Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации

Семянов, Александр Адольфович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации"

На правах рукописи

СЕМЯНОВ АЛЕКСАНДР АДОЛЬФОВИЧ

СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ НИЖНЕВАРТОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА (МЕГИОНСКОЕ ПРИОБЬЕ) НА БАЗЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕГРИРОВАННОГО АНАЛИЗА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ

ИНФОРМАЦИИ

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2005 г.

Работа выполнена в НК «Лукойл» и во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Научныйруководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук доктор геолого-минералогических наук, профессор

Владимир Николаевич Макаревич

Владимир Валентинович Шиманский Владимир Алексеевич Трофимов

Ведущее предприятие - ФГУП Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ФГУП ВНИГНИ)

Защита диссертации состоится чЛЪкФ&^адЛ 2005 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д216.008.01. при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ Автореферат разослан 2005 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, Ученому секретарю.

Ученый секретарь Диссертационного Совета

А.К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Настоящая работа посвящена изучению нефтегазовой геологии Мегионского Приобья - обширнейшего сектора Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, содержащей основные углеводородные ресурсы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Мегионское Приобье, занимающее значительную территорию, площадью в 6200 км2, в среднем течении р Обь, является одним из старейших районов нефтедобычи Западной Сибири.

За более чем сорокалетнюю историю изучения нефтегазоносности Мегионского Приобья со времени открытия в 1961 г крупного Мегионского нефтяного месторождения открыты и разрабатываются около двух десятков месторождений, пробурены тысячи поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, отработаны сотни километров сейсмических профилей 2D и 3D Основные запасы эксплуатируемых месторождений района содержатся в залежах высокопродуктивных горизонтов неокомского мегакомплекса Промышленно нефтегазоносны апт-сеноманский и средне-верхнеюрский мегакомплексы. Высокопродуктивные месторождения, находящиеся в разработке, характеризуются высокой обводненностью и выработанностью (до 63% извлекаемых запасов нефти) Поскольку большинство из этих месторождений разрабатывается за счет интенсивной выработки запасов и внедрения современных технологий нефтедобычи, доля доказанных запасов углеводородов в районе стремительно снижается, и период обеспеченности ими нефтедобывающих компаний при возрастающих уровнях нефтедобычи снижается (ориентировочно до 20 лет). Для стабилизации добычи на оптимальном уровне необходимо восполнение промышленных запасов. Это может быть осуществлено за счет доразведки находящихся в разработке месторождений, выявления новых нефтегеологических объектов Предпосылки для этого имеются. Применение мощных современных технологий интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных позволяет уточнять, а иногда существенно изменять существующие представления о нефтегеологических моделях продуктивных комплексов в пределах хорошо изученных районов. Актуальной проблемой, способной привести к открытию десятков новых высокодебитных залежей, является изменение парадигмы опоискования горизонта Ю1 (васюганская свита верхней юры) В свое время десятки антиклинальных поднятий были выведены из геологоразведочного процесса в связи с тем, что первые скважины, пробуренные в своде соответствующих поднятий, либо оказывались сухими (или с дебетами первые м3/сут), либо давали воду. Исследования, проведенные с использованием современных сейсмических технологий, показали, во-первых, закономерное (хотя и сложно устроенное) улучшение коллекторских свойств

горизонта Ю| на склонах и периклинальных окончаниях положительных структур разного порядка, а, во-вторых, позволили доказать фактическое разрушение залежей в своде поднятий при сохранении их в тектонически экранированных ловушках в пределах наиболее пологих частей склонов

В пределах Мегионского Приобья, характеризующегося высокой степенью изученности территории, всесторонний интегрированный анализ обширной геолого-геофизической информации с использованием новейших технологий и современных интерпретационных систем позволил создать новые адекватные региональные и зональные нефтегеологические модели. Создание этих моделей требует обобщения, анализа, систематизации и переоценки всего эмпирического материала, разработки новых и/или привлечения имеющихся современных эффективных алгоритмов и программных средств, учитывающих особенности строения и формирования всей нефтегазогеологической среды и составляющих его элементов, в том числе природных резервуаров

Целью работы является создание адекватной геологической модели с использованием современных технологий интегрированного анализа имеющейся геолого-геофизической информации для переоценки нефтегазового потенциала и выявления новых нефтегазогеологических объектов в пределах Мегионского Приобья

Основные задачи исследования:

1 Интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по территории Мегионского Приобья с применением современных технологий, интерпретационных систем и достижений мировой нефтегазогеологической науки и практики

2 Создание новых геологических моделей (структурных, седиментологических и нефгегазогеологических) продуктивных комплексов Мегионского Приобья.

3 Выявление новых нефтегазогеологических объектов, в том числе в пределах ранее неизученных стратиграфических горизонтов, периферии структур, разрабатываемых месторождений.

4 Изучение тектонических деформаций в пределах продуктивных толщ Мегионского Приобья, получение информации о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

5 Выработка на основе проведенного анализа главных принципов развития нефтегазового комплекса в «старых» нефтедобывающих районах (на примере Мегионского Приобья).

Научная новизна;

1 Впервые для «старых» нефтедобывающих районов на примере Мегионского Приобья применен интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по строению нефтегазогеологической среды с применением современных технологий.

2 Созданы новые структурные, седиментологические и нефтегазогеологические модели продуктивных комплексов и горизонтов Мегионского Приобья для выявления перспективных объектов на периферии и в пределах разрабатываемых месторождений, контролирующих возможные залежи - спутники и сложно-экранированные ловушки, образование которых определяется сочетанием литологических и тектонических факторов.

3 Впервые изучена деформационная структура продуктивных толщ Мегионского Приобья и получена информация о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

4 Выработаны на основе проведенного анализа главные принципы развития нефтедобычи в «старых» нефтедобывающих районах на примере Мегионского Приобья.

Основные защищаемые положения:

1 Система интегрированного анализа всей имеющейся скважинной и сейсмической информации на основе современных технологий и интерпретационных систем способствует выявлению новых нефтегеологических объектов в районах нефтедобычи.

2 Выделение структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-секвенсов) Мегионского Приобья, характеризующихся автономностью внутреннего строения и нефтегазогеологических свойств, имеет принципиальное значение при дальнейшем освоении нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов.

3 Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о ее относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разрывных дислокаций различного ранга, субвертикальных каналов деструкции, уходящих в глубокие части земной коры, зон повышенной аномальности трещиноватости различного уровня и размеров.

4 Степень нефтегазонасыщенности по объему и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья Флюидодинамичское районирование региона определяется уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

5 Дальнейшее освоение далеко неисчерпанного нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов, в том числе Мегионского Приобья, необходимо проводить с

учетом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и ранненеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3Б

Практическая значимость работы заключается в создании новой концепции дальнейшего освоения неисчерпанного нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов и выявлении в их пределах новых высокоэффективных нефтегазогеологических объектов

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на шести научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», проходивших в г Ханты-Мансийске с 1997 г по 2004 г, международных конференциях в г Москве («Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», 2001 г ), г Казани («Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых платформ», 2001 г), на научно-практических конференциях ОАО «НТК «Славнефть»

Все практические рекомендации использованы при проведении нефтегазопоисковых работ нефтегазовыми компаниями Мегионского Приобья Структура работы.

Работа состоит из общей характеристики, 6 глав и заключения, объемом 179 стр., 78 рисунков, списка литературы из 69 наименований, выполнена в НК «Лукойл» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В Н Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе ведущим ученым ВНИГРИ член-корреспонденту РАН МД Белонину, доктору геолого-минералогических наук В.В.Шиманскому, коллегам по совместной работе из ОАО «Лукойл» и производственных организаций Западной Сибири.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Введение

Существующие представления о строении нефтегазогеологической среды Широтного Приобья, вмещающей в себя мощную толщу мезозойско-кайнозойских плитных комплексов и подстилающих их триасовых рифтогенных и палеозойских аккреционных образований, созданы трудами многих поколений геологов и геофизиков В их числе Т Ф Антонова, М.М.Биншток, В.С.Бочкарев, Г.К.Боярских, Ю.В. Брадучан, А.М.Брехунцов, Ю.В.Вайполин, В.А.Галунский, В.Я.Гидион, Ф.Г.Гурари, Н.П.Запивалов, В.П.Игошкин,

Ю.Н.Карогодин, А.Э.Конторович, В.А.Корнев, Н.Я.Кунин, Б.А.Лебедев, О.М.Мкртчян, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, И.И.Нестеров, В.Н. Нестеров, А.А.Нежданов, Т.М. Онищук, Г.Н.Перозио, Г.И.Плавник, О.А.Ремеев, Л.И.Ровнин, А.А.Розин, Н.Н.Ростовцев, М.Я.Рудкевич, Ф.К.Салманов, Р.С.Сахибгареев, З.Я.Сердюк, В.С.Сурков, Е.А.Тепляков, А.А.Трофимук, Л.Я.Трушкова, Ф.З.Хафизов, Л.Г. Цибулин, В.И.Шпильман и многие другие исследователи.

2. Методика изучения (на основе современных технологий) нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья

Эффективное изучение нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья стало возможным в последние годы с внедрением, в первую очередь, в практику сейсмических исследований, современных технологий их производства и обработки сейсмических данных и мощных интерпретационных систем при интегрированном анализе скважинной и сейсмической информации Внедрение трехмерной модификации сейсморазведки MOB ОГТ резко увеличило информативность материалов, необходимых при изучении структурных и седиментологических особенностей строения нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных комплексов, в т ч и таких малоисследованых объектов, как клиноформные постройки, дезинтегрированные участки разреза, доюрские структурные элементы и т. д.

Наличие взаимоувязанной сети сейсмических и скважинных данных в пределах хорошо изученной крупной территории позволяет на основе интегрированной интерпретации обширнейшей геолого-геофизической информации произвести с высокой эффективностью оценку геологической природы региональных, зональных и локальных элементов нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья. При этом высокие кинематико-динамическая достоверность и плотность сейсмических данных (значительная доля которых составляют материалы ЗБ-съемки) и наличие обширного банка сведений о петрофизических и петроакустических свойствах пород дают возможность прогнозировать нефтегазогеологические свойства природных резервуаров и отдельных продуктивных пластов. Интегрированный анализ сейсмической и скважинной информаций можно разделить на три этапа.

Первым этапом интегрированного анализа является максимально глубокая декомпозиция сейсмического поля на серию обособленных сейсмогеологических подразделений различного ранга, ограниченных отражающими горизонтами, устойчиво коррелирующимися по всей территории исследований. Идентификация сейсмических отражений с геологическими границами на основе совмещения в едином масштабе

сейсмической и скважинной информации и использование эффективных глубинно-скоростных моделей обеспечивают не только выделение сейсмогеологических подразделений и содержащихся в них нефтегазоносных и нефтегазоперспективных объектов, но и высокую точность их пространственного положения.

Вторым этапом интегрированного анализа является выявление внутренней природной неоднородности выделенных сейсмогеологических подразделений, те их расчленение на более дробные единицы - сейсмические фации, обладающие характерным внутренним рисунком сейсмической записи. Сейсмофации представляет собой части сейсмогеологических подразделений по вертикали и/или по латерали, отражая седиментационную (в основном) и/или литолого-катагенетическую дифференциацию осадочного разреза этих единиц.

Третьим этапом интегрированного анализа является выявление нефтегазогеологических свойств выделенных сейсмогеологических подразделений в пределах изучаемой территории. Структурная, седиментационная, литофациальная неоднородность нефтегазоносных систем изучается на основе корреляции, интерполяции, классификации и районирования кинематико-динамических сейсмических параметров, имеющих наиболее значимые корреляционные связи с нефтегазогеологическими характеристиками исследуемых объектов (комплексов, горизонтов, природных резервуаров, продуктивных пластов). При этом геологические модели, полученные по данным сейсморазведки и ГНС, сопоставляются и проверяются на непротиворечивость имеющимся геологическим данным. Адекватная нефтегеологическая модель при интегрированной интерпретации сейсмических и скважинных данных получается при достижении значительной детальности расчленения разреза по вертикали и выявлении особенностей деформационной структуры нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья.

