Прогноз зон нефтегазоносности на территории юго-западного склона Байкитской антеклизы (Оморинский НГР) по материалам комплексной интерпретации геофизических данных

Берсенева, Наталия Ярославовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогноз зон нефтегазоносности на территории юго-западного склона Байкитской антеклизы (Оморинский НГР) по материалам комплексной интерпретации геофизических данных
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогноз зон нефтегазоносности на территории юго-западного склона Байкитской антеклизы (Оморинский НГР) по материалам комплексной интерпретации геофизических данных"

На правах рукописи

Ьерсеи^^

Берсенева Наталия Ярославовна

ПРОГНОЗ ЗОН НЕФТЕГАЗОНОСНОСТН НА ТЕРРИТОРИИ ЮГО-ЗАПАДНОГО СКЛОНА БАЙКИТСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

(ОМОРИНСКИЙ НГР) ПО МАТЕРИАЛАМ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 с ш 2т

Новосибирск 2010

004618282

Работа выполнена в Тюменском научно-проектно-производственном комплексе ООО «ТюменНИИгнпрогаз», г. Красноярск

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Старосельцев Валерий Степанович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Шемин Георгий Георгиевич

кандидат геолого-минералогических наук Смирнов Евгений Валерьевич

Ведущая организация:

ГПКК «КНИИГиМС», г. Красноярск

Защита состоится 23 декабря 2010 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета К 216.014.01 при ФГУП «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья» (СНИИГГиМС), в конференцзале по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67 Факс: 8 -383- 221-49-47; E-mail: geology@sniiggims.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП СНИИГГиМС.

Автореферат разослан « 22 » ноября 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат Сд -

геолого-минералогических наук Е.А. Предтеченская

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. В последнее время к Красноярскому краю, обладающему значительными потенциальными ресурсами УВ, всё чаще стали проявлять большой интерес недропользователи. Согласно программе социального развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 г., Красноярский край обладает ресурсами в 55.8 млрд. т. УУВ, но открыто в крае пока месторождений с промышленными запасами менее 2 млрд. т.

За последние три года в Оморинском НГР (на юго-западном склоне Байкитской антеклизы) пробурено шесть поисковых и разведочных скважин, но только в одной получен промышленный приток нефти (Км. 1). Большое количество пустых скважин, влекущее за собой значительные финансовые затраты, выдвигает на первый план необходимость качественной подготовки площадей и структур для проведения поискового бурения. Особенно это важно для районов со сложным строением осадочного чехла и фундамента, к которым и относится Оморинский НГР.

В современных условиях на территории Красноярского края в производстве геологических исследований особую значимость приобретают малозатратные геофизические работы (гравиразведка, магниторазведка), геохимическая съёмка, а также переобработка и более углубленный анализ накопленной геолого-геофизической информации.

В настоящей работе предложено уточнение контуров перспективных зон по комплексу геофизических признаков: зон повышенных градиентов, пространственно совпадающих с аномалиями CSD (метод комплексной сейсмической декомпозиции) и отсутствие аномалий газовых потоков (в первую очередь пропана), что свидетельствует о наличии покрышек, обеспечивающих сохранность УВ. Примером может служить то, что в пределах Оморинского и Камовского месторождений большинство продуктивных скважин расположены в этих зонах («окнах»).

Основными перспективными уровнями в Оморинском НГР являются верхняя часть рифейских карбонатных толщ (по которым развивались трещинно-кавернозные высокоёмкие коллекторы) и вышележащие терригенные и терригенно-карбонатные отложения венда. Но, несмотря на сравнительно густую сеть сейсмических профилей, здесь уверенно выделены единичные локальные поднятия. В связи с этим, традиционных нефтегазопоисковых методов, предусматривающих поиски структурных ловушек с дальнейшим их разбуриванием, здесь недостаточно. Поэтому лучше рассчитывать на обнаружение литолого-стратиграфических ловушек УВ, к которым и приурочены Оморинское и Камовское месторождения. Проблема открытия таких месторождений заключается в том, что горизонты коллекторов как в вендских, так и в рифейских толщах, не выдержаны по простиранию и часто замещаются непроницаемыми породами. Поэтому задача поисков залежей УВ, прежде всего, сводится к обнаружению зон коллекторов на перспективных уровнях с учётом их структурного положения, для чего в настоящей работе проведено районирование территории на основе компонентного анализа геофизических полей, уточняющего строение фундамента и структурно-вещественных комплексов чехла.

Не менее актуальной является оценка ширины и протяжённости глубинных разломов, а также установление иерархической соподчинённости и упорядоченности их расположения, особенно узлов пересечения разломных зон, которые приобретают поисковый интерес. В Оморинском НГР выделенные зоны разрывных нарушений, а особенно узлы пересечения разломных зон разных азимутов простирания, являются ослабленными участками с аномальной тектонической раздробленностью и трещиноватостью, повышенной геодинамической подвижностью и проницаемостью, как для флюидов, так и для траппов.

Объектом исследований является юго-западный склон Байкитской антеклизы (Оморинский НГР)

Целью работы является прогноз зон нефтегазоносное™ в рифейских и вендских отложениях на основе комплексной обработки геолого-геофизических материалов в пределах Оморинский НГР юго-западного склона Байкитской антеклизы. Для достажения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Обобщить и проанализировать геолого-геофизический материалы по Камовскому своду и прилегающей к нему территории.

2. На основе качественной и количественной интерпретации потенциальных полей составить новую модель строения Оморинского НГР.

3. Построить схему разломов и зон разрывных нарушений на территории Оморинского НГР, их узлов пересечения на основе комплексного анализа потенциальных полей.

4. Выделить основные критерии для обоснования перспективных зон УВ, установить их корреляционные связи между собой.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены личные исследования автора в пределах Оморинского нефтегазоносного района в юго-западной части Сибирской платформы, опирающиеся на количественный и качественный автоматизированный анализ геолого-геофизических материалов, литературные источники, материалы ГИС. В процессе работы проанализированы материалы сейсмопрофилей - 3000 км, 200 км2 гравимагниторазведочных работ, 30 км2 электроразведочных работ, 11 тыс. км2 спектрометрической съёмки, 20 глубоких скважин, 144 опубликованных и 57 фондовых источников.

Защищаемые положения.

1. Разработана новая модель строения Оморинского НГР.

На основе комплексной интерпретации потенциальных полей уточнено строение территории исследования: по поверхности фундамента Оморинский НГР располагается в двух разных структурах первого порядка - Камовского свода и Иркинеевско-Катангского авлакогена; основные аномалиеобразующие объекты связаны с особенностями строения фундамента, рифейско-вендских отложений и интрузивными образованиями. По сочетанию различных характеристик геофизических полей между собой сделан прогноз возможного состава структурно-вещественных комплексов.

аномальнотектонической раздробленностью, повышенной геодинамической подвижностью и проницаемостью, как для флюидов, так и для траппов.

3. Выявлены закономерности распределения перспективных зон для скопления углеводородов на основе комплексной интерпретации геофизических данных путём сочетания зон разрывных нарушений с аномалиями CSD и отсутствия газовыделения пропана (или незначительными проявлениями метана).

Научная иовизна и личный вклад.

•Впервые представлена схема разломов, узлов их пересечения, составленная на основе комплексного количественного анализа геолого-геофизических материалов и позволяющая повысить эффективность решения нефтепоисковых задач. Установлена корреляционная связь систем разломов с геохимическими и сейсмическими данными.

•Впервые выделены перспективные участки на поиски скоплений УВ (или «окна»), которые характеризуются сочетанием зон разрывных нарушений с аномалиями CSD, отсутствием газовыделения пропана и незначительными проявлениями метана. Именно эти «окна» свидетельствуют о наличии флюидоупоров и могут служить поисковым критерием.

Практическая значимость.

•Узлы пересечения разломных зон разных азимутов простирания являются ослабленными участками с аномальной раздробленностью (трещиноватостью), повышенной геодинамической подвижностью и проницаемостью.

Установлена связь промышленной нефтегазоносное™ с разломами и зонами разрывных нарушений и определена их роль в формировании структурных планов различных этапов развития территории. Показана значительная роль систем разломов при комплексном сопоставлении с результатами обработки сейсморазведки, геохимии.

•Представленная схема расположения перспективных зон или «окон», которые характеризуются аномалиями CSD, отсутствием газовыделения пропана и незначительными проявлениями метана, может быть использована для прогнозирования покрышек для залежей УВ.

•Составлены сводные карты суммарной проводимости и проводимости вендских подсолевых терригенных отложений третьего комплекса Sm (горизонт Б).

Автор принимал участие в научно-производственных отчетах, из них - в трех по заказу МПР РФ, Красноярского Комитета по геологии и использованию недр, Управления природных ресурсов администрации Красноярского края и в одном в ОАО « Енисейгеофизике» - по заказу ООО «Красноярскгаздобыча».

Структура и объем работы. Работа состоит из 5 глав. Текст изложен на 143 страницах, содержит 41 рисунок. Список литературы включает 201 наименование.

Диссертация выполнена в комплексном геолого-геофизическом отделе ООО «ТюменНИИгипрогаз». Автор признателен своим коллегам за консультации при написании диссертации: Старосельцеву B.C. (СНИИГГиМС), Назимкову Г.Д. (КНИИГиМС), Мельникову Н.В., Мигурскому A.B. (СНИИГГиМС), Кучерову В.Е., Матвеевой Т.Н., Жуковину Ю.А. (КНИИГиМС); Вальчаку В.И., Гутиной О.В. (ООО «Енисейгеофизика»).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается выбор темы, ее актуальность, определяются цель и задачи исследования, раскрывается научная новизна, теоретическая и практическая значимость диссертационной работы.

Первая глава. История геологического изучения юго-западной части Байкитской аитеклизы

Обобщение геолого-геофизических исследований в пределах Оморинского НГР показало, что проведенный комплекс работ полностью соответствует поисково-оценочной стадии освоения территории. Вся территория покрыта комплексом разномасштабных геолого-геофизических съемок (геологической, гравиметрической, аэромагнитной, сейсморазведочной, аэрогеохимической, аэрогаммаспектрометрической, электроразведочной, бурением и ГИС).

По результатам проведенных геолого-геофизических работ на территории исследования

- изучено изменение мощностей стратиграфических подразделений и интрузий при несогласном залегании вендских отложений на рифейской толще и увеличение мощностей терригенного венда на склонах Камовского свода, в которых открыты структурно-литологические залежи нефти и газа, дан предварительный прогноз развития коллекторов в вендских и рифейских отложениях.

- составлены тектонические схемы, отображающие разрывную тектонику, морфологию и условия залегания траппов в приповерхностной части платформенного чехла; выделены участки повышенной суммарной мощности интрузивных пород и намечены тектонически ослабленные зоны в фундаменте и осадочном чехле.

- использованы структурные карты и схемы по кровле предвендской эрозионной поверхности рифея, ванаварской, оскобинский, катангской, тэтэрской, усольской свит, нижнебельской подсвиты, осинского горизонта и горизонтам R3 и R, в масштабе 1:200 ООО по материалам Сарвирова А.Д. (2008 г.).

- использованы количественные оценки параметра резонансного затухания по методике CSD для изучения перспективности венд-рифейских отложений при качественной оценке коллекторских свойств выявленных объектов (Белозёрова, 2006), что позволило уточнить их контуры и определить среди них наиболее перспективные для поиска углеводородов.

Вторая глава. Геологическое строение района

Во второй главе кратко изложено геологическое строение района исследования и дана геолого - геофизическая характеристика комплексов пород осадочного чехла.

В геологическом строении территории Оморинского НГР принимают участие архейско-нижнепротерозойские породы, отложения рифея, венда и нижнего палеозоя. К AR-PRi относятся породы кристаллического фундамента, к осадочному чехлу отложения рифея, венда, кембрия и ордовика. Общая мощность осадочных отложений в пределах района по геофизическим данным составляет 3-7 км.

Проведено изучение физических свойств горных пород в Оморинском НГР. Условно породы разреза разделены на пять сейсмогеологических и геоэлектрических комплексов, отличающихся друг от друга по совокупности физических свойств. К первому комплексу отнесены породы кристаллического фундамента, представленные гранито-гнейсами ( скв. Енг-154) и двупироксеновыми, гиперстеновыми, амфибол-пироксеновыми и гранатсодержащими гнейсами и сланцами плотностью от 2.58 до 2.9 г/см3, высокой магнитной восприимчивостью 2350-5150 х 40 ед. СИ и сопротивлением сотни-тысячи Ом*м3.

