Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Ресурсный потенциал углеводородов нижне-среднеюрских и доюрских глубокозалегающих горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Ресурсный потенциал углеводородов нижне-среднеюрских и доюрских глубокозалегающих горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции"

На правах рукописи 00504Ыэиэ

Кравченко Марпя Николаевна

РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ УГЛЕВОДОРОДОВ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ И ДОЮРСКИХ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

I * ш ?тз

Москва - 2012

005048605

Работа выполнена в отделе «Ресурсов и запасов нефти и газа» Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ФГУП ВНИГНИ)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, Лоджевская Мануэлла Исааковна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, ст.н.с.

Малышев Николай Александрович

доктор геолого-минералогических наук, профессор Шустер Владимир Львович

Ведущая организация: Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Защита состоится 11 февраля 2013 года в 11 ч 00 мин., в актовом зале на заседании диссертационного совета Д 216.015.01 при Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте по адресу: 105118 Москва, шоссе Энтузиастов, д.36, Главное здание.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института. Главное здание, 1 этаж.

Автореферат разослан_11_января 2012 года.

Ученый секретарь Диссертационного совета

¿Г

Иванова Т.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность

В условиях снижающихся объемов добычи нефти главного нефтяного региона России - Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП)) и, в частности. ХМАО, необходим поиск новых направлений геологоразведочных работ (ГРР), обеспечивающих прирост запасов именно нефти. В данной работе оценен ресурсный потенциал нефтяной составляющей в доступном интервале глубин преимущественно газоносных территорий северной части ЗСНГП. Объектом исследования послужили глубокозалегающие нижне-среднеюрские и доюрские отложения северных районов ЗСНГП (нефтегазоносные области - Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская. Пур-Тазовская и часть Фроловской).

В северных частях провинции именно юрские отложения содержат значительные нефтяные ресурсы, вторые по объему после отложений неокома, но являются существенно менее разведанными, что делает их изучение весьма актуальным. На значительной части площади северных территорий ЗСНГП нижне-среднеюрские и доюрские отложения залегают ниже 4 км и относятся к глубокопогруженным, что ставит проблему наличия коллекторов на данных глубинах. При уже существующей мировой практике открытий нефтяных скоплений на глубинах 5-7 и до 10 км (Мексиканский залив, шельф Бразилии) развитие поиска залежей на больших глубинах в пределах нефтегазоносных провинций России является своевременным.

Цель работы

Основной целью работы является количественная оценка ресурсного потенциала нижне-среднеюрских и доюрских отложений северных районов ЗСНГП в интервалах глубин залегания 4-5, 5-6 и 6-7 км, с выделением нефтяной составляющей.

В задачи исследования входило:

1. оценить перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских нефтегазоносных комплексов (НГК) в северных районах ЗСНГП;

2. изучить динамику изменения оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) в ретроспективе, раздельно по фазовому состоянию;

3. провести анализ строения промышленных залежей углеводородов (УВ) ниже 4 км в северных районах ЗСНГП, а также наличие и размещение подготовленных и выявленных ловушек;

4. проанализировать результаты геолого-геофизической изученности нижне-среднеюрских и доюрских отложений северной части ЗСНГП;

5. оценить коллекторские свойства природных резервуаров в интервале глубин 4-7 км, в области высоких температур и давлений;

6. выделить объекты оценки в осадочном чехле в интервале глубин 4 - 7 км на основе построения и анализа карт-срезов осадочных отложений на глубинах 4 и 5 км, структурных карт средне-, нижнеюрских, триасовых отложений и поверхности фундамента севера Западной Сибири;

7. обосновать методику оценки и выполнить дифференцированную количественную оценку ресурсов УВ нижне-средниеюрских и доюрских отложений в указанных интервалах глубин, выделить в их структуре нефтяную составляющую;

8. обосновать приоритетные направления и очередность поисков залежей УВ нижне-среднеюрских и доюрских отложений в интервале глубин 4-7 км на основе результатов количественной оценки ресурсов УВ.

Фактический материал

Основным первичным материалом, который анализировался в процессе выполнения данной работы, являются сеймические профили (более 20), а также данные по более чем 230 скважинам, пробуренным в северных районах ЗСНГП, предоставленные ОАО «СибНАЦ», в ходе выполнения совместного договора с ФГУП «ВНИГНИ». Опубликованные КамНИИКИГС геологические данные по результатам бурения

сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7 являются единственным источником фактических данных, характеризующих разрез в третьем, оцениваемом в работе интервале - 6-7 км. Анализ характеристик уже открытых залежей УВ в исследуемом интервале производился с привлечением данных Государственного Баланса запасов. Привлекались данные по месторождениям Норвежскоморского, Баренцевоморского и Центрально-Европейского бассейнов, предоставленные автору в ОАО «ВНИИЗарубежгеология». Автором анализировались и обобщались опубликованные и фондовые материалы по стратиграфии, литологии, тектонике и нефтегазоносное™ ЗСНГП.

Научная новизна

В данной работе впервые выполнена дифференцированная количественная и качественная оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих нижне-среднеюрских и доюрских отложений. Впервые выделен и раздельно оценен ресурсный потенциал УВ доступного интервала глубин (4-5, 5-6 и 6-7 км) залегания этих отложений. Впервые для северных районов ЗСНГП увеличена нефтяная составляющая для среднеюрских, нижнеюрских, триасовых и палеозойских отложений на таких глубинах.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Нижне-среднеюрские и доюрские отложения, залегающие в интервале глубин 4-7 км в северной части ЗСНГП, являются перспективными для поиска УВ.

2. На глубинах 4 - 7 км сохраняются коллекторские свойства терригенных отложений нижней-средней юры, триаса и палеозоя в области высоких температур и давлений.

3. Анализ соотношения фаз доказанных промышленных запасов на глубинах более 4 км, нефтегазопроявления и непромышленные притоки нефти в сверхглубоких и параметрических скважинах дает основание полагать, что на глубинах 4-7км, среднеюрский. нижнеюрский, палеозойский НГК и триасовый пНГК будет в равной степени газоносен и нефтеносен (до 40 % запасов категории АВС1+С2).

4. По результатам произведенной количественной оценки НСР УВ нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений в интервале глубин залегания 4 - 7 км наибольшие значения НСР УВ в интервале оценки 4 - 5 км - в среднеюрском НГК; в интервале оценки 5 - 6 км - в нижнеюрском НГК; в интервале оценки 6 -7 км - в триасовом пНГК. В целом, в интервале 4 - 7 км для северных районов ЗСНГП максимальные значения НСР УВ соответствуют нижнеюрскому НГК. Максимальными плотностями НСР УВ в интервале глубин 4 - 7 км характеризуются Надымский, Уренгойский и Большехетский нефтегазоносные районы.

Практическая значимость

Обоснование первоочередных объектов на основе плотности НСР УВ и выявленных локализованных объектов в нефтегазоносных районах в интервале глубин 4-5, 5-6 и 6-7км повысит эффективность геологоразведочных работ не только на газ, но и на нефть в северных районах Западной Сибири, считающихся преимущественно газоносными районами, и будет способствовать пополнению сырьевой базы углеводородного сырья России.

Апробация работы

Результаты исследования по теме диссертации докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2011 г. (ВНИГНИ, г. Москва). Научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» в 2011 г. (НАЦ РН им. В.И.Шпильмана, г. Ханты-Мансийск), Международной конференции «Современное состояние наук о Земле» в 2011 г. (МГУ7, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 4 научных работы, включая тезисы докладов на конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит 124 страницы текста, состоит из 5 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 32 рисунками, содержит 10 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 96 наименований.

Благодарности

Автор глубоко благодарен и очень признателен своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, заведующей отделом «Ресурсов и запасов нефти и газа» ФГУП «ВНИГНИ» Лоджевской Мануэлле Исааковне. Автор также выражает благодарность за консультации и ценные советы в ходе подготовки работы Пороскуну В.И. Автор благодарит заведующую аспирантурой Иванову О.В. и весь коллектив отдела «Ресурсов и запасов нефти и газа» ФГУП ВНИГНИ. особенно Рождественскую И.Ю.. Степанова П.Б., Уварову Т.А. и Даниленко О.Д. за неоценимую помощь в подготовке работы. Создание работы было бы невозможно без постоянной поддержки семьи и друзей автора.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, охарактеризована научная новизна и практическая ценность работы, приведены защищаемые положения.

Глава 1. Геолого-геофизическая изученность северных районов ЗСНГП

В данной главе проведен анализ изученности северных районов ЗСНГП территории исследования глубоким бурением и геофизическими методами. Степень изученности конкретной территории является важным фактором при выборе методик оценки ее ресурсного потенциала.

1.1. Региональная изученность

Региональные геофизические исследования северных районов ЗСНГП были начаты в 1949 году аэромагнитной съемкой масштаба 1:1 ООО ООО. Мелкомасштабная гравиразведка проводилась с 1954 г.

Важнейшие для оценки перспектив нефтегазоносности северных районов ЗСНГП работы по региональному профилированию МОГТ были выполнены в 2003-2007 гг. Всего за 1993-2007 гг. выполнено МОГТ 2Д - 131486 пог.км, МОГТ ЗД -36436 км". По итогам комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизической информации региональных сейсмических профилей были выявлены новые элементы модели Западной Сибири в пределах ее крайнего севера. Доказано широкое развитие палеозойского чехла, с несогласием перекрытого триас-юрскими отложениями, существенно уточнена область распространения чехольного триаса тампейской серии. По результатам обработки и интерпретации установлено, что вдоль профиля «Сибирь» четко прослеживаются все отражающие опорные горизонты, а в северо-западной части добавляется отражающая граница 1г, которая явилась основой для выделения более древних отложений чехла в составе триасовой тампейской серии.

Принципиально новыми результатам! работ по профилю «Сибирь» является отсутствие крупных дизъюнктивов в чехле, желобов и наличие слабой инверсии горизонтов. В домезозойской части установлено, что слоистые зоны прослеживаются в основном в районе сверхглубокой скважины СГ-6.

На основании комплексного анализа временных разрезов по сейсмическим профилям МОГТ, отработанным в предшествующие годы, данных ГИС (геофизических исследований скважин) и ВСП (вертикального сейсмического профилирования) по близлежащим скважинам, была выполнена стратиграфическая привязка и корреляция чехольных отражающих горизонтов С, Г. М, Бя, Б, Ть Тз, Т.^Тд), А.

Главными объектами нефтегазопоисковых площадных сейсморазведочных работ в последние 15 лет. с которыми связывались перспективы наращивания запасов УВ, являлись

ловушки неантиклинального типа в различных стратиграфических комплексах: структурно-литологические, литологические, тектонически-экранированные и стратиграфические.

1.2. Изученность глубоким бурением (включая поисково-разведочное бурение)

В настоящее время состояние изученности бурением северной территории ЗСНГП определяется следующими показателями: 2 сверхглубокие скважины, 1 опорная, 16 параметрических, около 5500 поисковых и разведочных, с общей проходкой 70933 м. Сюнай-Салинская скважина № 45 находится в ожидании испытания. 11 скважин вскрыли отложения палеозоя, две скважины - Тюменская СГ-6 и Ен-Яхинская СГ-7 являются сверхглубокими. Максимальная буровая изученность приурочена к южным и центральным районам округа, минимальная - к прибортовым зонам бассейна.

В 1987 г. начато бурение Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 с проектным забоем 8000 м. В 1995 году при забое 7502 м скважина была закончена бурением. Скважина СГ-7, достигнув глубины 8250 м, стала самой глубокой скважиной в осадочных бассейнах России.

Параметрическая скважина Ярудейская 38 пробурена в 2006-2007 г. до глубины 5010 м. На глубине 3834 м вскрыты терригенные отложения триаса, представляющие собой толщу заполнения Ярудейского прогиба.

По формальному признаку изученности территории глубоким бурением (пог. м/км~) нефтегазоносные районы резко различаются между собой. В центральных районах НГП степень разбуренности составляет 88,3 м/км2 (Уренгойский НГР), 77.2 м/км" (Вэнгапурский НГР), 58,4 м/км2 (Губкинский НГР). Несколько слабее изучены нефтегазоносные районы, непосредственно примыкающие к центральной зоне и территория п-ова Ямал (средняя и южная части). Здесь степень разбуренности территорий колеблется от 12.4 м/км (Южно-Ямальский НГР) до 39,3 м/км2 (Тазовский НГР). Еще хуже со степенью изученности обстоят дела в краевых НГР Западно-Сибирской провинции. Разбуренность территорий характеризуется здесь значениями от 4,4 м/км и 4,2 м/км" (Толькинский и Северо-Гыданский НГР соответственно) до 2,1 м/км" в Щучьинском НГР.

По разрезу изученность севера Западной Сибири также неравномерна. Основным объектом поиска и разведки залежей УВ являлись неокомский и апт-сеноманский нефтегазоносные комплексы. Соответственно и изученность данных комплексов достаточно высока. Более глубокие юрские нефтегазоносные комплексы вскрыты значительно меньшим количеством скважин, доюрские отложения охарактеризованы только единичными скважинами.

Триасовые отложения тампейской серии вскрыты в целом по провинции 23 скважинами, 10 из которых пробурено в пределах северной части провинции.

По состоянию на 01.01.2009 г. в пределах северной части ЗСНГП пробурено 185 поисковых и разведочных скважин, вскрывших нижнеюрские отложения, общим метражом 677512 м. Изученность крайне неравномерна: основная доля всех скважин (42,5%) приходится на Бованенковское и Новопортовское месторождения . На Гыданском полуострове нижняя юра вскрыта лишь на юге (скв. 25 Тотаяхинская) и в самой северозападной его части (скв. 122 Штормовая). На сегодняшний день изученность глубоким бурением севера ЗСНГП составляет 1.01 м на 1 км".

По состоянию на 2009 год в северной части ЗСНГП пробурено 1404 поисковых и разведочных скважин, вскрывших среднеюрские отложения, общим метражом 4 531 482 м.

В целом, в северной части ЗСНГП изученность отложений бурением неравномерна по площади: основная доля всех скважин приходится на южные и юго-восточные районы. На Гыданском полуострове средняя юра практически не вскрыта.

Глава 2. Геотектоническое строение, история развития и нефтегазоносность отложений палеозоя, триаса, нижней и средней юры северных районов ЗСНГП.

Разрез осадочного чехла северных районов ЗСНГП включает в себя отложения палеозоя, триаса, юры, мела и кайнозоя. В данной главе подробно рассматривается геологическое строение отложений палеозоя - средней юры, залегающих на глубинах свыше 4 км. Изучением геологического строения северных территорий ЗСНГП в целом, а также глубокозалегающих отложений занимались многие ученые: Гурари Ф.Г., Дещеня Н.П., Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Бурштейн Л.М., Белоконь-Карасева Т.В., Еханин А.Е., Жеро О.Г., Казаков A.M., Конторович A3., Мкртчян О.М., Мясникова Г.П., Немченко-Ровенская A.C., Нестеров И.И., Первухина Н.В., Полякова И.Д., Рудкевич М.Я., Рыльков A.B., Салманов Ф.К., Скоробогатов В.А., Ступакова A.B., Сурков В.Г., Хафизов Ф.З., Шемин Г.Г., Шпильман A.B., Шпильман В.И. и др.

2.1. Палеозойский орогенный комплекс

Складчатый фундамент платформы был консолидирован 250-245 млн. лет назад в результате уралийской эпохи складчатости. После короткого периода пенепленизации фундамент крупными сегментами стал перекрываться осадочным чехлом. Палеозойские орогенные комплексы развиты на Гыданском полуострове и к югу от Обской губы. На Гыданском полуострове к западу от Таймырской складчатой системы уралид прослеживается периклинальный прогиб, выполненный терригенными отложениями на значительной площади. Ярудейский межгорный прогиб, расположенный к югу от Обской губы, вскрыт скважинами 2, 4, 5 и 7 на первые десятки метров. Это терригенные и слабо угленосные отложения, мощность которых по данным сейсморазведки достигает 5-6 км.

2.2. Палеозойский чехольный комплекс

Палеозойские образования чехольного типа перекрывают фундамент байкальского возраста, в северных районах ЗСНГП скважинами не вскрыты и выделяются по данным сейсморазведки MOB ОГТ. Мощность палеозойского чехла в северо-восточной части устойчивая, его стратиграфический диапазон охватывает венд-кембрий-ордовик-силур-девон-карбон-пермь. Наибольшая мощность венд-палеозойского чехла около 12 км установлена на юге Гыданского полуострова по данным профилей ОГТ.

Палеозойские отложения сложены преимущественно карбонатными породами, представленными известняками, мергелями, доломитами с пачками терригенных отложений. Верхний палеозой - континентальный и, начиная с катской свиты вверх по разрезу — является угленосным (тунгусская серия). Пермотриасовые отложения представлены траппами мощностью до 4 ООО м в Норильском районе, где развиты туфогенные образования, базальты, долериты и другие интрузии.

Трапповые образования северных районов ЗСНГП относятся к красноселькупской серии и вскрыты скважинами СГ-7 Ен-Яхинской, СГ-6 Тюменской, 414 Уренгойской, 46 Черничной, 300 Толькинской и 325 Южно-Ширтовской площадей. Все эти образования завершают венд-палеозойский цикл осадконакопления. Кровля палеозойского чехла залегает на уровне 2,0 км в Худосейском районе, погружаясь до 7-12 км в Болыиехетской впадине.

На севере, в Усть-Енисейском районе и в пределах Болыиехетской впадины, подошва платформенных комплексов по сейсморазведочным материалам залегает на значительных глубинах - до 16-18 км. В пределах района исследований зона распространения протерозоя и чехольного палеозоя характеризуется последовательно полным разрезом от венда до пермн включительно.

2.3. Триасовый осадочно-вулканогенный комплекс

Триасовые толщи имеют как локальное развитие, выполняя грабены, так и площадное. Образования в грабенах имеют дислоцированный характер и включаются в состав доюрского фундамента. Терригенные отложения триаса Западно-Сибирского осадочного бассейна развиты в глубокопогруженных областях на территории порядка 700 тыс. км2, в основном в северных районах ЗСНГП. Мощность осадочного триаса, который в

виде тампейской серии наращивает снизу стратиграфический объем чехла в пределах Ямало-Тазовской мегасинеклизы, плавно увеличивается от района г. Тарко-Сале на север, достигая в скважине СГ-6 Тюменской 767 м, в скважине СГ-7 Ен-Яхинской 1183 м. По данным МОГТ триас в Большехетской впадине имеет толщину в 2000-2500 м. Тампейская серия представляет собой чередование пачек глинистого состава и песчаников, тяготеющих к верхней половине разреза. Пласты песчаников и глинистые покрышки триаса в северных районах уверенно картируются сейсморазведкой ОГТ в интервале отражающих границ 1а -16.

2.4. Нижнеюрский осадочный комплекс

Нижнеюрские отложения развиты на большей части северных районов ЗСНГП. Залегают они на породах фундамента либо на триасовых образованиях, в основном, чехольных отложений тампейской серии. Глубины залегания кровли варьируют от 3 км в южных частях до 5-6 км на севере, с максимальными значениями, зафиксированными в Большехетской впадине. Выклиниваются отложения в прибортовых частях бассейна на глубинах 1,5-2,5 км.

Тектоническое прогибание земной коры, захватившее на рубеже триаса и юры всю северную часть провинции, наиболее интенсивно происходило на севере. Мощность комплекса на севере округа в погруженных зонах Ямало-Тазовской синеклизы достигает 5 км (Большехетская впадина). В южном направлении вслед за воздыманием фундамента происходит последовательное выклинивание нижнеюрских пластовых тел снизу вверх по типу трансгрессивного налегания, который фиксирует процесс последовательного расширения бассейна седиментации. Мощность комплекса в южных территориях фиксируется от 200 до 1000 м. Глины левинского и китербютского времени формировались в более обширном морском бассейне.

В течение описываемого отрезка времени Западно-Сибирский седиментационный бассейн постепенно расширял свои пределы. В арктических нефтегазоносных областях существовал морской режим осадконакопления, что, безусловно, доказывается морской фауной и литологическими особенностями горных пород. Осадочные образования нижней юры представлены четко чередующимися мощными толщами преимущественно песчано-алевритового и глинистого состава. В южном и юго-восточном направлениях доля континентальных образований в юре постепенно увеличивается, процент континентальных фаций достигает иногда 50%.

2.5. Среднеюрский осадочный комплекс

Отложения средней юры имеют максимальный контур распространения и включают вымский и малышевский резервуары, перекрываемые леонтъевским и нижневасюганским флюидоупорами соответственно. Палеогеографические обстановки накопления в это время схожи с раннеюрскими: на севере разрез более мористый, чем в центральных районах.

Отложения средней юры формировались в условиях плоской аллювиально- озерной приморской равнины при неоднократных трансгрессиях моря с севера. Количество и длительность трансгрессий увеличиваются вверх по разрезу. В условиях плоского рельефа незначительные повышения уровня моря приводили к затоплению значительной части территории.

На рассматриваемой территории отложения средней юры обособляются в разрезе тюменской (Обь-Тазовская литофациальная область), вымской и малышевской свит (Ямало-Гыданская литофациальная область), а также толщами - флюидоупорами: лайдинской (выполняет роль покрышки нижнеюрских отложений) и леонтьевской.

Тюменская свита залегает на глубинах 3 км на юге округа и 4 км - на севере. Отложения выклиниваются на западе, преимущественно на глубине 1 км, на востоке 200500 м. Формировались осадки свиты в прибрежно-морских и континентальных условиях. Общая толщина свиты в среднем составляет 450 - 550 м. Максимальные значения мощности в погруженных участках достигают 1 км.

Вымская свита залегает на глубинах 2 - 5.5 км. Более погруженные участки отмечаются в районе Гыданского полуострова и Большехетской впадины. Вымская свита сложена преимущественно песчано-алевритовыми отложениями с подчиненным значением глинистого материала. Формировались отложения свиты в условиях прибрежно-морской и, частично, субконтинентальной обстановках. Толщины в среднем 200 - 400 м.

Леонтьевская свита выполняет роль покрышки и представлена серыми и буровато-серыми глинами с линзовидными прослоями песчаников и алевролитов. Накапливались описанные осадки в морских и прибрежно-морских условиях. Толщина свиты обычно не превышает 220 - 240 м.

Малышевская свита залегает на глубинах 1,5 - 4.5 км. В малышевской свите преимущественным развитием пользуются песчаники. Грубозернистый материал присутствует лишь фрагментарно. Глинистые прослои развиты в виде тонких пропластков и в виде примеси. Формировались описанные отложения в прибрежно-морской и континентальной обстановке. Толщины обычно до 50-400 м. Отложения средней юры Ямало-Гыданской и Обь-Тазовской литофациальных областей существенно отличаются в основном за счет различных условий формирования. В байосс-батский период Ямало-Гыданская область представляла собой глубокую часть шельфа. На остальной территории море было мелким, с подводными возвышенностями и низменными островами, заливавшимися морем, с ними же связана аккумуляция наиболее крупнокластического материала. Также характерной особенностью Ямало-Гыданской области является наличие леонтьевской глинистой пачки. Это обусловлено повышением уровня моря в леонтьевское время, которое вызвало здесь обширную трансгрессию.

2.6. Тектоническое строение

Западно-Сибирская плита входит в состав Урало-Сибирской платформы (Сурков B.C., 2002). В ее геологической истории выделяются два этапа: рифейско-палеозойский и мезозойско - кайнозойский.

В рифейско-палеозойский этап проявились четыре тектоно-магматических цикла, в результате которых образовались покровно-складчатые системы байкальского, салаирского, каледонского и герцинского циклов. К концу палеозойского периода эта территория представляла собой гетерогенное складчато-глыбовое горное сооружение, входящее в состав Урало-Монгольского складчатого пояса (Муратов М.В., 1974 г.).

Сформированные тектоническими циклами и рифтогенезом структурные элементы в зависимости от их возраста, формаций и степени эрозии находят отражение как в рельефе поверхности доюрского фундамента, так и в структуре платформенного чехла ЗападноСибирской плиты.

Формирование структур происходило с разной интенсивностью не только в ранне- и среднеюрское время, но и на протяжении всего мезозоя и кайнозоя. В ряде случаев (для рифтогенных структур), по-видимому, оно не завершилось и в настоящее время, о чем свидетельствует ряд геоморфологических признаков.

Закономерное чередование существенно песчаных (проницаемых) и глинистых (экранирующих) стратиграфических горизонтов, а следовательно, крупных геологических тел различной акустической жесткости предопределило формирование региональных отражающих сейсмических границ. Так, тампейская серия идентифицируется с сейсмокомплексом 1а-1ь, зимний и левинский горизонты - 1й-Т_Г, шараповский и китербютский (тогурская свита) - тДтД надояхский и лайдинский - Т4-Т2, вымский и леонтьевский - То-Ть малышевский - Т2 -Т i.

Эпицентр осадконакопления постоянно находился на севере Западной Сибири.

По темпу накопления нижней - средней юры обособились три области. На севере это Ямало- Гыданская, где толщина нижней - средней юры более 1400 м. Здесь наблюдаются наиболее полные стратиграфические разрезы. Ямало-Гыданская область в рельефе фундамента ограничена довольно резким уступом, где градиент наращивания мощности нижней юры в ряде районов 40 м/1 км. Обь- Тазовская область охватывает обширную

территорию к северу и югу от Широтного Приобья, где мощность более 400 м. Здесь стратиграфический разрез представлен в основном средней юрой, и только во впадинах и прогибах разрез наращивается горизонтами нижней юры. В Обь-Иртышской области в ряде районов толщина осадков достигает 300 м.

В последние годы существует новый взгляд на строение мезо-кайнозойского чехла, основанный на анализе геофизического материала, полученного за период с 2000 г. Вдоль профиля «Сибирь» наблюдается доминирование пликативной модели по всему участку работ, включая бортовые зоны Уренгойского мегавала, где ранее предполагались желоба в юрской часта разреза и триасовые изолированные грабен-рифты (Куликов П.К., 1972, Сурков B.C., Жеро О.Г., 1982, 2004). Предполагалось также резкое фациальное изменение нижнеюрских отложений с появлением пролювиальных фаций вдоль склонов мегавала (Будников И.В.. Гурари Ф.Г. и др., 1989). Считалось также, что перечисленные желоба вдоль Уренгойского мегавала унаследованно развивались в течение всей мезозойской и кайнозойской эры. Однако, поведение отражающих границ в юрских и меловых отложениях, согласованное со скважинами СГ-6 и СГ-7, доказывает «мягкую» инверсионность. Это бросается в глаза после сравнения глубин до подошвы чехла и до кровли сеномана. Они по СГ-7 и СГ-6 составляют соответственно 6922 и 1183 м; 6422 и 1380 м.

Северные территории Западно-Сибирской НГП, рассматриваемые в работе, в тектоническом плане принадлежат внутренней области геосинеклизы, Ямало-Тазовской мегасинеклизе, выделяемой в составе Обской региональной террасы.

Согласно тектонической карте осадочного чехла севера Западной Сибири (Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Монастырев Б.В. и др., 2011) составленной на структурной основе по сейсмототражающему горизонту «Т|» (кровля среднеюрских отложений) выделяются четыре надпорядковых структуры: Карско-Гыданская синеклиза, Мессояхскнн порог, Надым-Тазовская синеклиза и Енисей-Хатангский региональный прогиб, не включаемый в район исследований.

В целом, структурная поверхность среднеюрских отложений характеризуется сильной расчлененностью. Наличием крупных структур первого порядка и значительным сокращением количества более мелких структур второго, третьего и четвертого порядка в пределах Надым-Тазовской синеклизы по сравнению с южной частью Обской региональной террасы.

Рассматриваемая в данной работе наиболее погруженная территория ЗСНГП отвечает Надым-Тазовской синеклизе. В ее пределах выделяется структура I порядка -Среднемесояхский мегавал, разделяющий Гыданскую и Болыиехетскую мегавпадины. Первую осложняет Гыданскии свод и Геофизический мегавал, а также несколько куполовидных поднятий. Болыиехетская мегавпадина осложнена Ямбургским сводом и Оликуминским мегавалом.

В южной части Надым-Тазовской синеклизы выделяются три крупных положительных структурных элемента: Медвежий мегавал (с юга ограниченный Танловской мегавпадиной) и Уренгойский мегавал (с юга ограниченный Ягенетской мегвпадиной) разделяемые Нерутинской мегавпадиной, а также Заполярный мегавал, с запада ограниченный Нижнетазовским мегапрогибом.

2.7. Нефтегазоносность палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложений в северных районах ЗСНГП

Палеозойский НТК

Промышленно продуктивны палеозойские отложения в центральных и южных районах провинции. Общее количество месторождений и нефтепроявлений вторичного характера все время возрастает п достигла 130 месторождений в Западной Сибири. Очень часто залежи располагаются не на своде мезозойских поднятий, а на их склонах, где имеются коллектор и региональная покрышка.

Промышленные залежи в северных районах ЗСНГП УВ выявлены на Новопортовском месторождении (2530 - 2950 м), а непромышленные - еще и на Бованенковском месторождении, где получены притоки безводной нефти до 0,2 м3/с.

Триасовый перспективный нефтегазоносный комплекс (пНГК)

Промышленно продуктивным и исключительно нефтеносным триасовый пНГК является в центральной части ЗСНГП (Рогожниковское, Восточно-Рогожниковское и им.Шпильмана В.И. месторождения).

Залежей УВ в тампейской серии пока не выявлено. Однако имеются косвенные признаки промышленной нефтегазоносности: на юго-западе региона в зоне выклинивания отложений тампейской серии на Ярудейской площади скважиной 38 параметрической поднят нефтенасьпценный керн (нефтепроявления отмечены в следующих интервалах: 4014-4038 м. 4053-4079 м. 4092-4119 м. 4228-4239 м. 4302-4322 м). При испытании получена пленка нефти. В других районах, где вскрыты отложения тампейской серии — на Уренгойском валу, на Береговом месторождении (скв. 35) притока не получено. Испытания Тюменской (СГ-6) скважины показали наличие газовых скоплений в трех интервалах триасовых комплексов пород: 5870-5878 м, 5954-5944 м, 6600-6650 м, газ метановый, содержит гелий до 0,11 %, метан обогащен тяжелым изотопом углерода 8'3С — 30 %о-

Нижнеюрский НТК

В пределах северных территорий ЗСНГП в нижней юре открыто 4 залежи углеводородного сырья (на Новопортовском, Бованенковском, Ярудейском — газоконденсатные, на Ярайнерском - нефтяная залежь). В разрезе нижнеюрских образований выделяются три нефтегазоносных подкомплекса: зимний, шараповский, надояхский. В данной работе нижнеюрский НГК рассмотрен в целом, без разделения на подкомплексы.

Среднеюрскин НГК

В пределах рассматриваемой территории в средней юре открыто 53 месторождения и 89 залежей углеводородного сырья (из них 31 газоконденстатная и 44 нефтяных). В разрезе среднеюрских образований выделяются три нефтегазоносных подкомплекса (НГПК): вымский, малышевский и тюменский.

Вымский НГПК. Покрышкой для проницаемых пород подкомплекса служит глинистая пачка леонтьевского горизонта толщиной до 80 м. Общая толщина подкомплекса редко превышает 300 м. В отложениях подкомплекса открыты месторождения нефти и газа на Бованенковском (пласты ЮЯб; ЮЯ7). Западно-Тамбейском (пласт ЮЯ^), Малыгинском (пласт ЮЯ6.7), на Стахановском (пласт ЮТб) и других поднятиях. На многих структурах отмечены нефтегазопроявления.

Малышевский НГПК. Покрышкой для проницаемой части резервуара служат келловейские глинистые образования. Толщины подкомплекса достигают 300 м. Нефтегазоносность связана в основном с верхней частью подкомплекса. В пластах Ю4-5 выявлено только 5 залежей на Стахановском, Северо-Вэнгапурском, Малоямальском и Береговом месторождениях. Отмечены многочисленные нефтегазопроявления при бурении и опробовании скважин, описан нефтенасыщенный керн.

Тюменский НГПК - здесь открыто 20 месторождений нефти и газа (Пласты Ю2-9) -Береговое, Ярайнерское. Стахановское, Уренгойское, Песцовое, Яруденское и т.д. Покрышкой для проницаемых пород подкомплекса служат келловейские глины.

2.8. Нефтегазогеологнческое районирование северных районов ЗСНГП

В данном параграфе приводится нефтегазогеологнческое районирование территории, рассматриваемой в работе. Выделяемые нефтегазоносные районы являются объектами количественной оценки ресурсов углеводородов в плане. Используемая в работе схема нефтегазогеологического районирования соответствует уточненному структурному плану по отражающему горизонту «Т1» и выявленной продуктивности нефтегазоносных комплексов ЗСНГП (ред. Варламов А.И, Клешев К.А, 2010 г.). Выделенные нефтегазоносные области соответствуют крупным тектоническим элементам или группам

тектонических элементов. Границы между различными нефтегазоносными районами проведены по осям депрессий с учетом стратиграфического уровня продуктивных пластов и фазового состава залежей. В данной работе рассматриваются пять НТО.

Ямальская НГО включает четыре НГРа, с доказанной нефтегазоносностью (Малыгинский, Тамбейский, Нурминский, Южно-Ямальский) и один перспективный Щучьинский. В пределах Гыданской НГО выделяются Мессовский, Напалковский, Гыданский районы с выявленными залежами УВ и перспективный Северо-Гыданский. Надым-Пурская НГО делится на 5 нефтегазоносных районов (Надымский, Уренгойский, Губкинский, Вэнгапурский, Варьеганский). Пур-Тазовская НГО состоит из шести НГР (Большехетский, Сузунский, Тазовский, Мангазейский. Харампурский, Толькинский)

Фроловская НГО - к северным районам ЗСНГП относят Ярудейский район, северная половина Казымского района и крайняя северная часть Приобского района, ранее входившая в Юильский район. В Казымском районе в северных территориях провинции залежей УВ не обнаружено.

2.9. Анализ глубинного строения северных районов ЗСНГП на основе построения карт-срезов осадочных отложений на глубинах -4 км и -5 км

В данном исследовании основными задачами являлись выделение в глубинном диапазоне оцениваемых нефтегазоносных комплексов, их пространственное распространение (с привязкой к нефтегазогеологическому и - тектоническому районированию), а также комплексированне с данными глубокого бурения. Для выделения поинтервальных глубинных объектов оценки была построена серия карт — структурная карта по кровле фундамента, срезы на глубинах -4 (рис.1) и -5 км северных районов ЗСНГП, а также структурные карты по кровле резервуаров (триасовый, нижнеюрский, вымский, малышевский, тюменский) проранжированные по глубине с шагом в 1 км.

Перспективы открытия скоплений нефти и газа на глубинах более 4 км определяются глубоким залеганием кровли фундамента на большей части территории Западной Сибири. Построенная структурная карта поверхности фундамента проранжирована по глубине залегания с шагом в 1000 м. К кровле фундамента в ЗСНГП приурочен отражающий сейсмический горизонт «А». Стратиграфически горизонт привязан к кровле коры выветривания, а в местах ее отсутствия, к эрозионной поверхности разновозрастных толщ, которые интенсивнее дислоцированы, чем вышезалегающие отложения чехольного комплекса. На большей части северных территорий суши ЗСНГП кровля фундамента залегает ниже отметки в 4000 м, достигая в наиболее погруженных частях - Большехетской и Антипаютинской мегасинеклпзах 8000 м, разделяемых надпорядковой структурой - Мессояхским порогом. Область максимального погружения (9000-10000 м) - в Северо-Тазовской впадине. С позиций нефтегазогеологического районирования, наиболее погруженные территории отвечают Гыданской НГО и северным частям Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Следовательно, можно говорить о максимальных мощностях осадочного чехла в пределах данных областей и рассматривать именно их при анализе перспектив глубокопогруженных горизонтов северных территорий ЗСНГП. Стратиграфически отложения осадочного чехла ниже 4000 м здесь приурочены к меловым (ачимовским), юрским и палеозойским комплексам.

Показательным для определения структурного положения

глубокозалегаюших отложений (в интервале 4-5 км) Л], I;, а также Т и 12 является меридиональный профиль корреляции через 7 скважин: Тота-Яхинскую 25, Ямбургскую 123, СГ-7, Уренгойскую 414, СГ-6, Западно-Таркосалинскую 99 и Ярайнерскую 23. Из данных профиля видно, что мощность среднеюрских отложений сокращается с севера на юг от 800 м до 420 м. т.е. почти вдвое, и происходит общее сокращение мощности юрского разреза. На юге рассматриваемой территории к глубокозалегаюшим (ниже 4 км) относится уже только РХ.

По данным разрезов скважин, в пределах северных частей провинции стратиграфически основной объем осадочного чехла в глубинном диапазоне 4-5 км

приурочен к ^ и Д] отложениям, а в диапазоне 5-6 км к Т и Р2 отложениям в зонах отсутствия Т, что отчетливо прослеживается на региональных сейсмических профилях 27, 32 и 31, а также отражается увеличение мощности с юга на север.

Чтобы проследить пространственное размещение в плане, т.е. распространение глубокозалегающих отложений в интервалах 4-5 и 5-6 км были построены карты-срезы северных районов ЗСНГП для отметок в - 4 и - 5 км.

На карте-срезе - 4 км наибольшим распространением в пределах северных территорий характеризуются отложения ¡2, . Среднеюрские отложения преимущественно распространены в Гыданской НГО. В наиболее погруженных Большехетской и Гыданской впадинах осадочный чехол наращивается отложениями верхней юры. Также в интервале 45 км скважинами на Уренгойском и Ямбургском месторождениях вскрыты ачимовские отложения, по данным сейсмики они выделяются и в Большехетском НГР. Распространение и мощности отложений осадочного чехла четко контролируются структурным планом.

Рис. 1 Карта-срез - 4 КМ северных территорий ЗСНГП Iсоставила Кравченко М.Н на основе карт Бочкарева B.C., Монастырева Б.В. и др.)

Уи.шкиыс иби шачснин Ппкрпюспг

кровля фундамента

I 11

J- i 'i:i h- nviii mir п тючснекиП)

авя gi-™—»«)

Л (япоястанппссиЛ и сиггжскнй) ЦП ¡У (ЛижсшшскнИ) граница НГО граница НГР

идмчижтритнииа* Гранина ЯНАО

Нефтегазоносные районы:

1. Малыпшский

2. ТвмбеПскнй

3. Нурмннскнй

4. Южно-Ямальский

5. Щучышскнн ПНГР

6. С'свсро-l ылаискнй 11НГР

7. Гыдшский Я. Напалиояскин

9. Мессовский

10. Надымский

11. УрснгойскиЛ

12. Губмшскнй

13. Вышапурский

14. Болыислстскнй

15. Сутунсгий

16. Талии; кий

17. Мангазснскнм

18. ХарампурскиН

19. Талькинскнн 2U. Ярулсйский

21. КаэымскнйППГР

22. Приобский

23. Ноябрьский

24. Полуйскнй

Мощность увеличивается в погруженных частях и сокращается на положительных структурах. Бурением наиболее изучены приподнятые участки.

На срезе - 5 км наибольшим распространением характеризуются триасовые отложения, а также ^ и в пределах Большехетской впадины. Палеозойские отложения в данном интервале распространены только в Северо-Гыданском ПНГР и южных районах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НТО.

В результате проведенного исследования на основе построения срезов, можно говорить, что для интервала залегания 5-6 км объектами оценки в пределах исследуемой территории будут Рг, Т, и ¡2 отложения, причем Т будет основным. В глубинном интервале 4-5 км основными объектами оценки будут I\ и ¡2 отложения. Отложения Дз (баженовская толща), также имеющие распространение в пределах Большехетской впадины (4-5 км) в данной работе оцениваться не будут, ввиду отсутствия методики, разработка которой является отдельной, сложной проблемой.

Глава 3. Оценка ресурсного потенциала углеводородов глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла северных районов Западной Сибири (интервалы 4-5, 5-6 и 6-7 км)

3.1. Ресурсный потенциал УВ и степень его развеаанности

В данном разделе проанализированы результаты количественных оценок ресурсного потенциала палеозойских, триасовых и нижнесреднеюрских отложений северных районов ЗСНГП 2002 и 2009 гг.

Анализируя данные количественной оценки ресурсов УВ 2002 года, следует отметить очень низкую степень разведанности нижне-среднеюрских отложений в рассматриваемых НГО северных территорий ЗСНГП при достаточно высоком оцененном нефтяном ресурсном потенциале, что безусловно продиктовано их глубоким залеганием и первоочередным опоискованием вышезалегающих преимущественно газоносных меловых отложений. Следует отметить также, что количественная оценка ресурсов производилась по отдельным комплексам, без выделения глубинных интервалов залегания.

Новые данные, полученные в ходе ГРР за период с 2002 г. по 2009 г. (последняя количественная оценка ресурсов УВ) позволили произвести оценку НСР УВ триасовых отложений северных территорий ЗСНГП, ранее не включаемых в оценку. Результаты оценки триасовых и палеозойских отложений сопоставимы как по нефти, так и по свободному газу и конденсату и отличаются лишь в извлекаемой части. НСР нефти палеозойских отложений составили 3883,6 млн.т геол./849,7 млн.т. извлек, и свободного газа - 2862,5 млрд.м3.

Оценка НСР нефти по состоянию на 01.01.2009 г. увеличилась по Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО и незначительно (на 5,4 %) снизилась по Ямальской НГО.

Разведанность НСР УВ. в целом по ЯНАО для палеозойского комплекса ничтожно мала, по состоянию на 01.01.2009 года составляет всего 0,7 % (нефть только в прогнозной части), и 70 % НСР приходится на кат. Дг- По сравнению с оценкой 2002 года произошло увеличение НСР УВ на 17%. В структуре НСР впервые оцениваемого триасового НГК по состоянию на 01.01.2009 г. присутствует только прогнозная и перспективная категории ресурсов, причем ресурсы кат. Сз составляют всего 1,2 %. Разведанность НСР нижнеюрских отложений остается крайне низкой - 3 %, за счет газа и конденсата, промышленных скоплений нефти не выявлено. Разведанность НСР УВ среднеюрских отложений по состоянию на 01.01.2009 г. составляет 24 %.

Территориально начальные суммарные ресурсы нефти всех НГК по четырем основным НГО (Гыданская, Ямальская, Надым-Пурская и Пур-Тазовская) разведаны достаточно равномерно. Ресурсная составляющая СзД варьирует от 58 % в Надым-Пурской НГО до 78 % в Гыданской НГО. Прогнозные и перспективные ресурсы свободного газа,

напротив, распределены крайне неравномерно: от 22 % в Надым-Пурской НТО до 91 % в Гыданской НГО.

3.2. Методика количественного прогноза УВ

В данной работе использованы методы количественного прогноза согласно «Методическому руководству по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» (ВНИГНИ, 2000)

Метод геологических аналогий (МГА)

Суть геологических способов метода сравнительных аналогий состоит в применении единой меры сходства эталонного и расчетного участков - так называемого коэффициента аналогии, который учитывает изменения наиболее существенных для каждого способа подсчетных параметров. Данный метод применим для отложений с доказанной промышленной нефтегазоносностью, где уже открытые залежи отвечают степени изученности, необходимой для принятия их в качестве эталонов. При подсчете ресурсного потенциала глубокопогруженных интервалов осадочного чехла (4-5 и 5-6 км) МГА был применен для малышевского НГПК (с выделением 2-х эталонов) и для тюменского НГПК (с выделением одного эталона), где на больших глубинах были открыты месторождения и залежи нефти и газа (нефтяные залежи на Уренгойском месторождении, нефтяное Оликуминское месторождение и залежи газа на Ямбургском и Западно-Юрхаровском месторождениях).

Объемно-статистический метод (ОСМ)

ОСМ применяется при выполнении количественной оценки перспектив нефтегазоносности на первых этапах геологоразведочных работ. Метод основан на связи между величиной НСР УВ (геологических) и объемом осадочного выполнения седиментационных бассейнов (СБ). Математческая модель, описывающая данную связь, впервые выведена Л.Г. Уиксом:

Q=q» * V

- где Q - начальные геологические ресурсы (у Л.Г.Уикса - нефти); q» _ объемная плотность ресурсов; V — объем осадочного выполнения. Существенно более полной информацией при анализе связи НСР УВ и объемов СБ пользовались Л.М.Бурштейн, А.Э. Конторович, М.С. Моделевский и A.A. Трофимук. Анализировалась выборка из 195 СБ, для которых достаточно достоверно определены НСР УВ и объем. Коэффициент корреляции между величинами Q и Уоказался равным 0,73.

ОСМ в работе применялся к оценке вымского НГПК средней юры, к нижнеюрским, триасовым и палеозойским отложениям.

3J. Оценка IICP УВ отложений Jj (малышевский и тюменский нефтегазоносные подкомплексы) методом геологических аналогий

Кровля тюменского нефтегазоносного подкомплекса залегает ниже 4 км на территории следующих элементов нефтегазогеологического районирования: Ярудейский НГР Фроловской НГО; Надымский, Уренгойский и Губкинский НГР Надым-Пурской НГО; Тазовский НГР Пур-Тазовской НГО. При оценке НСР УВ (интервал 4-5 км) данного объекта, на первом этапе вся территория распространения данного НГПК с глубиной залегания кровли ниже 4 км была разделена на шесть расчетных участков (РУ) и один эталонный участок (ЭУ). Границы выделенных участков со стратоизогипсой 4 км по кровле тюменского НГПК приурочены к крупным тектоническим элементам. РУ 1 и 2 в тектоническом плане являются южным окончанием Большехетской мегавпадины и могли бы представлять единый РУ, однако согласно «Методическому руководству по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» (2002 г.) площадь РУ должна быть соизмерима с площадью ЭУ. РУ 3 соответствует Ныдинской впадине. РУ 4 и 5 также выделены в пределах одного структурного элемента Нерутинской мегавпадины и разделены с целью уменьшения площади. РУ — 6 приурочен к Танловской

мегавпадине. Уренгойский ЭУ выделен в пределах борта Уренгойского мегавала, и включает в себя 4 залежи нефти и растворенного газа, с глубинами залегания от 3961 до 4078 м. Плотность НСР Уренгойского ЭУ составила 16,7 тыс.т/км2.

Отложения малышевского НГПК залегают ниже отметки в - 4 км в Надымском и Уренгойском НГР Надым-Пурской НТО и в Болыпехетском НГР Пур-Тазовской НТО. Аналогично тюменскому НГПК территория распространения малышевского НГПК была разделена на два ЭУ и семь РУ для применения при расчете НСР УВ метода геологических аналогий. Тектонически вся расчетная территория контролируется Болыпехетской впадиной. Границы участков совпадают или с границами нефтегазогеологического районирования или с изогипсой кровли малышевского НГПК в 4000 м. В пределах Большехетского НГР РУ 3,4 и 5 разделены изогипсой кровли - 4200 м. Оликуминский ЭУ включает нефтяную залежь Оликуминского нефтяного месторождения (4178-4259 м), залежь конденсата Западно-Юрхаровского месторождения (4193-4227 м). Ямбургский ЭУ включает залежь свободного газа и залежь конденсата (4037-4219 м). Плотность НСР Ямбургского ЭУ составила 57,2 тыс.т/км2, Оликуминского ЭУ - 67,5 тыс.т/км2.

Прогнозные характеристики, использованные при оценке ресурсов УВ отложений малышевского и тюменского НГПК в силу слабой и неравномерной изученности были выбраны следующие: структурно-тектонические и литолого-фациальные. Из группы структурно-тектонических наибольшей связью между плотностью ресурсов УВ и параметром обладает плошадь структуры, выделенная по кровле НГК. Вторым параметром из литолого-фациальной группы стала - суммарная толщина песчаников. Коэффициент аналогии (Кан) был рассчитан отдельно для каждого РУ исходя из сравнения трех параметров на ЭУ и РУ - общая мощность отложений, суммарная мощность песчаников и площадь структур на участке. Для каждого из обозначенных параметров бьш рассмотрен свой Кан. Кан для РУ является произведением коэффициентов аналогии по трем параметрах«.

На следующем этапе оценки были рассчитаны НСР УВ расчетных участков и далее путем сложения всех РУ и ЭУ, входящих в конкретный НГР были получены значения НСР УВ тюменского и малышевского НГПК для каждого НГР в интервале оценки 4-5 км. Для тюменского НГПК НСР УВ равны 219,6 млн.т УУВ (максимум в Уренгойском НГР). НСР УВ малышевского НГПК составили 924,9 млн. т УУВ, с наибольшими значениями в Болыпехетском НГР.

3.4. Оценка НСР УВ отложений РХ, Т, .ЬЛг (вымский нефтегазоносный подкомплекс) объемно-статистическим методом.

Основной задачей для реализации расчета НСР УВ объемно-статическим методом было выделение объемов осадочного выполнения в заданных интервалах оценки 4 - 5,5 - 6 и 6-7 км. Для определения подсчетных параметров ОСМ, таких как площадь распространяя отложений, их мощность и их производная - объем осадочного выполнения были использованы построенные структурные карты по кровле нижнеюрских отложений, проранжированные по глубине оцениваемых интервалов, а также сейсмические данные, разрезы скважин, вскрывших рассматриваемые отложения (для определения мощности песчаников). Ниже приведен пример расчета НСР нижнеюрского НГК для Малыгинского НГР Ямальской НТО.

Территория Малыгинского НГР полностью перекрыта нижнеюрскими отложениями, кровля залегания находится в диапазоне 3800-4600 м. Наиболее приподнятые участки (кровля 3800-4000 м) соответствуют положительным структурным элементам (Преображенский мегавал и Малыгинский мегавал). Максимальные мощности - борт Хабеяхского мегапрогиба - до 1800 м). Нижнеюрские отложения вскрыты двумя Малыгинскими скважинами: 36 и 48 - мощность отложений 1000 м. Учитывая мощность отложений, достигающую во впадинах 1800 м, выделяем 2 интервала оценки 4-5 км и 5-6 км, скважинами изучен только первый интервал, где проницаемая толща составляет не более 30% общей мощности. Исключаем из оценки площадь НГР 2,6 тыс.км2, где кровля

залегает выше отметки в 4 км. Интервал 4-5 км: S = 9,7 тыс.км2, Мер = 0,5 км, проницаемая толщина 69Ь, объем равен 0.291 тыс.км3, НСР = 212.4 млн.т УУВ. 5-6 км: S = 8.8 тыс.км2, Мер = 0.65 км. проницаемая толщина 6%, объем равен 0,343 тыс.км", НСР = 250,4 млн.т УУВ. Таким образом, последовательным рассмотрением каждого НГР и выделением объемов осадочного выполнения по каждому из интервалов, были рассчитаны НСР по формуле Л.Г. Уикса.

Для Палеозойского НГК. суммарный объем осадочного выполнения составил 125, 1 тыс.км1. Максимальные значения НСР УВ приурочены к интервалу 4-5 км (Ярудейский, Тазовский и Северо-Гыданский НГР) - 1616 млн.т.УУВ, интервалу 5-6 км соответствуют НСР, равные 1203,6 млн.т УУВ (наибольшие значения в Ямальской НГО). Интервалу 6-7 км соответствует объем, равный 833.6 тыс.км', а максимальные НСР УВ соответствуют Надымскому и Уренгойскому НГР. Суммарная оценка НСР УВ всего палеозойского НГК составляет 3653,3 млн.т УУВ.

Для триасового пНГК суммарный объем осадочного выполнения составил 73,5 тыс.км3, где лишь 13% приходится на 4-5 км, а суммарные НСР УВ равны 5367,6 млн.т УУВ. Оценка НСР УВ интервала 4-5 км равна 674,2 млн.т УУВ (максимальные значения в Северо-Гыданском ПНГР, Мессовском и Тазовском НГР). Оценка НСР УВ интервала 5-6 км составила 2642,8 млн.т УУВ (максимум в Тамбейском, Напалковском, Надымском, Гыданском и Тазовском НГР). Оценка НСР интервала 6-7 км составила 2050,5 млн.т УУВ (максимум в Гыданской НГО, а также в Уренгойском и Надымском НГР).

Для нижнеюрского НГК суммарный объем осадочного выполнения составил 216,1 тыс.км3 (эффективный объем равен 13 тыс.км3). Максимальный объем 104,5 тыс.км"' отвечает интервалу 4-5 км, далее с погружением он сокращается примерно на треть (5- 6 км - 72.6 тыс.км3) и для интервала 6-7 км составляет уже 39,1 тыс.км3. Оценка НСР УВ интервала 4-5 км составила 4575.6 млн.т УУВ (максимум в Ярудейском НГР). Оценка НСР УВ интервала 5-6 км составляет 3177.6 млн.т УУВ (максимум в Напалковском и Уренгойском НГР). НСР УВ интервала 6-7 км составила 1713,3 млн.т УУВ (максимум в Уренгойском, Мессовском и Южно-Ямальском НГР).

Для вымского НГПК суммарный эффективный объем осадочного выполнения составил 8,5 тыс.км3, а оценка НСР УВ равна 6356,0 млн.т УУВ. Оценка производилась для двух интервалов: 4-5 км: НСР УВ равно 5447,9 млн.т УУВ (максимум в Большехетском, Надымском и Гыданском НГР); 5-6 км: НСР УВ равно 908,1 млн.т УУВ (только Большехетский и Уренгойский НГР).

Глава 4. Раздельный прогноз нефтегазоносности северных районов Западной Сибири

4.1. Соотношение нефтяной и газовой составляюшей на больших глубинах в палеозойских, триасовых и ннжне-среднеюрскпх отложениях.

По данным многих исследователей, изучающих северные районы Западной Сибири, (А.Э.Конторович и др., 2001 г., В.А.Скоробогатов 2003 г., Н.ВЛопатин 1997 г. и др.) глубина 4 км является предельной для формирования жидкой фазы УВ вследствие высоких стадий катагенеза OB и завершения «главной фазы нефтеобразования». Однако в последние годы в результате активизации сейсморазведочных работ, переинтерпретации уже имеющихся сейсмических материалов прошлых лет подготовлено и выявлено значительное число нефтегазопоисковых объектов, на которых были открыты новые нефтяные месторождения и залежи на старых месторождениях, в том числе на глубинах, превышающих 4 км. Это позволило некоторым авторам (А.М.Брехунцов, И.И.Нестеров, 2011 г.; И.Д. Полякова, В.И. Богоявленский, 2011 г.) более оптимистично подойти к возможности открытия нефтяных месторождений на больших глубинах, они доказывают возможность открытия нефтяных месторождений на севере Западной Сибири до 5200 м. Пленка нефти обнаружена на глубине 5400 м в скважине Самбургская - 700 в среднеюрских отложениях, где исходя из глубинной зональности катагнеза (Конторович

А.Э., Фомин А.Н., 2001) выделяется зона апокатагенеза, градация AK? (R°v1 - 2,5 %). По результатам истори ко-генетичеких моделей прогноза углеводородных систем для глубоких скважин Basin Modeling группа ученых (Галимов Э.М., Немченко-Ровенская A.C., Рьшьков A.B., Хафизов Ф.З. и др, 20П) охарактеризовали обширную территорию Пур-Тазовской и Надым-Пурской НГО как области с растянутой зональностью катагенеза, относительно низкими геотермическими градиентами, максимальными мощностями осадочного чехла более 10 км. Здесь авторы прогнозируют зоны преимущественного развития нефтяных и нефтегазоконденсатных систем на глубинах более 7 км.

Следует отметить, что за период с 01.01.1993 г. по 01.01.2009 г. нефтяная составляющая северных районов Западной Сибири в общем балансе ресурсов УВ возросла с 25 до 39 %. В фазовом соотношении нефть-газ доля нефтяных запасов юрского комплекса в два раза превышает долю запасов нефти по всем нефтегазоносным комплексам севера Западной Сибири. Обшее число выявленных и достоверно определенных по фазовому состоянию залежей УВ в ЗСНГП на глубинах 3500 и более составляет 275. Из них к числу залежей, содержащих нефть (нефтяные, нефтегазовые, нефтегазоконденсатные) относится 211 скоплений (77 %).

По состоянию на 01.01.2010 г. в среднеюрском комплексе выявлено 89 нефтяных и газоконденсатных залежей. Запасы свободного газа по категории ABCi+Ci составили 2199 млрд.м3, нефти - геологические - 1222 млн.т (36 % не^ти). На глубинах более 4 км выявлено 276,5 млн.т. нефти (геологических) и 228 млрд.м газа. Нефть составляет 55 %. Доля ресурсов нефти перспективных и локализованных объектов на глубинах ниже 4 км составляет 41 %, тогда как доля по среднеюрскому НГК в целом равна 34 %. Запасы УВ ниже 4 км приурочены к Ямбургскому, Уренгойскому, Западно-Юрхаровскому и Оликуминскому месторождениям. На Ямбургском уникальном нефтегазоконденсатном месторождении продуктивен весь разрез от сеномана до средней юры, интервалы глубин -1000 - 4219 м. Мощность мезо-кайнозойских и верхнепалеозойских отложений осадочного чехла составляет 6500 - 7500 м. Породы фундамента на площади не вскрыты. В настоящее время практически не изученными остаются нижне-среднеюрские отложения, вскрытые и опробованные единичными скважинами. Запасы среднеюрского НГК (пласты Юз, KKi в интервале 3782 - 4219 м) составляют 228,5 млрд.м3 свободного газа по категории АВС1+С2. Запасы нефти сосредоточены в неокомских и ачимовских отложениях на меньших глубинах.

Западно-Юрхаровское газоконденсатное месторождение. Мощность мезо-кайнозойских отложений осадочного чехла составляет порядка 8800 м. Породы фундамента на плошади не вскрыты. Запасы свободного газа АВС1+С2 пласта ЮГ2/1 (средняя юра) Западно-Юрхаровского месторождения в интервале глубин 4193 - 4227 м составляют 56,4 млрд.м3.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение - мощность мезо-кайнозойского осадочного чехла составляет 5200-6000 м. Породы фундамента на площади вскрыты одной скважиной и представлены андезито-базальтами. На месторождении открыты залежи углеводородов в отложениях от сеноманских до нижнеюрских, включительно, которые связаны со структурными и структурно-литологическими ловушками.в интервале от 1040 до 4078 м. Пласты ЮГ2/1.2/2.3.4 среднеюрского нефтегазоносного комплекса продуктивны в интервале 3610 - 4078 м. Среднее значение открытой пористости терригенного коллектора составляет около 15 Доля запасов нефти среднеюрского НГК категории ABCi - 15 % суммарных запасов месторождения.

Мощность мезо-кайнозойских отложений осадочного чехла в пределах Оликуминского нефтяного месторождения варьирует от 8000 до 8800 м. Породы фундамента на площади не вскрыты. Продуктивны ачимовские и среднеюрские отложения (пласт Ю2 в интервале 4178-4259 м). Открытая пористость юрского коллектора составляет 17 На долю среднеюрского НГК приходится почти 55 % суммарных запасов

месторождения категории АВС1+С2, что составляет 151,486 млн.т нефти геологических.

Нижне-среднеюрские, триасовые и палеозойские отложения промышленно продуктивны в центральной части провинции. Здесь доля нефти в соотношении нефть-газ для нижнеюрских отложений составляет 59 % по извлекаемым запасам кат. АВС1+С2 (87 9Ь

- доля по геологическим запасам), для среднеюрских отложений доля нефтяных извлекаемых запасов увеличивается до 90,9 9о (98 % - по геологическим). Отложения триаса промышленно продуктивны и исключительно нефтеносны на Рогожниковском, Восточно-Рогожниковском и месторождении им.Шшшьмана В.И., на глубинах 2497 - 2920 м, с суммарными запасами кат.АВСа+Сз - 364,6 млн.т геол. / 69,7 млн.т извл. Отложения палеозоя в центральной части провинции нефтеносны, суммарные запасы нефти кат. АВС1+С2 составляют 166,4 млн.т геол. / 33,3 млн.т извл.

Мировой опыт геологоразведочных работ на нефть и газ последних десятилетий доказывает возможность существования именно нефтяных скоплений на больших глубинах до 10,5 км. Примером может служить площадь Тибер в Мексиканском заливе, где предварительно оцененные запасы нефти (палеоцен, глубина 10,5 км) составляют 400-550 млн.т. На Бразильском шельфе Атлантического океана открыто крупнейшее месторождение Кариока Сугор Лоаф, с предварительно оцененными извлекаемыми запасами нефти в 5,7 млрд.т (терригенно-карбонатные отложения, мел).

В сходных по геотектоническому строению с ЗСНГП и истории геологического развития циркумполярных бассейнах также доказана нефтегазоносность отложений, залегающих ниже 4 км. Здесь на глубинах 4000 - 5033 м присутствует жидкая фаза УВ в терригенных отложениях Ль Т и Р. В Норвежскоморском бассейне продуктивны песчаники нижней-средней юры: месторождение Кристин — .Ь, 3], глубина 4600 м, извлекаемые запасы нефти — 19 млн.т и 27,7 млрд.м3 газа; месторождение Эрленд Северное

- .Ь, глубина 5033 м. запасы нефти извлекаемые 0,25 млн.т, запасы газа 0,8 млрд.м3; месторождение Асгард (Сморбрук) - .);, Л ], глубина 3690 - 4060 м, запасы нефти (извлекаемые) 77 млн.т, газа - 24 млрд.м3. На нефтегазовом месторождении Норварг (Баренцевоморский бассейн), открытом в 2011 г. предварительно оцененные запасы УВ составляют 10-15 млрд.т УУВ, на глубине 4150 продуктивны -Ь, Т и Р.

Обобщая имеющиеся данные для глубокопогруженных нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений: северных районов ЗСНГП по соотношению нефтяных и газовых запасов уже открытых ниже 4 км; по фазовому составу залежей центральных частей провинции; по результатам сверхглубокого бурения и учитывая открытия в сходных по строению и времени развития циркумполярных бассейнах можно прогнозировать для глубокопогруженных отложений рассматриваемого, преимущественно газоносного, региона в равной степени и нефтеносность.

4.2. Термобарические условия и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на больших глубинах

Одной из основных проблем поисков залежей УВ на больших глубинах является вопрос о сохранности фильтрационно-емкостных свойств пород - коллекторов и низких фильтрационных свойств пород флюидоупоров в жестких термобарических условиях, отвечающих погружению на глубины свыше 4 км. Мировая практика уже подтвердила развитие и сохранность коллекторских свойств на больших глубинах. В бассейне Мексиканского залива меловые песчаники свиты Тускалуза на глубине 6075 м характеризуются пористостью до 27 % и проницаемостью 1290*10 ~15 м2. Терригенные породы представляют в толщах, испытавших начальный катагенез, преимущественно поровые коллектора. На ранних стадиях глубокого эпигенеза поровый тип встречается, но преобладающее значение получают порово-трещинные коллектора. На поздних стадиях глубокого эпигенеза и в метагенезе порово-трещинный коллектор переходит в трещинный. В этой последовательной смене типов коллекторов находит отражение процесс неравномерно нарастающего уплотнения терригенных пород. Во впадинах с «растянутой» последовательностью метаморфизма песчаные и алевритовые коллектора порового типа (Южно-Каспийская впадина, Южная Луизина, Калифорния, Западная Туркмения и др.)

прогнозируются до глубин 6,5 - 7 км со значениями пористости 15-18 с/с. А во впадинах со «сжатой» последовательностью метаморфизма ОВ, к которым относятся восточные районы севера ЗСНГП, на глубинах свыше 4,5 км и выше поровые коллектора встречаются редко и характеризуются большим или меньшим развитием вторичной пористости, но часть™ являются порово-трещинные и трещинные коллектора. Уплотнение зависит от состава обломочных зерен, от количества и состава цементирующей массы. При уплотнении пород происходит, как известно, изменение структуры порового пространства. При погружении слоев на глубину характер коллекторов в возрастающей мере начинают определять каппилярные и субкапиллярные поровые каналы. С этим связано снижение проницаемости, даже в тех случаях, когда пористость остается еще относительно высокой.

На больших глубинах изолирующие породы - флюидоупоры представлены тем же рядом слабопроницаемых пород, что и на малых глубинах. Сильная эпигенетическая измененность практически не ухудшает и без того ничтожную проницаемость флюидоупоров. Но как справедливо отмечают многие исследователи, качество покрышки может существенно снизиться при развитии трещинноватости в тех случаях, когда создается система сообщающихся трещин от подошвы до кровли. Свидетельством прочности покрышек на больших глубинах является распространенность аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в глубоких и сверхглубоких залежах нефти и газа, поскольку непременным условием существования высоких давлений в этих залежах выступает замкнутость резервуарных пород и надежная их изолированность. Общий процесс уплотнения коллекторов сопровождается вторичными преобразованиями, которые направлены на увеличение пористости и проницаемости пород - процессы выщелачивания, доломитизации, образование трещин, воздействие АВПД и др. Эти процессы осложняют главный ход изменения оасадочных пород при погружении - их уплотнении и играет ведущую роль в сохранении коллекторских свойств в условиях катагенетической измененное™. Развитие порово-трещинных и трещинных коллекторов на больших глубинах зависит от положения на тектонической структуре или от разрывных нарушений. С глубиной происходит уменьшение первичной пористости и увеличение объема вторичного пустотного пространства с ростом температур и давлений (по А.С.Худу, В.С.Пизе). При низком геотермическом градиенте коллекторы с высокой вторичной пористостью могут существовать до глубин 10-12 км, а возможно и больше. При более высоких температурах граница распространения коллекторов поднимается до 7.5 км. Здесь рост температур может компенсировать АВПД, которое создает условия для разуплотнения пород и сохранения высокой пористости и проницаемости на больших глубинах (свыше 7,5 км.). Наличие АВПД приводит к разгрузке эффективного давления и способствует сохранности коллекторов на больших глубинах. Если на пути вертикального потока УВ встретится покрышка, давление в отложениях под ней должно, очевидно, повыситься, что приведет к снижению эффективного давления (разнице между геостатическим и пластовым давлением) и разуплотнению пород. Следствием этого будет формирование эффективного пустотного пространства, т.е. коллекторов порового и порово-трещиннового типов.

В северных районах ЗСНГП градиент температур возрастает с глубиной. На глубине 5 км температура достигает 150°С, на 7 км - 210°С и на 8250 м - 230°С. Коэффициент аномальности (Кан) пластовых давлений начинает возрастать с глубины 3 км, достигая на глубине 4 км 1,8 - 2 и стабилизируясь в тех же значениях до глубин 8 км (Большой Уренгой, Тюменская СГ-6, Ен-Яхинская СГ-7 и т.д.). Аналогичные зависимости выявлены в ряде арктических районов с АВПД, включая и уникальную по запасам и ресурсам площадь Бованенковского, Харасавэйского и Крузенштернского месторождений в западной части полуострова Ямал. Здесь пластовые давления начинают существенно превышать гидростатические уже в нижнемеловых отложениях, и данный район на современном уровне изученности является самой аномальной зоной как по значениям АВПД (на глубинах 2400-3500 м Кан достигает 1,8-2,05), так и по пластовым температурам (средние градиенты 3,6-4,4°С/100 м). В интервале 3,5-7 км открытая пористость составляет 15-17 %.

Как в осадочных, так и вулканогенных породах существование коллекторов связано с процессами трещинообразования на больших глубинах; в вулканогенных образованиях коллекторы возникают также из-за активных гидротермальных процессов. Пористость по керну и по геофизическим данным в скважинах достигает 16 % в триасовых песчаниках Коротчаевского прогиба, в Ен-Яхинском 14 %. На основе изучения результатов бурения опровергнуты представления о непрерывном уплотнении терригенных пород и отсутствии коллекторов на больших глубинах, установлена значительная роль процессов разуплотнения.

Глава 5. Перспективные направления ГРР на основе карт плотностей НСР УВ (интервалы глубин 4-5,5-6 и 6-7 км)

Рассчитанные и представленные в главе 3 результаты оценки НСР УВ по четырем нефтегазоносным комплексам - РХ, Т, Л и 12, стали основой для построения карт распределения плотностей НСР этих комплексов. Для палеозойского, триасового и нижнеюрского НТК были построены по три карты, соответствующие трем интервалам оценки. Для среднеюрского НГК выделены два интервала, соответственно - 2 карты.

На следующем этапе по каждому из комплексов, для заданных интервалов глубин были нанесены перспективные локализованные объекты. Комплексирование данных по значениям плотностей ресурсов и наличию перспективных локализованных объектов послужило основой для выделения наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ в северных районах ЗСНГП, на глубинах свыше 4 км.

Рассчитанные плотности НСР УВ палеозойского НГК находятся в диапазоне от 2.9 тыс.т/км2 до 17,8 тыс.т/км2. Дня интервала 4-5 км максимальными плотностями характеризуются Надымский НГР (17,6), Северо-Гыданский НГР (16,0), Южно-Ямальский, Щучьинский и Тазовский со средними значениями плотностей до 15 тыс.т/км2. Для интервала 5-6 км максимальные значения плотностей в Уренгойском НГР (17,8 тыс.т/км2) и в Тамбейском НГР (17,5 тыс.т/км2). Для интервала глубин 6-7 км - максимальные плотности в Уренгойском, Гыданском и Тазовском НГР - среднее значение до 17 тыс.т/км2. Сопоставляя наибольшие значения плотностей, а также наличие выявленных локализованных структур с прогнозными ресурсами в данных интервалах глубин палеозойского НГК можно говорить, что первоочередными направлениями геологоразведочных работ должны являться следующие районы в заданных интервалах глубин: 4-5 км это Южно-Ямальский НГР с пятью выявленными объектами , 5-6 км - это Губкинский НГР с плотностью НСР 14,5 тыс.т/км2 и 4-мя выявленными объектами с замыкающей изопгасой на глубине 5100 м , 6-7 км - Мессовский НГР (плотность НСР УВ 16,2 тыс.т/км2), 2 выявленных объекта и Напалковский НГР (плотность НСР УВ 14,4 тыс.т/км2) — 1 выявленный объект, с замыкающими изогнпсами на глубинах от 6100 до 6600 м.

Плотности НСР УВ триасового пНГК распределились следующим образом в интервале 4-5 км: от 3,7 до 61,5 тыс.т/км2 (максимум в Мессовском и Тазовском НГР); интервал 5-6 км : от 3,9 до 45,5 тыс.т/км2 (максимум в Уренгойском, Мессовском и Гыданском НГР); интервал 6-7 км : от 0,2 до 67,8 тыс.т/км2 (максимум в Большехетском, Уренгойском, Напалковском и Гыданском НГР). Сопостовляя данные по полученным плотностям НСР УВ с наличием выявленных объектов в заданных инетр валах можно говорить о первоочередности поисков в следующих районах: интервал 4-5 км: Мессовский, Тазовский и Гыданский НГР (здесь выявлена лишь одна локализованная структура в данном интервале глубин); интервал 5-6 км: Мессовский и Гыданский НГР - выявлено 3 объекта, с замыкающей изогипсой на глубине 5500 - 5520 м; интервал 6-7 км:

Большехетский, Напалковский и Гыданский НГР - выявлено 5 объектов, с замыкающими изогипсами на глубине 6030 - 6350 м.

Плотности нижнеюрского НГК по территориям нефтегазоносных районов распределены следующим образом: интервал 4-5 км: от 13,1 до 65, 7 тыс.т/км2 (максимум в Вэнгапуровском, Мессовском, Тамбейском, Нурминском и Ярудейском НГР); интервал 5

- 6 км: от 8,6 до 43,8 тыс.т/км2 (максимум в Напалковском, Малыгинском, Уренгойском и Надымском НГР); интервал 6-7 км: от 4,0 до 44,4 тыс.т/км2 (максимум в Напалковском, Мессовском и Южно-Ямальском НГР). С учетом наличия локализованных структур, можно выделить первоочередные районы поиска.

Нефтегазоносные районы:

1. Малыгинский

2. ТамбейскиП

3. Нурминский

4. Южно-Ямальский

5. Щучмтскпй ПНГГ

Л Ггкего-Ги.тячггий ГТНГР 7. ГыланскиП

К. Напал ко вс кий

Мессояский

10. Надымский

11. Уренгойский

13. Сузунский

14. Тазопскнп

15. Мангазейский 1С. Ярудсйский 17. Г><жинский

у- иОметыш / г срслнсюркшп Н1 К т><мк 5 п

Рис.2 Карта плотности НСР УВ среднеюрского НТК (в интервале глубин залегания

4—5 км)

(составила Кравченко М.Н.)

Для интервала 4 - 5 км это Мессовский НГР, здесь выявлено 3 объекта с замыкающей изогипсой на глубине 4760 - 4980 м. Для интервала 5 - 6 км это Напалковский НГР - здесь выявлено 9 локализованных объектов, с замыкающей изогипсой 5000 - 5200 м. Для интервала 6-7 км это районы с максимальной плотностью НСР УВ, т.к. объектов в данном интервале глубин не выявлено.

Начальные суммарные ресурсы УВ среднеюрского НГК были получены сложением расчетных НСР УВ вымского НГПК (ОСМ), малышевского и тюменского НГПК (МГА), на рисунке 2 представлена карта распределения плотностей НСР УВ среднеюрского НГК. Интервал 4 - 5 км характеризуется плотностями НСР УВ от 18,2 до 125,0 тыс.т/км , наибольшие плотности приурочены к Большехетскому, Уренгойскому и Губкинскому НГР. С учетом наличия локализованных объектов, первоочередными районами поиска в данном интервале являются Уренгойский и Надымский НГР. В интервале 5 - 6 км НСР УВ оценены только в Уренгойском и Большехетском НГР, локализованные объекты в данном интервале выделены только в Уренгойском НГР, его и следует считать первоочередным районом поиска.

Заключение

1. В работе проанализированы результаты геолого-геофизической изученности нижне-среднеюрских и доюрских отложений, изучена динамика оценки НСР, охарактеризованы промышленные залежи УВ ниже 4 км для северных районов ЗСНГП.

2. Исходя из проанализированных материалов, полученных в результате построения карт-срезов выделены следующие объекты оценки : в глубинном интервале 4-5 км основными объектами оценки будут .1| и Ь отложения. Для интервала залегания 5-6 км объектами оценкн в приделах исследуемой территории будут Р21 Т, и .Г: отложения, причем Т будет основным. Для интервала оценки 6-7 км основным объектом оценки являются PZ и Т отложения.

3. Проанализированы имеющиеся данные для глубокопогруженных нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов ЗСНГП по соотношению запасов нефти и газа в уже открытых залежах ниже 4 км. по фазовому составу залежей центральных частей провинции, а также результаты глубокого бурения с учетом открытия в сходных по строению и времени развития циркумполярных бассейнах, что позволяет прогнозировать для глубокопогруженных отложений рассматриваемого, преимущественно газоносного, региона в равной степени и нефтеносность.

4. На основе данных результатов сверхглубокого бурения в северных районах ЗСНГП, с учетом наличия жестких термобарических условий и отсутсвия прогрессивного уплотнения, можно прогнозировать наличие проницаемых толщ в оцениваемом интервале глубин до 7 км.

5. На основе поинтервально рассчитанных НСР УВ и с учетом выявленных объектов по каждому комплексу были выделены первоочередные районы поиска. Для палеозойского НГК это Южно-Ямальский НГР (4-5км), Губкинский НГР (5-6 км), Месовский и Напалковский НГР (6-7 км). Для триасового пНГК : Мессовский, Тазовский, Гыданский НГР (4-5 км), Мессовский и Гыданский НГР (5-6 км), Большехетский, Напалковский и Гыданский НГР (6-7 км). Для нижнеюрского НГК - Мессовский НГР (4-5км), Напалковский НГР (5-6 км), Напалковский, Южно-Ямальский и Мессовский НГР (6-7 км). Для среднеюрского НГК - Уренгойский. Большехетский НГР (4-5 км) и Уренгойский НГР (5-6 км). Максимальные значения плотности НСР УВ до 125 тыс.т/км2 приурочены к интервалу 4-5 км (среднеюрские отложения), минимальные значения от 0,2 тыс.т/км2 приурочены к интервалу 6-7 км триасовых отложений.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Лоджевская М.И., Кравченко М.Н., Шевцова М.И., Семенов Е.О.

Закономерности размещения и дальнейшие перспективы открытия месторождений

УВ в глубокопогруженных горизонтах осадочных бассейнов // Сборник материалов

П-ой Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и

запасы газа и перспективные технологии их освоения» Газпром-ВНИИГаз, Москва,

2010, 18 с.

2. Лоджееская М.И., Петерсилье В.И., Кравченко М.Н.. Шевцова М.И. Ресурсный потенциал углеводородов: современное состояние, проблемы, пути решения // Геология нефти и газа, 2010, №5, с.35-44

3. Кравченко М.Н. Перспективы нефтегазоносностн глубокопогруженных отложений осадочного чехла северной части Западно-Сибирского НГБ (ЯНАО) // Материалы международной конференции «Современное состояние наук о Земле», МГУ им.М.ВЛомоносова, Геологический факультет, Москва, 2011г., с.997-998

4. Кравченко М.Н. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа, 2012, № б, с.11-19

Подписано в печать 25.12.2012г.

Усл.п.л. - 1.5 Заказ №12212 Тираж: ЮОэкз.

Копицентр «ЧЕРТЕЖ.ру» ИНН 7701723201 107023, Москва, ул.Б.Семеновская 11, стр.12 (495) 542-7389 www.chertez.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кравченко, Мария Николаевна

Введение

Глава 1. Геолого-геофизическая изученность северных районов ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП)

1.1. Региональная изученность

1.2. Изученность глубоким бурением (включая поисково-разведочное бурение)

Глава 2. Геотектоническое строение, история развития и нефтегазоносность отложений палеозоя, триаса, нижней и средней юры северных районов 16 ЗСНГП

2.1. Палеозойский орогенный комплекс

2.2. Палеозойский чехольный комплекс

2.3. Триасовый осадочно-вулканогенный комплекс

2.4. Нижнеюрский осадочный комплекс

2.5. Среднеюрский осадочный комплекс

2.6. Тектоническое строение

2.7. Нефтегазоносность палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложений в северных районах ЗСНГП

2.8. Нефтегазогеологическое районирование северных районов ЗСНГП

2.9. Анализ глубинного строения северных районов ЗСНГП на основе построения карт-срезов осадочных отложений на глубинах - 4 км и - 5 км

Глава 3. Оценка ресурсного потенциала углеводородов глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла северных районов Западной Сибири (интервалы 4-5, 5-6 и 6-7 км)

3.1. Ресурсный потенциал У В и степень его разве данности

3.2. Методика количественного прогноза УВ

3.3. Оценка НСР У В отложений Ь (малышевский и тюменский нефтегазоносные подкомплексы) методом геологических аналогий

3.4. Оценка НСР УВ отложений PZ, Т, 1ь 12 (вымский нефтегазоносный подкомплекс) объемно-статистическим методом

Глава 4. Раздельный прогноз нефтегазоносности северных районов Западной

Сибири

4.1. Соотношение нефтяной и газовой составляющей на больших глубинах в палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложениях

4.2. Термобарические условия и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на больших глубинах

Глава 5. Перспективные направления ГРР на основе карт плотностей НСР УВ интервалы глубин 4-5, 5-6 и 6-7 км)

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Ресурсный потенциал углеводородов нижне-среднеюрских и доюрских глубокозалегающих горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции"

В условиях снижающихся объемов добычи нефти главного нефтяного региона России - Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП)) и, в частности, ХМАО, необходим поиск новых направлений геологоразведочных работ (ГРР), обеспечивающих прирост запасов именно нефти. В данной работе оценен ресурсный потенциал нефтяной составляющей в доступном интервале глубин преимущественно газоносных территорий северной части ЗСНГП. Объектом исследования послужили глубокозалегающие нижне-среднеюрские и доюрские отложения северных районов ЗСНГП (нефтегазоносные области - Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская и часть Фроловской). Основной целью работы является количественная оценка ресурсного потенциала нижне-среднеюрских и доюрских отложений северных районов ЗСНГП в интервалах глубин залегания 4-5, 5-6 и 6-7 км, с выделением нефтяной составляющей.

В северных частях провинции именно юрские отложения содержат значительные нефтяные ресурсы, вторые по объему после отложений неокома, но являются существенно менее разведанными, что делает их изучение весьма актуальным. На значительной части площади северных территорий ЗСНГП нижне-среднеюрские и доюрские отложения залегают ниже 4 км и относятся к глубокопогруженным, что ставит проблему наличия коллекторов на данных глубинах. При уже существующей мировой практике открытий нефтяных скоплений на глубинах 5-7 и до 10 км (Мексиканский залив, шельф Бразилии) развитие поиска залежей на больших глубинах в пределах нефтегазоносных провинций России является своевременным.

В задачи исследования входило:

1. оценить перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских нефтегазоносных комплексов (НГК) в северных районах ЗСНГП;

2. изучить динамику изменения оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) в ретроспективе, раздельно по фазовому состоянию;

3. провести анализ строения промышленных залежей углеводородов (УВ) ниже 4 км в северных районах ЗСНГП, а также наличие и размещение подготовленных и выявленных ловушек;

4. проанализировать результаты геолого-геофизической изученности нижне-среднеюрских и доюрских отложений северной части ЗСНГП;

5. оценить коллекторские свойства природных резервуаров в интервале глубин 4-7 км, в области высоких температур и давлений;

6. выделить объекты оценки в осадочном чехле в интервале глубин 4 -7 км на основе построения и анализа карт-срезов осадочных отложений на глубинах 4 и 5 км, структурных карт средне-, нижнеюрских, триасовых отложений и поверхности фундамента севера Западной Сибири;

7. обосновать методику оценки и выполнить дифференцированную количественную оценку ресурсов УВ нижне-средниеюрских и доюрских отложений в указанных интервалах глубин, выделить в их структуре нефтяную составляющую;

8. обосновать приоритетные направления и очередность поисков залежей УВ нижне-среднеюрских и доюрских отложений в интервале глубин 4-7 км на основе результатов количественной оценки ресурсов У В. Фактический материал

Основным первичным материалом, который анализировался в процессе выполнения данной работы, являются сеймические профили (более 20), а также данные по более чем 230 скважинам, пробуренным в северных районах ЗСНГП, предоставленные ОАО «СибНАЦ», в ходе выполнения совместного договора с ФГУП «ВНИГНИ». Опубликованные КамНИИКИГС геологические данные по результатам бурения сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7 являются единственным источником фактических данных, характеризующих разрез в третьем, оцениваемом в работе интервале - 6-7 км. Анализ характеристик уже открытых залежей УВ в исследуемом интервале производился с привлечением данных Государственного Баланса запасов. Привлекались данные по месторождениям Норвежскоморского, Баренцевоморского и Центрально-Европейского бассейнов, предоставленные автору в ОАО «ВНИИЗарубежгеология». Автором анализировались и обобщались опубликованные и фондовые материалы по стратиграфии, литологии, тектонике и нефтегазоносности ЗСНГП. Научная новизна

В данной работе впервые выполнена дифференцированная количественная и качественная оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих нижне-среднеюрских и доюрских отложений. Впервые выделен и раздельно оценен ресурсный потенциал УВ доступного интервала глубин (4-5, 5-6 и 6-7 км) залегания этих отложений. Впервые для северных районов ЗСНГП увеличена нефтяная составляющая для среднеюрских, нижнеюрских, триасовых и палеозойских отложений на таких глубинах.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Нижне-среднеюрские и доюрские отложения, залегающие в интервале глубин 4-7 км в северной части ЗСНГП, являются перспективными для поиска УВ.

2. На глубинах 4 - 7 км сохраняются коллекторские свойства терригенных отложений нижней-средней юры, триаса и палеозоя в области высоких температур и давлений.

3. Анализ соотношения фаз доказанных промышленных запасов на глубинах более 4 км, нефтегазопроявления и непромышленные притоки нефти в сверхглубоких и параметрических скважинах дает основание полагать, что на глубинах 4-7км, среднеюрский, нижнеюрский, палеозойский НГК и триасовый пНГК будет в равной степени газоносен и нефтеносен (до 40 % запасов категории АВС1+С2).

4. По результатам произведенной количественной оценки НСР У В нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений в интервале глубин залегания 4 -7 км наибольшие значения НСР УВ в интервале оценки 4 - 5 км - в среднеюрском НГК; в интервале оценки 5 - 6 км - в нижнеюрском НГК; в интервале оценки 6 -7 км - в триасовом пНГК. В целом, в интервале 4 - 7 км для северных районов ЗСНГП максимальные значения НСР УВ соответствуют нижнеюрскому НГК. Максимальными плотностями НСР УВ в интервале глубин 4 - 7 км характеризуются Надымский, Уренгойский и Болыпехетский нефтегазоносные районы.

Практическая значимость

Обоснование первоочередных объектов на основе плотности НСР УВ и выявленных локализованных объектов в нефтегазоносных районах в интервале глубин 4-5, 5-6 и 6-7км повысит эффективность геологоразведочных работ не только на газ, но и на нефть в северных районах Западной Сибири, считающихся преимущественно газоносными районами, и будет способствовать пополнению сырьевой базы углеводородного сырья России.

Апробация работы

Результаты исследования по теме диссертации докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2011 г. (ВНИГНИ, г. Москва), Научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» в 2011 г. (НАЦ РН им. В.И.Шпильмана, г. Ханты-Мансийск), Международной конференции «Современное состояние наук о Земле» в 2011 г. (МГУ, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 4 научных работы, включая тезисы докладов на конференциях.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кравченко, Мария Николаевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В работе проанализированы результаты геолого-геофизической изученности нижне-среднеюрских и доюрских отложений, изучена динамика оценки НСР, охарактеризованы промышленные залежи УВ ниже 4 км для северных районов ЗСНГП.

2. Исходя из проанализированных материалов, полученных в результате построения карт-срезов выделены следующие объекты оценки : в глубинном интервале 45 км основными объектами оценки будут ^ и ¡2 отложения. Для интервала залегания 5-6 км объектами оценки в приделах исследуемой территории будут Рг, Т, II и Ь отложения, причем Т будет основным. Для интервала оценки 6-7 км основным объектом оценки являются PZ и Т отложения.

3. Проанализированы имеющиеся данные для глубокопогруженных нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов ЗСНГП по соотношению запасов нефти и газа в уже открытых залежах ниже 4 км, по фазовому составу залежей центральных частей провинции, а также результаты глубокого бурения с учетом открытия в сходных по строению и времени развития циркумполярных бассейнах, что позволяет прогнозировать для глубокопогруженных отложений рассматриваемого, преимущественно газоносного, региона в равной степени и нефтеносность.

4. На основе данных результатов сверхглубокого бурения в северных районах ЗСНГП, с учетом наличия жестких термобарических условий и отсутсвия прогрессивного уплотнения, можно прогнозировать наличие проницаемых толщ в оцениваемом интервале глубин до 7 км.

5. На основе поинтервально рассчитанных НСР УВ и с учетом выявленных объектов по каждому комплексу были выделены первоочередные районы поиска. Для палеозойского НГК это Южно-Ямальский НГР (4-5км), Губкинский НГР (5-6 км), Месовский и Напалковский НГР (6-7 км). Для триасового пНГК : Мессовский, Тазовский, Гыданский НГР (4-5 км), Мессовский и Гыданский НГР (5-6 км), Болынехетский, Напалковский и Гыданский НГР (6-7 км). Для нижнеюрского НГК - Мессовский НГР (45км), Напалковский НГР (5-6 км), Напалковский, Южно-Ямальский и Мессовский НГР (67 км). Для среднеюрского НГК - Уренгойский, Болылехетский НГР (4-5 км) и Уренгойский НГР (5-6 км). Максимальные значения плотности НСР УВ до 125 тыс.т/км приурочены к интервалу 4-5 км (среднеюрские отложения), минимальные значения от 0,2 тыс.т/км приурочены к интервалу 6-7 км триасовых отложений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кравченко, Мария Николаевна, Москва

1. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А / Тектонический контроль нефтегазоносности полуострова Ямал // Геология нефти и газа 2/2006

2. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А., Радчикова A.M. / Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа 4/2008

3. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Ханн В.Е. / Геология и геохимия нефти и газа // Москва, 2004

4. Белоконь-Карасева Т.В., Башкова С.Е. , Беляева Г.Л., Ехлаков Ю.А., Горбачев В.И. . / Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения// Геология нефти и газа 6/2006

5. Белонин М.Д., Неручев С.Г., Симаков С.Н., Якуцени В.П. / Научные основы и проблемы прогнозирования нефтегазоносности больших глубин // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

6. Бененсон В.А., Фрик М.Г. /Переходный структурный этаж Западно-Сибирской плиты и особенности проведения в нем нефтегазопоисковых работ // Л., 1985, с. 120-126

7. Богоявленский В.И., Полякова И.Д. / Перспективы открытия крупных месторождений нефти и газа в Южно-Карском регионе // Бурение и нефть №1, 2001

8. Бочкарев B.C., Погорелов Б.С. / Новые данные о возрасте складчатого фундамента внутренних районов Западно-Сибирской плиты // Докл. АН СССР, 1968, т. 179, №3, с. 664-665

9. Брехунцов А. М., Бочкарев В. С., Бородкин В. Н., Дещеня Н. П., Левинзон И. Л. / Ямало-Ненецкий автономный округ как основа топливно-энергетического комплекса России // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 5/ 1999, стр. 2-10

10. Брехунцов A.M., Нечипорук Л.А., Нестеров И.И. (мл.) / Разработка и реализация принципов программно-целевого планирования при оценке перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции //Геология нефти и газа 5/2012

11. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Петерсилье В.И., Лоджевская М.И., Соловьев Б.А. / Состояние сырьевой базы углеводородов Российской Федерации и предложения по обеспечению минерально-сырьевой безопасности // Геология нефти и газа 1/2012

12. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Пырьев В.И., Келлер М.Б., Соловьев Б.А., Лоджевская М.И., Судо P.M. / Прогноз развития МСБ углеводородов и добычи нефти в РФ до 2030 г. // Нефтегазовая вертикаль, 23-24/2011

13. Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири. Т.2 Полезные ископаемые / под ред. H.A. Рослякова, В.Г. Свиридова // Новосибирск, СО РАН, 1998, 254 с.

14. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности новой нефтяной базы СССР / Гурари Ф.Г., Казаринов В.П., Миронов Ю.К. и др.; под ред. H.H. Ростовцева, A.A. Трофимука, Новосибирск, СО РАН, 1963, 202 с.

15. Геология и полезные ископаемые России. В 6-ти томах. Т.2. Западная Сибирь / Гл. ред. В.П. Орлов, под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова// СПб, ВСЕГЕИ, 2000, 477 с.

16. Гогоненков Г.Н., Кашик A.C., Тимурзиев А.И. / Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири // Геология нефти и газа 3/2007

17. Грунис Е.Б., Борков С.Л., Филина С.И. / Уточнение геологической модели пограничных слоев юры и мела Западной Сибири // Геология нефти и газа 5/2003

18. Гурари Ф.Г., Казаринов В.П., Касьянов М.В. и др. / Западно-Сибирская низменность -новая база нефтегазодобычи // Геология и геофизика, 1961, №10, с. 3-15

19. Егоров A.C., Чистяков Д.Н. / Структура консолидированного фундамента ЗападноСибирской платформы и прилегающих складчатых областей // Геология и геофизика, т. 41, 2003, №6, с. 101-119

20. Елишева О.В. / Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности келловей-оксфордских отложений Омского Прииртышья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа 1/2009

21. Емец Т.П., Лопатин Н.В., Симоненкова О.И. / Нефтематеринские свойства глубокопогруженных отложений тюменской свиты Западно-Сибирского бассейна // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

22. Ермолова Т.Е. / Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральныхфлюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа 4/2003

23. Задоенко А.Н., Муртаев И.С., Дмитриева О.Б., Савин В.Г., Соснина М.А., Задоенко Л.А. / История изучения восточной части Западной Сибири // Геология нефти и газа 4/2004

24. Задоенко А.Н., Муртаев И.С., Дмитриева О.Б., Савин В.Г., Соснина М.А., Задоенко J1.A. / Тектоника и геологическое строение палеозойских образований восточной части Западной Сибири // Геология нефти и газа 5/2004

25. Задоенко А.Н., Муртаев И.С., Дмитриева О.Б., Савин В.Г., Соснина М.А., Задоенко JI.A. / Перспективы нефтегазоносности палеозойских образований восточной части Западной Сибири // Геология нефти и газа 6/2004

26. Ивашко C.B. / Анализ тектонических деформаций доюрских поверхностей Западной Сибири с помощью компьютерного моделирования // Геология нефти и газа 6/2004

27. Казаненков В.А., Попов Ю.А., Вакуленко Л.Г., Саенко JI.C., Ян П.А. / Обстоновки формирования коллекторов Юг северо-восточной части Хантейской гемиантеклизы (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа 1/2009

28. Калмыков Г.А., Короткое К.В., Ревва М.Ю., Теленков В.Н. / Применение комплекса радиоактивных методов исследований скважин для оценки емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере пласта ПК 19) // Геология нефти и газа 1/2005

29. Карпов В.А. / Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири // Геология нефти и газа 3/2012

30. Катаев О.И., Борковский A.A., Верес С.П. / Перспективы нефтегазоносности юрских отложений в пределах Южного Ямала по результатам геохимической съемки // Геология нефти и газа 1/2007

31. Клещев К.А., Лоджевская М.И., Голов A.A. / Основные показатели состояния топливно-энергетического комплекса стран-производителей нефти и газа // Горный журнал 3/2009

32. Клещев К.А., Шеин B.C. / Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири // М„ ВНИГНИ, 2004, 214 с.

33. Конторович А.Э., Бабина Л.И., Богородская Л.И. / Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты // Л., «Недра», 1967, 224 с.

34. Конторович А.Э., Берман Е.Л., Богородская Л.И. и др. / Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности // М., «Недра», 1971, 252 с.

35. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. / Нефтематеринские формации Западной Сибири: старое и новое видение проблемы // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск, изд. СО РАН, 1999, с. 10-12

36. Конторович А.Э., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Москвин В.И., Фомин А.Н. / Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной Сибири (по результатам бурения скважин Восток-1, 3,4) // Геология нефти и газа 1/2009

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

38. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. / К геохимии нефтей Западно-Сибирской низменности // Геология и геофизика, 1964, №2, с. 13-23

39. Конторович В.А. / Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика, 2007, т. 48, №5, с. 538-547

40. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О., Конторович A.A., Супруненко О.И./ Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика, 2001,т. 42, №11-12 с. 18321845

41. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П. / Нефтегазообразование в глубокопогруженных осадочных отложениях молодых впадин // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

42. Кравченко М.Н. / Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа 6/2012

43. Краюшкин В.А. / К оценке перспектив нефтегазоносности осадочных толщ на больших глубинах // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

44. Курбанов Я.М. / Материалы международной конференции «Нефть и газ арктического шельфа 2004»

45. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И. / Геохимические предпосылки поисков нефти и газа в глубокозалегающих юрских и триасовых отложениях Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1997, №4, с. 2-15

46. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. / Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах //М.: Недра, 1984. 287

47. Максимов С.П., Лоджевская М.И. / Фазовое состояние углеводородов на больших глубинах в нефтегазоносных бассейнах различных типов // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

48. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. ФГУП «ВНИГНИ», Москва, 2000

49. Мещеряков К.А., Карасева Т.В. / Особенности формирования триасовых прогибов севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью//

50. Мкртчян О.М., Варущенко А.И., Потемкина C.B. / Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений Западной Сибири // Геология нефти и газа 1/2005

51. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. / Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири // М., «Недра», 1971, 463 с.

52. Певзнер J1.A., Силаев В.А., Чудинов Ю.В., Шихов Б.С. / Некоторые особенности отражающих границ разреза Тюменской сверхглубокой скважины по данным ВСП. Тюменская сверхглубокая скважина// Сб. научных докладов. Пермь, 1996. С. 203-215.

53. Пинус О.В., Куренко М.И., Шульев Ю.В., Билинчук A.B. / Условия осадконакопления песчаных пластов lOi в центральных и юго-восточных районах Западной Сибири // Геология нефти и газа 2/2008

54. Польстер JI.A., Шереметьев Ю.Ф., Шустева Л,Г. / Нефтегазообразование и фазовое состояние углеводородов на больших глубинах// Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

55. Предтеченская Е.А. / О влиянии катагенетических изменений нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского осадочного мегабассейна на их нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. - Т.6. - №1

56. Предтеченская Е.А., Фомичев A.C. / Влияние разрывных нарушений на температурный режим и катагенетические преобразования мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. - Т.6. - №1

57. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах / Под ред. С.Н. Симакова //Л.: Недра, 1986.248

58. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. / Особенности распределения геологических ресурсов по нефтегазоносным комплексам северных регионов Западной Сибири // Геология нефти и газа /2008

59. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины // Тюмень, 1991, 54 с.

60. Решения Межведомственного совещания по рассмотрению и принятию региональной стратиграфической схемы палеозойских образований Западно-Сибирской равнины // Новосибирск, изд. СНИИГГиМС, 1999, 80 с.

61. Салманов Ф.К., Брехунцов А.М, Конторович А.Э., Кулахметов Н.Х., Нестеров И.И., Рыльков A.B. / Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция главная топливно-энергетическая база России // Геология нефти и газа 2/2007

62. Сапьяник В.В., Зайцева Ю.Л., Тищенко В.М., Тищенко Г.И., Шеламова Л.А. / Перспективы освоения юго-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в рамках наращивания ресурсной базы ВСТО // Геология нефти и газа 1/2012

63. Семенович В.В. / Нефтегазоносность больших глубин и проблемы ее изучения // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

64. Сидоренко О.В., Зонн М.С. / Влияние постседиментационных процессов преобразования глинистых минералов на формирование залежей углеводородов // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

65. Скоробогатов В.А. / Катагенез и нефтегазоносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

66. Скоробогатов В.А., Соин Д.А. / Геотермические и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири // Геология нефти и газа 2/2011

67. Скоробогатов В.А., Соин Д.А. / Геотермические условия нефтегазоносности Ямальской области Западной Сибири // Геология нефти и газа 5/2009

68. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B., Копеев В.Д. / Геологическое строение и газонефтеносности Ямала. // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003-352 С.: ил.

69. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B., Копеев В.Д. / Геологическое строение и газонефтеносности Ямала // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 352 С.

70. Соколов Б.А. / Нефтегазоносность больших глубин в свете эволюционно-динамической концепции нефтегазоносности недр // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988

71. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири / ред. Елкин Е.А., Краснов В.И. // Новосибирск, изд. СО РАН, филиал «ГЕО», 2001, 163 с.

72. Ступакова A.B. (МГУ им. М.В. Ломоносова) / Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа. 06.2011

73. Сурков B.C. / Особенности формирования Урало-Сибирской молодой платформы в неогее // Геология и геофизика, 2002, т. 43, №8, с. 754-761

74. Сурков B.C., Жеро О.Г. / Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты // М., «Недра», 1981, 143 с.

75. Сурков B.C., Жеро О.Г., Смирнов Л.В. / Особенности формирования нижних горизонтов мезозойского осадочного чехла на склонах сводовых поднятий фундамента ЗападноСибирской плиты и направления нефтепоисковых работ // Советская геология, 1987, №10, С. 21-26

76. Трофимук A.A., Вышемирский B.C. / Проблема нефтеносности палеозоя ЗападноСибирской низменности // Геология нефти и газа, 1975, №2 с. 1-7

77. Фомин А.Н. / Катагенетические условия нефтеобразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика, 2004, т. 45, №7, с. 833-842

78. Фурсенко Е.А. / Пространственные закономерности распределения генетических параметров УВ С5-С8 нефтей и конденсатов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа 1/2009

79. Хабаров Е.М., Ян П.А., Вакуленко Л.Г., Попов А.Ю., Плисов С.Ф. / Палеогеографические критерии распределения коллекторов в средне-верхнеюрских отложениях юга ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна // Геология нефти и газа 1/2009

80. Хант Дж. / Геохимия и геофизика нефти и газа // М., Мир, 1982, 704 с.

81. Шемин Г.Г., Первухина Н.В. / Строение и перспективы нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа 1/2009

82. Шустер В.Л., Пунанова С.А., Самойлова A.B., Левянт В.Б. / Проблемы поиска и разведки промышленных скоплений нефти и газа в трещинно-кавернозных массивных породах доюрского комплекса Западной Сибири // Геология нефти и газа 2/2011