Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области

Сахончик, Кира Равильевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области"

На правах рукописи

САХОНЧИК КИРА РАВИЛЬЕВНА

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕ-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ПУР-ТАЗОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Специальность: 25-00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

Диссертации на соискание степени кандидата ; геолого-минералогических наук

Москва 2003

Работа выполнена в Российском Государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина на кафедре геологии

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук, профессор

Гаврилов 13.11.

заседании диссертационного совета Д.212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина. Адрес: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект 65.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минерапогических наук,

профессор Журавлев Е.Г. - кандидат геолого-минералогических наук, Медведев Н.Ф.

Ведущая организация: ООО «Ноябрьскгаздобыча»

Защита состоится «28» октября 2003 г., в

часов в аудитории

Автореферат разослан « />

2003 года

Ученый секретарь Диссертационного Совета

2.ооЗ-(\

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Север Западной Сибири в пределах Ямало-Ненецкого 'автономного округа (ЯНАО) является одним из богатейших регионов мира по запасам и ресурсам свободного газа, нефти и конденсата. Здесь открыты уникальные и гигантские месторождения газа и нефти. Среди неоткрытых месторождений УВ в Пур-Тазовской нефтегазоносной области (ПТНГО), наименее изученной в Надым-Пур-Тазовском регионе, предполагается большое число различных по величине местоскоплений углеводородов (УВ). По прогнозным оценкам большинство невыявленных месторождений находятся в отложениях верхней и средней юры, т. е. на больших глубинах, чем большинство ранее открытых гигантских и крупнейших месторождений. Для повышения эффективности и результативности будущих поисково-разведочных работ (ПРР) на юрский нефтегазоносный комплекс (НТК) необходим анализ закономерностей, размещения и условий формирования открытых скоплений УВ, который является необходимой основой для качественного и количественного прогноза нефтегазоносности, уточнения • величин (перспективных и прогнозных) ресурсов нефти и газа и выбора локальных объектов для постановки ПРР.

В диссертационной работе по результатам детального изучения средне-верхнеюрских отложений на юго-востоке ПТНГО представлены научно-обоснованные рекомендации по направлениям поисков УВ, что позволит существенно улучшить результативность проведения ГРР и повысить уровень обеспеченности добычи запасами нефти и газа. '

Цель работы.

Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности средне- верхнеюрских отложений в юго-восточных районах ПТНГО на основе детального изучения, анализа и обобщения геолого-геофизических и геохимических материалов с выделением перспективных площадей для проведения геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ.

Задачи исследования.

- анализ особенностей тектонического строения юго-восточной части ПТНГО и смежных территорий; - -

- корреляция средне-верхнеюрских отложений, выявление и изучение закономерностей распространения и изменения мощности продуктивных песчано-алевритовых горизонтов юры;

- анализ термобарических условий и оценка генерационного потенциала средне-верхнеюрского комплекса;

'- анализ онтогенеза углеводородов в отложениях верхней и средней юры;

- обоснование качественного прогноза нефтегазоносности и уточнение невыявленных ресурсов У В; ____

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

- разработка направлений геологоразведочных работ и выбор первоочередных, перспективных объектов для постановки глубокого бурения на нефть и газ.

Защищаемые положения.

1. Установлены геолого-литологические условия обеспечивающие сохранность высокого коллекторского потенциал продуктивных отложений района исследования до глубин 3000-3200 м.

2. Проанализирована оценка генерационной возможности верхне-среднеюрской продуктивной толщи. На территории в 45 тыс. км2 было генерировано около 130 трлн.м3 УВГ и 31-млрд.т битумоидов.

3. На основании анализа онтогенеза УВ выявлено, что первично-генетическими типами их скоплений в породах верхней и средней юры были газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные, часть которых в ходе эволюции трансформировалась в нефтегазоконденсатные и нефтяные скопления.

4. Уточнение суммарных начальных (потенциальных) и невыявленных ресурсов УВ и их структуры с целью обоснования наиболее перспективных зон с выделением в их пределах конкретных объектов для постановки поисково-разведочных работ. ;

Фактический материал.

Исходным фактическим материалом для комплексного геолого-геофизического анализа явились: временные сейсмические разрезы и построенные на их основе структурные карты, данные испытаний по скважинам, пробуренным в пределах' исследуемой территории, материалы по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, данные по генерационным возможностям юрских пород, уровню катагенеза органического вещества и др. (данные ПГО «Пурнефтегазгеология», ЗапСибНИГНИ, ВНЙИГАЗа).

Научная новизна.

Впервые для юго-восточных районов ПТНГО проведен анализ онтогенеза УВ в породах верхней и средней юры в т.ч, масштабов и особенностей генерационных процессов. На базе которых проанализированы условия формирования и объяснены закономерности размещения открытых месторождений в юрском продуктивном комплексе.

Выбраны критерии прогноза нефтегазоносности в породах юры и уточнено состояние сырьевой базы добычи УВ, даны качественная и количественная оценки перспектив нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений и предложены практические рекомендации по поисково-разведочным работам на нефть и газ в пределах изученной территории.

Практическая значимость работы.

Постановка данной работы вызвана практической необходимостью более детального изучения средне-верхнеюрских отложений с целью выявления новых скоплений УВ в малоизученных зонах востока ЯНАО. Выполненная количественная оценка ресурсов нефти, газа и конденсата позволяет дифференцировать земли по степени перспективности и наметить главные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в юго-восточных районах ПТНГО.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертации изложены в 9 опубликованных работах по теме диссертации. Отдельные положения диссертации докладывались на конференциях: «V Международный научный симпозиум студентов, аспирантов и ученых им. академика М.А. Усова», Томск 2001 г.; 54-ая Межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ 2000», Москва 2000 г.; Всероссийская конференция «Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа», Москва 2003 г.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, 6 глав и заключения, содержит 117 страниц текста, иллюстрирована 44 рисунками и 16 таблицами. Список использованной литературы насчитывает 135 наименований.

Благодарности.

Диссертационная работа выполнялась под: научным руководством д.г.-м.н. В.П. Гаврилова, которому автор выражает благодарность за критические советы, ценные указания и поддержку.

За предоставленный материал, помощь в работе и ценные рекомендации автор искренне признателен д.г.-м.н. В.А. Скоробогатову и всему коллективу лаборатории «Прогнозных ресурсов и поисков месторождений УВ» ВНИИГАЗа.

За консультации и советы автор выражает признательность Б.В. Григорьянцу, Н.Х. Кулахметову, B.C. Мильничуку, H.JI. Никулыниной, A.A. Плотникову.

Основное содержание работы.

В первой главе кратко освещена история изучения геологического строения и нефтегазоносности севера Западной Сибири, в том числе и территории Пур-Тазовского междуречья и сформулированы задачи исследований.

Современные представления о геологическом строении севера ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, закономерностях размещения залежей нефти и газа и детальная характеристика открытых месторождений нефти и газа содержится в работах многих исследователей: B.C. Бочкарева,

A.М.Брехунцова, А.М.Волкова, Ф.Г.Гурари, М.С.Гуревича, И.В.Дербикова, Д.В.Дробышева, Г.П.Евсеева, В.И. Ермакова, О.Г.Жеро, В.П.Казаринова, М.В.Касьянова, А.И.Киричкова, А..Э.Конторовича, Н.М.Кругликова, Н.Х.Кулахметова, В.С.Лазарева, В.П.Маркевича, К.И.Микуленко О.М.Мкртчана, • В.Д.Наливкина, И.И.Нестерова, Б.В. Никулина, H.H. Ростовцева, М.Я.Рудкевича, А.В.Рылькова, Ф.К.Салманова, В.Н.Сакс,

B.Г.Смирнова, В.А. Скоробогатова, В.А.Соколова, В.С.Старосельцева, В.С.Суркова, А.А.Трофимука, Л.Я.Трушковой, Э.Э.Фотиади, К.А.Черникова, Н.В.Шаблинской и многих других.

Территория юго-восточных районов Пур-Тазовской нефтегазоносной области (ПТНГО) в ареале Удмуртского», Равнинного, Харампурского, Терельского, Верхнее-Часельского, Ново-Часельского, Черничного, Термокарстового месторождений, с востока ограниченная, Мангазейской приподнятой зоной и моноклиналями вблизи восточной окраины седиментационного бассейна, является весьма перспективной для поисков газоконденсатных и нефтяных залежей в средне-верхнеюрских отложениях.

Планомерное изучение геологического строения района началось в 50-ые г.г. прошлого века. Вся территория исследования покрыта государственной геологической съемкой 1:1000000, гравиметрической съемкой 1:1000000, 1:200000 и 1:50000 масштабов. Региональные магниторазведочные работы проведены в, масштабе 1:200000 и 1:50000, в незначительном объеме выполнены электроразведочные работы в масштабе 1:1000000.

С 1979 г. по настоящее время в районе исследований на локальных поднятиях в результате бурения глубоких скважин открыто ряд различных по запасам месторождений нефти и газа с конденсатом. Нефтяные месторождения — Чатылькинское, Равнинное, Южно-Удмуртское; газоконденсатные -Толькинское, Тэрельское, Ютырмальское и др.; нефтегазоконденсатные -Харампурское (одно из крупнейших в ЯНАО с начальными геологическими запасами УВ 1,2 млрд.т н.э., в т.ч. в юре - 0,4 млрд т.н.э.), Фестивальное, Верхне-Часельское, Акайтемское, Холмистое и др.

По материалам сейсморазведки на территории исследования в пределах i

области закартировано 67 локальных поднятий, из них разбурено 35 перспективных площадей и открыто 19 месторождений УВ (7-нефтяных, 5-газоконденсатных, 7- типа ГКН и НТК). Палеозойские отложения вскрыты 9 скважинами.

г>

."I

Площадь исследуемой территории составляет порядка 45000 км2. Несмотря на открытие здесь достаточно крупных месторождений центральная и юго-восточные части субрегиона и глубокопогруженные горизонты повсеместно остаются недостаточно изученными.

Невысокая степень изученности средне-верхнеюрского комплекса при достаточно высокой его перспективности обусловили задачи исследований в рамках диссертационной работе.

Во второй главе освещены особенности геологического строения средне-верхнеюрских отложений.

Глава содержит два подраздела: литолого-фациальная и формационная характеристика юры и структурно-морфологические особенности пород средне- верхнеюрской толщи пород.

Юрские отложения в объеме всех трех отделов на исследуемой территории представлены береговой, ягельной, котухтинской, тюменской (нижняя и средняя юра), точинской (васюганской), сиговской, яновстанской (марьяновской) (верхняя юра) свитами.

