Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири

Беспалова, Елена Борисовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири"

На правах рукописи

БЕСПАЛОВА ЕЛЕНА БОРИСОВНА

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В УНДАФОРМНОЙ ЗОНЕ НЕОКОМСКИХ КЛИНОФОРМНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НАДЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2005

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова и в ЗАО " Моделирование и мониторинг геологических объектов им В.А. Двуреченского"

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Славкин Владимир Семёнович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ровнин Лев Иванович кандидат геолого-минералогических наук, Афанасенков Александр Петрович

Ведущая организация: ОАО "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (РИТЭК)

Защита состоится 8 апреля 2005 г в 14 час 30 мин в ауд._на

заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. M.В. Ломоносова по адресу: 119992, Москва, ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона А, 6 этаж.

Автореферат разослан_марта 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Карнюшина Е. Б.

Общая характеристика работы

Актуальность работы

На сегодняшний день основная добыча жидких углеводородов в Западной Сибири связана с неокомским продуктивным комплексом. В ближайшее десятилетие дальнейший прирост запасов и рост добычи нефти возможны именно за счёт данного комплекса. Особый интерес связан с северными районами Западной Сибири, в частности с Надымской мегавпадиной, характеризующейся слабой изученностью и отсутствием до настоящего времени сколько-нибудь крупных месторождений нефти. В первую очередь это объясняется тем, что традиционно на севере ЗападноСибирского бассейна основные перспективы связывали с сеноманским газом. Поиски нефти ориентировали на среднеюрские отложения, которые, как оказалось, залегают на больших глубинах и содержат коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В меньшей степени перспективы нефтеносности связывали с фондоформными частями клиноформного комплекса, так называемыми ачимовскими отложениями. Однако залежи в юрских и ачимовских отложениях оказались в основном низкодебитные и часто нерентабельные для промышленной разработки. Ундаформная зона клиноформного комплекса рассматривалась как малоперспективная, в связи с отсутствием высокоёмких и высокопроницаемых коллекторов. Так, в начале 90-х годов в пределах Надымской мегавпадины в ундаформной зоне клиноформного комплекса было открыто небольшое Средне-Хулымское месторождение нефти с максимальным дебитом 12м3/сут, которое считалось нерентабельным для разработки особенно в условиях отсутствия в этом районе инфраструктуры.

Между тем, в Широтном Приобье в клиноформном комплексе открыты уникальные месторождения, среди которых можно выделить Приобское и Приразломное. К ундаформной зоне этих месторождений приурочены крупные залежи нефти (пласт АСц и БС4 соответственно). Из условий формирования клиноформных отложений следует, что ундаформная зона клиноформного комплекса должна быть перспективна и в пределах Надымской мегавпадины. В последние годы это доказано успешным освоением компанией ОАО "РИТЭК" Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений, главные продуктивные пласты которых приурочены именно к ундаформной зоне. Высокие фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов (дебиты нефти до 170м3/сут) и высокое качество нефти Средне-Хулымского месторождения свидетельствуют о значительных перспективах ундаформной зоны неокомского комплекса к северу от Широтного Приобья. В связи с этим особую актуальность приобрёл вопрос о генетической идентификации высокопродуктивных коллекторов, вскрытых на Средне-Хулымском и

Сандибинском месторождениях, в рамках клиноформного строения неокомского комплекса, и научном обосновании поиска в Надымской мегавпадине аналогов этих месторождений, т.е. оценки перспектив ундаформных частей клиноформ.

Целью диссертационной работы является научное обоснование поиска и разведки залежей в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западно-Сибирского бассейна, базирующееся на комплексировании данных сейсморазведки и бурения.

Основными задачами исследований являлись:

1. Построение сейсмогеологической модели клиноформных отложений Надымской мегавпадины на основе взаимоувязанных данных сейсморазведки и бурения;

2. Генетическая типизация песчаных тел Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений на основе их сопоставления с продуктивными отложениями клиноформ Широтного Приобья;

3. Выделение различных типов ловушек в клиноформном комплексе и обоснование их перспективности;

4. Прослеживание границ распространения наиболее перспективных песчаных тел в пределах выявленных ловушек по данным сейсморазведки;

5. Выделение в клиноформном комплексе Надымской мегавпадины новых перспективных объектов для их дальнейшего освоения.

Научная новизна:

1. Впервые основные продуктивные пласты Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений севера Западной Сибири по комплексу морфологических и литологических признаков охарактеризованы как кромкошельфовые тела ундаформной зоны неокомского клиноформного комплекса, что определяет высокие перспективы поиска их аналогов на прилегающих участках.

2. Впервые на примере сопоставления строения и коллекторских свойств пласта Сахалинского и Приобского месторождений показано, что депоцентры накопления песчаного материала кромкошельфовых тел приурочены в плане к изгибу кромки палеошельфа к окончанию времени формирования пласта. Поэтому предложен методический приём, основанный на анализе характера распространения кромок палеошельфов пластов, который позволил спрогнозировать характер распространения кромкошельфовых тел на Лензитской и Лонгьюганской площадях.

3. В пределах поисковых и разведочных участков Надымской мегавпадины в клиноформном комплексе в зонах развития кромкошельфовых песчаных тел выделен новый высокоперспективный тип ловушек углеводородов - тектоно-седиментационные поднятия.

4. Предложено новое направление поисково-разведочных работ в пределах Надымской мегавпадины, основанное на выделении в неокомском

комплексе наиболее перспективных кромкошельфовых песчаных тел, прогнозе их распространения по всему простиранию клиноформ с применением новейших сейсмических технологий и поиске в их пределах ловушек различного типа, в том числе тектоно-седиментационных поднятий.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы:

Результаты исследований и рекомендуемые автором направления геологоразведочных работ в рассматриваемом регионе переданы нефтяной компании ОАО "РИТЭК" в виде схем, карт и разрезов, составленных автором и при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные прогнозные рекомендации на поиски тектоно-седиментационных структур в неокомском комплексе Надымской мегавпадины. На основе разработанных моделей в настоящее время осуществляется эксплуатация Средне-Хулымского месторождения, проводятся поисковые и разведочные работы на Лонгъюганском и Лензитском поисковых участках.

Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ОАО "РИТЭК", ЗАО "Моделирование и мониторинг геологических объектов (МиМГО) им. В.А.Двуреченского", докладывались на научной конференции "Новые идеи в геологии нефти и газа".

Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 5-ти статьях и изложены в 7 отчетах по научно-производственным работам ООО "ВНИГНИ-2" и ЗАО "МиМГО".

Фактическийматериал

В работе использованы геолого-промысловые данные и ГИС, лабораторные исследования керна и микроописания шлифов по 94 поисково-разведочным и 59 эксплуатационным скважинам, свыше 10 тыс. пог.км сейсморазведки ОГТ разных лет.

Большинство примеров в работе приводится по Средне-Хулымскому и Сандибинскому месторождениям, Лензитскому и Лонгьюганскому поисковым участкам. Для сравнительного анализа использованы материалы по Приобскому, Приразломному и Сахалинскому месторождениям.

Структура и объемработы

Диссертационная работа содержит 150 страниц текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 66 рисунками. Список использованной литературы насчитывает 125 наименований.

* * *

Автор выражает горячую благодарность канд. геол-мин. наук Н.С.Шик за ценные советы и консультации по вопросам строения и нефтегазоносности клиноформ, постоянную помощь и поддержку в разрешении важнейших геологических проблем.

Автор признателен преподавателям кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ за консультации и дискуссии по теоретическим и практическим вопросам, затронутым в работе. Особую благодарность автор выражает д. г.-м. н., проф. О.К.Баженовой и зав. отделом ВНИГНИ д. г.-м. н. М.В.Дахновой за ценные советы и помощь в интерпретации результатов геохимических исследований.

Автор благодарит коллектив сотрудников ЗАО "МиМГО им. В.А. Двуреченского" за научные консультации и помощь в решении отдельных теоретических и практических вопросов нефтяной геологии: Н.Н.Бакуна и Т.Е.Ермолову за консультации в вопросах седиментологии и петрографии, В.Е.Зиньковского и Е.А.Копилевича за консультации в области сейсморазведки, А.А.Гусейнова за консультации по вопросам флюидодинамики и разработки залежей, В.А.Мусихина за ценные советы по интерпретации ГИС, А.Ю.Сапрыкину, М.П.Голованову, А.А.Полякова,

B.Н.Колоскова, С.С.Гаврилова, Д.С.Кучерявенко, Е.Н.Вишневу за поддержку, творческие дискуссии, советы и помощь в оформлении работы.

Глава 1. Краткий очерк геологического строения района исследований

В главе рассмотрены вопросы стратиграфии и тектоники северных районов Западно-Сибирского НГБ, изучению которых посвящены работы

C.В.Аплонова, В.С.Бочкарёва, Ф.Г.Гурари, Ю.Н.Карогодина, А.Э.Конторовича, А.А.Нежданова, И.И.Нестерова, Л.И.Ровнина, Н.Н. Ростовцева, М.Я.Рудкевича, Ф.К.Салманова, В.С.Суркова и многих других.

Объектами исследований являются месторождения нефти и смежные с ними перспективные в нефтегазоносном отношении площади: Средне-Хулымское месторождение и Лонгьюганский лицензионный участок; Сандибинское месторождение и Лензитский лицензионный участок, расположенные на севере Тюменской области в пределах ЯНАО.

1.1. Стратиграфия

1.1.1. Стратиграфия северных районов Западной Сибири

В геологическом разрезе района исследований выделяются три структурных этажа: нерасчлененный протерозойско-палеозойский складчатый фундамент, триасовый (или промежуточный) этаж и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.

В пределах района исследований породы фундамента и промежуточного комплекса вскрыты единичными скважинами. Фундамент

сложен магматическими и метаморфическими породами предположительно палеозойского возраста. Промежуточный этаж представлен терригенными породами коры выветривания.

Осадочный чехол, несогласно перекрывающий доюрские отложения, сложен толщей континентальных, морских и прибрежно-морских отложений юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.

1.1.2. Особенности стратиграфии неокомских отложений

К настоящему времени большинством исследователей признаётся и обосновывается клиноформное строение неокомского комплекса Западной Сибири. Однако на последнем межведомственном стратиграфическом совещании (1991г.) такое строение неокома не утверждено, поэтому описание стратиграфии неокомских отложений района исследований приводится в рамках утверждённых схем 1991г. с учётом их косослоистого клиноформного строения.

Неокомские отложения включают нижнюю часть нижнего мела -берриасский, валанжинский, готеривский, баремский ярусы и ограничены в подошве и кровле соответственно баженовской свитой и нижнеаптскими глинами алымской свиты (или кошайской пачки).

В районе исследований неокомские отложения представлены ахской и черкашинской свитами (Хулымско-Лонгьюганская зона), ахской и танопчинской свитами (Сандибинско-Лензитская зона).

В строении неокомского комплекса изучаемой территории отчётливо выделяется шельфовая (ундаформная), склоновая и депрессионная (фондоформная) части, с каждой из которых связаны песчаные тела разной морфологии и генезиса.

С ундаформной зоной связаны основные продуктивные пласты Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений - пласты АС10 и БН6 соответственно.

1.2. Тектоника

1.2.1. Основные структурные элементы района исследований

В работе использована тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией B.C. Бочкарёва (1990г.). Согласно этой карте, район исследования расположен в северной части Западно-Сибирской плиты и приурочен к региональной структуре - Надымской мегавпадине.

Средне-Хулымское месторождение расположено в южной части впадины, в пределах Хулымской мезоседловины (структура II порядка), и приурочено к крупному Средне-Хулымскому валу. Лонгьюганский поисковый участок расположен в пределах Западно-Ярудейской впадины (структура I порядка).

Территория Лензитско-Сандибинской зоны охватывает несколько крупных тектонических элементов: Северо-Надымский выступ с

осложняющим его Сандибинским структурным мысом, Западно-Медвежий вал и разделяющую их Западно-Медвежью впадину.

1.2.2. Основные этапы геологического развития Западной Сибири

Особенности истории формирования Западно-Сибирского бассейна существенным образом предопределили перспективы его нефтегазоносности. Изучению основных этапов его развития посвящены многочисленные работы С.В.Аплонова, А.А.Бакирова, В.С.Бочкарева, О.Г. Жеро, Л.П.Зоненшайна, А.Э.Конторовича, П.К.Куликова, Е.В.Кучерука, И.И.Нестерова, Л.И.Ровнина, М.К.Рудкевича, В.С.Суркова и др.

Формирование фундамента Западно-Сибирской плиты происходило на протяжении длительного периода, начиная с рифея и в течение всего палеозойского времени, В конце позднего палеозоя, в результате деформаций сжатия сформировались герцинские складчатые системы, которые спаялись воедино с разделявшими и обрамлявшими их древними массивами и догерцинскими складчатыми зонами, образовав гетерогенный фундамент Западно-Сибирской плиты.

В раннем триасе процессы сжатия сменились процессами растяжения, которые привели к формированию многочисленных субмеридиональных грабен-рифтов в западной и южной частях плиты. Триасовая рифтовая система сыграла определяющую роль в формировании структур платформенного чехла.

На протяжении мезозойско-кайнозойского времени территория Западной Сибири испытывала тенденцию к погружению. Этот процесс начался в раннеюрское время, а в конце поздней юры внутренняя часть плиты испытала быстрое опускание, возник широкий, относительно глубоководный прогиб, на большую часть площади Западно-Сибирской плиты распространилась с севера трансгрессия. В волжском веке, в условиях некомпенсированного осадконакопления, формировались отложения баженовской свиты - маломощные глубоководные битуминозно-кремнистые глины. В течение неокомского времени в условиях лавинной седиментации происходило постепенное заполнение некомпенсированной впадины поступавшим с запада и востока песчано-глинистым материалом - формировался клиноформный комплекс пород. Его формирование завершилось аптской трансгрессией, с которой связано накопление реперных глин алымской свиты и кошайской пачки.

Именно в неокомское время процесс осадконакопления в пределах Западно-Сибирской плиты протекал наиболее интенсивно, когда за 22-27 млнлет (Ф.Г.Гурари 1994, В.И.Шпильман и др. 1993, Каталог литолого-стратиграфических разбивок 2000) полностью компенсировалась депрессия глубиной в среднем 500-600м, по некоторым данным до 700-800м (А.В.Чернавских 1994, А.М.Брехунцов 1999). Средние скорости осадконакопления в неокомское время по данным А.А.Нежданова (1987г.) составляли 25-55м/млн.лет, что в 6-10 раз выше, чем в юрское время и в 47 раза выше, чем в поздний мел - кайнозойское время, что существенным образом предопределило уникальную нефтегазоносность неокомского

комплекса Западно-Сибирского НГБ.

С позднего эоцена до конца неогена север, северо-западная и северовосточная части Западно-Сибирской плиты испытывали воздымание и представляли собой область денудации. Центральная и южная части плиты испытывали погружение.

Таким образом, в целом для всей территории Западно-Сибирской плиты отмечается постепенное смещение центров прогибания от северных районов в триас-юрское и нижнемеловое время в южные районы в палеоген-неогеновое время. В четвертичный этап развития возобновилось погружение северной части плиты.

Глава 2. Развитие представлений о строении и образовании неокомского комплекса и современные проблемы поисков и разведки залежей на севере Западной Сибири

Развитие представлений о строении и образовании неокомского комплекса Западной Сибири

Неокомский комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных комплексов осадочного чехла Западной Сибири, что нашло отражение в многообразии точек зрения на его строение и условия формирования.

Стратиграфические схемы мезозоя Западной Сибири с 1956 по 1990г. принимались на пяти Межведомственных стратиграфических совещаниях.

Первоначально, в течение 60-х-70-х годов, изучение неокомских отложений происходило в рамках параллельно-слоистой модели, согласно которой создавалась региональная стратиграфическая схема неокома. Разрез неокома расчленялся по литологическим признакам, без сколько-нибудь существенного использования региональных сейсмических данных.

Недостаток и неравномерность буровой и сейсмической информации на ранних этапах изучения затрудняли выработку общей для нефтегазоносного бассейна корреляционной схемы пластов. Поэтому в Западной Сибири исторически сложился ряд районных схем расчленения и корреляции продуктивных пластов неокомского нефтегазоносного комплекса. Чрезвычайно важная проблема установления истинных соотношений между ними и построения единой стратиграфо-корреляционной основы до сих пор остаётся одной из наиболее дискуссионных.

По мере освоения Западно-Сибирского НГБ, появляющийся фактический материал начинает входить в противоречие с горизонтально-слоистой моделью. Так, Ю.В.Брадучан, И.И.Нестеров, А.П.Соколовский (1968) отмечали резкое противоречие литологической корреляции с определениями возраста фауны аммонитов неокома в центральных и южных районах Западной Сибири. Л.Я.Трушковой (1970), Ю.Н.Карогодиным (1972,1974) отмечалось скольжение стратиграфических

границ всех свит и серий неокома. При этом ачимовские отложения представлялись изохронными.

Наступление нового этапа в познании геологического строения и условий формирования неокомского комплекса связано с появлением работ тюменских геологов и геофизиков АЛ.Наумова, Т.М.Онищука, М.М.Бинштока (1977), положивших начало представлениям о региональной косослоистой модели отложений мегионской свиты.

Революционным моментом, позволившим получить новую информацию о строении осадочного чехла Западной Сибири, являлось широкое внедрение в 70-е годы в практику сейсморазведки метода MOB ОГТ. Наступил этап активного внедрения сейсмостратиграфических исследований в процесс изучения мезозойских продуктивных отложений. «Привязка» данных региональной сейсморазведки к разрезам поисковых и разведочных скважин по всей территории Западной Сибири позволила установить клиноформное строение неокомских отложений, которые формировались в результате ритмично-поступательного бокового заполнения осадками некомпенсированного бассейна, образовавшегося в волжское время. Установлен закономерный седиментационный наклон песчаных пластов неокома, их последовательная региональная глинизация с востока на запад и от древних к более молодым, сопровождающаяся переходом в косонаслоенные отложения.

В настоящее время большинство исследователей Западной Сибири признали клиноформную природу неокомских отложений. Однако продолжается острая дискуссия о количестве клиноформ, закономерностях их внутреннего строения и латеральных границах, о причинах их образования и взаимоотношении с нижележащей баженовской свитой, а также образовании и стратификации так называемой ачимовской толщи.

В последние годы коллективом авторов НАЦ РН ХМАО составлены и опубликованы (2001г.) детальные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западной Сибири, учитывающие клиноформное строение неокома, однако на межведомственном стратиграфическом совещании эти схемы ещё не утверждены.

Модель клиноформного строения неокома развивается, уточняется и детализируется в работах М.М.Бинштока, А.М.Брехунцова, В.Я.Гидиона, Л.Ш.Гиршгорна, Г.Н.Гогоненкова, И.Л.Гребневой, Ф.Г.Гурари, СВ. Ершова, В. П.Игошкина, Ю.Н.Карогодина, В.А.Корнева, Н.Х.Кулахметова, Н.Я.Кунина, О.М.Мкртчяна, АЛ.Наумова, А.А.Нежданова, М.Я. Рудкевича, В.С.Славкина, В.С.Соседкова, Л.Я.Трусова, Р.Т.Трущкевича, Л.Я.Трушковой, А.В.Чернавских, Н.С.Шик, В.И.Шпильмана, Г.С.Ясовича и многих других. Многие позиции, взгляды и выводы этих учёных использовались автором при изучении клиноформных отложений Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской зон.

Основные проблемы поисков и разведки залежей нефти в неокомском комплексе на севере Западной Сибири

Традиционно неокомский комплекс северных районов Западной Сибири, в пределах Надымской мегавпадины, считался малоперспективным в нефтепоисковом отношении. Перспективы здесь связывали в основном с сеноманским газом. Поиски нефти ориентировали на вскрытие залежей в юрских отложениях, которые, как оказалось, содержат коллекторы с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). Таким образом, значительная часть Надымской мегавпадины в конце 90-х годов представляла собой слабоизученную территорию с отсутствием крупных месторождений нефти. Однако в последние годы в пределах этой территории успешно разрабатываются Средне-Хулымское и Сандибинское месторождения, основные продуктивные пласты которых связаны с ундаформной зоной неокомского клиноформного комплекса. Клиноформные отложения характеризуются специфическими закономерностями строения и распространения коллекторов, ловушек и залежей, что свидетельствует о необходимости применения особых методических подходов к их изучению. В связи с этим для успешного поиска аналогов Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений в пределах Надымской мегавпадины необходимо выяснить генетическую принадлежность вскрытых скважинами песчаных тел, что позволит определить закономерности распространения коллекторов и изменение их ФЕС по площади. Для этого необходимо сопоставить изучаемые отложения Надымской мегавпадины с районами Западной Сибири сходного строения, высокой плотности бурения и доказанной нефтеносностью. В данной работе проведено сопоставление строения клиноформного комплекса Хулымско-Лонгъюганской и Сандибинско-Лензитской зон с клиноформными отложениями Широтного Приобья, в частности Приобским, Приразломным и Сахалинским месторождениями. В процессе исследований будет доказано их генетическое родство и сходство в строении и закономерностях размещения коллекторов.

Закономерной проблемой начала 21 века в Западно-Сибирском НГБ является то, что наступил период заметного исчерпания фонда просто построенных крупных структурных ловушек, всё большее значение приобретают мелкие ловушки различного генезиса (Проблемы... Вестник недропользователя, №11, 2002). Широкое внедрение в практику сейсморазведки MOB ОГТ повышенной кратности, использование при интерпертации принципов сейсмостратиграфии (Сейсмическая

стратиграфия, 1982) и новые взгляды на историю геологического развития нефтеносных комплексов позволило приступить к выделению и обоснованию целого ряда новых ловушек. Проблемой выделения и классификации ловушек в Западной Сибири занимались многие

исследователи (О.М.Биншток 1980, В.Я.Гидион 1992, Л.Ш.Гиршгорн 1986,1987,1990, А.М.Жарков 2001, В.А.Корнев 2000, В.С.Муромцев и др. 1989, А.Л.Наумов Ф.З.Хафизов 1986, Г.И.Плавник Л.Г.Судат Г.С.Ясович 1986, Т.Ю.Павлова О.А.Смирнов 1993, В.Ф.Панов и др. 2002,

A.А.Нежданов и др. 1990, М.Я.Рудкевич и др. 1984, С.А.Рыльков 2002,

B.С.Соседков 1991, Р.Т.Трушкевич 1994, Л.Я.Трушкова 1995 и др.). По мере освоения Западно-Сибирского бассейна классификации усложнялись и детализировались, однако до сих пор поисково-разведочное бурение ориентировано преимущественно на структурный план баженовской свиты, объекты же более сложной природы (литологической, структурно-литологической, тектоно-седиментационной и др.) зачастую оказываются неопоискованными. Особенно характерно формирование самостоятельных неунаследованных структурных форм для неокомского клиноформного комплекса (Л.Ш.Гиршгорн 1986,1987, В.А.Корнев 2000 и др.). Образование этих отложений в условиях лавинной седиментации определило значительную роль в формировании ловушек различных седиментационных факторов, закономерности проявления которых ещё до конца не изучены. В таких условиях особые перспективы представляет самая западная часть ундаформной зоны, структурный план которой за счёт седиментационного падения пластов на запад неконформен опорному сейсмическому отражающему горизонту Б. Для оценки перспектив этой зоны необходимы структурные построения по каждому клиноформному пласту на всём простирании соответствующей клиноформы, а также переинтерпретация сейсмических данных на предмет взаимоотношений структурных планов баженовской свиты и клиноформно залегающих пластов. Такой подход позволит выявить и закартировать ранее пропущенные ловушки и залежи углеводородов.

ВЫВОДЫ по главе:

1. На основе огромного фактического материала геологоразведочных работ нескольких десятилетий усилиями многих научных коллективов подготовлена теоретическая база о строении, условиях образования, закономерностях размещения коллекторов и ловушек в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири

2. На сегодняшний день Сандибинское и Средне-Хулымское месторождения доказали высокие перспективы нефтеносности ундаформной зоны неокомского комплекса севера Западной Сибири, что определяет необходимость поиска аналогов этих месторождений для успешного освоения территории Надымской мегавпадины

Глава 3. Теоретические и методические приёмы изучения клиноформных отложений неокомского комплекса Западной Сибири

В главе описаны основные методические приёмы изучения клиноформных отложений, разрабатываемые в последние 15 лет под руководством профессора В.С.Славкина в рамках методологии и технологии оптимизированной обработки и структурно-литологической интерпретации данных бурения и сейсморазведки (СЛИ) и положительно зарекомендовавшие себя в процессе изучения многих месторождений Западной Сибири.

На основе этих приёмов автором были изучены клиноформные отложения Сахалинского месторождения, Хулымско-Лонгъюганской и Сандибинско-Лензитской зон и оценены их перспективы.

3.1. Корреляция отложений по взаимоувязанным данным сейсморазведки и ГИС

Резкие изменения литологического состава, а главное, мощности клиноформных пластов, изменение количества выделяемых даже в разрезах соседних скважин седиментационных ритмов делают невозможной объективную корреляцию отложений только по данным бурения. Надежная стратиграфическая основа для изучения клиноформных отложений может быть разработана только по результатам корреляции взаимоувязанных данных ГИС и сейсморазведки.

Возможность проведения такой корреляции определяется наличием в разрезе надежных реперных горизонтов по ГИС, с которыми связаны опорные сейсмические отражающие горизонты (ОГ). В пределах изучаемых площадей такими реперами являются баженовские аргиллиты (ОГ Б), ограничивающие клиноформную толщу снизу, и выдержанные глинистые пачки неокомского комплекса, такие как быстринская, пимская, сармановская и др., ограничивающие клиноформную толщу сверху. Наличие реперных горизонтов позволяет достаточно надёжно осуществлять привязку клиноформных границ по данным акустического каротажа (АК), проиндексировать и прокоррелировать по всей площади изучения все выделяемые в разрезах скважин продуктивные и перспективные пласты с учетом прослеживания ОГ в межскважинном пространстве и, тем самым, создать основу для разработки модели строения клиноформного комплекса.

3.2. Иерархическая система седиментационныхтел

Неокомская клиноформная толща имеет отчётливо выраженное

ритмичное строение. При изучении Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской клиноформ автор придерживался иерархической системы седиментационных тел, которая была выделена Н.Я.Куниным на Приобском месторождении и в дальнейшем развивалась и детализировалась в работах Н.С.Шик и В.С.Славкина (1992, 1994г.).

Наиболее крупные тела - клиноформы, соответствуют отложениям регрессивно-трансгрессивного седиментационного цикла 1-го порядка. Они начинаются и заканчиваются региональными глинистыми пластами.

В составе клиноформ выделены пачки "А", "В" и "С" (П-ой порядок). Пачки "А" и "В" сформировались на регрессивном этапе и сложены на склоне (в зоне максимальных мощностей) преимущественно алевролитами и песчаниками. Причём пачка "В" характеризует максимум регрессии и содержит наиболее крупные и перспективные песчано-алевролитовые тела-коллекторы разного строения и генезиса. Пачка "С" соответствует трансгрессивной стадии развития цикла 1-го порядка и сложена в склоновой части глинами и алевролитами. Каждая из пачек включает пласты, представляющие собой рециклиты Ш-го порядка. В составе пластов выделены песчаные тела, являющиеся элементами IV порядка.

По простиранию клиноформ сменяют друг друга участки резкого опесчанивания и участки глинисто-алевролитовых пород. Максимальной песчанистостью характеризуются зоны депоцентров (увеличенных мощностей), которые формируются на регрессивных этапах на участках наиболее интенсивного наращивания палеошельфа. Такие зоны свидетельствует, вероятно, о близости канала, по которому происходит транспортировка обломочного материала на склон. Зоны максимальной песчанистости разреза, связанные с регрессивными пачками, успешно выделяются на основе сейсмостратиграфических критериев.

3.3. Типы песчаных тел

В отличие от распространённой точки зрения о развитии в клиноформах только ундаформных (шельфовых) и фондоформных (депрессионных) песчаных тел, Н.С.Шик и В.С.Славкиным (1992, 1994г.) при изучении неокомских отложений Приобско-Салымской зоны в самостоятельные типы выделены кромкошельфовые и склоновые песчаные тела. Таким образом, клиноформы включают песчаные тела 4-х типов: шельфовые, кромкошельфовые, склоновые и депрессионные.

В пределах ундаформной зоны выделяют шельфовые (внутришельфовые) песчаные тела, которые развиты в большинстве пачек и на всём протяжении клиноформ и образуют линзы, шнурки или покровы с субпараллельными кровлей и подошвой, сформировавшиеся далеко от кромки палеошельфа, в пределах средней и прибрежной частей шельфа и характеризуются резкой изменчивостью ФЕС.

Однако принципиально важным и необходимым, по мнению автора, является выделение в западной части ундаформной зоны самостоятельного типа песчаных тел. Именно здесь выделяются кромкошельфовые песчаные тела, которые отличаются от собственно шельфовых по генезису и морфологии, характеризуются значительными мощностями коллекторов

(несколько десятков метров), высокими ФЕС и значительными дебитами. К песчаным телам такого типа приурочены крупные залежи нефти в Широтном Приобье (пласт АСц Приобского месторождения, пласт БС4 Приразломного месторождения).

Кромкошельфовые песчаники представляют собой крупные шнурки и линзы, вытянутые вдоль палеосклона и протягивающиеся от кромки палеошельфа к началу времени накопления вмещающего их пласта (на востоке) до кромки палеошельфа к окончанию времени формирования пласта (на западе). Причём отмечается увеличение мощности кромкошельфовых песчаных тел с востока на запад, поэтому в разрезе они имеют клиновидную форму. За кромкой палеошельфа песчаники резко замещаются непроницаемыми разностями. Наиболее перспективные кромкошельфовые тела залегают в кровле регрессивных пачек "В".

На каротажных диаграммах ПС песчаные тела кромки шельфа характеризуются типично регрессивным строением с постепенным увеличением зернистости и сортировки вверх по разрезу. По данным каротажа чётко отбивается кровля пласта, подошва выделяется весьма условно, в зоне постепенного перехода песчано-алевролитовых проницаемых разностей в алевролито-глинистые непроницаемые.

Условия формирования кромкошельфовых песчаников можно оценивать по-разному. Довольно широко распространена дельтовая модель строения неокомского клиноформного комплекса. На дельтовое происхождение отдельных фаций указывают авторы многочисленных публикаций (В.И.Шпильман и др. 1993, Н.К.Кулахметов и др. 1983, Г.И.Плавник, Л.Г.Судат, Г.С.Ясович 1988, М.Ю.Эрвье 1974 и др.), но наиболее детально дельтовая модель разработана в монографии Ю.Н.Карогодина, С.Ю.Ершова и др. (1996). Другие исследователи (А.А.Нежданов и др. 1992, Н.Я.Кунин и др. 1984, В.П.Игошкин и др. 1990, Ф.Г.Гурари 1994 и др.) в мелководной зоне клиноформного комплекса выделяют глубоководный и мелководный шельф с различным механизмом аккумуляции обломочного материала.

Согласно дельтовой модели Ю.Н.Карогодина и др. (1996) все песчаные фации ундаформной зоны формировались в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях регрессирующего морского бассейна, а изучаемые кромкошельфовые песчаные тела относятся к песчаникам фронта дельты и выделяются в баровые фации (фации активной гидродинамики вод и переработки волновыми процессами). Однако проведённые автором исследования позволяют считать, что формирование кромкошельфовых песчаных тел происходило в зоне отсутствия активного действия волновых процессов. Об этом свидетельствует значительная выдержанность свойств этих тел в меридиональном направлении, что отчётливо прослеживается по данным каротажа скважин изученных

площадей. Так, на уникальном Приобском месторождении южные и северные скважины, удалённые друг от друга на десятки километров, вскрывают идентичные по каротажному облику кромкошельфовые песчаные тела в пласте АСп- Такая закономерность характерна и для других площадей, изученных в данной работе.

Строение и геоморфологическое положение кромкошельфовых песчаных тел позволяет считать автору, что их формирование происходило на регрессивных этапах развития неокомского бассейна, в относительно глубоководной зоне шельфа, в зоне отсутствия активной гидродинамики вод. Обломочный материал мог постепенно переоткладываться из мелководно-морской зоны в более глубоководную за счёт приливно-отливных и сгонно-нагонных течений. Вдоль края шельфа могли существовать донные течения различной скорости, которые распределяли обломочный материал по простиранию клиноформ. В зоне резкого увеличения глубины бассейна происходила дифференциация материала -вначале осаждался более грубозернистый материал, а более легкий и мелкозернистый алеврито-глинистый материал выносился дальше, наращивая и формируя склон, т.е. собственно клиноформную часть седиментационного ритма. Новая порция обломочного материала снова дифференцировалась при выходе на склон, наращивая на запад кромко-шельфовое тело песчаным материалом и склон - алеврито-глинистым и так до завершения регрессивного этапа данного ритма. Таким образом, кромкошельфовое тело представляет собой псевдопласт, образованный головными частями песчано-алевролитовых линз, сформированных при проградации склона на регрессивном этапе, непрерываемом трансгрессиями.

На перенос материала в глубоководную часть шельфа могли оказывать влияние и катастрофические явления (Ф.Г. Гурари 1994), например, шторма. В результате катастрофических ливней могла расширяться и укрупнятся речная система, при этом наиболее мощные потоки выносили обломочный материал в зону глубоководного шельфа и склона. Несомненно, на количество и скорость поступления обломочного материала влияла тектоническая обстановка в районе областей сноса (М.В.Салмин, 2004).

Склоновые песчаные тела характерны только для регрессивных пачек (А и В) на участках наиболее интенсивного наращивания палеосклона. Они имеют линзовидную форму, достигают значительной толщины (несколько десятков метров) и характеризуются вполне приемлемыми ФЕС. Такие тела являются, вероятно, отложениями конусов выноса, а также могли формироваться при оползании обломочного материала с кромки шельфа за счёт тектонических и гравитационных процессов.

Депрессионные песчаные тела, так называемые ачимовские отложения, формировались в наиболее глубоководной зоне неокомского бассейна и развиты во всех пачках, на всём протяжении клиноформ. Эти тела образуют линзы, шнурки и маломощные (первые метры) покровы, сложены толщей частого переслаивания песчаников и алевролитов с резко изменчивыми и обычно довольно низкими ФЕС. Однако в отдельных случаях ачимовские песчаники характеризуются вполне высокими коллекторскими свойствами в зонах выноса обломочного материала. Условия формирования этих тел являются предметом дискуссий. Возможно, эти отложения формировались за счёт турбидитных потоков, выносящих обломочный материал с шельфа, или образовались в результате оползания склоновых и кромкошельфовых тел, а затем были разнесены у подножия вдольсклоновыми и придонными течениями.

Выделение вышерассмотренных четырёх типов клиноформных песчаных тел имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Одновозрастные тела разных генетических типов могут быть гидродинамически изолированы и представлять собой самостоятельные природные резервуары, что необходимо учитывать при разработке залежей.

3.4. Структура и морфология неокомских пластов, типы ловушек

В структурном плане каждого клиноформного пласта изучаемого региона четко прослеживаются три зоны: восточная (ундаформная, шельфовая), центральная (склоновая) и западная (фондоформная, депрессионная).

В восточной ундаформной зоне структурный план в целом конформен структурному плану баженовской свиты и более древних юрских горизонтов, обычно несколько выполаживаясь. Поэтому в этой зоне выделяются унаследованные антиклинальные поднятия, которые сформировались под влиянием исключительно тектонического фактора. Также выделяются частично унаследованные структуры с изменением вверх по разрезу амплитуд, контуров замыкающих их изогипс и со смещением сводов. Такие структуры сформировались в результате взаимодействия тектонического и седиментационного факторов. Седиментационный фактор связан главным образом с резкой фациальной изменчивостью прибрежно-морских отложений, формирующихся в зоне активной гидродинамики водной среды.

В пределах фондоформной зоны седиментационный фактор также зачастую значительно усложняет действие тектонического фактора. Помимо унаследованных антиклинальных поднятий в депрессионной зоне в условиях лавинной седиментации могут формироваться самостоятельные структурные формы. Для этой зоны характерно наличие литологических ловушек выклинивающихся на восток по восстанию пластов.

Особый интерес в структурном отношении представляет центральная часть клиноформного комплекса, собственно клиноформная зона, т.е. область перехода кромко-шельфовых отложений в склоновые в зоне резкого изменения угла падения пластов. В пределах этой зоны механизм проградации склона обусловливает неконформность внутренних клиноформных границ и баженовской свиты. Важнейшей особенностью этой зоны является широкое распространение бескорневых тектоно-седиментационных локальных поднятий. Такие поднятия выражены только в структурном плане клиноформных пластов, не отражаются в строении более древних отложений и сформированы благодаря взаимодействию двух факторов - тектонического и седиментационного. Подобные структуры характерны для восточных склонов крупных унаследованных поднятий, выделяемых по юрским горизонтам и более молодым шельфовым пластам. Западный склон поднятий сформирован за счёт седиментационного падения клиноформных пластов на запад, также в этой зоне происходит замещение кромкошельфовых песчаников склоновыми алевролито-глинистыми отложениями. Восточный склон поднятий сформировался в результате постседиментационных тектонических процессов, которые отражены в современном структурном плане региональным моноклинальным падением шельфовых пластов и отложений баженовской свиты на восток - юго-восток.

Бескорневые «висячие» структуры в неокомском комплексе Западной Сибири уже давно выделяются исследователями (Л.Ш.Гиршгорн 1986,1987; В.А.Корнев 2000 и др.), однако до сих пор им не придаётся большого значения при поисково-разведочных работах. В зонах развития кромкошельфовых песчаных тел такие структуры могут представлять значительные перспективы.

В пределах района исследования примером залежи, связанной с тектоно-седиментационным поднятием является ловушка Сандибинского месторождения по пласту БНв. Ловушка сформирована западной зоной глинизации пласта и антиклинальным линейно вытянутым поднятием. Это поднятие бескорневое, оно выделяется только по продуктивному пласту БН6 и сформировано благодаря наличию седиментационного (клиноформного) падения пласта на запад. По домеловым и шельфовым меловым отложениям отмечается моноклинальное падение слоев на восток.

3.5. Прогноз распространения песчаных тел и коллекторов

Важнейшей задачей изучения клиноформного комплекса является анализ и прогноз характера распространения коллекторов, т.е. выделение в пределах исследуемой территории типов разреза с различными фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) и прогноз их распространения по площади на основе геологических представлений о строении и формировании клиноформного комплекса и сейсмического

прогноза. Прогноз типов разреза с различными ФЕС включает несколько уровней.

Первый уровень - прогноз распространения песчаных тел с использованием сейсмостратиграфических и палеогеоморфологических критериев; второй уровень - прогноз типов разреза с различными ФЕС пластов-коллекторов по методике спектрально-временного анализа (СВАН) сейсмической записи (патент на изобретение № 2183335, авторы: Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Славкин B.C., Мушин И.А., Шик Н.С.); третий уровень - прогноз распространения песчаных тел на основе решения обратной динамической задачи (ОДЗ) сейсморазведки методом ПАРМ (ВНИИ-Геофизика, З.И. Дубровский) для решения наиболее сложных задач в пределах наиболее интересных участков территории.

3.5.1. Сейсмостратиграфический анализ

Как было сказано выше, кромкошельфовые тела расположены в зоне, ограниченной кромками палеошельфа к началу и окончанию формирования вмещающего их пласта. Поэтому, прежде всего, прогноз распространения кромкошельфовых песчаных тел основывался на картировании по временным разрезам точек резкого перегиба ОГ в ундаформной зоне, отождествляемых с кромками палеошельфа.

Однако кромкошельфовые тела неоднородно распространены по площади, а локализуются в зонах поступления обломочного материала. Изучение строения клиноформных отложений Сахалинско-Приобской зоны позволило выявить следующую закономерность.

Основные перспективы Сахалинского месторождения связывались с кромкошельфовой зоной пласта АСц* который является одним из основных продуктивных горизонтов Приобского месторождения, расположенного южнее. Однако скважинами на Сахалинском месторождении в пласте вскрыты маломощные коллектора с невысокими коллекторскими свойствами. Картирование кромок палеошельфа пластов

ограничивающих кромкошельфовую зону пласта позволило объяснить данную ситуацию. Оказалось, что в пределах Сахалинского месторождения происходит сближение кромок шельфа к началу и окончанию времени формирования пласта АСц, что свидетельствует об удаленности от основного канала выноса песчаного материала. Таким образом, уменьшение мощности песчаников и снижение их ФЕС в пределах Сахалинского месторождения является закономерным и объяснимым.

Таким образом, на основе анализа строения клиноформных отложений Сахалинско-Приобской зоны автором обоснован методический приём поиска зон развития наиболее перспективных кромкошельфовых песчано-алевролитовых тел. Высокоперспективные кромкошельфовые тела локализуются в зонах депоцентров регрессивных пачек "В", на

участках наиболее интенсивного поступления обломочного материала в бассейн осадконакопления, что в плане отражается изгибом кромки палеошельфа к окончанию формирования пласта и, соответственно, расширению кромкошельфовой зоны. Сближение кромок шельфа, ограничивающих кромкошельфовое тело, т.е. сужение кромкошельфовой зоны, свидетельствует об удалённости от основного канала выноса материала и снижении степени перспективности пласта.

3.5.2. Прогноз распространения коллекторов на основе геологической типизации и СВАН сейсмической записи в межскважинном пространстве

На втором уровне осуществляется прогноз распространения коллекторов по площади на основе геологической типизации разрезов скважин и методом СВАН сейсмической записи в межскважинном пространстве.

Прежде всего, проводится геологическая типизация разрезов скважин, включающих один или несколько природных резервуаров. Таксонообразующими признаками при этом являются эффективная толщина или эффективная удельная емкость, проницаемость (или коэффициент продуктивности), каротажный облик отложений.

Следующим элементом является создание СВАН-эталонов каждого типа разреза. При этом под СВАН-эталонами понимаются спектрально-временные образы (СВО), характеризующие распределение сейсмической энергии в координатах частота-время. Различие во внутренней структуре разных типов разреза определяет отличия в их СВО.

По сейсмопрофилям с постоянным шагом определяется тип разреза путём сравнения СВО данной трассы с эталонными СВО, отработанными вблизи скважин, используемых для геологической типизации. Объединение точек с однотипным прогнозом позволяет построить карту распространения типов разреза продуктивного пласта по площади. Точность такого рода прогноза, оцененная по результатам последующего бурения десятков скважин, лежит в пределах 80-85%.

3.5.3. Прогноз распространения коллекторов методом ПАРМ

На следующем уровне проводится сейсмический прогноз распространения песчаных тел на основе решения ОДЗ по методу ПАРМ с получением разрезов псевдоакустических жесткостей (ПАЖ).

Разрезы ОДЗ, т.е. разрезы различных псевдоакустических параметров, интерпретируются с точки зрения прослеживания пластов с изменчивыми фильтрационно-емкостными, а следовательно, и жесткостными характеристиками. Низкие псевдоакустические жесткости связаны с высокой глинистостью разреза, высокие акустические жесткости связаны с развитием в пласте плотных песчано-алевролитовых пород.

ВЫВОДЫ по главе:

1. Сложное циклическое строение клиноформного комплекса предопределяет необходимость корреляции отложений исключительно по взаимоувязанным данным сейсморазведки и ГИС.

2. Обоснован методический приём поиска зон развития наиболее перспективных кромкошельфовых песчаных тел на основе анализа строения пласта АС11 в пределах Сахалинско-Приобской зоны

3. Клиноформный комплекс характеризуется многообразием типов ловушек структурного, литологического, стратиграфического, тектонического и комбинированных типов. Особый интерес представляют ловушки, связанные с тектоно-седиментационными поднятиями в зонах развития высокоперспективных кромкошельфовых песчаных тел.

4. Структурные построения по каждому продуктивному и перспективному клиноформному пласту в сочетании с сейсмо-стратиграфическим анализом, а также результаты сейсмического прогноза коллекторов в межскважинном пространстве методами СВАН и ПАРМ позволяют выделять в клиноформном комплексе максимальное количество ловушек различных типов и прогнозировать в их пределах участки развития песчаных тел с высокими коллекторскими свойствами, что позволяет наметить наиболее перспективные для постановки бурения зоны.

Глава 4. Перспективы поиска новых залежей в неокомском клиноформном комплексе Надымской мегавпадины Западной Сибири

Изложенные выше методические приёмы применялись автором при изучении строения клиноформных отложений Надымской мегавпадины в пределах Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской зон и позволили оценить перспективы их дальнейшего освоения.

Хулымско-Лонгъюганская зона расположена в области развития самой западной и наиболее молодой из клиноформ западного падения, ограниченной быстринскими (ОГ АС7) и пимскими (ОГ Пим) глинами. По результатам корреляции выделены 3 клиноформы, сменяющие друг друга с востока на запад. Наиболее древняя "нижняя" клиноформа ограничена сверху подошвой пимских глин. С ее фондоформной (депрессионной) частью связаны нефтеносные песчаные тела, индексируемые как и Ачг (БСз). Вторая, более молодая "средняя" клиноформа, ограничена снизу пимскими глинами, а сверху глинами, перекрывающими пласт В пределах этой клиноформы пачке "А" отвечает толща, ограниченная пимскими глинами и кровлей пласта АСп, пачке "В" - толща между кровлями пластов АС12 и АСю и пачке "С" - отложения, соответствующие горизонту АС9. В пластах АСю, АС93, АС91 и АС12 (Ач) выявлены залежи нефти. Отложения горизонта АСй и АС7 отвечают пачке "А" «верхней» наиболее молодой клиноформы. В составе пачек выделены пласты - АСд1, АС92, АС?3, АСю и т.д., представляющие собой рециклиты Ш-го порядка, а

в составе последних - песчаные тела. В пределах изученной площади выделены все 4 типа песчаных тел. Шельфовые песчаные тела выделены в пластах АС71, АСв', АС91. Кромкошельфовые песчаные тела выделены в пластах Склоновые песчаные тела

вскрыты в пластах АСц И АС12. К депрессионным песчаным телам относятся ачимовские песчаники АЧ] (БС1), Ачг (БС3) и АС12 (Ач).

Пласт АС и* Особый интерес представляет основной продуктивный пласт Средне-Хулымского месторождения - АСю, который по комплексу морфологических и литологических признаков является аналогом пласта Приобского месторождения. В его составе выделены кромкошельфовые песчаные тела. Пласт залегает в кровле регрессивной пачки В и расположен в зоне, ограниченной кромками палеошельфа к началу и окончанию времени формирования пласта. Песчано-алевролитовое тело АСю отличается значительной мощностью, достигая 30 м, причём отмечается увеличение мощности с востока на запад, поэтому кромко-шельфовое тело в разрезе имеет клиновидную форму. Убедительно об этом свидетельствует детальная корреляция пласта. По данным каротажа пласт имеет типично регрессивное строение с увеличением вверх по разрезу песчанистости отложений, кровля пласта выделяется чётко, а подошва - условно в зоне перехода песчано-алевролитовых проницаемых разностей в алевролито-глинистые непроницаемые.

Описание керна, анализ шлифов в разведочных скважинах 55 и 57Ь1в, вскрывших наиболее полные разрезы кромкошельфового песчаника пласта АСю. и данные ГИС по 14-ти разведочным и 45-ти эксплуатационным скважинам месторождения свидетельствуют о том, что коллекторы пласта АСю представлены мелко-зернистыми хорошо-отсортированными песчаниками с подчинёнными прослоями алевролитов, аргиллитов и карбонатизированных пород. Пласт характеризуется высокими ФЕС коллекторов, о чём свидетельствуют высокие значения пористости (18-22%) и проницаемости (40-80мД), установленные по данным керна и ГИС, а также значительными дебитами нефти, достигающими 170 м3/сут.

По сетке сейсмических профилей были закартированы кромки палеошельфа пластов, являющиеся границами распространения кромкошельфовых песчаных тел с запада и востока. Проведенные исследования показали, что высокоперспективное кромкошельфовое песчаное тело пласта Средне-Хулымского месторождения

продолжается на север в пределы Лонгьюганского поискового участка, однако в плане наблюдается постепенное сближение кромок шельфа и

что свидетельствует об отсутствии здесь хороших коллекторов в пласте. Таким образом, перспективы пласта можно связывать с

южной частью Лонгьюганского участка.

На следующем этапе проводилось изучение характера

распространения по площади коллекторов кромкошельфового тела пласта АСю методом СВАН. Результаты последующего поискового и разведочного бурения подтвердили прогноз. Скв.55 открыла северную залежь в пласте, вскрыв кромкошельфовые песчаники эффективной мощностью 23м, дебит нефти составил 175м3/сут. Скв.61 подтвердила наличие центральной залежи в зоне развития улучшенного типа (эффективная мощность составила 15м, дебит нефти около 80м3/сут), а скв.58, вскрыв восточное крыло залежи, подтвердила развитие шельфовых песчаников в уменьшенных толщинах, спрогнозированных по СВАН. Скважины 71, 73 и 74 также подтвердили прогнозные зоны развития улучшенных коллекторов (эффективные мощности составили 7-18м, дебиты воды - 17,5-43м /сут), однако залежей нефти не было выявлено.

Структурные построения по каждому клиноформному пласту Средне-Хулымского месторождения позволили раскрыть особенности его внутренней структуры и выделить новые ловушки.

Пласт АС|2. В пласте АС|2 была выделена цепочка тектоно-седиментационных поднятий, не отражающихся на структурных картах по баженовской свите и шельфовым неокомским пластам. Эти поднятия расположены восточнее Средне-Хулымского вала и соответствуют моноклинальному склону по другим горизонтам. Для решения вопроса о перспективности поднятий был применён сейсмический прогноз по методу ПАРМ. Схема решения заключалась в следующем: пласт АСц в песчаных фациях вскрыт в скв.52, в других скважинах песчаник отсутствует. Скв.52 использована в качестве эталона и по системе сейсмических профилей были изучены перспективные поднятия. Исследования показали, что в пределах обоих поднятий песчаники присутствуют. Достоверность прогноза повышается тем фактом, что в районе контрольной скв.57 по сейсмическим данным спрогнозировано отсутствие песчаника, что соответствует действительности.

Аналогичные исследования были проведены в пределах Сандибинско-Лензитской зоны. На основе взаимоувязанных данных сейсморазведки и ГИС была построена модель строения Сандибинско-Лензитской клиноформы. Корреляции отложений определялась наличием в разрезе опорного ОГ ограничивающего изучаемый комплекс сверху, и ОГ Б, ограничивающего клиноформную толщу снизу.

В пределах Сандибинско-Лензитской зоны также была выделена иерархическая система седиментационных тел. Наиболее крупная клиноформа I порядка, ограничена отражающими горизонтами БНв снизу и БН5 сверху. Она включает песчано-алевритовые регрессивные пачки "А" и "В", содержащие нефтеносный на Сандибинском месторождении пласт БНб, и алевролито-глинистую трансгрессивную пачку "С", включающую перспективные пласты Западнее выделяется самая молодая

регрессивная пачка, содержащая группу песчаных пластов а

восточнее, под глинисто-алевролитовым пластом БН9 выделяется группа песчаных пластов БНю, БНц и БН12, относящихся к пачкам "В" и "А" более древней клиноформы.

В пределах Сандибинско-Лензитской зоны были выделены все четыре типа песчаных тел. Шельфовые песчаные тела выделены в пластах БН3, БН41, БН52, кромкошельфовые тела - в пластах БН/и БН42, БН51, БН^, БНв и БНю, склоновые песчаные тела - в пластах БН43 И БН44. К песчаным телам депрессионных фаций клиноформной толщи отнесены песчаные тела БН5, БНй и БНю-

Пласт БН«. Основной продуктивный пласт Сандибинского месторождения по комплексу литологических и морфологических

признаков относится к кромкошельфовому телу. Мощность пласта увеличивается в западном направлении, что отчётливо можно проследить по скважинам, причём за кромкой шельфа пласт резко глинизируется. Так, в самых западных скважинах 13 и 7 Сандибинского месторождения, расположенных, за кромкой палеошельфа, коллекторы в пласте отсутствуют. По данным каротажа пласт БНб имеет типично регрессивное строение, чётко выделяется кровля пласта, а подошва - весьма условно в зоне постепенного перехода песчано-алевролитовых проницаемых разностей в алевролито-глинистые непроницаемые. По данным описания керна и шлифов, лабораторным исследованиям керна продуктивный пласт

представлен хорошо и средне-отсортированными мелкозернистыми песчаниками с подчинёнными прослоями алевролитов, аргиллитов и карбонатизированных пород, характеризуется высокими значениями пористости и проницаемости. Эффективные мощности песчаного тела достигают 40м, а дебиты нефти составляют 20-60м3/сут.

Структурные построения по каждому клиноформному пласту в пределах Сандибинско-Лензитской зоны позволили выявить и закартировать новые ловушки. Наиболее интересным результатом являлось выделение на Лензитской площади в пласте крупного тектоно-

седиментационного поднятия 1, которое смещено к востоку по сравнению со структурным положением этого поднятия по баженовской свите.

Изучение характера распространения кромкошельфовых тел в пределах выявленных поднятий проводилось по описанным выше критериям. На основе сейсмостратиграфических критериев по сетке сейсмических профилей были закартированы кромки шельфа пластов, которые позволили обозначить границы распространения вскрытых скважинами и предполагаемых кромкошельфовых песчаных тел.

Применение методики СВАН позволило детально изучить распространение по площади коллекторов. Исследования начинались с геологической типизации разрезов скважин. В связи с низкой изученностью Лензитской площади бурением и ограниченностью данных

по испытаниям, типизация проводилась на основе ГИС с выделением эффективных толщин пласта БНб в разрезах скважин. В пласте были выделены четыре типа разреза.

Карта типов разреза в целом соответствует результатам сейсмостратиграфических исследований. Улучшенные типы разреза развиты на значительной части территории в зоне развития кромкошельфовых песчаных тел между соответствующими кромками шельфа. Важным результатом исследований явилось то, что на большей части площади тектоно-седиментационного поднятия 1 в пласте было спрогнозировано развитие "хороших" коллекторов.

Достоверность прогноза типов разреза методом СВАН контролировалась результатами решения ОДЗ сейсморазведки методом ПАРМ. Исследования проводились в пределах перспективных поднятий. Опираясь на скв.71, где пласт БН6 развит в шельфовых фациях, по системе сейсмических профилей через несколько точек передачи модели было доказано наличие песчано-алевролитовых тел в пределах перспективных объектов.

Высокая достоверность прогноза коллекторов на основе решения ОДЗ определяется тем, что результаты прогноза полностью подтвердились скважинами 70 и 74, которые не участвовали в обработке и являлись контрольными.

Значительный интерес представляет пласт БНм, в котором в пределах кромко-шельфовой зоны по результатам структурных построений было выделено тектоно-седиментационное поднятие. Прогноз коллекторов в пределах этой структуры осуществлён с помощью методики ПАРМ. Схема решения задачи заключалась в следующем. Скв.80, вскрывшая западные фрагменты кромкошельфового тела (9,1 м эффективных толщин), была использована в качестве эталона, что позволило по системе сейсмических профилей изучить поднятие. Результаты исследований показали развитие кромкошельфового тела в пределах тектоно-седиментационной структуры, в том числе и в районе проектируемой поисковой скважины №22-П, которая будет пробурена в ближайшее время.

По результатам исследований в пределах Лензитского участка была пробурена поисковая скв.21, которая подтвердила наличие кромко-шельфового песчаника с хорошими коллекторскими свойствами в пласте

в пределах тектоно-седиментационной структуры 1 (эффективная мощность коллектора 12м, дебит воды порядка 40м3/сут), однако залежь нефти не была выявлена. В то же время, в пласте был получен керн с нефтенасыщенными пропластками песчаников. Для оценки полученных результатов был проведен геохимический анализ образцов керна и пластовой воды из интервала залегания пластов (М.В.Дахнова,

ВНИГНИ, 2003г.). Исследования показали очень низкое содержание

органического вещества, низкий битумоидный коэффициент Р и низкие значения результатов пиролиза (маленькие пики И Бг) в обоих пластах, что свидетельствует об отсутствии нефтяных скоплений в исследуемых отложениях. Низкое содержание битумоидов и их состав также не дают основания предполагать, что они являются остатками разрушенной палеозалежи. По заключению О.П.Загуловой (ВНИГНИ) в резервуарных породах в ареале нефтяных залежей, радиусом до 2-х км, содержание битумоидов и величины Б] и Бг на порядок выше. Таким образом, особенности формирования залежей на изученной площади имеют значительно более сложный характер, чем предполагалось.

ВЫВОДЫ по главе:

1. Основные продуктивные горизонты Средне-Хулымского (пласт АСю) и Сандибинского (пласт БН^) месторождений по комплексу литологических и морфологических признаков относятся к кромкошельфовым песчаным телам.

2. Методика картирования кромок палеошельфа в неокомском клиноформном комплексе позволила обосновать существенно сниженные перспективы развития на север, в пределы Лонгъюганского поискового участка, высокоперспективного кромкошельфового песчаного тела пласта

Средне-Хулымского месторождения

3. Структурные построения по всем клиноформным пластам в пределах Хулымско-Лонгъюганской и Сандибинско-Лензитской зон позволили выявить и закартировать новые объекты для поисковых и разведочных работ - тектоно-седиментационные поднятия. Применение новейших сейсмических технологий позволило обосновать распространение в пределах этих поднятий песчано-алевролитовых тел-коллекторов.

Заключение

В процессе работы получены следующие основные результаты.

1. По результатам корреляции взаимоувязанных данных ГИС и сейсморазведки разработана сейсмогеологическая модель строения клиноформных отложений Надымской мегавпадины. В пределах Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской зон выделена иерархическая система седиментационных тел, отвечающая циклам осадконакопления разного порядка.

2. Наиболее перспективными в изучаемом клиноформном комплексе являются кромкошельфовые песчано-алевролитовые тела, развитые в пределах депоцентров регрессивных пачек "В" на участках резкого изгиба соответствующей кромки палеошельфа, что установлено на примере сопоставления пласта АС и Сахалинского и Приобского месторождений.

3. Основные продуктивные пласты Сандибинского и Средне-Хулымского месторождений по комплексу литологических и

морфологических признаков отнесены к кромкошельфовым песчано-алевролитовым телам. С коллекторами такого типа связаны основные перспективы освоения неокомского комплекса Надымской мегавпадины.

4. Особый интерес в клиноформном комплексе представляют тектоно-седиментационные поднятия, впервые выделенные в пределах Надымской мегавпадины. Такие структуры формируются за счёт седиментационного падения клиноформных пластов на запад и тектонически обусловленного регионального моноклинального падения баженовской свиты и боле древних отложений на восток - юго-восток. К этому типу ловушек относится залежь Сандибинского месторождения и ряд перспективных объектов в пределах Хулымско-Лонгъюганской зоны и Лензитской площади.

5. Осуществлён прогноз развития кромкошельфовых песчаных тел в клиноформном комплексе на основе сейсмо-стратиграфических критериев, построения карт типов разреза природных резервуаров по результатам геологической типизации и СВАН сейсмической записи, а также путём решения ОДЗ сейсморазведки методом ПАРМ.

6. Сделан вывод о необходимости целенаправленного изучения кромкошельфовых песчаных тел по всему простиранию клиноформ с применением новейших сейсмических технологий и поиска в их пределах ловушек различного типа, в том числе бескорневых тектоно-седиментационных структур, что позволит успешно осваивать собственно клиноформные природные резервуары и эффективно наращивать нефтедобычу на севере Западной Сибири.

В работе защищаются следующие положения:

1. Продуктивные пласты Сандибинского (БН^) и Средне-Хулымского месторождений относятся к кромкошельфовым телам клиноформ,

аналогами которых в Широтном Приобье являются основные высокоёмкие природные резервуары Приобского (АСц) и Приразломного (БС4) месторождений.

2. Критерием выявления наиболее перспективных кромкошельфовых песчаных тел является картирование по сейсмическим данным депоцентров, приуроченных в плане к изгибам кромок палеошельфов к окончанию времени формирования каждого клиноформного пласта.

3. Эффективным методическим подходом к прогнозу кромкошельфовых песчаных тел в клиноформных отложениях Надымской мегавпадины является комплексирование сейсмостратиграфического анализа, СВАН-сейсмической записи и метода решения обратной динамической задачи сейсморазведки ПАРМ.

4. Новое направление поисково-разведочных работ в пределах Надымской мегавпадины Западной Сибири, заключающееся в выявлении и прослеживании кромкошельфовых песчаных тел и прогнозировании в их пределах ловушек различных типов, в том числе бескорневых тектоно-седиментационных поднятий.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах.

1. Тектоно-седиментационные поднятия в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири - значительный резерв прироста запасов // Материалы пятой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". - М.: МГУ, 2001. - С.56-57

2. Прогноз ловушек и коллекторов в неокомских клиноформных отложениях на примере Хулымского месторождения Западно-Сибирского НГБ // Разведка и охрана недр. - 2002. - №10 - С.28-29

3. Особенности строения и условий образования аномальных разрезов баженовской свиты (на примере Южно-Конитлорского и Курраганского месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) // Геология нефти и газа. - 2004. - №1. - С.6-13 (соавторы: ААПоляков, Д.С.Кучерявенко)

4. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. - 2004. - №2. - С.16-26 (соавторы: И.М.Кос, ААПоляков, В.Н.Колосков)

5. Критерии прогноза коллекторов в кромко-шельфовой зоне неокомского клиноформного комплекса на примере Сахалинского месторождения Западной Сибири // Материалы седьмой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" памяти Б.А.Соколова и В.В.Семеновича. - М.: МГУ, 2004. - С.80-82

Подписано в печать03.03.2005 Объем 2.0 усл.пл. Тираж 120 экз. Заказ № 23 Отпечатано в ООО «Соцветие красок» 119992 г.Москва, Ленинские горы, д. 1 Главное здание МГУ, к. 102

/ > I

г г 2:35

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Беспалова, Елена Борисовна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Стратиграфия

1.1.1. Стратиграфия северных районов Западной Сибири.

1.1.2. Особенности стратиграфии неокомских отложений.

1.2. Тектоника

1.2.1. Основные структурные элементы района исследований.

1.2.2. Основные этапы геологического развития Западной Сибири.

ГЛАВА 2. РАЗВИТИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О СТРОЕНИИ И ОБРАЗОВАНИИ НЕОКОМСКОГО КОМПЛЕКСА И СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

- ГЛАВА 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЁМЫ ИЗУЧЕНИЯ КЛИНОФОРМНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОКОМСКОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

3.1. Корреляция отложений по взаимоувязанным данным сейсморазведки и гис.

3.2. Иерархическая система седиментационныхтел.

3.3. Типы песчаных тел.

3.4. Структура и морфология неокомских пластов. Типы ловушек.

3.5. Прогноз распространения песчаных тел и коллекторов.

3.5.1. Сейсмостратиграфический анализ.

3.5.2. Прогноз распространения коллекторов на основе геологической типизации и СВАН сейсмической записи в межскважинном пространстве.

3.5.3. Прогноз распространения коллекторов методом ПАРМ.

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА НОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В НЕОКОМСКОМ КЛИНОФОРМНОМ КОМПЛЕКСЕ НАДЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

4.1. Хулымско-Лонгьюганская зона.

4.2. Сандибинско-Лензитская зона.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири"

Актуальность работы

На сегодняшний день основная добыча жидких углеводородов в Западной Сибири связана с неокомским продуктивным комплексом. В ближайшее десятилетие дальнейший прирост запасов и рост добычи нефти возможны именно за счёт данного комплекса. Особый интерес связан с северными районами Западной Сибири, в частности с Надымской мегавпадиной, характеризующейся слабой изученностью и отсутствием до настоящего времени сколько-нибудь крупных месторождений нефти. В первую очередь это объясняется тем, что традиционно на севере Западно-Сибирского бассейна основные перспективы связывали с сеноманским газом. Поиски нефти ориентировали на среднеюрские отложения, которые, как оказалось, залегают на больших глубинах и содержат коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В меньшей степени перспективы нефтеносности связывали с фондоформными частями клиноформного комплекса, так называемыми ачимовскими отложениями. Однако залежи в юрских и ачимовских отложениях оказались в основном низкодебитные и часто нерентабельные для промышленной разработки. Ундаформная зона клиноформного комплекса рассматривалась как малоперспективная, в связи с отсутствием высокоёмких и высокопроницаемых коллекторов. Так, в начале 90-х годов в пределах Надымской мегавпадины в ундаформной зоне клиноформного комплекса было открыто небольшое Средне-Хулымское месторождение нефти с максимальным дебитом 12м /сут, которое считалось нерентабельным для разработки особенно в условиях отсутствия в этом районе инфраструктуры.

Между тем, в Широтном Приобье в клиноформном комплексе открыты уникальные месторождения, среди которых можно выделить Приобское и Приразломное. К ундаформной зоне этих месторождений приурочены крупные залежи нефти (пласт АСц и БС4 соответственно). Из условий формирования клиноформных отложений следует, что ундаформная зона клиноформного комплекса должна быть перспективна и в пределах Надымской мегавпадины. В последние годы это доказано успешным освоением компанией ОАО "РИТЭК" Средне-Хулымского и Сандибинского месторождений, главные продуктивные пласты которых (АС)о и БНб) приурочены именно к ундаформной зоне. Высокие фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов л дебиты нефти до 170м /сут) и высокое качество нефти Средне-Хулымского месторождения свидетельствуют о значительных перспективах ундаформной зоны неокомского комплекса к северу от Широтного Приобья. В связи с этим особую актуальность приобрёл вопрос о генетической идентификации высокопродуктивных коллекторов, вскрытых на Средне-Хулымском и Сандибинском месторождениях, в рамках клиноформного строения неокомского комплекса, и научном обосновании поиска в Надымской мегавпадине аналогов этих месторождений, т.е. оценки перспектив ундаформных частей клиноформ.

Основными задачами исследований являлись:

1.Анализ основных проблем поиска и разведки нефтяных залежей в неокомском клиноформном комплексе Надымской мегавпадины Западно-Сибирского НГБ, которые должны быть разрешены в процессе исследований;

2. Разработка методических приёмов необходимых для наиболее полного и всестороннего изучения клиноформных отложений;

3. Генетическая типизация песчано-алевритовых тел Сандибинского и Средне-Хулымского месторождений на основе их сопоставления с продуктивными отложениями клиноформ Широтного Приобья;

4. Выделение различных типов ловушек в клиноформном комплексе и обоснование их перспективности;

5. Прослеживание границ распространения наиболее перспективных песчаных тел в пределах выявленных ловушек по данным сейсморазведки;

6. На основе проведённых исследований выделение в клиноформном комплексе Надымской мегавпадины новых перспективных объектов для дальнейшего освоения.

Научная новизна:

2. Впервые на примере сопоставления строения и коллекторских свойств пласта АС п Сахалинского и Приобского месторождений показано, что депоцентры накопления песчаного материала кромкошельфовых тел приурочены в плане к изгибу кромки палеошельфа к окончанию времени формирования пласта. Поэтому предложен методический приём, основанный на анализе характера распространения кромок палеошельфов пластов, который позволил спрогнозировать характер распространения кромкошельфовых тел на Лензитской и Лонгьюганской площадях.

3. В пределах поисковых и разведочных участков Надымской мегавпадины в клиноформном комплексе в зонах развития кромкошельфовых песчаных тел выделен новый высокоперспективный тип ловушек углеводородов — тектоно-седиментационные поднятия.

4. Предложено новое направление поисково-разведочных работ в пределах Надымской мегавпадины, основанное на выделении в неокомском комплексе наиболее перспективных кромкошельфовых песчаных тел, прогнозе их распространения по всему простиранию клиноформ с применением новейших сейсмических технологий и поиске в их пределах ловушек различного типа, в том числе тектоно-седиментационных поднятий

Реализация результатов исследований и практическое значение работы:

Результаты исследований и рекомендуемые автором направления геологоразведочных работ в рассматриваемом регионе переданы нефтяной компании ОАО "РИТЭК" в виде схем, карт и разрезов, составленных автором и при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные прогнозные рекомендации на поиски тектоно-седиментационных структур в неокомском комплексе Надымской мегавпадины. На основе разработанных моделей в настоящее время осуществляется эксплуатация Средне-Хулымского месторождения, проводятся поисковые и разведочные работы на Лонгьюганском и Лензитском поисковых участках.

Апробация работы и публикации

Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 5-ти статьях и изложены в 7-ми отчетах по научно-производственным работам ООО "ВНИГНИ-2" и ЗАО "МиМГО".

Фактический материал

Большинство примеров в работе приводится по Средне-Хулымскому и

Сандибинскому месторождениям, Лензитскому и Лонгьюганскому поисковым участкам. Для сравнительного анализа использованы материалы по Приобскому, Приразломному и Сахалинскому месторождениям.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Беспалова, Елена Борисовна

ВЫВОДЫ по главе:

1. Основные продуктивные горизонты Средне-Хулымского (пласт АСю) и Сандибинского (пласт БНб) месторождений по комплексу литологических и морфологических признаков относятся к кромкошельфовым песчаным телам.

2. Методика картирования кромок палеошельфа в неокомском клиноформном комплексе позволила обосновать существенно сниженные перспективы развития на север, в пределы Лонгьюганского участка, высокоперспективного кромкошельфового песчаного тела пласта АСю Средне-Хулымского месторождения

3. Структурные построения по всем клиноформным пластам в пределах Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской зон позволили выявить и закартировать новые объекты для поисковых и разведочных работ, в том числе -тектоно-седиментационные поднятия. Применение новейших сейсмических технологий позволило спрогнозировать распространение в пределах этих поднятий песчано-алевритовых тел-коллекторов.

Заключение

В процессе работы получены следующие основные результаты:

1.По результатам корреляции взаимоувязанных данных ГИС и сейсморазведки разработана сейсмогеологическая модель строения клиноформных отложений Надымской мегавпадины. В пределах Хулымско-Лонгьюганской и Сандибинско-Лензитской зон выделена иерархическая система седиментационных тел, отвечающая циклам осадконакопления разного порядка.

2. Наиболее перспективными в изучаемом клиноформном комплексе являются кромкошельфовые песчано-алевролитовые тела, развитые в пределах депоцентров регрессивных пачек "В" на участках резкого изгиба соответствующей кромки палеошельфа, что установлено на примере сопоставления пласта АСц Сахалинского и Приобского месторождений.

3. Основные продуктивные пласты Сандибинского (БНб) и Средне-Хулымского (АСю) месторождений по комплексу литологических и морфологических признаков отнесены к кромкошельфовым песчано-алевролитовым телам. С коллекторами такого типа связаны основные перспективы освоения неокомского комплекса Надымской мегавпадины.

4. Особый интерес в клиноформном комплексе представляют тектоно-седиментационные поднятия, впервые выделенные в пределах Надымской мегавпадины. Такие структуры формируются за счёт седиментационного падения клиноформных пластов на запад и тектонически обусловленного регионального моноклинального падения баженовской свиты и боле древних отложений на восток -юго-восток. К этому типу ловушек относится залежь Сандибинского месторождения и ряд перспективных объектов в пределах Хулымско-Лонгьюганской и Лензитской зон.

В работе защищаются следующие положения:

1. Продуктивные пласты Сандибинского (БНб) и Средне-Хулымского (АСю) месторождений относятся к кромкошельфовым телам клиноформ, аналогами которых'в Широтном Приобье являются основные высокоёмкие природные резервуары Приобского (АСц) и Приразломного (БС4) месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Беспалова, Елена Борисовна, Москва

1. Опубликованная

2. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки / Г.Н. Гогоненков, Ю.А. Михайлов, С.С. Эльманович // Геология нефти и газа. 1988. - №1. - С.22-30

3. Аплонов С.В. Геодинамика раннемезозойского Обского палеоокеана. М., Ин-т океанологии АН СССР, 1987

4. Бакиров А.А. Геологические принципы районирования нефтегазовых территорий / Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. Москва, 1976. С. 16-52.

5. Беспалова Е.Б. Прогноз ловушек и коллекторов в неокомских клиноформных отложениях на примере Хулымского месторождения Западно-Сибирского НГБ // Разведка и охрана недр. 2002. - №10. - С.28-29.

6. Беспалова Е.Б. Тектоно-седиментационные поднятия в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири значительный резерв прироста запасов // Тез. Междунар. Конф. "Новые идеи в геологии". - М.:Изд-во МГУ, 2001 - С.

7. Биншток М.М. О геологическом прогнозировании и подготовке сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1980.- №7. - С. 18-21

8. Бочкарев B.C. Палеотектоническое развитие Западно-Сибирской равнины в древние эпохи в связи с вопросами нефтегазоносности ее нижних структурных ярусов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Вып. 133. Тюмень. - 1978. - С. 5-60.

9. Габриэлянц К.А. Классификация неструктурных ловушек нефти и газа // Геология нефти и газа. 1970. - №4. - с. 47-51.

10. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / Нежданов А.А., Пономарёв В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. — М. Изд-во Академии горных наук. -2000.-247с.

11. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 Западная Сибирь / Гл.ред. В.П.Орлов Ред.2-го тома: А.Э. Конторович, B.C. Сурков. СПб.:Изд-во ВСЕГЕИ, 2000 - 477 с. (МПРРФ; РАН, СНИИГГиМС)

12. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.Л.Барков, Г.К.Белевич и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.2. - С. 196-211

13. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975. - 679с.

14. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Сибирь) / И.М.Кос, А.А.Поляков, В.Н.Колосков, Е.Б.Беспалова // Геология нефти и газа. — 2004г. №2. — С. 16-26

15. Гидион В.Я. Методика выявления и картирования неантиклинальных ловушек нефти и газа в нижнемеловых отложениях Среднеобской и Фроловской нефтегазоносных областей: Автореф. дне. . канд. геол.-мин. наук.-Тюмень, 1992. с.

16. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений Среднего Приобья по данным сейсморазведки // Геофизика. Спец.выпуск к 50-летию "Хантымансийскгеофизики" 2001. - С.54-58

17. Гиршгорн Л.Ш. Строение осадочного чехла Севера Западной Сибири по данным сейсмогеологического анализа: Автореф. дис. докт. геол.-мин.наук. М., 1987. - с.

18. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г., Муратов С.Г. Внутричехольные структурные ловушки спутники Ямбургского месторождения Сибири // Геология нефти и газа. - 1986.-№2. - С.36-40

19. Гиршгорн Л.Ш., Соседков B.C. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи Северо-Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1990.- №3. - С.26-29.

20. Гурари Ф.Г. Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла ЗападноСибирской плиты // Труды СНИИГГИМС. Вып. 100. - Новосибирск. -1971.

21. Гурари Ф.Г. Клиноформы-особый тип литостратонов // Геология и геофизика. 1994. -№4.-С. 19-26

22. Давыдова Е.А. Методика картирования типов разреза в межскважинном пространстве на основе спектрально-временного анализа данных сейсморазведки. Авт.реф. дисс., НИИгеофизика, 2000 г.

23. Ермаков В.И., Шаля А.А. Особенности строения продуктивных пластов мегионской свиты // Геология нефти и газа. 1982. - №5. - с. 13-18

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

25. Зоненшайн Л.П., Городницкий A.M. Палеозойские и мезозойские реконструкции континентов и океанов // Геотектоника. — 1977. №2-3

26. Зоненшайн Л.П. и др. Тектоника литосферных плит территории СССР, 1990

27. Игошкин В.П. Сейсмостратиграфический анализ неокомских отложений северных и западных районов Широтного Приобья в связи с поиском и разведкой сложнопостроенных залежей нефти: Автореф. дис. . канд. геол.-мин. наук.-М.:ИГиРГИ, 1992.-20с.

28. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири // Геология нефти и газа. — 1990. №8. - С. 16-20.

29. Изучение продуктивных отложений неокома Восточно-Уренгойского месторождения / А.Н.Золотов, А.Г.Лурье, Д.И.Рудницкая, Ф.К.Салманов // Геология нефти и газа. -1998.-№8.-С.2-11.

30. Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа. 1988. - №10. — С.9-14.

31. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность Западной Сибири: Автореф. дис. докт. геол.-мин. наук. Новосибирск, 1972. - 51 с.

32. Каталог литолого-стратиграфических разбивок поисково-разведочных скважин в 2-х томах. Том 1. Ханты-Мансийский автономный округ. Том 2. Ямало-Ненецкийавтономный округ. Под ред. Гришкевича В.Ф., Теплякова Е.А. Ханты-Мансийск, 2000. - 432с.

33. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская Область): Автореф. дис. . д-ра геол.-мин. наук. С-Пб., 2000г. — 43 с.

34. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). -Тюмень, 2000.-374с.

35. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири / И.И. Нестеров, Н.Х.Кулахметов, В.Н.Высоцкий, Ф.З.Хафизов // Геология нефти и газа. -1987. №3. - С.55-58.

36. Крылов Д.Н., Чемагина Е.В., Голованова М.П., Ворошилова М.С. Особенности методики прогноза коллекторских свойств нижнеюрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири по данным комплекса методов СВАН и ПЛК // Геофизика. 2001 . -№3. — С.26-29.

37. Куликов П.А. Происхождение Западно-Сибирской плиты // Проблемы происхождения структур Западно-Сибирской плиты. Тюмень, 1971, С. 5-148.

38. Кунин Н.Я., Иогансон Л.И. Геофизическая характеристика и строение земной коры Западной Сибири. -М.: ИФЗ АН СССР, 1984

39. Кунин Н.Я., Кучерук Е.В. Сейсмостратиграфия в решении проблем поисков и разведки месторождений нефти и газа. Итоги науки и техники. Сер.: Месторождения горючих полезных ископаемых. Т.13. -М.: ВИНИТИ, 1984. - 198с.

40. Кунин Н.Я., Сафонов B.C., Луценко Б.Н. Основы стратегии поисков месторождений нефти и газа (на примере Западной Сибири). 4.1. М.: ОИФЗ РАН, 1995.

41. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М.: Наука, 1988. - 309 с.

42. Лисицын А.П. Процессы терригенной седиментации в морях и океанах. — М.: Наука, 1991.-271с.

43. Литология и коллекторские свойства продуктивных пластов АС4-АС12 месторождений сургутского района / В.Н.Корчёмкин, С.В.Архипов, Н.Я.Медведев // Геология нефти и газа. 1997. - №10. - С.34-41.

44. Материалы геолого-технического совещания "Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны" Под ред. Брехунцова A.M., Бородкина В.Н., Блинова Б.Н. Тюмень, 1999, 288с. — С.35-73

45. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / Под ред. B.C. Суркова. Москва: Недра, 1986.

46. Методические рекомендации по прогнозированию тонкослоистых временных разрезов акустической жесткости среды в околоскважинном пространстве по комплексу ГИС и сейсморазведки (на базе программ ПАРМ). Москва: изд. Нефтегеофизики, 1990. — 35 с.

47. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии): Учебник. М.: МГУ, 1996. - 449 с.

48. Милановский Е.Е. Геология СССР. 4.2. М.: Изд-во МГУ, 1989. - 271 с.

49. Мкртчян О.М. Сейсмогеологические предпосылки развития геолого-разведочных работ в верхнеюрско-неокомской толще латерального наращивания Западной Сибири // Геология нефти и газа. — 1994. №6. - С.32-34.

50. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. Москва: Недра, 1990.

51. Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. — 1977. №10. - С.38-47.

52. Наумов А.Л., Онищук Т.М., Биншток М.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. - Вып. 64.- С.39-46.

53. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1986.-№6.- С.31-35

54. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек залежей нефти и газа в Западной Сибири // Разведочная геофизика. МГП "Геоинформмарк" 1992, 4.1. 99с.; 4.2. 101с.

55. Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1994. - №7. — С.29-31.

56. Орлинский Б.М., Файзуллин Г.Х. Геологическое строение залежи пласта BBs Повховского нефтяного месторождения //Геология нефти и газа. 1993.-№5. — С.9-13.

57. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири / В.С.Бочкарёв, А.М.Брехунцов, Н.П.Дешеня и др. // Геология нефти и газа. -2000. №1. - С.2-13.

58. Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с применением сейсморазведки МОГТ / Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С., Валицкий Ю.И. // Геология нефти и газа. 1983. - №5. — С.44-48.

59. Особенности стратиграфии морских отложений неокома севера Западной Сибири по данным сейсморазведки и бурения / Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С. //

60. Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тр.ЗапСибНИГНИ.-Тюмень,1985.-С.54-64.

61. Особенности строения и нефтегазоносности неокомского комплекса Западной Сибири / О.М.Мкртчян, В.Е.Орёл, С.И.Филина, Е.М.Пуркина // Геология нефти и газа. 1986. - №11.- С.1-8.

62. Павлова Т.Ю., Смирнов О.А. Имитационное моделирование процесса формирования песчаных тел неокомского разреза Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1993. -№9-С.21-24.

63. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири / В.И.Шпильман, Г.П.Мясникова, J1.J1.Трусов //Геология нефти и газа. 1993. - №6. -С .2-5.

64. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений Тюменской области / И.И.Нестеров, В.И.Шпильман, Г.И.Плавник, Л.Г.Судат // Геология нефти и газа. -1985. -№4. С.8-14.

65. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю.Н.Карагодин, С.В.Ершов, B.C. Сафонов и др. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.-252 с.

66. Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры и неокома Западной Сибири и пути её решения (системно-литмологический аспект) / Ю.Н.Карагодин, В.А.Казаненков, С.В.Ершов и др. // Геология нефти и газа. — 2003. -№2. С.40-46.

67. Проблемы, особенности и перспективы картирования ловушек углеводородов в Среднем Приобье на современном этапе / В.Ф. Панов, С.Г. Кузьменков, И.С. Муртаев и др.// Вестник недропользователя. 2002. - №11. - С.21-29.

68. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР / Г.А.Габриэлянц, Г.Х. Дикенштейн, И.Н. Капустин и др. М.: Недра, 1991.-283 с.

69. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, В.РЛившии и др. // Геология нефти и газа. — 1998. -№9. С.2-9.

70. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗалСибНИГНИ, 1991.

71. Рудкевич М.К. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции. Свердловск: Средне-Уральское книжное издат-во. Вып. 92,1976.

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

73. Рыльков С.А. Геологическое моделирование строения неокомских отложений Северного Приобья и прогноз их нефтегазоносности: Автореф. дис. к-та геол.-минерал. наук: 25.00.12 СПб, 2002. - 23 с.

74. Салмин М.В. Уточнение литогенетической модели формирования неструктурных ловушек в ачимовсих отложениях // Нефтяное хозяйство. — 2004. №8. — С.58-61.

75. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход) / Ю.Н.Карогодин, В.А.Казаненков, С.А.Рыльков, С.В.Ершов. Новосибирск, 2000. - 200с.

76. Седиментация в раннемеловом бассейне Западной Сибири и её влияние на нефтегазоносность / С.В. Ершов, К.В. Зверев, В.А. Казаненков, Ю.Н. Карагодин // Геология и геофизика. 2001. - № 11 -12. - С.1908-1917.

77. Сейсмическая стратиграфия / Р.Е.Шерифф, А.П.Грегори, П.Р. Вейл, P.M. Митчем мл. и др. Под ред. Ч.Пейтона. Пер. с англ. 4.1-2 М.:Мир, 1982г.

78. Сейсмолитологические модели неокомских клиноформ Приобско-Салымской зоны / B.C. Славкин, Н.С. Шик, А.А. Гусейнов, Е.А. Давыдова, Т.М. Редькина // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. - №5-6. - С.47-52.

79. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / О.М. Мкртчян, Л.Я. Трусов, Н.М. Белкин, В.А. Дегтев. М.: Наука, 1987. - 126 с.

80. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья / О.М. Мкртчян, И.Л. Гребнева, В.П. Игошкин и др. М.: Наука, 1990. - 108 с.

81. Славкин B.C. Геолого-геофизическое изучение нефтеносных продуктивных отложений: Учебное пособие. М.: МГУ, 1999 г.

82. Славкин B.C., Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Мушин И.А. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки // Геофизика. 1999. - №4. - С.21-24.

83. Славкин B.C., Шик Н.С. О природно-геологической составляющей роста добычи нефти в Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - №9. - С. 17-27.

84. Соколовский А.П. Локальный прогноз нефтегазоносности на поисковой стадии геолого-разведочных работ в Западной Сибири // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1989.-С.32-45.

85. Соседков B.C. Картины отражений, характерные для присклоновых фаций нижнемелового разреза Восточно-Уренгойской зоны // Геология нефти и газа. — 1995. -№8.-С.31-34.

86. Соседков B.C. Поиски неантиклинальных ловушек в неокомской толще севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. — 1991. №6. — С.25-28.

87. Стратиграфия мезозойских отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / Л.Ю.Аргентовский, B.C. Бочкарёв, Ю.В. Брадучан и др. // Проблемы геологии ЗСНГП: Тр.ЗапСибНИГНИ. М., 1968. - вып.11. - С.27-95.

88. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки / B.C. Соседков, В.П. Четвертных // Геология нефти и газа. 1995.-№2.-С.28-34.

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

90. Сурков B.C., Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты, ее влияние на структуру и нефтегазоносность платформенного мезозойско-кайнозойского чехла // Геология и геофизика. 1982, -№8. -С.3-15.

91. Трушкевич Р.Т. Модель ловушек в ачимовских отложениях (валанжин-берриас) севера Западной Сибири. Геология нефти и газа. - 1994.- №2. - С.21-23.

92. Трушкова Л.Я. О методике корреляции продуктивных отложений юры и неокома Запдной Сибири // Геология и геофизика. — 1970. №10. - С.69-67.

93. Фациально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакопления / Ю.Н.Карогодин, С.В.Ершов, А.И.Конышев, Р.К.Рязапов //Геология нефти и газа. 1995.- №5.- С.11-16.

94. Филлипович Ю.В., Монастырёва Н.А. Крупные обвально-оползневые дислокации в неокомском клиноформном комплексе Западной Сибири // Вестник недропользователя. 2002. -№11.- С.70-74.

95. Фильтрационно-ёмкостная модель коллекторов ачимовских отложений Большого Уренгоя / В.Д. Моисеев, Ф.Я. Боркун, Г.Г. Кучеров и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2001.-№4.-С.28-31.

96. Храмов А.Н., Гончаров Г.И., Комиссарова Р.А. и др. Палеомагнитология. JL, Недра, 1982, 312с.

97. Чернавских А.В. / Условия формирования верхнеюрско-нижнемеловых отложений центральной части Западной Сибири в зоне Сибирских Увалов // Геология нефти и газа. 1994. -№10.-С.13-16

98. Эрвье М.Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде // Нефтегаз. геология и геофизика. 1974. - №11. - С.25-28.

99. Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна / В.А. Захаров, Б.Н. Шурыгин, М.А. Левчук, О.В. Пинус, Д.Л. Сахагян // Геология и геофизика. 1998.-№11.-С. 1492-15041. Фондовая

100. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Сандибинского месторождения Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.01.1998г.-Тюмень, 1998.

101. Славкин B.C. (Отв. исполнитель). Разработать технологию построения геологических моделей залежей нефти и газа при подготовке сложных объектов лицензирования, М., ВНИГНИ, 1997-1998

102. Федорцов И.В. (Отв. исполнитель) Отчёт по договору за 2002г. Комплексные лабораторные исследования керна разведочной скважины №55 Средне-Хулымского месторождения / ЗАО "СИБКОР"- Тюмень, 2002

103. Шик Н.С., Гусейнов А.А., Давыдова Е.А., и др. Выполнить прогноз трёхмерных седиментационных тел (клиноформ, конусов выноса и др.) по данным литолош-фациального анализа и сейсморазведки ОГТ в Западно-Сибирской НГП, М., ВНИГНИ, 1992

104. Шик Н.С., Гусейнов А.А., Ермолова Т.Е. и др. Разработать технологию пространственной локализации трёхмерных седиментационных тел на основе сейсмолитологического моделирования, М., ВНИГНИ, 19951. Иностранная

105. Pinous О.V., М.А. Levchuk, and D.L. Sahagian, 2001, Regional synthesis of the productive Neocomian complex of West Siberia: Sequence stratigraphic framework: AAPG Bulletin, v.85, p. 1713-1730

106. Pinous O.V., Y.N. I^arogodin, S.V. Ershov, and D.L., Sahagin, 1999a, Sequence stratigraphy, facies, and sea-level change of the Hauterivian productive complex of the Priobskoe oil field (West Siberia): AAPG Bulletin, v.83, p. 972-989

Информация о работе

Беспалова, Елена Борисовна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2005
ВАК 25.00.12

Диссертация

Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Прогнозирование залежей нефти в ундаформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы