Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогноз нефтегазоносности юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа на основе анализа тектонических и литолого-фациальных факторов

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогноз нефтегазоносности юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа на основе анализа тектонических и литолого-фациальных факторов"

На правах рукописи

Павлов Владимир Юрьевич

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ТЕКТОНИЧЕСКИХ И ЛИТОЛОГО-ФАЦЙАЛЬНЫХ ФАКТОРОВ

Специальность 25 00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

ООЗ158957

Санкт-Петербург 2007

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «ТНК ВР Менеджмент»

Научный руководитель Доктор геол -мин наук, профессор, академик РАЕН Джафаров И С

Официальные оппоненты Доктор геол мин наук, профессор Верзилин Н Н, Доктор геол мин наукХолодиловВ.А,

Ведущее предприятие ОАО «СибНИИНП» (Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности, г.Тюмень)

Защита диссертации состоится 19. октября 2007г в

А асов на заседании

Диссертационного Совета Д216 008 01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу* 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ Автореферат разослан «/$ » сентября 2007 г

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ, Ученому секретарю Fax (812)275-57-56

Ученый секретарь' Диссертационного Совета Доктор геол-мин наук

Маргулис Л С

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, как в настоящее время, так й в перспективе является главной нефтедобывающей базой России В ее центральной части обнаружены крупнейшие скопления нефти, в северной части - гигантские газовые месторождения Однако, еще не все ее районы достаточно хорошо изучены К таким районам относится восточная часть Ханты-Мансийского автономного округа, значительная территория которой относится к нераспределенному фонду недр В связи с этим, актуальным является уточнение геологического строения и оценка степени перспективности мезозойских и доюрских отложений Васюганской и Пайдугинской нефтегазоносных областей в зависимости от тектонической активности и условий осадконакопления Повышение достоверности оценки ресурсной базы позволит привлечь внимание недропользователей к данному региону и увеличить его инвестиционную привлекательность для постановки поисково-разведочных работ

Цетью работы является прогноз нефтегазоносное™ юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа с учетом вчияния тектонических и литолого-фациальных факторов формирования залежей углеводородов для обоснования направлений дальнейших геологоразведочных работ Основные задачи исследований

• определение условий оеадконакотения юрских отложений на основе детальных литофациальных и палеоструктурных реконструкций,

• выявление закономерностей формирования и размещения пород-коллекторов и связанных с ними резервуаров в юрских и меловых отложениях,

• оценка втаяния тектонических факторов на формирование и размещение залежей в восточных районах ХМАО,

• оценка влияния литолого-фациальных факторов на формирование и размещение залежей в условиях миграции углеводородов при активизации тектонических процессов в восточных районах ХМАО,

• реконструкция тектонических движений на Сабунском лицензионном участке и оценка влияния тектонических и литолого-фациальных факторов на процессы формирования залежей

Научная новизна

Выявлено значительное влияние тектонических факторов на процессы размещения, формирования и разрушения залежей углеводородов месторождений на востоке ХМАО

Установлено что вызванный тектоническими причинами процесс миграции углеводородов в значительной мере определяется литолого-фациальными особенностями формирования коллекторов и резервуаров

Предложенная методика комплексного учета тектонических и литолого-фациальных факторов на основе палеотектонических и палеолитологических реконструкций повышает достоверность прогноза нефтегазоносности

Основные защищаемые положения.

1 Закономерности формирования и размещения ловушек в нижне-среднеюреких континентальных отложениях (худосейская, тюменская свиты) Главные перспективы нефтегазоносности в нижне-среднеюрском НГК следует связывать с русловыми, дельтовыми авандельтовыми и прибрежно-морскими отложениями

2 Закономерности формирования и размещения ловушек в верхнеюрском комплексе (васюганская и наунакская свиты) Ловушки формировались в условиях прибрежной равнины мелководно-морского трансгрессивно-регрессирующего бассейна Осадконакопление происходило при неоднократных эвстатических колебаниях уровня Мирового океана

3 Влияние тектонических факторов на формирование и строение залежей углеводородов в связи с прогнозом нефтегазоносности Залежи сформировались и сохранились в наиболее высокоамплитудных гипсометрически приподнятых структурах, не испытавших инверсионного развития

4 Применение методики комплексного прогноза нефтегазоносности на основе анализа тектонических и литолого-фациальных факторов позволяет выйти на локальный и региональный прогнозы нефтегазоносности и рекомендовать проведение дальнейших геологоразведочных работ в восточной части Ханты-Мансийского автономного округа

Практическая значимость работы На основе изучения тектонических и литолого-фациальных факторов развития территории восточной части ХМАО дан прогноз распространения резервуаров в юрских и меловых отложениях, показаны перспективы нефтегазоносности и приведена оценка перспективных ресурсов восточной части ХМАО

На основе прогнозных карт распространения литологических и структурных ловушек проведен локальный прогноз и оценка нефтегазоносносш Сабунскшо лицензионного участка, выявлены наиболее перспективные структуры Даны конкретные рекомендации по постановке разведочного бурения на Гранатовой структуре Сабунского лицензионного участка, которые будут использованы при проведении геологоразведочных работ

Апробация работы Основные положения работы докладывались на научно-практических конференциях «Геотогия и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Тюмень, 2002, «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск, 2003, на Юбилейной конференции, посвященной 75-летию ВНИГРИ «ТЭК России - основа процветания страны», Санкт-Петербург, 2004 По теме диссертации опубликовано и подготовлено 6 статей и докладов Фактический материал В основу диссертационной работы потожены результаты исследований автора, проводимых с 2000 года В пределах рассматриваемой территории проанализированы результаты бурения 300 поисково-разведочных скважин данные, полученные при интерпретации около 60 000 погонных километров сейсмики 2Д. выполненной ОАО «Хантымансийскгеофизика», ОАО «Тюменьнефтегеофизика» ОАО «Сибнефтегеофизика», ОАО

«Томскнефтегеофизика» В работе были использованы результаты обобщений, выполненные в последнее время «ГУП ХМАО НАЦ РН», ВНИГРИ, ВНИГНИ

Уточнение геологического строения отложений и количественный прогноз нефтегазоносности производились с использованием современных научных методов, с привлечением информационно-программною обеспечения ведущих российских и зарубежных разработчиков

Структура и объем работы Работа состоит из введения, 6 глав и заключения, содержит 123 страницы машинописного текста, 35 рисунков и 5 таблиц Список литературы включает 72 наименований

Диссертация выполнена в ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН И С

Джафарова, котором) автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы

Автор благодарен за постоянное внимание и поддержку при выполнении и подготовке данной р&боты дг-мн, профессору Г П Мясниковой, и дг-мн, С Ф Хафизову

В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями М Д Белонина, В В Шиманского, Н С Окновой, В Н Макаревича, О В Бакуева, ЮАСтовбуна, А В Шпильмана, К В.Светлова, И А Теплоуховой, С В Остапенко, К М Мулявина Всем им автор выражает искреннюю благодарность

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

Изучению перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и, в частности, рассматриваемой территории вопросам оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газа посвящены работы М Д Бетонина, В С Бочкарева, Ю В Брадучана, А М Брехунцова, Ф Г Гурари, В П Игошкина, А Э Конторовича, В А Конторовича, Н X Кулахметова, О М Мкртчяна, Г П Мясниковой, В Д Наливкина, А Л Наумова, А А Нежданова, И И Нестерова, Н Н Ростовцева, А В Рылькова, Ф К Салманова, В В Семеновича, А А Трофимука, Л Я Трушковой, Ф 3 Хафизова С Ф Хафизова В В Шиманского В И Шпильмана и других

Земли восточной части Нижневартовского района являются территорией с доказанной нефтегазононаостью Однако локализация запасов носит селективный характер, часто ловушки являются еложнопостроенными, неструктурными Поэтому вопрос оптимизации поисково-разведочных работ на этой территории является весьма актуальной задачей

1. Тектоническое строение восточной части ХМАО

Тектоническое строение восточной части ХМАО рассматривалось в соответствии с состав тенной в 1999 году новой тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты (редакторы В И Шпильман, Л Л Подсосова, Н И Змановский), которая обобщает материалы предыдущих аналогичных карт (Н Н Ростовцева, В П Маркевича М Я Рудкевича, Г К Боярского В С Суркова и др ) и содержит новые принципиально важные решения и разработки В соответствии с картой, на территории Западно-Сибирской синеклизы выделено 11 геоблоков В пределах описываемой территории восточной части ХМАО расположены Колтогорско-Александровский и Приенисейский геоблоки

Кочтогорско-Ллександровский геобкок

Западная граница геоблока проходит по западной границе Колтогорско-Толькинской шовной зоны, восточная - по восточной границе Васюгано-Александровской гряды Доюрское основание этого геоблока в преде чах Васюгано-Александровской гряды представлено отложениями вендского кембрийского и силурийского возрастов, в наложенных прогибах отмечаются девонские отложения, а в западной части геоблока, в пределах Колтогорско-Толькинской системы прогибов, появляются отложения карбона, перми, триаса

Колтогорско-Александровский геоблок характеризуется интенсивным ростом поднятий в юре и неокоме, преимущественным развитием линейно-вытянутых мегапрогибов и мегавалов северо-западного направления на западе и субмеридионального - на востоке Западная часть геоблока представляет Васюгано-Александровскую гряду, осложненную Александровским мегавалом Это крупное поднятие субмеридионального простирания с весьма расч тененным рельефом доюрского основания На цоколе мегавала (его северной половины) располагаются Сикторский, Люкпайский, Охтеурьевский и Криволуцкий валы с разделяющими их прогибами Важной особенностью тектонического строения чехла этого peí иона является упрощение и часто укрупнение снизу вверх поверхности основных стратиграфических горизонтов Нередко процесс выполаживания сопровождается несовпадением структурных планов отдельных его элементов Приенисейский геоблок

Между центральной и северной частями Васюгано-Александровской гряды и Сибирской платформой выделяется Приенисейский геоблок На востоке его осложняет серия моноклиналей и прогибов (Пакулихинекая и Верхнепакулихинская моноклинали, Худосейский и Верхнетымский мегапрогибы), а к центральной части Западной Сибири - это Верхнекаралькинский мегавал, Верхнетолькинская мегатерраса и Ларьеганский мегапрогиб, на юго-западе геоблока Пылькаралькинский и Пайдугинский чегавалы

Худосейский, Верхнетымский и Тазовский мегапрогибы явцякмся основными тектоническими элементами, предотвращающими промывание Западно-Сибирского артезианского бассейна с востока и сохраняющими сформировавшиеся залежи

Палеозойское основание геоблока наращивается все более молодыми стратонами в направлении с востока на запад

Сопряжение центральных блоков геосинеклизы (Среднеобского, Уренгойско-Варьеганского) с перикратонным погружением Сибирской платформы происходило вероятно, весьма напряженно, обусловливая широкое развитие дизъюнктивных нарушений Колтогорско-Толькинская шовная зона, как и Худосейский мегапрогиб, и другие субпараллельные мегапрогибы, открывающиеся в арктический бассейн способствовали проникновению моря в самом начале формирования мезозойско-кайнозойского чехла Это обусловило распространение в пределах геоблока самых древних нижнеюрских пластов - Юи-п

2. Литолого-стратиграфинеская характеристика разреза

Во второй главе дается литолого-стратиграфическая характеристика разреза Нижневартовского района от доюрских отложений до четвертичных образований Литолого-стратиграфическое описание разреза произведено в соответствии с «Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятыми V-м Тюменским межведомственным стратиграфическим региональным совещанием 18 мая 1990 г и Межведомственным стратиграфическим комитетом (МСК) СССР 30 мая 1991 года

З.Фациальные условия образования литологических комплексов

Изучение структурно-тектонического, палеогеоморфологического строения продуктивных комплексов, изучение каротажа с применением метода

электрометрической геологии В С Муромцева, детальное изучение керна скважин позволило уточнить фациальные условия накопления юрских отложений

Коллекторы нижнеюрского комплекса формировались в условиях опресненного мечково'дно-морского замкнутого бассейна с весьма изрезанной береговой линией, а также в пределах озерно-аллювиальной и дельтовой равнины В западинах расчлененного рельефа накапливались грубозернистые породы пласта ЮВц преимущественно из местных источников сноса в виде валов, баров линз Пески и граве читы затем были перекрыты тонкими слабобитуминозными глинами тогурской пачки (отр гор Т4) Песчаники и гравелиты пласта ЮВю развиты почти повсеместно, за исключением восточной части зоны в широкой полосе сочленения со структурами Сибирской платформы Перекрытые углисто-глинистой радомской пачкой, они представляют мощный горизонт из гравелитов, плотных песчаников с глинистым и карбонатным цементом с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов

К настоящему времени на востоке ХМАО пробурено около 50 скважин, вскрывших пласты ЮщиЮц Эти два пласта представляют наибольший интерес при поисках залежей Залежь нефти в пласте ЮВю открыта на Верхнеколикъеганском и Котыгьеганском месторождениях Признаки нефтеносности в виде нефтенасыщенных пород отмечены на многих площадях (Бахиловская, Приозерная) Небольшой приток нефти с водой почучен из пласта ЮВц на Варынгском месторождении Нефтегазопроявления о 1 мечены на Южно-Эниторской плошади Проведенный анализ показывает, что о поженил нижней юры являются регионально нефтеносными, но изучены недостаточно, тем бочее что значительное количество перспективных объектов связано со сложными литологическими, структурно-литологическими и структурно-стратиграфическими ловушками, нередко осложненными тектоническими экранами

Комплексирование литолого-фациальных методов и сейсморазведки позволяет выявить зоны распространения литологических резервуаров - неантиклиначьных ловушек

Основные методические приемы картирования ловушек выклинивания в нижней юре заключаются в трассировании региональных границ выклинивания пластов-коллекторов К>ю Юн, Ю12 и их покрышек (радомской тогурской) и обоснование предполагаемого контура лову шек

При обосновании барьеров использовались данные бурения, сейсмические материалы (площадные и региональные), карта мощности юрского комптекса и графики линейной зависимости между суммарной толщиной юрских отложений и соответствующих тасгов или горизонтов нижней юры Трассирование региональных границ выклинивания проводилось по карте мощности юрского комптекса с привлечением данных региональных и площадных сейсморазведочных работ В дальнейшем установленные границы выкчинивания корректировались данными бурения В результате были закартированы региональные границы выклинивания пластов Ю)0 Юн, Ю12 нижней юры и их покрышек

При обосновании предпочагаечого контура ловушек использовались результаты испытания скважин, а также признаки нефтеносности в керне Кроме того было проведено обобщение данных о положении водонефтяных контактов в различных •штолого-фациальных и тектонических зонах При этом использовалась методика Н Н Ростовцева, которая позволила построить карты изоконтакмв для пород-коллекторов нижней юры

В качестве структурной основы была принята структурная карта по кровле пласта Ю|0 При этом учитывались данные площадных и региональных работ MOB ОГТ, которые 'увязывались" с данными бурения

Данные о палеорельефе совместно с современным структурным планом кровли пласта или горизонта позволяют прогнозировать участки вероятного образования ловушек неантиклинального типа как в зоне регионального выклинивания, так и внутри бассейна седиментации Выделение их осуществлялось путем совмещения палеогеографической карты со структурной Прогнозируемый контур ловушки устанавливался по двустороннему пересечению линии регионального выклинивания птаста изогипсой Из всех изогипс, пересекающих линию выклинивания, выбирался отрезок изогипсы, отвечающий предполагаемому контуру ВНК в этой зоне Последний устанавливался по результатам испытания скважин а чаще, как отмечалось выше, по карте изоконтактов

В результате этих работ были построены карты перспектив нефтегазоносности пластов Юю п и K)i2 На картах отображены границы регионального выклинивания пластов Юю, Юц Ю12, месторождения, перспективные зоны, выделенные по региональным работам, ловушки, вылеченные по детальным сейсмическим исследованиям

Среднеюрский кочплекс песчаников локализовался в условиях озерно-аллювиальной дельтовой и прибрежной равнины, временами заливаемой морем Аллювиально-дельтовая равнина пересекалась крупными водотоками северного направления, несущими терригенный материал, состоящий из кварна, полевых шпатов и обломков пород фундамента Залежи нефти в пластах песчаников средней юры быта открыты на Верхнеколикъеганском и Варынгском поднятиях, где нефтеносными являются пласты IOBs-9 ЮВ5 6, ЮВ4, ЮВз и ЮВ2. на Кошильском и Вахском месторождениях многочисленные мелкие залежи обнаружены в пластах Ю2 и Ю3, на Хохряковском и, Бахиловском месторождениях выявлены залежи нефти в пласте Ю2 В 1999 году на территории Бахиловского участка было открыто Митрофановское нефтяное месторождение в котором обнаружены залежи в пластах Ю2 и Юз Непромышленные скопления нефти и нефтенасыщения в керне зафиксированы на Северо-Сикторском, Приозерном Южно-Приозерном и Восточно-Сабунском поднятиях

Коллекторы среднеюрского возраста формировались в условиях озерно-аллювиальной дельтовой равнины, временами заливаемой морем Равнина пересекалась крупными водотоками, транспортировавшими терршенный материал, состоящий из кварца, полевых шпатов и обломков доюрского основания Обломочный материал скрепляйся глинистым цементом каолинитового и гидрослюдисто-монтмориллонитового состава

Васюганский комплекс (отложения оксфорда) формировались в условиях прибрежной равнины мелководно-морского трансгрессивно-регрессирующего бассейна Осадконакопление происходило при неоднократных эвстатических колебаниях уровня Мирового океана При этом формировались как покровные протяженные пласты, способные создавать в рельефе дна ловушки структурного типа, так и полосовидные, линзообразные тела песков, кулисообразно сменяющие друг друга с востока на запад и создающие ловушки литологического типа

Колтекторы состоят преимущественно из мелко- и среднезернистых песчаников полимиктовых, реже олигомиктовых с глинистым реже карбонатно-глинистым цементом Обломочный материал включает примерно равные части слабо- и

среднеокатанных, слабо отсортированных обломков кварца, долевых шпатов и пород фундамента Преобладают коллекторы порового и трещинно-порового типа средней проницаемости, что достаточно хорошо согласуется с производительностью скважин Открытая пористость сбставляет в среднем 15-17%, проницаемость меняется от 0 01 до 780мД, составляя в среднем ЗОмД Дебеты нефти колеблются в пределах 5-120м3/сут Общая толщина васюганского комплекса 45-70м а проницаемых пород -25-30м

4. Нефтегеологическое районирование

На территории округа выделено 10 нефтегазоносных областей и 22 нефтегазоносных района По особенностям геологического строения и характеру нефтегазоностности восточная часть ХМАО принадлежит Александровскому и Бахиловскому нефтегазоносным районам (НГР) Васюганской нефтегазоносной области (НГО) и Сабунскому и Каралькинскому НГР Пайдугинской НГО

На западе и северо-западе Восточная территория граничит со Среднеобской и Надым - Пурской НГО, на востоке - с малоперспективными землями Красноярского края

Пайдугинская НГО На территории округа "расположена только северная часть нефтегазоносной обтасти, в которой по новому районированию выделено два самостоятельных района - Сабунский и Каралькинский Нефтегазоносность НГО доказана южнее на территории Томской области в Сильгинском НГР, где мелкие залежи обнаружены в юрских отложениях наунакской и тюменской свит На изучаемой территории месторождений пока не обнаружено-

Изученность поисково-разведочным бурением достаточно велика в среднем по нефтегазоносной области плотность бурения составтяет около 50 км2/скв, тогда как по центральной части Александровского и Бахиловского мегавалов, где располагаются практически все разрабатываемые месторождения, плотность бурения значительно выше

Васюганская НГО На территории округа расположена центральная часть области В отличие от Пайдугинской, в пределах Бахиловского и Александровского районов на территории ХМАО находятся основные открытые месторождения Васюганской НГО На территории этих двух районов находится граница перехода васюганской свиты в наунакскую

Граница Васюганской НГО на западе проведена по днищу прилегающих Колтогорского и Толькинского мегапрогибов и Южно-Толысинского прогиба, составляющих Кочтогорско-Толькинск^ю шовную зону, на востоке - проходит по днищу Ларьякского мегапрогиба

В Бахиловском районе выделяется одноименный ме1авал и примыкающие к нему бортовые части Точькинского и Ларьякского мегапрогибов

В Александровском районе в пределах структуры первого порядка Александровского мегавала выделены несколько элементов второго порядка, а именно Междуреченский вал и Восточно-Хохряковская терраса, расположенные на восточном склоне Александровского мегавала, Восточно-Кошильский прогиб и Тормэмторская ложбина, осложняющие его центральную часть В состав района входит также Северо-Хохряковская седловина, соединяющая Александровский и Бахиловский мегавалы

э

Основная' нефтегазоносность Александровского района связана с отложениями васюганской свиты и средней юры (пласты Ю2 и Ю3) единичные залежи открыты в других горизонтах так, на Кошильском месторождении обнаружена залежь, приуроченная к коре 'выветривания, а на Северном месторождении - залежи в неокоме и покурской свите сеномана

Бахиловский район резко отличается от Александровского этажом нефтегазоносности На Верхнеколикъеганском месторождении нефтяные и газовые залежи обнаружены почти во всех нефтегазоносных комплексах, начиная от ипатовского резервуара, осложняющего покрышку над сеноманеким НГК, и заканчивая нижнеюрским НГК, где открыта нефтяная залежь в пласте ЮВШ

В Васюганской НГО на начало текущего года открыто 26 месторождений, из них пять - нефтегазовых, остальные нефтяные Из 156 нефтяных залежей третья часть выявлена в васюганском НГК (52 залежи), в них же содержится 74% всех запасов нефтегазоносной области Остальные 26% запасов нефти приходится на нижне-среднеюрский НГК (28 залежей и 5% запасов), ачимовский НГК (9 залежей и 2% запасов), неокомский НГК (20 залежей и 8% запасов) и сеноманский НГК (47 залежей и 11% запасов) Как уже упоминалось, широкий диапазон нефтегазоносности характерен только для четырех месторождений области Бахиловского Верхнеко'шкъеганского Варынгского и Северного три первых расположены в Бахитовском НГР На остальных месторождениях залежи выявлены только в отложениях юры

В небольших по размерам залежах нижне-среднеюрского комтекса доминируют скопления УВ со средними и малыми дебитами скважин Залежи пластовые сводовые и литологически экранированные с частыми изменениями состава пород

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс, представленный преимущественно пластами песчаников горизонта ЮВЬ содержит залежи с дебитами от 2 до 100м 7сут Встречаются участки залежей с высокими дебитами скважий' до 140м"7сут Залежи УВ располагаются в ловушках структурного, структурно-литологического и стратиграфического типов Неструктурные ловушки содержат около половины выявтенных запасов нефти

Для ачичовского комтекса характерны мелкие залежи с мало- и среднедебитными скважинами Они приурочены к линзообразным пластам песчаников и алевролитов, образующим повушки литологически экранированного, реже пдасюво-сводового типов Неокомский комплекс содержит скопления УВ в щечьфовых пластах, довольно выдержанных по простиранию, с редкими литологическими экранами Залежи среднедебитные, встречаются участки с высокими дебитами до 120м3/су I

Апт-альб-сеноманский комплекс включает мелкие и средние залежи пластово-сводового, реже литологически экранированного типов Преобладают скопления УВ со средними и малыми дебитами Нефти отличаются повышенной вязкостью, они более тяжелые, чем неокомские

Характерная особенность нефтегазоносности Васюганской НГО - газоносность ипатовской свиты верхнего мела, зафиксированная на Северном и Верхнеколикъеганском месторождениях Залежи пластового сводового типов с изменяющейся литологией продуктивных пластов, мелкие с малыми и средними дебитами скважин

5. Характеристика основных нефтегазоносных комплексов

В разрезе мезозоя описываемой территории выделяются шесть нефтегазоносных комплексов нижне-среднеюрский, верхнеюрский (васюганский), ачимовский неокомский, готерив-апт-сеноманский и сенонский (ипатовский) Комплексы отделяются друг от друга покрышками различной протяженности Кроме того имеются серьезные предпосылки для выделения доюрского НГК, включающего породы коры выветривания триаса и палеозойских пород

Доюрское основание Восточной зоны изучено слабо Однако можно заключить, что наибольший интерес представляют терригенно-карбонатные и карбонатные отложения, с которыми связаны залежи углеводородов в Томской области и Красноярском крае

На исследуемой территории примазки нефти обнаружены в известняках палеозоя (Д3 - С19), вскрытых скважиной 22 на Котыгьеганской площади На соседнем Пермяковском поднятии разведочными скважинами вскрыты туфоконгломераты и трещиноватые базальты, из которых был получен приток нефти На Северо-Варьеганском месторождении в коре выветривания фундамента открыта крупная нефтегазоконденсатная залежь, на Кошильском месторождении - выявлена небольшая нефтяная залежь Последние материалы по строению фундамента зоны сочленения Сибирской платформы и Западно-Сибирской геосинеклизы подтверждает представление о развитии платформенных, слабодислоцированных толщ палеозоя с карбонатами и проявтением «соляной» тектоники Аналоги этих толщ нефтеносны на платформе, что позволяет с оптимизмом смотреть на перспективы палеозоя восточной территории ХМАО

Нижнеюрский НГК залегает в основании платформенного чехла и включает отложения мелководно-морского и континентального генезиса, объединенные в худосейскую свиту Этот комплекс представляющий наибольший интерес в нефтегазоносном отношении, развит почти повсеместно, за исключением редких локальных участков и восточной части описываемой зоны, где отмечается исчезновение нижнеюрских песчаных и алевролито-глинистых пластов К ним приурочены отражающие сейсмические горизонты ЮВю или Т3, а также ЮВц или Т4 Основные перспективы связываются с базальными пластами ЮВц и ЮВн° нижнехудосейской подсвиты, которые перекрываются региональной тогурской покрышкой, а также пластом ЮВ!0 с радомской региональной покрышкой Толщины пласта ЮВю достигают иногда 90-100м

Главные перспективы нефтегазоносности в нижнеюрском НГК следует связывать с русловыми дельтовыми, авандельтовыми и прибрежно-бассейновыми отложениями, которые широко развиты в Северной области раннеюрского осадконакопления

Среднеюрский комплекс включает пласты от ЮВ9 до ЮВ2 К ним приурочены отражающие горизонты ЮВ2 (Т), ЮВ4 (ТО и ЮВ9 (Т2) Толщина отложений нижней и средней юры изменяется от 400 до 750м, уменьшаясь на высоких участках до 90-210м Суммарные толщины проницаемых пород варьируют в пределах 150-200м

Континентальный, прибрежно-бассейновый и дельтовый генезис осадков предопределил не только мозаичный характер распространения песчаников пласта ЮВ2, но и неоднородность коллекторов Это в значительной мере повлияло на извлечение УВ Дебиты нефти из залежей пласта ЮВ2 изменяются в широком диапазоне от фонтанных притоков до непереливающих

Коллекторы средней юры имеют следующую характеристику ФЕС пористость

9-16%, проницаемость 0 1-20мД карбонатность 0 1-20% Для коллекторов пласта ЮВ2 эти значения немного отличаются соответственно 9-17%,-1-138мД 0 05-17%

Верхней покрыШкой среднеюрского комплекса является региональная нижневасюганская покрышка, мощность которой в описываемой зоне изменяется от

10-15-20 м до 50 м К востоку от Александровского и Бахиловского мегавалов глинистые отложения нижневасюганской подсвиты замещаются проницаемыми породами наунакской свиты, региональная покрышка переходит в серию зональных или локальных покрышек, в связи с чем переспективы среднеюрскою НТК к востоку резко снижаются Подстилаются среднеюрский НГК существенно глинистыми породами радомской пачки

Основные перспективы отложений средней юры связаны с пластами Ю2 4 Ю8„9, меньше - с пластом Юв-? тюменской свиты

Васюганский (верхнеюрский) НГК включает залежи нефти в коллекторах порового типа, входящих в разрез васюганской и наунакской свит Эти продуктивные пласты песчаников индексируются как ЮВД ЮВг и ЮВ)3 Комплекс является регионально продуктивным и самым богатым по запасам нефти в данной зоне

Покрышкой и одновременно нефтегенерирующими породами служат отложения баженовской и георгиевской свит Для описываемой зоны этот комплекс является одним из основных для решения задач обнаружения новых скоплений УВ, тем ботее что все открытые месюрождения содержат залежи в пласгах горизонт ЮВ) Многие ловушки на структурной карте по кровле отражающего горизонта Ю] могут являться объектами поиска

В северной части Восточной зоны значительный интерес представляют пласты песчаников и алевролитов верхнесиговской подсвиты - фациального аналога марьяновской свиты Эти песчано-алевролитовые породы киммериджа являются результатом одностороннего заполнения бассейна с северо-востока Пласты индексируемые как СГь СП, СГ3.4 прослеживаются на ряде площадей и фиксируются скважинами на Верхнекаралькинской и Восточно-Сабунской площадях Нефтяные залежи в этих пластах обнаружены на ряде структур Пур-Тазовской НГО

На территории Александровского и Бахиловского ИГР открыто двадцать одно месторождение, во всех них обнаружены залежи в горизонте Ю1 Основная часть месторождений находится в эксплуатации Тип залежей - пластовые сводовые и литологически экранированные

Ачтювский НГК Коллекторы ачимовской толщи имеют клиноформный характер распространения Они сформировались при накоплении шельфовых пластов Осаждение песчано-алевритового материала происходило на подводном склоне (крылья Александровского и Бахиловского мегавалов), коюрый был подвержен действию вдольбереговых течений Песчаники и алевролшы имею1 полосовидный характер распространения Они часто замещаются глинами как по восстанию, так и по падению

В восточной части ХМАО выделяются две полосы повышенных эффективных толщин Ач (БВ11) и Ач (БВ12) Ширина полосы Ач (БВ11) составляет 50-60 км Максимальные эффективные толщины достигают 72 м Скопления нефти в ачимовских отложениях обнаружены на Тагринском, Новоаганском, Новомолодежном, Тульеганском и Ершовом месторождениях Ширина полосы Ач (БВ12) составляет 40-50 км Средняя эффективная толщина этой полосы - 20 м Повышение эффективных мощностей наблюдается в ссвсрной и южной частях

максимальная мощность составтяет 43 м Нефтяные залежи в этой полосе обнаружены на Верхнеколикеганском месторождении, непромышленный приток нефти получен на открытом в 1999 году Митрофановском месторождении

Неокомский НГК на большей части территории восточнее Александровского и Бахиловского мегавалов объединяет породы только тарской и куломзинской свит Коллекторы неокомского комплекса представлены широко развитыми пластами песчаников БВ9.15, которые чередуется с горизонтами глин-покрышек В вышезалегающем разрезе вартовской свиты отсутствуют выдержанные по простиранию покрышки, за исключением локальной верхневартовской (алымской) покрышки, развитой неповсеместно, неокомские пласты от AB] до БВ8 прослеживаются с трудом, имеют линзовидный характер и отнесены к валанжин-апт-сеноманскому нефтегазоносному комплексу Поэтому здесь неокомский НГК существенно сокращен по мощности, в оттичие о г той части описываемой зоны, которая расположена западнее, в прилегающих районах Среднеобской нефтегазоносной области Там покрышкой над неокомским НГК являются алымские глины и в разрез комплекса включены все пласты группы AB и БВ Пласты группы БВ9-БВ12 и частично БВп отличаются спчошным покровным распространением с толщинами коллекторов 15-20 м Пласты БВМ и БВ]5 на ряде участков содержат ловушки преимущественно литологического типа

Коллекторы состоят из полевошпатово-кварцевых и полимиктовых песчаников и крупнозернистых алевролитов с глинистым и карбонатно-глинистым цементом Обломочный материал состоит из кварца - 20-45%, полевых шпатов - 30-55%, обломков различных пород - 10-35% (эффузивы. сланцы и др), биотита и других слюд - 1-15% Обломки, составляющие породу имеют среднюю и хорошую сортировку зерен и среднюю окатанность Карбонатные разности песчаников имеют подчиненное значение Пористость неокомских коллекторов изменяется в пределах 18-25%, проницаемость - от 200-500 мД до 2 Дарси

Региональная линия глинизации пласта БВ15, содержащего пропластки БВ151, БВ!52 и БВ!53 северо-восточного, почти субмеридионального простирания предполагает существование литологических ловушек на Котыгьеганской, Опаловой, Западно-Сабунской, Верхнесабунской и других структурах Эти пласты имеют определенные перспективы обнаружения залежей УВ Перспективные зоны развития коллекторов берриас-валанжина приурочены к полосам замещения песчаников глинами и на участках перехода от шельфа к подводному склону бассейна

Пласты БВ15-БВ12 наклонены в сторону Колтогорского и Толькинского мегапрогибов В полосе замещения птаста БВн. пересекающей район в северовосточном направтении, аккумуляция УВ затруднена, так как региональный наклон совпадает с направлением замещения коллектора Толщина отложений неокомского НГК составляет 120-150 м, проницаемых пород - до 50-60 м

В пределах Каралыотнского района происходит опесчанивание покрышек в неокомском НГК, здесь же проходит граница «промытости» неокомских отложений, восточнее которой неокомский комплекс теряет свои перспективы

Залежи нефти в неокомском НГК (тарская свша) открыты на Верхнеколикъеганском, Варынгском, Сусликовском, Бахиловском и Северном месторождениях

Валанжин-апт-сеноманский НГК, включающий континентальные, реже прибрежно-морские отложения покурской и, отчасти, вартовской свит, состоит из

чередования мощных пластов песчаников и алевролитов с глинами Последние нередко с чу жат местными и зональными покрышками

Сверху комплекс ограничен толщей глин кузнецовской свиты, которая является суперрегиональной покрышкой не только в описываемом районе, но и по всей территории Западной Сибири

Залежи нефти и газа в группе пластов ППГПК)8 и пластов АВ]-АВ6 и БВГБВ7 обнаружены на Бахиловском, Верхнеколикъеганском и Северном месторождениях

Имеющиеся материалы сейсморазведки в виде карт по отражающим горизонтам Ми С|, положение района исследований вблизи земель с малыми перспективами не позволяют оптимистично оценивать перспективы этого комплекса На ряде крупных структур, подготовленных к поисковому бурению, отмечаются ловушки Это Опаловая, Карспыльская и Верхнесабунская

Сенонский (Ипатоеский) НГК, выделенный в объеме резервуара, осложняющего региональную верхнемеловую покрышку, включает коллекторы порового типа которые представлены пластами песчаников глауконитизированных, часто с кремнистым цементом, с простоями пин Толщина комплекса до 70 м Проницаемые породы составляют треть разреза ипатовской свиты Разрез комптекса имеет тенденцию к опесчаниванию в восточном направлении

С ипатовским НГК связаны залежи газа на Северном и Верхнеколикъеганском месторождениях Газопроявления отмечались на соседнем Вахском поднятии В ловушках преимущественно птастового сводового типа могут содержаться небольшие залежи УВ

6. Оценка перспектив нефтегазоносности восточной части Ханты-Мансийского автономного округа

61. Методические особенности зонального и локального прогноза нефтегазоносности

При оценке потенциальных ресурсов упеводородов и локальном прогнозе нефтегазоносности основная роль отводится анализу современного структурного плана и не уделяется достаточного внимания анализу влияния палеотектонических движений на формирование и сохранение залежей углеводородов

Зональный прогноз залежей углеводородов осуществляется по отдельным участкам крупного тектонического эчемента. части района, зоны нефтегазонакопления При этом прогноз производится по отдечьным нефтегазоносным комплексам резервуарам а объем оцениваемою объекта находится в интервале 102-103 км3

В существующей практике геологоразведочных работ их гпанирование производится на основе оценки потенциальных ресурсов отдетьных участков Такая оценка выполняется на стадии зонального прогноза нефтегазоносности и базируется на представлениях о хорошо исследованных эталонных участках По этой причине важен анализ и выявление накопленных при зональном прогнозе нефтегазоносности данных об адекватности выбранных эталонных участков оцениваемым территориям как основа для повышения точности последующего прогноза объема и размещения залежей

Оценка потенциальных ресурсов участков производится по методу количественных геологических закономерностей в соответствии с требованиями

«Методического руководства по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» (2000г) Суть этого метода заключается в использовании моделей, описывающих концет рации начальных потенциальных ресурсов углеводородов от геолого-геохимических параметров отложений

Количественные модели (зависимости) выводятся на системе хорошо изученных эталонных объектов Параметры модели выражаются через картируемые или замеряемые характеристики отложений, получаемые на основании материалов поисково-разведочных работ и чабораторных исследований органического вещества и вмещающих пород

Объектами * оценки потенциальных ресурсов в разрезе являются нефтегазоносные комплексы (НГК) или резервуары, в плане - подсчетные участки

6.2. Оценка перспектив нефтегазоносности восточной части Ханы-Мансийского автономного округа с помощью традиционных методик

В пределах рассматриваемой территории проведенными геологоразведочными работами установлена продуктивность пластов, приуроченных к интервалу разреза осадочного чехла начиная от коры выветривания фундамента до ипатовской свиты включительно Открытие многочисленных залежей свидетельствует о высокой перспективности территории, потенциал которой позволяет предполагать наличие достаточно большого количества новых поисковых объектов

Результаты прогноза сводятся к следующему

1 Около половины потенциальных геологических ресурсов восточной зоны ХМАО (49 7%) содержит верхнеюрский нефтегазоносный комплекс Далее по степени перспективности следует нижне-среднеюрская часть разреза к которой приурочено 19 4% потенциальных ресурсов Остальные ресурсы содержатся в неокомском (13 7%), ачимовском (10%) и сеноманском (7 2%) комплексах В аналогичной последовательны распределены невыявленные ресурсы нефти Выявленные запасы открытых месторождений составляют 43% от потенциальных ресурсов

2 Территориально самым перспективным является Александровский НГР где сконцентрировано около 30% невыявленных ресурсов нефти и Сабу некий НГР, содержащий 28 8% невыявленного потенциала восточной зоны

3 Потенциальные ресурсы свободного газа в пределах рассматриваемой территории оцениваются в 858 4 млрд м3 Невыявтенная часть потенциала составляет 82% Наиболее перспективной прогнозируется юрская часть разреза, к которой приурочено 58 3% невыявленных ресурсов свободного газа

Таким образом, в целом восточная зона ХМАО прогнозируется как перспективная преимущественно на нефть Слабая изученность и высокая доля невыявленных ресурсов нефти (около 60%) и свободного газа (около 82%) свидетельствуют о хороших перспективах дальнейшего геологического изучения территории и поиска новых залежей УВ

Особое внимание следует обратить на изучение доюрской части разреза Существует большая вероятность того, что она выделится в самостоятельный нефтегазоносный комплекс, перспективы которого могут значительно повысить потенциал территории

1в

6.3. Роль тектонических и литолого-фациальных факторов в процессе миграции и аккумуляции скоплений углеводородов

Традиционно палеотектонический анализ включает в себя два основных аспекта изучение динамики осадконакопления и особенностей тектонического развития рассматриваемой территории Для наглядного изображения этого анализа составлен классический изохорический треугольник, при построении которого использовались поверхности условно опорных ОГ «А», «Б», «М» и «С» (НАЦ РН ХМАО 2000 г ), примерно соответствующих границам основных структурно-формационных мегакомплексов осадочного чехла

Формирование осадочного чехла согласно сейсмическим и скважинным данным началось с плинсбахского времени Таким образом, начиная со среднего триаса отчетная территория находилась в условиях общерегионального перерыва осадконакопления Учитывая отсутствие в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений выраженных несогласий, в последующий период они накапливались практически непрерывно вплоть до неогена

Особенности динамики накопления отложений осадочного чехла изучались по картам изохор, условно характеризующих площадное изменение «мощностных» параметров отдельных седиментационных мегакомплексов

Особенности осадконакопления юрского мегакомплекса отражаег карта изохор между ОГ «А» и «Б» Предъюрская поверхность характеризуется довольно расчлененным палеорельефом В общем тане выделяются три ,морфологически выраженные структурные ступени, поступательно погружающиеся с юга на север Причем границы этих ступеней имеют субщиротное простирание Следует отметить относительно скачкообразное увеличение в северном направлении мощности нижне-среднеюрских отложений при переходе от ступени к ступени

Крайняя южная охватывает северные переклинали Пычь-Караминского и Александровского мегавалов Последний морфологически выражен лучше в виде группы линейных структур меридионального простирания Район Пыль-Караминского мегавала отличается более сглаженным палеорельефом Северная граница этой тектонической ступени в морфологическом отношении достаточно резкая и в современном плане разделяет на западе районы Северо-Хохряковского месторождения и Зареченско-Владиленской группы структур, а на востоке Опаловое и Л> ньеганское поднятия

Средняя ступень контролирует Северо-Сикторско-Бахиловско-Верхне-Коликъеганскую антиклинальную зону (Бахиловский мегавал - по Шпильману В И) в пределах которой морфологически наиболее выражено Верхне-Коликъеганское поднятие, осложняющее крупный полуизолированный структурный нос северозападного простирания В тоже же время Северо-Сикгорское и Бахиловское поднятия не выделяются в палеорельефе как замкнутые структуры, а представляют собой структурные носы

Северная ступень представляет собой в основном депрессионную зону, осложненную малоразмерными локальными поднятиями и куполами Наиболее крупным из последних является Верхне-Толькинское валообразное поднятие

Наивысшая морфологическая контрастность палеорельефа доюрского основания отмечается в районе Александровского мегавала и Верхне-Коликъеганской группы структур Соответственно в их пределах имелись благоприятные палеогеоморфологические и палеофациальные условия для формирования на склонах

палеоподнятий ловушек страгиграфического выклинивания в интервале базальных горизонтов нижней юры (пласты-горизонты Юю-Юц), а также в гидродинамически связанной с ними верхней дезинтегрированной части доюрского основания По скважинным данным в прикупольных частях палеоподнятий фиксируется частичное, либо потное отсутствие нижнеюрских отложений Определенные перспективы можно связывать и с антиклинальным типом ловушек - в условиях прибрежного мелководья грубообломочные разности тяготеют к приподнятым формам рельефа за счет активной динамики волновой деятельности К настоящему времени залежи нефти открыты на Верхне-Коликъеганском, Вахском и Котыгъеганском месторождениях Прямые признаки нефтеносности нижнеюрских отложений отмечались на Заречном, Сустиковском, Северо-Сабунском и Приозерном поднятиях (непромышленные притоки и пленка) Южно-Эниторском (керн) и Литваковском (ГИС) месторождениях

Район северной структурной ступени очень слабо изучен бурением В фациальном отношении в среднеюрское время в его пределах предположительно была развита зона авандельтового комплекса в связи с чем грубообломочные фракции будут иметь довольно локализованный характер площадного распространения подводные валы подводная дренажная система и соответственно подводные конуса выноса

Для регионально нефтеносносных васюганских отложений верхней юры установленная структурно-тектоническая зональность отчетной территории также является значимой Южная структурная ступень по существу определяет зону развития переходного разреза от прибрежно-морских осадков васюганской свиты к континентальным образованиям наунакской свиты, что выражается в опесчанивании и унификации нижневасюганской подсвиты То есть исчезает кровельный флюидоупор дчя отложений тюменской свиты Следует также отметить что линейно вытянутая в меридиональвдм направлении зона поднятий Александровского мегавала выступает в качестве весьма значимой в палеогеографическом отношении В оксфордское время в региональном плане она являлась границей «море-суша» и фациально маркируется крупными баровыми постройками барьерного типа

В целом песчаные коллектора горизонта Ю] в этой тектоно-фациальной зоне имеют сплошное площадное распространение, что обусловлено регрессивным характером осадконакопления при непосредственной близости регионального источника сноса Поэтому основным типом резервуара выступает пластово-сводовый тип ловушек Особенностью рассматриваемого комплекса является то, что субконтинентальный генезис нижневасюганских глин в восточной части южной структурно-тектонической ступени по видимому, определил преимущественную приуроченность промышленной нефтеносности к району крупных структур Ачександровского мегавала В пределах Пыль-Караминско1 о мегавала (наунакский тип разреза) выявлена только одна залежь нефти на Боровом месторождении

В этой фациальной зоне определенный интерес может представлять только пласт-прослой Ю/, который является «базальным» по отношению к общерегиональной кимериджской трансгрессии моря Фациально этот пласт характеризуется существенной литологической неоднородностью и соответственно преобладающим будет структурно-литологический тип объектов Предположительно коллекторы этого пласта тяготеют к склоновым частям палеоподнятий

Средняя часть рассматриваемой территории (Бахиловская ступень) контролирует типично прибрежно- и мелководно-морской типы келловей-

оксфордских отложений с сугубо глинистой нижневаскл анской подсвитой Важно отметить следующий факт, что описанная выше субмеридионально вытянутая зона барьерных баров Александровского мегавала имеет продотжение в северном направлении Отличие Заключается лишь в том, что южная часть является береговым баром, а северное продолжение формировалось в аквальных условиях (бар открытого моря) Преобладающий тип ловушек по фациальному признаку - структурный

Северная часть анализируемой территории характеризуется развитием отложений, формировавшихся в условиях относительно удаленного от берега мелководного шельфа Соответственно, по скважинным данным фиксируется более значительная литологическая контрастность осадков васюганской свиты в первую очередь, глинизация интервала пласта-прослоя Ю^ Кроме того, особенностью этой тектоно-фациальной зоны является клиноформное строение кимериджской части разреза (сиговский тип) на крайнем северо-востоке картируемой территории Клиноформное возрастание толщины в северо-восточном направтении несколько искажает мощностную картину Вероятно это обстоятельство обусловило псевдодепрессионную зону к востоку от Верхне-Толькинского поднятия В качестве же почожительного момента можно рассматривать нарашивание этажа нефтеносности в этом районе перспективным литостратиграфическим диапазоном верхнесиговской подсвиты (пласты группы Ю1Л или СГ), продуктивность которых установлена в непосредственной близости на Южно-Удмуртском месторождении

Заканчивая характеристику тектоно-фациальных условий осадконакопления юрских отложений необходимо отметить площадное изменение литологических особенностей баженовского горизонта, который является регионально нефтематеринским в первую очередь для оксфордских отложений Вся восточная и особенно юго-восточная часть отчетной территории находится в переходном типе разреза от баженовской свиты к марьяновской Литологически этот переход выражается в существенном уменьшении битуминозности оттожений, а -следовательно в сокращении объемов захороненного ОВ, что в конечном счете негативно сказывается на генерационном потенциале нефтематеринских оттожений

6.4. Оценка ресурсной базы Сабунского лицензионного участка

Выявленные, в ходе исследований, региональные закономерности были применены к локальному объекту- Сабунскому лицензионному участку

Территория Сабунского лицензионного участка относится к Пайдугинскому нефтегазоносному району (ИГР) Пайдугинской нефтегазоносной обтасти (НГО; и находится на границе с Александровским НГР Васюганской НГО

На исследуемом участке проводятся поисковые работы, но месторождений углеводородов к настоящему времени не открыто

Анализ результатов геологоразведочных работ показывает, что перспективный разрез Сабунского ЛУ, весьма близок по литолого-фациальным характеристикам к разрезам соседних месторождений, содержащим промышленные залежи нефти На его территории хорошо прослеживаются как сами продуктивные на сопредельных землях резервуары, так и перекрывающие их глинистые пачки, являющиеся покрышками залежей

Рассмотрение серии карт изохор позволяет отметить следующее

- практически все локальные поднятия начали формироваться еще в нижней юре над выступами доюрского основания и их вершины в юрское время сохранялись на одном и том же месте,

- размеры и форма поднятий довольно существенно изменялись на протяжении всей юры и мела в нижнемеловое время (толща Б-НБВ12) наблюдается смещение сводов некоторых поднятий (Источнинское, Малосабунское и др), а в отдельных случаях возможно и расформирование структур (Учурская, Обвинская и др) В региональном плане больших изменений не было самые приподнятые зоны были приурочены к Гранатовому, Ильичевскому поднятиям, а самый глубокий прогиб выделяется восточнее Сабунского вала,

- существенная перестройка структурного плана произошла в начале п&чеогена, когда самое высокое гипсометрическое положение заняли на северо-западе Ильичевско-Верхнеильичевский, а на юго-востоке Малосабунский и Сабунский блоки, приуроченные к Сабу некому валу,

- на новейшем тектоническом этапе произошел значительный подъем юго-восточного блока площади в результате чего и был сформирован современный структурный план,

- таким образом, на отчетной площади наблюдается своеобразный волновой процесс перемещения зон преобладающего поднятия в течение палеогена-неогена с запада на восток, что может быть связано с подъемом обрамчения ЗападноСибирской плиты ити резким погружением ее центральной части

Несомненно, описанная перестройка структурных пластов, наряду с широким развитием разрывных нарушений, оказала существенное влияние на формирование и сохранность залежей УВ Возможно, если, зоны дробтения остались незалеченными вторичными минералами, имели место перетоки вверх по разломам, секущим практически весь разрез осадочного чехла В противном случае эти зоны явились препятствием на пути миграции УВ Возможно этим и объясняется то обстоятельство, что все скважины, пробуренные к западу от региональной зоны дробления, оказались непродуктивными

С учетом полученных результатов первоочередной поисковый интерес представляют структуры, расположенные к востоку от зоны дробления и непосредственно в ее предечах

Сабунская площадь В результате переинтерпретации материалов ГИС пробуренной на площади скважины 1 пласты Ю/"2 имеют неясную по насыщению характеристику до подошвы (в интервале отметок -2378,3 - 2394,2 м) Кроме пластов горизонта Ю), высокоперспективными являются нижне-среднеюрские отложения (горизонты Ю2°-Ю9 и Юю Оценка извлекаемых ресурсов категории С3 Сабунского поднятия составляет около 14,0 мчнт Для опоискования структуры в ее сводовой части рекомендуется бурение поисковой скважины 301, проектный горизонт - Рг проектная глубина - 2900 м Оценка ожидаемого прироста запасов категории С [ - 5,4 млн т Следует отметить, что это максимальная оценка, исходя из опыта поисковых работ известно, что коэффициент подтверждаемое™ ресурсов категории С3 составляет в среднем 0,1 Таким образом реально по скважине 301 можно ожидать прирост запасов категории С1 в объеме 540 тыс т

Мало-Сабунская площадь представляет собой двухкупольную структуру субмеридионального простирания Поисковая скважина 2 находится за пределами сводовых участков структуры, на ее западном погружении В своде северного купола отметки кровли горизонта Ю| на 15 м, а в своде южного купола - на 25 м выше, чем

в скважине 2 По результатам переинтерпретаций материалов ГИС в скважине 2 тает Ю[' оценивается как возможно продуктивный (-2371,4-2372,2м), пласт Ю;2 - с неясным насыщением (-2379,1-2384,9м) Полученные в скважине 2 результаты, с учетом ее местоположения на структуре, позволяют предполагать наличие на более высоких гипсометрических отметках поднятия нефтяных залежей в пластах горизонта К)! отложениях тюменской и худосейской свит Оценка ресурсов категории С3 предполагаемых залежей составляет 12,4млнт Палеотектонический анализ развития Мало-Сабунской структуры показывает что она приурочена к выступу фундамента и устойчиво росла весь анализируемый период геологического времени Амплитуда структуры постепенно уменьшается снизу вверх, при этом она оставалась замкнутой вплоть до конца сеноманского времени, по отражающему горизонту Г Мало-Сабунская структура размыкается в восточном направлении и представляет собой террасу Ожидаемый прирост запасов нефти категории С1 по проектной скважине 302 по максимальной оценке составляет 7,0 млн т

Гранаговая площадь Гранатовая структура расположена в северной части лицензионного участка и является наиболее крупной по размерам Палеоструктурный анализ показывает, что динамика развития структуры была благоприятной для формирования и сохранения залежей Амплитуда структуры составляет более 60 м Основными потенциально нефтеносными объектами являются пласты горизонта Юь а также горизонты Ю2-9, Юю-н тюменской и худосейской свит Объем оцененных извлекаемых ресурсов нефть категории Сз составляет 69Дмтнт Прирост запасов категории С( оценен в объеме 520тыс т (5 2мтн т по максимальной оценке)

Учурская площадь Учурская структура, по сравнению с ранее рассмотренными, невелика по размерам, однако, в отличие от остальных небольших поднятий, выделенных на территории Сабунского ДУ, она характеризуется несколькими признаками, которые позволяют рассматривать ее в числе наиболее перспективных Так, амплитуда поднятия значительна и составляет по горизонту Б около 60 мегров, в процессе своего развития оно не раскрывалось и не испытывало инверсий Следует отметить, что структура, находится в субрегиональной зоне малоамплитудных разломов, имеющей простирание с юго-востока на северо-запад Разломы прослеживаются от фундамента до верхнемеловых оттожений включительно Такие зоны благоприятны для формирования залежей углеводородов за счет миграции их из глубинных очагов недр Оценка ресурсов категории С3 Учурской площади составляет 9,3млн т Ожидаемый прирост запасов категории С] составляет 480,0тыс т

Сосновоборская площадь Сосновоборская структура находится в восточной части участка и является одной из наиболее значительных по амплитуде и размерам однако степень ее изученности сейсморазведкой недостаточна для постановки поискового бурения Так совершенно не изучены сводовая часть поднятия и его восточное крыло В связи с этим автор считает, что Сосновоборскую структуру нужно расценивать лишь как выявленную, а ресурсы, объем которых составляет 6,4 млн т, относить к категории Д)

Таким образом, в результате проведенного анализа имеющейся геолого-геофизической информации на Сабунском лицензионном участке выбраны следующие первоочередные поисковые площади - Сабунская. Мало-Сабунская, Гранатовая и Учурская Основным критерием при оценке их приоритетности для постановки поискового бурения является объем извлекаемых ресурсов нефти По этому критерию безусловно приоритетной является Гранатовая площадь оценка ресурсов которой составляет около 70,0 млн т, следующими по значимости являются

Сабунская и Малосабунская площади с ресурсами соответственно 14,0 и 12,0 млнт Наименее значимой по объему ресурсов является Учурская площадь- 9,0 млн т

В соответствии со сказанным, в качестве первоочередной поисковой скважины на Сабунском ЛУ рекомендуется скв 303 в своде Гранатовой структуры, скважина второй очереди -301 на Сабунском поднятии, трегьей -302 на Малосабунском поднятии

В результате проведенных исследований показано, что зависимости, выявленные на региональном уровне, подтвердились на конкретном объекте Комплексный анализ влияния фациальных и тектонических факторов можно использовать как при региональном, так и при локальном прогнозе нефтегазоносности

Заключение

1 В результате выполнения исследований проведено нефтегеологическое районирование восточной части Ханты-Мансийского автономного округа При районировании территории учтены ее геологическое строение и характер нефтегазоносности, уточнены границы нефтегазоносных областей и районов

2 В изученной части разреза осадочного чехла по особенностям геологического строения и распределения открытых залежей установлено наличие семи нефтегазоносных комплексов контролируемых региональными и суперрегиональными флюидоупорами нижнеюрский среднеюрский, верхнеюрский (васюганский), ачимовский неокомский, валанжин-апт-сеноманский и коньяк-сантонский (ипатовский)

3 Юрская часть разреза представляется в качестве основного объекта поиска новых залежей УВ на ближайшую перспективу Потенциальные геотогические ресурсы восточной зоны ХМАО оцениваются в 5940 млнт Около половины всего потенциала (49 7%) содержит верхнеюрский нефтегазоносный комплекс Далее по степени перспективности следует нижне-среднеюрская часть разреза, к которой приурочено 19 4% потенциальных ресурсов Остальные ресурсы содержатся в неокомском (13 7%), ачимовском (10%) и сеноманском (7 2%) комптексах В аналогичной последовательны распределены невыявленные ресурсы нефти Выявленные запасы открытых месторождений составляют 43% от потенциальных ресурсов

4 Выявлены закономерности формирования и размещения ловушек в нижне-среднеюрских континентальных отложениях (худосейская, тюменская свиты) Гаавные перспективы нефтегазоносности в нижне-среднеюрском НГК следует связывать с русловыми, дельтовыми авандельтовыми и прибрежно-бассейновыми отложениями

5 Выявлены закономерности формирования и размещения ловушек в верхнеюрском комплексе (васюганская и наунакская свиты) Ловушки формировались в условиях прибрежной равнины мелководно-морского трансгрессивно-регрессирующего бассейна Осадконакопление происходило при неоднократных эвстатических колебаниях уровня Мирового океана

6 Проведена реконструкция условий осадконакопления юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа на основе литолого-фациальных и палеоструктурных исследований Выявлены тектонические факторы, влиявшие на формирование и размещение резервуаров углеводородов

7. Территориально самым перспективным является Александровский ИГР. где сконцентрировано около 30% невыделенных ресурсов нефти и Сабу не кий НГР, содержащий 28,8% невыделенного потенциала восточной зоны. Выполнена локальная реконструкция условий формирования резервуаров для Сабу некого лицензионного участка и даны рекомендации по направлению работ, выявлена Гранатовая площадь, как наиболее перспективная для постановки поисковой скважины на своде структуры.

1. Новые нефтеносные объекты тюменской свиты в районе Александровского мегавала. Нефтяное хозяйство, 2002, вып. 6, с. 14-16. В соавторстве с К,В. Светловым, И.А, Теплоуховой, JI.X Алимчановой

2. Уточнение строения залежей северной части Западно-Сороминского лицензионного участка. II НУ, сборник трудов П Всероссийской научной конференции «Геология и пефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2002, с. 84-85, в соавторстве с Л.Х Алимчановой

3. Перспективы нефтегазоносности юрских отложении на Чернореченском лицензионном участке. Нефтепромысловое дело, 2003, № 10, с. 2-8, в соавторстве с О.В. Бакуевым, Ю.А. Стовбуном, М.А. Волковым и др.

4. Влияние неотектонических движений на строение верхнеюрских залежей нефти месторождений Александровского мегавала. Сборник трудов VI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2003: т.1, с. 329-334. в соавторстве с Ю.А, Стовбуном, К.В.Светловым, И.А. Теплоуховой, Л.Х. Алимчановой.

5. Литогенетические модели ачимовских клиноформных отложений Уватского района // Нефтяная литология. Неструктурный ловушки и Нетрадиционные типы коллекторов. Сборник докладов Юбилейной конференции ВНИГРИ, т. 2, СПб. 2004, с. 37-49, в соавторстве с В.В, Н1иманским, Н.С. Окновой, A.M. Жарковым и др.

6. Методические особенности зонального и локального прогноза нефтегазоносности на примере восточной части ХМАО. ВИЭМС. М., 14.01.07, №

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1267

Соискатель:

В.Ю. Павлов

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА НА ОСНОЦЕ АНАЛИЗА ТЕКТОНИЧЕСКИХ И ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ ФАКТОРОВ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать с оригинал-макета б 09 07 г Формат 00x84/16

Гарнитура «Tunes» Услпечл 1

Тираж 100 эщ. Заказ № \ 1-09

ЧП «Генкин», Санкт-Петербург, ул Салова 28 Тел 766-78-00

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Павлов, Владимир Юрьевич

Введение

Глава 1. Тектоническое строение восточной части ХМАО

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Глава 3. Фациальные условия образования литологических комплексов

Глава 4. Нефтегеологическое районирование

Глава 5. Характеристика основных нефтегазоносных комплексов

Глава 6. Оценка перспектив нефтегазоносности восточной части

Ханты-Мансийского автономного округа

6.1.Методические особенности зонального и локального прогноза нефтегазоносности территорий

6.2. Оценка перспектив нефтегазоносности восточной части Ханы-Мансийского автономного округа с помощью традиционных методик

6.3. Роль тектонических и литолого-фациальных факторов в процессе миграции и аккумуляции скоплений углеводородов

6.4. Оценка ресурсной базы Сабунского лицензионного участка 90 Заключение 116 Литература

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз нефтегазоносности юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа на основе анализа тектонических и литолого-фациальных факторов"

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция как в настоящее время, так и в ближайшей и далекой перспективе является главной нефтедобывающей базой России. В ее центральной части обнаружены крупнейшие скопления нефти, в северной части -гигантские газовые месторождения. Однако еще не все ее районы достаточно хорошо изучены. К таким районам относится восточная часть Ханты-Мансийского автономного округа.

Изучению перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и, в частности, рассматриваемой территории, вопросам оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газа посвящены работы М.Д. Белонина, B.C. Бочкарева, Ю.В. Брадучана, A.M. Брехунцова, Ф.Г. Гурари, В.П. Игошкина, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, О.М. Мкртчяна, Г.П. Мясниковой, В.Д. Наливкина, A.JT. Наумова, А.А. Нежданова, И.И Нестерова, Н.Н. Ростовцева, А.В. Рылькова, Ф.К. Салманова, В.В Семеновича, А.А. Трофимука, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова, С.Ф. Хафизова, В.В. Шиманского, В.И. Шпильмана и других.

Целью работы является является прогноз нефтегазоносности юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа с учётом влияния тектонических и литолого-фациальных факторов формирования залежей углеводородов для обоснования направлений дальнейших геологоразведочных работ. В нефтегеологическом плане объект исследования включает мезозойские и доюрские образования Васюганской и Пайдугинской нефтегазоносных областей. В административном отношении рассматриваемая территория располагается в Нижневартовском районе, в хозяйственно-экономическом - включает в большей степени нераспределенный фонда недр, а на западе - лицензионные участки группы предприятий ТНК-ВР.

Основными задачами исследований являются:

• определение условий осадконакопления юрских отложений на основе детальных литофациальных и палеоструктурных реконструкций;

• выявление закономерностей формирования и размещения пород-коллекторов и связанных с ними резервуаров в юрских и меловых отложениях;

• оценка влияния тектонических факторов на формирование и размещение залежей в восточных районах ХМАО;

• оценка влияния литолого-фациальных факторов на формирование и размещение залежей в условиях миграции углеводородов при активизации тектонических процессов в восточных районах ХМАО;

• реконструкция тектонических движений на Сабунском лицензионном участке и оценка влияния тектонических и литолого-фациальных факторов на процессы формирования залежей.

Выполнение поставленных задач осуществлялось с привлечением всей геолого-геофизической информации, накопленной за время проведения геологоразведочных работ в данном регионе. В основу диссертационной работы положены результаты исследований автора, проводимых с 2000 года. В пределах рассматриваемой территории проанализированы результаты бурения 300 поисково-разведочных скважин, данные, полученные при интерпретации около 60 000 погонных километров сейсмики 2Д, выполненной ОАО «Хантымапсийскгеофизика», ОАО «Тюмеиьнефтегеофизика» ОАО «Сибнефтегеофизика», ОАО «Томскнефтегеофизика». В работе были использованы результаты обобщений, выполненные в последнее время «ГУП ХМАО НАЦ РН», ВНИГРИ, ВНИГНИ.

Уточнение геологического строения отложений и количественный прогноз нефтегазоносное™ производились с использованием современных научных методов, с привлечением информационно-программного обеспечения ведущих российских и зарубежных разработчиков.

На основе изучения тектонических и литолого-фациальных факторов развития территории восточной части ХМАО дан прогноз распространения резервуаров в юрских и меловых отложениях, показаны перспективы нефтегазоносности и приведена оценка перспективных ресурсов восточной части ХМАО.

На основе прогнозных карт распространения литологических и структурных ловушек проведен локальный прогноз и оценка нефтегазоносности Сабунского лицензионного участка, выявлены наиболее перспективные структуры. Даны конкретные рекомендации по постановке разведочного бурения на Гранатовой структуре Сабунского лицензионного участка, которые будут использованы при проведении геологоразведочных работ.

Основными защищаемыми положениями являются:

1. Закономерности формирования и размещения ловушек в нижне-среднеюрских континентальных отложениях (худосейская, тюменская свиты). Главные перспективы нефтегазоносное™ в нижне-среднеюрском НГК следует связывать с русловыми, дельтовыми, авандельтовыми и прибрежно-морскими отложениями

2. Закономерности формирования и размещения ловушек в верхнеюрском комплексе (васюганская и наунакская свиты). Ловушки формировались в условиях прибрежной равнины мелководно-морского трансгрессивно-регрессирующего бассейна. Осадконакопление происходило при неоднократных эвстатических колебаниях уровня Мирового океана.

3. Влияние тектонических факторов на формирование и строение залежей углеводородов в связи с прогнозом нефтегазоносности. Залежи сформировались и сохранились в наиболее высокоамплитудных гипсометрически приподнятых структурах, не испытавших инверсионного развития.

4. Применение методики комплексного прогноза нефтегазоносности на основе анализа тектонических и литолого-фациальных факторов позволяет выйти на локальный и региональный прогнозы нефтегазоносности и рекомендовать проведение дальнейших геологоразведочных работ в восточной части Хаиты-Мансийского автономного округа

Диссертация выполнена в ОАО «ТНК-BP Менеджмент» и ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора И.С. Джафарова, которому автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.

Автор благодарен за постоянное внимание и поддержку при выполнении и подготовке данной работы д.г.-м.н., профессору Г.П. Мясниковой и д.г.-м.н., С.Ф.Хафизову.

В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями М.Д. Белонина, О.В. Бакуева, А.В. Шпильмана, В.В.Шиманского, Н.С. Окповой, К.В. Светлова, Ю.А. Стовбуна, С.В. Остапенко, И.А.Теплоуховой, К.М.Мулявина Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Павлов, Владимир Юрьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате выполнения исследований проведено нефтегеологическое районирование восточной части Ханты-Мансийского автономного округа. При районировании территории учтены ее геологическое строение и характер нефтегазоносности, уточнены границы нефтегазоносных областей и районов.

2. В изученной части разреза осадочного чехла по особенностям геологического строения и распределения открытых залежей установлено наличие семи нефтегазоносных комплексов, контролируемых региональными и суперрегиональными флюидоупорами: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский (васюганский), ачимовский, неокомский, валанжин-апт-сеноманский и коньяк-сантонский (ипатовский).

3. Юрская часть разреза представляется в качестве основного объекта поиска новых залежей УВ на ближайшую перспективу. Потенциальные геологические ресурсы восточной зоны ХМАО оцениваются в 5940 млн.т. Около половины всего потенциала (49.7%) содержит верхнеюрский нефтегазоносный комплекс. Далее по степени перспективности следует нижне-среднеюрская часть разреза, к которой приурочено 19.4% потенциальных ресурсов. Остальные ресурсы содержатся в неокомском (13.7%), ачимовском (10%) и сеноманском (7.2%) комплексах. В аналогичной последовательны распределены невыявленные ресурсы нефти. Выявленные запасы открытых месторождений составляют 43% от потенциальных ресурсов.

4. Выявлены закономерности формирования и размещения ловушек в нижне-среднеюрских континентальных отложениях (худосейская, тюменская свиты). Главные перспективы нефтегазоносности в нижне-среднеюрском НГК следует связывать с русловыми, дельтовыми, авандельтовыми и прибрежно-бассейновыми отложениями

5. Выявлены закономерности формирования и размещения ловушек в верхнеюрском комплексе (васюганская и паунакская свиты). Ловушки формировались в условиях прибрежной равнины мелководно-морского трансгрессивно-регрессирующего бассейна. Осадконакопление происходило при неоднократных эвстатических колебаниях уровня Мирового океана.

6. Проведена реконструкция условий осадконакопления юрских отложений восточной части Ханты-Мансийского автономного округа на основе литолого-фациальных и палеоструктурных исследований. Выявлены тектонические факторы, влиявшие на формирование и размещение резервуаров углеводородов.

7. Территориально самым перспективным является Александровский НГР, где сконцентрировано около 30% невыявленных ресурсов нефти и Сабунский НГР, содержащий 28,8% невыявленного потенциала восточной зоны. Выполнена локальная реконструкция условий формирования резервуаров для Сабунского лицензионного участка и даны рекомендации по направлению работ, выявлена Гранатовая площадь, как наиболее перспективная для постановки поисковой скважины на своде структуры.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Павлов, Владимир Юрьевич, Санкт-Петербург

1. Ахияров В.Х. Методическое руководство по выделению нефтегазонасыщенных пластов по данным каротажа в полимиктовых отложениях мелового возраста Западной Сибири. Тюмень. 1981 г.

2. Бакуев О.В., Стовбун Ю.А., Волков М.А., Павлов В.Ю. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений на Чернореченском лицензионном участке. // Нефтепромысловое дело. 2003. № 10. С. 2 8

3. Белонин М.Д., Голубева В.А., Скублов Г.Т. Факторный анализ в геологии. М. Недра. 1982. 268 с

4. Бескровный Н.С. Рациональные пути освоения традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья (на основе зарубежного опыта). СПб. 1993. 163 с.

5. Бочкарев B.C., Тулубаев С.А. Палеотектонический анализ и этажи нефтегазоносности крупных поднятий Надым-Тазовского междуречья (Западная Сибирь). // Геология, геофизика и разведка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 4-5. С. 90-95

6. Боярских Г.К. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских платформенных отложений северных районов Тюменской области. Авт. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-мин. Наук. Тюмень. 1969. 29 с.

7. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкции условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера. 2003. №3. С. 99-108

8. Верзилин Н.Н., Окнова Н.С. Признаки мутьевых потоков и оползания осадков в древних водоемах / /Литология и полезные ископаемые. 1984. №6. С.118-123

9. Верзилин Н.Н., Окнова Н.С. Следы древних землетрясений в осадочных толщах // Проблемы современной литологии и осадочных полезных ископаемых. Новосибирск, Изд. Наука Сибирское отд. 1977. С.30-37

10. Геология и полезные ископаемые России. Гл. редактор В.П. Орлов. Т. 2. Западная Сибирь. СПб. 2000. 477 с.

11. Геология нефти и газа Западной Сибири. А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М. Недра. 1975. 680 с.

12. Гостинцев К.К, Гроссгейм В.А. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа. JI. Недра. 1969. 365 с.

13. Гроссгейм В.А., Рожков Г.Ф., Окнова Н.С. и др. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа). J1. Недра. 1984. 271 с.

14. Гурари Ф.Г. Региональный прогноз промышленных скоплений углеводородов в доманикитах./ Геология нефти и газа. 1984. № 2. С. 1 5

15. Гурари Ф.Г., Гурари И.Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири./ Геология нефти и газа. 1974. № 5. С. 36 40

16. 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.

17. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири. Геология нефти и газа. № 1. 2001. С. 18-23

18. Зарипов О.Г., Сонич В.П., Зубков М.Ю. Региональная перспективность отложений баженовской свиты Западной Сибири.// Исследования в области геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.// Тр. СибНИИНП. Вып. 19. Тюмень. 1982. С. 132 -144

19. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше РД-08-71-94. М. НПО ОБТ. 1994

20. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. ГКЗ СССР. Москва. 1984

21. Карасев В., Потеряев А., Шпильман В. Как получить прибыль с нерентабельных месторождений. // Нефть и капитал. №9. 1996.

22. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Под ред. Т.В.

23. Дорофеевой. JI. Недра. 1983. 132 с.

24. Лазарев B.C., Наливкин B.C., Евсеев Г.П. и др. Анализ влияния различных факторов на размещение и формирование месторождений нефти и газа (на примере платформенных областей). Л. Тр. ВНИГРИ. Вып. 295. 1971. 335 с.

25. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты // Под ред. В.С.Суркова, М. Недра. 1986.149 с.

26. Мелик-Пашаев B.C., Степанов А. И., Терещенко Ю.А. О природе аномально-высоких пластовых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения. / Геология нефти и газа. 1979. № 7. С. 25 28.

27. Методические указания по ведению работ на стадиях поиска и разведки месторождений нефти и газа. Москва, ВНИГНИ, 1982 г. Методические рекомендации по выбору систем размещения поисковых скважин. М., 1982 г.

28. Методические указания по составлению геологических проектов (параметрического бурения, поисков, разведки (доразведки), комбинированных проектов и дополнения к ним) М. 1992 г.

29. Методические указания по составлению раздела охраны природы в проектах на строительство нефтепромысловых объектов и обустройство нефтяных месторождений. РД 39-014098-018-90.

30. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л. Недра. 1984. 260 с.

31. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири. Геология нефти и газа. 1968. №6. С.31-35.

32. Нежданов А.А., Огнбеннн В.В. Сейсмогеологнческий прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири. Москва, 1992. Т. 1.101 е. Т. II. 132 с.

33. Неручев С.Г., Моисеева О.Б., Климова Л.И., Смирнов С.В. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти и газа в ловушках. Геология и геофизика. СО РАН. Т. 41. № 8. 2000. С.1145 1164.

34. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Балансовые методы моделирования нефте- и газообразования. // Геохимическое моделирование и материнские породы НГБ. СПб. ВНИГРИ. 1998. С. 74-85

35. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа.// Геология нефти и газа. 1979. № 10. С. 26-29

36. Объяснительная записка к Государственной геологической карте СССР, м-б 1 : 200 000, сер., Тобольская, лист P-43-XXYI. Тюмень. 1971. 47 с.

37. Окнова Н.С., Трушкова Л.Я., Жарков A.M. и др. Проблема поисков залежей нефти и газа в неантиклииальных ловушках па рубеже веков // Нефтегазовая геология на рубеже веков. С.Петербург. ВНИГРИ. 1999. Т. 1. С. 207 216

38. Перозио Г.Н., Рязанова Т.А. Гранулометрические исследования отложений васюганской свиты Каймысовского свода Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовая геология на рубеже веков. С. Петербург. 1999. Т.2. С. 329-337

39. Проект глубокого поискового бурения на Сабу некой площади, г. Ваховск, 1966г.

40. Регламент РД 153-39-007-96 составления проектных и технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. М. 1996.

41. Решения межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских и мезозойских образований Западно-Сибирской равнины. Новосибирск. 1999. С.41.

42. Ростовцев Н.Н. Западно-Сибирская низменность. // Очерки по геологии СССР (по материалам опорного бурения). Т. 1. J1. 1956. С. 107 -153

43. Ростовцев Н.Н. Основные черты геологии и перспективы пфтегазоносности Западно-Сибирской низменности. В кн.: Тр. ВНИГРИ. Вып. 132. J1. 1959. С. 85 92

44. 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. И -17

45. Руденко В.К. Зональный геологический проект поисков месторождений (залежей) нефти и газа на Сабунском Л.У. 2001.

46. Рудкевич М.Я., Корнев В.А., Нежданов А.А. Формирование неантиклинальных и комбинированных ловушек в меловых отложениях Западно-Сибирской плиты и методика их поисков. Геология нефти и газа.1984. № 8. 17-23

47. Руководство по охране природной среды при ведении геологоразведочных работ на нефть и газ. 1990.

48. Салтыков А.Ф. Гидион В.А. Отчет Сабунской 4,6/ 98-00г. сейсморазведочной партии о работах масштаба 1: 50 000, проведенных в 1998 2000 г.

49. Светлов К.В., Павлов В.Ю., Теплоухова И.А., Алимчанова Л.Х Новые нефтеносные объекты тюменской свиты в районе Александровского мегавала. // Нефтяное хозяйство. 2002. Вып. 6. С. 14-16

50. Седаева К.М. О термине «клиноформа». Бюллютепь МОИП. Т. 64. Вып. 1. 1989. С. 17-23.

51. Сейсмологический анализ нефтеносности отложений Западной Сибири. О.М. Мкртчян, Л.Л. Трусов, Н.М. Белкин и др. М. Недра. 1987.

52. Справочник по литологии . М. Недра. 1983. С.114.

53. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. М. Недра. 1987. 335 с.

54. Стовбун Ю.А. Анализ геологоразведочных работ и дальнейшее направление поисков залежей углеводородов на Сабунском лицензионном участке. 2002.

55. Трушкова Л.Я., Грушевский Г.В., Завадский В.А., Нелюбин В.В. и др. Оперативный метод поиска песводовых ловушек. Л. ВНИГРИ. 1987. 40 с

56. Ушатинский И.И. Литология и перспективы нефтеносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири. // Советская геология. 1981. № 2. С. 11-22

57. Филиппович Ю.В., Жидков А.В Фищеннко А.Н. Перспективы нефтегазоносности шельфовых пластов Бахиловской группы месторождений. 2005. Тюмень. Фонды

58. Хафизов С.Ф., Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). СПб. Недра. 2002. 190 с.

59. Хафизов Ф.З Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей Среднего Приобья. // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 61. Тюмень. 1972. С. 76-81

60. Шаблинская Н.В., Буданов Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л. Недра. 1990.

61. Шпильман А.В. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов Восточной части ХМАО. 1999.

62. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. // М. Недра. 1982.

63. Шпильман В.И. Основные положения количественного прогноза нефтегазоносности. В кн. Методология прогноза нефтегазоносности. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. 1988.

64. Шпильман В.И., Цзинь Чжи Цзинь. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов.// М. Геология нефти и газа.179 с.1993. №11.