* 4 .<1

Палеозойские отложения вскрыты в единичных скважинах Харампурская-340, С-Толькинская-304, Верхне-Толькинская-5, Толькинская-300, Светлогорская-308, Ютырмальская-15, Черничная-46, Южно-Русская-21,24. Общая мощность юрских отложений изменяется от 800 до 1300-1450 м. Большинство скважин вскрыли .только среднеюрские породы. Средняя мощность среднеюрских отложений (до пласта Юз) составляет 250-400 м. Мощность верхнеюрских отложений резко изменяется по площади. Максимальные мощности верхнеюрских отложений отмечены в северной и центральной частях территории 020-460 м). К югу мощности сокращаются до 230-240 м. На западе района исследований в районе Харампурского месторождения отмечены минимальные значения мощности (150-160 м).

С целью выяснения особенностей внутренней структуры средне-верхнеюрских отложений и прослеживания их. распространения и изменения по площади и разрезу автором построены схемы корреляции по двум региональным направлениям. Первое, - направление СЮ включает в себя скв. 303, 302, 300, 304 Северо-Толькинской площади, 380 Акайтемскую, 760 Северо-Воргенскую и 700 Холмистую. Второе - с северо-запада на юго-восток включает в себя скважины 155 Верхне-Часельскую, 352 Кыпакынскую, 302 Северо-Толькинскую, 300 Толькинскую и 315 Светлогорскую (от яновстанской свиты до тюменской и тюменская свита отдельно). Методом аналогии по схожей конфигурации кривых ГИС на площади выделены четкие реперные пласты песчаников.

Исходя из целей исследования, особое внимание было уделено изучению средне-верхнеюрских отложений, как продуктивному доминант-комплексу.

Верхнеюрские отложения начинаются с мощной яновстанской свиты, которая подразделяется на две части: нижнюю — преимущественно глинистую и верхнюю - алеврито-песчано-глинистую. Слои Яновстанской свиты

подстилаются продуктивными отложениями сиговской свиты. Граница между свитами отбивается пе четкому реперу в кровле сиговской свиты, который и был принят в качестве опорного при корреляции верхнеюрских пластов. На схеме корреляции отчетливо видно, что сиговская свита на всей территории подразделяется на три подсвиты.

В разрезе верхнеюрских отложений наблюдается увеличение мощности песчаных пластов в скважинах 302, 300 Северо-Толькинской площади, - это обосновывается их расположением на своде структуры, на переклиналях мощные продуктивные пласты частично глинизируются. На построенной схеме прослеживаются четкие песчаные реперы. В направлении с севера на юг мощности песчаных пластов резко сокращаются от 30 м до 5-3 м. Пласты ЮЛ Ю]°, Ю10 практически полностью глинизируются в районе скважины 760 (Воргенской площади). Далее на юг по направлению к скважине 700 (Холмистой площади) разрез снова опесчанивается.

На юге центральной части исследуемого района наблюдается глинизация отложений верхнеюрского возраста, что может свидетельствовать о существовании здесь относительно погруженной палеозоны, более удаленной от областей сноса (перемыва) терригенного материала с окружающих впадину Харампурского и Русско-Часельского мегавалов.

Среднеюрские отложения тюменской свиты характеризуются переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с преобладанием в отдельных зонах песчаников. В разрезе встречаются отдельные пласты и линзы углей и сильно-углистых глин. В кровельной части свиты развит песчано-алевритовый горизонт Юг, мощность которого варьирует в пределах 9,5-16,5 м. По этому пласту и выровнены корреляционные схемы.

Нижележащие пласты Юз, Ю^ Ю5 прослежены во всех скважинах и имеют среднюю мощность от 15 до 25 м каждый, максимальные ¡мощности отмечены в скважинах № 300 Толькинской и № 308 Светлогорской площади и составляет соответственно 60 м и 50 м (песчано-алевритистая часть составляет около 40 м и 35 м). Далее, вниз по разрезу пласты Юб, Ю7, Ю8 уменьшаются в мощности до 5-10 м или полностью глинизируются. В целом, среднеюрские отложения в объеме пластов Юг-Юз однородны по составу, имеют площадное распространение и выдержаны по мощности.

Данная межплощадная корреляция позволила установить степень макронеоднородности пород в разрезе средне-верхнеюрских отложений, которая была использована в проведении литолого-фациального анализа.

Проведенный анализ разрезов скважин в районе позволил построить карты мощностей и литофаций среднеюрской и верхнеюрской толщ пород отдельно для сиговской и точинской свит.

Песчано-алевритовые тела среднеюрских пластов представляют собой фрагменты палеорусловой системы, распространяющейся в юго-восточном направлении. Тенденция увеличения мощностей песчано-алевролитовых

пластов и общей песчанистости наблюдается в южном направлении к скважине №760 Северо-Воргенской площади. Граница смены фациальных зон проходит в северо-восточной части исследуемой территории (по границе Толькинской зоны прогибов и Мангазейско-Часельскбй зоны поднятий). Песчано-алевролитовая зона, занимает две трети исследуемой территории и лишь небольшая по площади зона преимущественно глинистых отложений, расположена в северо-восточной части района работ.

.Позднеюрская эпоха характеризуется широким развитием морской трансгрессии. В оксфордское время устанавливается режим мелководного моря, в условиях которого накапливались глинистые отложения точинской свиты. Изменение мощности точинских отложений происходит так же, как в среднеюрских отложениях. Региональное замещение песчано-глинистых образований на преимущественно глинистые отложения происходит с запада на восток. Снос материала шел преимущественно в направлении с северо-востока на юго-запад. При очередном наступлении моря аккумулировались в основном глинистые осадки, которые перекрывали ранее сформировавшиеся толщи.

В кимеридж-волжское время морской бассейн существовал примерно в тех же границах, что и в оксфорде. В южной части территории в районе Чатылькинского, Холмистого и Удмуртского поднятий происходит увеличение площади песчаных отложений. Это связано с небольшой по величине регрессией моря.

По сравнению со среднеюрскими отложениями, площадь распространения песчано-алевритовых тел 'в разрезе верхней юры уменьшается. Происходит трансгрессия моря, в результате граница смены фациальных зон изменяет свое положение и делит изучаемую территорию на две приблизительно равные части: песчано-алевритовую - западную и преимущественно алеврито-глинистую - восточную. Такая смена литологического состава пород в указанных направлениях позволяет судить о снижении перспектив газонефтеносности верхнеюрских пород в юго-восточном направлении.

Для уточнения истории развития и формирования внутренней структуры юрской макролинзы пород юго-восточных районов ПТНГО, проведен детальный структурно-тектонический анализ. Проанализированы структурные планы по отражающим горизонтам А» Т4, Б, Г; построены геологические профили (с юга на север, с запада на восток) и схемы изменения структурного плана опорных горизонтов юго-восточных районов ПТНГО в верхней и средней юре. С этой целью были использованы материалы регионального сейсмопрофилирования (РП-19), структурные карты и карты мощностей.

Территория исследования с северо-запада ограничена Харампурско-•Часельской зоной поднятий, с юга - Верхнеколикъеганским мегавалом и Сармсобунским мегапрогибом, с севера - Среднетазовским мегапрогибом, с востока - Мангазейско-Часельской зоной поднятий. Центральным тектоническим элементом района является Толькинская зона прогибов (ТЗП).

Ограничивающие элементы представляют собой структуры древнего заложения. Глубинными «корнями» их являются приподнятые блоки нижне-среднепалеозойского карбонатного массива, переработанного процессами платформенного рифтогенеза. Испытывая прерывистый рост в период формирования осадочного чехла, эти структуры окончательно сформировались в неогене, что определило устойчивую морфологическую выразительность упомянутых бортов ТЗП. Замыкание впадины с севера началось позднее - в мезозойское время, о чем свидетельствуют сокращенные мощности юрских отложений на Тэрельско-Северо-Толькинской группе поднятий, ограничивающей Толькинскую впадину с севера. Толькинская зона прогибов, как самостоятельный структурно-тектонический элемент, начала обособляться в мезозое, а окончательное ее замыкание произошло в кайнозойскую эру, когда было сформировано крупное субширотное поднятие - группа Толькинских структур.

Установленный унаследованный характер развития основных структурных форм исследуемого района в мезозое позволил использовать выявленную закономерность при детальном изучении структурного плана исследуемого региона.

Исследования, проводимые последовательно на различных уровнях детальности и основывающиеся на комплексном подходе с использованием литологических, тектонических, промыслово-геофизических, сейсмических и других данных, позволили:

выявить основные элементы современного структурного плана нефтегазоносных комплексов юрского и раннемелового возраста и дать краткую историю геологического развития основных тектонических элементов;

определить приуроченность крупных положительных структур в ее пределах к различным тектоническим блокам;

охарактеризовать геологическую неоднократность отложений горского возраста, путем построения корреляционных схем и геологических профилей;

Анализ структурных планов показал их хорошую сходимость в региональном плане. Это объясняется высокой степенью унаследованности тектонического развития территории. Анализ сейсмических разрезов, пересекающих локальные структуры, показал, что все они с различной степенью выразительности проявляются на уровне всех исследованных отражающих горизонтов.

Анализ палеопрофиля по линии скважин Северо-Толькинская (№ 303,302,300,304), Акайтемская (№380), Северо-Воргенская (№760), Чатылькинская (№696), Холмистая (№700), Верхнетолькинская (№5), также показывает унаследованное развитие всех локальных поднятий. Этот анализ, как и все предыдущие исследования, подтверждает унаследованное развитие тектонических элементов.

В разрезе отложений юрского возраста на исследуемой территории наиболее перспективными для обнаружения залежей нефти и газа в структурно-

приподнятых зонах являются локальные куполовидные поднятия, намечаемые в ее северной части.

Наибольший интерес, с точки зрения поисков промышленных скоплений жидких углеводородов, представляют собой Нертовая, Северо-Толькинская и Кыпакынская положительные структуры, которые расположены на северной периклинали Толькинской впадины, а также структуры, расположенные в южной части ПТНГО. Амплитуды поднятий по кровле отложений сеноманского возраста достигают двадцати-тридцати метров, а с глубиной возрастают до сорока и более метров. Структуры достаточно хорошо выражены по отложениям яновстанской (баженовской) свиты.

В третьей главе дан анализ нефтегазоносности юрского продуктивного комплекса юго-восточных районов Пур-Тазовской НТО. Глава состоит из 5 разделов.

В районе исследований открыто 19 месторождений УВ из которых 6-Н, 8-ГКН, 5-ГК. В исследуемом районе в юрском нефтегазоносном комплексе (НГК) выделяются три . подкомплекса: нижнеюрский, среднеюрский и верхнеюрский.

С нижнеюрскими отложениями связаны нефтепроявления в виде непромышленных притоков, но его . перспективы рассматриваются как благоприятные для газо- и нефтенакопления.

Песчаники среднеюрского возраста являются регионально продуктивными и представляют поисковый интерес практически на всей исследуемой территории. Наиболее перспективными в разрезе тюменской свиты являются отложения ее верхней части, залегающие под йерхнеюрской региональной глинистой покрышкой (20-40 'м) точинской свиты, способствующей сохранению залежей УВ. Мощность наиболее перспективной части разреза тюменской свиты включающей пласты Ю2-Юз в районе работ оценивается 90140 м. Прямые признаки нефтегазоносности пласта Юг получены на многих месторождениях исследуемого района (Ютырмальское, Черничное, Южно-Харампурское, Верхне-Часельское) •

В верхнеюрских отложениях промышленная нефтегазоносность установлена в группе пластов Ю|, которые в песчаных фациях развиты на всей исследуемой территории. Характерной особенностью группы горизонтов Ю| является постепенное увеличение общей мощности в восточном направлении, где она подразделяется на отдельные подгоризонты и пласты, индексируемые как Ю1а, Ю|°, ЮД Ю,2, ЮД ЮД Промышленные притоки нефти и газоконденсата получены из пластов: ЮД ЮД ЮД Ю,4 нижнесиговской и из пласта Ю|° верхнесиговской подсвит.

Надёжной изолирующей покрышкой для пластов-коллекторов нижнесиговской подсвиты верхней юры служат глинистые отложения нижней части верхнесиговской подсвиты мощностью до 30 м. Покрышкой для продуктивного пласта Ю|° служат глинистые отложения яновстанской свиты мощностью до 100 м.

Суммарные запасы УВ в пределах юго-востока ПТНГО по 19 месторождениям составляют 1,1 млрд. м3 газа и 0,7 млн.т нефти (из них 0,7 млрд.м3 газа и 0,47 млн.т нефти Харампурского месторождения). Запасы УВ юрского НТК составляют около 0,8 млрд. н.э., при этом доля нефти 74%, газа-23%, конденсата-6%. Важнейшей особенностью нефтегазоносности рассматриваемого региона является наличие гигантского по запасам Харампурского НТК- месторождения, приуроченному к одноименному валу, с которым связана основная доля промышленных запасов кат. С) (87,7%) УВ региона. f

При изучении залежей УВ выделено два типа наиболее- часто встречающихся залежей. Пластовые сводовые залежи встречены практически на всех месторождениях, большинство из них осложнены разломами северо- 4

западного и юго-восточного простирания. На Чатылькинском нефтяном месторождении открыта одна тектонически-экранированная залежь.

Анализу геохимических особенностей нефтей, конденсатов и газов НПТР посвящены многочисленные исследования В.И. Ермакова, И.В. Гончарова, А.И. Гриценко, А.Э. Конторовича, H.H. Немченко, Т.Д. Островской, В.А. Скоробогатова, А.С Ровенской и др.

В юрских залежах ПТНГО в составе газов установлено повышенное (до 9-12%) содержание этана и пропан-бутанов (до 10-11%). Из гор. Ю]2 Усть-Часельского месторождения получен газ с содержанием метана - 87,4%, этана -4,7%, пропан-бутанов - 5,7%. Вообще же, газовый состав юрских ГК-смесей в залежах довольно однообразен: содержание метана колеблется в узких пределах: от 80-82 до 89% (в среднем, около 85%), этана от 5 до 8% (обычно около 7%), пропана+бутанов 2,5-6%, неуглеводородных газов в сумме не более 3-4%. • •

Юрские конденсаты - легкие и средней плотности (0,74-0,77 г/см3), бессернистые, парафинистые (нередко содержание П доходит до 4-7%), малосмолистые, безасфальтеновые, существенно метановые по УВ-составу.

В свойствах верхнеюрских (гор. Ю]) и нижне-среднеюрских нефтей от южных районов ЯНАО к северным происходят изменения: при средней и пониженной плотности и низкой сернистости (менее 0,4% S) увеличивается содержание П (от 3,5-4,5% до 5-7-15% и более), снижается - смол и особенно асфальтенов. Объяснение этого факта дается в работах В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова. В горизонтах Ю[ Харампурского месторождения содержится легкая малосмолистая нефть с содержанием П-1,8 % и серы-0,08%. В качестве типичных представителей юрских северных нефтей можно привести нефти горизонта Ю| с одной стороны, Вэнгаяхинского месторождения (отношение П/S (%) = 3,58/0,24), с другой - Верхнечасельского месторождения (П/S (%) = 8,41/0,08), а также нефти гор. Ю2-з Еты-Пуровского (5,33/0,5), Уренгойского (7,0/0,08). Из пород юры на большинстве площадей восточной половины ЯНАО были получены промышленные и непромышленные притоки и проявления именно ультрапарафиновых нефтей (П>10%) сопровождающих угленосные толщи любого возраста (ассоциация уголь / вязкая высокопарафиновая нефть).

Состав и свойства нефти в скоплениях зависят от генерационных и консервационных условий, главным образом от типа и микрокомпонентного состава исходного ОВ и катагенетической преобразованное™ материнских и вмещающих залежи пород, а также от изменения экранирующих свойств пород - покрышек непосредственно в ловушках в историческом аспекте. В свою очередь геохимические особенности материнского по отношению к нефти ОВ определяются в основном, формационной характеристикой, фациальным составом и литологическими особенностями вмещающих его пород. Разнообразие генерационных и консервационных условий в земных недрах предопределяет вариации состава и свойств нефтей.

Таким образом, - район исследования по запасам УВ является преимущественно нефтеносным. Наблюдается тенденция смены нефтяных месторождений на юге-юго-западе района преимущественно газоконденсатными и газоконденсатнонефтяными на севере. Итак, на юго-востоке ПТНГО продуктивными являются отложения сиговской и тюменской свит. Основные залежи приурочены к пластам Ю|' и Юг. Причем залежи пласта Юг отмечены только в северо-восточных районах исследования. На многих площадях получены непромышленные притоки УВ и пленки нефти с водой из горизонтов Ю)3"4, Юг и Ю3.4. что свидетельствует о широких перспективах пород юры в районе исследования.

В четвертой главе приведены результаты авторского анализа пространственного изменения коллекторских свойств средне-верхнеюрских отложений.

Проанализировано около 700 определений пористости и проницаемости песчаников по 40 скважинам, вскрывшим средне-верхнеюрские отложения на территории юго-востока ПТНГО (данные по величинам ФЕС предоставлены ВНИИГАЗом).

Средняя открытая пористость коллекторов верхнеюрских отложений на глубинах 2500-3000 м - 14-20 %, Кпр - от единиц до десятков мД, глубже коллекторы верхней юры становятся в массе слабопроницаемыми.

Открытая пористость тюменских песчаников варьирует в диапазоне 12-16 %. Породы тюменской свиты имеют регионально низкую проницаемость: обычно единицы и доли мД (часто менее 0,5-0,1 мД). В породах верхнеюрских отложений карбонатность составляет 1-5%, а в среднеюрских отложениях от 2 до 7-10% и более. Породы с карбонатностью выше 5-7% как правило, непроницаемы или обладают трещинной проницаемостью в узких линейно-разломных зонах.

Исследования изменений ФЕС песчано-алевритовых пород позволили установить тенденцию, показывающую ухудшение коллекторских свойств вниз по разрезу. По интервалам глубин, начиная с 2500 м, было рассчитано 'среднее значение пористости и проницаемости. Средние значения пористости постепенно, с незначительными колебаниями, уменьшаются с увеличением глубины от 14,8 % до 5 %, причем, начиная с глубины 3750 м К„ равен менее 10 %. Средние значения проницаемости уменьшаются с возрастанием глубины еще резче - от 7,9 до 0,03 мД и начиная с глубины 3200-3300 м они меньше 1

мД. Из анализа ФЕС видно, что средние и удовлетворительные коллекторские свойства у песчано-алевролитовых пород юры сохраняются только до глубины 3250 м, ниже стремительно снижаются как открытая пористость, так и особенно проницаемость. Тем не менее, даже в интервале 3400-4200 м отдельные прослои среднезернистых песчаников имеют пористость до 15-17% и проницаемость до 4,0 мД (межзерновую) и даже до 6,8 мД (трещинную, в карбонатизированных разностях, с пористостью 9,8%). В целом же, на больших глубинах только 8% исследованных образцов проницаемы для нефти и газа (более 2,0 мД) и 5% - для газа (0,5-2,0 мД), а 87% слабо или полностью непроницаемы. Приведенные материалы свидетельствуют о том, что глубже 3300 м в среднеюрских отложениях гранулярные коллектора имеют ограниченное распространение. Однако полученные в ряде скважин притоки флюидов, в том числе УВ из более глубокозапегающих горизонтов, свидетельствуют о наличии в них вторичных трещинно-поровых коллекторов, с которыми можно связывать определенные перспективы газо- и в меньшей степени нефтеносности.

Отличительной особенностью коллекторов тюменской свиты является сильная изменчивость их коллекторских свойств, как по разрезу, так и по площади. На расстояниях по вертикали единицы и десятки сантиметров Кпр изменяется от долей до единиц и десятков мД. Это объясняется полифациальным составом пород свиты и разной степенью эпигенетической карбонатизации песчаников и алевролитов.

В этой связи, сравнительно низкие коллекторские свойства пород проницаемых горизонтов юрского комплекса не могли не оказать «сдерживающего» влияния на масштабы процессов миграции и аккумуляции в них УВ в региональном плане.

Средне-верхнеюрские отложения неоднородны по литологическому составу. Так как основные источники терригенного материала находились на севере и юго-западе исследуемой территории, общая песчанистость разреза уменьшается от Холмистой и Удмуртской площади к востоку. В этом же направлении значительно увеличивается литологическая неоднородность разреза, песчано-алевролитовые пласты уменьшаются по толщине от 15-25 м до 5-10 м. Таким образом, помимо уменьшения общей песчанистости (ОП) существенно снижается доля аккумуляционной песчанистости (суммарные мощности пластов более 10 м, АП).

Общая песчанистость верхнеюрского разреза на Харампурской площади составляет 40,5 м, на Северо-Толькинской - 108 м, на Толькинской - 202 м, на Светлогорской - 151 м, на Термокарстовой - 95 м, на С-Воргенской - 55 м, на Акайтемской - 140 м и на Холмистой - 45 м. В направлении север - юг максимальные значения ОП отмечены в центральной части области на Акайтемской площади (140 м). Изменения АП происходят следующим образом, резкое увеличение её величин (до 79% Северо-Толькинская площадь), сменяется её уменьшением на Акайтемской площади (до 27%) и опять повышается до 45% (Холмистая площадь). В направлении запад-восток ОП и доля АП увеличиваются в западном направлении.

В среднеюрских отложениях (верхние 300 м разреза) на Харампурской площади ОП составляет 107 м, на Северо-Толькинской - 112 м, на Толькинской - 74 м, на Светлогорской - 86 м, на Термокарстовой - 45 м, на Северо-Воргенской - 123 м, на Акайтемской - 158 м и на Холмистой - 45 м. При этом доля АП составляет 35, 36, 37, 76, 26, 63, 40, 47% соответственно. Общая песчанистость и АП имеют тенденцию увеличения к центральным и северным частям изученного района. Максимальные значения ОП составляют 158 м (на Акайтемской площади), а величина АП достигает 63% (на Воргенской площади).

Исходя из вышеизложенного, сделан вывод, о том что, коллекторский потенциал, связанный с аккумуляционной песчанистостью, оценивается достаточно высоко в центральных районах исследуемой области (горизонты песчано-алевролитовых толщ пород от 8-10 до 18-25 м).

На основе анализа коллекторского потенциала средне-верхнеюрских отложений на исследуемой территории автором выделены участки коллекторов с различными ФЕС.

Коллектора с относительно высокими фильтрационно-емкостными характеристиками здесь практически отсутствуют.

Вторая группа коллекторов (повышенные ФЕС) фрагментарно выделяется на Южном куполе Харампурского месторождения, а так же на Усть-Харампурской площади. В этой части района можно прогнозировать распространение коллекторов в юго-восточном направлении, где во многих скважинах получены притоки нефти и газоконденсатной смеси. Выявленные тенденции распространения коллекторов среднеюрских пластов в южном направлении на Ветровую и Чатылькынскую площадь позволяют прогнозировать там коллекторы "с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Коллекторы третьей группы со средними значениями фильтрационно-емкостных характеристик прослеживаются лишь на северо-западе района распространяясь на Кынскую и Термокарстовую площади. В связи с тем, что мощности песчано-алевролитовых пластов в южном направлении увеличиваются, это подтверждают; имеющиеся фактические данные по скважинам Ютырмальской, Ленской площадей. Там вероятно распространение коллекторов с хорошими ФЕС.

Коллекторы четвертой группы с пониженными ФЕС и пятой группы (практически неколлекторы), распространены в центральной и восточной частях района исследования (Северо-Толькинская, Светлогорская площади). Поэтому коллектора этих групп в основном прогнозируются на востоке и юго-востоке описываемого района.

На основании проведенных исследований автором сделан вывод, о том что в пределах выявленных локальных структур на юго-востоке ПТНГО породы средней (Ю2-4) и верхней юры (группа пластов Ю]) обладают удовлетворительным КП и относительно высокими ФЕС (на глубинах не более 3100-3200м), и являются перспективными для поисков скоплений УВ. При этом по литологическим критериям верхнеюрские отложения перспективны в

северо-восточных и южных районах юго-востока ПТНГО, среднеюрские - в центральных и западных районах.

Пятая глава посвящена анализу условий формирования и эволюции скоплений УВ в юрском продуктивном комплексе.

В начале проанализированы термобарические и катагенетические условия в породах верхних горизонтов юры. 1

Анализ барофлюидальной обстановки средне-верхнеюрских отложений юго-востока ПТНГО, свидетельствует об отсутствии здесь зон с АВПД (аномально высокими пластовыми давлениями), среднее значение коэффициента аномальности пластовых давлений 1,0-1,1.

С целью изучения современного геотермополя была построена схема современных температур (СТ, С0) для отложений кровли средней юры «

(тюменская свита) юго-востока ПТНГО. Геотемпературы (СТ) изменяются от 66 "С до 97°С с тенденцией увеличения с севера на юг и с востока на запад. В центральной части района исследования величины СТ на Северо-Толькинской площади в среднем составляют 83°С, на Акайтемской площади - 85°С.

На севере исследуемой территории - (Часельская зона) на глубинах погружения среднеюрских отложений 2,8-3,0 км СТ составляют 66-76°С. На юге территории отложения средней юры погружены на глубины 2,9-3,1 км. Здесь температуры увеличиваются до 90-97°С (Чатылькынская, Южно- 1

Удмуртская площади).

Степень катагенеза органического вещества (ОВ) и вмещающих его '

пород является важнейшим фактором, определяющим масштабы и особенности процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ. При определении уровня катагенеза ОВ одним из ведущих является метод определения показателя отражения витринита (П0В-11о,%) угольных включений. Вопросами изучения катагенеза ОВ юрских пород занимались исследователи ИГИРГИ, ВНИИГаза, СНИИГТИМСа и др. В северных районах ЗСНГП уровень катагенеза в объеме юрской толщи по данным В.А. Скоробогатова, изменяется в большом диапазоне.

При анализе степени катагенетической преобразованное™ ОВ и пород юры, использовались первичные данные о величинах 11°,%, предоставленные ВНИИГАЗом. Автором вместе с В.А. Скоробогатовым впервые для юго-востока ПТНГО построена детальная схема катагенеза (использовано 250 определений Я°,%).

В исследуемом районе преобразованность верхнеюрской толщи находится в диапазоне Я0 от 0,41-0,5 (ПК33) до 0,6-0,65 % (МК(3). Слабо измененное ОВ (ПКз3) распространенно на Северо-Толькинской площади (II -0,41-0,49). Зона градации МК]1 развита преимущественно в северных районах (Кынская, Тэрельская, Ютырмальская площади).

В разрезе среднеюрской толщи распространены плотные бурые (Б3), длиннопламенные (Д) и газовые (Г) угли, что соответствует градациям катагенеза по Н.Б. Вассолевичу ПК33 - МК2, 11° от 0,45 до 0,8%.

Начало градации МК| (110-0,54-0,63%) фиксируется в пределах локальных структур Нярыльской, Холмистой, Иохтурской, Красноселькупской.

Максимальный уровень катагенеза отмечен на Верхнее-Часельской и Северо-Толькинской площади (110-0,85-0,88) в средних и нижних горизонтах тюменской свиты.

Генетические условия нефтегазообразования, определяются как составом и количеством рассеянного органического вещества (РОВ) в породе, так и степенью реализации его генерационного потенциала в процессе геологической эволюции бассейна. Наиболее полные обобщения геохимических параметров РОВ юрских пород ЗСП в целом и ее отдельных областей, районов и локальных зон (вплоть до отдельных месторождений) содержатся в работах А.Э.Конторовича и А.С. Фомичева, В.И. Ермакова и В.А.Скоробогатова и др.

Современные концентрации органического углерода (Сорг, %) в глинах ранне-среднеюрского возраста на территории Пур-Тазовского междуречья варьируют от 0,90 до 4,1 %, в среднем 2,54 %. В песчаниках и алевролитах - от 0,3-0,4 до 4-5 %, за счет тонкой угольной органики.

В глинах келловея-оксфорда содержание Сорг изменяется от 1,5 до 3,9%, в среднем 1,8-2,2% в песчаниках и алевролитах - от 1,12 до 1,51%. Здесь наблюдается тенденция увеличения содержания Сорг в глинах в юго-восточном направлении от мелководно-морских фаций к речным и дельтовым. В породах тюменской и сиговской свит рассеяно преимущественно гумусовое, лейптинито-гумусовое и реже сапропелево-гумусовое ОВ. Морские глины яновстанской свиты (возрастной аналог баженовской свиты) содержат преимущественно гумусо-сапропелевое ОВ, однако в восточных зонах увеличивается доля гумусовой и лейптинитовой компонент. Содержание Сорг составляет от 2,0 до 4,5 %, т.е. яновстанская свита теряет превосходные нефтематеринские свойства баженовской свиты более западных районов ПТНГО.

Автором выполнены генерационно-массовые расчеты раздельно для келловей-оксфордской песчано-глинистой толщи и верхней половины (300 м) тюменской свиты отдельных участков - зон исследуемой территории (Харампурский, Часельский, С-Толькинский и Светлогорский участки).

Анализ генерационных свойств пород юры (содержания и состава рассеянного и концентрированного ОВ, степени его катагенеза) юго-восточных районов ПТНГО, показал, что на территории площадью 17,5 тыс. км2 (4 участка) объемы генерации составили: УВГ - 50 трлн. м3, битумоидов - 12 млрд. т. На территории всей юго-восточной части ПТНГО площадью 45 тыс. км в породах юры было генерировано около 130 трлн.м3 УВГ и около 31 млрд. т битумоидов. В породах верхней юры было генерировано около 25 трлн.м3 УВ, верхней части тюменской свиты (300 м «генерационной» толщины) - 37 трлн.м . По всем участкам был рассчитан коэффициент аккумуляции и сохранности по отношению к массе и объему генерации УВ (Каген). Максимальный Каген для нефти - 5,8%, для газа -1,38 % на Часельском участке. На Харампурском участке Каген составил 0,2% для газа и 1,38 % для нефти. Расчеты показывают, что масштабность процессов аккумуляции УВ в недрах северо-востока провинции была незначительна, что определяется

неблагоприятными аккумуляционными, прежде всего, структурными условиями.

Таким образом, анализ генерационных свойств пород юры юго-восточных районов ПТНГО, показал, что здесь в объеме юрского НТК были генерированы очень значительные массы УВГ и битумоидов, часть которых в результате миграции образовала первичные скопления типа ГК, ГКН и НТК.

В дальнейшем некоторые из них трансформировались с одной стороны в газоконденсатные (в зонах с жесткими термоглубинными условиями), нефтегазоконденсатные и нефтяные скопления (на структурах, нарушенных проводящими разломами, за счет частичной или полной дегазации первично-генетических залежей).

В породах юры влияние геотермического фактора на сохранность ФЕС коллекторов природных резервуаров, добывные возможности залежей оценивается как высокое. Разнонаправленный характер имеет влияние дизъюнктивного тектонического подфактора на формирование и сохранность УВС различного фазового состояния. С увеличением нарушенности недр флюидопроводящими разломами внутри контуров локальных структур сначала исчезает газоносность в нижних комплексах вследствие их дегазации, а в дальнейшем и нефтеносность. Ярким примером подобного явления может служить, Еты-Пуровское месторождение. С другой стороны нарушенность среднего уровня благоприятствует остаточному нефтенакоплению, особенно в горизонта^ Ю2-4 тюменской свиты.

В районах преимущественного газообразования и накопления первый -протокатагенетический - максимум газообразования, происходит в диапазоне катагенеза ПК2-ПК3 (11° от 0,35 до 0,50%), а начало интенсивного битумообразования в гумусово-лейптинитовом ОВ приходится на уровень катагенеза МК\/МК2| (К°-0,55%), когда все ловушки в объеме структур уже заняты газом, и нефтенакопление либо вообще «подавлено», либо образуются несплошные нефтяные оторочки обычно небольшой толщины и величины запасов. Только частичное или полное разрушение газосодержащих залежей и масштабные утечки газа из нарушенных разломами ловушек дают нефти возможность образовать сколько-нибудь крупные скопления.

В восточных и северных районах плиты в породах юры (кроме кимериджа-волжского ярусов) содержится ОВ типа Г, СГ и ЛГ, которые при генерации дают значительные объемы УВ-газа и в меньшей степени битумоидов.

В этой связи, необходимо подчеркнуть, что типичными первично-генетическими скоплениями в породах верхней и особенно средней юры юго-восточных районов ПТНГО являются ГКН- и ГК-, в меньшей степени НГК-скопления, которые в ходе эволюционного развития юрской литолого-фациальной системы в пределах ряда локальных структур трансформировались в НТК- и нефтяные скопления.

В ходе погружения пород юры гравитационное и эпигенетическое уплотнение (на глубинах более 3,0 км) коллекторов привело к частичной потере ими миграционных и аккумуляционных возможностей. С другой стороны,

процессы переформирования и разрушения УВС привели в некоторых случаях к остаточному накоплению нефти в горизонтах Ю2 и Ю|.

Таким образом, сочетание благоприятных генерационных и эмиграционных условий с затрудненными условиями вторичной миграции и относительно невысоким аккумуляционным потенциалом (в силу широкого развития в изучаемом районе впадин и моноклиналей и небольшого количества крупных по морфологическим параметрам локальных поднятий унаследованного типа, выраженных по кровле юры) и развития в ряде зон малоблагоприятных условий для консервации и эволюции, прежде всего газосодержащих скоплений, предопределило формирование и сохранность преимущественно средних и небольших по запасам УВ-скоплений, за исключением гигантского Харампурского НГКМ, приуроченного к крупному валу, нарушенному средне-амплитудными разломами, также частично дегазированному по юрским и неокомским горизонтам.

В шестой главе изложены критерии качественного и количественного прогноза нефтегазоносности, проведен анализ и уточнение существующих оценок начальных потенциальных ресурсов (НПР) УВ и обоснованы направления дальнейшего развития сырьевой базы нефтегазодобычи в изучаемой части ПТНГО.

В первом разделе рассмотрены основные критерии качественного и количественного прогноза нефтегазоносности. Все возможные прогностические параметры могут быть сгруппированы в геологические факторы: тектонический, литологический, геотермический, геохимический, гидрогеологический и эволюционно-динамический. Для юрскодэ НТК провинции в целом равнозначно и первостепенно влияние геотермического, геохимического и литологического факторов.

При литолого-фациапьном анализе показана тенденция улучшения литологических условий (и соответствующих параметров прогноза) в юго-западном и северном направлениях, что позволяет предположить увеличение перспектив нефтегазоносности на территориях соответствующих Часельской, Толькинской и Чатылькинской группе поднятий. •

При анализе коллекторских свойств выявлены районы и зоны развития коллекторов с повышенными ФЕС (Харампурский и др.)." Можно прогнозировать распространение, удовлетворительных коллекторов в юго-восточном направлении от Харампурского вала, где во многих скважинах получены притоки нефти и газоконденсатной смеси. Выявленные тенденции распространения коллекторов среднеюрских пластов в южном направлении на Ветровую и Чатылькинскую площадь позволяют прогнозировать там коллекторы с хорошими ФЕС.

В предыдущей главе показано, что породы юры достаточно полно ' реализовали свои генерационные возможности. В отложениях тюменской, точинской, сиговской и яновстанской свит были генерированы значительные массы газообразных УВ и битумоидов, образовавших в юрских песчано-алевритовых горизонтах различные по величине и фазовому состоянию залежи УВ. Сделан вывод, что в средне-верхнеюрском комплексе развиты высоко- и

среднеэффективные нефтематеринские и газоматеринские толщи. По данным об уровне катагенеза можно выделить восточную зону, где могут быть развиты в основном газо- и газоконденсатные скопления (Я0, 0,5%).

Наибольшие перспективы связываются с верхними горизонтами тюменской свиты (Юм) и особенно горизонтом Ю] верхней юры, залегающими под мощными региональной и зональными покрышками. Вниз по разрезу юры перспективы обнаружения сколько-нибудь значительных скоплений УВ резко снижаются. В пределах исследуемого района наиболее перспективны зоны, где кровля средней юры (гор. Ю2-Ю4) погружена на глубины не более 2800-3000 м, в область СТ до 100°.

При' анализе структуры начальных потенциальных ресурсов (НПР) и перспективных ресурсов УВ категорииСз юго-востока ПТНГО особое внимание уделялось двум важнейшим особенностям нефтегазоносности, оказавшим решающее влияние на структуру НПР УВ различных участков (зон) исследуемого региона в целом. Во-первых, - это приуроченность района к краевой северо-восточной части ЗСНГП. Здесь наблюдается довольно резкая смена газовых и газоконденсатных месторождений преимущественно нефтяными в направлении с севера-северо-востока на юг-юго-запад (причем, четко намечается более резкое «продвижение» газоконденсатных залежей в преимущественно «нефтяную зону» по протяженным валообразным поднятиям, таким, как. Часельско-Харампурско-Толькинский вал). Эти тенденции особенно ярко проявляются по продуктивным отложениям верхней юры. Во-вторых, наличие в пределах рассматриваемого региона крупнейшего Харампурского НГКМ, с которым связана основная доля промышленных запасов категории С: (87,7%) и предварительно оцененных запасов кат. С2 (78,6%) УВ региона.

Для оценки ресурсов УВ средне-верхнеюрского комплекса вся территория его распространения была разделена на эталонные участки (ЭУ) и подсчетные участки (ПУ), границы между которыми были проведены по литолого-тектоническим признакам. Удалось выделить 4 ЭУ и 13 ПУ. Эталонные участки характеризуются высокими плотностями ресурсов. Наиболее "богатыми" ЭУ по газу являются Часельский ЭУ, плотность запасов и ресурсов газа на которых превышает 26 млн.м3./км2. На остальных ЭУ плотность НПР газа существенно ниже. Плотность НПР нефти по Харампурскому ЭУ более 65 тыс.т/км2.

Плотности НПР на ПУ подсчитывались в соответствии с коэффициентом аналогии относительно ЭУ. По данным о плотностях ресурсов УВ на ЭУ рассчитаны абсолютные величины ресурсов газа и нефти на 13 выделенных ПУ. НПР газа и нефти юрского комплекса составили по ПУ соответственно 0,21 трлн.м3 и 0,25 млрд.т (геол.), а вместе с ресурсами-запасами на ЭУ - 0,4 трлн.м3 газа и 0,8 млрд.т нефти для всего комплекса (средняя и верхняя юра) в пределах исследуемого района. Таким образом, по расчетам автора общая оценка НПР района исследования составляет около 1,2 млрд.т.н.э.

Из общего объема НПР по оценке автора перспективные ресурсы составляют около 0,3 млрд.т.н.э, из них газа- 124 млрд. м3, конденсата -20 млн.т

и нефти- 135 млн.т, эти значения существенно ниже официально принятых, но они представляются более реальными, относительно близлежащих крупных и средних по запасам месторождений УВ.

По данным Государственного бал'анса ресурсы кат Сз средне-верхнеюрского комплекса составляют около 1 млрд.т.н.э. Из них геологические ресурсы по газу, нефти и конденсату составляют, соответственно 0,37 трлн.м3, 0,5 млрд.т, 0,09 млрд.т.

Проведенный критический анализ перспективных ресурсов Сз, позволяет предположить, что концентрация ресурсов категории С3, являющихся базой для постановки поисково-разведочных работ, наиболее высока в районе ПУ-4 (Толькинская группа поднятий), ПУ-8 (Акайтемский участок), ПУ-12 (Чатылькинская группа поднятий). Несколько ниже плотность ресурсов категории Сз в Толькинской зоне прогибов, что все же позволяет считать этот район перспективным на поиски залежей нефти и газа.

Анализ распределения НПР по зонам и участкам, степени их разведанности и концентрации, а также уточненные величины перспективных ресурсов категории Сз, локализованных на подготовленных сейсморазведкой объектах в юго-восточных районах ПТНГО, позволяют наметить основные направления ГРР:

- группа поднятий в полосе между Тэрельским ГМ на западе и Акайтэмским HTM на востоке. Здесь подготовлен целый ряд локальных поднятий, из которых наиболее перспективными на современном этапе изученности представляются: Кыпакынское, Точипылькинское, Нинельское.

- юго-западная и южная части территории от Нертовой .площади на севере до Восточно-Удмуртской на юге. Здесь, в полосе развития дизъюнктивных нарушений северо-западного простирания выявлена Чатылькынская группа поднятий, в которой наряду с Чатылькынским нефтяным месторождением поисковый интерес представляют: Южно-Нярыльское, Кутылькинское, Северо-Воргенское и Ветровые локальные поднятия.

- локальные поднятия, между Харампурекой и Часельской зонами нефтегазонакопления (Кутымское, Вэркское, Западно-Кынское и Южно-Часельское).

Перспективы обнаружения промышленных залежей УВ на этих структурах можно считать достаточно высокимй, а территорию исследования -благоприятной для постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ. .

Заключение

В результате проведенных исследований автором получены следующие выводы:

1. Анализ геолого-геофизической изученности и нефтегазоносности средне-верхнеюрского продуктивного комплекса юго-восточных районов Пур-Тазовской области, показал что, освоение УВ-потенциала находится в начале «средней» стадии, когда крупные месторождения уже открыты, но перспективы

обнаружения средних и большого числа меньших по запасам месторождений остаются высокими.

2. Средне-верхнеюрская продуктивная песчано-глинистая толща характеризуется благоприятными генетическими условиями для генерации УВ и нефтегазонакопления. Вместе с тем на ряде локальных поднятий развиты разноамплитудные разломы, рассекающие покрышки УВ, что не могло негативно сказаться на условиях сохранности УВ-скоплений, прежде всего газосодержащих.

3. Установлено, что породы средне-верхнеюрского комплекса, обладающие удовлетворительным КП и относительно высокими ФЕС (на глубинах не более 3100-3200м), являются перспективными для поисков скоплений УВ. В работе выделены зоны и участки улучшенных коллекторов.

4. Определены генерационные возможности средне-верхнеюрских отложений.

5. В юрской продуктивной толще пород масштабы генерации, миграции (первичной и вторичной) были достаточно большими, а аккумуляционные возможности были ограничены в силу развития небольшого числа замкнутых положительных структур на фоне широкого развития в районе впадин и моноклиналей.

6. Определены критерии Качественного и количественного прогноза нефтегазоносности. Проведена дифференциация земель по степени перспективности на высоко- средне- и низкоперспективные (качественный прогноз).

7. Уточнены начальные потенциальные и выявленные ресурсы УВ и их структура и с их помощью предложены первоочередные объекты поисково-разведочных работ.

Список опубликованных работ

1. Акчурина* K.P. Внутриплатформенные впадины Западно-Сибирской плиты, их строение и газонефтеносность.// Тезисы докладов 54-ой Межвузовской студенческой конференции «Нефть и газ 2000». - М., РГУНГ им.И.М. Губкина, апрель 2000г., с. 19.

2. Акчурина" K.P. Геоэкологический мониторинг природной среды при проведении поисково-разведочных работ (Вынгаяхинское месторождение). // Тезисы докладов Международной научной конференции «Геоэкология и современная геодинамика нефтегазоносных регионов». - М. октябрь 2000 г., с. 157.'

3. Акчурина* К.Р К вопросу освоения ресурсов газа и нефти мезозойских отложений Верхне-Толькинской впадины.// Сборник научных трудов «Прогноз газоносности России и сопредельных стран». - М. ВНИИГАЗ, 2000 г., с.297.

4. Сахончик K.P., Клапчук O.JL, Цикличность в модели верхне- среднеюрского нефтеносного резервуара юго-востока ЯНАО. // Материалы докладов V Международного научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова. - Томск, апрель 2001 г.;

5. Клапчук O.JI., Сахончик K.P., Анализ структуры суммарных ресурсов газа, конденсата и нефти в связи с поисками залежей в Толькинской зоне ЯНАО. // Материалы V Международного научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова. - Томск, апрель 2001 г.

6. Плотников A.A., Подгорнов A.B., Сахончик K.P., Перспективы развития геолого-разведочных работ на углеводородное сырье в юрских отложениях Толькинской группы структур ЯНАО. // сборник научных трудов «Сырьевая база газовой отрасли России и перспективы её развития в XXI веке». М. ВНИИГАЗ, 2001г., с. 99.

7. Сахончик K.P., Скоробогатов В.А., Масштабы газонефтеобразования и накопления в породах юры юго-востока Пур-Тазовской области Западной в связи с оценкой перспектив нефтегазоносное™.// Тезисы докладов международной конференции «Генезис нефти и газа».- М., ГЕОС, апрель 2003г., с.289.

8. Сахончик K.P. Аккумуляционный потенциал верхне- и среднеюрских пород юго-восточных районов Пур-Тазовской области в связи с формированием эволюцией и прогнозированием скоплений УВ.// Тезисы докладов международной конференции «Генезис нефти и газа»,- М. ГЕОС, апрель 2003г., с.286.

9. Скоробогатов В.А., Сахончик K.P., Перспективы поисков новых крупных месторождений углеводородов в Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западной Сибири. // Тезисы докладов Всероссийской конференции «Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа»,- М. май 2003г.-, с. 96-98.

")-фамилия автора до 2001 года.

Соискатель

Сахончик K.P.

Подписано в печать 19.09.2003 г. Формат 60x84/16

»155 19.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Сахончик, Кира Равильевна

Введение.

1. Краткий обзор предшествующих исследований и состояние геологогеофизической изученности средне-верхнеюрских отложений.

2. Особенности геологического строения средне-верхнеюрских отложений.

2.1. Литологого-фациальная и формационная характеристика пород юры.

2.1.1. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.

2.1.2. Корреляция разрезов скважин вскрывших средне-верхнеюрские продуктивные отложения.

2.1.3. Литолого-фациальная характеристика и формационный анализ пород средней и верхней юры.

2.2. Структурно-морфологические особенности пород средней и верхней юры.

2.2.1. Характеристика регионально - структурного плана.

2.2.2. Детальный структурный план и внутреннее строение продуктивных горизонтов мезозойских отложений.

3. Нефтегазоносность средне-верхнеюрских отложений Пур-Тазовской области.

3.1. Общие закономерности и особенности нефтегазоносности юго-восточных районов Пур-Тазовской НТО.

3.2. Запасы газа, нефти и конденсата открытых месторождений.

3.3. Геологическое строение юрских залежей углеводородов.

3.4. Физико-химические свойства углеводородов.

3.5. Газонефтепроявления.

4. Коллекторский потенциал средне-верхнеюрской продуктивной толщи.'.г.

4.1. Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств средне-верхнеюрских коллекторов.

4.2. Главные факторы формирования, эволюции и сохранности коллекторского потенциала юрских природных резервуаров.

4.3. Прогноз зон и участков улучшенных коллекторов.

5. Условия формирования и эволюции скоплений углеводородов в средне-верхнеюрских отложениях юго-восточных районов Пур-Тазовской НТО.

5.1. Термобарические и катагенетические условия развития юрской продуктивной толщи.

5.2. Генерационные свойства вещества пород средней и верхней юры и оценка масштабов газо- и битумообразования.

5.3. Формирование и эволюция скоплений углеводородов в породах юры.

6. Состояние сырьевой базы и перспективы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ юго-восточных районов Пур-Тазовской НТО.

6.1. Геологические и геохимические критерии качественного прогноза.

6.1.1. Качественный прогноз нефтегазоносности.

6.2. Анализ оценок начальных потенциальных ресурсов и перспективных ресурсов (С3) свободгого газа, конденсата и нефти.

6.3. Перспективы развития поисково-разведочных работ (ПРР) на газ и нефть в юго-восточных районах ПТНГО.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области"

Состояние нефтегазовой отрасли на территории севера ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, являющейся основным регионом по добычи нефти и газа в России, характеризуется постепенным истощением разведанных запасов нефти и газа. Поэтому в настоящее время основной задачей нефтяников и газовиков Западной Сибири является переход от региональных поисково-разведочных работ направленных на открытие крупных месторождений, на поиск небольших залежей У В.

Выработанность основных базовых месторождений углеводородов (УВ) в Надым-Пур-Тазовском регионе (НГГГР) - главном нефтегазодобывающем регионе России составила на 01.01.2002 г. порядка 55% и более. Начиная с 1992 года, объемы прироста запасов УВ промышленных категорий не восполняют их добычу и разрыв, между накопленной добычей и приростом новых запасов УВ увеличивается. За последнее десятилетие сокращаются объемы геолого-разведочных работ (ГРР) (за 90-ые годы - в 3,5 раза) и капиталовложения в разведку (доразведку) и особенно поиски новых месторождений. Становится очевидным, что современная сырьевая база нефтяной и газовой отраслей не является, безусловно, достаточной для ее надежного функционирования и нуждается в постоянном восполнении. Резкое увеличение объемов особенно в слабо изученных районах и на малоизученные комплексы пород, уже сегодня является насущной необходимостью.

В качестве первоочередных перед ГРР стоят 2 задачи: 1) поисков и разведки относительно крупных месторождений на новых перспективных территориях, областях, районах, зонах; 2) поиски залежей нефти, газа и конденсата в слабо изученных и глубокозалегающих горизонтах осадочного чехла в пределах известных продуктивных зон и месторождений.

Повышенный интерес представляют и небольшие локальные структуры вблизи открытых скоплений (так называемые объекты-спутники), поиск и освоение залежей в пределах которых не требует значительных затрат на дополнительное обустройство. В условиях высокой разведанности недр верхнего (апт-сеноманского) и среднего (неокомского) продуктивных комплексов в тренде месторождений: -Медвежье — Ямбургское — Заполярное — Харампурское — Комсомольское -Медвежье, проблема восполнения сырьевой базы газо- и нефтедобывающих предприятий может быть частично решена за счет вовлечения в поисковый процесс более древних (юрских и доюрских) терригенных и карбонатных толщ в зонах малоизученной части Hi 11 Р.

В качестве одного из перспективных направлений ГРР на поиски газоконденсатных и нефтяных залежей в средне-верхнеюрских отложениях выдвигается территория юго-восточных районов Пур-Тазовской нефтегазоносной области (111 НТО) в ареале Удмуртского, Равнинного, Харампурского, Ново-Часельского, Черничного, Термокарстового месторождений, с востока территории ограничена Мангазейской приподнятой зоной (рис.1.1).

Площадь исследуемой территории около 45000 км2. Несмотря на наличие, здесь достаточно крупных месторождений (Харампурское, Фестивальное, Черничное, Ново-Часельское, Равнинное, Усть-Часельское и Чатылькинское) центральная часть субрегиона и глубокопогруженные горизонты в его пределах остаются изученными недостаточно.

Суммарные запасы УВ в пределах исследуемой территории составляют около 0,8 млрд. н.э. при этом доля нефти - 76,5%, газа - 17,5%, конденсата — 6%, однако без запасов Харампурского месторождения соотношение между открытыми геологическими запасами составит 1:2,5 (газ : жидкие).

Начальные суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) в пределах исследуемой территории по состоянию на 01.01.2001 г.

Южно

Усть-Х<

Сугмуп

Надыма»

Южно-Удмуртск!

Средне- Итурское Ноябрьск анусшмнские •«нагое

Детьговая

Западно-Песцовс* О й'ьЖм. Ньадинатое Ямбуре

Г— С? < Ямбургское q О

Песцовое

ФРАГМЕНТ ОБЗОРНОЙ КАРТЫ газовых и нефтяных месторождений северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Условные обозначения:

- (рамя^а мфпгшмюш! 0<лаСГ*4

Л - Яншъаия: Б - Гыдлнсыя В - НАДМШУРСШ1 Г - (typ- Твююш Д t I< II Хлихил « Е - Ср«дмобаия Ж ■ Фраповаа*. Э J

ШК-СИ, о о

ТабьжмЗхЗя воямоы^ммо Уренгойское

Л ХзЬтпхт

Юбилейное

S2S& О [Л «!»«—Губкинское С' Танловское ™

Тевлинско-Конитлорское

РА! грамме^ orptt^jTof .»>п структур I и II порода V

Медвежье

VtTb-SkKOte<fc«M

ХудосжАсм! Куъшъсмя Восто^о- /О

TepMocapcroeanxJ ^

ОПмппмсп с о

Южхо- >р*мгойс* л о

Прмсклоновое Таркоr XT i

I сейсЖ, ^ v}

-х-. Тарсапинское

СПеившв /

Опта». Толькинское Тэрельское Ашыьмдо

Q Q,rpм*ая(9 > SSfJS остсммо- 1 QTgWMUmn пьское

Комсомольское

МВ"**

Воргенсыя сточмо-Кутълв*с*ая

Чатылькынское суторминское жнеи» оеЮжно

Етыпуровское

Уст

Апакапу-ооеское

B»rpoeMQ ровен

Южно-Суторминское

Равнинное

Холмистое

Заладгег Новогоднее

Южно-Яраинерское О Тафинсхое

Пангоды ^^

Ш г^^ро. кЖлеАв!

Памйджогао CZ> ^—' О О

Пангодинсхое сич»-лиом*я»» Пырейное joe Зиндж^штедаиж.» Вогакм. л

1 Ямсовейское ОЩ Ч 3 nwnoafi ^ g Добровольное^

Северо-Губкинское

Пайсятское. ЙЯ&оА Ч гЛ 1 'БаРсУ*с Южно- 1 • 1,Ьо^Пурпв.

ПО оцениваются свыше 1,3 млрд.т.н.э., при этом доля газа оценивается в 73%, жидких УВ -27%. Объем промышленных и предварительно оцененных запасов за исключением Харампурского месторождения ещё достаточно мал. Малая изученность и высокая перспективность делают юго-восточные районы ПТНГО благоприятными для поисков новых залежей УВ.

Цель настоящей работы - определение перспектив нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-восточных районов ПТНГО на основе детального изучения, анализа и обобщения геолого-геофизических, геотермических и геохимических материалов с выделением перспективных площадей для проведения ГРР на нефть и газ. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ геолого-геофизической изученности и газонефтеносности средне-верхнеюрских отложений исследуемого региона.

- анализ особенностей структурно-тектонического строения юго-восточных районов ПТНГО. выявление и изучение закономерностей распространения, и изменения мощности продуктивных горизонтов.

- выявление закономерностей пространственного размещения залежей нефти и газа в юго-восточных районах ПТНГО.

- изучение условий формирования и эволюции углеводородных скоплений (УВС) в юрском продуктивном комплексе юго-востока ЯНАО.

- критический анализ оценок начальных потенциальных ресурсов (Hi IF) и неоткрытых ресурсов УВ и их структуры.

- разработка направлений ГРР и выбор первоочередных объектов на нефть и газ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Сахончик, Кира Равильевна

Заключение

В результате проведенных исследований автором получены следующие выводы:

2. Средне-верхнеюрская продуктивная песчано-глинистая толща характеризуется благоприятными структурно-литологическими условиями для нефтегазонакопления. Вместе с тем на ряде локальных поднятий развиты разноамплитудные разломы, рассекающие покрышки УВ, что не могло негативно сказаться на условиях сохранности УВ-скоплений.

4.0пределены генерационные возможности средне-верхнеюрских отложений.

5. В юрской продуктивной толще пород масштабы генерации, миграции (первичной и вторичной) были достаточно большими, а аккумуляционные возможности были ограничены в силу развития небольшого числа замкнутых положительных структурна фоне широкого развития в районе впадин и моноклиналей.

6. Определены качественные и количественные критерии прогноза нефтегазоносности. 7. Уточнены начальные потенциальные и неоткрытые ресурсы УВ и их структура и с их помощью предложены первоочередные объекты поисково-разведочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сахончик, Кира Равильевна, Москва

1. Аммосов И.И. Зона окисления углей. М., Наука, 1965г.

2. Анализ влияния различных факторов на размещение и формирование месторождений нефти газа. Труды ВНИГРИ, вып. 295, Л., «Недра», 1971, 335 с.

3. Андрусевич В.Е., Стасова О.Ф. Типы нефтей как отражение эволюции нафтидогенеза (на примере Западной Сибири). «Геология и геофизика», № 8, 1992, С.21-25.

4. Аристова Г.Б., Е.Г. Бро, Б.А. Лебедев. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности, ВНИГРИ, вып.361, Л., «Недра», 1976,130 с.

5. Афанасьев Ю.Т. Система рифтов Западной Сибири. — М.: Наука, 1977.

6. Багринцева К.И., Васильев В.Г., Ермаков В.И. Роль угленосных толщ в процессах генерации природного газа. Геология нефти и газа. 1968. № 6. С.7-11.

7. Боева И.В. Методологиченский подход к вопросу межплощадной корреляции отложений тюменской свиты Надым-пур-Тазовского региона. // Сб. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра. 1998, С. 192-196.

8. П.Большаков Ю.Я., Амербаев Н.Н. и др. Прогноз капиллярно-экранированных нефтяных и газоконденсатных залежей в юрских и неокомских отложениях Надымского района. Геология и геофизика, 1997, т.38, №11, 1730-1736 с.

9. Бочкарев B.C. К стратиграфии и тектонике нижнемезозойских отложений ЗападноСибирской низменности и ее обрамления.//Труды ЗапСибНИГНИ вып. 31. Т.: 1970, С. 24-48.

10. Бочкарев B.C. Методы тектонического анализа нефтегазоносных областей Западной Сибири. // Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 152. Т.: 1980., С.3-6.

11. Бочкарев B.C., Нежданов А.А., Федоров Ю.П. Перспективные зоны нефтегазонакопления триасовых отложений Западно-Сибирской равнины. / Тр.ЗапСибНИГНИ, вып.199 Т.: 1981. - С. 40-50.

12. Бочкарев B.C. Структура фундамента Западно-Сибирской платформы и некоторые общие вопросы тектоники платформенных областей. // Труды ЗапСибНИГНИ вып. 12.-М.: 1977. С. 1-18.

13. Варламов И.П., Генералов П.П., Мишульсий М.И., Растегин А.А. Влияние основных нетектонических параметров на нефтегазоносность (Западно-сибирская плита).//Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири. М.: Недра, 1981. С. 192-208.

14. Верзилин Н.Н. Методы палеографических исследований, М.: Недра, 1979г.

15. Влияние фаций на процессы нефеобразования. // Сб. научных трудов. — Н.: 1980.

16. Высоцкий И.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений, 1986г.

17. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника. Москва, 1986 г.

18. Галишев М.А., Гурко Н.Н., Кондакова Т.Н. Типизация нефтей Западной Сибири как отражение особенностей исходного ОВ и их эволюции под влиянием вторичных процессов. В кн. «Актуальные вопросы геохимии нефти и газа», Д., 1984, с.40-50.

19. Галкин В.И., Маршаев О.А., Никулин Б.В., Левинзон И.Л., Понаморев В.А. Прогноз нефтегазоносности локальных структур юрского комплекса Надым-Пурской нефтегазоносной области. // Газовая промышленность № 9. — 1997. С. 45-47.

20. Гарецкий Р.Г. Тектоника молодых платформ Евразии. — М.: Наука, 1972.

21. Гарецкий Р.Г., Яншин А.Л. Тектонический анализ мощностей. в кн.: Методы изучения тектонических структур. М.: АН СССР, 1960. С. 115-166.

22. Геолого-геофизическое моделирование нефтегазоносных территорий (под редакцией Н.В.Неволина и В.М. Ковылина. -М.: Недра, 1993.

23. Геологический словарь. М.: Недра, 1973.

24. Геология и нефтегазоносность Западной Сибири / Сборник научных трудов. М.: изд. ИГиРГИ, 1982,170 с.

25. Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазоского междуречья / Труды 1 -й Пуровской геологической конференции. Под редакцией Н.Х. Кулахметова и Б.В. Никулина. // Тюмень-Тарко-Сале, 1995.

26. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. — М.: Недра. 1987, 181 с.

27. Горбенко Г.Д., Зонн М.С., Корж М.В. Нефтегазонность нижнесреднеюрского комплекса Западной Сибири. В кн. «Геология и нефтеносность Западной Сибири». М., 1982. С. 46-55.

28. Гриценко А.И. Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983,263 с.

29. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты. — Геология нефти и газа, 1987, № 10. С. 19-26.

30. Девятое В.П., Казаков A.M. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. — Н.: 1991. С. 40-54.

31. Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР. / М.Ю. Васильева, Е.Г. Журавлев, B.C. Князев и др. М.: Недра, 1992.

32. Дьяконова Т.Ф. Промышленная оценка юрских и неантиклинальных залежей нефти в Западной Сибири по комплексу геолого-геофизических и промысловых данных. // Автореферат на соискание степени д.г.-м.н. М.: 1993.

33. Ермаков В.И., Скорабогатов В. А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях. М.: Недра, 1984г., с.240.

34. Ермаков В.И., Скорабогатов В. А. Общий потенциал газонефтенакопления осадочных продуктивных комплексов. В кн. "Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментов", 1982.

35. Ермаков В.И., Скоробогатов В. А., Тектоническая цикличность и нефтегазоносность, М.: Н.аука, 1985.

36. Ермаков в.И., Скоробогатов В.А. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири. Сборн. Научню труд. ИГИРГИ. М., 1982. С. 18-29.

37. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири Геология нефти и газа, 1988, № 11. С. 17-22.

38. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. -М.: Недра, 1986г.

39. Есипко О.А., Горбачев В.И., Соколова Т.Н. /Физические свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по данным геофизических исследований. «Геология и геофизика», № 6. 2000. С.905-919.

40. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири. // Геология нефти и газа №1. 2001, С. 1823.

41. Запивалов Н.П.,Каштанов В.А., Кирда Н.П. Степанов С.А. Прогнозирование крупных зон нефтегазонакопления в рифейско-фанерозойских комплексах Западной Сибири. / Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. — Новосибирск: 1991.

42. Зубков М.Ю., Ершов В.А., Носова B.C. Изменения состава и свойств нефтей верхнеюрских отложений месторождений Западной Сибири. Геология нефти и газа, 1983, № 5. С.48-52.

43. Иванцова В.В., Перугин Н.Н., Беляева JI.H. Факторы, влияющие на состав нефтей Западной Сибири. В кн. «Пути эволюции органического вещества в земной коре. Л., Сб. науч. Трудов ВНИГРИ., 1984. С.104-110.

44. Казаков А.М., Девятое В.П. Стратиграфия седиментогенез нижне-средней юры Западной Сибири // в сб. Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири. М.: Наука, 1994, С. 24-34.

45. Казаков A.M., Девятое В.П. Стратиграфия нижней и средней юры севера Западной Сибири / Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. — Н.: 1990. С. 110-118.

46. Карташов А.А. О структурной приуроченности крупных зон пород-коллекторов батского резервуара Надым-Тазовского междуречья. — Геология и геофизика, 2002, т.43, № 6. С.553-566.

47. Каштанов В.А., Левинзон И.Л., Никулин Б.В. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности домезозойских образований Пур-Тазовского междуречья (Тюменская область). — Геология и геофизика, №8, 1993. С. 38-45.

48. Каштанов В.А., Левинзон И.Л., Никулин Б.В., Филиппов Ю.Ф. / Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири (Пур

49. Тазовское междуречье, Тюменская область). Геология нефти и газа, № 5, 1997. — С.-4-7.

50. Кирда Н.П. К проблеме развития доюрских и нижнесреднеюрских комплексов Западной Сибири. / Геология и геофизика, №7. 1990. С.40-45.

51. Кислухин В.И. Литолого-фациальное районирование юрских и меловых отложений севера Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ. Т.: 1986.

52. Коллекторские свойства пород на больших глубинах. — М.: Наука, 1985г.

53. Коллекторские свойства пород Западно-Сибирской низменности. — «Труды» Зап Сиб НИГНИ, вып. 62, Тюмень, 1972,142 с.

54. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири. «Труды СНИИГГИМС», вып. 208, М., «Недра», 1976. 199 с.

55. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири / Т.В. Дорофеева, С.Г.Краснов, Б.А.Лебедев и др. Труды ВНИГРИ . Л.: Недра, 1983, 130 с.

56. Кондрина К.С. Изменение коллекторских свойств пород в зависимости от глубины их залегания. В кн. «Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири». «Труды» СНИИГГИМС, вып. 149, Новосибирск, 1972. С.79-82.

57. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. / Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975.

58. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Фомин А.Н. и др. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого Автономного Округа и стратегия их освоения. // Геология нефти и газа № 9, 1998 С. 2-9.

59. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке земли. -«Геология и геофизика», 1978, № 8, с. 3-13.

60. Краткий геологический словарь. М.: Недра, 1989.

61. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. — М.: Высшая школа, 1971.

62. Кулахметов Н.Х. Геологическое строение и нефтегазоносность севера ЗападноСибирской низменности в пределах бассейнов рек Таза и Пур. // Автореферат на соискание степени к.г.-м.н. — Т.: 1969.

63. Кулахметов Н.Х. Основные проблемы нефтегазопоисковых работ на севере Западной Сибири. // В сб. Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Т.: 1986, С. 121-130.

64. Кулахметов Н.Х. Перспективы юрско-нижнемеловых отложений р. Таз. // Нефтегазовая геология и геофизика №7. М.: 1968. С. 3-8.

65. Кулахметов Н.Х., Корж М.В. О перспективах нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья Западной Сибири. — Нефтегазовая геология и геофизика № 1. — М.: 1973.

66. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг П.Я. Литолого-фациальное районирование верхней юры севера Западной Сибири как основа оценки нефтегазоносности. // Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири. М.: 1994. - С. 59-72.

67. Левинзон И.Л. Локально-зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья. // Автореферат диссертации на соискание степени к.г.-м.н. П.: 1998.

68. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. — «Недра», Ленинград, 1992.

69. Маркевич В.П. История геологического развития и нефтегазоносность ЗападноСибирской низменности. М: Наука, 1966.

70. Маркевич В.П. Структура Западно-Сибирской низменности. В сб. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. М.: Наука, 1965.

71. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М.: Недра, 1976г.

72. Методическое руководство по определению показателя палеотемператур преобразования осадочных отложений в связи с их нефтеносностью. М.:ИГиРГИ, 1979.

73. Мишульский М.И. / Надым- Тазовская крупная впадина. В кн. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири. М.: Недра, Труды СНИИГГИМСа вып. 285, 1981, С. 42-45.

74. Наумов A.JL, Онищук Т.М. и др. Проблемы поисков залежей нефти и газа на Севере Западной Сибири. Обзорная информационная серия "Нефтегазовая геология и геофизика", вып. №4. М.: 1986.

75. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М: Недра, 1984г.

76. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн. / А.Э. Конторович, B.C. Сурков, А.А. Трофимук и др. // ОИГГМСОРАН -Н.: 1994.

77. Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. / Труды ЗапСибНИГНИ, Т.: 1986.

78. О нижних пределах колллекторских свойств пород месторождений Западной Сибири /В.П.Санин, Ю.А.Ковальчук, Н.И.Медведева, Л.Н.Лешинская — Нефтегазовая геология и геофизика, 1979, №11.

79. Огибенин В.В. Перспективы нефтегазоносности пласта Юг южной части Пур-тазовской и Надым-Пурской НГО. // В сб. Актуальные вопросы геологии нефти и газа Западно-Сибирского бассейна. Т.: ЗапСибНИГНИ 1985, С.7-9.

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

81. Петрология углей и парагенез горючих ископаемых. — М.: Наука, 1967.

82. Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири (Пур Тазовское междуречье, Тюменская область)/ Каштанов В.А., Левинзон И.Л., Никулин Б.В., Филиппов Ю.Ф. // Геология нефти и газа№ 5. - 1997, С.4-7.

83. Перспективы нефтегазоносности средней и верхней юры северных районов Западной Сибири. -Тезисы. Стендовые доклады. ВНИГРИ/AAPG Региональная Международная конференция, Санкт-Петербург.2001. Июль. С. 15-18,

84. Петров А.А. Нефти ранних этапов генерации. «Геология нефти и газа», 1998. № 10, С.50-53.

85. Предтеченский Е.Н., Вакуленко Л.Г., Злобина О.Н. /Катагенез песчаников нижней и средней юры Уренгойского района. «Геология и геофизика». 1993. № 7. С.70-79.

86. Проблема поисков нефти в нижнемеловых и юрских отложениях на Севере Тюменской области // Труды ЗапСибНИГНИ вып. № 70. — Т.: 1973г.

87. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения. / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, В.Р. Лившии, А.Н. Фомин, Н.Х. Кулахметов, А.В. Рыльков и др. // Геология нефти и газа № 9. 1998. С.2-9.

88. Решение 5-го Межведомственного стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. — Т.: 1991.

89. Рудкевич М.Я., Подсолова Л.Я. Тектоника фундамента и промежуточного структурного этажа Западно-Сибирской плиты. // Тезисы док. Тектоника молодых платформ и их нефтегазоносность. АНСССР, МГУ. М.: 1981. С. 13-14.

90. Рудкевич М.Я., Шишигин С.И., Шиповалова Н.Н. Проблема газоностности нижнесреднеюрских отложений в северных районах Западно-Сибирского НГБ. — «Геология нефти и газа», 1988. № 7. С. 12-16.

91. Рысев В.В. Строение и нефтегазоносность юрско-неокомских отложений южной части Надым-Тазавского междуречья. // Труды ЗапСибНИГНИ вып. 183. Т.: 1983. С 50-62.

92. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. / О.М. Макртычан, JI.JI. Трусов, Н.М. Белкин и др. М.: Наука, 1987, С. 215.

93. Скоробогатов В.А. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений на севере Западной Сибири / В кн. "Актуальные вопросы геологии нефти и газа", 1978 г.

94. Скоробогатов В.А. Новые данные о газонефтематеринских свойствах нижнемеловых и юрских и меловых отложениях Западной Сибири. — «Геология нефти и газа», 1978.№ 12. С.45-52.

95. Скоробогатов В.А. Геостратегические основы восточного направления энергетической политики России в первые десятилетия XXI века // Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. М.: ВНИИГАЗ. 2000. С.64-81.

96. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений углеводородов. —"«Геология нефти и газа». 1991. № 8. С.23-29.

97. Скоробогатов В.А. Условия формирования углеводородных скоплений в верхнеюрских отложениях центральных и северных районов Западной Сибири. «Геология нефти и газа». 1980. №11. С.25-32.

98. Скоробогатов В.А. Истомин В. А., Якушев B.C. Традиционные и нетрадиционные ресурсы природного газа России. — «Газовая промышленность». Апрель. 2000. С.29-30.

99. Скоробогатов В.А Эволюция скоплений углеводородов в осадочных бассейнах и породах различного типа и возраста. — Сборник статей «Геодинамическая эволюция и Нефтегазоносность осадочных бассейнов»., М.: Наука, 1997 г., с.87-87

100. Соколовский А.П. Теоретические основы и практическое решение задач локального прогноза нефтегазоносности. В кн. "Закономерности размещения ипрогноз нефти и газа в мезозойских отложениях Западной Сибири." // Труды ЗапСибНИГНИ. Т.: 1991.

101. Соколовский А.П., Соколовский Р.А. Анализ палеотектонического развития нижневартовского свода (Западная Сибирь) в раннеюрскую эпоху в связи с прогнозом коллекторов в нижнеюрских отложениях. // Нефть и газ. № 3. - 1999. -С. 15-20.

102. Стратиграфия и палеография ранней и средней юры Западно-Сибирской плиты / Ф.Г. Гурари, И.В. Будников, В.П. Девятое и др. // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. Н.: 1988, С. 60-75.

103. Стратиграфия палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты /

104. B.Н. Дублатов, В.И. Краснов, О.И. Богуш и др. Н.: Наука, 1990.

105. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской низменности. Л.: Недра, 1978.

106. Сунь Ко Интенсивность формирования газовых залежей.//Автореферат на соискание степени к.г.-м.н. — М.: 1994.1. C. 14-17.

107. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Смирнов J1.B., Казаков A.M. Нижнесреднеюрские отложения Западно-Сибирской плиты, особенности их строения и нефтегазоносность // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Н.: 1991, С.101-110.

108. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. М.: Недра, 1981.

109. Сурков B.C., Смирнров J1.B. Перспективы нефтегазоносности фундамента Надым-Тазовского междуречья. / в кн. "Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья". // Тр. 1-ой Пуровской геологической конференции., Тюмень-Тарко-Сале, 1995, С.257.

110. Сурков B.C., Смирнров J1.B., Гурури Ф.Г., Казаков A.M., Девятое В.П. История формирования Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна / Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. //Тюмень-Тарко-Сале, 1995.

111. Сурков B.C., Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты.//М.: Недра, 1986.

112. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. / А.А. Бакиров, Э.А.Бакиров, В.С.Мелик-Пашаев, Л.П.Мстиславская и др. М.: Высшая школа 1976г.

113. Типы осадочных формаций нефтегазоносных бассейнов.- М.: Наука 1980г.

114. Трушкова Л.Я. Формации и условия нефтегазоносности в неокоме южной половины Западно-Сибирской плиты. / Условия нефтегазоносности и особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. // Л.: 1980,-С. 34-38.

115. Туезова Н.А. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. М., Недра, 1975.

116. Ушатинских И.Н., Рыльков А.В. Литогеохимия и перспективы нефтегазоносности триас-юрских отложений северных районов Западной Сибири — Отечественная геология. 2001. № 4. С.9-12.

117. Фомичев В.А. Условия формирования и перспективы газонефтеносности Берриас-ранневаланжинских отложений на севере Западной Сибири. Обзорная информация // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2000. С. 64.

118. Фурсенко Е.А. Генетическая диагностика нефтей северных районов Среднего Приобья Западной Сибири по составу низкокипящих углеводородов Cs-Cg. -Докл. Акад. наук. 2000. т.374. № 3. С.З82-384.

119. Хант Дж. Геохимия и геология нефти игаза. Перев. с англ. М.: Мир, 1982, 703 с.

120. Шилов Ю.С., Крюкова З.С. О прогнозных запасах газа и нефти Надым-Тазовского междуречья Западной Сибири. / Геология нефти и газа, 1969, №9, С. 15.

121. Щеголев Ю.В., Генгель Т.В., Крюкова З.В. Отчет о работе Южно-Юбилейной с/п №40/80-81 в Надымском и Пуровском районах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области в зимний период 1980-1981 гг. Фонды ПГО "Ямалгеофизика", г. Лабытнанги, 1983.

122. Этапы развития седиментационного бассейна Западной Сибири. / Тр. ИГиРГИ. -М. 1973г.

Информация о работе

Сахончик, Кира Равильевна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2003
ВАК 25.00.12

Диссертация

Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы