (Bourrouilh R. & Offroy В., 1983). При понижающемся уровне моря и обломочных потоках с объемом осадка до нескольких км3, образуются лопасти, интерпретируемые, как «супрафаны» (Normark W.R., 1970). При высоком стояния уровня моря формируются отложения турбидитов в системах каньонов и конусы с каналами, ограниченными валами. При этом объем отлагаемых осадков менее одного кубического километра.

Источники сноса глубоководного конуса выноса изменяются от точечного типа одиночного канала или каньона, до «плоскостного» смыва, при котором осадки поступают с вытянутой кромки шельфа.

Преимущественно глинистые системы, имеющие тенденцию к крупным областям сноса и большим объемам осадка, образуются из небольших источников с высокими градиентами наклона, если в них содержится значительное количество глинистого материала.

Мелкозернистые седиментационные системы связаны с обширными источниками сноса (дельтами), которые поставляют значительное количество осадочного материала и формируют большие комплексы.

Системы конуса выноса с точечным источником сноса являются более стабильными, с высоким отношением длина/ширина в питающих каналах, и

четко выраженной цикличностью строения. Системы с несколькими источниками питания менее стабильны, отношение длина/ширина ниже, а цикличность значительно менее заметна. Это особенно хорошо выражено в системах с линейным источником питания.

К настоящему времени наиболее известны четыре седиментационные модели песчаных конусов выноса в глубоководных комплексах: модель (цикл) А. Боумы (1962); модель В. Нормарка (1970); модель Е. Мутти и Ф. Ричи Луччи (1972); и модель Р. Дж. Уокера (1978).

5.2. Закономерности размещения литологических ловушек ^ в клиноформах неокома на юге Тюменской области

Территория Западно-Сибирского бассейна, и в частности Уватского района, характеризуется региональной нефтегазоносностью отложений, формирование которых в той или иной степени связано с мутьевыми потоками. К ачимовским отложениям приурочены основные скопления нефти в пределах Кальчинского и Северо-Кальчинского месторождений. Притоки УВ из песчаников ачимовской толщи получены на Тайлаковской и Нижне-Кеумской площадях. К отложениям склона приурочено Зимнее нефтяное месторождение в западной части рассматриваемой территории. Поскольку и ачимовские, и склоновые песчаники имеют литологические ограничения, замещаясь вкрест простирания аргиллитами, то к ним вполне применим термин литологические резервуары.

Западно-Сибирский палеобассейн в начале мелового периода характеризовался глубинами 200 - 500 м, и был разделен подводными поднятиями различной амплитуды на несколько мини-бассейнов. Склоны бассейна имеют наклон от 3 - 7°, а осадочный материал преимущественно псаммитового размера приносился с суши, окаймляющей акваторию развитой речной сетью. Наибольшее количество обломочного материала поступало с • востока. В условиях крутого склона осадконакопление происходило за счет

бокового наращивания клиноформными образованиями. Нижнемеловой терригенный комплекс представляет собой крупный трансгрессивно-► регрессивный цикл осадконакопления состоящий из серии более мелких

циклов. В регрессивные этапы развития в шельфовой части бассейна формировались преимущественно песчаные пласты (в пределах рассматриваемой территории группы пластов БВ, БС и АС), а в трансгрессивные - перекрывающие их глинистые пачки.

Шельфовым пластам соответствуют ачимовские пачки, формирование

которых осуществлялось путем транспортировки части песчаного материала с краевой части шельфового уступа к подножью континентального склона турбидитными потоками по каналам стока. Часть этого материала, особенно при существенном снижении угла наклона палеосклона на завершающей стадии формирования неокомского разреза рассматриваемой территории, задерживалась на склоне, формируя литологические ловушки склонового типа В данном районе они имеют меньшее значение по сравнению с отложениями ачимовской пачки.

Следует также отметить турбидитно-оползневые явления, отмечаемые в подножье континентального склона. Перемещающаяся масса осадка деформирует залегающие в основании неокомского разреза осадки баженовской свиты, формируя так называемые аномальные разрезы и усложняя строение фондоформной толщи. Пласты-коллекторы в т.н. толщах внедрения нередко ошибочно относят к нижней части ачимовской толщи.

• Анализ каротажных материалов изучаемой территории Уватского района позволил установить практически прямо-пропорциональную зависимость эффективной мощности коллекторов от общей мощности ачимовских песчаников. Соответственно депоцентры ачимовских песчаников будут являться наиболее перспективными в нефтегазоносном отношении.

На рассматриваемой территории Уватского района выполнена стратификация всех поисково-разведочных скважин, создан единый сейсмический проект, включающий около 20 тыс. пог. км сейсмопрофилей. Все эти данные увязаны с аналогичными сведениями по Ханты-Мансийскому округу, где по сейсмическим и каротажным материалам выделяется двенадцать клиноформных комплексов, сопоставляемых с шельфовыми песчаными пластами БВ9; БВ8; БВ67; БВз,4,5; БС|2; БСц; БСШ. БС67; БС4 5; БС|>3, АС„;АС,0.

По данным бурения на сегодня установлено, что ачимовские алевро-песчаные тела залегают на территории Уватского района в интервале глубин от 1719 (Менделеевская площадь) до 2800 (Северо-Кальчинская площадь) м; преимущественно в интервале 2300-2700 м. Песчаники аркозовые мелко- и средне-мелкозернистые. Открытая пористость изменяется от 3 до 19%, составляя в среднем 14%-15%, проницаемость - единицы или первые десятки милли даре и.

Для установления размещения песчаных тел в каждом из выделенных клиноформных комплексов были построены карты распространения литологических резервуаров в ачимовской толще. На картах размещения

литологических резервуаров картировалось распространение ачимовских песчаников по материалам бурения, а на участках территории, где скважины не были пробурены, использовались только сейсмические данные. Такое положение было принято исходя из вышеупомянутой закономерности, согласно которой сейсмические депоцентры At в общем совпадают с депоцентрами ачимовских отложений.

Строение выделенных клиноформных комплексов рассмотрено последовательно от древних к более молодым. Выделены и закартированы Узунский, Самотлорский, Моховой, Родниковый, Савуйский, Чеускинский, Сармановский, Правдинский, Сахалинский, Пимский, Приобский и Зимний клиноформные комплексы.

5.3. Распределение коллекторов в неокомских отложениях

Проблемы, связанные с прогнозом залежей УВ в неантиклинальных объектах наиболее актуальны при изучении неокомских отложений Западной Сибири. Разрез неокома Западной Сибири преимущественно глинистый и поэтому установление закономерностей формирования и распространения коллекторов становится основным в прогнозе неструктурных ловушек. Так как распространение коллекторов связано с седиментационными факторами и последующими эпигенетическими преобразованиями пород, необходимо проведение детальных лито-фациальных и петрографо-минерапогических исследований. Выявление условий формирования и зон развития улучшенных коллекторов в настоящей работе проводилось на основе комплексного анализа результатов детальных лито-фациальных реконструкций (по данным ГИС, МОГТ, изучения керна, сейсмофациального анализа) и исследований эпигенеза пород.

В результате проведенных исследований было установлено, что:

существует определенная взаимосвязь между количеством песчаного материала в ачимовской толще и генетически связанном с ней шельфовым пластом. Так относительно «богатому» песчаным материалом шельфовому пласту БСб, развитому в восточных районах Северо-Кальчинского и Северо-Демьянского участков на юге Тюменской области соответствует мощная (70 метров и более) толща ачимовских коллекторов Кальчинского месторождения, тогда как западным «бедным» песчаным материалом более молодым пластам БСм соответствуют маломощные алеврито-песчаные пропластки в ачимовской толще.

Распределение коллекторов шельфовых отложений неокома не имеет четко выраженного структурного контроля, в то время, как расположение коллекторов ачимовской толщи связано с палеорельефом дна бассейна седиментации. Наиболее крупнозернистые песчаники аккумулировались на восточных бортах папеоструктур дна бассейна седиментации.

Отложения ачимовской толщи имеют турбидитную природу, а эффективные коллектора приурочены к частям конусов выноса, расположенным вблизи от питающих каналов.

Для неокомских отложений характерны поровый, порово-трещинный и трещинно-поровый типы коллекторов. Вторичная емкость достигает 15% и связана с коррозией, растворением и перекристаллизацией зерен и цемента

Глава 6. Факторы формирования и закономерности распространения сложнопостроенных ловушек углеводородов в юрских отложениях

Юрские отложения залегают на породах складчатого основания с резким угловым и стратиграфическим несогласием. В составе нижне - среднеюрских отложений выделяются шеркапинская и тюменская свиты. В отложениях верхней юры выделяют васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиту.

6.1. Условия формирования ловушек в нижнеюрском и среднеюрском комплексах

Высокая прогнозная оценка нефтегазоносности нижнеюрского комплекса привлекает к нему пристальное внимание. В связи с тем, что в пределах крупных поднятий он, как правило, не отлагался, основные перспективы поисков залежей связан с зонами стратиграфического выклинивания и фациального замещения на бортах положительных структур и активных бортов палеопрогибов. С ловушками такого типа многие исследователи связывают возможности увеличения добычи нефти в Западной Сибири. Решение этой проблемы ограничивается как рядом объективных трудностей (относительно большие глубины залегания, расчлененный папеорельеф, нехватка геолого-геофизического материала), так и субъективными (интерпретацией нижнеюрских отложений как континентальных, поиск палеоврезов и аллювиальных осадков в них, а при прогнозе фильтрационно-

емкостных свойств ориентацией на литологические (кварцевые) аналоги продуктивного горизонта ЮКю-м Талинской группы месторождений). Нижняя юра. Шеркалинская свита.

Шеркалинская свита (^р-^а) залегает преимущественно в папеопрогибах и выпадает из разреза на поднятиях. Отложения свиты широко развиты в северных районах, а на большей части исследуемой территории они отсутствуют и вскрыты лишь в районе Пихтовой площади (скв.200). , В наиболее погруженных участках свита представлена переслаиванием

песчаных и глинистых пород с редкими прослоями углистых глин. Возраст шеркалинской свиты по данным спорово-пыльцевого анализа определен как , конец плинсбаха- ранний аален. В нижней части свиты выделяется пласт

песчаников Юц (плинсбах-тоар), который перекрывается тогурской глинистой пачкой, над которой залегает пласт Ющ (тоар) и радомская глинисто-углистая пачка. Тогурская глинистая пачка, сформировавшаяся на этапе тоарской трансгрессии в морском бассейне, является региональным маркирующим горизонтом.

Традиционно предполагалось, что формирование шеркалинской свиты происходило в условиях озерно-аллювиальной равнины, временами заливаемой морем (Корж М.В., 1972). Выполненные автором на основе данных более северных районов исследования, в первую очередь детальное расчленение и корреляция разрезов скважин и их совместная интерпретация с литолого-петрографическими исследованиями и площадной сейсморазведкой, подтвердили высказанную ранее иную точку зрения о более сложном, полифациальном строении, в том числе о широком развитии мелководно-морских и переходных осадков (дельт и вдольбереговых баров) в раннеюрское (синемюр(?)-плинсбах-тоарское) время. В раннеюрское время палеорельеф, представленный холмогорьями и обширными увалами, интенсивно разрушался, формируя элювий, делювий и пролювий. Таким образом, • большая часть исследуемой территории являлась областью денудации. Лишь в

северной части района на склонах и у подножья положительных форм рельефа происходило накопление грубых, плохоотсортированых и > плохоокатанных алеврито-песчаных, гравийно-песчаных и галечно-гравийных

пород (делювий-пролювий), фациапьно замещающихся алеврито-глинистыми отложениями с пластами углей и углистых аргиллитов (фации пойменно-болотная, озерная).

На рассматриваемой территории наиболее полный разрез отложений шеркалинской свиты вскрыт скв.№200 Пихтовой, где он представлен

переслаиванием полимиктовых граувакковых фавелитов и кварц-граувакковых и граувакково-кварцевых песчаников с плохо выраженной косой однонаправленной слоистостью. Коллекторские свойства песчаников невысокие: открытая пористость не превышает 7,9%, а проницаемость - 0,5 мд. В нижней части разреза шеркалинской свиты на Пихтовой площади (скв.200) залегают преимущественно песчаные и гравийно-песчаные породы (пласты Юю и Юн), преимущественно делювиально-пролювиального генезиса. Мощность шеркалинской свиты на Пихтовой площади составляет 64 метра.

В менее полных разрезах юга Тюменской области, преимущественно в западной части рассматриваемой территории, шеркалинская свита представлена радомской пачкой и пластом Юю, выклинивающимся на склонах палеоподнятий. Пласт Ю!0 сложен переслаиванием аргиллитов и песчаников, мощностью от 0,5 до 6 метров. В некоторых скважинах эти песчаники характеризуются удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами. В прогибах разрез шеркалинской свиты по данным МОГТ наращивается тогурской пачкой и пластом Юц.

В целом по региону песчаники пластов Юю.ц характеризуются высокими коллекторскими свойствами, которые увеличиваются в районах, приближенных к источникам сноса терригенного материала. Поэтому основные перспективы нефтегазоносности этих отложений связываются с окраинными районами Западно-Сибирского бассейна, приближенными к региональным источникам питания осадочного материала, а также с крупными выступами фундамента. Следует отметить, что породы с высокими коллекторскими свойствами часто приурочены к зонам, имеющим руслообразную форму, как, например, в Красноленинском районе. Скорее всего, это осадки «фьордов», в которых делювиапьно-пролювиальные шлейфы были переработаны в озерно-морском бассейне. При пассивном тектоническом режиме в результате химического выветривания и разложения нестойких компонентов в бассейн седиментации поступал обломочный материал преимущественно кварцевого состава, который и являлся материалом для формирования улучшенных пород-коллекторов.

Таким образом, в исследуемом районе возможно развитие коллекторов нижнеюрского комплекса, обладающих удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами. По данным МОГТ здесь выделено достаточно большое количество перспективных ловушек УВ.

В нижнеюрское время, на исследуемой территории, отмечается широкое развитие прибрежно-морских и переходных фаций. Это существенно повышает перспективность комплекса и позволяет ориентировать стратегию поисков не только на борта крупных положительных структур, но и на моноклинали, особенно на их тектонически активные участки. Такая ориентация дает основания по-новому подойти к проблеме выделения конкретных поисковых объектов на различных стратиграфических уровнях.

Условия образования Ю|0 - мелководные устьевые бары и дельты, образовавшиеся при постепенном выравнивании весьма расчлененного (в начале нижнеюрского времени) рельефа. Этот пласт является основным объектом поисков залежей нефти в юрском комплексе. Средняя юра. Тюменская свита.

Отложения тюменской свиты (^а^гМ) в областях древних депрессий перекрывают шеркалинскую свиту, а на древних палеоподнятиях с угловым и стратиграфическим несогласием залегают непосредственно на породах фундамента. Свита имеет широкое площадное распространение и представлена прибрежно-морскими и континентальными отложениями.

Нижняя часть тюменской свиты (аален) включает песчаные пласты Ю7.8. Она сложена континентальными отложениями, формирование которых происходило в условиях аккумулятивных ландшафтов с широким развитием озерных, пойменно-болотных и русловых фаций. Эти отложения накапливались в пониженных участках доюрского рельефа, где и отмечаются наибольшие мощности тюменской свиты. По мнению З.Я.Сердюк (1992) породы-коллекторы приурочены к фациям русла, делювиально-пролювиальной и крупного озера. Представлены они переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. На западных площадях (Северо-Демьянская, Демьянская, Кальчинская и Северо-Кальчинская) в разрезе отмечаются пойменно-болотные и озерные фации, для которых характерно преобладание в разрезе алеврито-аргиллитовых пород с пластами углей и углистых аргиллитов до 15-19 метров, и почвенных прослоев. Мощность песчаных прослоев не превышает 0,15-1,5 метра. Обломочный материал плохо отсортирован, текстуры тонко- и толсто - горизонтально-, полого-волнисто- или - линзовидно-слоистые, со следами взмучивания. Породы обогащены растительными остатками, в том числе и захороненными в прижизненном состоянии. В условиях поймы, торфяного болота и мелких озер мощные песчаные пласты не накапливались.

В аалене в западном направлении от исследуемой территории по данным А.Г.Мухер, Г.С.Ясовича и др. (1984) существовала аккумулятивная равнина, на которой накапливались озерно-аллювиальные отложения. В байосе там начинают прослеживаться разветвленные речные долины, уходящие на северо-запад от Ново-Васильевской и Натальинской площадей. На исследуемой территории в аалене и раннем байосе доюрский рельеф был приподнят, поэтому здесь накапливались преимущественно делювиапьно-пролювиальные отложения. В более позднее время, когда наметилась тенденция к выравниванию отдельных структурных элементов, накапливались отложения пойменно-болотных и русловых фаций, которые прослежены от Урненско-Усановской группы поднятий на северо-запад в сторону Пихтовых скважин. Здесь в разрезах скважин встречены прослои грубообломочных пород русловых фаций, накапливающихся в паводковые периоды, или делювиапьно-пролювиальных шлейфов.

Русловые фации в Пихтовой скважине 200 представлены песчаными пластами (Ю5.а) с гравийно-галечными обломками и прослоями гравелитов. По мнению З.Я.Сердюк и др.(1992) - это отложения папеореки (палео-Демьянки), истоки которой располагались в районе Урненско-Усановской группы поднятий.

По данным ГИС увеличенные мощности песчаников пластов Ю 7.8 отмечаются в районе Пихтовой и Полуньяхской площадей, где возможно накапливались соответственно русловые и озерные фации, к которым приурочены породы- коллекторы. В аалене русло палеореки на юго-востоке, вероятно, было расположено между Урненско-Тамаргинско-Густореченской группой поднятий и локальным поднятием в районе Ново-Ютымской площади. Далее палеорусло прослеживается по направлению на запад в сторону Пихтовой площади.

В районе Полуньяхской площади отмечается понижение в рельефе, где, скорее всего, накапливались озерные и поименно-болотные фации. На склонах поднятий формировались делювиально-пролювиальные отложения.

Коллекторские свойства пород пойменно-болотных и озерных фаций низкие, преобладают коллекторы классов по А.А.Ханину. Значения

открытой пористости изменяются от 0.5 до 12%, газопроницаемость матрицы составляет 1-10 мД. Породы русловых фаций характеризуются открытой пористостью 5-28%.

Песчаные пласты Ю7.8 характеризуются улучшенными коллекторскими свойствами и хотя залежей УВ и нефтепроявлений на этом стратиграфическом

уровне не обнаружено, с ними могут быть связаны определенные перспективы нефтегазоносности при залегании непосредственно на доюрском основании.

Таким образом, определенные перспективы нефтегазоносности нижней подсвиты тюменской свиты можно связывать с участками, обладающими повышенными мощностями песчаных пластов Ю 7.8, на Пихтовой и Полуньяхской площадях.

Средняя часть тюменской свиты также формировалась в , континентальных условиях. В байосе и раннем бате на склонах Урненско-

Тамаргинской группы поднятий формировались делювиально-пролювиапьные отложения, которые накапливались в пониженных участках склона в , результате широкого развития денудационных процессов в течение всей

средней и частично верхней юры. Пойменно-аллювиальные, озерные и болотные отложения накапливались на севере и юго-востоке исследуемой территории.

В результате проведенных комплексных исследований по данным керна и ГИС автором построена карта - схема эффективных мощностей песчаных пластов Ю5.6 средней подсвиты тюменской свиты, которая является наиболее информативной для прогноза перспективных резервуаров.

Мощности песчаных пластов Ю3.6 резко увеличиваются на восточных склонах Урненско-Тамаргинской группы поднятий до 80 метров. Песчаные пласты Ю5.6 ярко выражены на каротажных диаграммах (скв. Туканская №54, Пихтовая №№200, 201, Травяная №93, Полуньяхская №№514, 551, 552, Ново-Ютымская №№40, 41, 45, 46, 49, 50, 52, 56, 58, 61, 62, Немчиновская №1). Мощность их сокращается по направлению к Урненскому - Тамаргинскому и Южно-Тайлаковскому поднятиям, где они полностью выклиниваются. На севере и востоке в районе Полуньяхского, Гавриковского, Травяного, Тайлаковского, Северо-Ютымского и др. месторождений мощности пластов Ю5-6 увеличиваются до 50-75 м. В юго-восточной части района на Южно-• Ютымской и Лыхской структурах мощность пластов Ю5.6 увеличивается до

50-84 метров.

Открытая пористость песчаников пластов Ю5.л на Тайлаковской площади > не превышает 10-12 %, проницаемость 0,1-0,7 мД. На Ново-Ютымской

площади значения открытой пористости изменяются от 4,7 до 17,5%, проницаемости от нулевых значений до 5 мД. В целом для отложений этой генетической группы характерны IV-V классы коллекторов. Открытая пористость этих отложений изменяется от 0,5 до 20%, проницаемость от 1 до 100 мд.

В отложениях средней подсвиты тюменской свиты (пласты Ю5_6) залежей УВ и нефтепроявлений не обнаружено, поэтому эти отложения можно рассматривать как дополнительный, но не основной объект поисков УВ.

В результате картирования зон эффективных мощностей песчаных пластов Ю5.6, возможно перспективные участки можно выделить на пониженных участках восточного склона Урненско-Тамаргинской группы поднятий, где мощности пластов Ю5.6 увеличиваются до 45-80 метров.

Верхняя часть разреза тюменской свиты, включающая песчаные пласты Ю2.4, представлена отложениями, формирование которых завершалось в период первой мезозойской трансгрессии. В позднем бате - раннем келловее здесь накапливались прибрежно-морские отложения (З.Я. Сердюк, 1992). Эта часть свиты наиболее изучена бурением и представлена отложениями прибрежно-морских маршей, озер и болот, периодически заливаемых мелководным морем.

Отложения верхней части тюменской свиты представлены комплексом алеврито-песчаных и песчано-апевритовых отложений пластов Пласты регионально невыдержанны, по разрезу и площади часто локально замещаются глинистыми разностями, что обусловлено трансгрессивно-регрессивным характером осадконакопления, расчлененным рельефом дна палеобассейна, гидродинамикой и другими факторами.

Накопление осадков происходило в крайне мелководных, прибрежно-бассейновых условиях опресненного морского водоема. О прибрежно-морском генезисе отложений свидетельствует ряд характерных признаков: наличие морской фауны (фораминиферы и моллюски) и ходов илоедов, присутствие сингенетичного глауконита и пирита, повышенная фосфатность, изменение петрографического состава пластов Ю2-1 по сравнению с пластами Ю5.6. На смену граувакковому и кварц-граувакковому составу обломочной составляющей песчаников пластов Ю5.6 приходит полимиктовый и полевошпатово-кварцевый состав пластов Ю2_4 (собственно аркозы, граувакковые аркозы, реже полевошпатовые граувакки по А.Г. Коссовской). В составе цемента начинает преобладать кальцит до 15-30%, сидерит до 10%, каолинит до 5%. В разрезе Тайлаковских скважин появляются прослои известняков. Формирование песчаных осадков пляжево-барового генезиса происходило в прибрежных частях крупных водоемов типа озеро-море. Трансгрессивные этапы сопровождались переотложением ранее сформированных аккумулятивных форм рельефа. Формирование базального келловейского горизонта, характеризующегося наличием известково-

сидеритовых и фосфатных стяжений, микроконкреций, оолитов и остатков морской фауны, происходило в условиях нормального морского режима.

Строение песчаных пластов Ю2.1 сложное: песчаные прослои обычно разделены глинисто-алевритовыми пропластками. Вместе с тем коэффициенты песчанистости верхней подсвиты тюменской свиты выше, чем нижней и средней подсвит, а содержание углистых разностей ниже (З.Я. Сердюк, 1992). Песчаники пластов Ю2.4 преимущественно мелко-, мелкосредне-, средне- и мелко-среднезернистые, реже мелко-средне-крупнозернистые. По составу преобладают собственно аркозы, граувакковые аркозы и полевошпатовые граувакки по А.Г. Коссовской. Цемент базальный капьцитовый (5-30%), каолинитовый (2-6%), глинисто-хлоритовый (5-30%), сидеритовый (5-15%).

Открытая пористость песчаников изменяется от 4 до 19,6% и более, поровая проницаемость от 0,5 до 259 м мД (Гавриковское месторождение), класс коллекторов по Ханину Ш-1У. В отложениях пластов Ю2-4 можно выделить трещинно-поровый и поровый типы коллекторов.

В песчаниках отмечаются горизонтальные полого-волнистые и косослоистые текстуры, что позволяет отнести их по генезису к фациям прибрежно-морских отмелей и баров (З.Я. Сердюк, 1992, Н.П. Дещеня и др., 1999) В баровых фациях мощность песчаников резко возрастает до 3 м и более.

Алевролиты серые, полевошпатово-кварцевые, мелко-крупнозернистые с гидрослюдисто-хлорит-монтмориллонитовым цементом. Аргиллиты серые, темно-серые, алевритовые, гидрослюдистые с примесью хлорита и каолинита.

Как известно, к продуктивным пластам Ю2.4 приурочены залежи нефти на Гавриковском, Тайлаковском, Яккунь-Яхском, Полуньяхском, Травяном, Усть-Тегусском и др. месторождениях Обь-Иртышского междуречья. По диаграммам стандартного каротажа разрез тюменской свиты характеризуется резкой дифференциацией кривой КС при значительных величинах кажущегося сопротивления. Кривая потенциалов собственной поляризации в большинстве случаев отличается низкими и средними амплитудами, отражающими невысокие коллекторские свойства песчаных пластов.

Распределение продуктивных фаций пляжево-барового генезиса неравномерное и прерывистое по латерали, что осложняет поиск резервуаров с высокими коллекторскими свойствами. Характерной особенностью верхней подсвиты тюменской свиты является наличие пластов коллекторов со следами УВ в любом разрезе, начиная от 3-5 метров, однако лишь при эффективной

мощности коллекторов более 10 метров возможно получение устойчивых притоков нефти и их рентабельная разработка.

Автором было выполнено детальное картирование зон эффективных мощностей песчаников пластов Ю2-4 по данным бурения и ГИС. В результате проведенных комплексных исследований были установлены перспективные зоны развития коллекторов, приуроченные к участкам эффективных мощностей песчаных пластов Ю^, Такие зоны установлены в пониженных формах рельефа на склонах Урненско-Тамаргинской группы поднятий. Это отложения прибрежно-морских отмелей (баров). На западном склоне поднятий, вероятно, прослеживается зона транзита осадочного материала в направлении Пихтовой площади (скв.200), куда сносился песчаный материал . Здесь мощности пластов Ю2.4 увеличиваются до 120 метров. Вероятно, эти отложения формировались в мелководное море с поднятий, которые были островами в прибрежно-морском бассейне и служили источниками сноса обломочного материала, формируя песчаные, алеврито-песчаные отложения островного пляжа и прибрежно-морской отмели.

В восточной части склона на участках между Южно-Ютымской и Травяной площадями, где мощности пластов Ю2.1 увеличиваются до 90 метров, а также на Лыхской площади, где мощность достигает 67 метров, прослеживается зона прибрежных отмелей и дельтовых каналов в мелководно-морском бассейне. Здесь расположены известные месторождения нефти Тайлаковское, Густореченское, Северо-Ютымское и Гавриковское. В районе Тайлаковских и Северо-Ютымских месторождений мощности увеличиваются до 70-160 метров. Но наиболее интересная зона (условно названная Тегусской) открывается в юго-восточном направлении, где установлено площадное залегание выдержанных пластов в верхней части тюменской свиты. В рассматриваемой зоне наиболее интересным является высокопродуктивное Усть-Тегусское месторождение с залежами в пластах Ю2-1.4, а также серия перспективных структур (Северо-Тегусская, Урурная и др.). Определенные перспективы связываются также с восточными и южными окраинами Усановского поднятия, где в зонах т.н. «карманов» прогнозируется развитие литологических ловушек, экранированных в направлении свода поднятия, и другими аналогичными выступами. В относительно погруженных областях (Западно-Пихтовая, Немчиновская, Нижне-Кеумская, Северо-Демьянская) верхняя часть тюменской свиты представлена тонким чередованием мелкозернистых песчаников, слагающих маломощные пляжево-баровые образования, алевролитов и глин, с прослоями углей и карбонатов.

Перспективные объекты, очевидно, приурочены, в основном к закартированным зонам повышенных мощностей песчаников в районе Пихтовой, Тайлаковской, Северо-Ютымской, Ново-Ютымской, Травяной и Лыхской площадей. Прогнозные ловушки, приуроченные в основном к сводам локальных поднятий, также расположены на склонах Урненско-Тамаргинской группы поднятий.

Таким образом, среднеюрские отложения на юге Тюменской области являются одним из основных перспективных объектов и с ними связано большинство известных месторождений нефти. Основная их продуктивность связана с пластами Ю2-4, залегающими под региональной верхнеюрской глинистой покрышкой. Прогнозные ловушки приурочены к зонам увеличенных мощностей песчаников прибрежно-морского островного пляжа, отмели (бара) и аплювиально-дельтовых каналов. Распределение фаций в палеобассейне сложное и незакономерное. Как правило, продуктивные отложения приурочены к склонам и сводам положительных структур или к прогибам, где отмечаются осадки авандельты (системы дельтовых каналов и устьевых баров).

6.2. Условия формирования неструктурных ловушек в верхнеюрских отложениях

Васюганская свита.

Васюганская свита (12сШэОх) широко развита на исследуемой территории. Она с незначительным несогласием перекрывает тюменскую свиту и представлена двумя подсвитами. В меридиональном направлении, с юго-востока на север наращивается нижняя - глинистая часть свиты.

Нижняя часть васюганской свиты сложена преимущественно темно-серыми буровато-серыми аргиллитами, алевритовыми и алевритистыми, участками известковистыми, монтмориллонит-гидрослюдистого состава, часто тонкоотмученными, с редкими прослоями алевролитов, доля которых растет в восточном направлении. В разрезе отмечаются пирит и растительная органика.

Мощность подсвиты изменяется от 20-60 метров до полного выклинивания в сводах некоторых поднятий (Урненское, Густореченское, Полуньяхское и др.). Отложения нижней подсвиты формировались в условиях относительно глубокой части шельфа.

Мощности верхней части свиты, представленной продуктивным пластом Ю|, изменяются от 2 до 35 метров (скв.28 Урненская), увеличиваясь в

эрозионных врезах фундамента и полностью выклиниваясь на поднятиях. На субширотных профилях, построенных через Густореченскую, Травяную, Гавриковскую и Ларломкинскую площади и Тамаргинскую, Урненскую, Эпасскую и Ютымскую площади хорошо прослеживается нижняя часть свиты, а верхняя (пласт Ю|) залегает в виде линзовидных тел, мощностью не более 3-15 метров.

Верхняя подсвита сложена песчано-алевритовыми породами: буровато-серыми песчаниками, мелко-среднезернистыми с прослоями карбонатных разностей, алевролитами и глинами, разделяющими песчаники на серию пластов группы Ю), Продуктивность пласта Ю| установлена на Урненском и Тайлаковском месторождениях.

В результате проведенных комплексных исследований по данным керна и ГИС автором построена карта - схема эффективных мощностей песчаного пласта Ю) васюганской свиты. Наибольшие мощности пласта Ю| фиксируются в районе Западно-Пихтовой (скв.305) и Туканской (скв.54-р) площадей, где они увеличиваются до 40-56 метров, полностью выклиниваясь в отдельных участках Западно-Пихтовой (скв.201, 304, 307), Туканской (скв.№53), Полуньяхской (скв.№551), Урненской (скв.№№23, 36, 37, 40) площадей. Продуктивность пласта Ю| резко снижается на участках, где васюганская свита подстилается тюменской.

Отложения верхней части свиты сформировались в условиях мелководного морского бассейна, в регрессивную стадию развития которого сформировался алевро- песчаный пласт Ю|.

В нижней части пласта Ю| залегают песчаники светло-серые, однородные и слоистые, мелко-, средне-мелко-и среднезернистые, алевритовые. По минеральному составу песчаники преимущественно полевошпатовые граувакки, реже граувакковые аркозы по Коссовской. Цемент глинисто-хлоритовый (5-8%), кальцитовый (3-35%), сидеритовый (510%), хлоритовый (3-10%) и каолинитовый. Алевролиты серые, слоистые, с прослойками угля, стяжениями пирита, с фауной фораминифер, радиолярий.

Открытая пористость песчано-алевритовых пород составляет 0,6-25%, газопроницаемость от 0,02 до 138 мД, в редких случаях на Урненской площади по данным З.Я.Сердюк и др. (1992), поровая проницаемость увеличивается до 1266 мД. Трещинная проницаемость изменяется в пределах от нулевых значений до 2,8 мД. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый и порово-трещинный. Пористость пород пласта Ю, и базального горизонта

изменяется от 15 до 30%, а газопроницаемость от 1 до 600 мД на Урненском месторождении.

В верхней части пласта Ю| отмечаются песчаники темно-серые плохоотсортированные, преимущественно кварцевые, с крупными стяжениями пирита, с обломками белемнитов, двустворок, с глауконитом.

Перспективные объекты пласта Ю| связаны с зонами увеличенных эффективных мощностей песчаников, закартированных в районе Пихтовой, Туканской, Северо-Ютымской, Новоютымской (Гавриковской), Яккуньяхской и Травяной площадей. Баженовская свита.

Баженовская свита (J3v-K.|b), представленная черными с коричневым оттенком битуминозными глинами, в разной степени плитчатыми, иногда с прослоями рыхлых, листоватых разностей - баженитов. Встречаются прослои радиоляритов и глинистых известняков. Средняя мощность свиты 20-30 м.

Отложения баженовской свиты резко отличаются от других геологических образований в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты их сравнительно устойчивой толщиной, распространением на огромном пространстве, и аномально высоким содержанием органики (ОВ).

Установлено, что на территории Уватского района развиты два типа разреза баженовской свиты - «традиционный» и «аномальный» (аномальный тип разреза баженовской свиты - АТР). В первом случае перспективы нефтегазоносности связаны с трещиноватыми разностями битуминозных сланцев, получивших в Западной Сибири название бажепиты. Во втором - с песчано-алевритовыми осадками турбидитно-оползневого генезиса, внедрившимися в недоконсолидированные осадки баженовской свиты после завершения их накопления. Исходя из тесной генетической связи указанных осадков с конусами выноса турбидитных потоков в придонной части (ачимовская пачка), автором было предложено их определение, как толщ внедрения (ТВ).

«Классический» (или «традиционный») тип баженовской свиты установлен, в основном, в северной части рассматриваемого района, хотя имеет практически повсеместное развитие за исключением зон развития аномальных типов разреза (АТР) и в крайней западной части, и представлен 40-50-метровой толщей битуминозных глинистых сланцев. На западе свита теряет свою битуминозность и сливается с другими пачками в преимущественно глинистом разрезе. Свита, как правило, монолитна, реже отмечаются пачки тонкослоистых битуминозных глин, переслаивающихся с

тонкими слойками песчаников и мелкоракушечных черных известняков. Породы подобного генезиса достаточно широко распространены в мире и относятся к т.н. черным сланцам.

Условия формирования отложений баженовской свиты и типовые обстановки накопления «черных сланцев».

Термин «черные сланцы» употребляется как аналог понятий «битуминозные или обогащенные органикой» аргиллиты. Р.В. Тайсон (1987) определял черные аргиллиты как «темноцветные, мелкозернистые глинистые отложения с характерными чертами накопления в придонных водах в условиях кислородной обедненности или отсутствия кислорода». Учитывая специфический состав (обилие карбонатов и силицитов) и структурные особенности (сланцеватость) баженовской свиты автором предлагается заменить термин «аргиллит» на «черный сланец».

Черные сланцы содержат значительное количество OB, особенно липидов. П.Вигнал (Wignall, Р.В., 1994) ссылаясь на работы Р.В. Тайсона (1987) выделяет пять факторов, контролирующих, по его мнению, сохранность органического вещества: структура и размер осадка; глубина бассейна седиментации; скорость осаждения; образование и перенос OB; окисление придонными водами. Наиболее яркой текстурной особенностью черных сланцев является их тонкая (мм - доли мм) слоистость (плитчатость) и текстуры уплотнения. Слойки различного состава формируют пары, чередующиеся с прослоями микрита, силицитового материала и керогена. При формировании черных сланцев характерны следующие обстановки осадконакопления: гемипелагические, турбидитные течения, донные течения (контуриты), штормовое волнение и отливные течения, внутреннее волнение бактериальные плёнки или покровы, варвы.

В бассейнах мелового периода накапливалось значительное количество органического вещества, в апт-апьбе и сеноман-туроне отложение черных сланцев происходило на исключительно обширных территориях, причём оба эти события связаны с максимальным подъемом уровня моря. Шленгер и Дженкинс (Schlanger S.O. & Jenkyns Н.С.) дали им название бескислородных периодов в океане (ОАЕ), и предположили, что большая часть черных сланцев была накоплена в результате интенсификации и расширения влияния области минимального кислородосодержания. Классический тип разреза баженовской свиты.

Отложения свиты развиты по всей центральной части ЗападноСибирского НГБ. Свита отличается высокой степенью распознаваемости в

центратьных районах, где она характеризуется толщиной до 40 м и перекрывается песчано-глинистыми клиноформными отложениями различных подразделений нижнего мела.

Отложения свиты нефтеносны в районе Большого Салыма (притоки до 2400 м3/сут).

Центральная часть рассматриваемого района на севере непосредственно примыкает к Салымскому нефтегазоносному району, поэтому основные перспективы данного комплекса здесь связаны с Северо-Демьянским, Комариным, Пограничным, Ендырским и др. лицензионными участками. Коллекторские свойства, эффективные толщины баженовской свиты в настоящее время в должной мере не изучены и приняты по аналогии с однотипными залежами Салымского района, так же как методики их оценки. Эффективные и эффективные нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 4,0 до 15,5 м.

Залежи нефти были выявлены на Ендырском и Северо-Демьянском месторождениях, где дебиты нефти составили 5,6 - 9,4 м3/сут.

Основные перспективы комплекса связаны с Северо-Демьянским лицензионным участком, где оцененные запасы нефти составляют более 3 млн т Дебиты нефти варьируют от 3,2 м3/сут до 9,4 м3/сут. Это значит, что продуктивность отложений «классического» разреза баженовской свиты в Уватском районе значительно ниже аналогичных отложений Большого Салыма. Соответственно, все это делает данный комплекс в рассматриваемом районе крайне сложным для прогноза нефтегазоносности и освоения. В данный момент он не рассматривается, как реальный резерв для нефтедобычи, в отличие от другой своей разновидности, т.н. аномального типа разреза (АТР).

Аномальный тип разреза баженовской свиты (ТВ) и гипотезы ее формирования.

В Западной Сибири промышленные залежи и нефтепроявления обнаружены в пределах так называемых «аномальных» типов разрезов (АТР) на площадях западной части Сургутского свода: Явинлорской, Утлорской, Метельной (Назаргалеевское месторождение), Авачинской, Назымской, Средненазымской, Ковровой, Ай-Пимской, Маслиховской, Северо-Алехинской, Студеной, Сыхтынглорской (Ульяновское месторождение) при дебитах (до 43-69 м3/сут на 4—6-мм штуцерах) (В.Ф. Никонов и др., 2001).

Притоки нефти, как промышленные, так и непромышленные, характерны для территории, расположенной по линии месторождений

Тундринское-Маслиховское-Алехинское-Тянское и западнее их. Восточнее этой границы небольшие притоки нефти получены в некоторых скважинах Конитлорского, Тянского и Тевлинско-Русскинского месторождений.

Аномальный разрез баженовской свиты отличается от «нормального» преимущественно трехчленным строением - толща битуминозных глин делится на две, как правило, существенно отличающихся по мощности пачки, а между ними залегает сильно дислоцированная песчано-апевролитовая толща, хотя в отдельных случаях может наблюдаться две и более ТВ. Суммарная мощность АТР существенно превышает мощность нормальных разрезов, достигая 100-120 и более метров

Все существующие гипотезы формирования аномальных типов разреза баженовской свиты могут быть условно поделены на две группы: конседиментационные (клиноформные; О.М. Мкртчян, В.Ф. Гришкевич и др.), и постседиментационные (оползнево-турбидитные; A.A. Нежданов, Г.И. Плавник, Г.С. Ясович и др.). Кроме того, существуют экзотические представления, связанные с фактическим отрицанием самого явления АТР, с отнесением песчаной пачки толщи внедрения к другим стратиграфическим единицам - аналогам васюганской свиты, специально вводимой свите или нижней части ачимовских отложений.

Залежи нефти в пределах рассматриваемой территории за последнее время установлены на Нижне-Кеумском, Радонежском, Кальчинском месторождениях. «Аномальный» разрез четко фиксируется по карте общих толщин между кровлями абалакской свиты и верхнего битуминозного пропластка и сформирован наложенными друг на друга или отдельно расположенными телами внедрения, в пределах которых толщина разреза достигает 100 и более метров.

Внедренный в баженовскую свиту осадочный материал представляет собой неравномерное, порою грубое, прослоями ритмичное, переслаивание аргиллитов, песчаников и алевролитов. Песчанистость «аномального» разреза в значительной мере изменяется по площади, однако, наблюдается тенденция к ее увеличению во фронтальной части тел внедрения.

Относительно проницаемые породы «аномального» разреза по имеющемуся керну представлены песчаниками мелкозернистыми в различной степени алевритовыми и алевритистыми, алевролитами разнозернистыми песчанистыми. Коллекторские свойства пород низкие, проницаемость не превышает 2,5 мД, а в среднем составляет 0,1 мД, что соответствует VI классу

коллекторов. Пористость составляет в среднем 8,4%, изменяясь при этом от 5,3 до 19%.

Выделятся два типа разреза.

Первый наиболее распространенный с выположенной кривой ПС характерен для коллекторов со сложной структурой порового пространства -трещинных, трещинно-кавернозных, порово-трещинных и отмечается в дистальных частях тел внедрения, формирующих «аномальный» разрез баженовской свиты. Здесь, неконсолидированные осадки, сползшие по склону клиноформы в результате подводно-оползневых явлений, претерпели наибольшее динамическое уплотнение, вследствие взмучивания потеряли первоначальную сортировку, насытились пелитовым материалом за счет существенно глинистого материала баженовской свиты

Второй тип разреза с дифференцированной кривой ПС, отображает развитие в разрезе типичного для Западной Сибири гранулярного коллектора и характерен для проксимальных, наименее преобразованных участков зерновых потоков, срывавшихся к подножию склона.

Формирование АТР в рассматриваемом регионе, вероятно, происходило следующим образом. На момент завершения отложений черных сланцев в каждом конкретном районе (оно не было одновременным) рельеф дна не был ровным - продолжался рост унаследованных структур. Амплитуды этих структур были незначительными (до первых десятков метров), но этого было достаточно для формирования «отрицательного» рельефа на пути турбидитно-оползневого потока. При достаточной энергетике потока и градиенте склона не менее 10 м/км на внутренних по отношению к потоку склонах происходил разрыв сплошности черных сланцев, а на прочих участках переносимый материал осаждался у подножья склона в виде нижней пачки ачимовской толщи. В силу перемещения потока на значительную по вертикали величину (сотни метров), наличие в каждом случае для улучшения скольжения пачки тонкоотмученных глин, вероятно, не требовалось. Длина «языка» толщи внедрения не превышала сотен метров - первых километров; общая значительная протяженность толщ внедрения вызвана неоднократностью повторения данного процесса. На внешней (или теневой) по отношению стороне локальных поднятий часто формировались т.н. толщи сжатия, на сейсмических профилях представленные сейсмофацией типа «стиральной доски» - серией коротких параллельных наклонных отражений.

Критерием при поисках залежей УВ в толщах внедрения АТР баженовской свиты является наличие структуры, расположенной на пути

следования турбидитно-оползневого потока достаточной энергетики. Оконтуривание зон развития АТР может быть выполнено на основании карт толщин баженовской свиты. Формирование ТВ и ачимовской толщи происходило практически одновременно, соответственно, внедрение и разрыв сплошности пород, а, следовательно, возникновение барьеров, могло относиться и к ранее отложенным осадкам ачимовской толщи. Это открывает новый и на рассматриваемой территории пока не обнаруженный тип ловушек в ачимовский пачке с литологическими барьерами, сформированными при формировании АТР. Такие ловушки могут возникать на внешних границах распространения толщ внедрения; при наличии качественных материалов сейсморазведки, главным образом ЗД, их картирование не представит значительных трудностей.

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений

В геологическом строении доюрского фундамента юга Тюменской области, которому характерно сложное складчато-блоковое строение, участвуют доюрские осадочные, терригенные, терригенно-вулканогенные, вулканогенные и интрузивные породы среднего и верхнего палеозоя, от девона до триаса включительно..

В рассматриваемом районе примеры развития кор выветривания установлены преимущественно в окраинных зонах - на западе (Карабашская, Центрально-Алымская и др. площади) и на востоке (Урненская, Ягыл-Яхская и др.). Они приурочены к различным по литологическому составу материнским породам, отличаются по характеру насыщения, однако обладают определенными общими чертами строения, что позволяет рассматривать данный комплекс как единый нефтегазоперспективный объект. Установленные залежи и нефтегазопроявления приурочены к кровельной части доюрского основания, сложенного выветрелыми серпентинитами (Карабашское месторождение), трещиноватыми сиенит-диоритами (Ягыл-Яхское месторождение), порфиритами (Густореченское месторождение), а также сложным комплексом магматических пород различного состава - от кислого до основного - и древних осадочных комплексов (Урненское).

В центральной части территории доюрские отложения представлены сильно дислоцированными и метаморфизованными известняками, мергелями, \ кремнеаргиллитами, радиоляритами, силицитами и аргиллитами девонско -

нижнекаменноугольного возраста (Южно-Демьянская №1 Урненская №15).

Иногда отложения доюрского осадочного комплекса на ряде структур (Урненская, Новоютымская, Западно-Пихтовая, Тамаргинская и др.) пронизаны дайками диабазов, гранитов, кварцевых порфиров. Доюрские отложения на Урненской площади представлены гранитами, гнейсами и мраморами. Породы трещиноватые. Вскрытые мощности доюрских (палеозойских) отложений изменяются от 18 до 40 метров. На Нижне-Кеумской площади (скв.№100) вскрытая мощность доюрских отложений достигает 86 метров.

В западной и восточной частях изучаемой территории преобладают мощные покровы основных и средних эффузивов, которые иногда прорваны излияниями кислой магмы (граниты, гранит-порфиры, кварцевые порфиры) пермо-раннетриасового возраста по данным радиологических исследований. В скважинах Лыхская 70, Ютымская 80 и на Болотной площади вскрыты гипербазиты (серпентиниты, перидотиты и пироксениты), приуроченные к глубинным разломам, выявленным по данным высокоточной магнитной съемки.

Кора выветривания доюрских отложений отмечается в эрозионных врезах древнего рельефа. На субширотных геологических профилях, построенных по геолого-геофизическим данным через Густореченскую, Травяную, Гавриковскую, Ларломкинскую площади хорошо видно, что мощность коры выветривания изменяется от 7 (скв.№2 Эпасская) до 43 метров (скв.№100 Нижнекеумская). Она полностью выклинивается на древних поднятиях (Урненском, Густореченском, Ларломкинском, Гавриковском). Кора выветривания в эрозионных «карманах» на Урненской площади (скв.№№12, 15, 21) представлена песчанистыми гравелитами собственно грауваккового состава по классификации В.Д. Шутова (1963), катаклазированными и песчаниками средне - крупнозернистыми неслоистыми, собственно грауваккового и собственно аркозового состава. Цемент глинисто-хлоритовый (10-15%), кальцитовый (10-30%), каолинитовый (5-15%), реже сидеритовый (10%). В породах часто отмечаются открытые и минеральные трещины и глауконит. Трещинная проницаемость не превышает 2-2,8 мД. В скважинах №22 и 40 Урненской площади при испытаниях были получены притоки нефти.

Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений, скорее всего можно связывать с морскими терригенно-карбонатными и кремнисто-карбонатными отложениями девона - нижнего карбона, выходящими на доюрскую поверхность на Урненской (скв.15) и Южно-Демьянской (скв.1)

¡РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.Петербург

оэ зав «р__

площадях. Породы-коллекторы могут быть развиты в зонах пересечения разломов северо- и юго-западного направления, где широко развиты процессы разуплотнения, карстообразования и вторичного преобразования пород.

7.1. Формирование коллекторов в корах выветривания

Наибольший интерес представляет верхняя выветрелая часть доюрского основания, представленная различными типами пород. Продуктивность гипергенных ловушек преимущественно кавернозно-порово-трещинного типа установлена на 56 месторождениях Западной Сибири, а в глубоких горизонтах доюрского основания отмечаются лишь отдельные нефтепроявления.

По мнению большинства исследователей (В.Г. Журавлев, 1987, М.Ю. Зубков, 1990 и др.) формирование коллекторов в корах выветривания связано с катагенетическими и гидротермальными процессами, которые наиболее активно проявляются в приразломных зонах. В то же время гипергенные резервуары перспективны в пределах локальных поднятий доюрского основания, где кора выветривания перекрыта непроницаемыми породами. Породы-коллекторы чаще расположены в нижней части коры выветривания, имеющей повышенную трещиноватость. Скорее всего, с порово-трещинными коллекторами кор выветривания могут быть связаны лишь небольшие по запасам залежи сложного строения, имеющие дискретное распространение. Наибольший интерес для поисков залежей УВ в этих отложениях представляют районы с сокращенными разрезами юры, в пределах которых на поднятиях наблюдается частичное или полное выклинивание отложений тюменской свиты. Наличие глинистых покрышек позднеюрского или раннемелового возраста способствует сохранению залежей.

Более глубокие горизонты палеозоя, неизмененные выветриванием, являются малоперспективными и признаков УВ в них не выявлено.

Таким образом, перспективы доюрского комплекса, прежде всего, связаны:

- с локальными поднятиями, на которых частично или полностью выклинивается тюменская свита и где существуют глинистые покрышки верхнеюрско-нижнемелового возраста;

- с эрозионными карманами в доюрском фундаменте;

- с приразломными зонами, где наиболее интенсивно были развиты процессы корообразования, разуплотнения, трещиноватости и постседиментационных изменений пород.

Формация KB в пределах рассматриваемой территории и сопредельных районах является перспективным поисковым объектом, которому ранее уделялось недостаточно внимания.

При изучении особенностей строения отложений кор выветривания автором было установлено, что полный профиль коры выветривания, условно включающий пять фаций формации коры выветривания, не зависит от состава пород, по которым происходит развитие коры, а определяется только условиями ее формирования. Кора выветривания состоит из двух основных зон - верхней (фации Д и Е), где присутствуют в основном песчано-гравийные разности, почвы и подпочвы; возможный тип коллектора - гранулярный и трещинно-гранулярный; и нижней (фации Б,В и Г) - с преимущественно «химическим выветриванием», где развиты смешанные коллекторы сложного типа, как правило, кавернозно-трещиноватые. В большинстве разрезов Широтного Приобья и рассматриваемой территории коры выветривания сложены рыхлыми разностями, выкрашивающимися при бурении и плохо представленными керновым материалом.

Описанные каротажные фации полного профиля формации КВ позволяют уверенно выделять их на промыслово-геофизических материалах в отсутствии керна и дает возможность корректно проводить границу между осадочным чехлом и фундаментом, а также прогнозировать последовательную смену фациальных зон по разрезу.

Независимо от возраста и положения в разрезе, свойства зон полностью определяются их положением в полном профиле КВ.

Моделирование псевдоакустического разреза и построение синтетических сейсмограмм позволяет значительно снизить неоднозначность при комплексной интерпретации материалов ГИС и MOB ОГТ. Основная проблема с прогнозом нефтегазоносное™ заключается в поиске участков улучшенных коллекторских свойств. (Если ты не включаешь таблицу, то придется описывать все зоны и их последовавтельность)

Для изучения отложений коры выветривания в будущем необходимо привлечение методов расширенного комплекса ГИС, таких как ЯМР и широкополостная акустика. Также нужно предусмотреть выполнение газового каротажа с обработкой С1/С2, С1/С2+ и С2/С3; и шламограммы. Наиболее перспективным методом для этих измерений в открытом стволе является метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

Глава 8. Зональность распространения типов разрезов, закономерности размещения ловушек и принципы проведения геологоразведочных работ

В Широтном Приобье установлено, что в соответствии с особенностями седиментации (латеральное наращивание разреза в бассейне с некомпенсированным осадконакоплением) с востока на запад происходит последовательная смена типов разрезов юры и неокома. При общем уменьшении суммарной песчанистости разреза происходит его расчленение на все более изолированные друг от друга тела. В крайних западных районах Приурапья наблюдаются похожие явления, но в существенно более ограниченном виде. Отмеченные закономерности изменения строения геологического разреза предопределяют распределение перспектив нефтегазоносное™ рассматриваемой территории.

В южной части Западной Сибири осадочный чехол делится Центрально-Казахстанским массивом на две области, ориентируемые по направлениям течения рек Тобол и Иртыш. Описываемая территория в большей части относится к западной области и в ее пределах в силу общего сужения площади бассейна происходит гораздо более быстрая смена типов разрезов, и, соответственно, основных перспективных комплексов, нежели в Широтном Приобье. Эти зоны выделяются по основным нефтеперспективным объектам, приуроченным к т.н. доминирующим комплексам, на которые, в первую очередь, и ориентируются поиски (см. табл). Понятие доминирующего комплекса (ДК) здесь не имеет генетической основы; здесь по ДК понимается комплекс, с которым в данной конкретной части рассматриваемой территории связаны максимальные перспективы. Соответственно, настройка методики геологоразведочных работ проводится исходя из особенностей ловушек, присущих этому комплексу. Существует ряд горизонтов, отложения которых могут быть продуктивны в пределах всей описываемой территории, но не являются доминирующими (сеномаиский, викуловский, шеркапинский и др.). Опоискование этих объектов должно вестись в соответствии с общими принципами проведения геологоразведочных работ. Границы распространения зон носят, за редким исключением, условный характер, и нередко, перекрывают друг друга.

В крайней восточной части рассматриваемого района располагается «томская» зона (см. рис.). Ее выделение носит, в известной степени, гипотетический характер, и определяется по аналогии с расположенными в непосредственной близости месторождениями в Томской области (залежи в

Принципы организации геологоразведочных работ в нефтегазоперспективных зонах на основе выделения и учета особенностей доминирующих горизонтов

Таблица

казатели^^ «томская» «угутская» «усть-балыкская» «салымскао» («кальчииская») «пнмская» («приразломная») «приобская»

Доминирующий (целевой) горизонт Палеозой (вкл. отложения кор выветривания) Васюганская свита Шельфовые неокомские пласты Ачимовская пачка (глубоководные конусы выноса) Шельфовые пласты и отложения континентального склона Отложения континентального склона

Размещение сейсмопро- филей По изометрич-ной сетке невысокой плотности, кратность 48 - 60. Ориентация не играет большой роли. По итогам рекогносцировки -съемка ЗД. По изометричной сетке, кратность 48 - 60. Ориентация: а) при наличии клиноформ В Ю| аналогично «при-разломной» б) при отсутствии - роли не играет По изометричной сетке, повышенной плотности. Ориентация и кратность наблюдений не играет большой роли. Сгушение в купольных частях Высокая плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого простирания бровки палеошельфа. Высокая плотность наблюдений по всей территории с максимальной концентрацией в зонах каналов и конусов выноса, ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого простирания бровки палеошельфа. Высокая плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого простирания бровки палео-шельфа со сгущением «вкрест» простирания песчаного тела в зонах максимальных мощностей

Размещение скважин На крыльях, в середине амплитуды поднятия, далее - в сводовой части а)аналогично «приразломной» зоне б) На крыльях, в середине амплитуды поднятия В сводовой части, далее по спирали в сторону ВНК В сводовой части и на восточных крыльях, после открытия вдоль простирания линзы и короткими профилями «вкрест». Короткими профилями через сводовую часть и восточные крылья, после открытия вдоль простирания линзы Короткими профилями «вкрест» простирания песчаных линз в зоне максимальных мощностей, после открытия вдоль простирания линзы

Примеры Ягьш-Яхское Урненско-Усановское Радонежское, Вуемское Кальчинское, Се-веро-Кальчинское Месторождения Шапшинской группы, Вореягское Зимнее, Кондинское

корах выветривания). Для нее характерна высокая степень опесчаненности разрезов неокома и юры. Выявленные залежи нефти и газа приурочены к зонам дезинтеграции фундамента и развития трещинно-кавернозных известняков в промежуточном структурно-тектоническом этаже.

Наличие рассматриваемой «томской» зоны в пределах самой восточной части Уватского района подтверждается открытием Ягыл-Яхского месторождения, где получены малодебитные притоки нефти из дезинтегрированной коры выветривания. В пределах центральной части Урненского поднятия, расположенного несколько западнее «томской» зоны, по промыслово-геофизическим данным выделяются продуктивные отложения горизонта «М» верхней части коры выветривания.

На запад от «томской» зоны, в восточной части Уватского района располагается зона, которая условно может быть названа «угутской». Перспективы здесь связаны преимущественно с юрскими отложениями -васюганской (Ю|) и тюменской (Ю2-4) свитами, хотя, в целом, интервал нефтегазоносности может захватывать и низы неокома, там, где в разрезе сохраняются качественные и выдержанные покрышки.

Западная граница этой зоны определяется глинизацией верхнеюрских песчаников васюганской свиты. Залежи в средней и нижней юре в структуре запасов занимают значительный объем. В пределах Тайлаковской группы месторождений залежи УВ установлены не только в кровле тюменской свиты, но и в ее центральной части, и захватывают значительные площади. Доля запасов нефти в коллекторах тюменской свиты, по сравнению с объемом всего месторождения, составляет 30-80%, в отдельных случаях доходя до 100%.

Южное продолжение рассматриваемой «угутской» зоны фиксируется на Урненско-Усановском, Усть-Тегусском, Тайтымском, Прирахтовском месторождениях. Особенностью зоны на территории юга Тюменской области является широкое развитие «лысых» зон (Урненско-Усановское месторождение).

Следующей за «угутской» к западу зоной является «усть-балыкская». Для нее характерным является наиболее оптимальное сочетание количества коллекторов и покрышек в неокоме, что в значительной мере расширяет диапазон вскрываемых здесь залежей - от пластов АС) (в некоторых случаях от ПК|) до БСю-ц. Скопления нефти контролируются в основном структурным фактором. Разведанные залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают незначительный объем.

Типичным примером залежи, приуроченной к данному типу разреза, являются Полуньяхское месторождение. Южное продолжение зоны имеет место на Кеумском и Пихтовом лицензионных участках, где выявлены и прогнозируются залежи в пластах АС4 - БС8 . Перспективы, связанные с данным комплексом, распространяются и за пределы собственно «усть-балыкской» зоны как в восточном, так и в западном направлении, где возможны новые открытия, что, в частности, подтверждается открытием залежей на Вуемском (пласт АС») и Вореягском (пласт АСю) месторождениях, расположенных существенно западнее «усть-балыкской» зоны.

Далее на запад располагается высокоперспективная «сапымская» или «кальчинская» зона. Основные перспективы здесь связаны с отложениями пластов АСю.|2 неокома, шельфовыми и, в первую очередь, ачимовскими отложениями пластов БС5, БСб, БС7, континентальными и прибрежно-морскими отложениями тюменской и шеркалинской свит. Границы зоны условно проводятся на востоке - по линии бровки шельфа на момент окончания формирования сармановской клиноформы (пласт БС8), а на западе - ее аналогу в сахалинской клиноформе (пласт БС4).

Наиболее крупные залежи нефти в рассматриваемом районе связаны с образованиями ачимовской пачки, а так же склоновыми и краевыми частями шельфа (пласт БС5.7.) Концентрация песчаного материала происходит преимущественно на восточных крыльях структур. Скопления нефти контролируются структурным и литологическим факторами. Залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают значительный объем. Общеизвестны скопления нефти в битуминозных аргиллитах Салымского района. Весьма перспективным, но крайне малоизученным является в «салымской» зоне т.н. пласт Ю|а, где нефтеносность, в отличие от более восточных районов, связана не с песчаниками и алевролитами верхней пачки васюганской свиты, а с кремнисто-карбонатными кавернозными прослоями глинистой абалакской свиты.

Южное продолжение рассматриваемой «кальчинской» зоны фиксируется на Кальчинском, Северо-Капьчинском, Нижнекеумском месторождениях Уватского района. Здесь залежи установлены в ачимовской толще (пласты БС5.6), склоновых песчаниках БС7 и отложениях тюменской свиты.

К западу от этой территории располагается зона, которая условно может быть названа «пимской» или «приразломной». Перспективы

нефтегазоносности связаны с шельфовыми и склоновыми, в меньшей степени, ачимовскими отложениями турбидитов (пласты БСю). Такое положение определяется тем, что по мере продвижения бровки палеошельфа в западном направлении снижался угол наклона палеосклона; соответственно существенно большее количество песчано-алевритового материала осаждалось на склоне, не доходя до его подножья. Большое значение приобретают также залежи прибрежно-морских отложений пластов АС юнг-Залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают незначительный объем.

Классическим примером месторождений, приуроченных к данному типу разреза являются Средне- и Нижне-Шапшинское. Залежи нефти литологического типа, запечатанные, полнонасыщенные, структурно-литологические. Данная зона в пределах южной части Тюменской области, по сравнению с другими зонами, наименее изучена глубоким бурением и сейсморазведкой. Ее выделение здесь весьма условно и определяется возможным наличием стратиграфического аналога в Широтном Приобье. Западная граница зоны условно проводится по линии прилегания пимской пачки и баженовской свиты.

В самой западной части расположена так называемая «приобская» зона, являющаяся продолжением полосы распространения пластов ЛСю.|2> с которой связаны основные залежи на Приобском месторождении. Полоса тянется практически от южной части Ямало-Ненецкого округа (Сугмутское месторождение) на юг до Чирпского блока и, вероятно, Тобольского участка.

Залежи нефти приурочены к пластам АС9.12 неокома, ЮСо верхней, ЮС2.3 средней юры открыты на Приобском, Ай-Пимском, Западно-Ай-Пимском, Эргинском и др. месторождениях. В последнее время притоки нефти в непосредственной близости к рассматриваемой территории были получены на Черносорской, Чапровской, Кондинской и Мапокондинской структурах. В пределах южных районов в отложениях этого типа было выявлено Зимнее нефтяное месторождение с залежью в пласте АСщ1. В 2003 году более 30 м нефтенасыщенного керна было поднято из интервала 26012647 м в скв.№14 Ендырской площади (пласт АСц2).

Залежи нефти в неокоме связаны с песчаниками подножий и центральных частей конусов выноса, в меньшей степени со склоновыми и краевыми частям шельфа (пласты АС9.|2). На рассматриваемой территории это, как правило, обособленные в разрезе маломощные (суммарная мощность песчаников 5-10 м, в зонах депоцентров до 35-70 м) тонкопереслаивающиеся

песчаные линзы, образующие в плане узкие полосообразные тела. Скопления нефти слабо контролируются структурным фактором, положение ВНК, как правило, не устанавливается. Залежи нефти в юре структурно-литологические или литологические, низко-, средне дебитные, их запасы имеют подчиненное значение.

Восточная граница зоны определяется положением бровки палеошельфа на момент накопления пласта БС|, западная - границей глинизации последнего неокомского пласта. В районе Красноленинского свода эта граница проходит между Приобским и Средненазымским месторождением (залежь в пласте АС|), в описываемом районе ее положение пока не установлено из-за слабой изученности.

В начале систематического изучения рассматриваемой территории, которое осуществляется на основе исследований, обобщенных в данной работе, в первую очередь, с учетом существовавшей изученности, были поставлены регионально-рекогносцировочные работы, для решения следующих задач:

1. Стратиграфическая привязка основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ); и уточнение по ним структурного плана;

2. Уточнение границ развития основных литолого-стратиграфических подразделений (в том числе песчаной верхневасюганской пачки, песчаной ипатовской (газсалинской) пачки, хантымансийской свиты и т.д.);

3. Выявление комплексов, имеющих кпиноформенное строение (таковыми в рассматриваемом районе могут быть, кроме неокомского, васюганский, викуловский и др.);

4. Уточнение положения бровок палеошельфа по основным нефтеперспективным комплексам в клиноформных частях разреза;

5. Построение предварительных карт мощностей сейсмокомплексов, их увязка со скважинными данными, уточнение положения депоцентров;

6. Районирование территории, прогноз распространения основных зон, отличающихся подходами к проведению геологоразведочных работ;

7. Получение на основе поисково-параметрического бурения детальных представлений о строении разреза в каждой зоне;

8. Построение предварительной объемной модели, характеризующей условия формирования осадочного чехла.

Для этого исследуемая территория была покрыта редкой сетью (с плотностью 0,2-0,5 пог.км/кв.км) рекогносцировочных сейсмопрофилей, которые, вместе с ранее выполненными работами, образовали надежный

взаимоувязанный сейсмический каркас. Часть скважин, бурящихся даже с поисково-оценочными целями, несет параметрические функции - в них увеличен объем отбора керна, проведено вертикальное сейсмопрофилирование и выполнен расширенный комплекс ГИС. Кроме того, для южных районов Западной Сибири, лишенных участков вечной мерзлоты, доказана высокая информативность газовой съемки по иловым осадкам современных водоемов и водотоков. Чувствительность этого метода значительно превышает возможности снеговой съемки, малоэффективной на водообильных ландшафтах (болота, озера). Исследования состава иловых газов были проведены на Кальчинском, Северо-Демьянском, Эргинском месторождениях. Наличие залежей нефти в юрских и неокомских отложениях фиксируется контрастными аномалиями содержания пентанов в составе иловых газов (A.A. Нежданов). Этими же съемками выявлен ряд перспективных аномалий, подтвержденных в дальнейшем сейсморазведкой наличием структурных и структурно-литологических ловушек. Такие исследования с разной детальностью должны быть проведены как на стадии рекогносцировочных, так и на стадии поисковых работ.

После предварительного оконтуривания основных зон начат и осуществляется в настоящее время этап площадных работ, собственно поисков и разведки залежей углеводородов. При проведении дорогостоящих геологоразведочных работ (сейсморазведка, бурение) следует проводить «настройку» этих методов на конкретную зону, которая заключается в выборе оптимального комплекса, методики и последовательности операций, основанном на геологическом районировании по преобладающим типам залежей.

В «томской» зоне на начальной стадии поиска основными объектами являются куполовидные поднятия, т.к. к ним тяготеют ловушки в главных поисковых горизонтах - коре выветривания, собственно палеозойских отложениях и, предположительно, песчаниках верхнего мела - ипатовской (газсалинской) свите. Однако первые скважины рекомендуется закладывать на крыльях положительных структур.

Поиски и разведка залежей в зоне «угутского» типа связаны с выявлением «лысых» участков в зонах палеосводов, как правило, почти совпадающих с их нынешним положением. При наличии информации о положении структур (почти вся территория юга Тюменской области закрыта сейсморазведкой MOB, дающей определенную информацию о структурном плане, а в последнее время и современной сейсморазведкой) профили в зоне

обрамления палеосводов должны быть сгущены для надежного оконтуривания линий выклинивания. Кратность исследований также должна быть повышена. Опыт работ на Урненском месторождении показывает высокую эффективность применения для изучения таких объектов сейсморазведки ЗД. Поисковые скважины размещаются в зоне развития песчаников, ориентировочно посередине по высоте между наивысшей точкой купола и оконтуривающей изогипсой. При установлении в какой-либо части зоны клиноформного строения васюганской свиты (аналогично восточным районам ХМАО), работы проводятся по методике, аналогичной исследованиям в «приразломной» зоне.

Поиски залежей в шельфовых неокомских пластах «усть-балыкской» зоны проводятся по классической технологии, когда территория покрывается прямоугольной сетью сейсмопрофилей, после чего разбуриваются своды поднятий по сейсмическим горизонтам, приуроченным к основным шельфовым пластам (БСб-в). Анализ, проведенный на основе данных по наиболее изученным частям рассматриваемой территории, покаЗал справедливость для нее дискретного распределения площадей локальных структур, полученного В.И. Шпильманом и С.Н. Чуйковым для ЗападноСибирского НГБ в целом. При этом расчеты показывают, что увеличение плотности профилей выше 0,8 пог.км/кв.км не приводит к какому либо существенному уточнению структурного плана. В случае необходимости, задача детализации внутреннего строения выявленных месторождений может быть решена методами объемной сейсморазведки на более поздних этапах.

При размещении сейсморазведочных работ в зоне развития ачимовских отложений первостепенное значение приобретает ориентация сейсмопрофилей, а также повышение кратности исследований (до 48-60-х). Поисковые скважины располагаются в сводовых частях и на восточных склонах, в дальнейшем - вдоль закартированных зон развития ачимовских отложений. <

Зона «приразломного» типа характеризуется обедненностью песчаным материалом, ухудшением качества коллекторов и разнообразием типов ловушек. Залежи, вероятно небольшие, здесь могут быть связаны как с отложениями склонов и конусами выноса, так и с шельфовыми осадками. Основную роль при опоисковании зоны играет поиск повышенных мощностей сейсмокомплексов, и их сопоставление в палеоплане. В этих участках проводится сгущение сети наблюдений, ориентированное в соответствии с

преобладающим направлением простирания бровок палеошельфа и выделение ловушек, на которые ориентируется поисковое бурение.

При опоисковании объектов в зоне «приобского» типа следует учитывать, что, структурный фактор играет не столь существенную роль, хотя залежи, как правило, приурочены к восточным склонам поднятий. Пример тому - Зимнее месторождение, открытое на склоне одноименного поднятия, тогда как скважина, пробуренная в сводовой части поднятия коллектора не вскрыла. В южных районах количество песчаных линз достигает десятков. В этих условиях при проведении сейсморазведочных работ основную роль играет не столько кратность исследований, сколько плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого простирания бровки палеошельфа, при которых трассировка отражающих горизонтов, приуроченных к песчаным линзам становится более однозначной. Скважины закладываются короткими профилями «вкрест» простирания песчаных линз, направление которых совпадает с направлением бровок палеошельфа. В результате реализации такого проекта (Н.А.Сергеева, 1989 г.) было открыто Зимнее месторождение. В дальнейшем скважины размещаются в наиболее приподнятых участках в пределах развития песчаной линзы.

Глава 9. Характеристика ресурсной базы района.

Оценка перспектив нефтегазоносности южных районов ЗападноСибирской НГП в связи с выделением нетрадиционных сложнопостроенных ловушек

Потенциальные ресурсы нефти в пределах рассматриваемой территории связаны с широким стратиграфическим диапазоном отложений - от сеноманских до коры выветривания палеозойских пород. Суммарная величина потенциальных ресурсов нефти составляет почти 1,9 млрд. т, из них запасы промышленных категорий С| и С2 составляют немногим более 22 %, ресурсы нефти категории С3 и До составляют 48 %. Основные запасы нефти промышленных категорий выявлены на Тайлаковском месторождении. Распределение ресурсов и запасов нефти по нефтепродуктивным комплексам характеризуется различным диапазоном значений. Максимальное количество промышленных запасов нефти сосредоточено в среднеюрском комплексе -16%, вторым по величине запасов является верхнеюрский комплекс - 2,7%.

Наибольшая величина потенциальных ресурсов нефти категорий Сз и До связана с ловушками в неокомском комплексе и составляет 25,5%. Вторым по

объему ресурсов нефти является среднеюрский комплекс, в нем сосредоточено 11,5%. Преобладание потенциальных ресурсов нефти, связанных с неокомским комплексом объясняется слабой изученностью многих участков кондиционными сейсмическими работами и выделением ловушек структурного типа значительных размеров.

Оценка потенциальных ресурсов нефти и газа на основе моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в ловушках по методу, разработанному во ВНИГРИ, проведена С.Г. Неручевым (1999). Суммарные прогнозируемые геологические ресурсы нефти, оцененные на основе моделирования, составляют по исследованной территории 1,5 млрд. т (запасы месторождений, выявленных на землях нераспределенного фонда, сюда не входят). Суммарные прогнозные ресурсы нефти по той же территории (за вычетом запасов месторождений на землях нераспределенного фонда) составляют 1398,22 млн. т.

Оцененная по методике С.Г. Неручева величина суммарных ресурсов нефти всего на 9,5% больше, чем определенная на основе объемного метода. И только по одному объекту - нераспределенному фонду земель (без учета достоверных запасов открытых месторождений) разница в оценках оказалась экстремально большой - 245%.

Таким образом, для малоизученных территорий оценка ресурсов нефти по методу, разработанному во ВНИГРИ, достаточно достоверна и может служить надежной основой для развития поисково-разведочных работ и добычи нефти в этом регионе.

Заключение

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Были рассмотрены и получили развитие применительно к условиям южных районов Западной Сибири теоретические основы и закономерности формирования неструктурных ловушек в турбидитных потоках в неокомском клиноформном комплексе и установлено их размещение в южных районах Западно-Сибирского НГБ.

2. Составлены карты зон размещения литологических ловушек в составе 12 клиноформ БВ9; БВ8; БВ6Л; БВ3,4.5; БС12; БС„; БС10. БС67; БС4.5; БС,.3, АС„; АС|0. Выявлено и закартировано более 50 литологических ловушек.

3. Дан анализ геологического строения и нефтегазоносности юрских отложений Уватского района. Построены карты размещения перспективных

неструктурных резервуаров в юрских отложениях пластов Юш-п,- Ю7.8, Ю5-6, Юг-», Ю|

4. Рассмотрены перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов, представленных, главным образом, корами выветривания по материнским породам различного состава.

5. Проанализировано распространение главных продуктивных комплексов и связанных с ними ловушек УВ в южных районах ЗападноСибирского НГБ (Тюменской НГО). Вся территория была условно поделена на шесть зон (с востока на запад), получивших следующие названия:

«томская», основные перспективные объекты связаны с формацией коры выветривания;

«угутская», основные перспективные объекты, преимущественно структурного или кольцевого типа, расположены в верхне- и среднеюрских отложениях;

«усть-балыкская», шельфовые неокомские отложения;

«кальчинская», фации глубоководных конусов выноса (ачимовская свита);

«приразломная» и «приобская», где перспективы нефтегазоносности связаны, в основном, со склоновыми фациями неокома;

Субгоризонтальным границам, разделяющим основные нефтегазоносные комплексы и определяющим наиболее распространенные типы ловушек по вертикали, поставлены в соответствие субвертикальные границы, определяющие зоны преобладания тех или иных типов ловушек в плане и позволяющие оптимизировать применяемые методы геологоразведочных работ в каждой конкретной зоне.

6. Предложена оптимальная схема планирования и проведения геологоразведочных работ в каждой из выделенных зон, позволяющая сориентировать применяемую методику на особенности доминирующего нефтегазоносного комплекса и, тем самым, «настроить» проводимые исследования на выявление объектов в наиболее перспективных комплексах.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

Монографии

1. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). С-Пб.: Недра; 2002. 191 с. Соавтор: В.В. Шиманский.

2. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. М. Химия 2002. 439 с. Соавторы: И.С. Джафаров, П.Е. Сынгаевский.

Статьи и тезисы докладов

1. К вопросу о методике поисков малоамплитудных структур в зоне развития органогенных построек. Депонент ВИНИТИ (681-мг88) 1988. Соавтор: A.Erber.

2. Статистическая оценка характера распределения пористости неокомских коллекторов уренгойского типа //Материалы республиканской конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии и геофизики. Баку. Элм. 1988. С. 44-45. Соавтор: A.B. Соколов.

3. Особенности проведения нефтепоисковых работ на юге Тюменской области.//В сб. Материалы XV Губкинских чтений. 1999. Стр.41. Соавторы: И.С. Джафаров, C.B. Остапенко.

4. Формация коры выветривания в осадочном цикле Западно-Сибирского бассейна. //Геология нефти и газа. №11-12. 1999. С.22-30. Соавтор: П.Е. Сынгаевский.

5. Концепция научно-производственных исследований, обеспечивающих эффективность ГРР по восстановлению ресурсной базы углеводородного сырья на современном этапе освоения недр.//В сб. Нефтегазовая геология на рубеже веков. Т.1. С-Пб. 1999. Соавторы: М.Д.Белонин, И.С.Джафаров, С.В.Остапенко, В.В.Шиманский, Н.Я.Трушкова.

6. Пути повышения надежности прогноза залежей углеводородов. //300 лет горно-геологической службе России. Международная геофизическая конференция. Санкт-Петербург. 2-6 октября 2000 года. С. 147-148. Соавторы: Ю.З.Сегаль, И.С.Джафаров, С.Н.Пьянов, Н.Н.Яицкий.

7. Бассейновые нижнеюрские отложения Широтного Приобья. //Геология нефти и газа. №1. 2000, С. 21-27 Соавторы: A.A. Граусман, П.Е. Сынгаевский.

8. Принципы построения геологических моделей нефтяных месторождений. //Геология нефти и газа. №4. 2000. Соавторы: О.В. Бакуев, A.A. Граусман.

9. Прогноз распределения размеров невыявленных залежей.//В сб: Mathematical methods in geology. Prague. October 4-8. 1998.

10.Новые направления прироста запасов углеводородов в пределах эксплуатирующихся месторождений. //В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 3-ья научно-практическая конференция. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2000. С. 133-137 Соавторы: И.С.Джафаров, С.В.Остапенко, О.В.Бакуев.

11.Направления оптимизации ресурсной базы ОАО «ТНК». //В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 4-ая научно-практическая конференция. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2001. С. 52-59. Соавторы: И.С.Джафаров, С.В.Остапенко, О.В.Бакуев.

12.Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода. //Вестник недропользователя ХМАО. №7. 2001. С. 54-57. Соавторы: О.В. Бакуев, K.M. Мулявин, С.Ю. Шутько.

13.Расширенные возможности применения геофизических методов для прогнозирования и характеристики зон АВПД. //В сб: Материалы Международной Региональной Конференции AAPG. С. - Петербург. Россия.

2001. 04-3. Соавторы. И.С. Джафаров, П.Е. Сынгаевский.

14.Ревизия геологических моделей территорий для организации поисково-разведочных работ в пределах истощенных месторождений как метод их реабилитации. //В сб: Материалы Международной Региональной Конференции AAPG. С. - Петербург. Россия. 2001. 02-1. Соавторы: И.С.Джафаров, С.В.Остапенко, О.В.Бакуев.

15.Анализ нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №5. 2002. С. 104-109. Соавторы: О.В. Бакуев, В.В. Шиманский.

16.Концепция мультибассейнового развития нижнемеловых комплексов Западной Сибири. //Геология нефти и газа. №6. 2002. С. 28-32. Соавторы: П.Е. Сынгаевский, В.В. Шиманский.

17.Латеральные градиенты скоростей в нижнемеловом комплексе Среднего Приобья и причины их возникновения. //Геофизика. Специальный выпуск.

2002. С. 62-65. Соавторы: С.Н. Ильин, С.Э. Копунов, A.B. Хортов.

18.Анализ состояния и перспективы развития нефтяной ресурсной базы юга Тюменской области. //Нефтяное хозяйство. №6. 2002. С. 6-7. Соавторы: Ю.А. Стовбун, В.И. Довгуля, Р.Н. Хасанов.

19.Новые данные о нефтегазоносности баженовской свиты южных районов Тюменской области. //Нефтяное хозяйство. №6. 2002. С. 8-10. Соавторы: О.В. Бакуев, Ю.А. Стовбун, Р.Н. Хасанов.

20.Применение метода ядерно-магнитного резонанса для оптимизации разработки сильно глинистых коллекторов Самотлорского месторождения. //Нефтяное хозяйство. №10. 2002. С. 67-70. Соавторы: Т.В. Хисметов, C.B. Ларионов, П.Е. Сынгаевский.

21.Модели оценки проницаемости по данным каротажа и керна. //Нефтяное хозяйство. Xsl2.2002. С. 32-36. Соавторы: И.С. Джафаров, П.Е. Сынгаевский.

22.Применение метода спектрального ЯМР для петрофизической характеристики и выделения обстановок осадконакопления в пластах AB |1-2 (группы «рябчик») Самотлорского месторождения. //В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 5-ая научно-практическая конференция. Т. 1. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2002. С. 291-300. Соавторы: И.С. Джафаров, П.Е. Сынгаевский.

23.Принципы формирования программы геологоразведочных работ ОАО «ТНК» в новых экономических условиях. //В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 5-ая научно-практическая конференция. Т.1. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2002. С. 64-68. Соавторы: И.С. Джафаров, C.B. Остапенко, С.Г. Асаулов, О.В. Бакуев.

24.Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. /1В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 5-ая научно-практическая конференция. Т.1. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2002. С. 109-117. Соавторы: A.M. Брехунцов, В.Н. Бородкин, В.В. Шиманский.

25.Закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации. //В сб: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. 5-ая научно-практическая конференция. Т.1. Ханты-Мансийск. Путиведъ. 2002. С. 141-148. Соавторы: М.Д. Белонин, В.В. Шиманский, A.M. Брехунцов, О.В. Бакуев, В.П. Игошкин.

26.Уватский проект - крупный региональный проект развития нефтедобычи на юге Тюменской области. The CIS Oil and Gas Summit. Le Meridien Piccadilly Hotel. London. 15-17 april 2002. Соавтор: И.С. Джафаров.

27.Некоторые вопросы будущего развития метода спектрального ЯМР (ядерно-магнитного резонанса). Депонент ВИНИТИ. Справка №1125 мг 02. Библиографический указатель ВИНИТИ «Депонированные научные работы». №2.2002. Соавторы: И.С.Джафаров, П.Е.Сынгаевский.

28.Планирование выполнения работ ЯМР для обработки данных методом разности спектров (МРС). Депонент ВИНИТИ. Справка №1127 мг 02. Библиографический указатель ВИНИТИ «Депонированные научные работы». №2. 2002. Соавторы: И.С.Джафаров, П.Е.Сынгаевский.

29.Контроль качества данных каротажа визуализации магнитного резонанса. Депонент ВИНИТИ. Справка №1126 мг 02. Библиографический указатель ВИНИТИ «Депонированные научные работы». №2. 2002. Соавторы: И.С.Джафаров, П.Е.Сынгаевский.

30.Применение метода ЯМР для описания обстановок осадконакопления терригенных пород. //Вестник недропользователя ХМАО. №10.2002. С. 41-46. Соавторы: И.С.Джафаров, П.Е.Сынгаевский.

31.Анализ временной компоненты многочастотного ЯМР для определения остаточной нефтенасыщенности. //Вестник недропользователя ХМАО. №11. 2002. Соавторы: И.С.Джафаров, П.Е.Сынгаевский.

32.Латеральные градиенты скоростей в нижнемеловом комплексе ЗападноСибирской платформы. Тезисы докладов научно-практической конференции «Геомодель-2002». Геленджик. 16-20 сентября 2002 г. С. 99. Соавторы: С.Н. Ильин, С.Э. Копунов, А.В. Хортов.

ЗЗ.Определение вязкости нефти в пластовых условиях прямым моделированием сигнала ЯМР. Пример продуктивных пластов Самотлорского

месторождения, Западная Сибирь. //Нефтяное хозяйство. №1. 2003. С._.

Соавторы: И.С. Джафаров, П.Е. Сынгаевский.

34.К вопросу о глубинах формирования конусов выноса. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №2. 2003. С. 11-20. Соавторы: О.В. Бакуев, П.Е. Сынгаевский, В.В. Шиманский.

35.Prognosing the sizes distribution of undiscovered deposits. //В сб: Mathematical methods in geology. Prague. October 4-8. 1998.

36.Log Facies and Outcrop Analyses of Weathered Crust Formation. 2000 AAPG International Conference & Exhibition. Bali. Indonesia. Соавтор: P. E. Syngaevsky.

37.Advanced Formation Evaluation for Prediction and Characterization of Overpressured Zones. Materials of International Regional Conference AAPG. St.-Peterburg. 2001. 04-3. Соавторы: IJ.Djafarov, P. E. Syngaevsky.

38.Audit of the Geological Models and Preparation of the Exploration Programs as a Rehabilitation Method of the Developed Oil Fields. Materials of International Regional Conference AAPG. St.-Peterburg. 2001. 02-1. Соавторы: IJ.Djafarov, S.V. Ostapenko, O.V. Bakuev.

39.High-resolution Sequence Stratigraphy, Log Motifs and Reservoir Architecture of Turbidite Systems (A Comparison of Arkansas Outcrops and Neocomian (Kj) Section of West Siberia Basin). 2002 AAPG Annual Convention. Houston. Соавторы: P. E. Syngaevsky, A.A.Grausman, A. E. Syngaevsky.

40.Advanced Evaluation of Transitional Zones for Drilling Optimization. IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology (APDT). September 2002. Jakarta. Indonesia. Соавтор: P. E. Syngaevsky.

41.The Uvatsky Project is a Major Regional Project for Developing Oil Production in the South of the Tyumen Region. The CIS Oil and Gas Summit. Le Meridien Piccadilly Hotel. London. 15-17 april 2002. Соавтор: I.S. Dzhafarov.

42.NMR Application for Development Optimizing in Shaly Reservoirs (part II). AAPG, EPEX, SEG, EGS, EAGE 2002 International Conference and Exhibition. October 27-30. 2002. Cairo. Egypt, paper 64850. Соавтор: P. E. Syngaevsky.

43.Conditions of Forming Stratigraphical Traps in The Lower Cretaceous Clinoform Complex and Regularities in Their Distribution, Western Siberia. AAPG, EPEX, SEG, EGS, EAGE 2002 International Conference and Exhibition. October 27-30. 2002. Cairo. Egypt. Соавторы: М.Д. Белонин, A.M. Брехунцов, И.С. Джафаров, В.В. Шиманский, В.Н. Бородкин.

Advanced Evaluation of Transitional Zones for Drilling Optimization. SPE 77256. 2002. Соавтор: P.E. Syngaevsky.

P 1 05 6 3

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Хафизов, Сергей Фаизович

Список рисунков

Список таблиц

Общая характеристика работы

Введение

Глава 1. Состояние изученности региона

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика

Глава 3. История геологического развития региона

Глава 4. Основные нефтегазоносные комплексы и связанные с ними ловушки углеводордов

5.1 .Седиментационные модели турбидитных систем

5.2 .Закономерности размещения литологических резервуаров в клиноформах неокома на юге Тюменской области

5.3 .Распределение коллекторов в неокомских отложениях

6.1. Условия формирования ловушек в нижнеюрском и среднеюрском комплексах

6.2. Условия формирования неструктурных ловушек в верхнеюрских отложениях

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности доюрских пород

7.1. Формирование коллекторов в корах выветривания

8.1. Принципы организации специальных исследований при проведении ГРР

Глава 9. Характеристика ресурсной базы района. Оценка перспектив нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирской НГП в связи с выделением нетрадиционных сложнопостроенных ловушек

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского НГБ в связи с прогнозом залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях"

Актуальность темы. Несмотря на более чем 50-ти летнюю историю изучения, перспективы южных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна остаются до конца невыясненными. Поисковые работы, проводившиеся, в основном, по традиционной методике выявления разбуривания куполовидных поднятий, имели низкую эффективность, поскольку основные перспективы в рассматриваемом районе связаны с неструктурными ловушками. В связи с этим актуальным является прогноз залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе анализа материалов проведенных ранее геологоразведочных работ и их обработки с применением современных методик.

Целью работы является прогноз неструктурных ловушек различных типов в палеозойско-мезозойских отложениях, развитых в пределах рассматриваемой территории, и выработка единой концепции их геолого-геофизического изучения,

Основные задачи исследований:

• анализ результатов проведенных ранее работ по геологическому изучению рассматриваемой территории;

• оценка особенностей геологического строения и истории геологического развития территории;

• выявление основных типов ловушек в каждой выделенной зоне;

• разработка основных принципов прогноза сложнопостроенных ловушек в каждой зоне и их поисков и разведки;

• прогноз перспектив нефтегазоносности палеозойско-мезозойских отложений на основе комплексирования литолого-палеогеографических, палеогеоморфологических построений с данными сейсморазведки.

• обобщение основных принципов прогноза ловушек в единой концепции ведения геологоразведочных работ в рассматриваемом районе;

• подготовка на базе существующего уровня изученности предложений по поискам первоочередных объектов.

Научная новизна:

1. На основе принципиально новой геолого-геофизической информации выявлена специфика условий формирования неструктурных ловушек в разных нефтегазоносных комплексах рассматриваемой территории и связанные с ними особенности их поиска.

2. Проведено районирование рассматриваемой территории по особенностям строения, условиям формирования и принципам опоискования сложнопостроенных ловушек углеводородов в различных продуктивных комплексах.

3. Установлено соответствие выделенных зон в рассматриваемом районе их аналогам в Широтном Приобье.

5. Составлены карты зон размещения литологических ловушек в составе 12 клиноформ БВ9; БВ8; БВ6,7; БВ3,4,5; БС]2; БСП; БС10, БС67; БС4,5; BCi,3, АСП; АСш.

7. Построены карты размещения песрпективныхз неструктурных резервуаров в юрских отложениях пластов Ющ-и, K)7.g, Ю5-6, Ю2.4, Ю].

8. Дан анализ геологического строения и нефтегазоносности формации кор выветривания доюрских пород Уватского района.

Практическая значимость работы состоит в выработке на основе проведенного районирования концепции по изучению каждой зоны и рассматриваемого района в целом и подготовке конкретных рекомендаций, часть из которых уже успешно реализована:

• Впервые на рассматриваемой территории выявлен новый нефтегазоносный резервуар в разрезе абалакской свиты и промышленно значимые залежи в пласте K)ia (залежи на Кальчинском, Северо-Демьянском, Гусеничном и Центрально-Алымском месторождениях). Ряд поднятий оказался недоизученным, но сохранет значительные перспективы нефтегазоносности по этому пласту (Ендырское, Гцусеничное, Восточно-Демьянское и др.);

• Впервые в пределах рассматриваемой территории выявлен новый перспективный нефтегазоносный резервуар в отложениях аномального разреза баженовской свиты и предложен механизм формирования. Промышленная нефтегазоносность комплекса доказана получением промышленных притоков на ряде площадей и эксплуатацией скважин на Кальчинском месторождении;

• Впервые в практику геологоразведочных работ на юге Западной Сибири внедрены современные методы геофизических исследований скважин: ядерно-магнитный, углерод-кислородный и др. На основе этих методов выделена пропущенная залежь в ачимовской пачке Ендырского месторождения, локализованы коллекторы в отложениях баженовской свиты и ее аномального разреза.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на XV Губкинских чтениях (1999 г.), научных конференциях в г. Баку (1988 г.), г. Москве (УДН, 1990 г.), Ханты-Мансийске (1999 г., 2001г.), 3-й,,4-й и 5-й научно-технических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Ханты-Мансийск, 1999, 2000, 2001 гг.), международной геофизической конференции «300 лет горно-геологической службе России» (г.Санкт-Петербург, 2000 г.), на Международной конференции и выставке Американской ассоциации нефтяных геологов (2000 AAPG International Conference & Exhibition, Bali, Индонезия), региональной конференции AAPG (Санкт-Петербург, 2001 г.), ежегодной конференции AAPG (Хьюстон, США, 2002) Международной конференции "Древняя нефть - новая энергия", Каир, 2002, конференции IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technoogy (APDT, Джакарта, Индонезия, 2002 г.),Нефтегазовом Саммите стран СНГ (The CIS Oil and Gas Summit, Лондон, 2002 г.), научно-практической конференции «Геомодель-2002» (г.Геленджик, 2002) и др., будут представлены на конференциях AAPG в Барселоне и SPWLA в Галвестоне, Техас в 2003 г. Полученные результаты использовались при подготовке программ геологоразведочных работ ОАО "НК "ЮКОС" и ОАО "ТНК" в Уватском районе Тюменской области, начиная с 1995 года, а также программы освоения месторождений юга Тюменской области ("Уватский проект"), в результате чего было открыто 3 новых месторождения и существенно увеличена ресурсная база рассматриваемого региона в целом.

По теме диссертации опубликованы 2 монографии и 44 статьи и тезисов докладов.

Фактический материал. В основу диссертации положены итоги исследований автора, проводимых с 1988 года. Проанализированы результаты бурения более 1500 поисковых, разведочных, опорных и параметрических скважин в т.ч. более 200 - в пределах рассматриваемой территории, данные, полученные при интерпретации, около 20 тыс. погонных километров сейсмопрофилей МОГТ, выполненных ОАО "Тюменнефтегеофизика", ОАО "Хантымансийскгеофизика", ОАО "Центральная геофизическая экспедиция" (г.Новосибирск), ГУП "Баженовская геофизическая экспедиция". В работе были использованы результаты обобщений по рассматриваемому району, выполненные в последнее время ОАО "СибНАЦ" (А.М.Брехунцов, Н.П.Дещеня), ТОО "НКЛ" (А.А.Нежданов, В.В.Огибенин), Тюменским отделением Российской Академии естественных наук (Н.Х.Кулахметов, А.В.Рыльков, Ф.З.Хафизов), ООО «Геосейс» (В.П.Игошкин, С.М.Киселев, Д.А.Сидоров), ВНИГРИ (A.M. Жарков, Н.В. Танинская, Л.Я.Трушкова, В.В.Шиманский), а также материалы А.Л.Наумова, З.Я.Сердюк, Н.В.Лопатина, В.В.Федорцова и др.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 9 глав и заключения, содержит 197 страниц машинописного текста, 47 рисунков и 5 таблиц. Список литературы включает 201 наименование.

Диссертация выполнена в Открытом акционерном обществе "Тюменская нефтяная компания".

Автор особенно благодарен за постоянное внимание и поддержку при выполнении и подготовке данной работы члену-корреспонденту РАН, доктору геолого-минералогических наук, профессору М.Д. Белонину, академику РАЕН, доктору геолого-минералогических наук, профессору И.С. Джафарову, доктору геолого-минералогических наук, профессору Э.А. Бакирову, доктору геолого-минералогических наук С.В. Остапенко, О.В. Бакуеву. В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями А.Н. Бабурина, Э.А. Бакирова, Н.М. Белкина, , А.А. Граусмана, Н.А. Еременко, В.П. Игошкина, В.Н. Макаревича, А.А. Нежданова, Н.С. Окновой, А.В. Самсонова, В.В. Самсонова, Ю.А. Стовбуна, П.Е .Сынгаевского, Н.В. Танинской, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова, В.В. Шиманского, В.И. Шпильмана, за что выражает им свою искреннюю благодарность.

Основные защищаемые положения.

1. Закономерности формирования и размещения неструктурных ловушек в турбидитных системах клиноформного комплекса неокома на юге Западно-Сибирского бассейна. Выделенные клиноформы являются продолжением клиноформ Широтного Приобья.

2. Факторы формирования и закономерности размещения сложнопостроенных резервуаров в континентальных и прибрежно-морских нижне-среднеюрских отложениях и нетрадиционных, сложнопостроенных резервуаров в баженовской и абалакской свитах верхней юры на юге Западно-Сибирской провинции

3. Обоснование перспектив нефтегазоносности доюрских комплексов факторы, определяющие формирования коллекторов в формации коры выветривания по материнским породам различного состава.

4. Зональность размещения типов разрезов на территории южной части ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна в соответствии с размещением доминирующих продуктивных комплексов: (томская, угутская, усть-балыкская, кальчинская, приразломная и приобская зоны)

5. Концепция проведения УВ в палеозойско-мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

ВВЕДЕНИЕ

Изучению перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и, в частности, рассамтриваемой территории, и вопросам оптимизации поисково-разыведочных работ на нефть и газ посвящены работы Э.А. Бакирова, М.Д. Белонина, A.M. Брехунцова, Г.А. Габриэлянца, Ф.Г. Гурари, В.П. Игошкина, Е.Г Коваленко, К.А. Клещева, А.Э. Конторовича, Н.Х .Кулахметова, Н.Я. Кунина, А.Р. Курчикова, Н.В. Лопатина, О.М. Мкртчяна, В.Д. Наливкина, А.Л. Наумова, А.А Нежданова, С.Г. Неручева, И.И .Нестерова, В.И. Пороскуна, Л.И .Ровнина, Н.Н. Ростовцева, А.В. Рылькова, Ф.К. Салманова, В.В. Семеновича, В.А Скоробогатова, B.C. Суркова, А.А. Трофимука, Л.Я. Трушковой, Э.М. Халимова, Ф.З. Хафизоваа, В.И Шпильмана и др.

Земли южных районов Западной Сибири, и в первую очередь Тюменской области являются территорией с доказанной нефтегазоносностью. Однако суммарная плотность извлекаемых прогнозных и потенциальных ресурсов УВ (в пересчете на нефть) на этих землях по современным оценкам не превышает 30 тыс.т/км2, что значительно ниже, чем в районах традиционной нефтедобычи (100-200 тыс.т/км2) Ханты-Мансийского автономного округа.

В связи с этим локализация скоплений УВ на южных землях, относящихся к краевой части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, носит селективный характер, а многие потенциальные ловушки являются сложнопостроенными и не всегда заполненными углеводородами.

По этой причине вопрос оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах этой территории является первостепенной задачей.

Территория южных районов Тюменской области, несмотря на известные различия в геологическом строении отдельных участков и их принадлежности к различным нефтегеологическим регионам, может быть объединена в единый изучаемый объект. А.А. Нежданов (1994) предложил для этого объекта термин "Тюменская нефтегазоносная область (НГО)", который используется в данной работе.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Хафизов, Сергей Фаизович

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Рассмотрены теоретические основы и закономерности формирования неструктурных ловушек в турбидитных потоках в неокомском клиноформном комплексе и рассмотрено их размещение в изученном районе

2. Составлены карты зон размещения литологических ловушек в составе 12 клиноформ БВ9; БВ8; БВ6,7; БВ3,4,5; БС)2; БСц; БС]0, БС67; BC4,s; BCii3, ACu; АСш. Выявлено и закартировано более 50 литологических ловушек.

3. Дан анализ геологического строения и нефтегазоносности юрских отложений Уватского района. Построены карты размещения перспективных неструктурных резервуаров в юрских отложениях пластов Ющ.ц,. Ю7.8, Ю5-6, Ю2-4, Ю1

4. Рассмотрены перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов, представленных в основном корами выветривания по материнским породам различного состава.

5. Проанализировано распространение главных продуктивных комплексов и связанных с ними ловушек УВ южных районах Западно-Сибирской НГП (Тюменской НГО). Вся территория была условно подразделена на шесть зон (с востока на запад) получивших следующие названия: томская», основные перспективные объекты связаны с формацией коры выветривания; угутская», основные перспективные объекты, преимущественно структурного или кольцевого типа, расположены в верхне- и среднеюрских отложениях; усть-балыкская», шельфовые неокомские отложения; кальчинская», фации глубоководных конусов выноса (ачимовская свита); приразломная» и «приобская», где перспективы нефтегазоносности связаны, в основном, со склоновыми фациями.

6. Предложена оптимальная схема проведения геологоразведочных работ в каждой из выделенных зон, позволяющая сориентировать применяемую методику на особенности доминирующего нефтегазоносного комплекса и, тем самым, «настроить» проводимые исследования на выявление объектов в наиболее перспективных комплексах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Хафизов, Сергей Фаизович, Санкт-Петербург

1. Алиева Е.Р., Кучерук Е.В., Хорошилова Т.В. Фундамент осадочных бассейнов и его нефтегазоносность //Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. Обзор ВИЭМС, М., 1987, 63с.

2. Биншток М.М., Наумов А.Л. и др. // О принципах выделения основных подразделений региональных стратиграфических схем-свит. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1977, вып. 121,с. 80-82.

3. Богуш О.И., Бочкарев B.C. и др. Палеозой юга Западно-Сибирской равнины. Новосибирск, Наука, 1975, 43 с.

4. Бочкарев B.C. (ред.) Закономерности распространения продуктивных горизонтов в мезозое центральной части Западно-Сибирской равнины. Тюмень, 1976.

5. Бочкарев B.C. К стратиграфии и тектонике нижне-мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности и ее обрамления. Тр. ЗапСибНИГНИ, в. 31, 1970, с. 2447.

6. Бочкарев B.C., Куликов П.К., Погорелов Б.С. Стратиграфия доюрских отложений. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 11, 1968, с. 3-26.

7. Бочкарев B.C., Нестеров И.И. Платформы и вопросы их нефтегазоносности. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюменский индустриальный ин-т, н. е., вып. 29, 1976, с. 8-11.

8. Бочкарев B.C., Федоров Ю.И. Тектоника и развитие Колтогорского и Уренгойского мегапрогибов (Западно-Сибирская плита). Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 125, 1977, с. 62-69.

9. Боярских Г.К. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности мезозой-ско-кайнозойских платформенных отложений северных районов Тюменской области. Авт. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-мин. наук, Тюмень, 1969, 29 с.

10. Волков С.И. Нижний и средний девон северных районов восточного склона Урала. // Тр. геол. музея им. А.П. Карпинского, вып. 2, М.-Л., 1960, стр. 101-135.

11. Вопросы методики изучения литологии в нефтегазоносных областях / Под ред. Г.А. Каледы, М., Недра, 1970. 220 с.

12. Вышемирский B.C., Пастух П.И., Фомин А.Н. и др.Газообразные гомологи метана и олефины у поверхности Земли в связи со скоплениями углеводородов // Геология и геофизика, 1992, №2, с.3-7.

13. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М. , Недра, 1984, 285с.

14. Геология СССР т.44. Тюменская область. М., Недра, 1964, 550 с.

15. Гончаров И.В. Геохимия Западной Сибири. М., Недра, 1987, 181с.

16. Граусман А.А., Граусман В.В. Дыбина Н.А. Геогидродинамические системы, вопросы их эволюции и моделирования на ЭВМ. Якутск, ЯНЦ СО РАН, 1995,75 с.

17. Граусман А.А., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Бассейновые нижнеюрские отложения Широтного Приобья // Геология нефти и газа, №1, 2000, стр.2127.

18. Гурари Ф.Г., Девятков В.П., Еханин А.Е. и др. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири // Тр. СНИИГГиМС, 1990, с.3-9.

19. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне- среднеюрских отложениях Западной Сибири. // Геология и геофизика, 1987, N10.

20. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е., Москвин В.И. Маркирующие горизонты и проблемы корреляции разрезов нижней части чехла центра и юга Западно-Сибирской плиты. Тр. СНИИГГиМС, 1988, с.44-53.

21. Джафаров И.С., Остапенко С.В., Бакуев О.В., Хафизов С.Ф. Новые направления прироста запасов углеводородов в пределах эксплуатирующихся месторождений // Пути повышения нетегазового потенциала ХМАО, вьп. 3, 2000, принята к публикации.

22. Джафаров И.С., Остапенко С.В., Хафизов С.Ф. Особенности проведения нефтепо-исковых работ на юге Тюмеской области. // Материалы XV Губкинских чтений, 3-4.11.1999, стр.41.

23. Журавлев Е.Г. Зональный и локальный прогноз залежей углеводородов в трещинно-кавернозных корах выветривания карбонатного палеозоя Западной Сибири // Материалы областной научно-практической конференции), Тюмень, 1987, с. 23-24.

24. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Континентальные и субконтинентальные юрские формации Западно-Сибирской плиты и их нефтегазоносность. // Типы осадочных формаций нефтегазоносных бассейнов, М., 1980, с. 207-216.

25. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. М., 1976, 171с.

26. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А., Фаин Ю.Б. Газонефтеносность коры выветривания фундамента Шаимского района. // Геология нефти и газа, 1973, N6, с. 6-14.

27. Зубков М.Ю. Гидротермальные силициты перспективный нефтегазопоисковый объект доюрского фундамента Западно-Сибирской плиты. Новосибирск. :СНИИГИМС, 1990,с.87-104

28. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа. 1989, №6, с.26-30.

29. Каледа Г.А., ред. Вопросы методики изучения литологии в нефтегазоносных областях. Сб. ст. М., 1970. 220 с.

30. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность,- М., "Недра", 1980. 241 с.

31. Клепиков В.Н., Никифорова М.М., Раздченко Н.Д. и др. Нефть и газ Тюмени в документах. Т.1. ЗапСибНИГНИ, 1971, 476 с.

32. Климушина Л.П. и др. К методике поисков залежей литолого-стратиграфического типа в Западной Сибири. ИГиРГИ, 1979, вып. 22, с. 47-56.

33. Клопов А.Л. Предпосылки и надежность космогеологического прогнозирования нефтегазоносности // Дистанционные методы в геологии нефти и газа. Тр.ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1990, с.45-52.

34. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов O.K. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М., Недра, 1975, 680 с.

35. Краснов В.И., Ратанов Л.С., Степанов С.А. и др. Региональная стратиграфическая схема палеозойских отложений юго-восточной части ЗападноСибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС, 1984, с.32-34.

36. Лебедев Б.А., Сахибгареев Р.С. и др. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности. М'., Недра, 1976, 132 с.

37. Ли П.Ф. Геологическое строение Приуральской части ЗападноСибирской низменности. // Материалы годичн. сессии уч. совета по результатам работ. 1959 г., Л., 1960,с. 52-54.

38. Ли П.Ф. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Тюменского Зауралья. Л., Гостоптехиздат, 1960, 235 с.

39. Логвиненко Н.В., Петрография осадочных пород, М., «Высш. Школа», 1984

40. Логвиненко Н.В., Сергеева Э.И. Методы определения осадочных пород. Л., Недра, 1986,240с.

41. Максимов С.П., Самолетов М.В., Немченко Н.Н. и др. Палеозойский карбонатный комплекс перспективный объект поисков залежей УВ на Ямале // Геология нефти и газа. 1987,№ 10, с.30-36.

42. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. М„ Недра, 1975,288с.

43. Мухер А.Г., Ясович Г.С., Особенности палеогеоморфологии и закономерности распространения пород-коллекторовв нижнеюрских отложениях Сибирского Приуралья. Палеогеоморфология. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 180, 1984, с.63-67.

44. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Енгалычев Э.А. и др. Прогноз нефтегазоносности локальных ловушек // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М., Наука, 1987, с. 15-20.

45. Наливкин Д.В. Учение о фациях, т.1, т.2 М.-Л.,изд-во АН СССР,1955.

46. Наумов А.Л. и др. О принципах выделения основных подразделений региональных стратиграфических схем-свит. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 121, 1977, с. 80-82.

47. Наумов А.Л. Принципы составления региональных корреляционных стратиграфических схем. // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Л., 1984, с. 145-152.

48. Нежданов А.А. и др. Основные черты строения и перспективы нефтегазоносности юрских продуктивных комплексов южной части Надым-Тазовского междуречья. // Геолого-геофизические основы поисков. в Западной Сибири. Тюмень, 1986, с. 53-60.

49. Нежданов А.А. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири. Тюмень, 1984, вып. 188., 145 с.

50. Нежданов А.А. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазонос-ных формаций Западной Сибири // Конкреционный анализ углеродосодержащих формаций. Тюмень, 1985, с. 95-102.

51. Нежданов А.А., Бочкарев В.с. и др. Перспективные зоны нефтегазонакопления триасовых отложений Западно-Сибирской равнины. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166, 1981,с.40-50.

52. Нежданов А.А., Зининберг П.Д., Огибенин В.В. Методика и результаты комплексной корреляции продуктивных отложений неокома Сургутского и Нижневартовского районов. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 180, 1982, с. 118-122.

53. Нежданов А.А., Огибенин В.В. Материалы к региональной стратиграфической схеме нижней средней юры Западной Сибири. Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. Сборник научных тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987,с. 17-27.

54. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмостратиграфический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири //Обзор серии "Разведочная геофизика". М., МГП Геоинформмарк, ч. 1. 1992, 101с

55. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмостратиграфический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежейнефти и газа в Западной Сибири //Обзор серии "Разведочная геофизика". М., МГП Геоинформмарк, ч.2. 1992, 99с.

56. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Комиссаренко В.К. Новые данные о строении нижне среднеюрских отложений Тюменской области. Сб. Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. 1986.

57. Нежданов А. А., Пономорев В. А. и др. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М. 2000. 247 с.

58. Нежданов А.А., Сидоренко А.И. и др. Схема циклического строения осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 111, 1986, с.55-64.

59. Неручев С.Г. и др. Моделирование процессов генерации и аккумуляции нефти и газа // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Тезисы докл., Новосибирск, 1999,с. 3-5.

60. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Трушков П.А. Связь нефтеносности с катагенезом //Теоретические и методологические вопросы геологии нефти и газа. Новосибирск, Наука, 1981,с.79-90.

61. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления, Недра, 1989

62. Обстановки осадконакопления и фации // под ред. Х,:Рединга. М., Мир. 1990 352 с

63. Окнова Н.С., Трушкова Л.Я. Проблемы поисков залежей нефти и газа в неантиклинальных ловушках на рубеже веков // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Т. 1. СПб. 1999. С. 207-216

64. Орьев Л.Г. Особенности строения порового пространства низкопроницаемых тёрригенных пород верхней юры // Породы-коллекторы и миграция нефти. М„ ИГиРГИ, 1987, с.35-43

65. Петухов А.В., Кучерук Е.В., Митрофанова Л.И. и др. Геохимические методы поисков нефти и газа за рубежом. //Обзорная информация ВНИИОЭНГ. М., 1983 (серия "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"), 64 с

66. Погорелов Б.С. и др. Домезозойский фундамент ЗападноСибирской плиты // Пробл. геол. нефти, вып. 3, М., 1972, с. 111- 123.

67. Погорелов Б.С. Фундамент Березовского газоносного района. // Тр. ВНИГРИ, вып. 225, Л., 1963,стр. 167-183.

68. Популов Г.И. Стратиграфия и некоторые вопросы палеогеографии верхнемезозойских отложений восточного склона Среднего Урала и Среднего Зауралья. // Тр. Горно-геол. ин-та (Уральский филиал АН СССР), вып. 32, 1959, с. 41-69.

69. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке ЗападноСибирской низменности. Новосибирск, Наука, 1976, 273с.

70. Р. Селли. Введение в седиментологию, М., 1981, с. 369

71. Разумова В.Н. Древние коры выветривания и гидротермальный процесс. М.,Наука, 1977, 156с.

72. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления, М., Мир,1981,438с.'

73. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа. В сб.: Гранулометрический анализ в геологии. М.: изд. ГИ АН СССР, 1978, с.5-25

74. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская низменность. // Очерки по геологии СССР (по материалам опорного бурения), т. 1, Л., 1956, с. 107-153.

75. Ростовцев Н.Н. Основные черты геологии и перспективы нфтегазоносности Западно-Сибирской низменности. В кн.: Тр. ВНИГРИ, вып. 132, Л., 1959, с. 85-92.

76. Ростовцев Н.Н., Симоненко Г.И., Уманцев Д.Ф. К вопросу о строении складчатого фундамента Западно-Сибирской низменности. // Тр. СНИИГГиМС, вып. 1, Л., 1959, с. 11-17.

77. Рухин Л.Б. "Основы общей палеогеографии", Ленинград 1962.

78. Самолетов М.В., Журавлев Е.Г., Зиновьева Н.Д. и др. Продуктивный карст карбонатного палеозоя Новопортовского месторождения. //М., ВНИИОЭНГ, Экспресс-информация, серия "Нефтегазовая геология и геофизика", вып.5, с. 1-5.

79. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л., ВНИГРИ, 1989, 260 с.

80. Сахибгареев Р.С. Особенности изменения карбонатных коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. // Закономерности размещения коллекторов сложного строения и прогноз нефтегазоносности. Л., ВНИГРИ, 1985, с. 85-93.

81. Сахибгареев Р.С., Шиманский В.В. и др. Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской СГС. // Тюменская сверхглубокая скважина, Пермь, 1996, с. 194-203.

82. Сверчков Г.П. Нефтегазоносность западной части ЗападноСибирской низменности. // Тр. ВНИГРИ, вып. 140, Л., 1959, с. 312-353.

83. Сегаль Ю.З., Джафаров И.С., Пьянов С.Н., Хафизов С.Ф., Н.Н.Яицкий Пути повышения надежности прогноза залежей углеводородов // 1999.

84. Седиментология, М.,1980, с.646.

85. Селли Р. Введение в седиментологию, М., 1981, с. 369.

86. Сердюк З.Я. и др. Новый нефтегазоносный комплекс н юге Западно-Сибирской плиты. Тр. МИНХи ГП, вып. 123-124, 1977, с. 184-189.

87. Сердюк З.Я. Литология, фации и коллекторы юрских отложений Обь-Иртышского междуречья // Автореф. Дисс. Канд.г.-м.наук, М., 1966, 27с.

88. Сердюк З.Я., Яшина С.М., Абакумова К.М. и др. Литологические критерии расчленения и корреляции юрско-неокомских отложений Обь-Иртышского междуречья // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири, Новосибирск, СНИИГГиМС, 1972, с.24-27.

89. Сидоренко А.И., Ясович Г.С. Пространственно-генетические ассоциации ловушек выклинивания в мезозое Западной Сибири // Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1982, вып. 169, с.93-102.

90. Сирин НА. Геолого-петрографическое исследование Приполярного Урала. М„ Изд. АН СССР, 1945, 177с.

91. Соколов А.В., Хафизов С.Ф. Статистическая оценка характера распределения пористости неокомских коллекторов уренгойского типа. // Материалы республиканской конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии и геофизики, г.Баку, 1988 г.

92. Сорохотин О.Г., Ушаков С.А., Федынский В.В. Динамика литосферных плит и происхождение нефти. ДАН СССР, 1974, 214, №6, с.43-56

93. Справочник по литологии. Под ред. Н.Б. Вассоевича и др., М., Недра, 1983, 509с.

94. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т.2, М., изд. АН СССР, 1962, 574 с.

95. Сурков В.С, Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М., Недра, 1981, 143с.

96. Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Формация коры выветривания в осадочном цикле Западно-Сибирского бассейна // Геология нефти и газа, №11-12 за 1999, стр. 22-30

97. Трофимук А.А., Вышемирский B.C., "Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности", Новосибирск 1976.

98. Филина Г.С. Литология и палеогеография юры Среднего Приобья. Наука, 1976, 87с

99. Хаин В. Е. Геотектонические основы поисков нефти. Баку, Азнефтеиздат, 1954г.

100. Хаин В.Е. Глобальные закономерности нефтегазоносности в свете современного понимания структуры земной коры // Теоретические и методологические вопросы геологии. Новосибирск, Наука, 1981, с.20-27.

101. Хант Дж. Геохимия и геология нефти. М., Мир, 1982, 704 с.

102. Хафизов С.Ф., Эрбер А.Р. К вопросу о методике поисков малоамплитудных структур в зоне развития органогенных построек. // Депонент ВИНИТИ (681-мг88), 1988г.

103. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазо-носных комплексов. Ленинград, Недра, 1991 г.

104. Хэллем А. Юрский период. Л., Недра, 1978,272 с.

105. Хэллем А. Юрский период. Л. Недра, 1978, 272с.

106. Шелепов В.В., Галимзянов P.M., Басик Е.П. Рабочая модель Повховского месторождения с целью определения запасов нефти. Нефтегазовое Обозрение, весна 1998 г.стр.52

107. Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // Перспективы развития и освоения топ-ливно-энергетической базы северо-западного экономического региона Р.Ф., Санкт-Петербург, 1999,с.204-211.

108. Ясович Г.С., Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Условия формирования и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1987. N9 С.23-28

109. Ястребова Т.А., Исакова И.Е. Межструктурная корреляция с целью индексации продуктивных пластов // Тр. ЗапСибНИГНИ, 1983, вып. 183, с. 87-95.

110. Alsop G.I., Jenkins G., and Davison I., " A Preliminary Study of Drag Zone Geometry Adjacent to Salt Diapirs. In "Salt, Sediments and Hydrocarbons", GCSSEPM, 16th Annual Research Conference, 1995.

111. Alsop G.I., Jenkins G., and Davison I., «А Preliminary Study of Drag Zone Geometry Adjacent to Salt Diapirs». In «Salt, Sediments and Hydrocarbons», GCSSEPM, 16th Annual Research Conference, 1995.,.

112. Belonin M.D., Brehuncov A.M., Dzhafarov I.S., Shimansky V.V., Borodkin V.N., Khafizov S.F. «Conditions of Forming Stratigraphical Traps in The Lower Cretaceous Clinoform Complex and Regularities in Their Distribution, Western Siberia».

113. AAPG, EPEX, SEG, EGS, EAGE 2002 International Conference and Exhibition. October 2730, 2002. Cairo, Egypt.

114. Blatt Н., Middleton G., Murray R. «Origin of Sedimentary Rocks», Prentice-Hall Inc., New Jersey, 1972., 634 стр.

115. Bouma A. H. & H. DeVille Wickens.«Tanqua Karoo, Ancient Analog for the Fine-Grained Submarine Fans». GCSSEPM Foundation 15th Annual Research Conference "Submarine Fans and Turbidite Systems", December 4-7, 1994 pp. 23-34.

116. Bouma A.H. & Stone C.G. (редакция) «Fine-Grained Turbidite Systems», AAPG Memoir 72, SEPM Special Publication # 68, 2000, 342 стр.

117. Bouma A.H., Normark W.R., Barnes N. E. (редакция) «Submarine Fans and Related Turbidite Systems», 1985. Spinger-Verlag New York, Berlin, Heidelberg, Tokyo., 345 стр.

118. Browne G. H. & Slatt R.M., «Outcrop and Behind-outcrop characterization of a late Miocene slope fan system», Mt. Messenger Formation, New Zealand. AAPG Bulletin, v. 86, May 2002, pp. 841-862

119. Cao Y.C., Z.X. Jiang, & L.W. Qui, 1999, " Study of the type and origin of the reservoir space of igneous oil in Shang 741 block, Huimin depression, Shandong" (in Chinese with English Abstract): Acta Petrologica Sinica, v.15, p.129-136.

120. Cao Y.C., Z.X. Jiang, L.W. Qui «Study of the type and origin of the reservoir space of igneous oil in Shang 741 block, Huimin depression, Shandong» (in Chinese with English Abstract): Acta Petrologica Sinica, v.15, 1999, p.129-136.

121. Chenoweth, P.A. «Unconformity traps» in King R.E. ed., «Stratigraphic Oil and Gas Fields classification, exploration methods and case histories»: AAPG mem. 16, 1972.

122. Chenoweth, P.A., "Unconformity traps" in King R.E. ed., "Stratigraphic Oil and Gas Fields classification, exploration methods and case histories": AAPG mem. 16, 1972.

123. CRATI Group, «The Crati Submarine Fan, Ionian Sea. International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna, 1981.

124. Davis В., McDonal Т., & Mohamed Aly, "Practical Applications of NMR Technology Enhance Formation Evaluation, Testing and Completion Design". SPE paper #76717.

125. Davis В., McDonal Т., Mohamed Aly «Practical Applications of NMR Technology Enhance Formation Evaluation, Testing and Completion Design». SPE paper #76717.

126. Dickey Parke A., "Petroleum Development Geology", University of Tulsa, Oklahoma, 1981.

127. Dickey Parke A., «Petroleum Development Geology», University of Tulsa, Oklahoma, 1981., 428 стр.

128. Djafarov I.S., Khafizov S.F., Syngaevsky P.E., «NMR Application in Reservoirs with Complex Lithology: A Case Study». SPWLA 44th Annual Logging Symposium. Galveston, Texas, USA. (В печати, принят стендовый доклад и публикация абстракта).

129. Djafarov I.S., P. E. Khafizov S.F., Syngaevsky P. E. «Advanced Formation Evaluation for Prediction and Characterization of Overpressured Zones». Materials of International Regional Conference AAPG, St.-Peterburg, 2001

130. Dzhafarov I.S., Khafizov S.F. «The Uvatsky Project is a Major Regional Project for Developing Oil Production in the South of the Tyumen Region». The CIS Oil and Gas Summit. Le Meridien Piccadilly Hotel, London, 15-17 april 2002.

131. Einsele G. «Sedimentary Basins. Evolution, Facies and Sediment Budget», 1992. Spinger-Verlag. 628 стр.

132. Force E. R., Eidel J. James, and Maynard J.Barry (редакция). «Sedimentary and Diagenetic Mineral Deposits: a Basin Analysis Approach to Exploration». Reviews in Economic Geology, Volume 5, 1991.

133. George S.C., «Effect of igneous intrusion on the organic geochemistry of a siltstone and an oil shale in the Midland Valley of Scotland», Organic Geochemistry, v. 18, 1992, p. 705-723.

134. George S.C., 1992, " Effect of igneous intrusion on the organic geochemistry of a siltstone and an oil shale in the Midland Valley of Scotland", Organic Geochemistry, v. 18, p. 705-723.

135. Harrison H.L., Moore D., and Hodgkins P., "The Mahogany Subsalt Discovery: A Unique Hydrocarbon Play, Offshore Louisiana". In "Salt, Sediments and Hydrocarbons", GCSSEPM, 16th Annual Research Conference, 1995.

136. Harrison R.S., "Caliche profiles, indicators of near-surface subaerial diagenesis, Barbados, West Indies", Canadian Petroleum Geol. Bull., v 25, 1977.

137. Harrison R.S., «Caliche profiles, indicators of near-surface subaerial diagenesis, Barbados, West Indies», Canadian Petroleum Geol. Bull., v 25, 1977.

138. Harvey Blatt, G. Middleton & R Murray. "Origin of Sedimentary Rocks", Prentice-Hall Inc., New Jersey, 1972.

139. Hesse R., Rakofsky A. «Deep-Sea Channel/Submarine-Yazoo System of the Labrador Sea: A New Deep-Water Facies Model». AAPG 1992.

140. Jaynes, Russel S., Chafetz H. S., "A Petrologic Analysis of Caliche within the Central Texas Region" 1997. In GCAGS transactions of 47th annual convention in New Orleans, Louisiana.

141. Jaynes, Russel S., Chafetz H. S., «А Petrologic Analysis of Caliche within the Central Texas Region» 1997. In GCAGS transactions of 47th annual convention in New Orleans, Louisiana.

142. Jukucs L., "Morphogenetics of karst regions"; New York, John Wiley and Sons, 1977.

143. Jukucs L., «Morphogenetics of karst regions»; New York, John Wiley and Sons, 1977.

144. Khafizov S.F. «Prognosing the sizes distribution of undiscovered deposits». В сб. Mathematical methods in geology, Prague, October 4-8, 1998

145. Lianxing Gu, Zuowei Re, Changzhi Wu, Ming Zhao & Jin Qiu, "Hydrocarbon Reservoirs in a Trachyte Porphyry Intrusion in the Esatern Depression of the Liaohe Basin, Northeasr China". AAPG Bulletin, v86 #10. October 2002. Pp. 1821-1832.

146. Lianxing Gu, Zuowei Re, Changzhi Wu, Ming Zhao, Jin Qiu, «Hydrocarbon Reservoirs in a Trachyte Porphyry Intrusion in the Esatern Depression of the Liaohe Basin, Northeasr China». AAPG Bulletin, v86 #10. October 2002, pp. 1821-1832.

147. Pickering K.T., Hiscott R.N. & Hein F.J. «Deep-Marine Environments (Clastic Sedimentation and Tectonics)», 1992.

148. Posamenteir H., Van Wagoner, J. «Sea-Level Changes: an Integrated Approach», 1988. SEPM Special Publications #42. Tulsa Oklahoma.

149. Ricci Lucchi, F. «Contrasting the Crati Submarine Fan with California fans and models». International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna, 1981.

150. Ripley E.M., Shaffer N.R. «Organic matter and metal enrichment in black shales of the Illinois Basin», USA.

151. Scholle P.A., Bebout D.G., Moore C.H. (редакция) «Carbonate Depositional Environments», AAPG Memoir 33, 1998., Tulsa, Oklahoma, 708 стр.

152. Scholle P.A., Spearing D., (редакция). «Sandstone Depositional Environments». AAPG, Memoir 31, 1982., Tulsa, Oklahoma, 410 стр.

153. Scholle, P.A., Bebour D.G., Moore C.H., "Carbonated Depositional Environments" AAPG Memoir 33, 1983. Tulsa, Oklahoma.

154. Stanley Daniel J., Kelling G. «Sedimentation in submarine canyons, fans and trenches», 1978., Stroudsburg Pennsylvania (издательство), 395 стр.

155. Syngaevsky P. E., Khafizov S.F «Advanced Evaluation of Transitional Zones for Drilling Optimization». IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology (APDT), September 2002. Jakarta, Indonesia (Стендовый доклад, статья опубликована в SPE 77256).

156. Syngaevsky P. Е., Khafizov S.F. «Log Facies and Outcrop Analyses of Weathered Crust Formation». 2000 AAPG International Conference & Exhibition, Bali

157. Syngaevsky P. E., Khafizov S.F. «NMR Application for Development Optimizing in Shaly Reservoirs (part П)». AAPG, EPEX, SEG, EGS, EAGE 2002 International Conference and Exhibition. October 27-30, 2002. Cairo, Egypt, paper 64850).

158. Videtich Р.Е., Matthews R.K. «Origin of discontinuity surfaces in limestones; isotopic and petrographic data, Pleistocene of Barbados, West Indies»: Jour. Sed. Petrology v50, 1980.

159. Videtich, P.E., Matthews R.K., "Origin of discontinuity surfaces in limestones; isotopic and petrographic data, Pleistocene of Barbados, West Indies": Jour. Sed. Petrology v50, 1980.

160. Walker R. «Facies Models», 1980 Geological Association of Canada, Reprint Series 1., 211 p.

161. Weimer P., Bouma A.H., Perkins В. (редакция). «Submarine Fans and Turbidite Systems», 1994.

162. Weimer P., Link M. H. «Global Petroleum Occurrences in Submarine Fans and Turbidite Systems».

163. Weimer P., Link M. H., (редакция) «Seismic Facies & Sedimentary Processes of Submarine Fans and Turbidite Systems», 1991. Spinger-Verlag New York Inc.,

164. Whitaker J.H. McD., (редакция). «Submarine Canyons and Deep-sea Fans», 1976. Halster Press. Stroudsburg Pennsylvania (издательство), 460 p.

165. Wignall P.B. «Black Shales». University of Leeds, 1994

166. Yarns J.M., Chambers R.L. «Stochastic Modeling and Geostatistics. Principles, Methods and Case Studies», AAPG, Computer Applications in Geology #3, 1994., 379 p.1. ФОНДОВАЯ

167. Белонин М.Д.(отв.исполнитель) и др. Оценка перспектив нефтегазоносности и подготовка рекомендаций по проведению ГРР в верхнеюрском и нижнемеловом комплексах восточных районов юга Тюменской области. С.Петербург, ВНИГРИ, 2002

168. Бочкарев B.C. Становление Западно-Сибирской плиты и ранние этапы ее развития. Авт. дисс. на соиск. уч. ст. докт. геол.-мин. наук, Новосибирск, 1975, 37 с.

169. Нежданов А.А. (отв. исполнитель). Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Тюменской области. Тюмень, 1996.

170. Нежданов А.А. (отв. исполнитель). Оценка перспектив нефтегазоносности шельфовых пластов неокома и ачимовской пачки в Уватской лицензионной зоне ОАО "НК "ЮКОС". Тюмень, 1998.

171. Корнев В.А. Прогнозирование ловушек для залежей УВ сырья по сейсмологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири) / авторефервт дисс. На соискание уч. ст. д. г.-м.н. Тюмень. 2000. 45 с.

172. Нежданов А.А. (отв. исполнитель). Разработка сейсмогеологических основ прогноза неантиклинальных ловушек и залежей УВ Западной Сибири и методики комплексирования геолого-геофизической информации. Тюмень, ЗапСибНИИГеофизи-ка,1990.

173. Отв. исп. А. А. Нежданов. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Тюменской области. Тюмень, 1996.

174. Отв. исп. А.А. Нежданов. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфовых пластов неокома и ачимовской пачки в Уватской лицензионной зоне ОАО "НК "ЮКОС". Тюмень, 1998.

175. Отв. исп. A.M. Носов Технико-экономические показатели освоения лицензионных участков на юге Тюменской области. ОАО «СибНАЦ», Тюмень, 1999.

176. Отв. исп. В.В. Шиманский Составление прогнозной карты зон размещения литологических резервуаров в клиноформах неокома южной части Тюменской области и Ханты-Мансийского Автономного Округа и подготовка рекомендаций по проведению ГРР, СПб, 2000.

177. Отв. исп. Е.А. Романов Комплексное лабораторное изучение кернового материала по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1997

178. Отв. исп. Е.А. Романов Комплексное лабораторное изучение кернового материала по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1998

179. Отв. исп. З.Я. Сердюк. Изучение литолого-петрографического состава и коллекторских свойств мезозойских и палеозойских комплексов на территории деятельности НПГО. Новосибирск, 1993.

180. Романов Е.А. (отв. исполнитель). Комплексное лабораторное изучение кернового материала и создание системы хранения керна по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1996.s

181. Романов E.A. (отв. исполнитель). Комплексное лабораторное изучение кернового материала по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1998.

182. Сердюк 3-Я. (отв. исполнитель). Прогноз зон распространения коллекторов в юрских и палеозойских отложениях в пределах южных нефтегазоносных районов Тюменской области» Новосибирск, 1992.

183. Сердюк З.Я. (отв. исполнитель). Изучение литолого-петрографического состава и коллекторских свойств мезозойских и палеозойских комплексов на территории деятельности НПГО. Новосибирск, 1993.

Информация о работе

Хафизов, Сергей Фаизович
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 2003
ВАК 25.00.12

Диссертация

Перспективы нефтегазоносности южных районов Западно-Сибирского НГБ в связи с прогнозом залежей УВ в неструктурных ловушках в палеозойско-мезозойских отложениях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы