Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем Западной Сибири

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем Западной Сибири"

О 4 2

КОМИТЕТ ПО ГЕОЛОГИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР ПРИ ПРАВИТЕЛЬСТВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Всероссийский научно-исследовательский геолого-разведочный нефтяной институт (ВНИГНИ)

На правах рукописи

НЕМЧЕНКО Николай Николаевич

УДК 553.981.982.2.0613 (571.1).

РАЗДЕЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ И ФОРМИРОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва, 1992 г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геолого-разведочном нефтяном институте (ВНИГНИ).

Официальные оппоненты.

Академик Российской Академии наук, АЭ.Конторович

доктор геолого-минералогических наук, профессор КА£ременко доктор геолого-минералогических наук, профессор И.С.Старобинец Ведущее предприятие: Западно-Сибирский научно-исследовательский геолого-разведочный нефтяной институт (ЗапСибНИГНИ)

Защита состоится 15 нюня 1992 г. в 10 час. на заседании специализированного совета Д 071.05.01 Всероссийского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (ВНИГНИ). Адрес 105118, Москва, шоссе Энтузиастов, 36. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ. Автореферат разослан ^ 1992 года.

Ученый секретарь Специализированного совета

кандидат геолого-минералогических наух ТДИванова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в значительной степени определяется выбором оптимальных направлений поисков нефтяных и газовых месторождений на основе надежного прогнозирования перспектив газо- и нефтеносности.

Известно, что в течении многих лет получили развитие методы общего прогнозирования нефтегазоносности, предусматривающее в основном оценку углеводородных ресурсов, исчисляемых в условном жидком топливе. Раздельное выделение нефтеносных и газоносных областей производилось по аналогии либо эмпирически с учетом результатов уже проведенных поисково-разведочных работ. Отсутствие надежных критериев раздельного прогноза нефти и газа в ряде случаев может привести к серьезным просчетам в планировании развития сырьевых баз как нефтяной, так и газовой прмышленности.

В настоящее время и до 2000 года предусматривается дальнейшее сохранение ведущей роли Западной Сибири в топливно-энергетическом балансе РФ, для чего необходимо дальнейшее укрепление сырьевой базы с обеспечением стабильного прироста запасов нефти и газа.

Наблюдаемые в последние годы в регионе высокие темпы освоения ресурсов нефти, газа и конденсата, быстрое изменение структуры запасов ресурсов и закономерно связанное с этим уменьшение размеров объектов поисков и разведки с одновременным увеличением глубин и выходом в более отдаленные и слабо изученные районы - все это требует проведения надежного раздельного прогноза на базе выяснения закономерностей распределения и особенностей формирования УВ систем различного фазового состояния.

Целью работы является повышение эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе достоверности раздельного прогноза, выделения нефтеносных и газоносных территорий, нефтегазоносных комплексов, в первую очередь для глубокопогруженных горизонтов и слабо изученных частей бассейна, характеризующихся достаточно высокой оценкой потенциальных ресурсов УВ и неясным соотношением жидких и газообразных УВ.

Для достижения поставленной пели решались следующие задачи;

-Разработка теоретических и практических положений раздельного прогноза и формирования УВ систем Западно-Сибирской нефтегазоносности провинции.

-Установление геолого-геохимических критериев, контролирующих закономерности в распределении и условия формирования залежей УВ различного фазового состояния, прогноза зон с различным соотношением газообразных и жидких УВ.

-Влияние "вечной мерзлоты" на формирование УВ систем севера Западной Сибири.

Научная новизна диссертационной работы заключается в проведении раздельного прогноза нефтегазоносности Западной Сибири на основе геолого-геохимических, геолого-геофизических показателей, включающих комплексное изучение типа формаций, масштабов накопления органического вещества и его катагенеза, интенсивности генерации УВ и баланса их распределения во времени, изучение углеводородного и изотопного состава УВ, диагностических фазово-генетических показателей.

Установлено, что формирование зоны преимущественного газонакопления на севере Западной Сибири связано с развитием угленосной формации, основным источником газа при формированиии газовых залежей в отложениях сенома явилось органическое вещество гумусового типа буроугольной стадии катагенза:

-установлена "верхняя" низкотемпературная зона генерации первичных конденсатов нафтенового состава, связанная с крупной зоной газонакопления;

-установлена "первичность" нафтеновых конденсатов в широком диапазоне глубин генетически не связанных с нефтяными системами и "вторичность" газоконденсатных систем преимущественно метанового состава;

-выявлен генетический характер вертикальной и региональной зональности, определяющий типы углеводородных скоплений при незначительной роли вертикальной миграции и ограниченности масштабов смещения УВ различных генетических зон;

-разработаны теоретические основы формирования газовых залежей в условиях арктических бассейнов при существенном влиянии температурного фактора, связанного с развитием вечномерных пород;

-впервые предложен метод определения времени формирования залежей на основе расчета баланса газов первоначальной генерации на отдельных этапах геологического развития;

-обоснована возможность существования и обнаружения на больших глубинах залежей принципиально нового типа, ранее неизвестных в практике поисково-разведочных работ - высокотемпературных недонасыщенных газоконденсатных систем с высоким содержанием конденсата, дан их прогноз для глубокопогруженных юрских отложений северных районов.

Практическая значимость работы. Разработанные теоретические и практические положения диссертационной работы были использованы при выборе основных направлений и повышений эффективности поисково-разведочных работ, а также оценки потенциальных ресурсов УВ Западной Сибири (1980, 1984, 1988 г.г.) научно-прикладные разработки диссертации могут быть использованы при проведении аналогичных исследований по другим сходным по геологическому строению нефтегазоносным бассейнам страны.

Реализация результатов работ проводилась в виде рекомендаций по выбору направлений поисково-разведочных работ, участия в оценке потенциальных ресурсов УВ, разработки методических приемов и руководств, направленных в научные и производственные организации концерна "Главтюменьгеология". Отмеченные разработки способствовали открытию ряда месторождений и залежей на севере Западной Сибири (Русское, СевероКомсомольское, Тампейское, Пяседайское).

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на Всесоюзных и Международных совещаниях и конференциях:

Всесоюзных совещаниях по проблеме формирования нефти и газа (Новосибирск, 1974; Иркутск, 1976; Львов, 1976; Тюмень, 1975, 1977, 1981; Астрахань, 1982; Ленинград, 1986; Актюбинск, 1986; Ашхабад, 1987; Фрунзе, 1988); нефтегазоносности больших глубин (Баку, 1989); Всесоюзных семинарах "Органическое вещество в современных и ископаемых осадках" (МГУ, 1979-1980); Симпозиум "Нефтегазоносные бассейны СССР' (МГУ, 1979); совещаниях "Геология и минерально-сырьевые ресурсы ЗападноСибирской плиты" (Тюмень, 1983, 1985, 1987); X Губкинских чтениях (МИНГ, 1988); на геолого-геофизических секциях НТС Мингео СССР (Москва, 1984), XXVII Международном геологическом конгрессе (Москва, 1984); XII Международной конференции по геохимии "Петролгеохим - 88"

(г.Сольнок, ВНР, 1988,); XIV Международной конференции по органической геохимии (г.Париж, Франция, 1989); Международной конференции Теология Арктики и нефтяной потенциал" (г.Тромсе, Норвегия, 1990); Европейской нефтегазовой конференции (гЛалермо, Италия, 1990), П-ая Европейская конференция по геологии нефти и газа (гЛСопенгаген, Дания, 1990); Международная конференция по моделированию бассейнов и применению при поисках нефти и газа (Норвегия, Ставангер, 1991); Юбилейная конференция американской ассоциации геологов-нефтяников (США, Даллес, 1991); Ш-я Европейская конференция по геологии нефти и газа (г.Флоренция, Италия, 1991); 15 Международная конференция по органической геохимии (г.Манчестер, Англия, 1991г.).

По теме диссертации опубликовано IIS печатных работ и 38 рукописных, в том числе 3 монографии, 4 научно-технических обзора. 19 статей опубликовано в США, Англии, Венгрии, Дании, Норвегии, Италии, Франции. Отдельные разработки диссертации экспонировались на ВДНХ (1983, 1984, 1985, 1986) и награждены двумя серебряными и двумя бронзовыми медалями, получено три авторских свидетельства на изобретения..

Объекты исследований.

Объектом исследования явилась крупнейшая нефтегазоносная провинция России - Западно-Сибирская. В основу диссертации положены фактические материалы, полученные автором в результате двадцатипятилетних исследований геологии и геохимиии нефти и газа Западной Сибири, во время работы главным геологом Ямало-Ненецкой экспедиции (г.Салехард) и зав. сектором прогноза нефтегазоносности Западной Сибири ВНИГНИ.

Диссертационная работа состоит из введения, глав текста и заключения, общий объем работы ( ) машинописного текста, списка литературы ( ), таблиц и текстовых графических приложений( ).

В процессе подготовки диссертационной работы автор пользовался консультациями Безносова Н.В., Ботневой ТА, Гиршгорина Л.Ш., Еременко НА, Ермакова В.И., Золотова АН., Ильина ВД, Калинко М.К, Конторовача АЭ., Клещева КА, Максимова С.П, Мартоса В.Н., Нестерова И.И., Салманова Ф.К, Семеновича В.В., Шпильмана В.И., Чахмахчева В А, Юдина Г.Т.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Западно-Сибирский геобассейн (площадью около 3 млн. км^) является уникальным для изучения и разработки основных критериев, определяющих раздельное прогнозирование и условия формирования УВ-систем различного фазового состояния. По потенциальным ресурсам УВ Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция - одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Залежи нефти и газа обнаружены в интервале глубин 6004000 м и температур 15-150°С приуроченны к различным в фациальном отношении отложениям и распологаются в пределах сводов, мегавалов, седловин, впадин и моноклиналей. Специфической особенностью Западной Сибири является повсеместное развитие вечномерзлых пород большой мощности в северных районах. Наблюдается различное фазовое состояние УВ в залежах от твердого в арктических районах, где стречены залежи гидратов, до жидкого и газообразного состояний.

Глава 1. ЗОНАЛЬНОСТЬ В РАСПРЕДЕЛЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.

Западно-Сибирская провинция приурочена к молодой платформе с мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом, представленным чередующимися толщами песчано-алевролитовых и глинистых пород. Подошва чехла местами резко уступами, а участками плавно погружаются от бортов Западно-Сибирской плиты к ее центральным и северным районам. В Приобье глубина рассматриваемой поверхности 2,4-4км, к северу - до 1618км (Антипаютинский мегапрогиб), а на крайнем севере в пределах суши -6~8км.

В региональном плане по мезозойско-кайнозойскому чехлу плиты выделяются три надпорядковых тектонических элемента: Внешний тектонический пояс, Центральная и Северная тектонические области, характеризующиеся своими особенностями строения и истории геологического развития.

В чехле выделены две региональные покрышки: верхняя - мел-палеогеновая и нижняя - юрско-нижнемеловая, определяющее наличие двух нефтегазоносных надкомпексов - юрского и мелового. В последнем

отличается две субрегиональные покрышки - альбская простая и аптская составная, под которыми выделяются два нефтегазоносных комплекса -неокомский и аптский. Остальные проницаемые отложения мелового возраста образуют апт-сеноманский нефтегазоносный комплекс (НГК). В доюрских отложениях выделены два НГК - триасовый и палеозойский. Продуктивные горизонты различаются преобладанием жидких или газообразных УВ, запасами, количеством выявленных залежей и условиями залегания.

Анализ фактического распределения залежей УВ в разрезе мезозойских отложений Западной Сибири позволил установить наличие вертикальной зональности.

Первая - преимущественно газоносная. К этой зоне приурочены в отложениях апт-альб-сеномана крупнейшие газовые залежи - Уренгойского, Комсомольского, Медвежьего, Ямбургского, Заполярного, Губкинского и других месторождений в северных и арктических районах; На Русском, Тазовском, Северо-Комсомсльском и Вань-Еганском месторождениях установлены промышленные нефтяные оторочки, на Ай-Яунском - нефтяная залежь. На. Русском месторождений в этом комплексе разведано месторождение нефти. Газ, сухой, метановый, нефть тяжелая (0.834-0.966 г/смЗ), высоковязкая, нафтенового состава, практически отсутствуют бензиновые фракции. Серы в нефтях содержится от 0.13 до 1.54%.

Газовые залежи залегают непосредственно под региональной турон-палеогеновой глинистой покрышкой в отложениях сеномана и приурочены к высокоамплшудным локальным поднятиям, а в ряде случаев к структурам первого порядка: Нижнепуровский (Уренгойская залежь), Медвежий (Медвеья залежь), Ямбургский (Ямбургская залежь) мегавалы. Залежи нефти в отложениях апта установлены в областях распространения зональной альбской покрышки.

Вторая зона - газоконденсатшьнефтяная, в валанжин-нижнеаптских отложениях. Для зоны характерна четко выраженная зональность в распределении залежей различного типа. Подавляющее число нефтяных залежей отмечено в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской областей; газовые и газоконденсатные залежи открыты преимущественно в Ямальской и Гыданской НГО. Глубина залегания зоны меняется существенно даже в пределах одной НГО. На западе и юге провинции глубина колеблется в пределах 1000-2300 м в центральной части - 1500-2200, в северном - 17000-

3000м, при сравнительно низких пластовых температурах - 30-75 оС. Зона характеризуется нафтеновым и нафтено-метановым составом УВ.

Третья зона - преимущественно нефтяная. В состав этой зоны входят валанжин-готеривские и берриас-валанжинские отложения Среднего Примобья. В валанжин-готеривском комплексе основную массу составляют нефтяные и газонефтяные скопления, отмечены единичные газовые залежи. На глубинах 2000-2500 м преобладают чисто нефтяные скопления многочисленных пластов группы Б Среднего Приобья.

Отложения берриас-валанжинского горизонта, залегающие на глубинах до 3000 м, образуют главную зону нефтенакопления в разрезе мезозоя Западно-Сибирского бассейна. Пластовые температуры - 70-100°С.

Четвертая зона - нефтегазоконденсатная. Она сложена верхнеюрскими и среднеюрскими отложениями, в которых одновременно с нефтяными, отмечаются большое количество газоконденсатных и в меньшей степени газовых скоплений. На глубинах свыше 2300-2500м развиты преимущественно газоконденсатные залежи и скопления легкой нефти (Салымский, Красноленинский нефтяные районы). Пластовые температуры -120-140°С.

Пятая зона - газоконденсатная. К ней приурочены газоконденсатные залежи глубокопогруженных горизонтов нижней и средней юры на севере Западной Сибири (Уренгойское месторождение). Пластовые температуры 140°С. Зона характеризуется метано-нафтеновым составом конденсатов.

Шестая зона (предполагаемая) - газовая. На большей части территории Западной Сибири не выявлена. Она предполагается на северо-западе провинции на Новопортовском месторождении в отложениях палеозоя. Вскрытая мощность палеозойских отложений - 380-700 м при глубине залегания 3500м. Газ метанового состава, содержание тяжелых углеводородов не превышает 0.5 %.

В Западно-Сибирской нефтегазоносности провинции кроме вертикальной отмечается также региональная зональность в распределении скоплений УВ различного фазового состояния.

Территория преимущественного развития нефтяных залежей установлена в пределах Среднеобской НГО, где основные скопления нефти связаны с верхнеюрским и неокомскими отложениями. В Северном направлении от Среднеобской НГО доля нефтяных углеводородов существенно сокращается. В пределах южных и центральных частей Надым-

Пурской и Пур-Тазовской НГО основное развитие получают газококденсатно-нефтяные залежи. При этом газонефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи отмечаются в отложениях неокома, и нефтяные - в верхней, нижней и средней юре.

В северных частях Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, а также Ямальской, Гыданской, Усть-Енисейской НГО, охватывающих наиболее глубокие депрессии Севера региона в пределах крупных сводов - СевероЯмальского, Центрально-Ямальского, Нижне-Мессояхского, Танамского, Усть-Портовского и других мегавалов, основное развитие имеют газовые н газоконденсатные залежи. Последние связаны с неокомскими отложениями, газовые - с сеноманскими и меньше с готериев-барремскими.

Совместный анализ показал, что в распределении залежей по фазовому состоянию УВ в Западной Сибири наблюдается определенная закономерность. Северные районы Западной Сибири являются в основном районами газонакопления и представляют области преимущественного развития газовых и газоконденсатных залежей.

Анализ фактического распределения залежей УВ и наблюдаемая зональность их распределения по площади и по разрезу позволили выделить в Западной Сибири зоны преимущественного нефте- и газонакопления, с которыми связаны различные по фазовому состоянию УВ-системы.

Глава 2. ФОРМИРОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СИСТЕМ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

Выяснение условий формирования газовых залежей севера Западной Сибири имеет большое значение для раздельного прогноза нефте- и газоносности. Для решения указанной проблемы производилось комплексное изучение геологических, гидрогеологических и геохимических показателей, определяющих масштабы, время и механизмы формирования газовых скоплений севера Западной Сибири.

Апт-альб-сеноманский нефтегазоносный комплекс характеризуется ступенчатым строением и резко изменяющийся толщиной от 100 до 1600 м. Глубина кровли комплекса изменяется от 100 м на западе до 1300-1500 м на севере. В зоне развития залежей она составляет 600-1100 м. Покрышкой служит мощная (500-800 м) толща глин позднемелового и палеогенового возраста.

Все обнаруженные газовые залежи в отложениях сеномана, залегающие непосредственно под регионально глинистой покрышкой, имеют однотипное геологическое строение. Они приурочены к сводовым частям значительных по размерам, высокоамплитудных (100-200 м и более) локальных поднятий (площадью от 500 до 4000 км2) Песчано-алевролитовая сеноманская толща является гидродинамически единой, в связи с чем залежи имеют массивно-пластовый характер и являются "водоплавающими" с практически горизонтальным газоводяным контактом.

Газы являются по составу метановыми (до 99%), другие углеводороды содержатся от следов до 03% и представлены этаном, пропаном и бутаном.

На Медвежьем и Заполярном месторождениях в газах отмечались следы конденсата до 0,05 г/м.куб..Концентрации негорючих компонентов колеблются от 0,2 до 3%, содержание углекислого газа - от следов до 0,5%, азота-0,5-2,8%, гелия-0,004-0,04%, аргона-0,006-0,04%, водорода- от следов до 0,05%.

Анализ истории развития структур сеномана месторождений севера Западной Сибири показывает, что сводовые ловушки в отложениях сеномана были сформированы к концу туронского времени, когда появились условия для сохранения залежей УВ. В позднемеловое и палеогеновое время структуры развивались конседиментацонно по структурному плану, заложенному в предшествующие геологические периоды (юрский и нижнемеловой этапы развития). Особую роль в формировании современного структурного плана ловушек сеномана сыграли новейшие палеоген-раннечетвертичные положительные движения, обусловившие увеличение амплитуд и объемов ловушек (до 50%). Исходя из геологических позиций возможные пределы времени формирования газовых залежей в отложениях сеномана определяются временным интервалом турон-раннечетвертичное, в течение которого происходил активный рост газоносных структур.

Угленакопленне, катагенез, масштабы генерации и баланс

распределения углеводородных газов.

Территория севера Западной Сибири в период от валанжина до сеномана включительно испытывала преимущественно континентальный режим развития, когда существовали благоприятные условия для захоронения растительных остатков, явившихся исходным материалом для массы угольного вещества, содержащегося в породах комплекса В указав' сш

период отмечались отдельные эпохи максимального угленакопления, которые привели к концентрированным формам скопления (в виде пластов угля). В работе проведено специальное исследование масштабов угленакопления и катагенеза углей.

Максимальное угленакопление в пределах севера Западной Сибири связано с баррем-апт-сеноманским временем.

В центральной части (Надым-Тазовское междуречье) на Губкинском, Комсомольском, Уренгойском, Тазовском и Русском месторождениях по керну и шламу в баррем-аптских отложениях были выявлены пласты углей толщиной от 1 до 5 м. В Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО максимальное угленакопление приходится на отложения барремского и апт-альб-сеноманского возраста (покурская свита). Крупная зона угленакопления с пластами угля толщиной 5-10 м. отмечается в апт-барремских отложениях в пределах Ямальской и Гыданской НГО. Многочисленные пласты углей установлены на глубинах 1200-2500 м. (танопчинская свита, верхний готерив-нижний альб). На Бованенковской, Харасавейской, Южно-Тамбейской, Крузенштерновской, Малыгинской, Западно-Сеяхинской, Хейгинской, Солетской, Меркуяхской площадях максимум угленакопления связан с верхней (верхнеаптской) и нижней (барремской) толщами танопчинской свиты. Количество угольных пластов в большинстве скважин достигает 10-30, а их суммарная толщина - десятки метров. Так, средняя толщина пласта на Крузенштерновской площади составляет - 19,8 м., на Бованенковской - 22,9 м.

Привязка данных керна и шлама к каротажной характеристике разреза показала, что интервалы, характеризующиеся высокоомными сопротивлениями и интерпретируемые обычно как пласты плотных известковых разностей, соответствуют, по фактическим данным, пластам угля мощностью от 1 до 5 м.

Многочисленные пласты высокоомных сопротивлений, а также отрицательных аномалий на диаграммах гамма-каротажа (ГК), нейтронного гамма-каротажа (НГК), нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ), отмеченные в отложениях сеноман-барремского возраста, позволяют предположить большее количество концентрированных скоплений и углистого вещества в виде пластов угля в рассматриваемой толще.

В толще комплекса также содержится огромная масса рассеянной угольной органики в виде прослоек, линз и мельчайшего угольного детрита в различных литологических разностях пород.

Наличие повышенных концентраций углистого вещества как рассеянной, так и в концентрированной форме является важнейшим генетическим признаком, по которому континентальная толща усть-тазовской серии неоком-сеноманского возраста отнесена к типичной угленосной формации.

Таким образом, в пределах северных районов Западной Сибири на территории Надым-Тазовского междуречья, полуострова Ямал и Гыдан и, видимо, также в пределах акватории -Карского моря на протяжении всего нижнемелового-сеноманского периода существовали условия благоприятные для углеобразования (теплый влажный климат и бурное развитие растительности). В это же время развивались такие геохимические фации, как сидеритовая, пиритовая, характеризующие восстановительные условия среды, в которой захоронялись осадки, что привело к формированию крупного угольного бассейна.

Изучение степени катагенеза углей проведено по отражательной способности витринита. В процессе углеобразования органическое вещество претерпевает сложную молекулярную перестройку под влиянием температуры и давления. Внешним выражением этих изменений в веществе углей является его отражательная способность, увеличивающаяся по стадии углеобразования от бурых к каменным и от каменных к антрацитам.

Отражательная способность витринита по образцам, отобранным из различных горизонтов неоком-сеноманского комплекса севера Западной Сибири, колеблется от 57 до 75 единиц (1*а%о)» что соответствует стадиям преобразования углей от бурых до длиннопламенных.

Катагенез углей в отложениях готерив-баррема и апт-альб-сеномана меняется от ранней буроугольной до длиннопламенной стадии, при этом значения отражательной способности витринита возрастают от бортов плиты к ее центральным частям.

Количественная оценка содержания угольного вещества в толще комплекса показала, что суммарное содержание угольного вещества в отложениях комплекса оценивается в 15,5x10x12 т.

Процессы катагенетического преобразования угольной органики сопровождаются выделением огромных масс УВ-газов, основную часть

которых составляет метан. Широкие исследования газоносности угольных пластов позволили дать количественную оценку масштабов генерации УВ-газов в процессе углефикации растительной органики. Оценка количественного содержания и степени катагенеза углей, определяет генерационный потенциал и позволяет с достаточной достоверностью оценить масштабы и баланс генерации газа, образующегося при катагенезе рассеянного и концентрированного угольного вещества в отложениях комплекса на территории севера Западной Сибири. При этом в расчет было принято суммарное содержание угольного вещества 15,5трлн.т, из которых 6,9трлн.т. угольного вещества, содержащегося в отложениях покурской серии (апт-альб-сеноман) имеют буроугольную стадию катагенеза, и 8,6трлн.т., содержащегося в отложениях готерив-баррема, начальную

длиннопламенную. Количество газа, генерированного угольным веществом на буроугольной стадии катагенеза, составляет 68м^/т, на длиннопламенной - 168м3/т.

Проведенные расчеты количества генерированного угольным веществом газа с учетом величин сорбированного газа, потерь газа в атмосферу до образования турон-палеогеновой экранирующей толщи, газа растворенного в пластовых водах, а также потерь за счет диффузии показывают, что в свободную фазу могло выделиться до 15% объема газа, образовавшегося в процессе катагенеза ОВ из пород комплекса, что вполне достаточно для формирования газовых месторождений севера Западной Сибири. Т.е. угольное вещество, содержащееся в отложениях мелового комплекса, явилось основным источником газа при формировании газовых месторождений севера Западной Сибири.

Оценка масштабов генерации УВ-газов на отдельных этапах геологической истории позволяет не только проследить распределение газов первоначальной генерации, но и оценить с генетических позиций возможный диапазон времени формирования залежей. Данные о палеокатагенезе и генерирующей способности угольного вещества позволили определить как масштабы генерации, так и поэтапное определение УВ-газов в отложениях мелового НГК в отдельные периоды геологической истории.

Газовые залежи в отложениях мелового нефтегазоносного комплекса на севере Западной Сибири начали формироваться с турон-сантонского времени.

Распределение газов первоначальной генерации на различных этапах (в % от общего количества генерированного газа )

Баланс генерированного газа

Стадия Гене • дега поте- сорби раство- свобод- акку- коэф-

Этап геперации катаге- риро- зиро- рян- ровап рен- пой мули- фици-

неза ван- ван- ный НЫЙ ный в фазы ровап- ент

ный ный при пласто- ный в акку-

газ в ат- диф- вых зале- муля-

мос- фу- водах жах ции

феру зии

Валанжин- Б1-Б3 75 57 13 5 - - -

сеноманский

Турон- Б1-Б3 5 - 04 1,5 3 0,75 0,3

сантонский

Кампан- БГД 4 - 0,25 0,5 0,25 3 1 0,3

датский

Палеоцен- БГЖ 15 - 5 1,25 0,75 8 5 0,8

нижнеолиго-

ценовый

Поздне- Б^-Ж 1 1

олигоценовый

Наибольшая интенсивность в образовании новых и пополнении газом возникших ранее газовых залежей отмечалась в палеоцен-ннжнеолигоцен-раннечетвертичное время. Закончилось формирование газовых залежей в позднеолигоцен-раннечетвертичное время.

Вечная мерзлота,современная и палеогеотермическая характеристика

Для территории севера Западной Сибири характерно широкое развитие вечномерзлых пород, которые оказывают существенное влияние на температурный режим верхней части разреза осадочного чехла и залежей УВ.

Изучение строения мерзлых пород и их темпёратурной характеристики приводились по данным термометрии с привлечением материалов промыслово-геофизических исследований скважин. Проведение на ряде площадей статической, термометрии в скважинах с установившимся

тепловым режимом позволило получить наиболее достоверные данные о строении мерзлой толщи, ее мощности и температурном режиме; для качественной характеристики строения мерзлых пород были использованы данные отбивки цементного кольца, удовлетворительная сходимость которых с результатами термометрии позволяет использовать их при интерпретации строения мерзлых толщ. Мощность мерзлых пород на севере Западной Сибири изменяется в пределах 175-520 м, пластовые температуры газовых залежей, залегающих на глубине 650-1300 м колеблется от 20-38°С. При этом отмечается четкая зависимость между мощностью мерзлых пород и пластовой температурой, которая находит свое выражение в изменении геотермического градиента в интервале от нижней границы мерзлых пород до кровли продуктивного пласта. Наименьший градиент наблюдается в районах наибольших мощностей мерзлых пород.

Существенное влияние "вечной мерзлоты" на температурный режим продуктивной толщи приводит к сложным физическим и. химическим превращениям УВ, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии и имеет важное значение при выяснении условий формирования газовых залежей. Анализ причин и направленности изменения температурного поля показывает различие геотермических градиентов в верхней части разреза, от подошвы мерзлоты до сеноманских продуктивных горизонтов, и в нижней, глубже 2000 м. Как правило, в верхней части градиент в 1,5-2 раза больше, чем в нижней, объяснение этого только за счет различной теплопроводности разных по литологии комплексов маловероятно, поскольку интервал, где происходит изменение градиентов, не совпадает с границей комплексов.

Как показали расчеты, максимальные палеотемпературы температуры сеноманских отложений 42-51°С, а их разница с современными составляет 14-23°С. Эти данные, полученные путем восстановления палеогеологических и климатических условий, свидетельствуют о значительном изменении температурного режима толщи за позднесшигоцен-четвертичное время.

Изменение геотермического режима осадочных пород на севере Западной Сибири во времени отмечается для более глубоких горизонтов чехла. Изучение стадий углефикации ОВ в отложениях валанжина и юры на Тазовской площади, , проведение детальной термометрии, палеотемпературные расчеты и сопоставление всех этих данных показывает.

что современные пластовые температуры также ниже максимальных расчетных палеотемператур.

Для сеноманских пластов разница между современной и расчетной температурами, существовавшими в предолигоценовое время достигала 15°С, а для отложений нижнего -мела-юры в интервале 3240-4010м - в среднем более 10°С. Одной из причин указанного различия может бьггь влияние толщи многолетнемерзлых пород, более сильно сказавшееся на верхних горизонтах чехла.

Современные и расчетные палеотемпературы (скв.ЗЗ, Тазовская площадь)

Глубина, м Возраст ОСВ, Иа • %о Стадия катагенеза Сов-ремеп пая Максимальные палеотемпературы, °С Снижение пласто-

темпе ратура по И.И. Аммос ову по расчету вых температур, °С

1110-1114 Сеноман 66 Б 26,5 _ 42,7 15,8

3242-3245 Юра 4 д 85 90 96,5 11

3258-3261 Юра 77 г 86 . 100 96,5 14

3642-3655 Юра 79 Г 98 107 106,2 9

4008-4010 Юра 81 Ж 106 119 115 13

Современный температурный режим осадочного чехла можно оценивать как конечный результат сложных термодинамических преобразований, которые имели место в процессе геологического развития рассматриваемой территории. Наличие вечной мерзлоты только за четвертичный период привело к снижению пластовой температуры в сеноманских залежах на 15-20°С.

Степень заполнения структур газом и факторы, ее определяющие

Степень заполнения на месторождениях севера Западной Сибири структурных ловушек газом изменяется в широких пределах от 0,9 до 0,52. Ловушки в отложениях сеномана, хотя и в разной степени, но все

недозаполнены. Наибольшие коэффициенты заполнения от 0.8 до 0.9 отмечаются для Уренгойского, Заполярного, Ямбургского и СевероУренгойского месторождений, наименьшее - для Губкинского, Комсомольского, Медвежьего и Тазовского месторождений, где степень заполнения структур снижается до 0.65-0.52.

Величина коэффициента заполнения находится в прямой зависимости от объемов и амплитуды структурных ловушек. Наиболее четко это проявляется для больших по размерам месторождений; исключение составляет Медвежье месторождение, где, несмотря на значительный эффект объема ловушки, заполнение ее газом составляет 0,65.

Термодинамические факторы несомненно влияли на степень заполнения структур. Высокая степень заполнения крупных структур поднятий газом в значительной степени зависит также от литолого-рациальной характеристики разреза и объема газосборной площади. По-видимому, с этим связана низкая степень заполнения (0,52) ловушки Комсомольского газового месторождения.

Время формирования газовых залежей

Определение времени формирования структур производится обычно при помощи палеотектонических реконструкций методом анализа мощностей, позволяющим установить лишь нижний предел образования ловушки и возможной аккумуляции УВ залежи. Для определения верхнего временного предела формирования залежей необходимо привлекать другие методы.

Для расчета верхнего предела формирования газовых месторождений севера Западной Сибири была модифицирована методика расчета ВАЛСирова с внесением поправок на палеотемпературу и отклонение от закона Бойля-Мариота.

Определение объема газа в залежи в предчетверичное время основывалось на законах газового состояния (объем газа в залежи обратно пропорционален давлению). Как было показано в раннечетвертичное время поступления газа в залежь не происходило. Учитывая, что возможные потери газа за раннечетвертичный период не могли достигнуть существенных величин, можно принять для расчетов запасы газа в залежи на этом этапе равными современным.

Для выяснения времени заполнения структурных ловушек в расчетах используется такой параметр, как палеодавление в газовой залежи. Определение палеодавления проводилось по следующим формулам:

р Р ар-ар + р

Р\ = Р- АИ\Аг =-———, где Р1 - пластовое давление,

соответствующее палеодавлению, МПа; Р -пластовое давление (современное), МПа; АР - изменение дааления в залежи от современного до рассматриваемого палеовремени, МПа; Д/п -суммарная деформация доверхнеолигоценовой поверхности в позднеолигоценраннечетвертичное время (по НЛ.Рудкевичу), м; Н2 - мощность осадочных пород, отложившихся за период с рассматриваемого палеовремени до современного, м; у -плотность пластовой воды, г/см^.

По данным палеоструктурных реконструкций определяем эффективный объем ловушки в раннечетвертичное время 0^). В случае У1=У2 в раннечетвертичное время современные запасы обеспечивали 100% заполнения структуры, тогда как в настоящее время структуры недозаполнены газом.

Приведенные расчеты указывают, что газовые залежи в отложениях сеномана закончили свое формирование в ранее олигоценовое время, о чем свидетельствует практически полное заполнение ловушек газом, содержащимся в газовых залежах при пересчете его объема на термодинамические условия предчетвертичного периода.

Реконструкция термодинамических условий с учетом объема ловушки показывает, что к началу четвертичного времени современные запасы газа обеспечивали полное заполнение структур. Очевидно, что практически полное заполнение объема ловушек для всех изученных месторождений должно свидетельствовать о высоких масштабах генерации газа, по всей вероятности превышающих запасы газа, аккумулированных в залежах к началу . четвертичного времени. Образование значительных объемов свободного газа, не аккумулированного в залежи на заключительном этапе формирования месторождений, обусловило возможность дальней миграции газа, приведшей не только к полному заполнению структурных ловушек на путях миграции, но и к значительным его потерям, связанным с перетоками газа в область региональной разгрузки пластовых вод сеноманского горизонта, а также в перекрывающую его значительно опесчаненную на

севере толщу верхнемеловых и палеогеновых отложений. На масштабы этого процесса указывает высокий коэффициент "удачи" при разведке на газ в отложениях сеномана. Все введенные в разведку структуры, подтвержденные бурением, оказались продуктивными (по сеноманскому горизонту). Размеры залежей контролируются в основном геометрическими формами и эффективной емкостью структурных ловушек, степень заполнения которых объясняется особенностями термодинамики в залежах. Современное недозаполнение структурных ловушек газом свидетельствует о том, что нового поступления газа в четвертичное время в залежи не происходило, а их сокращение в объеме в раннечетвертичное время обусловлено термодинамической обстановкой: увеличением пластового давления и снижением пластовой температуры.

Возможные пределы времени формирования газовых залежей определялось и по аргону. В.П.Савченко было доказано, что для разной геологической обстановки отношение содержания А г в воздухе (0,93%) и газе определяет упругость газа в залежи. Причем последняя, рассчитанная по Ат, характеризует давление,'при котором происходило выделение газа из воды в свободную фазу, т.е. давление, при котором формировалась газовая залежь. Однако, в последние годы установлено, что обогащение природных газов А, происходило также за счет 40 Аг, образующегося в породах при радиоактивном распаде 40К. Поэтому при расчетах давления по упругости А,, при котором образовалась свободная газовая фаза, необходимо вводить поправку на радиогенную составляющую. Процентное содержание радиогенного А, и количество воздушного Аг в газах газовых залежей вычисляются по изотропному составу А г.

В природном газе отношение изотопов 40Д г/ЗбАг составило 314-326, в воздухе 296, т.е. газы обогащены избыточным радиогенным Аг, т.е. % обогащения составляет 6,2-10,3%.

Результаты расчета позволили установить концентрацию и упругость воздушного А г в газах. В газах сеноманского продуктивного горизонта воздушный А г составляет 90-94% по отношению к А г общему. Парциальная упругость первого в залежах изменяется от 0,02 до 0,11 кгс/см^. Полученные данные дали возможность вычислить упругость газа в залежах сеномана (по А,) (Р=0,93/Агв03д) и тем самым определить палеодавления, при которых выделяется газ из воднорастворенной среды в свободную фазу. Установлено,

что в залежи сеноманского продуктивного горизонта газ поступал в палеоцен-олигоценовое время.

Время формирования газовых залежей по данным изотопного состава

аргона

Месторождение Содержание А, Давление, при котором газ поступал в залежь, МПа Время поступления газа в залежь

А 'общ> об.% ■^'возл

% об.%

Уренгойское 0,019 91 0,017 5,6 Палеоцен

Медвежье 0,012 92 0,010 10,0 Нижний олигоцен-эоцен

Комсомольское 0,019 90 0,017 5,5 Эоцен

Вэнгояхинское 0,018 94 0,017 5,5 Эоцен

Губкинское 0,020 90 0,018 5,2 Нижний олигоцен-эоцен

Вэнгапуровское 0,020 90 0,018 5,2 Верхний эоцен

Изучение газонасыщенности пластовых вод (сопоставление расчетных и экспериментальных данных с фактическими по данным отбора глубинных проб) свидетельствует о значительном дефиците недонасыщенности пластовых вод при современной термодинамической обстановке продуктивных пластов.

Газовые залежи закончили свое формирование к началу четвертичного времени, для выяснения причин недонасыщения пластовых вод рассмотрено фазовое состояние системы при термодинамических условиях, существовавших в этот период.

В дочетвертичное время термодинамические условия были менее "жесткие" по сравнению с современными. Проведение палеоконструкций позволяет полагать, что пластовое давление в залежах на этом этапе было на 1,0-2,5 МПа ниже современных. Расчет палеотемпературы по предлагаемой методике свидетельствует о том, что пластовая температура газовых залежей сеномана была на 10-15° С выше наблюдаемой в настоящее время.

По термодинамическим параметрам, рассчитанным для залежей газа, определялось возможное предельное газонасыщение при фазовом равновесии системы "газ-вода" на этом этапе геологического развития.

При сравнении расчетных данных по газонасыщенности пластовых вод в дочетвертичное время с современной газонасыщенностью видно, что они имеют близкие значения. Изменение степени катагенеза органического вещества показало, что генерация газа в четвертичный период, а, следовательно, и поступление газа в систему происходить не могли. Иными словами, современное фоновое газонасыщение пластовых вод было достигнуто к началу четвертичного времени.

Механизм формирования газовых залежей и причин газонасыщения пластовых вод севера Западной Сибири могут быть представлены в следующем виде.

После отложения туронских глинистых осадков в водоносной системе начали создаваться условия для насыщения пластовых вод углеводородным газом. В позднемеловое время образовавшиеся газы находились в растворенном состоянии. Высокая газонасыщенность пластовых вод, при которой могли образоваться залежи в каких-то объемах, возникла лишь в конце датского времени. Этап максимального газообразования имел место в палеоцен-нижнеолигоценовое время. Достаточно высокая газонасыщенность системы к этому времени и большие объемы генерированного газа создали условия для образования в этот период свободных газовых скоплений. Суммарные объемы растворенного и генерированного на этом этапе газа были настолько велики, что его хватило на образование крупнейших газовых залежей, естественно, при предельном насыщении подземных вод. Ловушки всех разведанных залежей были заполнены практически до "замка". В дальнейшем масса газов в растворенных водах не изменились, но увеличение давления и снижение температуры в четвертичный период создало значительный дефицит газонасыщенности пластовых вод, который наблюдается и в настоящее время. Эти же условия привели к уменьшению объемов залежей газа и обусловили степень заполнения структурных ловушек газом.

Изотопный состав углерода н аргона природных газов

Изотопный состав углерода метана газов газовых и газонефтяных залежей апт-альб-сеноманского комплекса характеризуется значениями а от -47,9 до 64,7%о, что указывает на повышенное содержание легкого изотопа С12. По изотопному показателю рассматриваемые месторождения занимают особое положение в раду других газовых месторождений молодых платформ,

приуроченных к отложениям мезозоя, и характеризуются более легким углеродом, относительно обогащенным изотопом С12. Отмечается исключительное сходство природных газов месторождений северных районов Западной Сибири (по рассматриваемому показателю) с болотными газами. Изотопный состав углерода современных болотных газов, связанных с торфяной стадией преобразования растительной органики при активном участии биохимических процессов, изучен достаточно полно. По имеющимся данным, значение изотопного состава углерода, входящего в состав углеводородной метановой части болотных газов европейской части СССР, колеблется от 52 до 69%о, а газы болот Северной Америки характеризуются вел1гчиной от 57 до 80%о. Иными словами, природные газы, связанные с покурской серией Заподной Сибири, по соотношению изотопов углерода (от 58,3 до 64,7%о). находят свое место в ряду газов, образовавшихся в результате углефикации растительной органики на ранних ее стадиях.

Апт-альб-сеноманские отложения (покурская серия), в которым приурочены газовые месторождения, представлены континентальными угленосными отложениями. Формационный анализ показывает, что во время накопления осадков в этой толще от апта до сеномана включительно территория Западно-Сибирской низменности представляла собой заболоченную равнину, обширные водораздельные пространства которой занимали торфяники, болота и заболоченные озера, где происходило накопление растительной органики. Последнее явилось исходным материалом для массы углистого вещества, содержащегося в породах этой толщи. Общее содержание в толще угольного вещества включая угольные пласты и рассеянную органику, в пределах газоносной области более 9х1012т. Стадия катагенеза угольного вещества в пределах комплекса-буроугольная-начальная длиннопламенная.

Низкая стадия катагенеза свидетельствует о том, что условия газообразования, сопровождавшие процесс углефикации в апт-альб-сеномане, были близки к условиям газообразования современных болот. Количество газа, образовавшееся в процессе превращения растительной органики покурской серии в угольное вещество, оценивается в 500м^. Этого количества газа вполне достаточно для формирования крупнейших месторождений, если даже считать, что более 90% его могло бьггь потерянным (за счет ухода газа в атмосферу до накопления глинистой толщи туронапапеогена, сорбции породами, растворения в водах и др.).

Предположению о миграции газа из отложений, подстилающих породы серии, противоречат данные по изотопному составу углеводородных газов, полученных при опробировании глубоких горизонтов юры и валанжина. Метан этих газов резко отличается повышенным содержанием тяжелого изотопа С^, а значение а колеблется от 38,5 до 45,6%0.

Фиксируемое различие изотопного состава углеродных газов сеномана и газов залежей юры и валанжина свидетельствует о самостоятельности процессов газообразования газонакопления в этих отложениях.

Главным источником газа, накопившегося в газовых месторождениях Западной Сибири, явилась угольная органика неоком-сеноманского комплекса^аходящегося на буроугольной стадии катагенеза. Существенно обособленную группу составляют газы Газовского, Русского и Мессояхского газонефтяных месторождений, характеризующиеся более тяжелым изотопным составом углерода (<х - 47,9-50%о). Специфика находит свое отражение и в компонентном составе газов. Газы Тазовского и Русского газонефтяных месторождений, не отличаясь по суммарному содержанию тяжелых УВ от газов чисто газовых месторождений, по значению диагностических коэффициентов С2Н5/СзНз+в> ' С4Н10/ПС4Н10 занимают обособленное положение среди газов сеноманского продуктивного горизонта. Величина указанных коэффициентов меньше 1 характерна для газов нефтяных и нефтегазовых месторождений. Установлено также закономерное изменение коэффициентов по мере приближения к газонефтяному контакту. Отмеченное выше позволяет увидеть в газах Тазовского, Русского и Мессояхского газонефтяных месторождений черты газов "нефтяного ряда".

Наличие рассредоточенной нефти в пределах газовой части залежей и специфичным составом, газа позволяет предположить двух-этапное формирование газонефтяных месторождений северных районов Западной Сибири. На первом этапе (поздний мел - палеоген) в Сводовых частях Тазовского и Русского поднятия аккумулировалась нефть с образованием залежей массивного типа. В неоген - олигоценовое время в результате общего регионального подъема территории и снижения пластовых температур, связанных с распространением вечной мерзлоты, создались условия для выделения газа из пластовых вод усть-тазовской серии в свободную фазу. Эти газы, генерированные угольным веществом, по мере поступления в ловушки вытесняли нефть из порового пространства песчано-алевритовых пород, что

привело к образованию нефтяных оторочек. Часть нефти, особенно в породах с низкими коллекторе кими свойствами, в остаточном состоянии сохранились в пределах сформировавшихся газовых шапок.

Более "тяжелый" состав изотопов углерода в газах Тазовского и Русского месторождений по сравнению с чисто газовыми залежами можно объяснить процессом смешения газов различного генезиса. Если первоначально на рассматриваемых площадях были сформированы нефтяные залежи, то некоторое количество газа с тяжелым углеродом поступило в ловушки совместно с нефтью. Впоследствии эти залежи аккумулировали газы с "легким" углеродом покурской толщи. В процессе оттеснения нефти из сводовых частей структур произошло полное смешение газов и их "утяжеление" по сравнению с газами чисто газовых залежей сеноманской толщи. Величина соотношения изотопов углерода в газах сеноманского горизонта может свидетельствовать о наличии в залежи нефти. С этих позиций "тяжелый" изотопный состав углерода в газах Мессояхского месторождения указывает на наличие нефтяной оторочки, что было подтверждено при разработке Мессояхского месторождения. Таким образом, изучение геохимии газа, изотопного состава углерода, фактической нефтенасыщенности позволяет сделать вывод, что формирование газового состава газонефтяных месторождений обусловлено специфическими условиями их формирования и связано с процессом смешения газов различного генезиса.

Условия и время формирования залежей газа в отложениях сеномана определялись на основании анализа геологических, физикохимических и гидрогеологических показателей и др. С геологических позиций, согласно методу палеотектонического анализа, газовые залежи формировались в верхнемеловое-раннечетвертичное время. Изучение масштабов и баланса распределения газов первоначальной генерации на каждом этапе геологического развития региона, основанное на рассмотрении процесса углефикации и термодинамики пластовой системы, позволило считать, что залежи образовались в кампанско-датское-раннечетвертичное время. В результате изучения газового состава пластовых вод и их палеогазонасыщенности установлено. что формирование залежей закончилось в раннечетвертичное время.

Рассмотрение Аг как геохимического показателя времени формирования газовых залежей в общем плане указывает на "молодое"

образование газовых скоплений в, отложениях сеномана, что согласуется с выводами, полученными при анализе геолого-геохимических показателей.

Таким образом, формирование крупной зоны преимущественного газонакопления ыа севере Западной Сибири связано с развитием угленосной формации. Приуроченность газовых скоплений к угленосным отложениям, особенности состава природных газов, практически лишенных тяжелых УВ, близкие абсолютные значения изотопного состава углерода, метана газовых залежей и болотных газов, масштабы генерации и баланс их распределения привели к выводу о том, что основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях сеномана явилось ОВ гумусового типа буроугольной стадии катагенеза, углефицированные остатки которого насыщают всю толщу пород усть-тазовской серии.

Рассмотрение происхождения и условий формирования газовых и газонефтяных залежей неоком-сеноманского комплекса позволило считать, что газовые залежи генетически не связаны с подстилающими их нефтяными оторочками. Процессы газо и нефтенакопления в отложениях комплекса проходили самостоятельно.

Комплексный анализ геолого-геохимических показателей позволил установить "молодое" время формирования газовых залежей (палеоцен-раннечетвертичное).

Существенное влияние на формирование газовых систем северных рвйонов Западной Сибири оказало изменение температурного режима, связанное с развитием вечномерзлых пород. При условии высокой генерирующей способности субугленосной усть-тазовской серии, которая явилась основным источником газа при формировании газовых залежей, и высокой сохранности ранее сформулированных залежей, ловушки, с которыми связаны залежи УВ, оказались недозапсшненными до замка. Снижение пластовой температуры в раннечетвертичное время-время формирования вечномерзлых пород-обусловило уменьшение обьема газа в залежах и недозаполнение структурных форм. Снижение пластовой температуры до температуры ниже гидратообразования (Тщ, = 9°С) в диапозоне глубин 700-1200 м в сеноманских отложениях восточных районов севера Западной Сибири (Мессояхский район) привело к формированию твердых гвдратных залежей. Снижение пластовых температур на 15-30°С в этом же интервале глубин в центральных и западных районах севера Западной Сибири, где пластовые температуры залежей выше температур

гидратообразования, обусловило разделение фаз газовых залежей, выпадение тяжелых гомологов метана С3+в ограниченном объеме в жидкую фазу с содержанием конденсата до 3 г/см3.

Важным фактором является особенность гидродинамического режима пластовых систем, отрицательные статистические уровни, определяющие движение пластовых вод. Такие значения статистических уровней свидетельствуют об ограниченности движения пластовых вод. Такие значения статистических уровней свидетельствуют об ограниченности движения пластовых вод, вероятно, из-за запечатывания зон разгрузки пластовой системы гидратами, что практически исключает возможность миграционных процессов и переформирование залежей в раннечетвертичное время.

Глава 3. ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ И ФАЗОВО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Основные газоконденсатные и газоконденсатные с нефтяными оторочками залежи установлены в северных районах Западной Сибири и расположены в средних и нижних частях мелового комплекса в отложениях апта и неокома под субрегиональными и зональными покрышками. Газоконденсатные залежи выявлены также в ачимовской толще и отложениях юрского комплекса. Газоконденсатные залежи, как правило, характеризуются более высокими концентрациями конденсата (до 350 г/м3) по сравнению с газоконденсатными залежами с нефтяными оторочками (100-105 г/м3). Единичные залежи газоконденсата с нефтяными оторочками выявлены в пределах Ямальской НГО в баррем-альбских отложениях на месторождении Бованенковском, Нейтинском и Новопортовском. Содержание конденсата здесь составляет 60-80 г/м3. Большое количества конденсата (до 680 г/м3) установлено в залежах ачимовской толщи на Уренгойском месторождении.

В юрском комплексе газоконденсатные залежи известны на Новопортовском, Каменномысском, южном куполе Уренгойского, а также на Северо-Губкинском, Харампурском, Тазовском месторождениях в интервале глубин 2000-2500 м, содержание конденсата здесь 150-320 г/м3. Нефтегазоконденсатные залежи обнаружены на центральном куполе Уренгойского, а также на Варьеганском и Бованенковском месторождениях.

Выяснение образования газоконденсатных залежей, установленных в широком диапазоне от верхнего мела (сеномана) до юры, с различным УВ составом и содержанием конденсата, имеет большое значение для прогнозирования фазового состояния УВ и достоверности оценки запасов. Газоконденсатные системы связаны прежде всего с газовыми системами. "Первичные", не связанные с нефтью газоконденсатные системы на севере Западной Сибири встречены в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.

Изучение индивидуального состава УВ бензиновой фракции конденсатов северных районов Западной Сибири показало, что конденсаты мелового комплекса характеризуются преимущественно нафтеновым составом в верхних и средних частях, нафтено-метановым и метано-нафтеновым - в нижних частях комплекса

"Первичные" конденсаты (не связанные с нефтью) образовались в отложениях мелового комплекса на стадиях МК1-МК3. На севере Западной Сибири выделяется низкотемпературная зона генерации первичных конденсатов нафтенового состава, генетически связанная с угленосной формацией усть-тазовской серии.

Количество "вторичного" конденсата, которое образовалось из бензиновой фракции нафтеновых нефтей сеноманского и аптского продуктивных горизонтов оценено небольшой величиной, т.е. нафтеновые конденсаты мелового комплекса "первичны" и связаны с газовыми системами, сформировавшимися за счет газов из ОВ гумусового типа, углефицированные остатки которого насыщеют всю толщу пород комплекса.

В северных районах Западной Сибири в верхней части мелового комплекса (танопчинская свита и ее аналоги) развиты "первичные" нафтеновые газоконденсаты, образовавшиеся на буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа и связанные с крупной зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации усть-тазовской серии.

Формирование верхней (низкотемпературной) зоны генерации "первичных" конденсатов на севере Западной Сибири не является исключением. Такие зоны могли образоваться и на других молодых плитах. На древних плитах верхняя газоконденсатная зона, как правило, не выделяется, что, по-видимому, связано с отсутствием условий для ее формирования и особенно сохранения.

Изучение индивидуального состава УВ бензиновых фракций нефтей и конденсатов, содержащих УВ (С^-Сд), позволило выявить наиболее информативные показатели, разделяющие УВ по фазовому состоянию и химическому составу. При этом предложены соотношения УВ, максимально близкие по составу. Так как УВ изменяются в процессе миграции и миграционная способность тяжелых и легких УВ различна и определяется их энергетическим уровнем, подобраны соотношения таких УВ, изменения концентраций которых в процессе миграции происходят одинакова, а соотношения их практически не меняются. Эти соотношения исключают влияние условий отбора (депрессию, пластовое давление, температуры). Такие углеводородные соотношения из группы алканов: 2-метилгептан/З-метилгептан, из группы цикланов-циклогексан/циклопентан, из группы аренов - метаксилол + паракснлол/этилбензол.

На основании установленных генетических соотношений УВ проведено районирование территории по фазовому состоянию УВ. На схеме распределения фазового состояния УВ мелового комплекса выделяются три зоны: газоконденсатная, гезоконденсатно-нефтяная ("переходная") и нефтяная.

Первая зона - газоконденсатная (значения диагностического коэффициента 2-МГп/3-МГп<13) развита в пределах Ямальской и Гыданской НГО. Зона характеризуется преимущественно нафтеновым составой УВ. Вторая зона - "переходная" (1,6<2-МГп/3> 13) отмечается в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО, причем в первой из них она проходит узкой полосой и широко раскрывается во второй. Зона характеризуется нафтеново-метановым, метано-нафтеновым составом УВ. Третья зона - нефтяная (2-МГп/3-МГп>1,6) охватывает Среднеобскую, Фроловскую, Каймысовскую, Васюганскую и южную часть Надым-Перской НГО. Северная граница зоны проходит южнее Губкинского и Западно-Таркосалинского месторождений. Зона имеет преимущественно метановый состав УВ.

В неокомском комплексе существует четко выраженная зональность в распределении залежей различного типа. Подавляющее большинство нефтяных залежей открыто в Среднеобской НЮ. Зона распространения нефтегазоконденсатных залежей развита в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской областей. Газовые и газоконденсатные залежи открыты преимущественно на Ямале и Гьщане. Свыше 70% нефти сосредоточено в

чисто нефтяных залежах. Большая часть промышленных запасов свободного газа (до 57%) в неокомском комплексе связана с газовыми и газоконденсатными залежами. По типу ловушек залежи неокома в основном являются структурными, пластово-сводовыми, реже массивными. Встречаются литологически ограниченные залежи.

Изучение индивидуального состава УВ бензиновой фракции нефтей и конденсатов юрского нефтегазоносного надкомплекса позволило на основании установленных диагностических соотношений УВ провести районирование по фазовому состоянию УВ.

По значениям диагностического коэффициента 2-МГп/З-МГп в пределах площади распространения юрского надкомплекса выделяются три зоны: преимущественно нефтяная, преимущественно газоконденсатная и газоковденсатно-нефтяная (переходная) и преимущественно

газоконденсатная.

Первая зона - преимущественно нефтяная, получила широкое площадное распространение, охватывает Приуральскую, Фроловскую, Среднеобскую, Каймысовскую, Васюганскую НГО. К ней приурочены нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи пласта Ю2, Фроловской НГО-Ю^(Б^5_21) (ачимовская толща), пласта "П" (вогулкинская толща), пласта Юц (баженовская свита). Северная граница зоны, контролируемая значениями диагностического коэффициента 1,6 проходит южнее Верхнепурпейского, Западно-Таркосалинского месторождений, Надым Пурской НГО и далее на восток в пределы Пайдугинской НГО. Зона характеризуется метановым составой нефтей и газоконденсатов.

Вторая зона - преимущественно нефтегазоконденсатная и газоконденсатно-нефтяная, выделяется между линиями диагностического коэффициента 1,6 (южная граница) и 1,3 (северная граница Зоны) по результатам опробования пласта Ю^ в центральной части (Уренгойской, Северо-Губкинское, Пангодинское), Западно-Таркосалинское и пласта Ю2 западной части (Хейгинская, Ярудейская) в пределах Надым-Пурской НГО и характеризуется метано-нафтеновым составом нефтей и конденсатов.

Третья зона - преимущественно газоконденсатная, широко распространена в пределах Ямальской, Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Южная ее граница, контролируемая значениями диагностического коэффициента, равного 1,3, проходит южнее Медвежьего, Ен-Яхинского, Заполярного месторождений. Зона раскрывается в сторону

Карского моря. Она проведена в основном по результатам опробования пласта Ю2^1-2). лишь в северо-западной части в пределах Ямальской нефтегазоносной области по результатам опробования пласта Ю^з). Химический состав полученных при испытании газоконденсатов из пласта К>2 преимущественно метано-нафтеновый, из пласта 101 - метановый.

Таким образом, 1) выявлена зональность размещения УВ различного фазового состояния в объеме юрского надкомплекса Западно-Сибирской провинции: первая - преимущественно нефтяная (преимущественное развитие нефтяных скоплений); вторая - "переходная"- преимущественное развитие нефтегазоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей); третья - газоконденсатная (преимущественное развитие газоконденсатных залежей); 2) установлено закономерное изменение УВ-состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов. Зона нефтяная, преимущественно метановая. "Переходная зона" - преимущественно метаново-нафтеновая, зона газоконденсатная - преимущественно нафтено-метановая; 3) зона преимущественного развития газоконденсатных залежей приурочена к северным районам Западной Сибири. Намечается определенная закономерность в распределении соотношения нефтяных и газоконденсатных залежей "переходной зоны", преобладающая доля нефтяных залежей на широте Тарасовского и Восточно-Таркосалинского месторождений и повышение доли газоконденсатных залежей в северном направлении в пределы Гыданской НГО.

Обращает на себя внимание тот факт, что изменение состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов - увеличение нафтеновых УВ в северном направлении - происходит на фоне перехода от типично морских толщ к субугленосным континентальным формациям, т.е. на фоне увеличения (в северном направлении) гумусовой составляющей ОВ вмещающих пород.

Газоконденсатные системы нафтенового и нафтено-метанового состава генетически связаны с субугленосной формацией нижнеюрского комплекса. Как показали углепетрографические исследования, угольное вещество этого комплекса имеет неоднородный состав. Северные районы Западной Сибири, где формировались газоконденсатные системы, характеризуются преимущественно витреновым типом угольного вещества, районы Широтного Приобья (нефтяные системы) - внтреново-лейптинитовым типом.

Формирование фазового состояния углеводородных систем во многом определяется генерационными условиями. Преимущественное распространение сапропелевого, сапропелевого-гумусового ОВ определило формирование нефтяных залежей в Среднеобской НГО, в Красноленинском и Салымском ИГР. Преобладание гумусовой и гумусово-сапропелевой органики обусловило определяющую роль процессов газообразования, что и привело к формированию газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных систем на севере Западной Сибири.

Выбранные УВ-соотношения позволяют диагностировать зоны различного фазового состояния, величина значений соотношений не зависит от стадий катагенеза ОВ пород и от положения УВ-систем в ряду вертикальной фазово-генетической зональности. К фазово-генетическим показателям отнесены лишь те соотношения УВ-соединений, изменение концентраций которых происходит параллельно и практически не меняется, т.е. соотношение УВ, стоящих рядом или близко в одном гомологическом ряду, либо соотношения изомеров УВ одного молекулярного веса. Наиболее информативными фазово-генетическими показателями явились УВ-соотношения в бензиновой фракции нефтей и конденсатов: 2-МГп/З-МГп (из группы алканов), циклогексан-циклопентан (из группы цикланов), метаксилол-параксилол/этилбензол (из группы аренов), во фракции высших алканов - ¡-С19/1-С20.

Проведенное районирование по фазовому состояние УВ в пределах нефтегазоносных комплексов позволяет диагностировать "переходную зону", в которой могут бьггь обнаружены нефтяные залежи (чаще в виде оторочек).

Изучение распределения геохимических показателей позволило установить граничные пределы значений, характерные для нефтяной, переходной и газоконденсатных зон.

нефтяная переходная газоконденсатная

2МГп/ЗМГп 2,7-1,6 1,6-1,3 1,3-0,6

цг/цп 0,5-1,0 1,0-3,0 3,0-4,5

М+Пкс/Эт.бен 0,5-1,7 1,7-3,5 3,5-7,0

¡С19ЛС20 0,7-1,0 1,0-3,0 3,0-4,0

Глава 4. ЗОНЫ АВПД В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Одной из важных особенностей нефтегазоносных комплексов Западной Сибири, которая оказывает влияние на концентрацию и соотношение жидких и газообразных УВ является развитием АВПД. Зоны АВПД в пределах нефтегазоносных территорий Западной Сибири получили развитие в сравнительно ограниченном диапазоне глубин и частей разреза и связаны преимущественно с нижней частью меловых и юрскими отложениями, преимущественно с наиболее погруженными частями Западно-Сибирского бассейна - северной частью.

Зона АВПД в песчано-алевролитовых пластах нижнего мела, оконтурнваемая изолинией Ка-1Д выделяется в западной части Ямала и включает часть Нурминского, Центрально-Ямальского мегавалов, Теутейскую зону прогибов. Максимальная аномальность отмечается в пределах Северной части Нурминского мегавала (Харасавейская площадь Ка=1,87, Харатской Ка = 1,59). Обширная площадь АВПД выделяется в Пур-Тазовском междуречье (Уренгойская, Тазовская, Заполярная и другие площади), где Ка имеет значения 1,56-1,71. Зона Ка=1,1 распространена значительно шире и охватывает большую часть Ямальской и Гыданской НТО.

В юрских отложениях зоны АВПД занимают значительно более обширную территорию, охватывая практически весь север Западной Сибири. Максимальные значения Ка в юрских отложениях отмечаются на Уренгойской 1,89, Заполярном и Харасавейском месторождениях - 2,0.

Анализ распределения Ка в отложениях нижнего мела и юры показывает определенную зональность в изменении его значений. Наибольшие значения Ка отмечаются в пределах Уренгой-Колтогорского прогиба и северной части Нурминского мегавала, приуроченного к Ямальскому прогибу. Обращает на себя внимание, что наибольшими значениями Ка (в северных районах) характеризуются участки максимальной интенсивности неотектонической активности в неоген-раннечетвертичное время. Наибольший размах неотектонических движений отмечается в пределах Нурминского мегавала и Уренгой-Колтогорского желоба (амплитуда валов 300-500м). В зонах с максимальной амплитудой вертикальных тектонических движений наблюдаются и максимальная аномальность пластовых давлений, что позволяет предположить, что

формирование зон АВПД произошло в неоген-четвертичное время, когда северные районы претерпели интенсивное воздымание. Особенности литофациального состава нижней части меловых и юрских отложений, чередование маломощных пластов глин и песчаников при активности неотектонических движений обусловили изоляцию отдельных участков от единой гидродинамической системы. На величину пластового давления могли оказывать влияние также и седиментационные воды, отжатые из глинистых монтморилонитовых пород в замкнутых резервуарах. Отсутствие АВПД на большей части мелового комплекса (в средней и в верхней его частях), где развиты преимущественно песчаные породы, указывает на существенную роль литологического фактора при формировании АВПД. Отложения нижнего мела и юры, с которыми связаны зоны АВПД, характеризуются развитием газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей.

Формирование залежей газа мелового комплекса происходило, начиная с турон-сантонского времени. Наибольшая интенсивность в образовании новых и пополнении ранее сформированных газовых залежей связана с палеоцен - раннеолигоцен - раннечетвертичным временем. Параллельно с формированием газовых скоплений в меловом комплексе происходило образование и жидких углеводородов. Реконструкция палеотемператур показывает, что условия для генерации жидких УВ уже существовали в конце сеномана для берриас-валанжинских и к концу мела-палеогена - для готерив-барремских отложений, т.е. газоконденсатные системы в неокомских отложениях сформированы до неогеновой инверсии. На позднемеловое-палеогеновое время формирования залежей указывают данные изотопного состава аргона природных газов.

Таким образом, ко времени образования АВПД залежи были уже сформированы, а, следовательно, возникновение АВПД в неоген-раннечетвертичное время могло повлиять лишь на фазовое состояние уже сформированных газовых и газоконденсатных залежей.

Влияние АВПД сказалось прежде всего на газоконденсатных системах, где проходил фазовый переход жидких и газообразных компонентов. В нефтяных системах это привело к увеличению газового фактора, растворению газа газовых шапок в нефти; из-за небольшего коэффициента сжимаемости нефти объем залежей под влиянием АВПД изменяется незначительно.

В целом по разрезу отмечается увеличение конденсатосодержания с глубиной, причем резкое скачкообразное увеличение его содержания установлено в зонах развития АВГЩ. Так, на Харасавейской площади содержание конденсата 470 г/см^ на глубине 2800м, на Уренгойском месторождении до 700 г/смЗ на глубине 4000 м (Ка=2).

Изучение фазового состояния углеводородных систем Западной Сибири и ряда других нефтегазоносных регионов СНГ позволило предположить, что при высоких пластовых давлениях и температурах, превышающих соответственно 40 МПа и 120°С, возможно существование залежей, характеризующихся высоким содержанием конденсата. Содержание конденсата может оказаться достаточно высоким, большим, чем это могло было быть при данном составе газа, содержании ТУ и термобарических условий. Однако, это обстоятельство может быть лишь тогда, когда залежь находится не в равновесном состоянии, и при снижении температуры и давления равновесие в системе не восстанавливается, другой причиной может явиться наличие нефтяной оторочки либо рассеянной нефти в пласте, когда поток газа помимо растворенных жидких УВ захватывает пластовую нефть. Зоны АВГЩ в первом приближении оконтуривают зоны возможного развития газоконденсатных систем с высоким содержанием жидких УВ.

Открытие залежей, связанных с зонами АВПД на севере Западной Сибири, позволит значительно увеличить добычу жидких УВ за счет их высокого содержания в залежах.

Таким образом, сформировавшиеся в неоген-четвертичное время зоны развития АВПД представляют собой важный объект поисков, реализация которых позволит существенно увеличить прирост запасов жидких углеводородов на севере Западной Сибири.

Глава 5. ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ГОРИЗОНТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Дальнейшее увеличение промышленных запасов нефти и газа в Западной Сибири связано с освоением глубокозалегающих горизонтов. Глубокопогруженные зоны приурочены к северным районам ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции, где установлены максимальные мощности мезозойско-кайнозойского чехла от 6-8 до 16-18 км. Единичные

глубокие скважины (более 5км) (Надымская-7, Самбургская-700, Геологическая-14, Уренгойская-266, 264, 282) вскрыли отложения юрского, триасового и палеозойского возрастов. Установленная промышленная нефтегазоность юрских отложений в районах Среднего Приобья, полученные из палеозойских отложений на юго-востоке Западной Сибири в Нюрольской впадине, на западе в пределах Красноленинского свода, на полуострове Ямал (Новопортовская площадь), в центральной части севера (Варьеганская площадь), создают предпосылки для изучения перспектив нефтегазоносности этих отложений в глубокопогруженных зонах Западной Сибири. Несмотря на то, что в интервале глубин от 4,5 до 7 км выявлены лишь единичные залежи, с этой частью разреза связано до 30% прогнозных ресурсов нефти и газа. Эффективность поискового бурения определяется достоверностью прогнозной оценки, поэтому разработки, направленные на повышение ее точности, являются важным звеном в решении этой проблемы. Основным объектом поисков являются нижне-среднеюрские отложения. В пробуренных скважинах они вскрыты на глубинах 4-5,5км. Мощность этих отложений достигает 2км. Оценка' перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений находится в настоящее время на качественном уровне.

С позиции органической теории происхождения нефти и газа важным показателем фазового состояния УВ на больших глубинах является характер изменения степени преобразования ОВ и его состава, определяющий соотношение масштабов генерации газообразных и жидких УВ: катагенез исходного ОВ, обусловливающий специфику баланса генерируемых УВ на различных стадиях его превращения; состав ОВ (гумусовый, сапропелевый), определяющий преимущественную генерацию жидких либо газообразных УВ. Генерация тех или иных УВ зависит прежде всего от фациальной принадлежности нефтегазопроизводящих отложений и степени катагенетической превращенное™ ОВ.

Современное состояние геофизической изученности Западной Сибири дает возможность получить данные, позволившие провести формационный анализ глубокопогруженных зон. Наиболее информативнымг/смЗи, опорными, являются материалы сейсморазведки МОГТ. На схеме распространения типов формаций на срезе - 5000 м на большей части рассматриваемой территории глубокопогруженные зоны выполнены нижнеюрской морской и прибрежно-морской песчано-глинистой формацией гетанг-синемюрского и тоарского возраста. В пределах Надым-Пурской и

Пур-Тазовской НГО она окаймляется узкой полосой развития триасовой континентальной песчано-глинистой формации (Тампейская серия). На северо-западе и на севере (в пределах Ямальской и Гыданской НГО) развита нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация. Вниз по разрезу на срезе - 6000 м площадь распространения нижнеюрской формации значительно сокращается, сохраняясь лишь в центральной части северных районов; в пределах Ямальского и Гыданского полуостровов на срезе - 6000м она отсутствует, а континентальные песчано-глинистые отложения триаса широко развиты и выполняют изолированные прогибы. На отдельных участках встречается верхнепалеозойская терригенно-вулканогенная угленосная формация (тунгусская серия). Далее вниз по разрезу на срезе -7000 м нижнеюрская формация практически исчезает, большое площадное распространение получили тампейская серия и нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация.

Прогноз типов формаций подтверждается результатами бурения и данными керна единичных глубоких' скважин. Так, скв.7 Надымская (глубина 5009 м) остановлена в среднепалеозойских отложениях, скв.700 Самбургская (6000 м) не вышла из нижней юры. Глубокие скважины Уренгойского района вскрыли нижнесреднеюрские отложения тюменской (пласты Ю2-Ю19) и самбургской (пласты Юдо -Ю17) свит, на глубинах 3,8-5,5 км.

Нижнеюрская морская и прибрежноморская песчано-глинистая формации содержат сапропелево-гумусовое ОВ смешанного генезиса. Отложения арктических районов формировались в нормальных морских водоемах, а центральных частей севера (Уренгойский района) - в прибрежных субконтинент., ьных условиях, что преопределило накопление сапропелево-гумусового ОВ.

Триасовая континентальная песчано-глинистая формация (тампейская серия) отлагалась в континентальных условиях, что привело к накоплению преимущественно гумусового ОВ. Палеозойская формация, представленная в верхней части терригенной толщей с вулканогенно-углистыми отложениями тунгусской серии, а в нижней карбонатно-терригенным комплексом, формировалась как в континентальных, так и морских условиях, что предопределило развитие ОВ смешанного типа.

Изучение распределения стадий катагенеза ОВ на срезе - 5000 м показало, что максимальными значениями показателя отражения витринита, соответствующими стадии катагенеза АК^, характеризуются

глубокопогруженные зоны в пределах Надым-Пурской НТО, а также северозападная часть Ямальской НГО; минимальными, соответствующими стадии катагенеза МК3, глубокопогруженные зоны в пределах Пур-Тазовской НГО. При этом отмечается зависимость между распределением стадий катагенеза, мощностью пород, подстилающих срез - 5000 м (в интервале от 5000м до фундамента), геотермическим градиентом и градиентом изменения ОС витринита. "Сокращенная" зональность катагенеза (относительно повышенные градиенты) характерна для западной части Надым-Пурской и северной Ямальской НГО (стадия катагенеза АК^). Здесь отмечаются относительно высокие геотермические градиенты и минимальные мощности осадочного чехла (1-3 км). Обширная территория в пределах Тазовского, Гыданского полуостровов характеризуется "растянутой" зональностью катагенеза, а также относительно низкими геотермическими градиентами (стадия МК3), максимальными мощностями осадочного чехла - (более 10 км), большая часть Надым-Тазовской и западная часть Ямало-Гыданской синеклизы - стадиями катагенеза МК4 и мощностью осадочного чехла 6-8 км.

Изучение катагенеза и типов формаций глубокопогруженных горизонтов позволило прогнозировать фазовые состояния УВ, выделить зоны, перспективные на поиски залежей различного типа. К наиболее перспективному с точки зрения возможности обнаружения нефтяных залежей может быть отнесено поле развития стадии МК3, в пределах которого разрез представлен морскими и прибрежно-морскими отложениями нижней юры (с сапропелевым и сапропеливо-гумусовым типом ОВ).

После развития стадий МК4 в пределах нижнеюрской морской и прибрежноморской формации перспективно для поисков нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей, а стадий МК5 и АК^ для газоконденсатных и газовых. В этих зонах при высоких стадиях катагенеза типы формаций не определяют фазовое состояние УВ. Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской, Усть-Енисейской и Гыданской НГО. В Пур-Тазовской области возможны нефтяные залежи с высокими газовым фактором, зона преимущественно газоконденсатных залежей - в Ямальской, Надым -Пурской НГО.

Значения показателя отражения витринита и пластовой температуры

Площадь Глубина Иа, %о Т, °С

Ямальская НГО (северная часть)

Харавейская 2000 75 96

Бованенковская 3000 85 112

Харасавейская 4000 100 160

Надым-Пурская НГО

Губкинская 3000 90 100

Надымская 4000 93 121

Надымская 5000 111 160

Уренгойская 5000 109-111 140

Пур-Тазовская НГО

Русская 2000 69 58

Русская 3000 73 61

Тазовская 4000 75 75

Тазовская 5000 79 92

Высокая информативность геохимических показателей на основе изучения индивидуального УВ-состава бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов нефтегазоносных комплексов Западной Сибири позволила использовать их УВ в глубокопогруженных зонах северной половины Западно-Сибирской НГП. Изученные соотношения УВ-соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов 2-МГп/З-МГп (из группы парафинов), метаксилол+параксилол/этилбензол (из группы аренов), ¡-С19/1-С20 (из группы высших алканов) достаточно четко диагностируют зоны различного фазового состояния УВ. Так, минимальные значения соотношения метапараксилол/этилбензол (51) характеризуют нефтяную зону, максимальные 10) - газоконденсатную, промежуточные (15) - нефтегазоконденсатную, значения соотношения 2-МГп/З-МГп, равные 1,6-1,7, нефтяную зону, 1,1-1,3 - газоконденсатную, 1,3-1,7 - зону нефтегазоконденсатных залежей. Минимальные величины коэффициента 1-С19/ЬС20 (1) определяют зону нефтяных залежей, максимальные (5) - зону газоконденсатных залежей, промежуточные (3-5) - зону нефтегазоконденсатных залежей.

Приведенные данные по индивидуальному УВ-составу бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов, полученных в результате испытания нижне-среднеюрских отложений глубоких скважин на Уренгойском месторождении позволили отнести нефти и конденсаты к нижней "переходной" нефтегазоконденсатной зоне и зоне развития газоконденсатных залежей. В пределах Пур-Тазовской НГО возможна зона развития нефтяных залежей метанового состава с высоким газовым фактором.

Геохимические показатели зон различного фазового состояния УВ нижне-среднеюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири

БЕНЗИНОВАЯ ФРАКТ'ИЯ Фрак- т. Ста-

Задсжь Глубина, и УВ-состав, % УВ-соотношения ция °С дии

нафтс аре- 2- цишю- мстак- алка- генеза

м- к иы ны МГп Т1С1ГП1И силол нов ОВ

иэопара (5-и / цикл о- + пара ¡-С19

фнны 6-член-ныс) 3-МГп гсксан кскдол / этнлбе нэол ¡-С20

Нефтяная зона (метановая)

Покачеаская 2725-2736 73,04 24,06 2,90 2,16 0,70 0,79 0,88 98 МКг

Широковская 2886-2892 79,58 25,84 348 1,76 0,67 0,01 0,72 97 М«2

Коголыыская 2803-2807 62,03 62,10 3,87 1,65 0,60 0,89 0,88 93 МК,

Нефтегазоконденсатная зона (метано-нафтеновая)

Таллинская 2666-2692 65,19 28,14 6,67 1,40 1,72 1,70 1.11 108 МК,

Ем-Еговская 2619-2675 69,21 29,06 1,73 1,92 1,61 3,54 1,01 107 мк4

2369-2500 59,62 31,83 8,55 1,60 2,96 0,93 102 мк4

Газоконденсатная зона (нафтено-метановая и нафтеновая)

Харасавсй- 3170-3202 53,74 40,46 5,80 1,16 2,06 8,35 3,83 123 мк4

ская

Уренгойская 3710-3730 54,63 39,68 15,69 - 4,98 11,56 4,00 из МК5

Самбургская 4320-4380 52,89 45,92 1,18 1,14 2,78 8,35 3.97 130

Уренгойская1 4753-5034 65,72 32,58 1,69 1,012 0,811 12,93 3,93 140

Уренгойская 4504-4520 41,69 49,34 8,99 0,930 0,768 12,44 140 М1%

Выявленная зональность находится в полном соответствии с изменением стадий катагенеза ОВ. Нефтяная зона характеризуется стадиями

катагенеза МК1-МК3, нефтегазоконденсатна - МК3-МК4, газоконденсатная -МК4, МК5-АК1.

Выполненный комплексный анализ геолого-геохимических и геофизических показателей (изучение типов формаций катагенеза ОВ, индивидуального УВ-состава бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов) позволил отнести глубокопогруженные зоны севера Западной Сибири в пределах нижне-среднеюрского комплекса к области возможного развития преимущественно нефтегазоконденсатных и газоконденсатных систем. Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской и Гыданской НГО, зона преобладающего развития газоконденсатных залежей -в Ямальской (северная часть) и Надым-Пурской НГО.

При высокой оценке потенциальных ресурсов УВ на больших глубинах важным является соотношение жидких и газообразных УВ. Фазовое состояние пластовых многокомпонентных УВ-систем определяется их составом, свойствами, а также термобарическими условиями. При этом каждая из них может быть описана фазовой диаграммой (кривой давления фазового перехода) давлений насыщения рнас и начала кондсентации Ьн К- в координатах Р и Т с критической точкой, а также наивысшими давлениями и температурой, при которых жидкие и газообразные УВ могут существовать в равновесии. В природе известны системы, которые при пластовой температуре не могут быть охарактеризованы давлением начала конденсации. Их отличительной особенностью является то, что при пластовой температуре они ни при каком давлении (вплоть до нормального) не могут конденсироваться. Такие системы характеризуются содержанием конденсата до 1000 г/смЗ и более. Подобная залежь установлена в ачимовской толще Уренгойского месторождений (5000м, рпл=99МПа, ТПЛ = 140°С), содержание конденсата 760 г/см3.

Изучение фазового состояния УВ-систем севера Западной Сибири позволило предположить, что при пластовых давлениях и температурах, превышающих 40 МПа и 120°С соответственно, возможно существование газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата. Проведенное теоретическое обоснование возможности существования залежей и прогнозирование их фазового состояния позволили провести районирование перспективных территорий с целью выделения зон и участков вероятного распределения залежей и их типов с учетом емкостной характеристики и

экранирующих их тошц. К перспективным территориям на поиски залежей УВ относятся Гыданский (южная часть), Тазовский, Усть-Енисейский, Часельский, Толькинский районы центральной части севера ЗападноСибирской Н111. В их пределах следует ожидать развития залежей нефти, конденсата и газа, связанных с перспективными терригенными отложениями юры и триаса, мощность которых достигает 1500-4000 м.

К перспективным на поиски преимущественно газоконденсатных, газокоцденсатнонефтяных и газовых залежей относятся Уренгойский, Губкинский, Ямальский, Гыданский (северная часть), Надымский, Тазовский (восточная часть), Русско-Часельский НГР. Мощность перспективных терригенных отложений юры и триаса достигает здесь 1000-1600м. К малоперспективным территориям приурочены Нурминский (южная часть), Надымский (западная часть), Губкинский (южная часть), Красноселькупский (восточная часть) и Тамбейский (северная часть) НГР. Здесь в терригенно-карбонатных породах разновозрастных отложений палеозойского возраста, мощность которых не превышает 800-1000м, возможно лишь обнаружение залежей сухого газа.

К перспективным зонам для поисков газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата в юрском НГК могут быть отнесены участки, окаймленные геоизотермой 120°С в северо-западной части Ямальской НТО, южная часть Юрибейской моноклинали, Большехетская, Западао-Болыиехетская впадины и др. Учитывая мощность юрского НГК (1500-2500м) и высокие пластовые температуры в его подошве (до 200°С), здесь и в более глубоких горизонтах осадочного чехла можно ожидать более обширное распространение этих зон на севере Западной Сибири. Зоны, характеризующиеся пластовыми давлениями более 40МПа и пластовыми температурами выше 120°С, соответствуют областям с возможны^ содержанием конденсата до 1000г/м3 и более. Зоны возможного развития газоконденсатных систем с высоким содержанием ■ жидких УВ в первом приближении оконтуриваются зонами АВПД.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, характеризующаяся формированием УВ-систем различного фазового состояния, может рассматриваться как эталон при разработке основных показателей раздельного прогноза газа, газоконденсата и нефти. Специфической особенностью Западной Сибири является генетический характер установленной вертикальной и региональной зональности, определяющей

типы УВ-скоплений, незначительная роль вертикальной миграции и ограниченность масштабов смешения УВ различных генетических зон. Наибольшую сложность представляет существование раздельного прогноза на больших глубинах, с которыми связаны значительные ресурсы УВ, проведение его позволит повысить эффективность и целенаправленность поисково-разведочных работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведение раздельного прогноза УВ Западной Сибири на базе разработанных методических приемов, основанных на комплексном изучении типа органического вещества и степени его катагенетической превращенное™, масштабов генерации УВ и баланса их распределения, исследования изотопного состава углерода и аргона как показателей условий формирования залежей УВ, формационного анализа, диагностических фазово-генетических показателей УВ-зональности по наиболее изученной части Западно-Сибирской провинции (Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Фроловская, Среднеобская НГО), дало возможность оценить основные факторы, обусловливающие формирование УВ-зоналыюсти, и разработать геолого-геохимические показатели раздельного прогноза зон и комплексов преимущественного газо- и нефтенакопления. К числу важнейших факторов относятся генерационные и миграционные, которые определяются особенностями геологической истории и строения региона. Преимущественное распространение сапропелевого и сапропелево-гумусового по составу РОВ в морских и прибрежно-морских отложениях юры, валанжин-готерива и нижнего апта, а также в суббитуминозных отложениях, слагающих значительную часть разреза нижней-средней и верхней юры в Широтном Приобье, определило формирование здесь преимущественно или исключительно нефтяных залежей. Преобладание гумусовой и гумусово-сапропелевой органики в континентальных угленосных и субугленосных отложениях апт-альб-сеномана, нижней-средней юры и неокома предопределило развитие преимущественно газовых и газоконденсатных залежей.

Важным представляется вывод о генетической принадлежности газоконденсатных систем к областям развития угленосных и субугленосных формаций и о нафтеновом или нафтено-метановом составе конденсатов. Все

нафтеновые конденсаты "первичны" и генетически не связаны с нефтяными системами. К "вторичным" газоконденсатным системам могут бьгть отнесены конденсаты преимущественно метанового состава.

Установленная вертикальная и региональная УВ-зональность ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции является универсальной: выделяется полный ряд генетических углеводородных зон (начиная от верхней и кончая нижней газовыми зонами).

Генетическая зональность образования УВ различного фазового состояния во многом и обусловливает основные закономерности размещения залежей нефти и газа.

В качестве геохимических критериев диагностики генетических зон предложены фазово-генетические показатели - соотношения УВ (в составе легких и тяжелых фракций нефтей и конденсатов), стоящих рядом или близко в одном гомологическом ряду (изопреноиды, арены, алканы, цикланы и др.). Выбранные УВ-соотношения позволили диагностировать зоны различного фазового состояния, величина значений соотношений не зависит от стадий катагенеза ОВ пород и положения УВ-систем в ряду вертикальной фазово-геНетической зональности. В комплексе с типом формаций и стадиями катагенеза фазово-генетические показатели позволяют надежно диагностировать зоны различного фазового состояния и провести районирование перспективных территорий по фазовому состоянию УВ.

Исследования зональности распределения УВ-систем, литолого-фациальных условий накопления различных форм генетических типов ОВ, его превращения на стадиях катагенеза, характер изменения геохимических показателей позволяют выявить основные особенности процессов генерации УВ в осадочных толщах и наметить геолого-геохимические факторы, благоприятствующие образованию и накоплению УВ. При осуществлении раздельного прогноза и научного обоснования критериев выделения зон преимущественно газо- и нефтенакопления необходимо проведение комплексного анализа основных геолого-геохимических показателей, определяющих особенности формирования и сохранения залежей УВ различного фазового состояния, что повысит эффективность работ на нефть и газ.

В "настоящее время в связи с усложнением структуры и снижением доли прироста запасов за счет выработки высокоэффективных ресурсов необходимо дальнейшее совершенствование методики прогноза и перехода

на попластовую оценку резервуаров. Выполненный анализ позволит более обоснованно подойти к вопросу разделения ресурсов УВ по фазовому состоянию и даст возможность уточнить ресурсы жидких и газообразных углеводородов в отдельных нефтегазоносных районах и перейти к локальному прогнозу.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В работе защищаются следующие основные положения:

-теоретические основы раздельного прогноза и формирования УВ-систем различного фазового состояния в Западно-Сибирской провинции;

-разработанные теоретические основы формирования газовых систем в условиях арктических районов и наличии мерзлоты, в угленосных формациях;

-методы определения времени формирования газовых и газонефтяных залежей.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.Возможности выделения газоносных и нефтеносных зон по данным анализа углеводородов. - ДокАН СССР, т.155, N 1, 1964, с.691-696 (совместно с Ермаковым В.И.).

2.Углистое вещество как возможный источник газа при формировании газовых месторождений севера Тюменской области. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1968, N 1, с.51-60 (совместно с Ровенской A.C.).

З.О формировании газовых месторождений в северных районах Тюменской области. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1970, N 1, с.3-8 (совместно с Васильевым В.Г.).

4.0 происхождении природного газа месторождений севера ЗападноСибирской низменности. - Геология нефти и газа, 1970, N 4, с.20-24 (совместно с Васильевым В.Г., Ермаковым В.И., Ровенской A.C.).

5.Изотопный состав углерода природных газов севера ЗападноСибирской низменности в связи с вопросом их генезиса. - ДокАН СССР, 1970, N3, с.683-687 (совместно с Ермаковым В.И., Лебедевым B.C. и Ровенской A.C.).

б.Метаморфизм органического вещества и распределение углеводородных газов на севере Западно-Сибирской низменности. - Нефть и газ Тюмени, 1971, N 12, с.11-15 (совместно с Горшковым В.И., Ермаковым В.И., Ровенской A.C.).

7.0собенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях Западной Сибири. - ДокЛН СССР, т.206, 1972, N 3, с713-715 (совместно с Ермаковым В.И, Кулахметовым Н.Х., Ровенской A.C.).

в.Особенности палеотемпературного режима мезокайнозойских отложений севера Западной Сибири.-Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973, N18, с3-7 (совместно с Нестеровым И.И, Рыльковым A.B., Потеряевым А.Г.).

9.0пределение времени формирования газовых залежей сеномана севера Западной Сибири по данным комплексного анализа геологических, геохимических показателей. - Время формирования залежей нефти и газа. Наука, М, 1976, с.108-113 (совместно с Ермаковым В.И.).

Ю.Условия формирования газовых залежей севера Западной Сибири. -Тр.ЗапСибНИГНИ, вып.113, Тюмень, 1976, с.121-130 (совместно с Ермаковым В.И., Нестеровым И.И., Кулахметовым Н.Х., Рыльковым A.B.).

НЛричина недозаполненности газом структур на севере Западной Сибири. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1976, N 7, с.3-10 (совместно с Ермаковым В.И.).

12.3ональность распределения и происхождение природных газов месторождений севера Западной Сибири. - Происхождение нефти и газа и закономерности образования и размещения их залежей. Львов, 1977, с.235-236 (совместно с Ровенской A.C.).

13.Изотопный состав аргона природных газов севера Западной Сибири в связи с вопросом их генезиса. - ДАН СССР, т.230, 1976, N 4, с.942-945 (совместно с Нестеровым И.И., Ровенской A.C., Шпильманом КА.).

14Аргон в природных газах месторождений севера Западной Сибири как показатель времени их формирования. - Геология нефти и газа, N 6, с.21-29 (совместно с Нестеровым И.И., Ровенской A.C., Шпильманом КА.).

15.0 раздельном прогнозировании зон газо- и нефтенакопления на севере Западной Сибири. - В кн.: Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в северных бассейнах СССР и зарубежных стран. Тр.ЗапСибНИГНИ, вып.138, Тюмень, 1978, с.24-31 (совместно с Ровенской A.C., Горшковым В.И.).

16.Геохимические условия формирования газоконденсатных залежей севера Западной Сибири. - В кн: Нефтегазоносные бассейны СССР, МГУ, 1979. с.78-85

17.Влияние ложных покрышек на степень заполнения структур газом на севере Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1983, N 2, с.18-22 (совместно с Ильиным ВД., Такаевым Ю.Г.).

18.Способ разведки многопластовых месторождений. Авторское свидетельство СССР N 1038915 (совместно с Максимовым С.П., Золотовым А.Н., Ильиным ВД).

19.Изотопный состав углерода нефтей и газов Западной Сибири. -Тр.27 МГК, Т.1Х, 1984 с.141-149 (совместно с Нестеровым И.И., Крашиным Д.И., Ровенской A.C., Сынгаевским Н.П., Шпильманом КЛ.).

20.Способ разработки газоконденсатных залежей. Авторское свидетельство СССР N 1133930 (совместно с Волконским Э.С., Бриндзинским A.M., Грязновым H.H.).

21,Особенности распределения коэффициентов продуктивности нефтяных и нефтегазовых залежей в нефтегазоносных комплексах Западной Сибири. - В кн.: Специфичность геологических условий' и нефтегазоносности Сибири при выборе направлений поисково-разведочных работ, М., 1985, ВНИГНИ с.91-98(совместно с Кулаевой Т.П.).

22.Прогноз газоносности на перспективных площадях полуострова Ямал. Там же, с.21-27(совместно с Дурдиевым З.Ж.).

23.Прогнозирование коллекторских свойств пород в глубокопогруженных залежах углеводородов Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1985, N 12, с.21-25 (совместно с Добридой ЭД.).

24.Формирование залежей углеводородов мелового комплекса севера Западной Сибири. - Советская геология,1985, N 12, с.17-23 (совместно с Крамаренко ГЛ.).

25.Прогноз фазового состояния УВ нефтегазоносных провинций и областей СССР. - Геология нефти и газа, 1986, N 3, с.1-6 (совместно с Ровенской A.C.).

26.0собенности формирования крупной зоны нефтегазонакопления на севере Западной Сибири. - В кн. Условия формирования крупных зон нефтенакопления, М., Наука, 1985 (совместно с Ильиным В Д., Такаевым Ю.Г., Крамаренко ГЛ.).

27.Способ разведки залежей нефти и газа. Авторское свидетельство СССР N 1236409 (совместно с Ильиным ВД., Золотовым А.Н., Ларской Е.С., Астафьевым ДА.).

28.Прогноз фазового состояния УВ на срезе 5000 м нефтегазоносных провинций СССР. - В кн. Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поисков. Тр.ВНИГРИ, Л., 1986, с.53-57 (совместно с Ровенской A.C.).

29.Происхождение газоконденсатных залежей и прогноз фазового состояния углеводородов на севере Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1987, N 2, с.24-31 (совместно с Ровенской A.C.).

30.Прогноз зон развития газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата на севере Западной Сибири. - Геология нефти и газа, N 6, с.34-37 (совместно с Волконским Э.С., Грязновым H.H., Крамаренко ГЛ.).

31.Палеозойский карбонатный комплекс - перспективный объект поисков залежей УВ на Ямале. - Геология нефти и газа, 1987, N 10, (совместно с Максимовым С.П., Самолетовым М.В., Копеевым ВД.).

32.Нефтегазоносность СССР. - Изд.Недра, М., 1987, 128 стр. (совместно с Максимовым С.П., Золотовым А.Н., Клещевым КА. и др.).

33.Изотопный состав природных газов Западной Сибири. В кн.: Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих их компонентов. Изд.Наука, 1987 с.47-56(совместно с Нестеровым И.И., Ровенской A.C., Шпильманом КА.).

34.Процессы миграции при формировании залежей в глубокопогруженных горизонтах. - В кн.: Энергия и механизм первичной миграции углеводородов. М., Наука, 1988, с.93-97 (совместно с Ровенской A.C.).

35.Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности. - М., Недра, 1987, .297 стр.(совместно с Ларской Е.С., Ильиным ВД. и др.).

36.Фазового-генетические показатели раздельного прогноза УВ. - ДАН СССР, тЗОО, N 3,1988, с.693-696 (совместно с Нестеровым И.И., Ровенской A.C.).

37Дифференциация прогнозных ресурсов нефти по величине начальных дебитов в юрских отложениях Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1988, N 5, с.9-13 (совместно с Кулаевой Т.П.).

38.Геохимические показатели формирования газовых ■ и газоконденсатных систем Западной Сибири. - Геохимия, т.1, г.Сольнок, Венгрия, 1988, с.275-280.

39.Пропюз нефтяных оторочек в залежах Западной Сибири по комплексу геохимических показателей. - В кн.: Нефтегазоносностъ отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень, 1986, с. 71-78 ЗапСибНИГНИ (совместно с Берлизевой Ж.В., Шкутник E.H.).

40.Прогноз перспектив нефтегазоносности юрских отложений Западной Сибири. - В кн.: Прогнозирование и разведка сложнопостроенных месторождений нефти и газа. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1988, с.12-18 (совместно с Овчаренко A.B., Добридой ЭД, Пуркиным Л.Б.).

41.Прогноз фазового состояния УВ по соотношению жидких и газообразных компонентов в залежах. - В кн.: Критерии и методы установления критических связей в системе нефть-конденсат-ОВ. М., ВНИГНИ, 1988. с. 6370

42.Прогноз фазового состояния углеводородов Западной Сибири. - В кн.: Прогноз месторождений нефти и газа. М., ВНИГНИ, 1989, с.117-126.

43.Формирование газоконденсатных систем Западной Сибири (по комплексу геолого-геохимических показателей). - В кн.: Геолого-геохимические условия формирования газоконденсатных залежей. М., ВНИГНИ, 1989, с.84-90.

44.Прогноз фазового состояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1989, N 11. с. 3-11(совместно с Ровенской A.C., Гиршгорном Л.Ш.).

45.Формирование углеводородных систем в зонах АВПД Западной Сибири. - В кн.: Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М., Наука, 1989, с.135-140 (совместно с Ровенской A.C., Грязновым H.H.).

46.Геохимические показатели раздельного прогноза УВ на больших глубинах. - Нефтегазоносность больших глубин и грязевой вулканизм. Баку, 1989, с.75-76 (совместно с Ровенской АС.).

47.Прогноз нефтегазоносности больших глубин Западной Сибири и Прикаспийской НГП. - Там же, с.76-77 (совместно с Ровенской A.C., Гиршгорном Л.Ш.).

. 48.Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем. - М., Наука, 1989,128 с.(совместно с Ровенской A.C.).

49Лрогнозирование перспективных объектов в доюрских и нижне-среднеюрских отложениях Красноленинского свода Западной Сибири. -Геология нефти и газа, 1989, N 4, с.9-12 (совместно с Самолетовым MB., Барташевичем ЮЛ., Талдыкиным В А).

50.Прогноз содержания конденсата нефтегазоносных комплексов Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1990, N 12, с.2-4 (совместно с Крамаренко ГА, Ширкалиным В .В., Берлизевой Ж.В.).

51.Carbon isotopic compozition of natural gas Northern part of Western Siberia with their genesis Geochemistry 1970, v 230 n.3 p.243-247 (Y.Ermakov, ARovenskaya, V.Lebedev),.

52.Genesis of cenomanian gas and oil deposits in the Northern part of Western Siberia Geochemistry 206, n 3 p. 713-715 1971, (V.Ermakov, ARovenskay, N.Kulakhmetov, V.Lebedev).

53Argon isotopes and genesis of naturel gas of North Western Siberia Geochemistry, 1976,230, n. 4, p. 942-944 (LNesterov, ARovenskaya).

54Argon in gas fields of Northern West Siberia as indicator time formation International Geological Reveu, 4,1979 p 23-31 (I.Nesterov, ARovenskaya)

55.0rigin of the gas-condensate deposits and prediction of the phase state of hydrocarbons in Northen West Siberia International geological revue 5 n. 29 1987 p.588 595 (ARovenskaya).

56.Geotermal Gradients and temperature Data from USSR basins and then-bearing on the Prediction of hydrocarbon phase state. Energy exploration & exploration volume 7 n.6 1989 England p.401-412 (ARovenskaya).

57.Prediction of hydrocarbon phase state at great depths for oil & gas provines and areas of the USSR The European oil and gas conferenc London, SW1V IDE 1990 (p. 176-181) (ARovenskaya).

58.Some features of formation of HC systems io the USSR Artie regins 1990 Tromse, Norway NPS, p. 391-402 (AKleschov).

59.Prediction of hydrocarbon phase state at great depths for West Siberia, EAPG, Copengagen 1990, p.145-148.

60.Prediction of zones with gas condensate pools with high condensate content in the North of West Siberia. Petroleum geology Vol, 24 no 7/8 july/august 1990 p.277-279.'

61.Geological-geochemical model of hydrocarbon systems generation in deepest formation Western Siberian basin Stavanger Norway, NPS 1991 p. 37-39 (ARovenskaya, L.Girshgorn).