Понятие деформированности состоит из двух крупных аспектов а) складчатая дислоцированность, б) деструктивная деформированность, включающая в себя все виды разрушения породных массивов - от разломных структур до различных видов аномальной трещиноватости (дилатансионной, тектонической и литогенетической). Характер и типы деформированности второго ее аспекта изучаются сейсморазведкой 2Б и, в последние годы, наиболее эффективно 3Б-сейсмической съемкой в виде сейсмофации деструкции. В скважинах, большей частью субвертикальных, и представляющих собой дискретные инструменты исследований, изучение дизъюнктивных дислокаций (ДД) весьма затруднено из-за их малоамплитудности в пределах Широтного Приобья и трудностей с отбором из деструктивного интервала кернового материала, необходимого для петрофизических определений.

Выделение малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций производится по кинематическим и динамическим признакам изменения отражающих горизонтов (ОГ).

Трассирование разрывных нарушений осуществляется на основе прослеживания дизъюнктивных дислокаций от профиля к профилю, с привлечением представлений об их генезисе, господствующих и подчиненных простираниях, выявленных по данным 3D-съемки. Пространственное положение ДЦ и сопровождающих их дезинтегрированных участков в пределах десятков, а иногда и сотни метров как по вертикали, так и по горизонтали наиболее эффективно выявляется при когерентном анализе. Резкое снижение когерентности сейсмической записи в зоне ДЦ является практически всегда проявляющимся поисковым признаком нарушения. Поэтому расчеты когерентности по кубу данных позволяют существенно локализовать и улучшить прослеживаемость ДЦ в пространстве.

Для решения задачи прогноза степени дезинтегрированности среды эффективным оказался подход, базирующийся на применении технологии Variance Cub, обеспечившей уверенное выделение и картирование как малоамплитудных, так и безамплитудных дизъюнктивов. Важную информацию о характере дезинтегрированности среды удалось получить на основе специальной обработки исходных сейсмозаписей по технологии фокусирующих преобразований (ФП).

Зоны аномальной повышенной трещиноватости, выделенные в результате комплексного анализа данных ФП и Variance Cub, имеют очаговую и линейно-очаговую форму, охватывая довольно значительные по размерам участки месторождений. Выделение трещиноватых (дезинтегрированных) зон в пределах залежей верхнеюрских продуктивных пластов приобретает важное нефтегазопромысловое значение. Основной проблемой при этом становится выявление ареалов активно функционирующих макро- и микротрещин. Кроме того, при проведении работ по гидроразрыву пласта возможна активизация «залеченных» трещин. Лучшими фильтрационными свойствами, по-видимому, будут обладать зоны трещиноватости, развитые вблизи разрывных нарушений.

Секвенс-стратиграфический анализ мезозойской толщи Мегионского Приобья позволил расчленить ее на региональные и зональные стратиграфические (нефтегазогеологические) подразделения, расшифровать внутреннюю их структуру. Сейсмические изображения (сейсмовидение) нефтегазогеологической среды региона дали объективную картину архитектуры осадочных тел, их геометрии в двухмерном и трехмерном пространстве, ключи к пониманию процессов формирования коллекторов и природных резервуаров, картированию различных видов нетрадиционных неантиклинальных ловушек углеводородов.

3. СТРУКТУРА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ МЕГИОНСКОГО ПРИОБЬЯ

В пределах Мегионского Приобья в юрско-меловой толще выделяются нижнеюрский, среднеюрский, келловей-оксфордский (васюганский), кимеридж-волжский (баженовский), неокомский, апт-альб-сеноманский, турон-коньякский мегасеквенсы (структурно-

стратиграфические мегакомплексы), сформированные в течение циклов II порядка глобальных изменений уровня моря (14-21 млн. лет). Мегасеквенсы подразделены на секвенсы (структурно-стратиграфические комплексы), образовавшиеся в течение циклов III порядка и характеризующиеся автономностью строения. В состав мегасеквенсов не включен лишь алымский секвенс, четко разделенный поверхностями несогласий и сформировавшийся на этапе резкого изменения тектоно-седиментационной обстановки в пределах Западно-Сибирского мегабассейна.

Нижне- и среднеюрские мегасеквенсы в пределах Мегионского Приобья не удалось расчленить на секвенсы из-за сравнительно низкой изученности бурением этой части разреза и отсутствия четких региональных разделов в толщах, сложенных, в основном, прибрежно-континентальными отложениями. Возможность более дробного разделения этих мегасеквенсов имеется, судя по данным относительных колебаний моря в нижне-среднеюрское время, выявленным в пределах остальных территорий Западно-Сибирской плиты. В дальнейшем, по мере появления скважинной информации выделение нижне-среднеюрских секвенсов станет необходимой предпосылкой для эффективного изучения их нефтегазогеологических свойств.

Тектоническое районирование в пределах Западно-Сибирского мегабассейна обычно проводится изолированно для мезозойско-кайнозойского чехла и основано на выделении его морфологических элементов различного ранга. При построении тектонической карты юрско-меловых отложений наряду с выделением морфологических элементов осадочного чехла проводилось обособление крупных районов с различной деформированностью. Выделение складчатых форм различного порядка произведено на основе существующих классификаций пликативных форм Западно-Сибирского мегабассейна.

Современные технологии сейсмических съемок, особенно 3Б, позволили выделить новые, ранее не распознаваемые в пределах юрских мегакомплексов предыдущими исследованиями локальные структурные элементы, обусловленные дизъюнктивной тектоникой.

В пределах Мегионского Приобья выделены четыре тектонических района, отличающихся по степени деформированности всего мезозойско-кайнозойского чехла Аганско-Мегионский, Кетовский, Покамасовский, Фаинский

Аганско-Мегионский район, характеризующийся наибольшей в регионе контрастностью складчатых деформаций, отличается и более широким развитием дизъюнктивных дислокаций. Наиболее крупные из них формируют пликативные формы II порядка.

Кетовский район, охватывающий западное погружение Нижневартовского свода и ограниченный с запада и востока, соответственно, Покамасовским региональным сбросом и Северо-Покурским зональным взбросо-надвигом, характеризуется по сравнению с Аганско-Мегионским районом меньшей деформированностью, контролируемой сложным сочетанием регматической сети, состоящей преимущественно из субширотных и северо-северо-западных и восток-северо-восточных дизъюнктивов.

Покамасовский район, являющийся пограничным элементом между Нижневартовским сводом и Юганской мегавпадиной, ограничен с востока одноименным региональным разломом, а с запада зональным субмеридиональным сбросом, эти разломы являются частью более крупной дизъюнктивной системы, имеющей весьма глубокие «мантийные» корни.

Фаинский район, соответствующий территориально одноименной котловине, образован относительно слабо деформированными, но отчасти дезинтегрированными синклинальными и грабен-синклинальными структурами По-видимому, широкое развитие процессов мезозойско-кайнозойского растяжения в пределах района привело к образованию в нижних частях осадочного чехла присбросовых форм дезинтеграции юрских комплексов.

Таким образом, структура нефгегазогеологической среды Мегионского Приобья характеризуется широким разнообразием ее вертикальной и горизонтальной неоднородности, вызванным различным влиянием геодинамических, тектонических и флюидодинамических факторов Они обусловили, как будет показано дальше, не только тектоно-седиментационные, но и нефтегазогеологические свойства структурно-стратиграфических (нефтегазоносных) подразделений геологической среды района.

4. СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТРУКТУРНО-СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ МЕГИОНСКОГО ПРИОБЬЯ

Эффективное изучение доюрского комплекса Западной Сибири как нового самостоятельного нефтегазоносного этажа со своими особенностями возможного размещения залежей углеводородов требует применения новых технологий и новых подходов к осмыслению имеющегося и получаемого геолого-геофизического материала.

Мировой и Западно-Сибирский опыт свидетельствуют о том, что основными нефтегазогеологическими объектами в фундаменте являются дезинтегрированные эрозионно-тектонические и горстовые поднятия, сложенные магматическими и осадочно-вулканогенными породами различного литологического состава и перекрытые флюидоупорами как зонального, так и локального уровня. Наибольший поисковый интерес представляют объекты, расположенные в зонах региональных разломов. При этом нефтегазогеологическое значение их структурно-формационной принадлежности и состава пород коллекторов определяется по их способности к формированию пустотного пространства в результате кон- и постседиментационных процессов. Наиболее перспективны в этом отношении магматические, кремнистые и карбонатные (в первую очередь, органогенные постройки) образования. Кроме эродированных и дезинтегрированных выступов фундамента возможно обнаружение и других, иногда принципиально новых типов ловушек нефти и газа (поднадвиговых, дилатансионных, жильных и т.д.)

Доюрское основание на большей части Западно-Сибирского региона представляет собой крупнейшую аккреционную систему, образованную в результате позднедокембрийско-палеозойско-раннемезозойской геодинамической эволюции, выразившейся в смене этапов зарождения и развития палеоостроводужных сооружений, палеожелобов и осадочных субокеанических и окраинноморских бассейнов.

Нефтегазовый потенциал доюрской толщи Западно-Сибирской плиты находится в зависимости от её геодинамической эволюции. Субдукционные процессы палеозойского времени приводили к накоплению рассеянной нефти в рифейско-палеозойских осадочных и осадочно-вулканогенных комплексах. Триасовый рифтогенез реализовывал не только миграционные возможности домезозойского фундамента, формируя региональные, зональные и локальные флюидопроводники в виде зон присдвигового растяжения, субвертикальной деструкции и горизонтально ориентированной дилатансии, но и активизировал нефтегазогенерационные процессы в пределах мобильных и дизьюнктивных зон, наиболее динамичных и раскрытых для подтока глубинного тепла. Аккумуляционные

процессы, наиболее интенсивно проявившиеся в период предюрской орогении, определили размещение известных и возможных скоплений углеводородов, контролируемое структурой доюрских флюидодинамических систем

Доюрский нефтегазоносный этаж Западно-Сибирской плиты является частью литосферной системы, характеризующейся не только тектоно-реологической, но и флюидодинамической расслоенностью. Верхнюю часть мезозойско-кайнозойского чехла занимает преимущественно изотропная флюидодинамическая система, отвечающая артезианской гидродинамической структуре с нормальным гидростатическим давлением и с литификацией пород, достигающей лишь степени прото- и мезокатагенеза В пределах этой системы преимущественно развит стратиформный тип залежей и месторождений углеводородов

Анизотропные флюидодинамические системы, соответствующие разуплотнённым горизонтам в сильно литифицированной и метаморфической частях верхних слоев литосферы, развиты в тех нефтегазоносных комплексах, где определяющая роль при нефтегазонакоплении принадлежит зонам аномальной трещиноватости различного ранга и строения Ловушками являются дезинтегрированные объемы горных пород вне зависимости от их литологической природы, изолированные сверху и по латерали непроницаемыми их разностями. Питающими каналами для формирования скоплений углеводородов в анизотропных флюидодинамических системах являются, в основном, субвертикальные зоны проницаемости для флюидных потоков.

В пределах Западно-Сибирской плиты в доюрском нефтегазоносном этаже развиты два типа флюидодинамических систем а) анизотропная, характерная для палеозойских магматических, метаморфических, вулканогенных и карбонатных пород, б) анизотропно-изотропная, характерная для пермо-триасовых (северная и центральная части плиты) бассейнов, районов развития параплатформенных слабодислоцированных девонско-каменноугольных образований и палеозойских рифогенных карбонатных построек.

С вышеизложенных позиций наиболее перспективными нефтегазогеологическими объектами в доюрском структурном этаже являются, на зональном уровне, мобильные, дизъюнктивные зоны и карбонатные постройки, перекрытые мощными флюидоупорами В Широтном Приобье покрышками для доюрских залежей являются раннеюрские мелководно-морские и озёрные глины, по данным В.С. Суркова и других исследователей широко распространенные и достаточно мощные (с пластами толщиной в 50-100м) для формирования и сохранения доюрских скоплений углеводородов

На локальном уровне наиболее перспективными нефтегазогеологическими объектами в доюрском основании Западной Сибири являются дезинтегрированные эрозионно-тектонические (зачастую перекрытые корой выветривания толщиной, доходящей до 50-150м,

или в карбонатных постройках закарстованными известняками и доломитами) и горстовые выступы. Трещинообразованию более подвержены кремнистые, карбонатные и магматические (преимущественно, граниты) породы, главным образом, в пределах и ареалах действия мобильных и дизъюнктивных зон Особый интерес представляют рифовые постройки рифейско-палеозойских комплексов и надвиговые гранитоидные и карбонатные пластины.

Одной из важных проблем, возникающих при нефтепоисковых работах на доюрские отложения, является вопрос о наличии непроницаемых покрышек как внутри палеозойских толщ, так и над эрозионно-тектоническими выступами доюрских образований.

Аномальная трещиноватость, выявленная по данным ПЭРВ, может контролировать участки с улучшенными коллекторскими свойствами в мезозойском разрезе и образовывать дезинтегрированные (разуплотненные) объемы пород в доюрском основании При наличии достаточно мощных перекрывающих нижнеюрских глинистых пластов и уплотненных пород по латерали в пределах месторождения можно ожидать присутствие нефтегазовых залежей в дезинтегрированных эрозионно-тектонических выступах. В их пределах прогнозируется также развитие разуплотненных объемов, образованных корой выветривания.

Таким образом, можно отметить, что важнейшим поисковым фактором при выявлении нефтегазогеологических объектов в фундаменте является наличие не только разуплотнённых объёмов (приразломные и дилатансионные участки, органогенные карбонатные постройки коры выветривания), но и региональных зональных и локальных флюидоупоров различных мощности и характера.

Нижне-среднеюрская толща содержит как генерирующие УВ, так и вмещающие горизонты и имеет сложное строение, обусловленное условиями формирования. Распространение резервуаров и экранов определялось и разнообразием обстановок седиментации в ранне-среднеюрское время, обусловленным чередованием преимущественно континентальных, паралических и мелководных морских условий осадконакопления.

Нижне-среднеюрские резервуары представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда с прослоями гравелитов и конгломератов. Это аллювиальные, озёрно-болотные, прибрежно- и мелководно-морские отложения Их фильтрационно-емкостные свойства ещё слабо изучены, но, по-видимому, характеризуются значительной латеральной и вертикальной изменчивостью. Такая неоднородность обусловлена рядом факторов, таких как различный петрографический состав, степень зрелости, фациальная принадлежность, интенсивность катагенетических преобразований и т.д. Предполагается, что наиболее грубообломочные разности (вплоть до конгломератов) с хорошими ФЕС формировались в базальной части разреза, а также в зонах выклинивания юрских горизонтов на склонах палеоподнятий. Литологические исследования нижне-

среднеюрских коллекторов показывают, что улучшению ФЕС этих пород способствует развитие в них вторичной пористости, что особенно характерно для шараповского и надояхского резервуаров.

Келловей-оксфордский (васюганский) мегакомплекс в сейсмическом волновом поле находится между отражающими горизонтами TIO2 и Б .

Применение новых геолого-геофизических технологий, в первую очередь, современных методов обработки и интерпретации сейсмической (2D и 3D) и скважинной информации выявило более сложное, чем предполагалось ранее, строение верхнеюрских резервуаров Моделирование верхнеюрских геологических тел показало, что при общности основных черт структурных планов верхнеюрских горизонтов они характеризуются рядом структурных и литолого-фациальных (седиментационных) особенностей, формирующих автономную фильтрационную среду верхнеюрских резервуаров.

В результате углубленной обработки данных 3D сейсморазведки, направленной на повышение разрешенности записи, появилась возможность картирования отражений от продуктивных пластов . Выявленные при этом структурные и макротекстурные особенности верхнеюрского горизонта (увеличение контрастности и деформированности по сравнению с некомскими формами, наличие мало- и безамплитудных дизъюнктивов, характерных лишь для этого интервала разреза, макрокосослоистая (криптоклиноформная) текстура пластов) объясняют многие парадоксы разработки верхнеюрских залежей (различные отметки ВНК, большое число водяных скважин в пределах нефтяных зон, неадекватная реакция многих скважин на мероприятия по поддержанию пластового давления).

Косослоистое строение верхнеюрского резервуара, наличие мало- и безамплитудных разрывов и перечисленные особенности разработки свидетельствуют о том, что прогнозируемые по прежним структурным построениям (данные сейсморазведки 2D прошлых лет) крупные единые верхнеюрские залежи фактически разделены барьерами на отдельные гидродинамически изолированные мелкие залежи.

Гидропроводность верхнеюрских резервуаров также зависит, судя по данным углубленной обработки сейсмоданных и материалам разработки, от степени дезинтегрированности верхнеюрских тел.

Кроме того, при проведении работ по гидроразрыву пласта возможна активизация «залеченных» трещин. Лучшими фильтрационными свойствами, по-видимому, будут обладать зоны трещиноватости, развитые вблизи разрывных нарушений

Нефтяные залежи васюганской свиты в Западной Сибири и, в частности, в районах Широтного Приобья - один из главных поисковых и эксплуатируемых объектов мезозойского разреза

Строение васюганской толщи определяется проградационно-баровой её природой и значительным влиянием разломной тектоники, обусловившей широкое развитие флюидодинамических структур, хорошо видимых на детальной пространственной карте поверхности пласта

Кимеридж-волжский (баженовский) мегакомплекс составлен из двух комплексов (секвенсов): георгиевского и баженовского. Уникальность баженовского комплекса заключается не только в чрезвычайно высоком содержании но и в том, что он

одновременно является нефтематеринским горизонтом, коллектором и флюидоупором. В последние годы появились материалы, показывающие ограниченные нефтегазоматеринские возможности баженовского горизонта.

Строение баженовского комплекса представляет значительный нефтегазогеологический интерес не только с позиций изучения его нефтегазопроизводящих и нефтегазосодержащих свойств, но и для понимания процессов нефтегазонакопления в вышележащих комплексах.

В ранее предложенных моделях формирования залежей в баженовском резервуаре заполнение трещинного коллектора нефтью обосновано недостаточно и неадекватно масштабу генерации, миграции, дифференциации и запасам промышленных скоплений УВ При более широком подходе к проблеме, учитывающем все особенности строения резервуара, очевидно главное условие первичной и вторичной миграции, концентрации УВ -это разрушение слабопроницаемого каркаса баженитов и образование объемных зон дополнительного пустотного пространства с пониженным давлением. Этим условиям наиболее полно отвечает процесс дилатансии в зонах аномальной трещиноватости.

Наряду с преобладающим мнением о сингенетичности нефти в баженитах выдвигаются аргументы о ее значительной миграции по разрывным нарушениям из подстилающей юрской части разреза и палеозойских осадочных пород. На это указывают обнаруженные в нефтях "миграционные" юрские и палеозойские спорово-пыльцевые комплексы, наличие смешанных нефтей различного состава с пятнистым распределением по площади Салымского месторождения, аномально высокие пластовые давления (АВПД) и температуры. Для образования высокотемпературных пластовых аномалий конвективной природы и АВПД миграция нефти вверх по разрезу должна происходить струйно и имегь

высокие скорости подобно подъему магмы при вулканических извержениях. Эти условия обеспечиваются при импульсном режиме развития разломов.

Таким образом, природные резервуары с нетрадиционными породами-коллекторами могут вмещать значительные ресурсы углеводородного сырья. Тщательное специализированное изучение нефтегазоаккумулирующих возможностей баженовского горизонта необходимо провести в дезинтегрированных региональных, зональных и локальных зонах и участках.

Неокомский клиноформный мегакомплекс сформировался в результате бокового заполнения осадками некомпенсированной впадины Западно-Сибирского морского бассейна Каждое клиноформное тело регионального масштаба соответствует единому трансгрессивно-регрессивному циклу осадконакопления, и, таким образом, представляет собой секвенс (комплекс), состоящий из циклитов более мелкого ранга (парасеквенсов).

В пределах площади исследования ачимовские песчано-алевритовые тела приурочены к фондоформным частям клиноформ (самотлорской, тагринской и

бахиловской соответственно). Границы развития и строение перечисленных комплексов отражены на схемах временных толщин.

Шельфовый песчаный пласт БВю, приуроченный к кровле бахиловского комплекса, в пределах района изучения развит только на юго-востоке Мегионской площади. В западном и северо-западном направлении он выклинивается и переходит в алеврито-глинистые дистальные отложения. В этом же направлении соответственно уменьшается и общая мощность клиноформы (от 200 до 20 м).

Ачимовские песчано-алевритовые тела, развитые в фондоформе пачки представляют собой серию линз, последовательно сменяющих друг друга с востока на запад. Общая мощность ачимовской толщи в этом направлении постепенно уменьшается, и песчаники замещаются глинистыми отложениями дистальной части фондоформы . При этом эффективная мощность ачимовских пластов до определённого предела возрастает, а затем начинает убывать. Это обусловлено особенностями строения клиноформного комплекса' наибольшая мощность и улучшенные коллекторские свойства глубоководных песчаных тел отмечаются у подножия склона, в проксимальной части конусов выноса.

Клиноформная пачка БВ8-9 тагринского комплекса выделяется на большей части рассматриваемого района. В её ундаформной части прослеживается группа песчаных шельфовых пластов и маломощный пласт отделённый от вышележащих песчаных тел невыдержанной глинистой пачкой. Эти пласты представляют собой регрессивные части двух гемициклитов, входящих в состав единого трансгрессивно-регрессивного циклита. Поскольку пласт формировался на заключительном этапе более крупного цикла, он лучше выражен и имеет большую мощность. Анализ электрометрических характеристик

пласта (формы кривой ПС) позволил область ею развития разделить на зоны распространения шельфовых и паралических образований.

Ачимовские аналоги пластов рассматриваются вместе, поскольку граница

между гемициклитами в их орто- и фондоформной части не прослеживается.

Строение клиноформы самотлорского комплекса в целом повторяет строение клиноформы . Она также состоит из двух гемициклитов, в ундаформной части которых развиты пласты . Эти клиноформные тела уверенно прослеживаются на

субрегиональных сейсмических профилях.

Глубоководные аналоги шельфового пласта (ачимовские песчано-алевритовые образования) развиты в пределах достаточно узкой полосы субмеридионального простирания.

В клиноформном комплексе выявлен широкий спектр ловушек, главными из которых являются структурные, литологические, стратиграфические и их комбинации В некоторых районах встречены и тектонически экранированные залежи С шельфовыми отложениями связаны преимущественно структурные и структурно-литологические ловушки. Есть и специфические, характерные именно для клиноформного комплекса. Например, литологические ловушки, связанные с песчаными телами бровки шельфа. В дистальных отложениях преобладают литологические и структурно-литологические ловушки конусов выноса. Например, с такими отложениями связана открытая в последнее время одна гигантская нефтеносная зона Западной Сибири — Приобская, где на большой территории в литологически ограниченных ловушках, приуроченных к дистальным песчано-алевритовым телам, открыты залежи нефти без признаков пластовой воды.

Верхняя часть неокомского мегакомплекса (урьевский, асомкинский, покачевский, чеускинский, сармановский, пимский, быстринский комплексы) и алымский комплекс в пределах Мегионского Приобья представлены ундаформными частями, сложенными шельфовыми отложениями. Этот интервал мелового разреза включает в себя мелководно-морскую и прибрежно-морскую песчано-глинистую ритмично-горизонтально-слоистую сероцветную формацию, с которой связаны основные ресурсы УВ на площади исследований. К этой формации относятся отложения ундаформной части клиноформного комплекса мегионской свиты (пласты нижневанденской подсвиты (пласты и

нижнеалымской подсвиты (пласт представляющие собой ритмичное переслаивание

глинистых и песчаных пачек, формировавшихся в мелководно-морских, прибрежно-морских и паралических обстановках седиментации.

Группа пластов продуктивна только на месторождениях, отличающихся

наибольшим количеством этажей нефтеносности - Аганском, Ватинском, Северо-Покурском, Кетовском.

Отложения пачки АВ алымского комплекса, включающей три самостоятельных песчаных пласта, нефтеносны на правобережье Оби (преимущественно пласт . Эти песчаники сформировались в условиях начала аптской трансгрессии, соответственно вверх по разрезу от пласта в них увеличивается доля алевритовой и глинистой

составляющей, что обусловливаег ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Оптимальные коллекторы алымского комплекса, судя по карте распределения амплитуд сейсмической записи по отражающему горизонту М, расположены, в основном, в пределах Аганско-Мегионского района.

При изучении нефтегазоносности неокомских отложений с целью прогноза перспективных зон необходимо большое внимание уделять изучению фациальных и палеогеоморфологических условий осадконакопления. Именно они в значительной мере определяют морфологию резервуаров и генетический тин ловушек. Это весьма важно для прогноза залежей и определения их методов поиска. Восстановление палеогеографических обстановок, в данном случае на территории Мегионского Приобья, предполагает выяснение как особенностей формирования неокомского клиноформного комплекса в целом, так и детальных реконструкций отдельных клиноформ и их частей. Это имеет важное значение для понимания геодинамики развития осадочного бассейна и особенностей формирования разреза, что в дальнейшем в комплексе с другими данными (сейсморазведки, особенностей тектонического строения и др.) позволяет более обоснованно прогнозировать перспективные зоны и типы ловушек УВ в их пределах, оптимально организовывать поисково-разведочные и эксплуатационные работы.

Апт-альб-сеноманский структурно-стратиграфический мегакомплекс имеет двучленное строение. Его трансгрессивная часть представлена глинистыми отложениями верхнеалымской подсвиты, включающими кошайскую пачку - региональный флюидоупор. Регрессивной части циклита соответствует покурская свита - мощная (до 750 м) толща прибрежно-морского и континентального генезиса, сложенная преимущественно песчаниками, песками и алевролитами (пласты Подчинённое значение имеют

невыдержанные по площади пласты и пачки глин.

Вышележащая существенно кремнисто-глинистая толща верхнемелового (турон-датского) комплекса сформировалась в условиях обширной трансгрессии морского бассейна и является региональным флюидоупором.

В мезозойской части осадочной толщи Мегионского Приобья отчетливо выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, келловей-оксфордский (васюганский), баженовский, верхнеберриасский (бахиловский), верхнеберриас-нижневаланжинский (тагринский), валанжинский, верхневаланжин-готерив-барремский, раннеаптский (алымский), апт-альб-сеноманский, турон-коньякский. В пределах

этого региона пока не установлена промышленная нефтегазоносность нижне- и среднеюрских, баженовского, апт-альб-сеноманского, и турон-коньякского НТК Нижне- и среднеюрские комплексы продуктивны за пределами района исследований

Нефтегазоносные комплексы Мегионского Приобья, содержащие скопления углеводородов (рис.1) характеризуются различной продуктивностью в зависимости от нефтегазогеологической позиции и флюидодинамической активности земных недр

Келловей-оксфордский (васюганский) НГК представлен в рассматриваемом районе преимущественно песчаными разностями пород верхневасюганской подсвиты, объединяемыми в пласт . Песчаники этою пласта сравнительно хорошо выдержаны по простиранию и обладают достаточно высокими емкостными и фильтрационными свойствами.

Верхне-бериасский (бахиловский) НГК представлен в районе продуктивным горизонтом .

Продуктивный горизонт в песчаных фациях распространен лишь в восточной части Нижневартовского свода. Уже на западном склоне Мегионского поднятия он глинизируется и песчаники этого пласта встречаются в виде изолированных линз, как правило, насыщенных водой. Глинизируется пласт БВю и к северу от Нижневартовского свода.

Верхнеберриас-нижневаланжинский (тагринский) НГК представлен, в основном, продуктивным горизонтом .

Продуктивный пласт наиболее выдержан по литологическому составу в пределах всего Нижневартовского свода и на структурах, расположенных к северу от него Только в западной части рассматриваемой территории он глинизируется

Ачимовская часть тагринского НГК продуктивна на Аганском, Северо-Покурском, Кетовском, Новопокурском, Южно-Покамасовском месторождениях Пласты АЧБВ8 характеризуются значительной неоднородностью по площади и разрезу и содержат залежи структурно-литологического типа. Коллекторами служат мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

Валанжинский НТК представлен продуктивными горизонтами БВб-БВо .

Продуктивный пласт развитый в пределах Мегионского Приобья, в основном, в шельфовых фациях самотлорского клиноформного комплекса, промышленно нефтегазоносен в структурных ловушках Аганского, Ватинского, Северо-Покурского, Северо-Ореховского месторождений, где присутствует глинистая покрышка, изолирующая пласт Ачимовская часть пласта фиксируется лишь на западной окраине Мегионского Приобья и пока продуктивна лишь на Южно-Покамасовском месторождении.

Нефтегазоносныекомплексы

1 - раннеаптский (алымский)

2 - верхневаланжин-готерив-барремский

3 - валанжинский

4 - верхнеберриас-нижневаланжинский (тагринский)

5 - верхнеберриасский(бахиловский)

6 - келловей-оксфордский (васюганский)

7 - среднеюрский

Рис. 1. Стратиграфическое распределение залежей нефти Мегионского Приобья

Верхневаланжин-готерив-барремский НГК представлен продуктивными горизонтами группы АВв-АВ? .

В пластах группы «А» на большинстве структур выявлены небольшие по размерам залежи нефти и лишь на Самотлорском месторождении в этой части разреза встречены мощные продуктивные пласты (АВ4.5), на Мегионской - АВ2, на Ватинском - АВв, АВб, АВ,, АВз, на Северо-Покурском - АВц, АВз, на Локосовском - АВ4

Раннеаптский (алымский) НГК представлен продуктивным горизонтом АВ1 .

Продуктивный горизонт АВ1 приурочен к нижней опесчаненной части алымской свиты Залежи нефти в нем содержатся на Мыхпайском, Самотлорском, Аганском, Ватинском, Северо-Покурском и Мегионском месторождениях. Признаки нефти установлены на Локосовской структуре.

Мезозойские нефтегазоносные комплексы Мегионского Приобья характеризуются различным уровнем продуктивности, зависящим от особенностей строения структурно-стратиграфических подразделений, входящих в НГК, и их тектонической (нефтегазогеологической) позиции. В районах с активным кайнозойским тектоническим (нефтегазогеологическим) режимом (Аганско-Мегионский район) продуктивность охватывает почти все мезозойские НГК, в более умеренных в этом отношении территориях (Кетовский район) этаж нефтегазоносности охватывает нижние части мезозойского разреза, в Покамасовском районе, характеризующемся относительно умеренной кайнозойской тектонической активностью, продуктивны юрские горизонты и нижние части мелового разреза.

5.ФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕГИОНСКОГО ПРИОБЬЯ.

Полученные новые данные о деформационной структуре геологической среды Мегионского Приобья свидетельствуют о ее значительной дезинтегрированности, выразившейся в виде различных форм регматической сети и деструктивных объектов различного ранга В пределах Мегионского Приобья основными дезинтегрированными структурами являются разломные дислокации, субвертикальные зоны деструкции (СЗД) и зоны (участки) аномальной трещиноватости.

Разломные дислокации, развитые, в основном, в пределах доюрского и юрского интервалов разреза, по степени влияния на геологическое пространство (протяженность, величина зоны воздействия на геологическую среду, длительность развития и т.д.) делятся на региональные, зональные и локальные. По кинематическому типу подразделяются на взбросы, сдвиги, сбросы и преимущественно безамплитудные разломы.

Субвертикальные зоны деструкции выделяются в виде «столбов» дезинтегрированных пород диаметром до 3-3,5 км и прослеживаются в юрском и доюрском интервалах разреза на всю изученную сейсморазведкой глубину Зоны

ограничены кольцевыми разломами.

Зоны аномальной трещиноватости, фиксируемые по данным ПЭРВ в юрском интервале разреза, сохраняют почти те очертания, что и в доюрском комплексе, но значительно теряют свою интенсивность.

Все описанные выше формы дезинтегрированности юрских и доюрских пород, выразившиеся в виде линейных (разломы), линейно-очаговых (разломы с сопутствующими кольцевыми формами) и очаговых (концентрические структуры, субвертикальные зоны дезинтеграции, зоны аномальной трещиноватости) форм структурной организации геологической среды, одновременно являются и флюидодинамическими структурами. В раннеюрское (эпоха преимущественного растяжения), среднеюрское (эпоха стабилизации), верхнеюрское (эпоха растяжения, сменившаяся в конце малоконтрастными процессами сжатия) времена эти структуры контролировали направление и обьемы флюидопотоков. При наличии структурных ловушек с благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами и надежной изолирующей покрышкой, примыкающих к флюидодинамическим структурам, можно прогнозировать высокую продуктивность, в первую очередь, участков, расположенных в непосредственной близости от очаговых и линейно-очаговых форм дезинтегрированности пород. Эти формы, судя по интенсивности аномалий ПЭРВ, являются наиболее благоприятными для миграции углеводородов.

Нефтегазогеологическая роль разломной тектоники выражается в следующем:

а) создание и закономерное размещение структурных ловушек углеводородов (УВ) в зонах разломов;

б) влияние дизъюнктивов в период седиментации на распределение фаций, мощностей осадков и, как следствие, размещение коллекторов и покрышек, контроль литологических ловушек (рифы, песчаные бары, русла рек и т.д.);

в) флюидопроводящая и/или экранирующая роль разных кинематических типов разрывов,

г) повышенная активность физико-химических, эпигенетических и экзогенных процессов в зонах разломов.

Структурный аспект разломной тектоники выражается в формировании не только структурных форм, контролирующих аккумуляцию углеводородов, ни и создании флюидопроводящих структур Так например, новые данные сейсморазведочных исследований свидетельствуют о ведущей роли региональных надвигов доюрского основания в создании Самотлорской группы структур, контролирующих гигантское одноименное месторождение. В пределах Мегионского Приобья на последних этапах доюрского развития геологической среды в пермо-триасовое время преобладали процессы растяжения.

Седиментологический аспект разломной тектоники выражается не только в влиянии на строение резервуаров, но и опосредованно на процессы нефтегазопродуцирования и нефтегазонакопления. По времени активизации все разрывные нарушения можно разделить на до-, кон- и постседиментационные относительно рассматриваемого нефтегазоносного комплекса (НТК) Несомненно, что они по разному влияли на строение резервуаров и онтогенез (генерацию, миграцию, аккумуляцию и разрушение) УВ.

Флюидодинамический аспект разломной тектоники в настоящее время не подвергается сомнению. Он зависит от закономерностей распределения экранирующих и проводящих разрьвов, развития трещиноватости в нефтегазоносных резервуарах При тектонических активизациях движение флюидов в зонах разломов осуществляется по трещинам растяжения при разуплотнении пород (дилатансии) на участках аномальных напряжений, подтока (всасывания) туда флюидов и затем при сейсмическом сбросе напряжений, их перемещения (отжатия) в сторону пониженных пластовых давлений (Р.Сибсон,У.Файф идр. ).

В зонах активных разломов возникает естественный процесс, сходный с механизмом работы насоса. Направленность флюдопотоков зависит от ориентировки проводящих трещин в этих очагах. В обстановке растяжения (рифтогенез) преобладает субвертикальная миграция углеводородов с небольшим латеральным подтоком Сдвиги дренируют недра Земли по вертикали.

Эпигенетический фактор влияния разломной тектоники на строение осадочных толщ выражается в их постседиментационном преобразовании в виде изменений минералого-петрографического состава и фильтрационно-емкостных свойств за счет поступления по дезинтегрированным зонам глубинных растворов и газов.

Разломная тектоника Мегионского Приобья представлена Покамасовским и Мегионским региональными разломами, серией зональных и локальных дизъюнктивов. Структурно-формирующая роль регматической сети района выразилась в создании основных структурных форм мезозойской осадочной голщи и опосредованно градиентных (напряженных) зон.

Особенно следует отмегить активную структурообразующую роль флюидодинамических процессов в субширотных зонах повышенной трещиноватости. Особенно значительно это проявилось в формировании Ермаковского вала над подобной зоной в Кетовском районе, выделенной по аэромагнитным материалам в доюрском

основании. Аномалия ДТ фиксирует наличие сети трещин, выполненных магнитоактивным вулканогенным материалом пермо-триасового времени. В мезозойско-кайнозойское время активизация этой сети приводит к усилению флюидодинамических процессов не только в этом районе, но и в пределах всего комплекса субширотных аномально трещинных зон Мегионского Приобья.

Локальные малоамплитудные дизъюнктивы играют, особенно в юрской толще, значительную роль в формировании и расформировании залежей нефти. Дизъюнктивы в различные периоды геологической истории и на разных своих участках могут быть как флюидопроводящими и служить каналами миграции, так и флюидодинамическими экранами. Значительная часть скоплений углеводородов может быть сосредоточена не в своде, а на склонах и периклиналях локальных поднятий в тектонически экранированных ловушках.

Субвертикальные зоны деструкции (СЗД) в Мегионском Приобье обнаружены в доюрском основании и мезозойской толще при применении современных технологий геофизических работ и пространственной сейсморазведки 3D. На Новопокурской площади выявлен ряд кольцеобразных выступов баженовского горизонта высотой в 40-50 м, диаметром в 500-700 м, ограниченных кольцевыми разломами. На сейсмическом кубе отчётливо видно, что они представляют собой цилиндрические трубки, уходящие и прослеживаемые в доюрском основании на изученную глубину (до 4-5 км). Ранее подобные геологические тела в Западно-Сибирской провинции выделялись P.M. Бембелем в качестве геосолитонов - поставщиков глубинной энергии в верхние слои земной коры. Вероятно, что мы имеем дело с новым классом геологических структур, поскольку их природа остается пока невыясненной. Но предполагается, что СЗД, созданные в процессе спонтанного возбуждения и разуплотнения отдельных участков геологической среды, могут быть связаны с активной (пульсационной) дефлюидизацией земных недр. В таком случае, миграционные возможности СЗД могут привести к созданию вокруг них высокоактивных запасов углеводородов.

Зоны аномальной повышенной трещиноватости в пределах Мегионского Приобья выделены при применении современных технологий сейсморазведочных работ на основе данных пространственной сейсморазведки 3D. Этой съёмкой охвачено почти 1000 км2 территории на западе региона. Это позволило достоверно откартировать разломную сеть и связанный с ней комплекс дезинтегрированных участков, характеризующихся повышенной

аномальной трещиноватостью домезозойских и мезозойских пород. Контуры и размеры этих участков разнообразны и доходят от 0,2 км до 8 км по длине и от 0,2 до 4 км по ширине и определяются степенью влияния не только сопутствующих разломов, но и активностью флюидодинамических процессов в их пределах.

В зонах аномальной повышенной трещиноватости изучение вещественного состава и коллекторских свойств юрско-меловых пород, проведенных литологами (3.Я.Сердюк), показали, что динамические явления в этих зонах в седиментогенезе способствуют появлению вариаций вещественного состава, структуры и мощности терригенных комплексов. Процессы деструкции пород, миграции флюидов, возрождения вод, нефтегазогенерации и превращения минеральных ассоциаций в катагенезе приводят к образованию вторичных неоднородностей в виде участков и зон различной суммарной аутогенной минерализации, трещиноватости, растворения и перекристаллизации. Воздействие современных термодинамических явлений вызывает новое разуплотнение и повышение коллекторских свойств пород. В результате сочетания этих разномасштабных неодновременных импульсных процессов формируется окончательный облик коллекторских толщ в виде глубинной зональности, осложненной горизонтами разуплотнения, недоуплотнения и уплотнения.

На фоне тенденции снижения коллекторских свойств терригенных пород с глубиной общей закономерностью, отражающей процесс самоорганизации системы, является нарушение равновесия, разуплотнение и повышение качества коллекторов под преимущественным воздействием любого из флюидодинамических факторов. Дальнейшее усиление воздействия приводит к превышению предела прочности пород, удалению флюидов, к смене влияния параметров и снижению коллекторских характеристик.

Из изложенного следует, что оптимальными условиями для фор.мирования коллекторов нефти и газа являются зоны, примыкающие к участкам контрастных изменений динамических факторов, которые указывают на возможность существования миграционных потоков флюидов и повышения проницаемости коллекторов.

Перспективы коллекторов в зонах аномальной трещиноватости на больших глубинах следует связывать с грабен-рифтами, кольцевыми системами, а также с зонами разуплотнения в пределах крупных разломов.

Зоны дезинтеграции, контролирующие размещение зон аномальной повышенной трещиноватости Мегионского Приобья, во-многом расположены в пределах деструктивных полей региональных и зональных разломов, и их положение в мезозойском разрезе зависит от флюидодинамической активности этих дизъюнктивов. В зоне Мегионского разлома (Западно-Аганское месторождение) дезинтегрированные фрагменты занимают значительную ее часть в пределах доюрского основания и проникают в виде пучка СЗД в неокомский

мегакомплекс. В зоне сочленения северо-северо-восточных зональных разломов и субширотной зоны повышенной трещиноватости в районе Северо-Ореховской площади в нижнеюрских и юрских комплексах формируются их дезинтегрированные фрагменты в результате активных флюидодинамических процессов в узлах, образованных в результате пересечения дизъюнктивов различного направления. На вертикальном сечении 3Б куба данных видно, что дезинтеграция мезозойских пород вызвана действием пучка СЗД, проникающих из доюрского основания в неокомский мегакомплекс, постепенно теряя свою контрастность. Эти же особенности дезинтегрирования юрских комплексов выявлены при изучении зоны пересечения Покамасовского разлома, характеризующегося на этом участке -(Северо-Островная площадь) северо-восточной ориентировкой, с зональным разломом субмеридионального направления.

Строение зон аномальной повышенной трещиноватости, судя по сейсмическим материалам, очень сложное, состоит из различно дезинтегрированных фрагментов мезозойской толщи как по горизонтали, так и по вертикали. По-видимому, это явление связано с явлениями самоорганизации мезозойских систем во время флюидодинамических процессов.

Новые данные о деформационной структуре геологической среды и анализ этих материалов в комплексе с имеющимися материалами по нефтегазоносности Мегионского Приобья привели к выводу о значительной роли флюидогенетических факторов (региональных, зональных и локальных) в формировании нефтегазогеологических особенностей доюрских и мезозойских комплексов Мегионского Приобья.

В результате проведённых работ подтвердилось сложное геологическое строение продуктивных пластов и приуроченных к ним залежей нефти. Выявлен новый тип высокоёмких коллекторов, с которыми связаны высокие дебиты нефти. Развитие таких коллекторов связано с дизъюнктивной тектоникой и активизацией флюидодинамических процессов, способствовавшей созданию зон дробления и трещиноватости пород и вторичной проработке коллекторов глубинными гидротермами.

Таким образом, флюидодинамическая компонента в общем поле нефтегазогеологических процессов занимает значительную, если не ведущую роль.

Значительная часть углеводородных скоплений образовалась при участии процессов восходящей миграции флюидов в виде их потоков, которые формировались под давлением снизу. Флюидодинамические условия, необходимые для существования залежей, обеспечивались за счёт термодеструкции органического вещества и подтока флюидов из более глубоких горизонтов (пласты ачимовская толща).

Подток углеводородов служит причиной возникновения зон разуплотнения с АВПД, рассланцевания пород на путях миграции флюидов. По данным геохимиков МГУ на

изменения динамического режима залежей четко реагируют отношение пристана к фитану в нефтях, которое возрастает, изменение выхода легких фракций и плотности нефтей В зонах разломов, по которым происходит перемещение флюидов, преобладают два типа изменений обогащение низкомолекулярными компонентами вследствие дополнительного поступления углеводородов в залежь или относительное накопление тяжелых высокомолекулярных компонентов, как признак потери легких компонентов в процессе миграции. Прямыми признаками подтока углеводородов из глубоких горизонтов является присутствие палеозойских спор и пыльцы в нефтях мезозойских месторождений (Ханты-Мансийское, Семиярское, Салымское и другие месторождения). Путями миграции флюидов, кроме коллекторских толщ, служат вертикальные зоны трещиноватости и разуплотнения с повышенной пористостью, проницаемостью и температурой, которые формируются над зонами долгоживущих разломов в фундаменте, ограничивающих кольцевые и рифтовые системы.

В пределах Мегионского Приобья нефтегазоносность мезозойской толщи определяется степенью активности флюидодинамических процессов, различной в тектонических (флюидодинамических) зонах, характеризующихся разной степенью дезинтегрированности и напряженности юрско-меловых комплексов.

Флюидодинамическое районирование, основанное на изложенных выше принципах, разделяет территорию Мегионского Приобья на пять флюидодинамических зон Аганско-Мегионскую, Луговую, Кетовско-Покамасовскую, Новопокурскую и Фаинскую. В их пределах скопления углеводородов приурочены к напряженным или ослабленным градиентным зонам, которые способствуют формированию оптимальных коллекторов трещинно-порового типа и очагов повышенной проницаемости, контролируемых флюидопроводящими системами и структурами.

Флюидопроводящие системы и структуры в пределах региона делятся на зональные и локальные. Зональные системы представляют собой зоны дезинтеграции палеозойско-мезозойских комплексов, которые в зависимости от контролирующих их форм линейной, линейно-очаговой и очаговой деструкции разделяются на сдвиго-раздвиговые, принадвиговые, грабеновые и очаговые. Локальные флюидопроводящие структуры образованы локальными флюидопроводящими разломами, линейными узкими участками аномальной трещиноватости и очаговыми субвертикальными зонами деструкции.

Различия в флюидодинамической активности в разных флюидодинамических зонах приводит к разному нефтенасыщению мезозойских комплексов в их пределах.

Аганско-Мегионская флюидодинамическая зона из-за широкого развития крупных зон дезинтеграции различного характера (сдвиго-раздвиговых, принадвиговых и очаговых) и напряжённых зон с повышенной проницаемостью доюрских и мезозойских комплексов

характеризуется повышенным содержанием нефтеносности, охватывающим весь продуктивный этаж Приобья

Луговая флюидодинамическая зона соответствует крупному раннемезозойскому грабену, в пределах которого позднекайнозойские напряжения растяжения создали зону повышенной рассеянной проницаемости мезозойско-кайнозойских комплексов В условиях кайнозойского режима растяжения флюидоупорные свойства раннеаптских и туронских глинистых покрышек в какой-то мере на отдельных участках могут ухудшаться Поэтому можно ожидать наличие нефтегазовых залежей в верхних частях мезозойского разреза.

Кетовско-Покамасовская флюидодинамическая зона характеризуется умеренным уровнем дезинтегрированности палеозойско-мезозойских комплексов. В её пределах продуктивны позднеюрские и отдельные горизонты неокомского комплекса Кетовского, Северо-Островного, Покамасовского и Локосовского месторождений. На участках, изученных сейсморазведкой 3Б (Северо-Островное и Локосовское месторождения), скопления углеводородов сопровождаются локальными очаговыми субвертикальными каналами дезинтеграции палеозойско-мезозойских пород. Редкие участки повышения нефтенасыщения расположены в зоне Покамасовского регионального разлома и при наличии высокопроводящих каналов (трещин) вблизи локальных дизъюнктивов.

Новопокурская флюидодинамическая зона характеризуется повышенным полем проницаемости доюрских, юрских и ранненеокомских пород, в основном, в зонах Покамасовского регионального разлома и зонального дизъюнктива, разграничивающего Новопокурскую и Фаинскую зоны. В пределах Новопокурской зоны Новопокурское, Южно-Покамасовское и Южно-Островное месторождения содержат залежи нефти в позднеюрских и ачимовских горизонтах. Флюидопроводящие структуры представлены в виде локальных очаговых субвертикальных каналов дезинтеграции палеозойско-мезозойских комплексов, сконцентрированных в зоне Покамасовского регионального разлома.

Таким образом, проведённое флюидодинамическое районирование показало, что уровень и характер нефтегазоносности Мегионского Приобья зависят от степени дезинтегрированности геологической среды В районах со значительной дезинтегрированностью, включающих зональные дезинтегрированные флюидопроводящие структуры, присутствуют крупные очаги нефтенасыщения со значительно увеличенным этажом нефтегазоносности (Аганско-Мегионская зона). В районах с развитием локальных дезинтегрированных флюидопроводящих структур степень нефтенасыщения и этаж нефтегазоносности мезозойской толщи значительно уступают таковым в районах увеличенной дезинтеграции палеозойско-мезозойских комплексов.

6. Концепция и основные направления работ по дальнейшему освоению нефтегазовых ресурсов и запасов старейших нефтегазодобывающих районов (на примере Мегионского Приобья)

Высокоразрешающее объемное сейсмовидение, основанное на интегрированном анализе скважинной и сейсмической информации, освобожденное от догм существующих представлений, позволяет уточнить и усовершенствовать, а иногда значительно изменить их и выявить принципиально новые нефтегазогеологические объекты. Одной из главнейших задач геологоразведочных работ на территории Мегионского Приобья является выявление не только новых продуктивных объектов и горизонтов в сравнительно слабо изученных юрских и ачимовских комплексах, но и выявление участков повышенной продуктивности на известных месторождениях.

Применение новых современных технологий позволило выявить важнейшие особенности нефтегазогеологических объектов региона а) тектоно-седиментационная структура осадочных образований региона определена, во многом, каркасом регматической сети, определявшей характер и уровень дезинтегрированности геологической среды Мегионского Приобья, б) уровень дезинтегрированности палеозойско-мезозойских комплексов, контролирующий степень флюидодинамической активности земных недр, определяет характер нефтенасыщения мезозойского разреза как по объему, так и по вертикали.

Эти данные позволяют определить стратегию и тактику нефтегазопоисковых работ в старых нефтедобывающих районах, в том числе в пределах Мегионского Приобья.

При изучении традиционных интенсивно разрабатываемых горизонтов верхней части неокома (группа пластов АВ) в пределах Аганско-Мегионского района необходимы поиски новых объектов в зонах региональных и зональных разломов, в первую очередь в узлах их пересечения с субширотными линиями аномальной повышенной трещиноватости.

В клиноформных комплексах неокома перспективны для дальнейших поисков новых нефтегазогеологических объектов кромкошельфовые зоны и зоны предполагаемого развития ачимовских пластов. Для каждого клиноформного комплекса Мегионского Приобья эти зоны определены. Однако, по простиранию клиноформ песчаные тела в кромкошельфовых зонах развиты не повсеместно, а преимущественно локализуются в пределах дезинтегрированных участков Ачимовские пласты, судя по имеющимся материалам, также приурочены к подобным участкам.

В келловей-оксфордском (васюганском) комплексе залежи нефти концентрируются вблизи региональных, зональных и локальных дезинтегрированных объектов.

Нефтегазоносность низкопроницаемых глубокопогруженных толщ связана с наличием в них вторичных коллекторов, которые образуются в результате процессов трещинообразования, выщелачивания и минеральных замещений пород.

Наиболее масштабно эти процессы протекают в зонах тектонических нарушений, по которым происходит циркуляция продуктов глубинной дегазации недр.

Таким образом, при учете традиционных тектонических и седиментологических приёмов выявления нефтегазогеологических свойств геологической среды необходимо применение новых нетрадиционных подходов, в первую очередь - учета дезинтегрированности геологической среды. К классической триаде нефтегазопоисковых принципов (наличие коллектора, ловушки и покрышки) в технологическом процессе нефтегазопоисковых работ прибавляется четвертый поисковый критерий - пространственное положение и строение дезинтегрированных объектов, контролирующих активность флюидопотоков.

Эти факторы диктуют необходимость тотального изучения строения старых нефтедобывающих районов сейсморазведкой 3Э с последующим интегрированным анализом всей имеющейся скважинной и сейсмической информации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Интегрированный анализ скважинной и сейсмической информации по строению и нефтегазоносности геологической среды Мегионского Приобья с применением современных технологий геофизических исследований и мощных интерпретационных систем привел к следующим результатам.

1 Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о ее относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разломных дислокаций различного ранга, субвертикальных каналов деструкции, уходящих в глубокие части земной коры, зон повышенной аномальной трещиноватости различного уровня и размеров.

2 Геологическая среда Мегионского Приобья, особенно ее мезозойская часть, разделена на серию структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-секвенсов), характеризующихся автономностью внутреннего строения, нефтегазогеологических свойств, особенности которых определены зачастую принадлежностью к различным тектоническим районам. Индивидуализация последних контролируется уровнем дезинтегрированности среды.

3 Степень нефтегазонасыщенности по объему и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья. Флюидодинамическое районирование региона определено уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

4 Дальнейшее освоение далеко не исчерпанного нефтегазового потенциала старых нефтедобывающих районов, в т.ч. Мегионского Приобья, необходимо провести с учетом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и ранненеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов. Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3Б, в первую очередь, - для изучения выявленных в результате проведенного анализа объектов.

РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

1 Выявленные новые закономерности геологического строения глубокопогруженных комплексов Западной Сибири, перспективы их нефтегазоносности // Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов Труды международной научно-практической конференции Москва, 2001 -С 154-155 (Соавторы Н.П. Кирда, ЕЛ Елкин, К Л Матвеев, В А, Шубин, В Н Гайдуков, Н Г Зюзюкина)

2 Модель геологического строения отложений пласта Ю1 Аганско-Мегионской зоны нефтенакопления // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Третья научно-практическая конференция Ханты-Мансийск Изд-во «Путиведъ», 2000 - С 49-57 (Соавторы М Н Левчук, В А Топешко, Г Ф Букреева, С М Каменецкая, В О Красавчиков, Д Ф Сазоненко, В А. Дьяконов)

3 Палеозой Западной Сибири - новый перспективный нефтегазоносный комплекс // Прогноз нефтегазоносности фундамента и молодых платформ Труды международной научно-практической конференции Казань Изд-во КГУ 2001 - С 35 (Соавторы Кирда Н.П., Нестеров В.Н.)

4 Палеозой и нижний мезозой (триас, юра) . Новые данные, основные закономерности строения, перспективы нефтегазоносности // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Третья научно-практическая конференция Ханты-Мансийск Изд-во «Путиведъ» 2000 - С 88-100 (Соавторы Н П Кирда, В Н Нестеров, В И Репин, Г Н Ветошкин, Г И Халиков)

5 Предпосылки освоения нефтегазового потенциала палеозойских отложений Западной Сибири // Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов Труды

международной научно-практической конференции Москва 2001 - С 215-216 (Соавторы В В Харахинов, В Н Нестеров, Е П Соколов, С И Шленкин)

6 Применение 3Б-сейсмической съемки на этапе разведочного и эксплуатационного бурения - основа форсированного освоения запасов и наращивания добычи (на примере Аригольского месторождения, расположенного в Охтеурско-Вахской межструктурной зоне) // Тезисы докладов пятой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск 2001 - С 125-130 (Соавторы В Н Нестеров, Ф Г Осипчук, А Ф Глебов, Р Г Яневец, Л Ю Беспечная)

Подписано к печати / г 2005 г. Зак Тир, 100 . Объем 1,5 уч. изд. л.

Ризограф, Санкт-Петербург, ул. Пестеля, 11.

1В ФЕВ 70G5

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Семянов, Александр Адольфович

Список рисунков.

Общая характеристика работы.

Глава 1 Введение.

Глава 2 Методика изучения (на основе современных технологий) нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья.

2.1. Интегрированная интерпретация скважинной и сейсмической информации.

2.2. Изучение деформационной структуры нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья.

2.3. Сиквенс-стратиграфический анализ строения осадочной толщи Мегионского Приобья.

Глава 3 Структура нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья.

Глава 4 Строение и нефтегазогеологические свойства структурно-стратиграфических подразделений геологической среды Мегионского

Приобья.^

4.1. Доюрские мегакомплексы.

4.2. Нижне- и среднеюрские мегакомплексы.

4.3. Келловей-оксфордский мегакомплекс.

4.4. Кимеридж-волжский мегакомплекс.

4.5. Неокомский мегакомплекс.

4.6. Апт-альб-сеноманский и верхнемеловой мегакомплексы.

4.7. Нефтегазоносные комплексы.

Глава 5 Флюидодинамические факторы формирования нефтегазоносности

Мегионского Приобья.

5.1. Новые данные о деформационной структуре геологической среды

5.2. Флюидогеодинамическое районирование Мегионского Приобья.

Глава б Концепция и основные направления работ по дальнейшему освоению нефтегазовых ресурсов и запасов старейших нефтегазодобывающих районов (на примере Мегионского Приобья).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации"

Приобье, занимающее значительную территорию, площадью в 6200 км , в среднем течении р. Обь, является одним из старейших районов нефтедобычи Западной Сибири.

За более чем сорокалетнюю историю изучения нефтегазоносности Мегионского Приобья со времени открытия в 1961 г. крупного Мегионского нефтяного месторождения открыты и разрабатываются около двух десятков месторождений, пробурены тысячи поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, отработаны сотни километров сейсмических профилей 2D и 3D. Основные запасы эксплуатируемых месторождений района содержатся в залежах высокопродуктивных горизонтов неокомского мегакомплекса. Промышленно нефтегазоносны апт-сеноманский и средне-верхнеюрский мегакомплексы. Высокопродуктивные месторождения, находящиеся в разработке, характеризуются высокой обводненностью и выработанностыо (до 63% извлекаемых запасов нефти). Поскольку большинство из этих месторождений разрабатывается за счет интенсивной выработки запасов и внедрения современных технологий нефтедобычи, доля доказанных запасов углеводородов в районе стремительно снижается, и период обеспеченности ими нефтедобывающих компаний при возрастающих уровнях нефтедобычи снижается (ориентировочно до 20 лет). Для стабилизации добычи на оптимальном уровне необходимо восполнение промышленных запасов. Это может быть осуществлено за счет доразведки находящихся в разработке месторождений, выявления новых нефтегеологических объектов. Предпосылки для этого имеются. Применение мощных современных технологий интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных позволяет уточнять, а иногда существенно изменять существующие представления о нефтегеологических моделях продуктивных комплексов в пределах хорошо изученных районов. Актуальной проблемой, способной привести к открытию десятков новых высокодебитных залежей, является изменение парадигмы опоискования горизонта IOi (васюганская свита верхней юры). В свое время десятки антиклинальных поднятий были выведены из геологоразведочного процесса в связи с тем, что первые скважины, пробуренные в своде соответствующих поднятий, либо оказывались сухими (или с дебетами первые м3/сут.), либо давали воду. Исследования, проведенные с использованием современных сейсмических технологий, показали, во-первых, закономерное (хотя и сложно устроенное) улучшение коллекторских свойств горизонта IOi на склонах и периклинальных окончаниях положительных структур разного порядка, а, во-вторых, позволили доказать фактическое разрушение залежей в своде поднятий при сохранении их в тектонически экранированных ловушках в пределах наиболее пологих частей склонов.

Основные задачи исследования:

1. Интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по территории Мегионского Приобья с применением современных технологий, интерпретационных систем и достижений мировой нефтегазогеологической науки и практики.

2. Создание новых геологических моделей (структурных, седиментологических и нефтегазогеологических) продуктивных комплексов Мегионского Приобья.

3. Выявление новых нефтегазогеологических объектов, в том числе в пределах ранее неизученных стратиграфических горизонтов, периферии структур, разрабатываемых месторождений.

4. Изучение тектонических деформаций в пределах продуктивных толщ Мегионского Приобья, получение информации о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

5. Выработка на основе проведенного анализа главных принципов развития нефтегазового комплекса в «старых» нефтедобывающих районах (на примере Мегионского Приобья).

Научная новизна:

1. Впервые для «старых» нефтедобывающих районов на примере Мегионского Приобья применен интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по строению нефтегазогеологической среды с применением современных технологий.

2. Созданы новые структурные, седиментологические и нефтегазогеологические модели продуктивных комплексов и горизонтов Мегионского Приобья для выявления перспективных объектов на периферии и в пределах разрабатываемых месторождений, контролирующих возможные залежи — спутники и сложно-экранированные ловушки, образование которых определяется сочетанием литологических и тектонических факторов.

3. Впервые изучена деформационная структура продуктивных толщ Мегионского Приобья и получена информация о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

4. Выработаны на основе проведенного анализа главные принципы развития нефтедобычи в «старых» нефтедобывающих районах на примере Мегионского Приобья.

Основные защищаемые положения:

1. Система интегрированного анализа всей имеющейся скважинной и сейсмической информации на основе современных технологий и интерпретационных систем способствует выявлению новых нефтегеологических объектов в районах нефтедобычи.

2. Выделение структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-секвенсов) Мегионского Приобья, характеризующихся автономностью внутреннего строения и нефтегазогеологических свойств, имеет принципиальное значение при дальнейшем освоении нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов.

3. Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о ее относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разрывных дислокаций различного ранга; субвертикальных каналов деструкций, уходящих в глубокие части земной коры; зон повышенной аномальности трещиноватости различного уровня и размеров.

4. Степень нефтегазонасыщенности по объему и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья. Флюидодинамичское районирование региона определяется уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

5. Дальнейшее освоение далеко неисчерпанного нефтегазового потенциала «старых» нефтедобывающих районов, в том числе Мегионского Приобья, необходимо проводить с учетом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и ранненеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов. Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3D.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на шести научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», проходивших в г. Ханты-Мансийске с 1997 г. по 2004 г., международных конференциях в г. Москве («Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов», 2001 г.), г. Казани («Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых платформ», 2001 г.), на научно-практических конференциях ОАО «НГК «Славнефть».

Все практические рекомендации использованы при проведении нефтегазопоисковых работ нефтегазовыми компаниями Мегионского Приобья.

Структура работы.

Работа состоит из общей характеристики, 6 глав и заключения, объемом 178 стр., 77 рисунков, списка литературы из 69 наименований, выполнена в НК «Лукойл» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе ведущим ученым ВНИГРИ член-корреспонденту РАН М.Д. Белонину, доктору геолого-минералогических наук В.В. Шиманскому, коллегам по совместной работе из ОАО «Лукойл» и производственных организаций Западной Сибири.

1. ВВЕДЕНИЕ.

Настоящая работа посвящена изучению нефтегазовой геологии Мегионского Приобья - обширнейшего сектора Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области /9,18/ содержащей основные углеводородные ресурсы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Мегионское Приобье, занимающее значительную территорию, площадью в 6200 км (рис. 1.1), в среднем течении р. Обь, является одним из старейших районов нефтедобычи Западной Сибири.

Существующие представления о геологическом строении Широтного Приобья, вмещающей в себя мощную толщу мезозойско-кайнозойских плитных комплексов и подстилающих их триасовых рифтогенных и палеозойских аккреционных образований, созданы трудами многих поколений геологов и геофизиков. В их числе Т.Ф. Антонова, М.М. Биншток, B.C. Бочкарев, Г.К. Боярских, Ю.В. Брадучан, A.M. Брехунцов, Ю.В. Вайполин, В.А. Галунский, В.Я. Гидион, Ф.Г. Гурари, Н.П. Запивалов, В.П. Игошкин, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, В.А. Корнев, Н.Я. Кунин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчян, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, И.И. Нестеров, В.Н. Нестеров, А.А. Нежданов, Т.М. Онищук, Г.Н. Перозио, Г.И. Плавник, О.А. Ремеев, Л.И. Ровнин, А.А. Розин, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, Ф.К. Салманов, Р.С. Сахибгареев, З.Я. Сердюк, B.C. Сурков, Е.А. Тепляков, А.А. Трофимук, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Л.Г. Цибулин, В.И. Шпильман и многие другие исследователи.

За более чем 40летнюю историю изучения нефтегазоносности Мегионского Приобья со времени открытия в 1961 г. крупного Мегионского нефтяного месторождения открыты и разрабатываются около двух десятков месторождений (рис. 1.2), пробурены тысячи поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, отработаны сотни километров сейсмических профилей 2D и 3D (рис. 1.3). Основные запасы эксплуатируемых месторождений района содержатся в залежах высокопродуктивных горизонтов неокомского мегакомплекса. Промышленно нефтегазоносны апт-сеноманский и средне-верхнеюрский мегакомплексы. Высокопродуктивные месторождения, находящиеся в разработке, характеризуются высокими обводненностью и выработанностью (до 63% извлекаемых запасов нефти). Поскольку большинство из этих месторождений разрабатывается за счет интенсивной выработки запасов и внедрения современных технологий нефтедобычи, доля доказанных запасов углеводородов в районе стремительно снижается, и период обеспеченности ими нефтедобывающих компаний при возрастающих уровнях нефтедобычи снижается (ориентировочно до 20 лет). Для стабилизации добычи на оптимальном уровне необходимо восполнение промышленных запасов. Это может быть осуществлено за счет доразведки находящихся в разработке месторождений и выявления новых Т» ш у * | м j м"'

Рис.1.1. Мегионское Приобье. Космоснимок з

A'tMWixoj

3x1420 101 км

1*720

Лин/no

ВГКОН

Рис. 1.2. Обзорная карта месторожд'

Условные обозначения Месторождения Разрабатываемые Разведываемые нефтяные Я

I иефтегазоюнденсатные перспективные площади нсфги и газа с ресурсами категории СЭ

Трубопроводы газопроводу. диаметр труб в мм. количество ииток длина t rtplO

М- нефтепроводы. диаметр труб в мм. количество ниток, длина

1 ШфЛУ Заводы по переработке иефтепереквчиввкхцие станции природного газа

Ш продугтопереначиввющие станции ЯП 14 *омлвмСвта (S) компрессорные станции район исследований ний нефти и газа Мегионского Приобья.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: т Глубокие скв-ажины

Эксплуатационные ci»»nwi г (устье!

Скпапины, вскрывшие отлож« мам палеозое

А" С квахклы. Ь KOTOpux Провел отраженного горизонт* 8 (см ссйеыохаротак

V Скважины, ft no»Of*tx Прова* отрвжалцвго горизонта Б |*м свйсыокаротак

Г Скважины, в которых проведено ВСП

Г " I ОГпОпсшаЛ контур нафтиносиск:тн врскр-ыалппня ч»

Рис.1.3. Мегионское Приобье. Схема изуч ф т т

Потайное

V пт ш г ц,и fl" IV.

Я .JP

Gefefw-hm'xo ect&e { риианевское энноети глубоким бурением. нефтегеологических объектов. Предпосылки для этого имеются. Применение мощных современных технологий интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных позволяет уточнять, а иногда существенно менять существующие представления о нефтегеологических моделях продуктивных комплексов в пределах хорошо изученных районов. Так например, актуальной проблемой, способной привести к открытию десятков новых высокодебитных залежей, является изменение парадигмы опоискования горизонта IOi (васюганская свита верхней юры). В свое время десятки антиклинальных поднятий были выведены из геологоразведочного процесса в связи с тем, что первые скважины, пробуренные в своде соответствующих поднятий, либо оказывались сухими (или с дебитами о первые м /сут), либо давали воду. Исследования, проведенные с использованием современных сейсмических технологий, показали, во-первых, закономерное (хотя и сложно устроенное) улучшение коллекторских свойств горизонта Ю1 на склонах и периклинальных окончаниях положительных структур разного порядка, а, во-вторых, позволили доказать фактическое разрушение залежей в своде поднятий при сохранении их в тектонически экранированных ловушках в пределах наиболее пологих частей склонов.

Очевидно, что в пределах Мегионского Приобья, характеризующегося высокой степенью изученности территории, всесторонний интегрированный анализ обширной геолого-геофизической информации с использованием новейших технологий и современных интерпретационных систем позволит создать новые адекватные региональные и зональные нефтегеологические модели. Создание этих моделей требует обобщения, анализа, систематизации и переоценки всего эмпирического материала, разработки новых и/или привлечения имеющихся современных эффективных алгоритмов и программных средств, учитывающих особенности строения и формирования всей нефтегазогеологической среды и составляющих его элементов, в т.ч. природных резервуаров.

Сложность построения нефтегеологических моделей этого региона заключается в том, что необходимо учесть особенности строения сложно построенной осадочной толщи и кристалического фундамента как взаимосвязанные элементы, образующие единую сложную многопластовую систему, вмещающую нефтяные залежи. Слои системы различаются по структурному плану, литологии, фильтрационным свойствам пород. Они изменяются как по простиранию, так и по вертикали, выклиниваются, толщины их изменчивы.

Таким образом, целью работыявляется создание адекватной геологической основы с использованием современных технологий интегрированного анализа имеющейся геолого-геофизической информации для переоценки нефтегазового потенциала и выявления новых нефтегазогеологических объектов в пределах Мегионского Приобья.

Основные задачи исследования:

1. Интегрированный анализ имеющейся геолого-геофизической информации по строению нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья с применением современных технологий, интерпретационных систем и достижений мировой нефтегазогеологической науки и практики для выявления новых нефтегазогеологических объектов, в т.ч. в пределах ранее неизученных стратиграфических горизонтов.

2. Создание новых структурных, седиментологических и нефтегазогеологических моделей продуктивных комплексов и горизонтов Мегионского Приобья для выявления перспективных объектов, контролирующих возможные залежи - спутники и сложно-экранированные ловушки, образование которых определяется сочетанием литологических и тектонических факторов.

3. Изучение деформационной структуры продуктивных толщ Мегионского Приобья с целью получения информации о пространственном распределении дезинтегрированных зон в геологической среде Мегионского Приобья, контролирующих размещение наиболее активных флюидодинамических зон, оптимальных для нефтегазонакопления.

4. Выработка на основе проведенного анализа главных принципов развития нефтедобычи в «старых» нефтедобывающих районах на примере Мегионского Приобья.

2. МЕТОДИКА ИЗУЧЕНИЯ (НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ) НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ МЕГИОНСКОГО ПРИОБЬЯ.

Эффективное изучение нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья стало возможным в последние годы с внедрением, в первую очередь, в практику сейсморабот современных технологий их производства и обработки сейсмических данных и мощных интерпретационных систем при интегрированном анализе скважинной и сейсмической информации. Кроме того, внедрение трехмерной модификации сейсморазведки MOB ОГТ резко увеличило информативность сейсморабот при изучении структурных и седиментологических особенностей строения нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных комплексов, в т.ч. и таких малоисследованных объектов среды, как клиноформные постройки, дезинтегрированные участки разреза, доюрские структурные элементы и т.д. Для составления региональной и зональных моделей нефтегазогеологической среды Мегионского Приобья наряду с обобщением всей имеющейся геолого-геофизической информации были проведены глубокие переобработка и переинтерпретация сейсмических и скважинных данных по сети субрегиональных сейсмических профилей, увязанных в единый каркас (рис.2.1). Часть этих профилей приведена в работе (рис.2.2-2.5).

Глубокая переобработка сейсмических материалов выполнена с использованием современных обрабатывающих (Focus-4.3) и вычислительных (Enterprise-5500) комплексов. Основной задачей переобработки сейсмических материалов, полученных в течение 19852003 гг. разными организациями на различном качественном и методическом уровне, являлись: а) отображение на временных разрезах волновой картины, имеющей максимально возможную разрешенность и динамическую выразительность сейсмической записи отражающих горизонтов; б) минимизация отличий сейсмической записи на различных профилях из-за применения неидентичных методик и оборудования при производстве полевых работ. В каркасную сеть субрегиональных профилей были вовлечены материалы ЗБ-съемок. Общая протяженность линий каркасных профилей составила 1910 пог.км. Следует отметить высокую эффективность процедур постстековой обработки, позволившей значительно улучшить разрешенность и когерентность сейсмической записи. Для интегрированного анализа сейсмической и скважинной информации по каркасной сети профилей обработаны данные изучения керна и промыслово-геофизических материалов по 177 поисковым и разведочным скважинам. В качестве «опорных» принимались скважины, удаленные от субрегиональных профилей не более, чем на 2 км.

Рис.2 Л. Мегионское Приобье. Схема расположения составных с< комических профилей и использованных в интерпретации скважин. w ■ О

ПОс

М4Ь

Рис.2.2, Мегионское Приобье. Временнь а) гб (г сейсмические разрезы по составным профилям: Ь); б) г7 (а + Ь) I

20 I

109107

ШШ>Г

Рис.2.3. Мегионское Приобье. Временные сейс а) г8 (а + b + с + d)

565 605 617 828 822152 121 65

212 215 621 601 618 421 824 126 лические разрезы по составным профилям: 6) г9 (а + b + с)

Рис.2.4. Мегионское Приобье. Временные сейсмические разрезы по составным профилям: а)с2; б) г4

100 200 J00 *M!F ' ■■

• - V

1 ■ ■ -% ■ г.-Л'л ■ V' л - '

Рис,2.5. Мегионское Приобье. Временные сейсмические разрезы по составным профилям: а) с8 (а + b); б)с14(а + Ь)

2:5

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Семянов, Александр Адольфович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. Геологическая среда Мегионского Приобья в отличие от существующих представлений о её относительно простом тектоническом строении характеризуется значительной дезинтегрированностью, выразившейся в присутствии, особенно в доюрском основании и нижних частях мезозойского разреза, разломных дислокаций различного ранга; субвертикальных каналов деструкции, уходящих в глубокие части земной коры; зон повышенной аномальной трещиноватости различного уровня и размеров.

2. Геологическая среда Мегионского Приобья, особенно её мезозойская часть, разделена на серию структурно-стратиграфических подразделений (комплексов-сиквенсов), характеризующихся автономностью внутреннего строения, нефтегазогеологических свойств, особенности которых определены зачастую принадлежностью к различным тектоническим районам. Индивидуализация последних контролируется уровнем дезинтегрированности среды.

3. Степень нефтегазонасыщепности по объёму и вертикали определяется флюидодинамической активностью земных недр, различной в разных флюидодинамических зонах Мегионского Приобья. Флюидодинамическое районирование региона определено уровнем дезинтегрированности геологической среды региона.

4. Дальнейшее освоение далеко не исчерпанного нефтегазового потенциала старых нефтедобывающих районов, в т.ч. Мегионского Приобья, необходимо провести с учётом характера дезинтегрированности геологической среды, влиявшего на формирование основных нефтегеологических свойств различных горизонтов (главным образом, доюрских, юрских и раннепеокомских) палеозойско-мезозойских комплексов. Основным инструментом нефтепоисковых работ в таких районах должна стать пространственная сейсморазведка 3D, в первую очередь, - для изучения выявленных в результате проведённого анализа объектов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Семянов, Александр Адольфович, Санкт-Петербург

1. Аплонов С.В. Палеогеодинамика Западно-Сибирской плиты //Сов.геология.-1989.-№7.-с.27-Зб.

2. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны, функциональная система Земли, концепция разведки месторождений углеводородов.-Тюмень:Изд-во «Вектор Бук», 2003.-c.344.

3. Бородкин В.Н., Брехунцов A.M. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.1999.-№5.-с.10-1б.

4. Бочкарев B.C., Криночкин В.Г. Докембрийские и палеозойские формации Западной Сибири /Тектоника платформенных областей.-Новосибирск: Наука.-1988.-с.89-104.

5. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности /Б.А. Лебедев, Г.Б. Аристова, Е.Г. Бро и др.-Л.:Недра, 1976.-c.132.

6. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири (на примере Самбургско-Уренгойской зоны) /А.А. Нежданов, В.А. Пономарёв, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов-М.Издательство Академии горных наук, 2000.-е.247.

7. Геология нефти и газа Западной Сибири /A3. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.-М.:Недра, 1975.-c.680

8. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений Среднего Приобья по данным сейсморазведки //Геофизика.-2001.-Спец. выпуск к 50-летию «Хантымансийскгеофизики».-с.54-58.

9. Глебов А.Ф., Зверинский К.Н. Сингулярная фильтрация сейсмических полей с целью построения трехмерных моделей нефтегазоносных систем //Геофизика.-2001.-№5.-с.29-33.

10. Глубинное строение типоморфных структур литосферы по данным гсолого-геофизических исследований вдоль геотраверсов России /А.С. Егоров, Д.Н. Чистяков, Г.А. Гурьев, И.Ф. Зотова, В.Н. Мухин //Разведка и охрана нсдр.-2001.-№1.-с.2-10.

11. ГурариФ.Г., Конторович А.Э., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях ЗападноСибирской низменности//Геология нефти и газа.-1966.-№2.-с.5-11.

12. Гусева А.Н., Климушина Л.П. Нефтегазовые фонтаны волжского времени (о проблеме баженовской свиты) //Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология итоги XX века.-М.:Изд-во МГУ, 2000.-C.76-79.

13. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г. Гурари, К.И. Микуленко, B.C. Старосельцев и др. //Тр. СНИИГТиМС.-Новосибирск, 1974.

14. Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР /М.Ю. Васильева, Е.Г. Журавлев, B.C. Князев и др.-М: Недра.-1992.-с.319.

15. Дополнения к стратиграфическому кодексу России.-СПб.:Изд-во ВСЕГЕИ, 2000.с.112.

16. Западная Сибирь //Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2.-СПб.:Изд-во ВСЕГЕИ, 2000,- с.477.

17. Запивалов Н.П., Абросимова О.О., Рыжкова С.В. Нефтегазоносность палеозоя Западной Сибири, особенности прогнозирования и поисков залежей нефти и газа //Геология, геофизика и разведка нефтяных месторождений.-1996.-№8-9.-с.5-9.

18. Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа.-Новосибирск:Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2003.- с. 198.

19. Зверев К.В., Казаненков В.А. Седиментогенез отложений ачимовской толщи Северного Приобья//Геология и геофизика.-2001-т.42.-№4-с.617-630.

20. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Венделыптейн Б.Ю. Седиментационный анализ данных промысловой геофизики.-М.:Недра, 1993.-176с.

21. Карогодин Ю.Н., Арментроут Дж. Анализ основных понятий и терминов литмологии и сиквенс-стратиграфии //Геология и геофизика.-1996.-т.37, №7.-с.З-11.

22. Клещев К.А., Петров В.И., Шеин B.C. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа/ВНИГНИ.-М.:Недра, 1995.

23. Ковалевский Г.Л., Бенько Е.И., Коротун В.В. О дизъюнктивных дислокациях в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты //Геология и геофизика.-1965.-№9.

24. Цитологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа/В.А. Бабадаглы, Т.С. Изотова, И.В. Карпенко, Е.В. Кучерук,-М.:Недра, 1988.-c.200.

25. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны /A.M. Брехунцов, Н.В. Танинская, В.В. Шиманский, С.Ф. Хафизов //Геология нефти и газа.-2003.-№3.-с.2-10.

26. Методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных на сейсмостратиграфической основе /Г.Н. Гогоненков, С.С. Эльманович, В.В. Кирсанов и др-М.:ЦГЭ Миннефтегазпрома СССР, 1984.-c.47.

27. Методические приемы интерпретации геофизических материалов при поисках, разведке и освоении месторождений. М.:Научный мир, 2002.-е. 102.

28. Методы тектонического анализа нефтегазоносных областей Западной Сибири /B.C. Бочкарев, Е.М. Максимов, М.И. Мишульский, Ю.Н. Федоров-Труды ЗапСиб НИГНИ, вып.152.-М.:Недра.-1980.-с.193.

29. Модель геологического строения отложений пласта IOi Аганско-Мегионской зоны нефтенакопления /М.Н. Левчук, В.А. Топешко, Г.Ф. Букреева, С.М. Каменецкая,

30. B.О. Красавчиков, Д.Ф. Сазоненко, В.А. Дьяконов, А.А. Семянов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Третья научно-практическая конференция. Ханты-Мансийск. Изд-во «Путиведъ», 2000.-С.49-57.

31. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологичееких ловушек нефти и газа.-Л.:Недра, 1984.-c.260.

32. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов А.А. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики.-М.:Научный мир, 2001.-е. 120

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

34. Нежданов А.А. Основные закономерности строения сейсмостратиграфических комплексов неокома Западной Сибири.-Тюмень:ЗапСибНИГНИ, 1988.-с.62-70.

35. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др.-М.:Недра, 1988.-c.303.

36. Нефтегазоносные комплексы нижней-средней юры Западной Сибири / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятое, Е.А. Еханин, A.M. Казаков, Л.В. Смирнов //Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты-Новосибирск: СНИИГГиМС, 1990.-c.3-8.

37. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле ЗападноСибирской плиты по материалам отраженных волн / Н.В. Умперович, Г.Ф. Багатова,

38. C.Р. Пашутина, Е.В. Семенова//Геология и геофизика.-1966.-№1.-с.76-83.

39. Новые сейсмические технологии изучения сложно-построенных резервуаров нефти и газа /С.И. Шленкин, Г.В. Каширин, А.В. Масюков, В.В. Харахинов //Труды Международной геофизической конференции.-С.Петербург, 2000.-C.493-496.

40. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция (под ред. Ю.Г. Леонова, А.Ю. Воложа).-М.:Научный мир, 2004.-c.526.

41. Острый Г.Б. Трещиноватые породы мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности //ДАН СССР.-т.162.-1965.-№2.-с.411-413.

42. Палеозой и нижний мезозой (триас, юра). Новые данные, основные закономерности строения, перспективы нефтегазоносности /Н.П. Кирда, В.Н. Нестеров,

43. B.И. Репин, А.А. Семянов, Г.Н. Ветошкин, Г.И. Халиков //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Третья научно-практическая конференция. Ханты-Мансийск. Изд-во' «Путиведъ». 2000.-C.88-100.

44. Петров А.И., Шеин B.C. Геодинамическая модель резервуара с кремнисто-глинистым коллектором (на примере баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения Западной Сибири) //Геология нефти и газа.-1999.-№9-10.-с.7-13.

45. Предпосылки освоения нефтегазового потенциала палеозойских отложений. Западной Сибири /В.В. Харахинов, В.Н. Нестеров, Е.П. Соколов, А.А. Семянов,

46. C.И. Шленкин //Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов. Труды международной научно-практической конференции. Москва. 2001.-С.215-216. • ,

47. Предтеченская Е.А., Девятов В.П., Будников И.В. Литология и коллекторы нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири //Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты.-Новосибирск:СНИИГГиМС, 1990.-C.52-63.

48. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: системно-литмологический аспект /Ю.Н. Карогодин, С.В. Ершов, B.C. Сафонов и др.-Новосибирск:Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.-c.252.

49. Решение V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1990 г.). Тюмень, 1991.-с.54.

50. Сапрыкина А.Ю. Особенности строения и формирования нефтяных залежей всвязи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных• i176резервуаров Широтного Приобья.-Автореф. дисе. на соис. уч. ст. кандидата геол.-минер. наук.-МГУ.-2002.

51. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей.-Л.:Недра, 1989.-c.260.

52. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход) /Ю.Н. Карогодин, В.А. Казаненков, С.А. Рыльков, С.В. Ершов.-Новосибирск:Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000.-c.200.

53. Сейсмическая стратиграфия. В 2х т.-М.:Мир, 1982.-c.846.

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

55. Сиквенс-стратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ /Труды I-ой международной крнференции.-С.Петербург, ВНИГРИ, 1995.-е. 124.

56. СлавкинВ.С., ШикН.С., Сапрыкина А.Ю. Учет дизъюнктивно-блокового строения природных резервуаров важнейший резерв повышения эффективности освоения нефтяных ресурсов Западно-Сибирского НГБ //Геология нефти и газа.-2001.-№4.-с.40-46.

57. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтеобразования. М.:Геос, 1999.

58. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система /Б.Н. Шурыгин, Б.Л. Никитенко, В.П. Девятов и др.-Новосибирск:Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000.-c.480.

59. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты.-М.: Недра.-1981.-с.143.

60. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Смирнова Л.Г. Геологическая карта фундамента Западно-Сибирской плиты //Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-востока России, т. 1,-Томск.-2000.-с.26-29.

61. Схема тектоники фундамента плитного комплекса Широтного Приобья (Западная Сибирь) /Е.В. Деев, О.А. Вотах, С.Ю. Беляев, С.В. Зиновьев, М.А. Левчук //Геология и геофизика.-2001.-т.42, №6.-с.968-978.

62. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты. М-б 1:1 000 000 /Ред. В.И. Шпильман, Н.И. Змановский, Л.Л. Подсосова. Тюмень, 1998.

63. Чиков Б.М. Региональная деформированность мезозоя внутренних районов Западно-Сибирской плиты (сейсмоструктурный анализ) //Геология нефти и газа.-2000.-№2.-с.32-37.

64. Шадрин А.Н., Страхов А.Н. К вопросу о генезисе клиноциклитов //Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Том 1.-г.Томск, 2000.-c.169.

65. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия.-М.:Научный мир, 1998.-c.144.

66. Bahozich М., Farmer S. 3-D seismic discontinuity for faultsand stratigraphic features: the coherence cube //The leaginc edge.-1995.-№10.-p. 1053-1057.

67. HadB.V., HazdenbolJ., Vail P.R. Mesozoic and Cenozoic Chronostratigraphy and Evstatic Cycles //Sea-level chances: an integrated approach.-Tulsa, Oklahoma, U.S.A.-1988.-p.71

Информация о работе

Семянов, Александр Адольфович
кандидата геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 2004
ВАК 25.00.12

Диссертация

Создание геологической модели западной части Нижневартовского нефтегазоносного района (Мегионское Приобье) на базе современных технологий интегрированного анализа геолого-геофизической информации - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы