Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Прогноз сложнопостроенных ловушек для нефти и газа в мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Прогноз сложнопостроенных ловушек для нефти и газа в мезозойских отложениях южных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции"
МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСО]РГБ ОД РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ
ПРОГНОЗ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЛОВУШЕК ДЛЯ НЕФТИ и ГАЗА В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮЖНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Специальность 04.00.17. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
На правах рукописи
ХАФИЗОВ Сергей Фаизович
. Х-"! /
Санкт-Петербург 2000
Работа выполнена в Российском государственном университете нефт! и газа имени И.М. Губкина и Открытом акционерном обществе "Тюменска> нефтяная компания"
Научные руководители:
Официальные оппоненты:
Ведущее предприятие:
доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН Э.А.Бакиров
Доктор геолого-минералогических наук профессор, академик РАЕН М.Д.Белонин
Доктор геолого-минералогических наук профессор, академик РАЕН Э.М.Халимов (ИГиРГИ)
Доктор геолого-минералогических наук Н.С.Окнова (ВНИГРИ)
Западно-Сибирский геологический научно-аналитический центр Министерства природных ресурсов РФ (ЗапСибГеоНАЦ, г.Тюмень)
Защита диссертации состоится 30 июня 2000 г. в 14ш часов на заседа нии диссертационного Совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном на учно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адре су: 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.
Автореферат разослан 30 мая 2000 г.
Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просил направлять по адресу: 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39 ВНИГРИ, Ученому секретарю.
Ученый секретарь Диссертационного Совета
/У (
А.К.Дертс]
С® ■/-<?, О
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Геологическое изучение южных районов ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции продолжается более 60-ти лет. При этом до настоящего момента изученность рассматриваемого района остается весьма низкой, а перспективы нсфтегазоносности - до конца невыясненными. Поисковые работы, проводившиеся, в"основном, по традиционной методике выявления и разбуривания куполовидных поднятий, имели достаточно низкую эффективность, поскольку основные перспективы в рассматриваемом районе связаны, в первую очередь, со сложнопостроенными ловушками. В связи с этим актуальным является создание на основе анализа материалов проведенных ранее геологоразведочных работ и их обработки с применением современных методик единой концепции прогнозирования закономерностей распространения сложнопостроенных ловушек и дальнейшего геологического изучения рассматриваемой территории, включающей все этапы от рекогносцировочных до детальных поисково-разведочных работ, позволяющей эффективно вести поиск залежей углеводородов в сложнопостроенных ловушках.
Целью работы является прогноз сложнопостроенных ловушек различных типов, развитых в пределах рассматриваемой территории, и выработка единой концепции их геолого-геофизичсско! о изучения,
Основные задачи исследований:
• анализ результатов проведенных ранее работ ао геологическому изучению рассматриваемой территории;
• анализ особенностей геологического строения и истории геологического развития района исследований;
• районирование территории по принципу выделения основного неф-теперелективного горизонта и выявления зоны его распространения;
• выявление основных типов ловушек в каждой выделенной зоне;
• выявление основных принципов нрогноза сложнопостроенных ловушек в каждой зоне и их поисков и разведки;
• обобщение основных принципов прогноза ловушек в единой концепции ведения геологоразведочных работ в рассматриваемом районе;
• подготовка на базе существующею уровня изученности предложений по поискам первоочередных объектов.
Научная новизна:
1. Выявлены особенности условий формирования ловушек в разных частях рассматриваемой территории и связанные с ними особенности их поиска.
2. Проведено районирование рассмафиваемой территории по особенностям строения, условиям формирования и принципам опоискования слож-нопостроснных ловушек углеводородов в различных продуктивных комплексах.
3. Установлено соответствие выделенных зон в рассматриваемом районе их аналогам в Широтном Приобье.
4. На основе полученных закономерное!ей дан прогноз, а в ряде случаев доказана продуктивность горизонтов, ранее считавшихся бесперспективными.
Практическая значимость работы состоит в выработке на основе проведенного районирования концепций по изучению каждой зоны и рассматриваемого района в целом и подготовке конкретных рекомендаций, часть из которых уже успешно реализована.
• продуктивность шельфовых пластов группы АС имеет более широкое площадное распространение, чем предполагалось ранее (подтверждено открытием залежи на Вуемском месторождении; прогнозируется наличие залежей в этой группе пластов в центральной части Ссверо-Дсмьянского поднятия);
• в западной части рассматриваемой т ерритории в разрезе абалакской свиты выявлены продуктивные пласты типа ЮК| (залежь на Северо-Демьянском месторождении);
Аппробация работы. Основные положения работы докладывались на XV Губкинских чтениях (1999 г.). научных конференциях в г. Баку (1988 г.), г. Москве (УДН, 1990 г.), Ханты-Мансийске (1999 г.), использовались при подготовке профамм геологоразведочных работ ОАО "НК "ЮКОС" и ОАО "ТНК" в Уватском районе Тюменской области начиная с 1995 года, а также программы освоения месторождений юга Тюменской области ("Уватский проект"). Одна из частей работы будет докладываться в октябре 2000 года на Международной конференции и выставке Американской ассоциации нефтяных геологов (2000 AAPG International Conference & Exhibition, Bali).
По теме диссертации опубликовано и подготовлено к публикации 15
статей.
Фактический материал. В основу диссертации положены итоги исследований автора, проводимых с 1988 года. Проанализированы результаты бурения более 250 поисковых, разведочных, опорных и параметрических скважин, около 10 тыс. погонных километров сейсмопрофилси МОГТ, выполненных ОАО "Тюмсннеф гсгеофизика", ОАО "Хаитымансийскгсофизика", ОАО "Центральная геофизическая экспедиция" (г.Новосибирск), ГУП Баженоь-ская геофизическая экспедиция". В работе были использованы результаты
обобщений по рассматриваемому району, выполненные в последнее время ОАО "СибНАЦ" (А.М.Брехунцов, Н.П.Дещеня), ТОО "НКЛ" (А.А.Нежданов, В.В.Огибенин), ВНИГРИ (М.Д.Белонин, Л.Я.Трушкова, В.В.Шиманский), а также материалы А.Л.Наумова, З.Я.Свердюк, Н.В.Лопатина, В.В.Федорцова и др.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 6 глав и заключения, содержит 132 страницы машинописного текста, иллюстрирована 38 рисунками и 15 таблицами. Список литературы включает 125 наименований.
Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина и Открытом акционерном обществе "Тюменская нефтяная компания" под руководством доктора геолого-минералогичсских наук, профессора, академика РАЕН Э.А.Бакирова и доктора геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН М.Д.Белонина, которым автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.
Автор особенно благодарен за постоянное внимание и поддержку при выполнении и подготовке данной работы доктору гсолого-минералогических наук, профессору, академику РАЕН И.С.Джафарову, доктору гсолого-минералогических наук C.B.Остапенко, О.В.Бакуеву, В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями
A.А.Нежданова, А.Н.Бабурина, Н.М.Белкина, Н.А.Еременко, А.А.Граусмана,
B.П.Игошкина, В.Н.Макаревича, А.В.Самсонова, Ю.А.Стовбуна, П.Е.Сынгаевского, Л.Я.Трушковой, Ф.З.Хафизова, В.В.Шиманского, за что выражает им свою искреннюю благодарность.
Особую признательность автор выражает доктору гсолого-минералогических наук, профессору, академику РАЕН В.И.Шпильману, под руководством которого был выполнен ряд исследований, использованных при подготовке данной работы.
Основные защищаемые положения.
1. Создана принципиальная схема районирования территории на основе выделения в разрезе основного доминирующего продуктивного комплекса. Выделено шесть зон, условно названных, соответственно, «томской» (комплекс кор выветривания), «угутской» (васюганский), «усть-балыкской» (неокомский), «кальчинской» (ачимовский), «приразломной» и «приоб-ской»(склоновыс комплексы неокомских отложений). Определены границы распространения этих зон.
2. Определены основные типы ловушек, характерные для каждой из этих зон, и выявлены закономерности их размещения. В «томской» и «усть-
балыкской» зонах наиболее распространены структурные ловушки, основные перспективы «угутской» зоны связаны с кольцевыми и структурными ловушками, «кальчинской» - с глубоководными конусами выноса, «приобской» и «тгриразломной» - склоновыми линзовидными телами.
3. Установлены факторы формирования высокоемких коллекторов в сложнопостроенных неантиклнальных объектах, которые послужили основой прогноза зон их развития в каждой из выделенных зон. В литологичсски ограниченных телах наибольшие перспективы связаны со «зрелыми» песчаниками, сформированными зерновыми потоками на регрессивном э тапе осадочного цикла.
4. Выявлены принципы проведения геологоразведочных работ но выявлению и разведке ловушек в каждой из выделенных зон.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Введение.
Земли южных районов Западной Сибири, и в первую очередь Тюменской области являются территорией с доказанной нефтегазоносноегью. Однако суммарная плотность извлекаемых прогнозных и потенциальных ресурсов УВ (в пересчете на нефть) на этих землях но современным оценкам не превышает 30 тыс.т/км2, что значительно ниже, чем в районах традиционной нефтедобычи (100-200 тыс.т/км2) Ханты-Мансийского автономного округа.
В связи с этим локализация скоплений УВ на южных землях, относящихся к краевой части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, носит селективный характер, а многие потенциальные ловушки являются слож-нопостроенными и не всегда заполненными углеводородами.
По этой причине вопрос оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах э той территории является первостепенной задачей.
Территория южных районов Тюменской области, несмотря на известные различия в геологическом строении отдельных участков и их принадлежности к различным нефтегеологическим регионам, может быть объединена в единый изучаемый объект. A.A. Нежданов (1994 г.) предложил для этого объекта термин "Тюменская нефтегазоносная область (НГО)", который используется в данной работе. Гшва I. Состояние изученности региона.
Всю историю геологоразведочных работ в рассматриваемом районе, можно условно разделить на три этана. Первый этан (30-40-е годы) был связан с общим региональным изучением территории, теологические исследования в Западной Сибири носили характер геологосъемочных работ и проверки заявок о выходах нефти в разных районах Западной Сибири. Позднее они на-
чали сопровождаться геофизическими работами, бурением колонковых структурно-картировочных и гидрот еологических скважин, единичных глубоких роторных скважин. В результате бурения в 30-е годы были установлены большая выдержанность, протяженность и значительные мощности отдельных стратиграфических горизонтов, однако вопросы расчленения меловых и юрских отложений остались невыясненными.
Работы 30-х гг. не привели к открытию нефтяных месторождений. В то же время итоги работ этого этапа во многом помогли наметить основные черты геологического строения Западно-Сибирской равнины и определить направления дальнейших нефтегазопоисковых работ. По итогам этих работ многие исследователи (В.Г. Васильев, Н.П. Тусв и др.) отмечали высокие перспективы нефтегазоносное™ Западной Сибири, особенно нижнемеловых и юрских отложений, и возможность превращения ее в короткий срок в новую нефтегазоносную область. К началу 1948 г. итоги поисковых работ в Западной Сибири обобщены в коллективном труде под ред. H.A. Кудрявцева, в котором была дана достаточно высокая оценка потенциальной нефтегазоносное™ этого офомного региона.
Созванное в декабре 1947 г. Министерством геологии СССР совещание под руководством академика Д.В. Наливкина, принявшее решение в качестве первого этапа работ провести региональные геофизические исследования и выполнить бурение глубоких опорных скважин для выявления геологического строения недр и определение дальнейших направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, ознаменовало собой начало второго, на настоящий момент самого продолжительного этапа изучения рассматриваемой территории, связанного с продолжением регионального изучения и непосредственными поисками месторождений углеводородов (УВ). Он продолжался с переменной интенсивностью вплоть до начала 90-х, когда с началом политики лицензирования недр, систематическое изучение территории в целом практически прекратилось. С 1949 г. началась реализация программы геолопы софизическото изучения нефтегазоносное™ Западной Сибири, и, в первую очередь, опорного бурения, в проведении которого большую роль сыграл A.A. Бакиров. В этом году была заложена Тюменская опорная скважина, начаты электроразведочные и сейсморазвсдочныс работы MOB. Первоначально основной объем работ приходился на южные районы, с которыми связывались основные надежды. В 1951 г. заложена Уватская опорная скважина, продолжалось глубокое бурение на целом ряде площадей, а также Березовской опорной скважины в Ханты-Мансийском автономном округе. Фонтан газа, полученный из этой скважины, и последующие открытия в Шаим-ском районе и Широтном Приобье привели к перемещению основных объе-
мои геологоразведочных работ из южных в центральные районы Западной Сибири, как более перспективные.
Тем не менее, на рассматриваемой территории в период до начала 70-х годов были открыты Карабашское газовое, Тайлаковскос, Ай-Яунское, Ур-ненское и Усановскос нефтяные месторождения, получены непромышленные притоки нефти и зафиксированы нефтепроявления на Нижнекеумской, Ере-минской и Тобольской площадях. Однако, тти результаты по своим масштабам была весьма скромными в сравнении с открытиями крупных и гигантских месторождений на территории Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. В связи с чем в начале 70-х годов бурение на рассматриваемой территории было практически прекращено.
В последующие годы продолжались работы, приведшие к открытию Северо-Дсмьянского, Кальчинского, Ссвсро-Кальчинского, Пихтового, Усть-Тсгусского месторождений, продуктивность которых связана с широким диапазоном мезозойских отложений, проводились работы в западной части рассматриваемой территории - на Ендырской, Зимней и Тюмской площадях, в результате которых было открыто Зимнее нефтяное месторождение. Это открытие доказало простирание т.н. «приобской» зоны далеко на юг.
Итогом второго этапа геологического изучения Тюменской НГО стало подтверждение представлений о перспективности данной территории и открытие целого ряда небольших по масштабам Широтного Приобья месторождений. С другой стороны, изученность территории оставалась достаточно низкой, а размеры выявленных месторождений не позволили начать промышленное освоение региона.
После окончания периода плановой экономики положение несколько изменилось. Во-первых, после открытий конца 80-х - начала 90-х на фоне дефицита значительных открытий в нераспределенном фонде недр Ханты-Мансийского автономного округа привлекательность Тюменской НГО вновь повысилась. Во-вторых, после развала двух крупнейших монополистов -Главтюмсннефтегаза и Главтюменьгеологии - осуществлявших, соответственно, разведку и добычу нефти и газа в Тюменской области, их правопреемники оказались практически не у дел в районах развитой нефтегазодобычи, что также способствовало увеличению интереса к рассматриваемому району.
Третий период геологического изучения Тюменской НГО отмечается началом реализации более или менее выраженных концепций освоения отдельных территорий. Его особенность состоит в том, что единая территория в сооч ветстъии с границами лицензионных участков была ¡¡оделена ¡¡а отдельные зоны, и каждый недропользователь реализует с известными офани-
чениями на своем участке собственную стратегию геологоразведочных работ, мало коррелирующуюся с вопросами общего изучения региона. Собственно началом третьего этапа можно считать 1994-95 гг., с момента оформления в рассматриваемом районе первых лицензий на право пользования недрами и проведения конкурса лицензирования недр юга Тюменской области, на которой впервые в рассматриваемом районе были выставлены нефтсиер-спективные объекты. В это время значительные объемы работ были выполнены ОАО «НК «ЮКОС» и ОАО «Тюменнефгсгаз» (дочернее предприятие ОАО «ТНК»), Стратегии компаний существенно различались. «ЮКОС» начал реализацию программы целенаправленного изучения своей территории в целом, для чего были начаты рекогносцировочные сейсморазведочныс работы. В дальнейшем планировалось проведение в наиболее перспективных зонах площадных работ и бурения. К сожалению, в силу объективных и субъективных причин эта программа была «скомкана», площадные работы начались до получения результатов рекогносцировки, что существенно снизило их информативность, а бурение на новых объектах не началось по ссй день. ОАО "ТНК", имея реальную добычу нефти на Кальчинском месторождении, проводила геологоразведочные работы на основе ползущей системы, продвигаясь с небольшим шагом площадными сейсмическими и буровыми работами в разные стороны от уже найденных Кальчинского и Северо-Кальчинского месторождений. Одновременно с этим, без должного на то геологического обоснования бурится несколько скважин, намного опережающих сейсмические исследования. Отрицательные результаты бурения этих скважин изменили тактику поисков на лицензионных участках. Начиная с 1997 г. в лицензионной зоне активно ведутся "ковровые" площадные сейсмические работы совмещенные с площадными геохимическими съемками, закрывающие практически всю ее территорию.
Все это время предпринимались попытки создания консорциума недропользователей для организации нефтедобычи и систематического изучения значительной территории в Тюменской НГО, что могло бы характеризовать начало четвертого этапа изучения, совмещающего планомерное исследование целой зоны с экономическими интересами инвесторов. К сожалению, несмотря на усилия как органов власти, гак и некоторых недропользователей, реальные предпосылки перехода к нему наметились только в последнее время.
Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика.
Доюрский фундамент имеет весьма неоднородное строение. Кристаллические породы, вскрываемые непосредственно под юрскими отложениями, встречены па многих площадях. Обычно это интрузивные породы ки-
слого состава. На западе территории граниты вскрыты на Дсмьянской, Тобольской, Абалакской и Инжуринской площадях. Второй район распространения гранитов намечается на юго-востоке рядом скважин они вскрыты на Урненской и Усановской площадях. Они датируются, согласно определениям абсолютного возраста, от всрхнспротсрозойского до девонского возрастов. Максимальная толщина вскрытых пород фундамента в районе 78 м. (Уваг-ская площадь).
Образования переходного комплекса связаны с бассейнами грабен-рифтовых, краевых и межгорных прогибов и впадин наложенных или унаследованных каледонскими и гсрцинскими складчатыми системами. Породы промежуточно!« этажа представлены широким спектром терригенных, эффу-зивно-осадочных и вулканогенных образований пермо-триасового возраста, относимых к туринской серии. Эти отложения с резким несогласием залегают на палеозойских, геосинклинальных образованиях. Общности взглядов на стратшрафию и объем входящих в туринскую серию подразделений нет.
Пенепленизированная поверхность доюрских образований длительное время подвергалась физическому и химическому выветриванию пород. Кора выветривания представляет продукты разрушения нижележащих пород фундамента. Разными авторами выделяются от трех до шести зон химического и физического изменения фундамента. Наиболее характерными являются довольно рыхлые, сильно измененные каолинито-полевошнаго-кварцевыс породы (дресва, гравелиты), сцементированные в основном тонкочешуйчатым каолинитом, с включениями редких зерен кварца. Местами встречаются гнезда чистого каолина. Возраст завершения формирования коры различен и, вероятно, колеблется от триаса до нижнего валанжина (Г.П.Сверчков. 1959 г.). Распространение коры выветривания и ее мощность определяются древним рельефом поверхности фундамента. На сводах локальных поднятий она, как правило, отсутствует', в то время как и пофужс-ниях между ними се мощность дост игает наибольших величин.
Образования фундамента и переходного комплекса перекрываются платформенным чехлом мсзозойско-кайнозойского возраста.
Отложения юрской системы с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на измененном процессами выветривания складчатом основании и в центральной и северо-восточной частях территории представлены всеми отделами юрской системы.
В налсопрогибах в основании юры залегает шеркилинския свита, выпадающая из разреза на поднятиях. В пределах Мансийской виялины выделяют- ее более глинистый аналог - горелую, а в более восточных районах ко-тухтинскую свиты.
Шеркалинская сайта (У//? - Уу?) представлена переслаиванием песчаных и глинистых пород со сравнительно редкими прослоями углей и углистых глин. Разрез святы характеризуется четкой цикличностью в полном разрезе включает четыре пачки. Это (снизу вверх) пласт- песчаников Юп, перекрывающая его тогурская глинистая пачка, пласт Юю и радомская глинисто-углистая пачка. В Красноленинском районе пласты ЮШ1 ] являются зысокодсбитными коллекторами, с которыми связаны основные запасы нефти Талинского и Южно-Талинского месторождений. I огурская глинистая пачка является региональным маркирующим горизонтом. Вскрытая бурением толщина свиты составляет 25-87 м. Наиболее часто она представлена радомской пачкой и пластом !О10, выклинивающимся на склонах палеоподнятий. В прогибах разрез шеркалинской свиты наращивается тогурской пачкой и пластом Юц (Пихтовая площадь, скв.№200).
В исследуемом районе отложения шеркалинской свиты развиты преимущественно в северных районах, на широте Иртышской и Северо-Демьянской площадей. В центральной части 1раница смещается на юг, охватывая Кальчинскую и Южно-Кальчинскую площади, но выклиниваясь на сводах локальных поднятий, и прослеживается узкой полосой в юго-восточном направлении между Усановской и Бичинской площадями.
Отложения, перекрывающие шеркаликскую с в ту, либо несогласно залегающие на фундаменте в участках его относительно высоких гипсометрически х отметок принято относить к тюменской свите.
Тюменская свита (^а-^ЬО развита на большей части рассматриваемой территории. Граница ее распространения условно (из-за слабой изученности сейсморазведкой и бурением) трассируется к востоку от Половинкинской, Леушинской, Карабашской площадей, севернее Владимирской и Менделеевской структур и югу от линия Тобольской-Нагорненской структур.
Для тюменской свиты характерна серая, различной интенсивности окраска пород и значительная примесь обугленного растительного детрита в виде скоплений на поверхностях наслоения. На указанной территории, свита представлена угленосно-терригенными отложениями нрибрежно-морского и континентального генезиса в виде неравномерного и часто тонкого переслаивания глин, алевролитов, песчаников и углей. Породы в значительной степени обогащены углистым растительным детритом, встречаются пропластки и линзы плотных карбонатных пород.
Отложения верхней юры практически повсеместно присутствуют на рассматриваемой территории. На северо-востоке в их интервале выделяют' васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
Васюганская свита (^Ы - ^ох) с несогласием перекрывает отложения тюменской свиты и представлена двумя иодсвитами. Нижняя сложена преимущественно темно-серыми, буровато-серыми глинами, часто тонкоотму-ченными, с редкими прослоями алевролитов и песчаников, доля которых растет в восточном направлении. Верхняя подсвита сложена буровато-серыми песчаниками, мелко- и среднезернистыми, с прослоями карбонатных разностей, алевролитами и глинами, разделяющими песчаники на серии пластов группы Ю,. Толщина свиты составляет в среднем около 30 м, сокращаясь на выступах и увеличиваясь в прогибах.
Васюганская свита перекрывается глинами георгиевской свиты (^кт), темно-серыми до черных, преимущественно тонкоотмученными, реже алев-ритистыми, глауконитовыми, иногда с прослоями глауконита. В кровле свиты горизонт конкреций, обогащенный глауконитом и рострами белемнитов. Средняя толщина свит ы 5-10 м.
Выше залегают породы баженовской свиты (]3у - К|Ь) представленные черными с коричневым оттенком битуминозными глинами, в разной степени плитчатыми, с конкрециями пирита, с многочисленными включениями рыбного детрита и пиритизированными водорослями, иногда с прослоями рыхлых, листоватых разностей-бажснитов. Встречают ся прослои радиоляритов и глинистых известняков. Толщина отложений обычно составляет 20-40, иногда до 60 метров.
Области распространения вышеописанных свит верхней юры различны. Западная граница распространения васюганской и георгиевской свит проходит субмсридианально через Туканскую, Пихтовую площади и к западу от Тамаргинской и Болотной структур. На омских землях васюганские отложения в песчаных фациях выделены на Прирахтовском и Тевризском месторождениях. Западней в интервале этих образований выделяют абалакскую свиту (.13к - Д3кт). В нижней части разрез представлен аргиллитами темно-серыми до черных, полосчатыми за счет коричневатых нечетких прослоек и линз сидсрихизированных аргиллитов, толстослоистыми и плитчатыми. В верхней части аргиллиты с зеленоватым оттенком, обусловленным глауконитом. Для всего разреза характерны стяжения пирита. В отдельных разрезах встречаются прослои трещиноватых кремнисто-карбонатных пород, мощностью от первых десятков сант иметров до первых метров, образующих продуктивный пласт ЮКЬ (пласт «КС» но В.И.Белкину) характерный для Краснолснинского свода. Толщина абалакской свиты до 60 м. Плошадь распространения баженовской свиты шире. Характерные для нес породы отмечены в скважинах Кальчинской, Уватской, Зимней, Заозерной площадей. В юго-западном направлении породы свиты претерпева-
ют постепенные изменения в сторону уменьшения битуминозности. Слабо-битумнозные глины объединены в тутлеймскую свиту.
В южных и юго-западных районах в этом интервале разреза выделяется вогулкинская свита (1зк1-у). Отложения свиты развиты спорадически, преимущественно на склонах сводовых поднятий.
В разрезе меловых отложений наиболее громоздким является деление на подразделения его нсокомской части. С востока на запад в пределах рассматриваемой территории выделяются вартовский, сургутский и фроловский типы разрезов с соответствующими наборами свит в данном интервале, что существенно и неоправданно усложняет представление о строении неокома.
А.Л.Наумов предложил весь неокомский разрез рассматриваемой территории расчленить на мегионскую и варшавскую свиты. Практически сходное предложение выдвигает А.А.Нежданов. В неокомской клиноформной формации предлагается выделить две основные толщи. Нижнюю - глинистую с литологически изолированными ачимовскими образованиями (мегионская свита). Эти отложения формировались в условиях фондоформы и склона, а также глубокого шельфа (на западе). Границей толщи снизу является подошва битуминозных глин бажсновской свиты или слабобитуминозных тутлейм-ских пород. Верхняя граница - скользящая по подошве нижнего ундаформно-го песчаного пласта. В вышележащую толщу (вартовскую свиту) следует включить переслаивающиеся пссчано-алеврито-глинистыс породы с шельфо-выми покровно залегающими пластами от АС4 и более древними. По условиям формирования - это прибрежно-морскис образования: пляжные, баровыс, осадки среднего шельфа, перекрываемые глинистыми трансгрессивными пачками. Граница между свитами имеет «скользящий» характер, поднимаясь в направлении осевой части нсокомского иалеобассейна. При этом происходит увеличение доли нижней, преимущественно глинистой голщи и по сравнению с вышележащим песчано-глинистым комплексом в разрезе неокома, вплоть до практически полной его глинизации в осевой части бассейна.
Образования нсокома перекрывается отложениями алымской свиты (К)ар). В се составе выделяются три характерных элемент а. Нижний интервал представлен глинами с линзами и пропластками глинистых известняков, алевролитов и песчаников, доля которых увеличивается в восточном направлении. Последние индексируются как АС^. В основании интервала залегает пачка относительно тонкоотмученных глин. В средней части свиты прослеживается кошайская начка, представленная однородными, тонкодисперсными глинами. Кошайская пачка является одним из самых надежных реперов и уверенно выделяется но всему региону. Верхняя часть алымской свиты сло-
жена серыми и темно- серыми глинами и прослоями серых алевролитов. О щая толщина свиты до 150 м.
Викуловская свита (К^а-а!,) преимущественно континентальная иесч но-алевитовая толща с подчиненными маломощными глинистыми проело ми. Развита по территории повсеместно, за исключением восточного район где одновозрастные отложения включены в состав нокурской свиты. Зона I распространения определяется наличием в разрезе вышезалегающих пи ханты- мансииской свиты. Голшина колеблется в пределах 120-200 метров.
На территории развития викуловской свиты выделяют иерекрывак щие се хантымансийскую и уватскую свиты.
Хантымансийская свита (К^) состой! из двух иодсвит - нижней пи нистой, и верхней, сложенной глинами с прослоями алевролитов и песчаш ков. Общая толщина пород достигает 220 м, уменьшаясь в юго-западном н; правлении.
Огложения представлены глинами темно-серыми, плотными, алевр1 тистыми, с тонкими прослоями алевритов, глинистых известняков и с и дер ( тов. В нижней части свиты в глинах наблюдается глауконит, встречаются р; ковины пелеципод и аммонитов. В верхней части свиты глины с частым тонкими и единичными мощными пластами песчаников, с которыми связан продуктивные пласты ХМ[.3. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернт стые, с глинистым и известковым цементом. В восточном направлении срс; няя часть разреза становится преимущественно песчанистой. Верхняя, а з< тем и нижняя глинистые пачки ханты-мансийской свиты полностью оиесчг ниваются примерно на меридиане Полуньяхской - Южно-Пихтовой илоии дсй.
Увтпская свита (К2ст) характеризуется сложным, неравномерным не реслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин. Алевролиты и песч£ ники серые и свстло-серыс, иногда с зеленоватым опенком, нолимиктовыс, разной степени слюдистые мелкозернистые, слабосцементированные глинн стым цементом, с горизонтальной и волнистой слоистостью, подчеркнуто прослоями более темных глин и углистого растительного детрита.
Развитая на востоке, в зоне опесчанивания хантымансийской свиты интервале К|ар- К^т покурская свита но строению и литологической хараь тсристике близка к уватской.
Вышслелсжащие геологические образования верхнемелового четвертичного возраста на всей рассматриваемой территории имеют обши черты, изменяется только их мощность, несколько уменьшаясь в сторону об рамления плиты.
Кузнецовская свита (Kit - к) представлена в среднем 40-метровой толщей темно-серых, однородных, тонкоотмученных глин в верхней части алев-ритистых. Минеральный состав глин преимущественно гидрослюдистый. В восточных районах Западно-Сибирского бассейна в составе кузнецовской свиты выделяется песчаная пачка, в арктических районах названная газсалин-ской и датированная низами турона, а в районе Нижневартовского свода -ипатовской (коньяк-сантон). Характер линии глинизации пачки позволяет прогнозировать се появление в восточных районах рассматриваемой территории.
Березовская свита (К2к - кш) подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена серыми опоковидными глинами, слюдистыми, алевритистыми, с редкими зернами глауконита и пирита. В кровле подсвиты залегает пласт опок. Верхняя подсвита представлена серыми и зеленовато-серыми монтмо-риллонитовыми глинами участками опоковидными. Общая толщина свиты до 160 м.
Ганькинская свита (К2т) представлена 50-метровой толщей зеленовато-серых монтморилонитовых глин с зернами глауконита, пиритизированны-ми растительными остатками и углистым растительным детритом.
В разрезе палеогена выделяются талицкан (палеоцен), люлинворская (эоцен), тавдинская (эоцен-олигоцен), представленные различными видами глин с прослоями кварцевых и глауконито-кварцевых песчаников общей толщиной 550-600 м, замыкающими в разрезе осадочного чехла серию глинистых образований морского генезиса.
Выделяемые выше в интервале олигоцена атлымская, новомихайлов-ская и туртасская свиты представлены в различном соот ношении чередованием песков и глин. Общая толщина составляет 150-180 м.
Отложения четвертичного возраста, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на образованиях палеогена, сложена аллювиальными озерно-алювиальными осадками, представленными серыми суглинками, глинами, желто-серыми песчаниками, линзами галечников, торфяниками. Общая толщина этих отложений около 100 м. Глава 3. Геологическое развитие района.
В пределах территории Тюменской НГО установлена присущая Западно-Сибирской НГП в целом двухъярусная тектоническая структура: фундамент палеозойского возраста и юрско-палеогсновый ортоплатформенный чехол. В обрамляющих ее районах выделяется т.н. туринская серия, выполняющая крупные грабены в теле фундамента. Эта толща была сформирована в условиях уже консолидированного фундамента, в связи с чем многие исследователи относят ее к платформенному чехлу, но в качестве
следователи относят ее к платформенному чехлу, но в качестве особого нижнего яруса.
Сведений, характеризующих развитие рассматриваемого района в палеозойское время крайне мало. По данным B.C. Бочкарева, в силуро-дсвонское время господствовали эвгеосинкшшальные условия, сопровождаемые наполнением кремнистых сланцев, известняков и базальтов. Вся площадь представляла расчлененное островными дугами море с крупными разломами, вдоль которых в разнос время формировались серпентиниты (Каль-чинская, Болотная и другие площади). Базальты и андезито-базальты - были главными горными породами этого времени. Описанная обстановка продолжалась и в раннекаменноугольное время, в конце которого началась главная складчатость и общая регрессия моря. В нозднепалеозойское время господствовали складчатые горы, местами развились межгорные прогибы с кислым вулканизмом. В это время происходило внедрение гранитных интрузий, растянувшееся до начала индского века триасового периода.
По мере формирования и подновления складчатых гор, они подвергались денудации, и происходило образование кор выветривания по палеозойским толщам. Новое поднятие ра йона отмечалось в триасовое время.
В раннеюрскос время осадконакопление происходило в водоемах типа «озеро-море», где накапливались ритмично чередующиеся г линистые и песчаные пачки шсркалинской свиты. После преимущественно прибрежно-морских и континентальных условий осадконакопления в средней юре, на фоне резкого уменьшения привноса терригенного материала и погружения бассейна осадконакопления, началась морская трансгрессия в кслловсйский век и к последующее некомпенсированное осадконакопление с формированием преимущественно глинистых и глинисто-битуминозных отложений. При этом в восточной части бассейна, приближенной к более мощным источникам обломочного материала, в определенные времена происходило накопление песчаных прослоев (верхняя песчаная подсвита в васюганских отложениях), причем в отдельных случаях их формирование происходило в условиях бокового наращивания с формированием клиноформных формаций (Кир-ско-Коттынская площадь и др.). В нсокомскос время снова началось избыточное поступление терригенного материала в морской бассейн, обусловив режим латерального наращивания с формированием клиноформных толщ. В рассматриваемом районе но мере движения от периферийных частей'бассейна к его осевой зоне происходит последовательная смена преобладания коллекторов в шельфовых пластах, глубоководных конусах выноса (ачимовской толщи) и склоновых линзах.
В восточных районах с конца баррема установился режим прибрежно-континснтального осадконакоплсния. В более западных во время альбской транарессии была сформирована хантымансийская свита, линия опесчанива-ния которой определяет восточную фаницу развития викуловской свиты. В сеноманское время на всей территории установился единый режим, в турон-ское время началась новая трансфессия, продолжавшаяся до конца эоцена. И вновь восточные источники сноса обеспечили формирование в толще кузнецовских глин песчаных прослоев, объединяемых в газсалинскую (ипатов-скую) свиту.
Размыв территории, связанный с общим воздыманием, начался в неогене и продолжается в настоящее время.
Ввиду слабой изученности территории и преобладанием сложнопо-строенных ловушек, моделирование процесса заполнения их углеводородами представляет из себя весьма сложную задачу. Считается, что наибольшие скорости прогибания и максимальный тепловой поток имели место в неоком-ское время, к началу которого значительная часть куполовидных поднятий уже сформировалась. Но, учитывая тот факт, что, согласно прогноза, структурными будет лишь незначительная часть залежей УВ, использование одних только иалсоструктурных реконструкций вряд ли оправданно. Весьма интересные результаты были получены при моделировании процесса мифации и определения зон аккумуляции в западных районах рассматриваемой т ерритории (С.Г.Неручев, 2000 г.), однако эти исследования к настоящему моменту охватывают лишь небольшие участки.
Глава 4. Основные нефтегазоносные комплексы, и связанные с ними ловушки углеводородов.
Нсфтегазоносность доюрского основания юга Тюменской области на всей ее территории связывается, в первую очередь, с контактной зоной основания и осадочного чехла, древними корами выветривания (КВ) палеозойских пород. В восточных районах, прилегающих к границам Томской и Омской областей, ожидается наличие скоплений нефти в палеозойских отложениях коренного залегания, связанных с рифовыми, кавернозными, трещиноватыми известняками.
Формирование древней КВ началось в раннем триасе, а завершилось на разных участках Западной Сибири в разное время. Возраст.ее, таким образом, является весьма неопределенным и по крайней мере время завершения ее формирования имеет «скользящий характер». Площадная кора выветривания залегает в виде невыдержанного горизонта и является наиболее распространенной на территории Западно-Сибирского бассейна. По контактам пород разного состава и по зонам разломов развиваются изменения, прослеживающиеся на большую глубину и создающие своеобразные
Бающиеся на большую глубину и создающие своеобразные «карманы». Такие тела получили название «линейных» кор выветривания. КВ развита по всем типам пород донорского основания. Толщина меняется в широких пределах. Границы с материнской породой нечеткая, верхний контакт может быть весьма разнообразным, гак как зависит от состава перекрывающих отложений. Доюрский нефтегазоперспективный комплекс на рассматриваемой территории продуктивен на Карабашском газовом и Ягыл-Яхском нефтяном месторождениях, в нем установлены нефтспроявлсния на Густореченской, и Урненско-Усановской площадях.
Нижнеюрский нефтсгазоперсиективный комплекс на рассматриваемой территории включает отложения шеркалинской свиты, содержащей два песчаных резервуара - Юц (илинсбах-тоар) и Ю!0 (тоар), перекрытых, соответственно, тогусской и радомской глинистыми пачками - флюидоупорами. Отложения нижней юры распространены в наиболее побуженных участках палеорельефа и выклиниваются на склонах поднятий. Большая часть рассматриваемой территории в раннеюрское время являлась областью денудации и лишь в се северной части происходили процессы осадконакопления. Накопление осадков в раннеюрское время происходило в условиях крупного осадочного бассейна типа озеро-море. Активная динамика водной среды в ингрессивные этапы приводила к переотложению и переработке песчаных осадков, за счет чего формировались хорошо отсортированные песчаники шеркалинского типа. Отложения нижней юры в рассматриваемом районе вскрыты в целом ряде скважин и есть основания рассчитывать на распространение в пределах рассматриваемого района раннеюрских резервуаров, обладающих удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами. Несмотря на это к настоящему моменту продуктивность комплекса в рассматриваемом районе не доказана.
Среднеюрский нефтегазоносный комплекс в пределах юта Тюменской области является в настоящее время одним из основных продуктивных комплексов. Вследствие особенностей строения средней юры и отсутствием устойчивых флюидоупоров в средней части комплекса, его продуктивность в региональном плане связана с пластами Ю2-4, залегающими в его верхней части, под региональной верхнеюрской глинистой покрышкой. Для территории Тюменской НГО характерной чертой является продуктивность не верхнего резервуара тюменской свиты - пласт Юг, а нижележащих резервуаров верхней подсвиты - Ю3 и Ю4. Эти резервуары обладают более высокими филырационио-емкостными свойствами (ФЕС), а пласт Ю; зачастую загли-низйрован.
Основной проблемой при прогнозе н ефтегазо нос пост и пластов Ю2-Ю4
является выявление зон распространения резервуаров с высокими ФЕС, обеспечивающими рентабельность разработки. Решение этой проблемы является сложным, поскольку в прибрежно-бассейновых и мелководных обста-новках среднеюрского бассейна наблюдается незакономерное распределение фаций типа «лоскутного одеяла». В рассматриваемом районе наиболее интересным является высокопродуктивное Усть-Тегусское месторождение с залежами в пластах Ю^.
Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс на рассматриваемой территории включает васюганскую на востоке и абалакскую на западе (пласт ЮО, баженовскую (пласт Ю0) - тутлеймскую свиты, вогулкинскую толщу (пласт «П»).
Продуктивность пласта Ю], приуроченного к верхней песчано-алевритовой пачке васюганской свиты, установлена в восточной части рассматриваемой территории, на Урненско-Усановском и Тайлаковском месторождениях, крайняя западная зона распространения пласта Ю,, в песчаных фациях прослежена в скважине №302 Южно-Пихтовой площади. Продуктивный пласт Ю] (васюганской свиты) сложен разнозернистыми песчаниками, гравелитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. В пределах рассматриваемой территории в данном комплексе наибольший интерес представляет Урненское месторождение, где верхнеюрскис породы развиты на всей территории, кроме сводовых частей локальных поднятий.
В центральной и западной частях рассматриваемой территории, где происходит глинизация верхней песчаной пачки васюганской свиты, в интервале между кровлей тюменской и подошвой баженовской свит выделяется абалакская свита. Ее изученность в рассматриваемом районе невысока, но в более западных районах, на Красноленинском своде (Ем-Еговская площадь) этот горизонт является высокопродуктивным эксплуатируемым объектом. В литологическом отношении абалакская свит а представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми.
Условия осадконакопления пород абалакской свиты не способствовали формированию в них коллекторов с межзерновой пористостью. Постседи-ментапионные преобразования могли привести к образованию коллекторов со вторичной пористостью в породах различных литологичсских типов. Основными путями фильтрации, обеспечивающими подток нефти к скважине в абалакской свите являются преимущественно карбонатные или кремнистые породы, преимущественное распространение имеют коллекторы, эффективная емкость которых представлена вторичными пустотами: трещинами, кавернами и полостями выщелачивания по трещинам (М.Ю.Зубков и др.).
Единственным месторождением с доказанной нефтеносностью в данном интервале разреза является в рассматриваемом районе Северо-Демьянское. Целенаправленное изучение абалакских отложений началось здесь в 1999-2000 гг. по инициативе автора.
Битуминозные глины баженовской (тутлеймской свиты), развитые в северной части Тюменской (Иртыш-Демьянской) НГО, промышленно продуктивны в Салымском НГР. Критерии локального прогноза нефтеносности и оценки ресурсов битуминозных отложений не разработаны, поэтому оценить перспективы комплекса в целом весьма затруднительно. В настоящее время нефтегазоносность данного комплекса установлена в пределах рассматриваемой территории в скважинах, незначительно удаленных от Салымского района (Северо-Демьянской, Ендырской и Нижне-Кеумской площадей), где данный комплекс является высокопродуктивным.
В пределах рассматриваемой территории наиболее характерными в баженовском комплексе являются Ссверо-Демьянское и Ендырское месторождения.
Вогулкинская толша распространена в южной половине Тюменской НГО, на территориях с невыясненными перспективами нсфтегазоносности и на бесперспективных (низкоперспективных) землях, преимущественно в зоне регионального отсутствия тюменской свиты и на склонах поднятий, где тюменская свита локально выклинивается. Перспективы нефтеносности связаны с развитием структурно-стратиграфических, кольцевых и козырьковых ловушек. С вогулкинской толщей, имеющей локальное распространение, могут быть связаны мелкие по запасам залежи нефти. Аналог толщи - пласт «П» широко распространен и высокопродуктивен в Шаимском районе.
Ачимовские резервуары, протягивающиеся субпараллельно кромкам неокомских палеошельфов, продуктивны в Кальчинской зоне и являются перспективными как на землях с доказанной нефтеносностью, так и на территориях с невыясненными перспективами. Коллектора в ачимовских отложениях связаны с весьма разнородными глубоководными осадками, конусами выноса глубоководных каньонов, сформировавшимися в условиях подножья континентального склона, и отличаются крайней невыдержанностью. Это резко затрудняет оценку перспектив данного комплекса. Самый характерный пример - Кальчииское месторождение, единственное в рассматриваемом районе промышленно разрабатываемое, где первоначально основным продуктивным комплексом считалась тюменская свита (пласты Ю3 и Ю4), на которые даже велось эксплуатационное бурение, а ачимовскип комплекс всерьез не рассматривался. Впоследствии, в этом комплексе были вскрыты эффективные мощности, превышающие 90 метров, и получены притоки до 100
уб.м. в сутки, и в настоящее время все эксплуатируемые объекты находятся
В пределах неокомского нефтегазоносного комплекса выделяются ва основных типа ловушек, связанных с от ложениями шельфа и континен-ального склона. В первом случае в разрезе наблюдается ритмичное чередо-ание преимущественно глинистых и песчаных горизонтов с которыми свя-аны основные залежи нефти в Широтном Приобье. Во втором случае, при оступлении избыточного количества обломочного материала, часть его ранзитом проносится и отлагается в зоне континентального склона. При гом, в период перехода от латерального наращивания (проградаиии) и мак-имальному латеральному наращиванию, на шельф продолжает поступать ольшое количество осадков, но в условиях сокращения пространства, дос-унного для аккумуляции. Глубоководная часть получает все больше песча-ого материала. При этом, части циклов, отложенные ближе к континенту, огут быть размыты, что приводит к формированию изолированных наклон-ых песчаных линз. Наиболее известным примером здесь является Приобское деторождение, основные залежи которого связаны с условиями континен-ального склона (АСю-ц) и глубоководного конуса выноса (АС 12).
В рассматриваемом районе наиболее характерными примерами про-уктивных комплексов первого типа являются иласгово-сводовые залежи на [олуньяхеком месторождении, второго - литологически-экранированные тлежи т.н. "приобского" тина Зимнего месторождения.
Характерно, что элементы клиноформного строения неокома просле-сиваются далеко на юг, без ожидаемого разворота кромок палсошельфа ольшинства комплексов параллельно южному борту Западно-Сибирского сдимснтационного бассейна, но с их сгушснисм по широте.
Аптскнй нефтегазоперспективный комплекс включает два резервуара леушинский и викуловский, перекрытые, соответственно, глинами кошай-кой пачки и ханты-мансийской свиты. В отложениях викуловской свиты ус-ановлены нсфтспроявлсния на Ереминской площади; в отложениях леушин-кой свиты нефтегазоносное™ не установлено. Однако оба этих резервуара вляются перспективными в северо-западной части рассматриваемой терри-ории, где разрезы неокома являются глинистыми, по аналогии с Приураль-кой и Фроловской НГО, в пределах которых аптский комплекс является родуктивным. Не исключено, что краевая часть залежи в викуловских тложениях вскрыта скважиной №104 в пределах Северо-Алымского уполовидного поднятия. Объект находится в ожидании испытания.
Сеиоманский комплекс является преимущественно газоносным - ос-овные 1азовые залежи крупнейших месторождений в Ямало-Ненецком ав-
геномном округе (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и т.д.) ириурочены именно к нему. Часть сеноманских залежей содержит нефтяные оторочки, в которых могут содержаться весьма значительные запасы нефти (Русское -более 400 млн.т. извлекаемых запасов). Однако, к настоящему моменту в пределах Западной Сибири выявлена только одна чисто нефтяная залежь, приуроченная к верхней части апт-сеноманской толщи - Ай-Яунское месторождение, Ш1асты ПКЬ2. Данное месторождение расположено в северовосточной части описываемой территории. Не исключено, что скопление нефти образовалось за счет перетока из нижележащих комплексов по тектоническим нарушениям. Разрывные нарушения на площади месторождения фиксируются как по магниторазведочным данным, так и по материалам ландшафтного дешифрирования. Широкое развитие разломных нарушений на Русском месторождении подтверждается результатами бурения, причем некоторые скважины пересекают саму поверхность сместителя. В связи с этим существуют предположения, что сеноманскис залежи нефти могут формироваться в зонах активного развития дизъюнктивных дислокаций, захватывающих весь осадочный чехол. Но в целом, критерии прогноза нефтеносности сеноманского комплекса не выработаны и долгое время данный комплекс в качестве нефтсперспективного не рассматривался. Только в 80-90" годах его нефтеносность была доказана на целом ряде месторождений. Данный объект следует рассматривать как новый, ранее пропущенный нефтегазоносный комплекс, приуроченный к апт-альб-сеноманским отложениям. В настоящее время идет интенсивное наращивание ресурсной базы данною комплекса, в том числе за счет таких, казалось бы, досконально изученных месторождений, как Самотлорское.
Глава 5. Теоретические основы прогноза литологических резервуаров.
Распределение коллекторов в неантиклинальных объектах контролируется главным образом, палеофациальными обстановками, отвечающими за первичный коллектор, и эпигенетическими изменениями пород, с которыми связано формирование вторичной емкости. Формирование первичного коллектора в первую очередь определяется палеоструктурным планом, палеогидро-динамикой и химией среды осадконакопления, эвтектикой, характером цикличности, т.е. всем, с чем связан снос и аккумуляция зернового материала, его фациальные и формационные замещения. С вторичными изменениями связана в значительной степени латеральная и вертикальная изменчивость емкостных характеристик. Наибольшее значение приобретают исследования генезиса и эпигенеза коллекторов и покрышек. Поэтому выявление зон развития улучшенных коллекторов в неантиклинальных объектах возможно лишь при ком-
иексном использовании результатов детальных лито-фациальных реконст-/кцнй и исследований эпигенеза с данными МОГТ и ГИС.
Проблемы, связанные с прогнозом залежей УВ в неантиклинальных эъекхах наиболее полно представлены при изучении нижнсмсловых ачимов-<их отложений Западной Сибири. Достоверный прогноз эффективных кол-гкторов в ачимовских отложениях только по сейсморазведочным данным не-эзможен, т.к. при одних и тех -же сейсмофациальных характеристиках в опдоформах могут залегать как маломощные, слабопроницаемые лесчано-тевритовыс породы с глинисто-карбонатным цементом, так и мощные (до 503 м) сравнительно однородные песчаные пласты, обладающие промышлен-ыми фильтрационно-емкостными свойствами. Коллектора ачимовской т олщи меют полосовидное и линзовидное распросфаненис и характеризуются вы-экой степенью латеральной и вертикальной изменчивост и, связанной с лито-ациальной неоднородностью и эиигснетичсскими процессами.
Для установления факторов формирования первичного и вторичного оллекторов в ачимовской толще исиользовались палеодинамические рскон-фукции на основании дробною фануломефического анализа, интерпрега-ия иалеофациальных обстановок по данным ГИС, количественные петрофа->о-минералогичсские исследования процессов разуплотнения и цементации ород, количественная оценка сложных и трещинных коллекторов методом ольших шлифов и т.д.
Сопоставление данных ГИС, палеосфуктурных и палеогидродинами-еских построений, результатов проведенного во ВНИГРИ анализа более 2000 бразцов ачимовских песчаников (Уренгойской, Тазовской, Русско-Реченской, аполярной, Восточно-Сургутской, Кальчинской, С.-Дсмьянской, Быстрицкой, Срсдне-Балыкской и Маслиховской и др. площадей), показало, что:
1-Ачимовскис отложения большинст ва площадей Западной Сибири об-азованы конусами выноса турбидитных потоков, а их клиноформенное зале-ание связывается в основном с боковым заполнением недокомпенсированно-о палеобассейна.
2. Расположение коллекторов не контролируется современным сгрук-урным планом. В палсорельефе песчаные гсла - коллектора тяготеют либо к клонам положительных сфукгур либо к впадинам, где аккумулируется зер-овой материал.
3.Сортировка, гранулометрическая зрелость, а, следовательно, интсн-ивность гидродинамическог о воздействия на осадок и качество первичного оллектора в период формирования ачимовской толщи менялась в широком ¡иапазоне. Условия седиментации ачимовских отложений менялись от ( радиационных течений, донных течений, мутьевых потоков до застойных обста-
новок. Наиболее высокие значения коэффициентов налсогидродинамической активности среды седиментации (и следовательно - улучшенные коллектора) приурочены к подводящим каналам (стоковые течения) и к центральным частям, где располагаются наиболее благоприятные породы коллекторы. Высокая динамическая активность среды осадконакоплсния хорошо отсортированных зрелых песчаников центральной части глубоководных конусов выноса связана с проработкой зернового материала глубоководными вдольсклоновыми течениями. Этим определяется ориентировка апевроиссчаных тел вдоль погребенных шельфовых террас. Направление сноса песчаного материала однозначно указывает на северную ориентацию вдольсклоновых течений. К периферийным частям коллекторские свойства пород ухудшаются.
4.Наиболее перспективные ловушки с хорошим первичным коллектором и значительным объемом связаны с глубокозалегающими песчаными телами, сформированными зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакоплсния. В периоды рсфессий происходило накопление мощных "песчаных фронтов" в пределах краев палеошельфов, выклинивающихся в сторону центральных частей Западной Сибири. На транирсссивном этапе мутьевые потоки формировали глинизированные плохоотсортированныс и незначительные по размеру алевропесчаныс чела с низкими коллекторскими характеристиками.
5. При возникновении препятствия на пути сноса зернового материала, перед выступами на палеорельефе формировались песчаные тела с хорошо отсортированной зрелой песчаной составляющей (т.е. с хорошим первичным коллектором). В «тени» выступов палеорельефа напротив, откладывался существенно глинизированный менее отсортированный мелкозернистый материал, высаженный из взвеси, перенесенной через барьер.
6. В отложениях ачимовской пачки выделены поровый, порово-трещшшьш и третцинно-иоровый типы коллекторов. Пористость частично или полностью связана с вторичной емкостью, образованной в результате растворения, коррозии зерен и цемента, перекристаллизации и преобразования глинистой и зерновой составляющей. Вторичные поры децементации в исследуемых отложениях составляют от 2-3 до 20%, пор каолинизации 0,51 %, поры, развитые вдоль открытых трещин не превышают 1,5-2%.
7. Существует определенная взаимосвязь между количеством песчаного материала в ачимовской толще и генетически связанном с ней шельфовым пласте - относительно «богатый» песчаным материалом шельфовый пласт БС6, развитый в восточных районах Северо-Кальчипсксго и Ссверо-Демьянского участков на юге Тюменской области с мощной (70 метров и более) толщей ачимовских коллекторов Кальчинского месторождения, тогда
как западнее «бедным» песчаным материалом более молодых пластов БСм соответствуют маломощные алеврито-нссчаные пропластки в ачимовской толще.
Глава 6. Зональность распространения типов разрезов, закономерности размещения ловушек и принципы проведения геологоразведочных работ.
В lllHpuiHOM ПрииОье yuiiiHOBJichu. Ч|0 В CGCVBCTCTBiiC с особенностями седиментации (боковое наращивание разреза в бассейне с некомпенсированным осадконакоплением) с востока на запад происходит последовательная смена типов разрезов юры и нсокома. При общем уменьшении псс-чанистости разреза происходит- cí o расчленение на все более изолированные друг от друга тела. В крайних западных районах Приуралья наблюдаются симметричные явления, но в существенно более сокращенном виде. Отмеченные закономерности изменения геологического разреза предопределяют распределение нсфтегазоносности в пространстве.
В южной части Западной Сибири территория осадочного чехла делится Центрально-Казахстанским массивом на две ветви, ориен тируемые по направлениям течения рек Тобой и Иртыш. Описываемая территория в большей части относится к западной ветви и в ее пределах в силу общего сужения территории бассейна происходит гораздо более быстрая смена типов разрезов, и, соответственно, основных перспективных комплексов, нежели в Широтном Приобье. Эти зоны выделяются по основным нефтенер-сиективным комплексам, на которые, в первую очередь, и ориентируются поиски. Существует ряд горизонтов, отложения которых могут быт ь продуктивны в пределах всей описываемой территории и с трудом поддаются локальному прогнозу (сеноманский, викуловский, шсркалинский и др.). Оио-искованис этих объектов должно вестись в соответствии с общими принципами проведения работ в соответствующих зонах. Границы распространения зон носят, за редким исключением, условный характер, и они, зачастую, перекрывают друг друга. Но определенные характерные черты позволяют довольно уверенно говорить о принципиальных различиях в строении различных территорий в пределах южных районов Западной Сибири, и, соответственно, о. принципиальных различиях в подходах к проведению поисково-разведочных работ на нефт ь и газ.
В крайней восточной части рассматриваемого района располагается «томская» зона. Ее выделение носит, в известной иепени, i шкнешческий характер, и определяется ее аналогией с расположенными в непосредственной близости месторождениями в Томской области (с залежами в корах вы-
ветривания). Для нее характерно высокая опесчаненность неокома и юры. Поэтому выявленные залежи нефти и газа приурочены к зонам дезинтеграции фундамента и развития трещинно-кавернозных известняков в промежуточном структурно-тектоническом этаже.
Наличие рассматриваемой «томской» зоны в пределах самой восточной части Уватского района подтверждается открытием Ягыл-Яхского месторождения, где получены малодебитные притоки нефт и из дезинтефиро-ванной коры выветривания. В пределах центральной част Урнснского поднятия, расположенного несколько западнее "томской" зоны, по промыслово-геофизическим данным выделяются продуктивные отложения горизонта «М» верхней части коры выветривания.
На запад от «томской» зоны, в восточной часта Уватского района располагается зона, которая условно может быть названа «у1угской». Перспективы здесь связаны преимущественно с юрскими отложениями - васюган-ской (Ю[) и тюменской (Юм) свит, хотя, в целом, интервал нефтегазоносно-сти может захватывать и низы неокома, там где в разрезе сохраняются качественные и выдержанные покрышки.
Западная фаница этой зоны определяется глинизацией верхнеюрских песчаников васюганской свиты. Залежи в средней и нижней юре в структуре запасов занимают значительный объем. В пределах Тайлаковской фуппы месторождений залежи нефти установлены не только в кровле тюменской свиты, но и в ее центральной части, и захватывают значительные площади. Доля запасов нефти в коллекторах тюменской свиты, по сравнению с объемом всего месторождения, доходи т до 30-80%.
Южное продолжение рассматриваемой «угутской» зоны фиксируется на Урненско-Усановском, Усть-Тегусском, Тайтымском, Прирахговском месторождениях. Особенностью зоны на территории ют а Тюменской области является широкое развитие «лысых» зон (Урнснско-Усановское месторождение).
Следующей за «угутской» к западу зоной является «усть-балыкская». Для нес характерным является наиболее оптимальное сочетание количества коллекторов и покрышек в неокоме, что в значительной мере расширяет диапазон вскрываемых здесь залежей -от пластов АС4 (в некоторых случаях от ПК() до БС ю-:!- Скопления нефти контролируются в основном структурным фактором. Залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают незначительный объем.
Типичным примером месторождений, приуроченных к данному типу разреза, являются Полуньяхское и др. месторождения. Южное продолжение зоны имеет место на Радонежском и Пихтовом поднятиях, где по результа-
там ГИС выделяются многочисленные залежи в пластах АСл - БС8. Перспективы, связанные с данным комплексом, распространяются и за пределы собственно «усть-балыкской» зоны как в восточном, так и в западном направлении, где возможны новые открытия (в частности, как перспективный, оценивается данный интервал в пределах центральной части Ссвсро-Демьянского поднятия).
Далее на запад располагается высокоперсиективняя «сальтмская» или «кальчинская» зона. Основные перспективы здесь связаны с отложениями пластов АС]о-12 неокома, шельфовыми и ачимовскими отложениями пластов БС5, БС6, БС7„ континентальными и лрибрежно-морскими отложениями тюменской, шсркалинской свит.
Наиболее крупные залежи нефти в рассматриваемом районе связаны с образованиями ачимовской пачки, склоновыми и краевыми частям шельфа пластов БС5.7. Концентрация песчаного материала происходит преимущественно на восточных крыльях структур. Скопления нефти контролируются структурным и литологичсским факторами. Залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают значительный объем. Общеизвест ны скопления нефти в битуминозных аргиллитах Салымского района. Весьма перспективным, но крайне малоизученным является в «салымской» зоне т.н. пласт' Ю(, где нефт еносность, в отличие от более восточных районов, связана не с песчаниками и алевролитами верхней пачки васюганской свиты, а с кремнисто-карбонатными прослоями глинистой абалакской свиты. Продуктивность этого горизонта установлена в пределах Северо-Демьянского месторождения.
Южное продолжение рассматриваемой «кальчинской» зоны фиксируется на Кальчинском, Ссвсро-Кальчинском. Нижнсксумском .месторождениях Уватского района. Здесь залежи установлены в ачимовской юлще пластов БС5-6, склоновых песчаниках БС7 и отложениях тюменской свиты.
К западу от этой территории располагается зона, которая условно может быть названа «пимской» или «приразломной». Перспективы нефтегазоносное™ связаны с шельфовыми и склоновыми, в меньшей степени, ачимовскими отложениями пластов БС1.3. Большое значение приобретают также залежи прибрсжно-морских отложений пластов АС(г>. 12- Залежи верхней, средней и нижней юры в структуре запасов занимают незначительный объем.
Типичным примером месторождений приуроченных к данному типу разреза являются Средне- и Нижнс-Шапшинское. Залежи нефти литологиче-ски запечатанные, полнонасыщенные, структурно-литологическис. Данная зона в пределах южной части Тюменской области, по сравнению с другими зонами, наименее изучена глубоким бурением и сейсморазведкой. Ее выде-
ление здесь весьма условно и определяется наличием аналога в Широтном Приобье.
В самой западной части расположена так называемая «приобская» зона, являющаяся продолжением полосы распространения пластов АСю-ц, с которой связаны основные залежи на Приобском месторождении. Полоса тянется практически от южной части Ямало-Ненецкого округа (Су гм уте кое месторождение) на юг до Чирнского блока и, вероятно, Тобольског о участка.
Залежи нефти приурочены к пластам AG}.¡: неокома, KDQ, верхней, ЮС2-з средней юры открыты на Приобском, Ай-Пимском, Западно-Ай-Пимском, Эргинском и др. месторождениях. В последнее время притоки нефти в непосредственной близости к рассматриваемой территории были получены на Черносорской, Чапровской, Кондинской и Малокопдинской структурах. В пределах южных районов в отложениях этого типа было выявлено Зимнее нефтяное месторождение с залежью в пласте AC¡0~.
Залежи нефти в неокомс связаны с песчаниками подножий и центральных частей конусов выноса осадков, в меньшей степени, со склоновыми и краевыми частям шельфа пластов ACg.n. Ла рассматриваемой территории это, как правило, обособленные в разрезе маломощные (суммарная мощность песчаников 5-10 м, в зонах деноцентров до 35-70 м) тонкоперес-лаиваюшиеся иссчаныс линзы, образующие в плане узкие полосообразные тела. Скопления нефти слабо контролируются структурным фактором, положение ВНК, как правило, не устанавливается. Залежи нефти в юре струк-турно-литологические или литологичсские, низко-, средне дебитные. их запасы имеют подчиненное значение.
Восточная граница зоны определяется положением бровки палсо-шельфа на момент накопления пласта БС|, западная - границей глинизации последнего нсокомского пласта. В районе Краснолснинского свода эта граница проходит между Каменной площадью Красноленинского месторождения и Средненазымским месторождением (залежь в пласте АС|), в описываемом районе из-за слабой изученности се положение не установлено.
В начале систематического изучения рассматриваемой территории, в первую очередь, с учетом существующей изученности, должны быть поставлены регионально-рекогносцировочные работы, которые должны решить следующие задачи:
1. Привязка основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ);
2. Уточнение структурного плана по основным отражающим горизонтам*
3. Уточнение границ развития основных литолого-стратшрафических подразделений (в том числе песчаной всрхневасюганск-ой пачки, песчаной ипатовской (газсалинской) пачки, хантымансийской свиты и т.д.);
4. Выявление комплексов, имеющих клиноформенное строение (таковыми в рассматриваемом районе могут быть, кроме неокомского, васюган-ский, викуловский и др.);
5. Уточнение положения бровок палеошельфа по основным нефте-персиективным комплексам в клиноформных частях разреза;
6. Построение предварительных карт мощностей сейсмокомплексов, их увязка со скважинными данными, уточнение положения дсиоцснгров;
7. Предварительное районирование территории, прогноз распространения основных зон, отличающихся подходами к проведению геологоразведочных работ;
8. Получение на основе опорно-параметрического бурения детальных представлений о строении разреза в каждой зоне;
9. Построена предварительная объемная модель осадочного чехла, характеризующая условия формирования осадочного чехла.
Для этого исследуемая т ерритория должна быть покрыта редкой сетью (с плотностью 0,2-0,5 пог.км/кв.км) рекогносцировочных ссйсмопрофилсй, которые вместе с ранее выполненными должны образовать надежный взаимоувязанный сейсмический каркас. Част ь скважин, бурящихся даже с поисково-оценочными целями, должна нести параметрические функции - в них должен быть увеличен объем отбора керна, проведено вертикальное сейсмо-ирофилирование и т.д. Кроме того, для южных районов Западной Сибири, лишенных вечной мерзлоты, доказана высокая информативность газовой съемки по иловым газам современных водоемов и водотоков. Чувствительность лого метода значительно иревышас: волюжносм снеговой съемки, малоэффективной на водообильных ландшафтах (болота, озера). Исследования состава иловых газов были проведены на Кальчинеком, Северо-Дсмьянском, Эргинском месторождениях. Наличие залежей нефти в юрских и нсокомских отложениях фиксируется контрастными аномалиями содержания пентанов в составе иловых газов (A.A. Нежданов). Этими же съемками выявлен ряд перспективных аномалий, подтвержденных в дальнейшем сейсморазведкой наличием структурных и структурно-литологичсских ловушек. Такие исследования с разной детальностью должны быть проведены как на стадии рекогносцировочных, так и на стадии поисковых работ.
После предварительного оконтуривания основных зон начинается этап площадных работ, собственно поисков и разведки углеводородов. При проведении дорогостоящих методов геологоразведочных работ (ссйсмораз-
ведка, бурение) следует проводить "настройку" этих методов на конкретную зону, которая заключается в выборе оптимального комплекса, методики и последовательности проведения работ, основанном на геологическом рай-, онировании по преобладающим типам залежей и всесторонний учет этих особенностей при постановке работ
В «томской» зоне на начальной стадии поиска основными объектами являются куполовидные поднятия, т.к. к ним тяготеют ловушки в основных поисковых горизонтах - коре выветривания, собственно палеозойских отложениях и, предположительно, песчаниках верхнего мела - ипатовской (газса-линской) свите.
Поиски и разведка залежей в зоне «угутского» типа связаны в первую очередь с выявлением «лысых» участков в зонах иалеосводов, как правило, почти совпадающих с их нынешним положением. При наличии информации о положении структур (почти вся территория юга Тюменской област и закрыта сейсморазведкой MOB, дающей определенную информацию о структурном плане) профили в зоне обрамления палсосводов должны быть сгущены для надежного оконгуривания линий выклинивания. Кратность исследований также должна быть повышена. Скважины размещаются в зоне развития песчаников, ориентировочно посередине по высоте между наивысшей точкой купола и оконтуривающей изогиисой. При установлении в какой-либо части зоны клиноформного строения васюганской свиты (аналогично восточным районам ХМАО), работы проводятся по методике, аналогичной исследованиям в «приразломной» зоне (см. ниже).
Поиски залежей в шельфовых неокомских пластах «усть-балыкской» зоны проводятся по классической технологии, когда территория покрывает ся прямоугольной сетью сейсмопрофилей, после чего разбуриваются своды поднятий по сейсмическим горизонтам, приуроченным к основным шельфо-вым пластам (БСМ). Анализ, проведенный на основе данных по наиболее изученным частям рассматриваемой территории, показал справедливост ь для нее дискретного распределения площадей локальных структур, полученного В.И.Шпильманом и С.Н.Чуйковым для Западно-Сибирской НГП в целом. При этом расчеты показывают, что увеличение плотности профилей выше 0,8 ног.км/кв.км не приводит' к какому либо существенному уточнению структурного плана. Задача детализации внутреннего строения выявленных месторождений на более поздних этапах может быть решена методами объемной сейсморазведки.
При размещении сейсморазведочных работ в зоне развития ачимов-ских отложений первостепенное значение приобретает ориентация сейсмопрофилей, а также повышение кратности исследований (48-60). Поисковые
скважины располагаются в сводовых частях и на восточных склонах, в дальнейшем - вдоль зоны развития ачимовских от ложений.
Зона «приразломного» тина характеризуется обеднснностыо песчаным материалом, ухудшением качества коллекторов и разнообразием типов ловушек - залежи, наиболее вероятно небольшие, здесь могут быть связаны как с отложениями склонов и конусами выноса, так и шельфовыми осадками. Основную роль при опоисковании зоны играет поиск участков с повышенными мощностями сейсмокомплексов, их сопоставление в плане. С этих участках проводится уплотнение сети наблюдений, ориентированное в.соответствии с преобладающим направлением простирания бровок палеошельфа, и выделение ловушек, на которые ориентируется поисковое бурение.
При опоисковании объектов в зоне «приобского» типа следует учитывать, что, структурный фактор ифает не столь существенную роль, хотя залежи, как правило, приурочены к восточным склонам поднятий. Пример тому - Зимнее месторождение, открытое на склоне одноименного поднятия, тогда как скважина, пробуренная в сводовой части поднятия коллектора не вскрыла. В южных районах количест во песчаных линз достигает десят ков. В этих условиях при проведении сейсморазведочных работ основную роль играет не столько кратность исследований, сколько плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкресг» предполагаемого простирания бровки палеошельфа, при которых трассировка отражающих горизонтов, приуроченных к песчаным линзам становится более однозначной. Скважины закладываются короткими профилями «вкрсст» простирания песчаных линз, направление которых совпадает с направлением бровок палеошельфа, В результате реализации такого проекта (Н.А.Сергеева. 1989 г.) было открыто Зимнее месторождение. В дальнейшем скважины размещаются в наиболее приподнятых участках в пределах развития песчаной линзы.
Принципы размещения объектов геологоразведочных работ в нефтегазоперспсктивных зонах
со о
Зоны каза-тели «томская» «угутская» «усть-балыкская» «салымская» («кальчинская») «пимская» («приразломная») «приобская»
Размещение сейсмоиро- филей По изомет-ричной сетке, кратность 48 - 60. Ориентация не играет большой роли По изометрич-ной сетке, кратность 48 - 60. Ориентация: а) при наличии клиноформ в Ю| аналогично «приразломиой» б) при отсутствии - роли не играет По изометричной сетке, повышенной плотности. Ориентация и кратность наблюдений не играет большой роли. Сгущение в купольных частях Высокая плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого Простирания бровки палеошельфа. Высокая плотность наблюдений по всей территории с максимальной концентрацией в зонах каналов и конусов выноса, ориентация профилей вдоль и «вкрест» предполагаемого простирания бровки палеошельфа. Высокая плотность наблюдений и ориентация профилей вдоль и «вкрест» предпол агаемого простирания бровки палеошельфа со сгущением «вкрест» простирания песчаного тела в зонах максимальных мощностей
Размещение скважин В сводовой части а) аналогично "приразломиой" зоне б) На крыльях, в середине амплитуды поднятия В сводовой части, далее по спирали в сторону ВНК В сводовой части и на восточных крыльях, после открытия вдоль простирания линзы и короткими профилями "вкрест". Короткими профилями через сводовую часть и восточные крылья, после открытия вдоль простирания линзы Короткими профилями "вкрест" простирания песчаных линз в зоне максимальных мощностей, после открытия вдоль простирания линзы
Примеры Ягыл-Яхское Урненско-Усановское Кальчинское, Северо-Кальчин- ское Зимнее
Перспективные структуры Тамаргинская Радонежская, Пихтовая Широтно- и Но-во-Кальчинская Центрально-Алымская Тюмская, Чирпская
Заключение.
Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему:
1. Проанализировано распространение основных продуктивных комплексов и связанных с ними ловушек УВ южных районах ЗападноСибирской НГП (Тюменской НТО). Вся территория была условно подразделена на шесть зон (с востока на запад) получивших следующие названия:
«томская», основные перспективные объекты связаны с формацией коры выветривания;
«угутская», основные перспективные объекты, преимущественно структурного или кольцевого типа, расположены в верхне- и среднеюр-ских отложениях;
«усть-балыкская», шельфовые неокомские отложения;
«кальчинская», формации глубоководных конусов выноса (ачимов-ская свита);
«приразломная» и «приобская», где перспективы нсфтсгазоносно-сти связаны, в основном, со склоновыми формациями.
2. Субгоризонтальным границам, разделяющим основные нефтегазоносные комплексы и определяющим наиболее распространенные типы ловушек по вертикали, поставлены в соответствие субвертикальныс границы, определяющие зоны преобладания гех или иных типов ловушек в плане и позволяющие оптимизировать применяемые методы геологоразведочных работ в каждой конкретной зоне.
3. Выявлены условия формирования основных продуктивных комплексов, основные типы ловушек, характерные для каждой зоны и предложены методы их прогноза и картирования.
4. Предложена оптимальная схема проведения геологоразведочных работ в каждой из выделенных ион. позволяющая сориентировать применяемую методику на особенности доминирующего нефтегазоносного комплекса и, тем самым, «настроить» проводимые исследования на выявление объектов в наиболее перспективных комплексах.
Список работ, опубликованных и подготовленных к публикации по теме диссертации:
1. К вопросу о методике поисков малоамплитудных структур в зоне развития органогенных построек. //Депонент ВИНИТИ (681-мг88), 1988 год. Соавтор: А.Р.Эрбер (Alex Erbcr)
2. Статистическая оценка характера распределения пористости неоком-ских коллекторов уренгойского типа. /./ Материалы республиканской конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии и геофизики, г.Баку, 1988 год. Соавтор: А.В.Соколов
3. Особенности проведения нефтспоисковых работ на юге Тюмеской области. II сб. Материалы XV Губкинских чтений, 3-4.11.1999, стр.41. Соавторы: И.С.Джафаров, С.В.Остапснко
4. Бассейновые нижнеюрские отложения Широтного Приобья. П сб. Материалы XV Губкинских чтений, 3-4.11.1999. стр.29. Соавторы. А.А.Граусман, П.Е.Сынгаевский
5. Концепция научно-производственных исследований, обеспечивающих эффективность ГРР по восстановлению ресурсной базы углеводородного сырья на современном этапе освоения недр II сб. Нефтегазовая геология на рубеже веков, т.1, С-Пб, 1999 год. Соавторы: М.Д.Белонин, И.С.Джафаров, С.В.Остапенко, В.В.Шиманский, Л.Я.Трушкова
6. Пути повышения надежности прогноза залежей углеводородов // 1999 год. Соавторы: Ю.З.Сегаль, И.С.Джафаров, С.Н.Пьянов, Н.Н.Яицкий
7. Формация коры выветривания в осадочном цикле Западно-Сибирского бассейна // "Геология нефти и газа", №11-12 за 1999 гол., стр.22-30. Соавтор: П.Е.Сынгаевский
8. Новые направления прироста запасов углеводородов в пределах эксплуатирующихся месторождений // сб. Пути повышения нстегазового потенциала ХМАО, вып.З, 2000 год, принята к публикации. Соавторы: И.СДжафаров, С.В.Остапснко, О.В.Бакуев
9. Бассейновые нижнсюрские отложения Широтного Приобья // "Геология нефти и газа", №1 за 2000 год., стр.21-27. Соавторы: А.А.Граусман, П.Е.Сынгаевский
10. Прогноз распределения размеров невыявленных залежей // сб. Mathematical methods in gcology, Prague, October4-8, 1998
11. Prognosing the sizes distribution oi undiscovered deposits // сб. Mathematical methods in geology, Prague, Ociober4-8, 1999
12. Log Faciès and Outcrop Analyses of Weathercd Crust Formation // 2000 AAPG International Conférence & Exhibition, Bali. Соавтор: P. E. Syngaevsky (П.Е.Сынгаевский)
13. К вопросу построения математических моделей геологических объектов // "Геология нефти и газа", в печати, №5 за 2000 г. Соавторы: О.В.Бакуев, А.А.Граусман
14. Вопросы оптимизации геологического изучения слабоизученных лицензионных участков в южных районах "I юменской области // В печати. Соавтор: О.В.Бакуев
15. Актуальные вопросы геолого-математического моделирования залежей нефти и газа // В печати. Соавторы: А.А.Граусман, П.Е.Сынгаевский.
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Хафизов, Сергей Фаизович
СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ.
СПИСОК ТАБЛИЦ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Хафизов, Сергей Фаизович
Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему:
1. Проанализировано распространение основных продуктивных комплексов и связанных с ними ловушек УВ южных районах Западно-Сибирской НГП (Тюменской НГО). Вся территория была условно подразделена на шесть зон (с востока на запад), получивших следующие названия: томская», основные перспективные объекты связаны с формацией коры выветривания; угутская», основные перспективные объекты, преимущественно структурного или кольцевого типа, расположены в верхне- и среднеюрских отложениях; усть-балыкская», шельфовые неокомские отложения; кальчинская», формации глубоководных конусов выноса (ачимовская свита); приразломная» и «приобская», где перспективы нефтегазоносности связаны, в основном, со склоновыми формациями.
2. Субгоризонтальным границам, разделяющим основные нефтегазоносные комплексы и определяющим наиболее распространенные типы ловушек по вертикали, поставлены в соответствие субвертикальные границы, определяющие зоны преобладания тех или иных типов ловушек в плане и позволяющие оптимизировать применяемые методы геологоразведочных работ в каждой конкретной зоне.
3. Выявлены условия формирования основных продуктивных комплексов, основные типы ловушек, характерные для каждой зоны и предложены методы их прогноза и картирования.
4. Предложена оптимальная схема проведения геологоразведочных работ в каждой из выделенных зон, позволяющая сориентировать применяемую методику на особенности доминирующего нефтегазоносного комплекса и, тем самым, «настроить» проводимые исследования на выявление объектов в наиболее перспективных комплексах.
120
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Хафизов, Сергей Фаизович, Санкт-Петербург
1. Опубликованная:
2. Алиева Е.Р., Кучурук Е.В., Хорошилова Т.В. Фундамент осадочных бассейнов и его нефтегазоносность //Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. Обзор ВИЭМС, М., 1987, 63с.
3. Биншток М.М., Наумов A.JI. и др. // О принципах выделения основных подразделений региональных стратиграфических схем-свит. Тр. ЗапСибНИГНИ, 1977, вып. 121, с. 80-82.
4. Богуш О.И., Бочкарев B.C. и др. Палеозой юга Западно-Сибирской равнины. Новосибирск, Наука, 1975, 43 с.
5. Бочкарев B.C. (ред.) Закономерности распространения продуктивных горизонтов в мезозое центральной части Западно-Сибирской равнины. Тюмень, 1976.
6. Бочкарев B.C. К стратиграфии и тектонике нижне-мезозойских отложений ЗападноСибирской низменности и ее обрамления. Тр. ЗапСибНИГНИ, в. 31,1970, с. 24-47.
7. Бочкарев B.C. Становление Западно-Сибирской плиты и ранние этапы ее развития. Авт. дисс. на соиск. уч. ст. докт. геол.-мин. наук, Новосибирск, 1975, 37 с.
8. Бочкарев B.C., Куликов П.К., Погорелов Б.С. Стратиграфия доюрских отложений. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 11, 1968, с. 3-26.
9. Бочкарев B.C., Нестеров И.И. Платформы и вопросы их нефтегазоносности. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюменский индустриальный ин-т, н. е., вып. 29, 1976, с. 8-11.
10. Бочкарев B.C., Федоров Ю.И. Тектоника и развитие Колтогорского и Уренгойского мегапрогибов (Западно-Сибирская плита). Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 125, 1977, с. 6269.
11. Боярских Г.К. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности мезозой-ско-кайнозойских платформенных отложений северных районов Тюменской области. Авт. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-мин. наук, Тюмень, 1969, 29 с.121
12. Волков С.И. Нижний и средний девон северных районов восточного склона Урала. // Тр. геол. музея им. А.П.Карпинского, вып. 2, M.-JL, 1960, стр. 101-135.
13. Вопросы методики изучения литологии в нефтегазоносных областях / Под ред. Г.А.Каледы, М., Недра, 1970. 220 с.
14. Вышемирский B.C., Пастух П.И., Фомин А.Н. и др.Газообразные гомологи метана и олефины у поверхности Земли в связи со скоплениями углеводородов // Геология и геофизика, 1992, №2, с.3-7.
15. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1984, 285с.
16. Геология СССР т.44. Тюменская область. М., Недра, 1964, 550 с.
17. Гончаров И.В. Геохимия Западной СЧибири. М., Недра, 1987, 181 с.
18. Граусман A.A., Граусман В.В. Дыбина H.A. Геогидродинамические системы, вопросы их эволюции и моделирования на ЭВМ. Якутск, ЯНЦ СО РАН, 1995,75 с.
19. Граусман A.A., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Бассейновые нижнеюрские отложения Широтного Приобья // "Геология нефти и газа", №1, 2000, стр.21-27.
20. Гурари Ф.Г., Девятков В.П., Еханин А.Е. и др. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири // Тр. СНИИГГиМС, 1990, с.3-9.
21. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне- среднеюрских отложениях Западной Сибири. // Геология и геофизика, 1987, N10.
22. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е., Москвин В.И. Маркирующие горизонты и проблемы корреляции разрезов нижней части чехла центра и юга Западно-Сибирской плиты. Тр. СНИИГГиМС, 1988, с.44-53.
23. Джафаров И.С., Остапенко C.B., Бакуев О.В., Хафизов С.Ф. Новые направления прироста запасов углеводородов в пределах эксплуатирующихся месторождений // Пути повышения нетегазового потенциала ХМАО, вып.З, 2000, принята к публикации.
24. Джафаров И.С., Остапенко C.B., Хафизов С.Ф. Особенности проведения нефтепо-исковых работ на юге Тюмеской области. // Материалы XV Губкинских чтений, 34.11.1999, стр.41.
25. Журавлев Е.Г. Зональный и локальный прогноз залежей углеводородов в трещинно-кавернозных корах выветривания карбонатного палеозоя Западной Сибири //Материалы областной научно-практической конференции), Тюмень, 1987, с. 23-24.122
26. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. континентальные и субконтинентальные юрские формации Западно-Сибирской плиты и их нефтегазоносность. // Типы осадочных формаций нефтегазоносных бассейнов, М., 1980, с. 207-216.
27. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. М., 1976, 171 с.
28. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А., Файн Ю.Б. Газонефтеносность коры выветривания фундамента Шаимского района. // Геология нефти и газа, 1973, N6, с. 6-14.
29. Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа. 1989, №6, с.26-30.
30. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность,- М., "Недра", 1980. 241 с.
31. Клепиков В.Н., Никифорова М.М., Раздченко Н.Д. и др. Нефть и газ Тюмени в документах. т.1. ЗапСибНИГНИ, 1971,476 с.
32. Климушина Л.П. и др. К методике поисков залежей литолого-стратиграфического типа в Западной Сибири. ИГиРГИ, 1979, вып. 22, с. 47-56.
33. Клопов А.Л. Предпосылки и надежность космогеологического прогнозирования нефтегазоносности // Дистанционные методы в геологии нефти и газа. Тр.ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1990, с.45-52.
34. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов O.K. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М., Недра, 1975, 680 с.
35. Краснов В.И., Ратанов Л.С., СЧтепанов С.А. и др. Региональная стратиграфическая схема палеозойских отложений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС, 1984, с.32-34.
36. Лебедев Б.А., Сахибгареев P.C. и др. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. М., Недра, 1976, 132 с.
37. Ли П.Ф. Геологическое строение Приуральской части Западно-Сибирской низменности. // Материалы годичн. сессии уч. совета по результатам работ. 1959 г., Л., 1960, с. 52-54.
38. Ли П.Ф. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Тюменского Зауралья. Л., Гостоптехиздат, 1960, 235 с.
39. Логвиненко Н.В., Петрография осадочных пород, М., «Высш. Школа», 1984.
40. Логвиненко Н.В., Сергеева Э.И. Методы определения осадочных пород. Л., Недра, 1986, 240 с.123
41. Максимов С.П., Самолетов М.В., Немченко H.H. и др. Палеозойский карбонатный комплекс перспективный объект поисков залежей УВ на Ямале // Геология нефти и газа. 1987, № 10, с.30-36.
42. Минский H.A. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. М., Недра, 1975, 288 с.
43. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Енгалычев Э.А. и др. Прогноз нефтегазоносности локальных ловушек // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М., Наука, 1987, с. 15-20.
44. Наливкин Д.В. Учение о фациях, т.1, т.2 М.-Л.,изд-во АН СССР, 1955.
45. Наумов А.Л. и др. О принципах выделения основных подразделений региональных стратиграфических схем-свит. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 121, 1977, с. 80-82.
46. Наумов А.Л. Принципы составления региональных корреляционных стратиграфических схем. // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири. Л., 1984, с. 145-152.
47. Нежданов A.A., Огибенин В.В. Материалы к региональной стратиграфической схеме нижней средней юры Западной Сибири. Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. Сборник научных тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987, с. 17-27.
48. Нежданов A.A., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмостратиграфический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири //Обзор серии "Разведочная геофизика". М., МГП Геоинформмарк, ч.1. 1992, 101с
49. Нежданов A.A., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмостратиграфический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Запад124ной Сибири //Обзор серии "Разведочная геофизика". М., МГП Геоинформмарк, 4.2. 1992, 99с.
50. Нежданов A.A. и др. Основные черты строения и перспективы нефтегазоносности юрских продуктивных комплексов южной части Надым-Тазовского междуречья. // Геолого-геофизические основы поисков. в Западной Сибири. Тюмень, 1986, с. 5360.
51. Нежданов A.A. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири. Тюмень, 1984, вып. 188., 145 с.
52. Нежданов A.A. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 188, 1984, с. 97-106.
53. Нежданов A.A. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Конкреционный анализ углеродосодержащих формаций. Тюмень, 1985, с. 95-102.
54. Нежданов A.A., Бочкарев B.c. и др. Перспективные зоны нефтегазонакопления триасовых отложений Западно-Сибирской равнины. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166, 1981, с. 40-50.
55. Нежданов A.A., Зининберг П.Д., Огибенин В.В. Методика и результаты комплексной корреляции продуктивных отложений неокома Сургутского и Нижневартовского районов. //Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 180,1982, с. 118-122.
56. Нежданов A.A., Огибенин В.В., Комиссаренко В.К. Новые данные о строении ниж-не-среднеюрских отложений Тюменской области // Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень, 1986.
57. Нежданов A.A., Сидоренко А.И. и др. Схема циклического строения осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 111, 1986, с.55-64.
58. Неручев С.Г. и др. Моделирование процессов генерации и аккумуляции нефти и газа // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Тезисы докл., Новосибирск, 1999, с. 3-5.
59. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Трушков П.А. Связь нефтеносности с катагенезом //125
60. Теоретические и методологические вопросы геологии нефти и газа. Новосибирск, Наука, 1981, с.79-90.
61. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления, Недра, 1987 г.
62. Обстановки осадконакопления и фации // под ред. Х.Рединга. М., Мир 1990 352 с.
63. Орьев Л.Г. Особенности строения порового пространства низкопроницаемых тер-ригенных пород верхней юры // Породы-коллекторы и миграция нефти. М., ИГиР-ГИ, 1987, с.35-43.
64. Петухов A.B., Кучерук Е.В., Митрофанова Л.И. и др. Геохимические методы поисков нефти и газа за рубежом. //Обзорная информация ВНИИОЭНГ. М., 1983 (серия "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений"), 64с.
65. Погорелов Б.С. и др. Домезозойский фундамент Западно-Сибирской плиты // Пробл. геол. нефти, вып. 3, М., 1972, с. 111-123.
66. Погорелов Б.С. Фундамент Березовского газоносного района. // Тр. ВНИГРИ, вып. 225, Л., 1963, стр. 167-183.
67. Популов Г.И. Стратиграфия и некоторые вопросы палеогеографии верхнемезозойских отложений восточного склона Среднего Урала и Среднего Зауралья. // Тр. Горно-геол. ин-та (Уральский филиал АН СССР), вып. 32, 1959, с. 41-69.
68. Проблема нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности. Новосибирск, Наука, 1976, 273с.
69. Разумова В.Н. Древние коры выветривания и гидротермальный процесс. М.,Наука, 1977, 156 с.
70. Рейнек Г.-Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления, М., Мир, 1981,438 с.
71. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа. // Гранулометрический анализ в геологии. М.: изд. ГИ АН СССР, 1978, с.5-25.
72. Ростовцев H.H. Западно-Сибирская низменность. // Очерки по геологии СССР (по материалам опорного бурения), т. 1, Л., 1956, с. 107-153.
73. Ростовцев H.H. Основные черты геологии и перспективы нфтегазоносности Западно-Сибирской низменности. В кн.: Тр. ВНИГРИ, вып. 132, Л., 1959, с. 85-92.
74. Ростовцев H.H., Симоненко Г.И., Уманцев Д.Ф. К вопросу о строении складчатого фундамента Западно-Сибирской низменности. // Тр. СНИИГГиМС, вып. 1, Л., 1959, с. 11-17.126
75. Самолетов М.В., Журавлев Е.Г., Зиновьева Н.Д. и др. Продуктивный карст карбонатного палеозоя Новопортовского месторождения. //М., ВНИИОЭНГ, Экспресс-информация, серия "Нефтегазовая геология и геофизика", вып.5, с. 1-5.
76. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. JL, ВНИГРИ, 1989, 260 с.
77. Сахибгареев P.C. Особенности изменения карбонатных коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. // Закономерности размещения коллекторов сложного строения и прогноз нефтегазоносности. JL, ВНИГРИ, 1985, с. 85-93.
78. Сахибгареев P.C., В.В.Шиманский и др. Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской СГС. // Тюменская сверхглубокая скважина, Пермь, 1996, с. 194-203.
79. Сверчков Г.П. Нефтегазоносность западной части Западно-Сибирской низменности. // Тр. ВНИГРИ, вып. 140, Л., 1959, с. 312-353.
80. Сегаль Ю.З., Джафаров И.С., Пьянов С.Н., Хафизов С.Ф., Н.НЛицкий Пути повышения надежности прогноза залежей углеводородов // 1999.
81. Седиментология, М.,1980, с.646.
82. Селли Р. Введение в седиментологию, М., 1981, с. 369.
83. Сердюк З.Я. и др. Новый нефтегазоносный комплекс н юге Западно-Сибирской плиты. Тр. МИНХи ГП, вып. 123-124, 1977, с. 184-189.
84. Сердюк З.Я. Литология, фации и коллекторы юрских отложений Обь-Иртышского междуречья // Автореф. Дисс. Канд.г.-м.наук, М., 1966, 27с.
85. Сердюк З.Я., Яшина С.М., Абакумова K.M. и др. Литологические критерии расчленения и корреляции юрско-неокомских отложений Обь-Иртышского междуречья // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири, Новосибирск, СНИИГГиМС, 1972, с.24-27.
86. Сидоренко А.И., Ясович Г.С. Пространственно-генетические ассоциации ловушек выклинивания в мезозое Западной Сибири // Стратиграфия и фации фанерозоя Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1982, вып. 169, с.93-102.127
87. Сирин H.A. Геолого-петрографическое исследование Приполярного Урала. М., Изд. АН СССР, 1945, 177 с.
88. Соколов A.B., Хафизов С.Ф. Статистическая оценка характера распределения пористости неокомских коллекторов уренгойского типа. // Материалы республиканской конференции молодых ученых и специалистов по проблемам геологии и геофизики, г.Баку, 1988 г.
89. Сорохотин О.Г., Ушаков С.А., Федынский В.В. Динамика литосферных плит и происхождение нефти. ДАН СССР, 1974, 214, №6, с.43-56.
90. Справочник по литологии. Под ред. Н.Б.Вассоевича и др., М., Недра, 1983,509 с.
91. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т.2, М., изд. АН СССР, 1962, 574 с.
92. Сурков В.С, Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. М., Недра, 1981, 143с.
93. Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Формация коры выветривания в осадочном цикле Западно-Сибирского бассейна // Геология нефти и газа, №11-12 за 1999, стр.22-30.
94. Филина Г.С. Литология и палеогеография юры Среднего Приобья. Наука, 1976, 87с.
95. Хаин В. Е. Геотектонические основы поисков нефти,- Баку, Азнефтеиздат, 1954г.
96. Хаин В.Е. Глобальные закономерности нефтегазоносности в свете современного понимания структуры земной коры // Теоретические и методологические вопросы геологии. Новосибирск, Наука, 1981, с.20-27.
97. Хант Дж. Геохимия и геология нефти. М., Мир, 1982, 704 с.
98. Хафизов С.Ф., Эрбер А.Р. К вопросу о методике поисков малоамплитудных структур в зоне развития органогенных построек. // Депонент ВИНИТИ (681-мг88), 1988 г.
99. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. Ленинград, Недра, 1991 г.
100. Хэллем А. Юрский период. Л., Недра, 1978, 272 с.
101. Шелепов В.В., Галимзянов P.M., Басик Е.П. Рабочая модель Повховского месторождения с целью определения запасов нефти. Нефтегазовое Обозрение, весна 1998 г., стр.52-60
102. Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона Р.Ф., Санкт-Петербург, 1999, с.204-211.
103. Romanov Е.А. ets. Modeling the process of forming and preserving the reservoir potential of West-Siberian deep rocs on the basis of computerized bank of lithological-petrographical data. Material of symposium, F14, Praha, 1999.
104. Hafisov S.F. Prognosing the sizes distribution of undiscovered deposits // Mathematical methods in geology, Prague, October 4-8, 1999
105. Stanffer P.H. Grain deposits and their implications, Santa Ynez Monntains, California. J. sedim. Petrol, 37, 1967, p. 487-508.
106. Syngaevsky P.E., Hafisov S.F. Log Facies and Outcrop Analyses of Weathered Crust Formation // 2000 AAPG International Conference & Exhibition, Bali.1. Фондовая:
107. Нежданов A.A. (отв. исполнитель). Оценка перспектив нефтегазоносности шельфовых пластов неокома и ачимовской пачки в Уватской лицензионной зоне ОАО "НК "ЮКОС". Тюмень, 1998.
108. Нежданов A.A. (отв. исполнитель). Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Тюменской области. Тюмень, 1996.
109. Нежданов A.A. (отв. исполнитель). Разработка сейсмогеологических основ прогноза неантиклинальных ловушек и залежей УВ Западной Сибири и методики ком-плексирования геолого-геофизической информации. Тюмень, ЗапСибНИИГеофизи-ка, 1990.
110. Романов Е.А. (отв. исполнитель). Комплексное лабораторное изучение керново-го материала и создание системы хранения керна по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1996.
111. Романов Е.А. (отв. исполнитель). Комплексное лабораторное изучение керново-го материала по месторождениям ОАО «Тюменская нефтяная компания», Тюмень, 1998.
112. Сердюк З.Я. (отв. исполнитель). Прогноз зон распространения коллекторов в юрских и палеозойских отложениях в пределах южных нефтегазоносных районов Тюменской области» Новосибирск, 1992.
113. Сердюк З.Я. (отв. исполнитель). Изучение литолого-петрографического состава и коллекторских свойств мезозойских и палеозойских комплексов на территории деятельности НПГО. Новосибирск, 1993.
114. Топычканов Б.В. (отв. исполнитель). Цитологические и фациальные особенности нефтегазоносных отложений Тюменской области. Тюмень, 1992.
115. Шиманский В.В. Вторичные изменения генетически разнотипных песчаников неокома Западной Сибири.// Диссертация на соиск. уч. степени к.г.-м.н., СПб, 1992.
-
Хафизов, Сергей Фаизович
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Санкт-Петербург, 2000
-
ВАК 04.00.17
- Перспективы освоения ресурсов углеводородов Девонско-Нижнекаменноугольных отложений высокоразведанных территорий Востока и юго-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
- Условия формирования и прогноз зон развития коллекторов в продуктивных юрских комплексах южной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе комплексирования данных метода общей глубинной точки с результатами литофациального анализа
- Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири
- Прогнозирование ловушек для залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным
- Формирование залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах западных районов Среднего Приобья