Рифейские терригенно-карбонатные и терригенные отложения второго комплекса (скв. Втг-1, Ом-2, 3, 4, 5, 7, 8, 10) являются высокоомными (до сотен Ом*м) с плотностью 2.6 - 2.68 г/см3 магнитной восприимчивостью от 10 х 10"5 ед. СИ (для карбонатно-терригенной толщи) до 10-30 х -fO ед. СИ (для глинисто-карбонатных отложений) со средними пластовыми скоростями продольных волн в рифейских отложениях от 5.02 - 7.60 км/с.

На рифейском комплексе с угловым и стратиграфическим несогласием залегают вендские терригенно-карбонатные отложения третьего комплекса (ванаварская и оскобинская свиты) с суммарной мощностью 60-333 м. Отложения являются высокоомными 40-150 См слабомагнитными с максимальными значениями магнитной восприимчивости до 35х10"5 ед.СИ средней плотностью 2.54 - 2.66 г/см3 и продольной скоростью 4.2 км/с-5.1 км/с.

Четвертый комплекс включает карбонатно-глинистые и карбонатные породы катангской, собинской, тэтэрской свит и кембрийские галогенно-карбонатные породы усольской, бельской, булайской, ангарской, литвинцевской свит. Карбонатно-глинистые и карбонатные породы катангской, собинской, тэтэрской свит характеризуются плотностью 2.7 г/см3, магнитной восприимчивости 15-35хЮ"5 ед.СИ, удельным сопротивлением 5-50 Ом*ми продольной скоростью 6 - 6.4 км/с. Галогенно-карбонатные отложения комплекса характеризуются плотностью 2.55-2.73 г/см3, немагнитные с удельным сопротивлением 150-300 Ом*м и продольной скоростью 4.4 - 6.5 км/с.

Пятый комплекс включает терригенные и карбонатно-терригенные отложения эвенкийской свиты, ордовика и четвертичной системы с плотностью 2.3-2.68 г/см3, магнитной восприимчивости 5-100х10"5 ед.СИ, удельным сопротивлением 5-50 Ом*м и продольной скоростью 3 - 4.5 км/с.

Комплексный анализ литологических, магнитных, плотностных, электрических, сейсмических параметров и изменения мощностей показал, что геологический разрез характеризуется следующими особенностями:

-наибольшей изменчивостью всех выше перечисленных параметров отличаются протерозойский и вендский комплексы, наименьшей - средний-верхний кембрийский комплекс;

-немагнитными или слабомагнитными с низкой плотностью (2.05-2.32 г/см3) выделяются соли в усольской, бельской и ангарской свитах;

-траппы характеризуются как магнитные или сильномагнитные с большой плотностью 2.93-3.15 г/см3;

-карбонатные породы рифея имеют повышенную плотность, практически немагнитные и отличаются большой пластовой скоростью;

-терригенные породы рифея и венда характеризуются низкой плотностью, повышенной намагниченностью и пониженной пластовой скоростью.

Основные аномалиеобразующие объекты связаны с особенностями строения фундамента, рифейско-вендских отложений и интрузивными образованиями. Основными литологическими и структурно-тектоническими особенностями, которые находят отражение в гравимагнитных полях, являются следующие:

-фундамент гранитоидного состава (интрузии кислого состава) выделяется отрицательными гравимагнитными аномалиями,

-положительные гравитационные и отрицательные магнитные аномалии увязываются с карбонатными толщами рифея,

- пластовые интрузии долеритов увеличенной мощности в осадочном чехле или участки секущих интрузий траппов в ВЧР характеризуются положительными гравитационными аномалиями. В магнитном поле (ДТ)а эти образования в зависимости от намагниченности создают положительные, отрицательные или знакопеременные аномалии,

-отрицательные гравитационные и магнитные аномалии являются индикаторами разломных зон (зоны дезинтеграции горных пород) в осадочном чехле, либо локальные участки резкого увеличения мощности каменной соли в нижнекембрийских отложениях,

-отрицательными аномалиями силы тяжести и положительными магнитными аномалиями картируются приразломные зоны, депрессии эрозионной поверхности, выполненные увеличенной мощностью терригенных отложений венда.

Третья глава. Фациальное районирование нефтегазоносных комплексов Оморинского НГР В работе представлена краткая характеристика фациального районирования рифейских и вендских отложений. На основании схемы фациального районирования рифея, принятой на совещании« Стратиграфия рифея юго-западной части Сибирской платформы ...» в 1998 г. в пределах Оморинского НГР выделено два фациальных района - Куюмбинский и Катангско-Чадобецкий. На исследуемой территории в пределах Куюмбинского фациального района выделено три фациальные зоны - Енгидинская, Тохомская и Каменская, которые имеют различную геологическую историю развития на некоторых этапах в рифейское время, а следовательно и различные перспективы. Для Куюмбинского фациального района Оморинского НГР на основании

решения совещания« Стратиграфия рифея ........» (Красноярск, 1998 г.)

установлены следующие фациальные особенности:

1. В рифейских разрезах выделено три типа фаций: фации ограниченной циркуляции вод (каланская, копчерская, низы юктэнской и рассолкинской свит); морские платфоменные фации (средние части юрубченской и юктэнской свит), сформировавшиеся в спокойной гидродинамической среде и фации органогенного рифа края платформы (верхи юрубченской и юктэнской свит) с активной гидродинамикой бассейна.

2. Установлены геохимические условия среды накопления осадков.

Верхняя часть юрубченской, частично каланская, нижняя и средняя

юктэнской, рассолкинская свиты отлагались в анаэробной среде, что является

благоприятным фактором для формирования залежей УВ. Породы верхней части юктэнской, средняя часть юрубченской свит формировались в условиях окислительной среды.

3. Установлена трансгрессивно-регрессивная направленность осадков. В трансрегрессивную стадию формировались осадки, по которым впоследствии развивались высокоёмкие пласты-коллекторы трещинно-кавернового типа.

4. Для рифейских отложений выявлены крупные перерывы в осадконакоплении, которые являются одними из критериев формирования главных коллекторов в карбонатных осадках.

5. Основные перспективы рифейского комплекса связаны с Каменской фациальной зоной, в которой прогнозируется наличие внутририфейских залежей, связанных с «рифоподобными» объектами. В ближайшем будущем эта зона может стать новым нефтегазодобывающим районом, который внесет свой вклад в развитие нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края.

На основании схемы фациального районирования вендских отложений Оморинский НГР, согласно решению стратиграфического совещания

«Стратиграфия и нефтегазоносность .....» (2001 г.), размещается на территории

трёх фациальных зон - Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчиминской Предъенисейского фациального района.

Оморинская фациальная зона занимает западную и частично-юго-западную часть Оморинского НГР. Она характеризуется увеличенной мощностью терригенных отложений ванаварской свиты (более 50 м), сульфатно-карбонатно-терригенным составом оморинской свиты и увеличением её мощности до 100 и более метров. Низы катангской свиты имеет глинисто-доломитовый состав с продуктивными пластами песчаников. В её пределах в Оморинском НГР пробурены глубокие скважины Енг.-154, Пл.-1, -2.

В пределах Оморинской фациальной зоны в ванаварской свите по геологическим данным, глубокому бурению, сейсмическим материалам и кластерному анализу выделены Тамбуинская, Западная и Восточная подзоны, а по оморинской свите - Тамбуинская и Восточная подзоны.

Юрубчено - Тайгинская фациальная зона, представленная терригенными отложениями охватывает преимущественно юго-восточную часть и фрагментарно следится вдоль северной границы нефтегазоносного района (скв. Втг-1, Км-1,2).

Оленчиминская фациальная зона охватывает западную и юго-юго-западную часть Оморинского НГР и характеризуется большой (более 500 м) мощностью терригенных отложений, вскрытых под собинской свитой. Мощность свиты в пределах этой подзоны увеличивается до 180 м в районе скважины скв. ВТх-1. Разрез становится более терригенным. В Оленчиминской зоне выделена Тохомская подзона по ванаварской и оморинской свитам. Граница раздела Тамбуинской и Восточной подзон от Тохомской проведена по сейсмическим материалам.

Согласно решению стратиграфического совещания (Красноярск, 2001), эти отложения отнесены к немчанской свите (скв. Олн-152, инт. 2080-2560 м), которые в скв. Ирн-155, ВТх-1 подразделяются на ванаварскую и оморинскую свиты. В работе приводятся краткие литологические и фациальные

характеристики отложений ванаварской и оморинской свит по каждой зоне, перспективных для поисков нефти и газа.

Согласно материалам на основании решения совещания «Стратиграфия и

нефтегазоносность.....» (2001 г.) для отложений ванаварской свиты установлены

следующие фациальные особенности:

1. В пределах Оморинского НГР выделяются дополнительные подзоны -Тохомская (Оленчиминской фациальной зоны), Тамбуинская, Западная, Восточная (Оморинской фациальной зоны) и Камовская (Юрубчено-Тайгинской фациальной зоны).

2. В разрезе ванаварской свиты по площади выделено 8 типов фаций. К подошве свиты, приурочены морские фации, выше по разрезу идёт неравномерное переслаивание прибрежно-морских фаций.

3. Наибольший нефтегазопоисковый интерес представляют баровые отложения, пляжевые песчаники, либо песчаники слабо подвижного прибрежного мелководья морского бассейна, содержащие песчаники с хорошими коллекторекими свойствами.

4. Морские фации преимущественно аргиллитового состава могут являться флюидоупором для залежей УВ в карбонатном коллекторе рифейского НГК.

5. Отложения ванаварской свиты имеют очень сложное строение, что связано с орогенным этапом осадконакопления. Для них характерны признаки, как континентальных формаций, так и геосинклинальных, разрез изменчив и невыдержан по простиранию. Тектоническая нестабильность территории наложила свои отпечатки на породы этого времени (резкое изменение мощностей и фациальной изменчивость с многочисленными перерывами в осадконакоплении).

6. В формировании осадков ванаварского времени господствующее положение занимала окислительная обстановка среды.

Фациальное районирование отложений оморинской свиты характеризуется следующими особенностями:

Установлена трансгрессивное залегание отложений оморинской свиты в разрезах всех скважин в пределах НГР с относительно выдержанной мощностью по площади (Ом.-4 - 138 м и в скважине Пл.-1 - 132 м). В разрезе оморинской свиты выделено 4 типа фаций - хемогенные сульфатные, карбонатные, теригенно-сульфатно-карбонатные, песчаные осадки прибрежного мелководья морского бассейна. Сульфатно-карбонатные отложения приурочены к кровле и нижней части свиты могут являться флюидоупором для залежей УВ в терригенных отложениях оморинской свиты.

Четвёртая глава. Комплексная интерпретация геофизических материалов

При автоматизированной комплексной обработке геофизических данных юго-западной части Байкитской антеклизы в региональном плане и в рамках Оморинского НГР на основе детального анализа потенциальных полей проведено изучение морфологии гравимагнитных полей, выполнена статистическая обработка имеющихся геолого-геофизических данных с применением кластерного анализа по выделению классов на основе потенциальных, сейсморазведочных материалов и электроразведочных данных. Для выполнения

комплексной обработки геофизических данных использованы сводные карты поля силы тяжести (Буге 2.67 г/смЗ) масштаба 1:200 000 и аномального магнитного поля (ДТ)а масштабов 1:50 000 и 1:1000000; аномальные плотности пропана и метана масштаба 1:50000 (Дидичик, 2008); сводные карты суммарной проводимости и проводимости подсолевых терригенных отложений третьего комплекса Sni (Берсенева, 2008); структурные карты масштаба 1:200 000 по отражающему сейсмическому горизонту R4, R3, Ro, Б (Сарвиров, 2008).

На основе количественной и качественной интерпретации гравимагнитных полей и их высоко-, средне- и низкочастотные составляющих (трансформаций), карт распределения намагниченности и плотности определенных структурных уровней по сочетанию морфологических признаков в потенциальных полях по поверхности фундамента выделяется два блока А и Б первого порядка, приуроченные к двум разным структурам первого порядка-Камовскому выступу и Иркинеевско-Катангскому авлакогену.

В пределах блока Б картируются два блока 11 порядка: на севере блок Б1, на юго-западе Блок Б2. Блок Б2 является продолжением (частью) блока Б1 на юго-юго-запад обширного гравитационного поля меридианального направления, уходящего на север, северо-восток и северо-запад за пределы исследуемой территории. Границы между блоками проведены с некоторой долей условности и требуют дальнейшего уточнения.

При проведении комплексной интерпретации потенциальных полей, сейсморазведочной и электроразведочной информации в Оморинском ИГР выполнен статистический анализ для выделения классов (кластерный анализ). С этой целью выделены две выборки, в которых потенциальные поля и их высоко-, средне- и низкочастотные составляющие (трансформации), карты распределения намагниченности и плотности определенных структурных уровней, сводные карты суммарной проводимости и проводимости подсолевых терригенных отложений третьего комплекса Su¡, структурные карты по отражающим сейсмических горизонтов Ro и Б распределены по двум условным уровням. Первая выборка приурочена к эрозионной поверхности фундамента, вторая - к вендским отложениям.

По результатам кластерного анализа в первой выборке выделено три класса, пространственно совпадающие со структурами первого порядка -Камовским сводом и Иркинеевско-Катангским авлакогеном. Третий класс пространственно совпадает с трапповыми интрузиями, которые картируются на поверхности по результатам геологической съёмки масштаба 1:200000. Сопоставление внутририфейских структурных поверхностей (отражающих горизонтов R4, R3) со структурным планом фундамента показало их частичное унаследованное развитие только на уровне структур первого порядка. По эрозионной поверхности рифея установлена инверсия структурного плана. Оморинский НГР по этой структурной поверхности входит в состав Камовского свода, восточная часть которого имеет более высокое структурное положение, чем западная. В то время как по поверхности фундамента они имеют обратное структурное положение. Поисковый интерес могут представлять структуры, выделенные по фундаменту в пределах авлакогена такие как, Каменско-Тайгинская приподнятая зона, Верхнекаменский выступ, а также

Деликгдаконский выступ, расположенный в пределах Камовского свода, но не отражающийся в сейсмических материалах.

В результате проведения кластерного анализа по набору признаков второй выборки выделено пять классов. На основании полученной карты классов уточнено фациальное районирование. Прослеживается хорошая сопоставимость схемы фациального районирования по вендским отложениям (стратиграфическое совещание «Стратиграфия и нефтегазоносность венда-верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы», 2001 г.) и схемы полученной в результате кластерного анализа по структурным признакам. По результатам анализа в Оморинского НГР также как и ранее выделяется три фациальные зоны - Оморинская, Юрубчено-Тайгинская и Оленчиминская Предъенисейского фациального района. В пределах Оморинской и Оленчиминской фациальных зон дополнительно выделено по две фациальных подзоны (по два класса), которые характеризуются разными статистическими характеристиками потенциальных полей и отражаются по сейсморазведочным данным и на структурных картах (по отражающим горизонтам Я4, Яо и кровле тэтэрской свиты Б).

Одной из важных и сложных задач является картирование разломов и зон разрывных нарушений, контролирующих перемещение блоков фундамента и участвующих в формирование мощности осадочного чехла, его структурного положения, что в дальнейшем оказывает существенное значение на прогнозную оценку перспективности территории. Для картирования дизъюнктивных нарушений по данным потенциальных полей наряду с традиционными геологическими методами выполнен качественный и корреляционно -пространственный анализ геофизических полей на основе изучения градиентных характеристик потенциальных полей их трансформант с помощью программного комплекса КОСКАД-ЗЭ.

Преобразование полных горизонтальных градиентов гравимагнитных полей в схемы азимутов их простирания позволило выделить наиболее представительные азимуты простирания аномалий полного горизонтального градиента Анализ выделенных азимутов простирания показал, что они располагаются не произвольно и хаотично, а характеризуются выдержанностью азимутов простирания и их взаимной ортогональностью. Выделено четыре основных азимута простирания аномалий полного горизонтального градиента в гравимагнитных полях: широтный (67.5°-112.5°), меридиональный (0-22.5°; 337.5°-360°), северо-восточный (292.5°-337.5°) и северо-западный (22.5°-67.5°). Выделенные в процессе анализа азимуты простирания аномалий полного горизонтального градиента использовались в качестве ориентира для трассирования глубинных разломов и разрывных нарушений.

Разломы и зоны разрывных нарушений оттрассированы по полным горизонтальным градиентам гравимагнитных полей. Они представляют собой границы аномальных объектов и картируются контрастными линейно-вытянутыми зонами максимальных полных горизонтальных градиентов интенсивностью 0.0006—0.0012 мГал/м и 0.8-0.38 нТл/м (разломы) и повышенными зонами полных горизонтальных градиентов интенсивностью 0.0002—0.0004 мГал/м и 0.3-0.8 нТл/м (зоны разрывных нарушений). Зоны разрывных нарушений пространственно совпадают с простиранием разломов и

характеризуются выдержанностью азимутов простирания и их взаимной ортогональностью.

На изучаемой площади выделяются зоны разломов более мелкого ранга, имеющие меньшую интенсивность полного градиента (0.0001 мГал/км), которые вероятнее всего контролируют формирование локальных объектов.

Необходимо остановиться на сравнительной характеристике всех дизъюнктивных дислокаций выделенных ранее.

Разрывные нарушения, выделенные ранее по данным различных методов и авторов в пределах НГР, характеризуются хаотичностью расположения и простирания, но укладываются в пределы зон разломов, выделенных в работе автором. Поэтому предлагается пойти по пути сопоставления разломов, выделенных по данным всех геофизических и дистанционных методов на территории исследования. На основе этого зоны разрывных нарушений разделены на достоверные, выделенные большинством методов и предполагаемые, выделенные 1-2 методами. Цель такого подхода заключается в выделении дизыонктивов, подтверждающихся большинством геофизических методов. В этом случае наличие разломов осадочного чехла и их местоположение считается достоверным на данном этапе изученности территории.

В региональном плане трассируются два класса тектонических нарушений: межблоковае (региональные) и внутриблоковые дизъюктивы. Региональные разломы характеризуются значительной протяжённостью (сотни км) и шириной (десятки км) в геофизических полях. Внутриблоковые нарушения пространственно совпадают с направлением региональных разломов и характеризуются выдержанностью азимутов простирания и их взаимной ортогональностью.

Выявлена определённая зависимость увеличение ширины зон тектонических нарушений от их возраста (от среднего лалеозоя к рифею). Зоны разрывных нарушений северо-восточного направления контролируют увеличение мощности рифейских отложений и характеризуются шириной зон разломов 2-18 км. Региональные разломы северо-западного направления с шириной зон разломов 4-13 км контролируют условия осадконакопления вендских отложений, что также выражается в увеличении их мощности.

Для определения влияния роли дизъюнктивной тектоники в строении и формировании залежей УВ проведено сопоставление их со структурными картами по поверхности фундамента, отражающим горизонтам К0, Б и

геологической картой. Сопоставление схемы по эрозионной поверхности фундамента и зон разломов показало, что наиболее значимая роль в формировании этого структурного этажа принадлежит разлому широтного простирания, который только частично захватывает изучаемую территорию. Это межблоковый разлом, который фактически разделяет участок на два крупных блока А и Б, выделенные по материалам потенциальных полей, и является границей структур первого порядка - Камовского свода и Иркинеевско -Катангского авлакогена. Дизъюнктив характеризуется высокой интенсивностью полного горизонтального градиента силы тяжести (до 0.004 мГал/км). Амплитуда смещения по этому нарушению может достигать сотни и более метров. Глубина залегания фундамента в блоке Б 4.5 - 5.0 км., а в блоке А - 6.0 и более км.

Влияние разлома широтного простирания фиксируется и в структурных планах выше залегающих отложений.

Вторым не менее значимым структурообразующим разломом (зоной разломов), более позднего заложения, является разлом северо-восточного простирания. Его влияние особенно четко фиксируется в более высоких структурных этажах. На структурной карте по отражающему горизонту R| по этому разлому проходит граница между областями с различным «стоянием» блоков фундамента и рифея. Вдоль этого нарушения проходит линия выклинивания отражающего горизонта R3. По эрозионной поверхности рифея его роль несколько завуалирована, но он контролирует флексурообразное поведение изогипс, подчеркивая западный контур, структуры второго порядка Вэдрэшевского выступа. При сопоставлении со структурной картой по горизонту Б чётко прослеживается зависимость с зонами северо-западного простирания, которые контролируют осадконакопление вендских отложений.

По результатам анализа геологической карты совместно с зонами разломов, какой-либо четкой связи не выявлено. На первый взгляд просматривается слабая зависимость выходов интрузий с зонами меридианального и северо-восточного простирания. Разломы, выделенные по геологическим данным и дешифрированию космоснимков, в силу интегральное™ методов и отражения, в основном, неоднородностей верхней части разреза и ландшафтных условий рассматриваются в качестве дополнительных признаков наличия разломов осадочного чехла.

Таким образом, можно проанализировать роль всех выделенных зон разломов, участвующих в строении Оморинского НГР.

При рассмотрении роли дизъюнктивов, как флюидопроводящих каналов, использовано формальное сопоставление выделенных зон разломов с такими параметрами, как содержание пропана и аномальная плотность газовых потоков пропана, аномалии CSD, аномалии ДФМ, которые характеризуют некое динамическое состояние осадочного чехла и нижележащих комплексов. При простом совмещении карт содержаний пропана и аномальной плотности газовых потоков пропана с зонами разрывных нарушений наблюдается прямая зависимость. В местах скоплений аномалий по газу фиксируется максимальное количество зон разломов или их узлы пересечения. Аналогичная зависимость выявлена при сопоставлении схемы аномалий CSD с зонами разломов и аномалиями по пропану. Максимальное количество аномалий CSD приходится на узлы пересечения зон. Однако есть аномалии CSD, которые находятся в «окнах» между разломами.

Подводя итоги можно констатировать следующее:

-роль нарушений в формировании структурного плана территории на различных этапах ее развития существенна;

-в пределах исследуемой площади выделяется четыре структурообразующие зоны разломов - широтного, меридианального, северозападного и северо-восточного простирания, оказывающих влияние на процессы осадконакопления;

-достоверность выделения нарушений значительно повышается при комплексном анализе геолого - геофизических материалов;

-зоны разломов на исследуемой территории являются сквозными флюидопроводящими системами.

Предпосылки для локального прогноза нефтегазовых залежей для определения вероятного контура развития пластов-коллекторов в отложениях рифея - венда и оценки их флюидонасыщения использованы результаты специальной обработки сейсмических материалов методом CSD (Белозёрова, 2006).

Метод CSD изучает слоистые среды путём параметрического спектрального анализа интервалов сейсмической записи и основан на нелинейной (квадратичной) зависимости затухания сейсмического сигнала от частоты в случае прохождения его через разуплотнённую трещинную или пористую среду, насыщенную флюидами. Объясняется этот эффект неупругим поглощением и рассеиванием сейсмической энергии в толщах коллекторов.

Различная литология и различная степень насыщения поровой среды могут иметь различные резонансные значения. С помощью метода комплексного сейсмического разложения (CSD) можно проводить извлечение резонансных характеристик из сейсмических данных и использовать их для разделения разреза на преимущественно плотные и поровые интервалы на основе затухания сейсмического сигнала.

Этот метод и был выбран для решения поставленной геологической задачи - прослеживания и определения вероятных контуров развития пластов-коллекторов в отложениях венда - рифея и оценка их флюидонасыщения.

Теоретической базой применения газовой съемки для поисков нефти и газа является представление о диффузионно-фильтрационном массопереносе углеводородов из зон скопления в перекрывающие их породы.

Над залежами УВ наблюдается два типа возможных аномалий. Первый тип представляет собой фоновое повышение содержаний УВ непосредственно над зонами скопления, возникающее под воздействием диффузии.

Второй тип возникает в результате фильтрационного массопереноса и проявляется в виде локальных повышений содержаний УВ в зонах тектонических нарушений. Логично предположить, что поступление газов в атмосферу осуществляется в зонах разрывных нарушений, а особенно узлах пересечения разломных зон разных азимутов простирания, которые являются ослабленными участками с аномальнотектонической раздробленностью. Вполне очевидно, что пространство над залежью не может быть существенно проницаемым, поскольку невозможна была бы её сохранность.

Наибольший интерес для прогноза залежей УВ представляют аномальные плотности газовых потоков пропана. Пропан, благодаря повышенной плотности (в 2,5 раза тяжелее воздуха) и по сравнению с метаном значительно большей растворимостью в нефти и пониженной миграционной способности, создаёт на дневной поверхности более устойчивые по времени аномалии и локализуется ближе к источникам углеводородов. Анализ аномальной плотности пропана позволил выделить зоны и отдельные участки надфоновых содержаний пропана (второй тип газовых аномалий), группирующиеся в определенную субкольцевую зональность на севере площади (первый тип газовых аномалий), характерную для залежей УВ и представляет собой надфоновое повышение содержаний УВ непосредственно над зонами скопления.

Уточнение геологического строения территории. В геологическом строении площади принимают участие два структурных этажа: архей-нижнепро-терозойский (фундамент) и осадочный чехол (рифейско- венд-кембрийский).

Архей-нижнепротерозойский этаж имеет сложное гетерогенное строение и в разных частях Оморинского НГР представлен различными структурно-вещественными комплексами. В северо-западной части состав пород предполагается преимущественно гранитоидный, далее на юг — юго-восток происходит резкое погружение этих образований (от-2.0-2.5 км до -8.0 км и более) со сменой вещественного состава с гранитоидного на сланцево-гнейсовый.

Основная часть территории располагается в пределах двух блоков 1-го порядка: Камовского выступа и Иркинеевско-Катангского авлакогена, разделенных широтной зоной разломов.

Непосредственно в пределах Камовского выступа, картируются два положительных блока: Чандашеминский и Делингдаконский.

В составе Иркинеевско-Катангского авлакогена, выделяется Каменско-Тайгинская приподнятая зона и Приенисейский прогиб.

Каменско-Тайгинская приподнятая зона представляет собой крупную линейную структуру преимущественно северо-восточного простирания (глубина 5.5-г-4.5 км), разбитую на отдельные блоки многочисленными разломами преимущественно северо-восточного, субмеридианального направления.

В её пределах выделяются пять локальных поднятий (Верхнекаменское, Кумондинское, Терское, Косьвинское, Верхне-Тайгинское) и Камовско-Терский грабенообразный прогиб (являющийся краевой (бортовой) частью древней рифтовой системы). Область прогиба в течение геологического развития являлась тектонически активной зоной с широким проявлением на определенных этапах магматизма различного состава. В этой зоне закартированы многочисленные крупные центры основного-ультраосновного магматизма и очаги интрузий кислого состава.

Изучение фундамента имеет большое практическое значение, так как в настоящее время только по его тектоническим элементам можно воссоздать историю формирования очагов генерации УВ-флюидов, а элементы фундамента с положительной динамикой создают и контролируют механизмы вертикальной миграции исходных УВ в верхние горизонты осадочного чехла. Из этого следует, что геодинамический параметр является важнейшим признаком при поисках залежей углеводородов.

Рифейский комплекс сложен, в основном, терригенно-карбонатными отложениями. Отсутствие рифейских толщ установлено в пределах Камовского выступа, где по результатам работ закартированы локальные участки выхода гранитоидных пород на предвендскую эрозионную поверхность (Юр-1,-6,-67,-112 и др.). В потенциальных полях такие участки картируются отрицательными гравитационными аномалиями -80-*~56 мГал и положительным локальными магнитными аномалиями 40+100 нТл.

Исходя из комплекса исследований необходимо констатировать, что в региональном плане максимальное разрастание рифейского разреза (до 6,0 км и более) наблюдается в южном, юго-западном и юго-восточном направлениях в пределах крупных отрицательных структур фундамента: Терянской впадины,

Камовско-Терского и Вельминского прогибов. Это отчётливо картируется в потенциальных полях, проявляясь монотонным возрастанием интенсивности.

Подводя итог, можно определенно констатировать следующее, что основной особенностью рифейского комплекса является аномально резкое возрастание мощности в пределах грабенообразных структур и депрессионных зон. В региональном плане картируется устойчивое неравномерно ступенеобразное погружение с образованием структурных террас эрозионной поверхности рифея в юго-западном направлении амплитудой 1100 - 1150 м. Наиболее высокие отметки наблюдаются в центральной части Камовского свода (-1950 м), самые нижние отметки глубин (-3100 м) в Терянском прогибе. Основные положительные тектонические элементы эрозионной поверхности рифея имеют некоторое сходство с поверхностью фундамента и структурными планами по внутририфейским горизонтам, что говорит об унаследованное™ основных тектонических процессов в разные периоды активности. Но на этом сходство заканчивается. Анализ структурных схем, показывает, что в первом варианте поверхность Я0 представляется как моноклиналь, ступенчато погружающаяся в юго-западном направлении (Сарвиров, 2007). Структуры, осложняющие ее, имеют пликативное строение. Склон осложнен многочисленными структурными заливами, «речными» палеодолинами, которые глубоко врезаются в сводовую часть и нарушают линейность основания структуры и предают ей сложное многоэлементное строение.

Главной особенностью рифейского структурного яруса является блоковое строение. Наиболее нарушенными являются центральная часть свода и участки, приуроченные к краевым частям гранитоидных выступов. По эрозионной поверхности рифея Оморинской НГР входит в состав двух структур первого порядка - Камовского свода и Терянского прогиба, граница между которыми, вероятнее всего проходит по зоне разломов северо-западного простирания. Эти структуры осложнены структурами Н-го порядка: Вэдрышэвским и Огоньским выступами, которые, в свою очередь, осложнены структурами локального порядка в виде мысов, носов, флексур и отдельных (или группы) малоамплитудных локальных поднятий. Прогнозируется, что граница между Вэдрышевским и Огоньковским выступами проходит по зоне разломов северовосточного направления. Более мелкие объекты контролируются разломами меридианалыюго простирания.

Структурный план по кровле предвендской эрозионной поверхности характеризуется погружением отражающего горизонта в юго-западном направлении, амплитуда которого составляет не менее 1200 м. В целом погружение отложений происходит неравномерно. Отмечается наличие как флексурообразных перегибов, подобие структурных террас, ряд структурных носов, выступов и заливов, имеющих различные формы и размеры.

Венд-кембрийский структурный ярус. Структурный план по кровле тэтэрской свиты венд-нижнего кембрия изучается по данным глубокого бурения и сейсморазведочных работ.

Прослеживается тенденция к унаследованное™ структурных планов по отражающим горизонтам Б и Ио- Общей закономерностью для этих карт является погружение горизонтов в юго-западном направлении амплитудой порядка 1200 м по 1*0 и 800 м по ОГ Б. В региональном отношении изменение общей мощности

венда носят выдержанный характер — нарастание происходит с северо-востока на юго-запад, по направлению падения горизонтов. Данное обстоятельство обусловлено положением Оморинского НГР относительно зоны интенсивного прогибания рифейского комплекса в пределах Приенисейского прогиба. Краткое заключение строения участка следующее:

-уточнено строение фундамента, выделено две структуры первого порядка - Камовский свод и Иркинеевско-Катангский авлакоген;

-в пределах авлакогена по фундаменту выделена приподнятая Каменско-Тайгинская приподнятая зона с мощностью рифейских отложений 2.5 -3.0 км;

-выявлено частичное совпадение структурных планов по эрозионной поверхности фундамента и внутририфейских отражающих горизонтов, унаследованность фиксируется на уровне структур первого порядка;

-уточнен структурный план по эрозионной поверхности рифея. Отмечено несовпадение структурного плана по эрозионной поверхности рифея с нижележащими структурными поверхностями, выявлены инверсии в структурных планах, при которые в восточной части участка абсолютные отметки рифейской поверхности выше, чем в западной;

-Вэдрэшевский и Огоньковский выступы по поверхности рифея являются частью одной структуры первого порядка - Камовского свода;

-выделены разрывные нарушения контролирующие как межблоковую структуру рифея, так и эрозионную поверхность, подчеркивая флексурообразное поведение изогипс или высокоградиентные зоны и т.д.

Пятая глава. Перспективы нефтегазоносности Оморинского НГР по комплексу геолого-геофизических и геохимических данных

В главе обоснованы перспективы нефтегазоносности Оморинского НГР на основе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических данных. В пределах территории исследования уточнено строение территории исследования и определены следующие структурно-вещественные и тектонические признаки:

-наличие сопряжений выступов фундамента с погруженными участками, в которых могли накапливаться карбонатные и глинистые рифейские толщи большой мощности, обогащенные органическим веществом;

- тектонические элементы в виде выступа фундамента (сводов) с положительной геодинамикой, положительные структуры (мысы, носы, флексуры, террасы) и локальные выходы гранитоидных образований эрозионной поверхности рифея;

-выходы на предвендскую эрозионную поверхность карбонатных пород рифея; пространственное развитие в нижневендском разрезе терригенных отложений ванаварской свиты;

Установлено, что площадь исследования по поверхности фундамента располагается в двух разных структурах первого порядка - Камовского свода и Иркинеевско-Катангского авлакогена. Сопоставление внутририфейских структурных поверхностей со структурным планом фундамента показало

их частичное унаследованное развитие только на уровне структур первого порядка. По эрозионной поверхности рифея установлена инверсия структурного плана. Оморинский НГР по этой структурной поверхности входит в состав Камовского свода. Восточная часть его имеет более высокое структурное

положение, чем западная. В то время как по поверхности фундамента отмечается обратное структурное положение.

На основании изученных петрофизических свойств основными аномалиеобразующими объектами могут быть - фундамент, рифейский и частично вендский комплексы, а также интрузивные образования. По результатам анализа остаточных аномалий гравитационного поля, аномального магнитного поля, их трансформант, материалов сейсморазведки и электроразведки с учетом критериев выделения определенных структурно-вещественных комплексов выделено две выборки. Первая выборка включает набор матриц приуроченных к эрозионной поверхности фундамента и рифейскому комплексу, вторая выборка -к вендскому. По каждой выборке выполнен кластерный анализ и получены схемы классов.

По результатам геолого-геофизических материалов получена схема классов первой выборки. Согласно полученной схемы, территория разделилась на три участка, которые пространственно увязываются с фациальными зонами по рифею - Енгидинскую, Тохомскую и Каменскую. Высокую предрасположенность к формированию высокоемких коллекторов в Тохомской фациальной зоне имеют фации органогенного края платформы, развитые в верхах юрубченской и юктэнской свит. В остальных фациях следует ожидать развитие коллекторов трещинного типа.

Схема классов второй выборки увязывается со схемой фациального районирования на уровне вендских отложений. Литофациалыюе районирование вендских отложений, позволило уточнить границы между Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчиминской фациальными зонами. В пределах Оморинской зоны выделено дополнительно три подзоны - Тамбуинская, Западная и Восточная. В Юрубчено-Тайгинской зоне выделена Камовская фациальная подзона.

В пределах территории оттрассированы разрывные нарушения по данным потенциальных полей, систематизированы в четыре системы простирания и расклассифицированы по глубине заложения и достоверности. В пределах территории исследования различают: межблоковые (региональные) разломы и зоны разломов фундамента; внутриблоковые разломы и зоны разломов осадочного чехла; достоверные разломы, подтверждённые большинством геолого-геофизических методов и предполагаемые, выделенные одним или двумя геолого-геофизическими методами.

Региональные разломы и их зоны широтного простирания контролируют блоки I порядка фундамента А и Б (Иркинеевско-Катангский авлакоген и Камовский свод). Разломы меридианального направления отнесены автором по времени заложения к наиболее поздним.

Разрывные нарушения северо-восточного простирания имеют рифейское время заложения. По ним четко фиксируются изменение мощности рифейского комплекса. Зоны разломов северо-западного направления контролируют вендские осадки, следовательно, можно предположить, что они формировались в данный этап времени.

Выделение наиболее представительных (систематизированных) разломов, их зон, а особенно узлов их пересечения, приобретает поисковый интерес.

При рассмотрении формальной связи дизъюнктивной тектоники с аномалиями по пропану и CSD прослеживается их коррелируемость. Это свидетельствует, прежде веего, о флюидопроводящих свойствах разломов и неспособности удерживать углеводороды. Откартированные зоны разрывных нарушений, а особенно узлы пересечения разломных зон разных азимутов простирания, являются ослабленными участками с аномально-тектонической раздробленностью (трещиноватостью), повышенной геодинамической подвижностью и проницаемостью как для флюидов, так и для траппов.

При выделинии участков повышенного градиента, пространственно совпадающих с аномалиями CSD и аномальной плотностью газовых потоков (в первую очередь, с повышенным содержанием пропана) можно говорить о бесперспективности этих участков, так как они в большей степени подвержены воздействию эрозионных процессов, влияющих на сохранность углеводородов. А перспективные участки или «окна» характеризуются отсутствием газовыделения пропана (и незначительными проявлениями метана), которые, если и попадают в зоны тектонических нарушений, то при отсутствии геохимических аномалий в контурах аномалий CSD будут непроницаемыми или являться покрышками для углеводородов с учётом структурного положения.

В работе проанализированы перспективные участки, выделенные предшественниками в рифейском и вендском резервуарах, дана оценка перспективности. На основании проведённого анализа составлены прогнозные схемы перспектив для рифейского и вендского комплексов (рис. 1,2).

Рифейский резервуар. Предпосылкой для поиска внутририфейских залежей может являться непромышленный приток нефти из вингольдинской свиты в скважине Юрубченской 110 (инт. 2528 -2539 м, 2 м5 нефти). Согласно схеме фациального районирования в пределах Оморинского НГР на эрозионную поверхность рифея прогнозируются выходы толщ, сложенных различными литофациями, и возможно существование внутририфейских ловушек и залежей, тяготеющих к перерывам в осадконакоплении (рис.1). Благоприятными фациальными зонами являются Каменская и юго-западная часть Тахомской зон, сложенные копчерской, верхней и нижней юктэнской и рассолкинской свитами, для которых характерны морские платформенные фации и фации ограниченной циркуляции вод. Флюидоупорами для таких залежей могут служить глинистые породы токурской, глинисто-карбонатные отложения рассолкинской, копчерской, долгоктинской свит и не исключаются хемогенные разности доломитов.

Благоприятное сочетание структурного и фациального факторов позволяет прогнозировать в рифейских отложениях ловушки, контролируемые рельефом предвендской эрозионной поверхности. По результатам исследований в пределах Оморинского НГР спрогнозированы перспективные и бесперспективные зоны в рифейских отложениях для поиска залежей нефти и газа.

Перспективные зоны в рифейских отложениях могут быть связаны с внутририфейскими залежами эродированной поверхности рифея и с внутририфейскими залежами на юге, юго-западе, юго-востоке территории Каменская зоны и юг- юго-западе Тохомской фациальной подзоны (рис.1).

Наибольший вес среди выделенных ловушек с уточнёнными контурами имеют Камовская и Верхнетайгинская. По геофизическим признакам ловушки

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Список структур

Прогнозные зоны для поиска' п0Рядка УВ в рифейских отложениях 1 перспективные (а) и без перспективные (б)

Зоны разломов различного простирания

I - Вэдрышэвский выступ;

II - Огоньский выступ.

II порядка: i 1 - Южно-Оморинский стр. нос: | 3 - Верхнекаменский стр. нос:

6 - Верхнедулисминский стр. нос;

7 - Платоновский стр. нос;

8 - Тохомский стр. нос.

III порядка:2 - Нирюндинское л.п.; 5 - Чандашеминское л.п;

Фации:

к Ограниченной циркуляции вод

• | Органогенного рифа края платформы ! с активной гидродинамикой бассейна Морские платформенные

Административная граница Изогилсы абсолютных отражающего горизонта R„

Первоочередные объекты поиска залежей УВ в рифейских отложениях Граница фациальных зон и НГР Контур Тайгинской прогнозной зоны нефтегазонакопления Глубокие скважины Зоны аномальной плотности пропана ''у Аномалии CSD [ ^Контуры ловушек по рифею

-Чегалбуканская - Верхнекамовская (Нирюндинская) Ср - Камовская © - Верхнетайгинская ©- Салаирская

испытаний И газ,нефть Üj вода

КВДЬгьшался

Фацизльные зоны: © - Тохомская ® - Каменская

Рис. 2 Схема прогноза нефтегазоносности рифейских отложений Оморинского НГР

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

(Сарвиров, 2005)

III порядка:

Вэдрышэвский выступ; 2 - Нирюндинское л.п.; Огоньский выступ. 5 - Чандашеминское л.п;

порядка: - Южно-Оморинский стр. нос; 3 - Верхнекаменский стр. нос;

6 - Верхнедулисминский стр. нос;

7 - Платоновский стр. нос; Тохомский стр. нос.

Зоны аномальной плотности пропана Изогипсы отражающего горизонта Б Вдр-4 Глубокие скважины С^Ловушки и контуры залежей Контур Нирюндинско-Платоновской зоны нефтегазонакопления Контур Усть-Кумондинской зоны нефтегазонакопления.

Контуры залежей пластов БЛ/Ш, БЛ/Ш* Контуры залежи пласта БЛ/ИГ Зоны разломов \iiZA различного простирания

Зона схождения максимальных значений фильтрационно-емкостных параметров

1.по ванаварской свите:

2. в пласте БЛ/Ш - БЛ/ПГ ;

3. в пласте БЛ/ПГ

I Чегалбуканская"

II Камовская 'I' Салаирская IV Верхнетайгинская]

VI Верхнекамовская

VII Платоновская УН/Средне-Камовская

IX Западно-Камовская

X Оморинская ловушка Результаты испытаний ■ газ, нефть Увода

Шии8№Ьтывался Аномалии CSD: оскобинско-катангский уровень ванаварский уровень

Рис. 3 Схема прогноза нефтегазоносности вендских отложений Оморинского НГР

находятся в зонах (узлах) разломов при полном или частичном отсутствии аномалий пропана и приурочены к аномалиям CSD на уровне рифея.

В пределах НГР выделена бесперспективная зона для поисков залежей УВ в рифейских отложениях (рис. 1). Основной отрицательный фактор, который ставит эту зону в разряд бесперспективных - это отсутствие мощного внутри рифейского карбонатного комплекса и надежных флюидоупоров между вендскими и рифейскими уровнями.

Подводя итог перспективам поиска и освоения залежей в рифейском резервуаре можно предположить, что в недалеком будущем при развороте объемов глубокого бурения Камовская, Верхнетайгинская и Салаирская ловушки могут перерасти в единую зону нефтегазонакопления - Тайгинскую. Основные залежи могут быть сосредоточены в пределах эрозионной поверхности и внутри рифея.

Вендским резервуар. К вендскому НТК отнесены отложения ванаварского терригенного и оморинского карбонатно-сульфатно-терригенного резервуаров. Литофациалыюе районирование вендских отложений, уточнённое на основе кластерного анализа потенциальных полей, их трансформант и сейсмических материалов позволило уточнить границы между Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчиминской фациальными зонами по геофизическим данным.

В пределах Оморинской зоны выделено дополнительно три подзоны -Тамбуинская, Западная и Восточная. В Юрубчено-Тайгинской зоне выделена -Камовская фациальная подзона (рис. 2). Детальное изучение ванаварской и оморинской свит позволило выделить свой набор фаций.

Ванаварская свита, сложена фациями открытого побережья, подвижного мелководного бассейна и удаленных частей морского бассейна. Все эти фации характеризуются многочисленными перерывами и размывами осадков, слабой прослеживаемостью по площади и существенными изменениями фильтрационно-емкостных свойств. В подошвенной части свиты выделяется аргиллитовая пачка, распространение которой прослежено по площади. Возможно, она может служить флюидоупором для нижележащих рифейских отложений. В разрезах скважин Ом-2, -3, -8,-10, Пл-1 выделены и откартированы по площади баровые тела. Формирование фаций проходило в условиях окислительной среды, что отрицательно влияет на сохранность нефтегазоносных комплексов.

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

В ванаварском резервуаре выявлены следующие закономерности по изменению коллекторских свойств отложений:

-Западная и Тохомская фациальные подзоны обладают общей увеличенной мощностью, повышенными прогнозными значениями эффективной мощности и высокими прогнозными коэффициентами пористости и песчанистости.

-Тамбуинская фациальная подзона хорошо изучена бурением, она обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными характеристиками.

-Камовская подзона имеет невысокие перспективы в связи с резким сокращением мощности резервуара.

Анализируя фильтрационно-ёмкостные свойства оморинского резервуара в целом можно сказать, что

-пласт Б-VIII расположенный в кровле оморинской свиты имеет распространение на северо-западе территории (Тамбуинская и Восточная подзоны). Обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными характеристиками.

-пласт Б-VIII* является перспективным для обнаружения залежей УВ на большей части территории, за исключением восточной части, где происходит его выклинивание (размыв). Пласт обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами и прослеживается в Тамбуинской и Восточной подзонах.

-в Тамбуинской зоне (в районе оморинских скважин) вся территория по ФЕС этого пласта является перспективной, но притоки из скважин получены не везде. Следовательно, наиболее важным условием для формирования залежи УВ в данном случае является структурный фактор.

-в Камовской фациальной подзоне перспективы связаны с пластом Б-VIII*, так как пласт Б-VIII отсутствует в разрезе; в Тохомской подзоне в оморинском резервуаре распространены оба пласта.

Основная роль в формировании залежей принадлежит структурному фактору. Локальными покрышками для залежей УВ служат пласты ангидритов, которые развиты на всей территории. В вендском резервуаре выделены две зоны нефтегазонакопления - Нирюндинско-Платоновская и Усть-Кумондинская. В их пределах по оморинскому резервуару наибольший вес, среди ловушек, выделенных по геофизическим признакам, имеют: Средне-Камовская, Западно-Камовская, Камовская, Платоновская и Верхнетайгинская. Ловушки находятся в зонах (узлах) разломов при полном или частичном отсутствии аномалий пропана и приурочены к аномалиям CSD по оморинскому и ванаварскому уровням. Разломы и зоны разломов, оттрассированные по потенциальным полям, северозападного направления контролируют вендские осадки, следовательно, можно предположить что, они формировались в это времени. Роль дизъюнктивной тектоники в структурном строении территории существенна. Особенно ярко это отражается в строении нижних структурных этажей по геофизическим данным, где зафиксированы амплитуды смещения по разломам до 1-1.5 км.

Таким образом, перспективы поисков залежей углеводородов в рифейском и вендском резервуарах высоки. Прогнозируется наличие как минимум двух зон нефтегазонакопления по вендскому резервуару -Нирюндинско-Платоновская и Усть- Кумондинская и по рифейскому резервуару - Тайгинская.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании геолого-геофизического анализа автором получены следующие основные результаты:

1. Построены систематизированные схемы систем разломов и их зон фундамента и осадочного чехла на территории Омринского НГР.

2. Определена существенная роль влияния разрывных нарушений на формирование залежей УВ и формирование структурных планов на различных

этапах развития территории; зоны разломов на исследуемой территории являются сквозными системами, являющиеся флюидопроводящими и не способными «удерживать» УВ. Наибольший нефтегазопоисковый интерес могут представлять «окна» между аномалиями по газам в пределах контуров аномалий CSD.

3. Установлена зависимость формирования скоплений УВ от времени активизации разломов и их зон.

4. Показана важная роль систем разломов при комплексном сопоставлении с результатами обработки данных сейсморазведки, геохимии.

Основным выводом, который сделан по результатам этих сопоставлений, является то, что большинство зон разломов являются открытыми (сквозными) системами, в их пределах не могут формироваться залежи углеводородов, но они являются флюидопроводящими. Аномалии ДФМ при совмещении с разломами и зонами разломов, аномалиями по газам и аномалиями CSD показывают различную зависимость. В одном случае они полностью «укладываются» в зоны разломов и аномалий, в другом - нет. Сопоставление притоков, полученных при испытании глубоких скважин с перечисленными выше факторами (аномалиями и зонами), показало, что все приточные скважины Оморинского месторождения находятся за контурами или на краю аномалий по газу, в контурах аномалий ДФМ с потоками флюидов вовнутрь контура. Исключение составляет скважина Км-1, находящаяся в контуре аномалии ДФМ с потоками флюидов от контура.

Комплекс геофизических признаков позволяет в качестве перспективных участков при поисках залежей УВ рекомендовать «окна» отсутствия газовыделения пропана, которые совпадают с аномалиями CSD и попадают в узлы зон тектонических нарушений, учитывая структурные и литофациальные факторы. Этот же вывод подтверждается и тем, что в пределах Оморинского и Камовского месторождений продуктивные скважины (Км-1, Ом- 2, 5, 8) расположены в «окнах» отсутствия газовыделения пропана и разломных зон.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Берсенева Н.Я. Геолого-геофизическая интерпретация при поисках зон нефгегазонакопления в Оморинском районе Восточной Сибири// Нефтегазовая геология. Теория и практика.- Электрон, науч. журнал, 2010. - Т. 5. -№ - 4 http://www.ngtp.ru/rub /4/53 2010.pdf.

2. Берсенева Н.Я., Кочнев В.А. Гоз И.В. Опыт совместной интерпретации данных бурения, гравиметрии и магнитометрии на Собинском месторождении УВ. 37-я сессия Международного семинара им. Д.Г. Успенского "Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей". М., 25-29 января 2010, 197-202 с.

3. Берсенева Н.Я. Выделение перспективных зон нефтегазоносности по результатам комплексной обработки геофизических данных в Оморинском нефтегазоносном районе на примере Оморинской площади/ ООО «ТюменНИИгипрогаз»-, Рус. - Деп. ВИНИТИ № 687,2009,13 с.

4. Берсенева Н.Я., Дёка, A.A., Кучеров В.И., Худорожков В.Г. "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности по результатам комплексной обработки геофизических данных в Оморинском HP'- материалы научно-практической конференции 20 - 23 ноября 2007 г., Красноярск.

Подписано в печать 16.11.10. Формат бумаги 60x90/16. Усл. печ. л. 1,5.

Заказ. 1696 Тираж 100 экз._

Ротапринт СНИИГГиМСа. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Берсенева, Наталия Ярославовна

СОДЕРЖАНИЕ.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ.

СПИСОК ТАБЛИЦ.

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИСТОРИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БАЙКИТСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ.!.

1.1 Геологическая изученность.

1.1.1 Геологическая съемка.

1.1.2 Бурение.

1.2 Геофизическая изученность.

1.2.1 Аэромагнитная съемка.

1.2.2 Гравиметрическая съемка.

1.2.3 Электроразведочные работы.

1.2.4 Сейсморазведочные работы.

1.3 Геохимические исследования.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА.

2.1 Геолого-геофизический разрез.

2.1.2 Протерозой.

2.1.2.1 Н и ж н и й протерозой (Первый комплекс).

2.1.2.2 Верхний протерозой. Рифей (Второй комплекс).

2.1.3 Венд (Третий комплекс).

2.1.4 Верхний венд-нижний кембрий (Четвертый комплекс).

2.1.4.1 Верхний венд.

2.1.5 Палеозой.

2.1.6 Средний и верхний отдел (Пятый комплекс).

2.1.7 Магматизм.

2.2 Аномалиеобразующие объекты в разрезе осадочного чехла и фундамента.61,

3. ФАЦИАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ

ОМОРИНСКОГО НГР.

3.1. Фациальное районирование рифейских отложений.

3.2 Литофациальное районирование вендских отложений ванаварской свиты.

3. 2. 1 Ванаварская свита.

3. 2. 1. 1 Оморинская фациальная зона.

3. 2. 1. 2 Юрубчено-Тайгинская зона. Камовская подзона.

3. 2.1. 3 Оленчиминская фациальная зона.

3. 2. 2 Оморинской свита.

3. 2. 2. 1 Оморинская фациальная зона.

3. 2. 2. 2 Юрубчено-Тайгинская зона. Камовская фациальная подзона.

4. КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ.

4.1 Характеристика магнитного и гравитационного полей.

4.2 Выделение разрывных нарушений по данным потенциальных полей.

4.2.1 Роль дизъюнктивной тектоники в строении и формировании залежей УВ.

4.3 Предпосылки для локального прогноза нефтегазовых залежей методом комплексного сейсмического разложения (СвР).

4.4 Предпосылки для локального прогноза нефтегазовых залежей по геохимическим признакам.

4.5 Уточнение геологического строения территории.

5. ПЕРСПЕКТИВЫ нефтегазоносности ОМОРИНСКОГО НГР ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ.

5.1 Рифейский резервуар.

5.2 Вендский резервуар.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз зон нефтегазоносности на территории юго-западного склона Байкитской антеклизы (Оморинский НГР) по материалам комплексной интерпретации геофизических данных"

В последнее время к Красноярскому краю, обладающему значительными потенциальными ресурсами УВ, всё чаще стали проявлять большой интерес недропользователи. Согласно программе социального развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 г., Красноярский край обладает ресурсами в 55.8 млрд. т. УУВ, но открыто в крае пока месторождений с промышленными запасами менее 2 млрд. т.

За последние три года в Оморинском НГР (на юго-западном склоне Байкит-ской антеклизы) пробурено около десятка поисковых и разведочных скважин, но только в одной получен промышленный приток нефти (Км. 1). Большое количество пустых скважин, влекущее за собой значительные финансовые затраты, выдвигает на первый план необходимость качественной подготовки площадей и структур для проведения поискового бурения. Особенно это важно для районов со сложным строением осадочного чехла и фундамента, к которым и относится Оморинский НГР.

Полигус

Байкит таны юмбинсм

Партиза чаны

Месторождения Газовые

Нефтяные

Газонефтяные и газоконденсатнонефтяные Модульная установка по переработке нефти(МНПУ-40)

Границы Оморинского НГР министративные районы:

1 | | 1 Богучанский 2 Байкитский

Районные и административные центры

Границы административных районов

Автозимники

Рис. 1 Обзорная карта района работ

Проблем открытия таких месторождений заключается в том, что горизонты коллекторов как в вендских, так и в рифейских толщах, не выдержаны по простиранию и часто замещаются непроницаемыми породами. Поэтому задача поисков залежей УВ, прежде всего, сводится к обнаружению зон коллекторов на перспективных уровнях с учётом их структурного положения, для чего в настоящей работе проведено районирование территории на основе компонентного анализа геофизических полей, уточняющего строение фундамента и структурно-вещественных комплексов чехла.

Объектом исследований является юго-западный склон Байкитской антекли-зы (Оморинский НГР)

Целью работы является прогноз зон нефтегазоносности в рифейских и вендских отложениях на основе комплексной обработки геолого-геофизических материалов в пределах Оморинский НГР юго-западного склона Байкитской антеклизы. Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Обобщить и проанализировать геолого-геофизический материалы по Ка-мовскому своду и прилегающей к нему территории.

Защищаемые положения.

1. Разработана новая модель строения Оморинского НГР.

На основе комплексной интерпретации потенциальных полей уточнено строение территории исследования: по поверхности фундамента Оморинский НГР располагается в двух разных структурах первого порядка - Камовского свода и Иркинеев-ско-Катангского авлакогена; основные аномалиеобразующие объекты связаны с особенностями строения фундамента, рифейско-вендских отложений и интрузивными образованиями. По сочетанию различных характеристик геофизических полей между собой сделан прогноз возможного состава структурно-вещественных комплексов.

2. Составлена схематическая карта дизьюнктивной тектоники Оморинского НГР. Установлено, что выделенные разломы и зоны разрывных нарушений, узлы их пересечения являются ослабленными участками с аномальнотектонической раздробленностью, повышенной геодинамической подвижностью и проницаемостью, как для флюидов, так и для траппов.

Научная новизна и личный вклад.

Практическая значимость.

Публикация и апробация работы. По теме диссертации опубликовано:

1. Берсенева Н.Я. Геолого-геофизическая интерпретация при поисках зон нефтега-зонакопления в Оморинском районе Восточной Сибири// Нефтегазовая геология. Теория и практика. Электронный научый журнал. - 2010. - Т. - 5 №-4 http://www.ngtp.ru/rub /4/532010.pdf.

4. Берсенева Н.Я., Дёка, A.A., Кучеров В.И., Худорожков В.Г. "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности по результатам комплексной обработки геофизических данных в Оморинском НГ'- материалы научно-практической конференции 20 - 23 ноября 2007 г., Красноярск.

Кроме того, автор участвовал в научно-производственных отчетах по заказу МПР РФ Красноярского Комитета по геологии и использованию недр, Управления природных ресурсов администрации Красноярского края и один - в ОАО « Енисейге-офизике» по заказу ООО «Красноярскгаздобыча».

Работа выполнена в комплексном геолого-геофизическом отделе ООО «ТюменНИИгипрогаз». Автор признателен своим коллегам за консультации при написании диссертации: Старосельцеву B.C., Назимкову Г.Д., Кучерову В.Е., Мельникову

Н.В., Мигурскому А.В. (СНИИГГиМС), Матвеевой Т.Н., Жуковину Ю.А. (КНИИГиМС); Вальчаку В.И., Гутиной О.В. (ООО «Енисейгеофизика»).

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Берсенева, Наталия Ярославовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе комплексной обработки геолого-геофизических материалов в пределах Оморинского НГР юго-западного склона Байкитской антеклизы выполнен прогноз зон нефтегазоносности в рифейских и вендских отложениях. Для выполнения этой задачи

1. Обобщён и проанализирован геолого-геофизический материал по Камов-скому своду и прилегающей к нему территории.

2. Получена новая модель строения Оморинского НГР.

3. Впервые представлена схема разломов, узлов их пересечения, составленная на основе комплексного количественного анализа геолого-геофизических материалов и позволяющая повысить эффективность решения нефтепоисковых задач. Установлена корреляционная связь систем разломов с геохимическими и сейсмическими данными.

4. Впервые выделены перспективные участки на поиски скоплений УВ (или «окна»), которые характеризуются сочетанием зон разрывных нарушений с аномалиями CSD, отсутствием газовыделения пропана и незначительными

Рис. 5.2 Схема перпектив нефтегазоносности вендского резервуара Оморинского НГР

Список структур (Сарвиров, 2005) ' порядка: III порядка:

- Вэдрышэвский выступ; 2 - Нирюндинское л.п.; Огоньский выступ. 5 - Чандашеминское л.п;

IГ порядка:

- Южно-Оморинский стр. нос; — 3 - Верхнекаменский стр. нос; 6 - Верхнедулисминский стр. нос; - Платоновский стр. нос; • сто. нос.

Условные обозначения

Зона схождения максимальных значений фильтрационно-емкостных параметров

1.по ванаварской свите:

2. в пласте БЛ/Ш - БЛ/Ш' ;

3. в пласте БЛ/Ш' Зоны аномальной плотности пропана Изогипсы отражающего горизонта Б Вдр-4 Глубокие скважины

СЗ Ловушки и контуры залежей

Контур Нирюндинско-Платоновской зоны нефтегазонакопления.

Контур Усть-Кумондинской зоны нефтегазонакопления.

Контуры залежей пластов БЛ/Ш, БЛ/ИГ и ■ Контуры залежи пласта БЛ/Ш*

Зоны разломов различного простирания га о га 2 ц го

I Чегалбуканская

II Камовская Ш Салаирская IV Верхнетайгинская]

VI Верхнекамовская

VII Платоновская VII Юредне-Камовская

IX Западно-Камовская

X Оморинская ловушка Результаты испытаний

В газ,нефть вода н^и^пытывался

Аномалии СЭР: оскобинско-катангский уровень ванаварский уровень

A2S

Характеристика перспективных ловушек углеводородов вендского резервуара

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Берсенева, Наталия Ярославовна, Красноярск

1. Актуальные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии (материалы конференции), Тура-Красноярск, 2001, стр. 30-37

2. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Литология». Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2006, 149 с.

3. Алексеев С.Г., Ворошилов H.A. Проявления разноранговых углеводородных и рудных систем в гравитационном и магнитном полях. Материалы 37-й сессии Международного семинара им. Д.Г. Успенского. Москва, 25 29нваря 2010 г.

4. Алексеев С.Г., Козлов С.А., Штокаленко М.Б. Особенности геологической интерпретации результатов гравиразведки и магниторазведки. Материалы 37-й сессии Международного семинара им. Д.Г. Успенского. Москва, 25 января 29 января 2010 г.

5. Андреева Н.Н, Борковский A.A., Верес С.П., Соколов A.B., М.С. перспективы применения прямых геохимических методов поисков залежей нефти и газа относительно небольших размеров в Западной Сибири. Геология нефти и газа. 2001, №4, с. 53-59

6. Бакиров А.А и др. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М. Высшая школа, 1968.

7. Барсуков П. О. Импульсные электромагнитные зондирования в микросекундном диапазоне: Автореф. дис. д-ра физ.-мат. наук: Троицк, 2004.

8. Бененсон В.А., Самсонов A.B., Дашкевич H.H. и др. Геологическое строение и прогноз нефтегазоностности юго-востока Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1987, №9. с. 36-41.

9. Березий А.Е., Крусь З.И., Шевченко В.В. Объяснительная записка к геологической карте масштаба 1: 200 000 листа 0-27-XIII. М.: Недра, 1976, с. 92.

10. Ю.Березкин В.М., КиричекМ.А. Применение геофизических методов разведки для прямых поисков месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1978, с. 3-9.

11. И.Берзин Н. А., Кунгурцев Л. В. Геодинамическая интерпретация геологических комплексов Аптае-Саянской области. «Геология и геофизика» №1, с. 63-82, 1996.

12. Битнер А.К., Кринин В.А. и др. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. Красноярск, 1990, с. 79-80.

13. Буялов И.И., М.П. Забаринский. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., 1960, с. 212-312.

14. Вахромеев Г. С., Кожевников Н. О. Методика нестационарных электромагнитных зондирований в рудной электроразведке: Иркутск, Изд-во Иркут. ун-та, 1988.

15. Вахромеев Г. С., Кожевников Н. О., Никитин И. В., К теории возбуждения электромагнитных полей в индукционной электроразведке: Электромагнитная индукция в верхней части земной коры: М., Наука, 1990, 76 77.

16. Вишняков А. Э., Вишнякова К. А., Возбуждение и измерение полей в электроразведке: Л., Недра, 1974.

17. Вознкж В. Р., Глинский Б. М., 1973, Особенности измерений при зондировании становлением поля в ближней зоне: Измерительная аппаратура для разведочной геофизики: Новосибирск, 113-118.

18. Вотинцев А.Н. Трещиноватость коллекторов Юрубчено-Тохомской зоны газо-нефтенакопления. //Диссертация на соискание ученой степени кандидата геол.-минерал, наук. Новосибирск, 1992.

19. Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2003, 285 с.

20. Галкин В.Н., Меерсон М.Э., Влияние разломов на нефтегазоносность локальных структур// Геология нефти и газа, 1993. № 2, с. 16-18.

21. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, листы 0-47-1,-V, Шибистов Н.Р., 1970.

22. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, листы 0-47-!!, Турчин A.B.,1974.

23. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, листы 0-47-III, Лесгафт A.B., 1973.

24. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, листы 0-47-IV, Скляров Р.Я.,1969.

25. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, серия Ангаро-Ленская, листы O-46-VI, Ольшанский Ю.В., 1963 г,

26. Геологическая карта СССР масштаба 1:1000000, серия Енисейская, Маркович1. A.Л., 1978.

27. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции/ Под.ред. Н.В.Мельникова. М: Недра, 1977. Вып. 228. 204 с. (Труды СНИИГГиМС).

28. Галкин В.Н., Меерсон М.Э., Никулин Б. В. Влияние разломов на нефтегазоносность локальных структур// Геология нефти и газа, 1993 г.№2. с. 16-18.

29. Геология и полезные ископаемые Центральной Сибири: Сб. науч. трудов. Красноярск: КНИИГиМС, 1997, с. 434-448.

30. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. А.Э. Конторовича,

31. B.C. Суркова и A.A. Трофимука. М., «Недра», 1981, 552 с.

32. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова и A.A. Трофимука. М., «Недра», 1981, 552 с.

33. Готтих Р.П. и др. Процессы становления и преобразования земной коры Сибирской платформы в районах нефтегазонакопления по геолого-геофизическим данным /Разведка и охрана недр, 2007, № 11, с. 62-66.

34. Дашкевич H.H. Новые возможности совместной интерпретации материалов гравиразведки и глубокого бурения в западной части Сибирской платформы //Геология и минеральные ресурсы Центральной Сибири. Красноярск: КНИИГиМС, 2001.-с. 117-125.

35. Дашкевич H.H. О необходимости проведения региональных нефтегазопоиско-вых работ в центральной части Красноярского промышленного района // Геология и полезные ископаемые Красноярского края. Красноярск, 1998, с. 46-55.

36. Дж. Уилсон. Карбонатные фации в геологической истории. М. Недра, 1980.

37. Долицкий A.B. Вращение мантии по ядру: движение географических и геомагнитных полюсов, периодичность геологических и тектонических процессов,-М.: ОИФЗ РАН, 2000,42 с.

38. Дортман Н.В. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых. М.: Недра, 1984, с. 255-272.

39. Егоров А. С., Чистяков Д. Н. и др. Глубинное строение типоморфных структур литосферы по данным геолого-геофизических исследований вдоль геотраверсов России. «Разведка и охрана недр» №1, 2001, с. 2-10.

40. Ежова A.B. Литология: Учебное пособие. Томск: Изд-во ТПУ, 2005,353 с.

41. Елхов Ю.Н. Геологическая карта СССР масштаба 1:200 000. Лист 0-46-V. М., 1965.

42. Елхов Ю.Н. Геологическая карта СССР, серия Енисейская, лист 0-46-V, -VI, Объяснительная записка, М.,1972-1973гг.

43. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. М.: Недра, 2002, 485 с.

44. Ерофеев Л.Я., Вахромеев Г.С., Зинченко B.C., Номоконова Г.Г. Физика горных пород. Томск: Изд. Томского Политехнического университета, 2006, 520 с.

45. Изучение разломных и складчатых структур докембрия геолого-геофизическими методами / К.Ф. Тяпкин. Киев: Наук. Думка, 1986 с 168 с.

46. Инструкция по магниторазведке. Л.: Недра, 1981, 263 с.

47. Интерпретация данных сейсморазведки: Справочник. М.: «Недра», 1990, с. 348-354, 362.

48. Карагодин Ю. Н. «Введение в нефтяную литмологию» Новосибирск «Наука» Сибирское отделение.

49. Карпинский Р.Б.Геологическая карта СССР, серия Енисейская, лист Р-46-XXXV, Объяснительная записка М., 1969.

50. Кац Я.Г., Полетаев А.П. Линеаментная тектоника //Обзор ВИЭМС. Общая и per. геол., геол. Картирование. М., 1984. -43 с.

51. Ковалев В.П., Телепнев Г.Ф. Применение методов выделения скрытых перио-дичностей при изучении динамики сейсмических волн. ДАН УССР, Серия Б, №5. 1981, с. 10-14.

52. Модель линейного предсказания сейсмического сигнала в изучении структуры волнового поля тонкослоистых сред. ДАН УССР, Серия Б, №8. 1984, с. 21- 24.

53. Ковалев В.П., Телепнев Г.Ф. Результаты исследования внутренней структуры волнового поля при прогнозировании геологического разреза. Геофизический Журнал, 1984,т.6, с. 83- 88.

54. Ковалев В.П., Телепнев Г.Ф. Системные аспекты методики изучения тонкослоистых сред с помощь сейсморазведки. Материала II Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии", М. 1986, с.477-479.

55. Ковалёва В. "Опробование методики прогнозирования поровых давлений по сейсмическим данным в различных сейсмогеологических условиях ДДв", 1997, г. Полтава.

56. Кожевников Н. О., Плотников А. Е. Оценка возможностей метода переходных процессов при изучении верхней части геологического разреза. Геофизика, 2004, №6, с. 33 38.

57. Козырев В.Д. и др. Прогноз нефтегазоносности Тунгусской синеклизы. ВНИГРИ, Л, 1969.

58. Комплексный анализ данных геохимических поисков месторождений нефти и газа/ Под ред. Л.М. Зорькина, A.B. Петухова. М.: Недра, 1981.

59. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазогеологическое районирование Сибирской платформы.-Геол. нефти и газа, № 2, 1976, с. 6-16.

60. Косыгин Ю.А. Основы тектоники. Москва: Недра, 1974, 215 с.

61. Кузнецов В.Л. и др. Прогноз нефтегазоносности и зон нефтегазонакопления платформенных областей Сибири на основе традиционной и нетрадиционной обработки и интерпретации данных ГСЗ /Геофизика, 2007, № 3.

62. Мавричев В.Г., Молодцов И.В. Радиометрические аномалии над месторождениями нефти и газа /Отечественная геология, 1999, № 2, с. 59-64.

63. Малич. Н.С. Палеозойские структуры бассейна среднего и нижнего течения р. Подкаменной Тунгуски. Материалы ВСЕГЕИ, нов. серия, 1959Ю вып. 23, с. 60 -78

64. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития)/ Министерство природных ресурсов РФ. СНИИГГиМС. Новосибирск: Изд. СО РАН, 2009. 148 с.

65. Малов A.B., Степанов И.В. Применение дистанционного оптического газоанализатора в нефтегазовой геологии. ООО «Сфера», ФГУ НПП «Геологоразведка» /Разведка и охрана недр, 2001, № 9, с. 45-48.

66. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и её складчатое обрамление. Новосибирск: Академическое из-во «Гео», 2005, 428 с.

67. Маркович Л.А.Государственная геологическая карта СССР, серия Енисейская, лист P-46-XXXVI, Объяснительная записка (р. Тохомо) М., 1976 г.

68. Мандельбаум М.М., Хохлов Г.А., Кондратьев В.А. и др. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы.- Разведка и охрана недр, 2005, № 2-3. с. 29-39.

69. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа/Л.М. Зорькин, Н.В. Лопатин, О.В. Баргашевич и др. М.: ВНИИЯГГ, 1975, с.

70. Михайлов А.Е.Структурная геология и геологическое картирование. М: «Недра», 1984,с. 233-236.

71. Михайлов И.Н., Чертовских К.А. Гравиразведка не нефть и газ// Разведка и охрана недр. 2001 .-№4, с. 156-157.

72. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. А.К. Битнер и др. Красноярск, 1990, 114 с.

73. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 6. Байкитский регион. (Гл. редактор А.Э. Конторович). ОГИиМ СО РАН, УАП-1994, 53 с.

74. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции, Мельников Н.В., Геология и геофизика т.37, СО РАН, НИЦ ОИГГМ СО РАН Новосибирск, 1996, с. 196-205.

75. ЭЗ.Пейве A.B. Глубинные разломы в геосинклинальных областях // Изв. АН СССР. Сер.геол.-1945.-№5. с. 23-46.

76. Пейве A.B. Общая характеристика, классификация и пространственное расположение глубинных разломов // Там же.1956,№1,с.90-105.

77. Поливцев A.B., Поморцев Г.П., Борковский A.A. Газогеохимические поиски полезных ископаемых в Карпатском регионе. Киев, "Наукова думка", 1990.

78. Растегин A.A. Плотность линеаментов как критерий прогноза нефтегазонос-ности. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987,с. 103-109.

79. Решения рабочего совещания СибРМСК «Стратиграфия и нефтегазоносность венда верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы». Красноярск: КНИИГиМС, 2001,с. 100-101.

80. Решения рабочего стратиграфического совещания по верхнему докембрию и кембрию Средней Сибири. Новосибирск, ФГУП «СНИИГГиМС», Институт геологии нефти и газа СО РАН, 2005.

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

82. Савинский К.А. и др. Геологическое строение нефтегазоносных провинций Восточной Сибири по геофизическим данным. М.: Недра, 1983, 183 с.

83. Саврасов Д.И., Камышева Г.Г. Физические свойства докембрийских кристаллических пород Анабарского щита /Ученые записки НИИГА. Регион, геол., 1966, вып. 8, с. 169-187.

84. Самков В.В., Сопоставление разломных структур Анабарского и Украинского щитов // Геофизический журнал. 1987. - Т.9. - №3. - С. 24-29.

85. Самков В.В. Системы разломов Юрубчено-Тохомской зоны// Геофизические исследования в средней Сибири. Красноярск: КНИИГиМС, 1987. - С. 114-118.

86. Самков В.В. Системы разломов нефтегазоносных территорий Красноярского края // Сб. Научных трудов Национальной горной академии Украины. №6. - Т.З. Геофизика. - Днепропетровск: ДГИ, 1999. - С. 106-110.

87. Самков В.В. Системы линеаментов Центральной Сибири Красноярск: КНИИГиМС, 2005, 68-65 с.

88. Сборник рабочего стратиграфического совещания «Стратиграфия и нефтегазоносность венда, верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы. Красноярск, КНИИГиМС, 2001, с. 100-101.

89. Сейсмическая стратиграфия. Под редакцией Ч. Пейтона. 1ч. М., «Мир», 1982,с. 288-325.

90. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления (пер. с англ.).- М.: Недра, 1989, с. 296.

91. Семихатов М. А. Структурно-фациальные зоны рифея и нижнего кембрия Енисейского кряжа и Северо-Западной части Восточного Саяна. / Тектоника Сибири, т. II. Новосибирск, СО АН СССР, 1963.

92. Семихатов М.А. Рифей и нижний кембрий Енисейского кряжа./ Издательство Академии Наук, Москва 1962, с. 57-59.

93. Скляров Р.Я. Объяснительная записка к геологической карте масштаба 1:200 ООО листа 0-47-IV. М.: Недра, 1969, с. 65.

94. Скляров Р.Я. Объяснительная записка к геологической карте масштаба 1:200 ООО листа 0-47-VIII. М.: Недра, 1973, с. 68.

95. Скляров Р.Я., Борзенко Г.Ф. Объяснительная записка к геологической карте масштаба 1:200000 листа O-47-VII. М.: Недра, 1980, с. 114.

96. Слепак З.М. Применение гравиразведки при поисках нефтегазоперспектив-ных структур/М.: Недра, 1989.-200с.

97. Словарь по геологии нефти и газа, Л.: Недра, 1988.

98. Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2000. - 296 с.

99. Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. М.: Недра, 2001 ,с. 525.

100. Среднемасштабная аэрогамма-спектрометрическая съемка. Методические рекомендации по аэрогамма-спектрометрическому обеспечению региональных прогнознометаллогенических работ. Л.: НПО «Рудгеофизика», 1987, 119 с.

101. Старосельцев B.C. Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспектив-ных регионов. Новосибирск: Наука, 2008, с. 163-175.

102. Старосельцев B.C., Мигурский A.B. Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность. /Критерии и методы нефтегазоносности,- Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987, с.90-96.

103. Сулимов И. Н. Присаяно-Енисейский догерцинский краевой прогиб Л., Недра, 1970.

104. Сурков B.C. и др. Нефтепоисковая геофизика в условиях широкого развития траппового магматизма. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982, 106 с.

105. Тальвирский Д.Б. Тектоника Енисей-Хатангской нефтегазоносной области и сопредельных территорий по геофизическим данным.-М.: Недра, 1976.-105 с.

106. Техническая инструкция по аэрогамма-спектрометрической съемке, М., 1977, 188 с.

107. Туезова H.A. Петрофизика осадочных пород чехла древних и молодых платформ и нефтегазоносных структур на примере Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы. М.: Недра, 1984, 229 с.

108. Tyapkin K.F. A new rotation hypothesis on the development of the tectonic system of the Earth's crust// Geophys. Trans Hung. Geophys Inst. 1977, № 24, c.39-52.

109. Тяпкин К.Ф. Физика Земли. Киев: Вища школа, 1998. - 312 с.

110. Тяпкин К.Ф. Новая ротационная гипотеза формирования структур в земной коре // Геол. Журн.-1974.-№4. с.3-16.

111. Тяпкин К.Ф., Кивелюк Т.Т. Изучение разломных и складчатых структур докембрия геолого-геофизическими методами. М: Недра, 1982, 239 с.

112. Тяпкин К.Ф., Новая ротационная гипотеза структурообразования и металлогения. flonoBifli HAH УкраТни. 2007, N 3,с. 128-132.

113. Феоктистов Г. Д. Трапповые силы большой протяженности на юге Сибирской платформы. «Советская геология» №12, 1976, с. 22-127.

114. Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа / О.Л. Кузнецов, A.B. Петухов, Л.М. Зорькин и др. М.; Недра. 1986.

115. Хаин В. Е., Тычков С. А. и др. Коллизионный орогенез: модель отрыва суб-дуцированной пластины океанской литосферы при континентальной коллизии. «Геология и геофизика» №1, с. 5-17, 1996.

116. Хаин В.Е. В.Е. Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики.М.: МГУ, 1995.

117. Хаин В.Е. Современные представления о моделях геодинамических процессов твердой Земли. Выпуск: Современная геодинамика: достижения и проблемы, 2004.

118. Хоментовский A.C. Структура и тектоника юго-западной части Сибирской платформы//Бюл. МОИП, 1945, Т. 20 (5-6). с. 115-129.

119. Шарова A.M. Физические свойства горных пород структурно-вещественных комплексов Алданского щита /Геофизические исследования в Якутии. Якутск, 1990, с. 128-136.

120. Шульц С.С. //Планетарная трещиноватость.-л.: Наука, 1973, с. 5-37.

121. Щукин Е. К. Проблемы глубинной геологии в региональных исследованиях, «разведка и охрана недр» №1, 2001, с. 16-20.

122. Яковлев Ю.К. Разломная тектоника междуречья Ангары и Н.Тунгуски и связь с нею полезных ископаемых: диссертация на соискание учёной степени канд.геол.-минер.наук. Днепропетровск, 1980, -205 с.

123. Эз. В.В. Тектоника глубинных зон континентальной земной коры континентов. М.: Наука, 1976. - 176 с.1. Фондовая

124. И.А. Апанович. Изучение глубинного строения осадочных бассейнов, примыкающих к складчатым структурам Восточного и Енисейского пояса. Тематические работы 1997-2000 гг. Красноярск, 2000.

125. Алексеев В.Н. Назимков Г.Д. и др. Геолого-геофизическая оценка перспектив поиска залежей УВ в вендских отложениях в междуречье Ангары и Подсменной Тунгуски. (Геологический отчет о результатах работ по теме № 16-94-3/1). Красноярск, п. Богучаны,1994.

126. А.Ф. Бабинцев, О.В. Гутина. Составление единой корреляционной схемы верхнепротерозойских отложений внутренних районов юго-западной части Сибирской платформы и её обрамления (включая Енисейский кряж). КНИИ-ГиМС, Красноярск, 2003.

127. Байбародских Н.И., Назимков Г.Д. и др. Перспективы нефтегазоносности Красноярского края. КГУ, Красноярск, 1964.

128. Богдан В.А., Грицаенко Г.В. и др. Отчет о результатах опытно-производственных сейсморазведочных работ МГОТ на Куюмбинской площади. Богучаны, 1981.

129. Богдан В.А., Ванник М.Ю. и др. Результаты опытно-производственных работ в пределах зоны Куюмбинских поднятий. Богучаны, 1982.

130. Богдан В.А., Хайсанова Т.Ф. и др. Результаты опытно-производственных работ ОГТ и электроразведочных работ ЗСБ в западной части Камовского свода. Богучаны, 1983.

131. Богдан В.А., Мачульский A.M. и др. Отчет о сейсморазведочных работ МОП" и электроразведочных работ ЗСБ в бассейнах рек Вельмо и Тохомо. Богучаны, 1984.

132. Богдан В.А. Кандауров В.И. и др. Опытно-методические работы по освоению методики ПГР на площади Камовского свода. П. Геофизиков, 1989.

133. Богдан В.А., Мачульский A.M. и др. Поисковые сейсморазведочные и электроразведочные работы на Юрубчено-Тохомской площади. П. Геофизиков, 1989.

134. Богдан В.А. и др. Геофизические исследования Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. ГГП «Енисейгеофизика», п. Геофизиков, 1989.

135. Гутина О.В. Реконструкция истории геологического развития юго-западной части Сибирской платформы, районирование ее по степени перспективности на нефть и газ для эффективного выбора участков лецензирования. Отчёт 2000 г.

136. Гутина О.В. Создание геолого-геофизической модели вендского и рифей-ского комплексов в пределах Оморинского лицензионного участка с целью уточнения районирования территории по степени ее перспективности. КНИИГиМС., Красноярск, 2005.

137. Гутина О.В. и др. Совершенствование схемы расчленения и корреляции рифейских отложений юго-западной части Сибирской платформы в пределах Красноярского края. КНИИГиМС, Красноярск, 1996

138. Дашкевич H.H. и др. Глубинное геологическое строение западной части Сибирской платформы и Приенисейской части Западно-Сибирской плиты по геофизическим данным. ТГФ, 1970.

139. Дашкевич H.H. и др. Структурная схема поверхности кристаллического фундамента западной части Сибирской платформы и области её сочленения с Западно-Сибирской плитой. Масштаб 1:500 000. Красноярск, 1995.

140. Демидова. Е.В. Отчет по теме «Адаптация метода CSD в условиях карбонатных и терригенных разрезов».// Енисейгеофизика, 1996г.

141. Белозерова О.С. Отчет по теме «Прогноз зон улучшенных коллекторов на Юрубченской площади по материалам сейсморазведки 2D, 3D по методике CSD». // НПК "ГеоСервис" 2003

142. Писецкий В.В., Вальчак В.И. Аэрогеофизическая съёмка масштаба 1:50000 на Атомановской площади. Красноярск, 2000.

143. Дежурная структурно-тектоническая карта Красноярского края (по состоянию на 1 июня 2001 г.). Масштаб 1:1 000 000. Гл. ред. В.А. Кринин. Красноярск, 1993.

144. Дидичин Г.И. Комплексная аэромагнитная съемка масштаба 1:100 000 на Западно-Вельминской площади. Лесосибирск, 2003.

145. Дидичин Г.И. Комплексная аэромагнитная, аэрогаммаспектрометрическая и аэрогеохимическая съемка масштаба 1:50 000 на Оморинском лицензионном участке (отчет Северо-Енисейской геофизической партии за 2004-2005 гг.). Красноярск, 2005.

146. Дидковская Г.И. Сейсморазведочные работы МОП" на южном склоне Камов-ского свода. (Брусконская г.п. № 27/95-96), п. Геофизиков, 1996 г.

147. Дидичин Г.Я. Комплексные аэрогеофизические исследования масштаба 1:50 000 на Шушукском лицензионном участке (отчет ООО ГП «СИБИРЬГЕОФИЗИКА» за 2008 г). Лесосибирск, 2008.

148. Дополнительная обработка и интерпретация разрезов МОП" Нирюндинского, Платоновского и Камовского участков на основе метода РеапакРД. Прогноз структурно-литологических ловушек в песчаниках ванаварской свиты венда. СНИИГиМС, Новосибирск, 2008.

149. Евграфов A.A. Дополнение к отчету «Создание опорного профиля «Алтай -Северная Земля». Енисейск, 2004.

150. Исаев A.B. , Ларичев А.И. , Мельников Н.В. Региональный прогноз вендских песчаных тел потенциальных ловушек нефти и газа, на основе сейсмогеоло-гического моделирования в междуречье p.p. Ангара и Подкаменная Тунгуска. Новосибирск, 1998.

151. Дидичин Г.Я. Создание геомагнитной модели строения осадочного чехла и кристаллического фундамента Оморинского лицензионного участка. «СИБИРЬГЕОФИЗИКА» за 2008 г). Лесосибирск, 2008.

152. Конторович A.A. и др. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Юрубчено-Тохомского месторождения (по состоянию на 01.07.95 г.). ГГП «Енисейнефтегазгеология», Красноярск, 1995.

153. Кощук Н.П. Геофизические исследования в Юрубчено-Тохомской зоне неф-тегазононакопления. ГГП «Енисейгеофизика», п. Геофизиков, 1995.

154. Кринин В.А., Конторович A.A. Реконструкция истории геологического развития юго-западной части Сибирской платформы, районирование её по степени активности на нефть и газ для эффективного выбора участков лицензирования. Красноярск, 2002.

155. Кудряков Ю.М. Поисковые сейсморазведочные работы МОГТ на Верхне-Каменской площади (Брусконская с.п.№ 114/88-89), п. Геофизиков, 1989 г.

156. Назимков Г.Д. Составление каталога свитных границ в разрезах глубоких скважин, пробуренных в пределах Красноярского края по состоянию на 01.07.94 г. Красноярск, 1995.

157. Острижных С.С. и др. Выделение и прогноз зон нефтегазонакопления, локализация ресурсов в отложениях рифея-кембрия путём изучения пластовколлекторов на территории нераспределённого фонда недр Эвенкийского АО. Красноярск. КНИИГиМС, 2003.

158. Аэрогеофизическая съемка масштаба 1:50 ООО на Атамановской площади, ФГУГП "Гравиметрическая экспедиция № 3", Красноярск, 2000,

159. Сарвиров А.Д. Сейсморазведочные работы МОГТ-80 на Оморинском лицензионном участке. ООО "Эвенкиягеофизика", Енисейск, 2004.

160. Сарвиров А.Д. Оморинский лицензионный участок. Поисковые сейсморазведочные работы 20-ЗС на Оморинском лицензионном участке. Отчёт Оморин-ских с/п № 12/2004-2005, 10/2004-2005 и 16/2004-2006. ООО "Эвенкиягеофизика", Красноярск, 2006.

161. Сарвиров А.Д. Поисковые сейсморазведочные работы М0ГТ-20 на Оморинском лицензионном участке. ООО "Эвенкиягеофизика", Красноярск, 2007.

162. Скрылев С.А. Предварительная геолого-экономическая оценка Оморинского, Юрубченского, Сузунского и вновь открытых месторождений. Красноярск, 1989.

163. Скрылев С.А. Проект поисково-оценочных работ на Оморинском лицензионном участке. Отчет, ООО "ТюменНИИгипрогаз", г. Тюмень 2006.

164. Сергеева Т.Н. Гладышев В.Н. Результаты поисковых сейсморазведочных работ МОП" и электроразведочных работ ЗСБ на Средне-Чадобецкой площади. (Отчет Средне-Чадобецкой г/п ОГТ-ЗСБ №60/83-84). п. Геофизиков.

165. Чапурин А.К. Четвергов А.П. Методология' и методика комплексной интерпретации аэромагнитных и гравиметрических данных при решении нефтепо-исковых задач в условиях широкого развития траппов. Лесосибирск, 1982.

166. Шапорев В.А. Результаты электроразведочных работ ЗСБ в бассейнах верховьев рек Вельмо, Тохомо, Камо, Б. Пит. (Отчет Ядрошонской партии №10/78-79).

167. Шапорев В.А., Тоболов В.К. Павлова В.Н. Результаты электроразведочных работ методом ТТ-МТЗ масштаба 1:200 000 в бассейне верхнего течения рек Камо, Каменки, Кумонды. (Отчет Верхнее-Камовской эр/п №56/77-78). п. Геофизиков, 1978.о <2Р

168. Яшин Н.П.Поисковые сейсморазведочные работы МОП" и электроразведочные работы ЗСБ в пределах Терянской площади (Брусконская г.п. № 71/9294), п. Геофизиков, 1994 г.

169. Четвергов А.П. Апанович И.А. Создание геомагнитной модели строения осадочного чехла и кристаллического фундамента Оморинского лицензионного участка. «СИБИРЬГЕОФИЗИКА» за 2008 г), Красноярск, 2008.

Информация о работе

Берсенева, Наталия Ярославовна
кандидата геолого-минералогических наук
Красноярск, 2010
ВАК 25.00.12

Диссертация

Прогноз зон нефтегазоносности на территории юго-западного склона Байкитской антеклизы (Оморинский НГР) по материалам комплексной интерпретации геофизических данных - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы