Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений Ямальской области Западной Сибири

Соин, Дмитрий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений Ямальской области Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений Ямальской области Западной Сибири"

правах рукописи

004615003

Соин Дмитрий Александрович

ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЗОЗОЙСКИХ ТОЛЩАХ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМАЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 2 ДЕК 2010

Москва-2010

004615003

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация -

доктор геолого-минералогических наук В.А. Скоробогатов

доктор геолого-минералогических наук A.B. Ступакова

кандидат геолого-минералогических наук Д.А. Астафьев

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится 10 г. в » час. на заседании

диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ»_по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Автореферат разослан « » /^¿Jjfaj 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

H.H. Соловьев

Актуальность темы. В связи истощением гигантских газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, полуостров Ямал рассматривается как главный резерв поддержания существующих уровней добычи газа в регионе. В связи с планируемым освоением углеводородного потенциала недр полуострова возникает необходимость дальнейшего расширения минерально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи.

В качестве главного объекта прироста запасов рассматриваются нижние горизонты осадочного чехла, тсрмобарические условия в которых, в связи с большими глубинами залегания продуктивных толщ, являются ведущими прогностическими параметрами нефтегазоносности. Поэтому анализ термобарических условий размещения скоплений углеводородов (УВ) и прогноз нефтегазоносности юрских отложений является актуальной темой исследований.

Целью работы является обоснование перспектив поисков залежей УВ в слабоизученных юрских отложениях полуострова Ямал на основе реконструкции термобарических условий размещения углеводородных скоплений (УВС) осадочного чехла Ямальской нефтегазоносной области (ЯНГО).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности Ямальской области.

2. Анализ термобарических условий залегания пород нижнего мела и юры.

3. Изучение распределения различных по фазовому состоянию УВС, а также физико-химических свойств газа, конденсата и нефти в зависимости от термобарических условий залегания.

4. Изучение катагенетической преобразованное™ органического вещества (ОВ) пород и ее связи с современными геотермическими условиями недр, прогнозирование степени катагенеза в неизученных частях разреза.

5. Анализ условий формирования УВС.

6. Изучение влияния термоглубинных условий залегания на коллекторские свойства продуктивных горизонтов нижне-среднеюрской толщи и прогнозирование распространения коллекторов с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

7. Оценка перспектив нефтегазоносности невскрытых горизонтов осадочного чехла, в том числе раздельный прогноз на газ и нефть.

8. Выбор и обоснование первоочередных объектов поиска.

Научная новизна.

Подробно изучена геотемпературная характеристика осадочного чехла ЯНГО, выявлены основные факторы, влияющие на распределение геотемператур в разрезе, составлены локальные и региональные схемы распределения геотемператур в объеме основных литолого-стратиграфических

комплексов. Изучены флюидобарические особенности нефтегазоносных комплексов.

Выполнен прогноз степени катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) пород на основе выявленной зависимости ее величины от современных температур (СТ) вмещающих пород.

Установлена термобарическая зональность размещения УВС различного типа и фазового состояния. Определены термоглубинные границы главных генерационных зон газо- и нефтеобразования и соответствие им размещения различных типов УВС в осадочном чехле.

С использованием термобарокатагенетических критериев прогноза дана оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи ЯНГО обоснован выбор первоочередных объектов поисково-разведочных работ.

Защищаемые положения.

1. Обоснование основных закономерностей распределения геотемператур и флюидальных давлений в продуктивных толщах и прогноз термобарических условий в юрских отложениях Ямала.

2. Выявление термобарокатагенетической зональности размещения углеводородных скоплений в породах мела и юры.

3. Обоснование критериев прогноза нефтегазоносности юрских отложений малоизученных зон и районов в пределах Ямальской области.

4. Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи, в т.ч. раздельный прогноз на газ и нефть.

Практическая ценность. Применение термобарокатагенетических критериев прогноза нефтегазоносности нижней-средней юры позволяет более обоснованно подходить к вопросу о целесообразности проведения дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на полуострове для минимизации рисков и затрат на их проведение. Результаты работ могут быть использованы для экстраполяции ряда параметров, в т.ч. термобарических, на обширную акваторию Карского моря с целью более достоверной оценки перспектив газонефтеносности недр Приямальского шельфа, где данные бурения практически отсутствуют.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались:

• на VIII Всероссийской научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 1-3 февраля 2010 г.);

• на XVI Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» (Тюмень, 17-21 мая 2010 г.);

• На заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано восемь работ, из них две - в журналах, входящих в «Перечень.....» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, рисунков, таблиц. Общий объем диссертации составляет 168 страниц, в том числе 55 рисунков, 15 таблиц. Список использованных источников содержит 112 наименований.

Работа выполнена в лаборатории «Ресурсов углеводородов Сибири и Дальнего Востока» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» под научным руководством Виктора Александровича Скоробогатова, которому автор выражает искреннюю признательность. Автор выражает благодарность за ценные советы и консультации сотрудникам центра «Газовые ресурсы» Айрапетяну С.А., Подурушину В.Ф., Пятницкой. Г.Р., Салиной Л.С., Силантьеву Ю.Б., Скоробогатько А.Н., Соловьеву Н.Н и др.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе кратко рассмотрена геолого-геофизическая изученность, геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла и фундамента.

Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности Ямала внесли Д.А. Астафьев, B.C. Бочкарев, М.А. Брехунцов, Т.А. Веренинова, З.Ж. Дурдиев, Н.П. Дядюк, В.И. Ермаков, Е.Г. Журавлев, И.И. Нестеров, A.A. Плотников, Н.В. Ростовцев, В.А. Скоробогатов, JI.B. Строганов, В.А. Фомичев, В.А. Чахмахчев и ряд других исследователей.

Полуостров Ямал представляет собой гетерогенный блок континентальной коры, который является северной частью молодой ЗападноСибирской плиты. В геологическом строении полуострова принимают участие породы, датирующиеся от палеозойского до четверичного возраста, которые образуют два мегакомплекса: домезозойский осадочно-метаморфический и мезозойско-кайнозойских осадочный (плитный) комплекс.

Домезозойские отложения вскрыты на 7 площадях (в основном на юге), наиболее детально изучены на Новопортовском месторождении, где они вскрыты в 50 скважинах на глубину от 50 м до 1064 м. Породы сложены преимущественно слабометаморфизованными, смятыми в складки карбонатными породами средне-позднепалеозойского возраста, содержащими магматические интрузивные тела преимущественно основного состава, отмечаются также и более метаморфизованные и древние (раннепалеозойские) породы зеленосланцевой фации.

Мезозойско-кайнозойские отложения представляют собой типичный платформенный чехол, сложенный преимущественно терригенными песчано-глинистыми отложениями, который включает породы триаса, юры, мела и кайнозоя. Их мощность варьирует от 2 до 8 км.

Породы триасового возраста (Т) достоверно не вскрыты, их наличие предполагается во впадинах и прогибах.

В разрезе нижне-среднеюрских (~.Г1+.Ь) отложений выделяются две лито-фациальные зоны. В юго-восточных и южных районах Ямала распространена континентальная угленосная формация, в которой наибольшее распространение получили русловые и пойменные песчано-алевролитовые фации. Эти отложения объединены в заводоуковскую серию. Отложения серии наиболее полно изучены на Новопортовской площади, где в разрезе юры выделяется песчано-глинистая субугленосная тюменская свита континентального, лагунно-континентального, отчасти дельтового генезиса, мощностью 500-600м.

В центральной и северной частях полуострова происходит постепенное увеличение глинистости отложений, разрез характеризуется чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пачек, сложенных породами преимущественно прибрежно-морского генезиса. Эти отложения объединены в большехетскую серию, в которой выделяются: зимняя ^¡И^/Рг), левинская (•!¡Рг)• шараповская (1Ьрд> китербютская надояхинская (У;?;-./;^,

лайдинская ^¡аг^ат), вымская ^аг-бб/'/А леонтьевская (У^'г-бЬи малышевская свиты.

Мощность нижне-среднеюрских отложений составляет - 600-800 м в районе Нурминского мегавала, до 1300-1600 м в Тамбейском и Малыгинском районах. Максимальные мощности (до 2000 м и более) предполагаются во впадинах на северо-западе и востоке полуострова (по сейсмическим данным).

Верхняя юра (ДО представлена абалакской (^Ыз-^Н/) и баженовской свитами ^¡НгКф^, в южных частях области их аналогом является даниловская свита. Породы представлены темно-серыми аргиллитоподобными глинами, в верхней части характерны прослои слабобитуминозных глин. Мощность от 3050 м - на поднятиях до 100-165 м - во впадинах (на северо-западе полуострова).

Породы меловой системы (Ю образуют два литолого-стратиграфических этажа: берриас-средневаланжинский и верхневаланжинско-сеноманский. Первый представлен преимущественно глинистыми отложениями с редкими изолированными песчано-алевролитовыми горизонтами, породы имеют прибрежно-морское и лагунно-континентальное происхождение. В его составе выделяется ахская свита (К/Ь-К^), сложенная толщей сероцветных глин с подчиненными песчаными пластами, на ряде северных площадей в ее составе выделяется ачимовская толща (АТ), представленная переслаиванием серых, светло-серых песчаников и серых, темно-серых алевролитов и глин, мощностью до 50-100 м. На юго-востоке полуострова происходит опесчанивание низов ахской свиты, здесь выделяется новопортовская песчано-глинистая толща, представленная светло-серыми песчаниками, чередующимися с серыми алевролитами и глинами, мощность толщи составляет 200-250 м.

Глины в нижней части ахской свиты, вместе с верхнеюрскими отложениями образуют региональную покрышку, которая разделяет неоком-аптский и юрский нефтегазоносные комплексы (НГК). Мощность покрышки изменяется в среднем от 300 до 600 м, максимальные толщины (до 700 м) зафиксированы на Харасавэйской площади, минимальные (30-50 - 100 м) - на Новопортовской площади.

Отложения верхнего валанжина-сеномана представлены песчано-глинистой толщей с многочисленными пластами и линзами углей и углистых сланцев континентального, лагунно-континентального и прибрежно-морского генезиса. В их составе выделяются: танопчинская свита (К^-Кр), сложенная неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых горизонтов с обилием пластов углей суммарной толщиной до 40 м и более, мощностью до 700-900 м., яронгская свита (К^гК^д, представленная сероцветными глинами с прослоями разнозернистых песчаников и алевролитов, мощность 50150 м (отложения свиты представляют собой зональную покрышку, разделяющую неоком-аптский и альб-сеноманский НГК), марресалинская свита (К1а12-К2я), сложенная преимущественно песчано-алевролитовыми сероцветными породами с прослоями глин, ее мощность изменяется от 350 м на юге до 900-950 м на севере полуострова.

Турон-олигоценовые (К2Ь-Рз) отложения представлены глинисто-кремнистыми породами, имеющими повсеместно морской генезис. Данная толща представляют собой региональную непроницаемую покрышку, которая разделяет альб-сеноманскую продуктивную толщу и вышележащие палеоген-четвертичные отложения. Мощность покрышки изменяется от 500 м на сводах и мегавалах до 1200 м во впадинах.

С учетом особенностей геологического строения и нефтегазоносности Ямальская область разделяется на Южно-Ямальский, Нурминский, Сеяхинский, Тамбейский и Малыгинский районы, в которых выделяется ряд положительных и отрицательных структур первого, второго и третьего порядков. Большинство из них хорошо выражено по всем отражающим горизонтам, в основном они являются унаследованными от фундамента, в связи с чем наибольшие амплитуды, как правило, наблюдаются по ОГ «А», который отождествляется с подошвой плитного комплекса. От нижних горизонтов осадочного чехла к верхним происходит постепенное выполаживание большинства структур. В пределах некоторых локальных поднятий наблюдается несовпадение структурных планов по кровле юры и сеномана (Мало-Ямальская и др).

Выявленные в осадочном чехле разрывные нарушения в основном характеризуются небольшими амплитудами. Высокоамплитудные нарушения редки и локализованы только на юге области (Новопортовская, Мантойская площади) и в центральных районах Нурминского мегавала (Нейтинская, Нерстинская и Бованенковская площади).

Ямальская НГО расположена в арктической части Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП) и характеризуется преимущественной газоносностью. Всего открыто 26 месторождений УВ: 9 газовых, 10 газоконденсатных, 5 газоконденсатно-нефтяных и 2 нефтегазоконденсатных, из них 6 месторождений относятся к уникальным по запасам газа (более 500 млрд м3), причем в четырех из них запасы газа превышают 1 трлн м3 в каждом. В пределах области насчитывается 353 самостоятельные залежи УВ различного типа и фазового состояния. Нефтегазоносность установлена в диапазоне от

кровли сеномана до фундамента, на глубинах от 500 м на юге области до 3800 м на севере.

В общем случае выделяется 3 нефтегазоносных комплекса: альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский, разделенные мощными глинисто-кремнистыми покрышками. В составе первых двух по структурно-литологическим особенностям выделяется ряд подкомплексов:

Сеноманский подкомплекс приурочен к верхней части марресалинской свиты, в его составе выделяются продуктивные горизонты ПКГПК9. Газоносность установлена на 22-х месторождениях. Всего насчитывается 34 залежи в интервале глубин от 500 м до 1600 м. По строению залежи - пластово-массивные, в нижней части - пластовые, сводовые. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники, с высокой пористостью (в среднем 29-33%) и проницаемостью (сотни миллидарси, иногда более 1Д).

Альбский подкомплекс приурочен к отложениям яронгской свиты, в его составе выделяются продуктивные пласты ХМ6-ХМШ. Залежи УВ открыты на 12 месторождениях в интервале глубин от 800 м до 1800 м. Всего открыто 38 залежей, по строению они - пластовые сводовые. Коллекторские свойства высокие (аналогичные сеноманским породам).

Аптский подкомплекс приурочен к верхней части танопчинской свиты (продуктивные пласты ТПрТПю). Всего открыта 91 залежь углеводородов. По строению залежи - пластовые массивные, сводовые, часто литологически экранированные, диапазон глубин залегания от 1200 м до 2200 м. Величины ФЕС достаточно высоки, породы-коллектора представлены песчаниками с открытой пористостью 24-27%, проницаемость составляет 120-360* 10"12 м2

Неокомский подкомплекс приурочен к готерив-барремской части танопчинской свиты (гор. ТПи-ТП2б) и ахской свите берриас-готеривского возраста (гор. БЯ1-БЯ25). Газоконденсатные залежи установлены на 17 площадях, нефтссодержащие - на 6-ти. Всего в объеме неокома насчитывается 140 залежей УВ в диапазоне глубин от 1600 м до 2800 м. По строению залежи пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторские свойства - средние, ухудшаются от верхних горизонтов к нижним. В объеме горизонтов группы ТП коэффициент пористости составляет 20-22%, в песчаниках пластов БЯ средняя пористость 17-20%. Проницаемость в среднем составляет 10-30х10"15м2, редко - 75-100х10~15м2.

В составе подкомплекса обособляется распространенная на юге полуострова новопортовская толща, стратиграфически соответствующая низам ахской свиты, она преимущественно нефтеносна. В объеме продуктивных пластов НПо-НПп открыто 20 самостоятельных нефтесодержащих залежей в диапазоне глубин от 1800 до 2750 м, большинство залежей с газовыми шапками. Также в составе подкомплекса выделяется ачимовская толща, из которой на ряде площадей получены полупромышленные притоки газа с конденсатом.

Юрский нефтегазоносный комплекс приурочен к отложениям нижней-средней юры, продуктивны гор. Ю2-Ю12. Основные запасы УВ выявлены в кровельных частях тюменской и малышевской свит (гор. Ю2-з,)> а также в

вымской свите средней юры (гор. Ю6_7). Всего открыто 29 залежей УВ в диапазоне глубин от 1900 м до 3800 м, в основном - газоконденсатных, но на Новопортовском месторождении открыты и нефтесодержащие скопления. По строению залежи — пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторы характеризуются весьма низкими ФЕС, открытая пористость от 7-9% до 16% (редко до 18-20%), проницаемость от 0,1-0,3 мД до 10-25 мД.

Промышленная нефтегазоносность доюрских пород установлена только на Новопортовском месторождении, где открыты 3 небольшие ГК-залежи.

Всего в недрах ЯНГО открытые запасы газа превышают 13,4 трлн м3, большая часть из них сосредоточена в аптском и сеноманском подкомплексах (более 60% в сумме). Открытые запасы жидких УВ существенно уступают газу, геологические запасы конденсата области составляют 0,5 млрд т, нефти - 1,2 млрд т. Основная часть жидких УВ содержится в неокомском подкомплексе.

Во второй главе рассмотрены современные геотермические условия осадочного чехла ЯНГО, примыкающих районов акваторий Обской губы и Карского моря, а также западных частей Гыданского и Тазовского полуостровов.

Геотермическое поле Западно-Сибирской плиты, в т.ч. ее северных районов, в различные годы изучалось Бочкаревым B.C., Гордиенко В.В., Дучковым А.Д., Ермаковым В.И., Курчиковым А.Р., Нестеровым И.И., Скоробогатовым В.А., Соколовой JI.C., Ставицким Б.П. и др.

Величина глубинного теплового потока (ТП), генерируемого в недрах, в первую очередь зависит, от тектонического строения и возраста консолидации фундамента, который в ЯНГО большей частью сложен герцинидами. По данным А.Р. Курчикова (1987 г.) тепловое поле полуострова характеризуется средними значениями плотности ТП: максимальные величины отмечаются в районе Нурминского мегавала (56-58 мВТ/м2), минимальные (48-53 мВТ/м2) -на юге области, а также в районах западного побережья Тазового и Гыданского полуостровов.

На распределение геотемператур в осадочном чехле оказывают влияние слагающие породы, которые обладают различными теплофизическими свойствами. По данным А.Д. Дучкова (1988 г.) в разрезе ЗСМП минимальной теплопроводностью обладают угли (0,2-0,4 Вт/мхК), максимальной (4,0 Вт/мхК и более) - карбонатные и кристаллические породы палеозойского основания. Для терригенных пород средняя теплопроводность составляет 1,7-2,0 Вт/мхК и возрастает в ряду аргиллит - алевролит - песчаник, следовательно, повышение доли песчаных слоев в разрезе сопровождается повышением теплопроводности толщи и уменьшением градиента геотемператур и наоборот.

Помимо внутренних источников энергии, на распределение геотемператур в разрезе влияют также внешние факторы. В пределах арктических областей ЗСМП значительное влияние оказали изменения палеоклимата в позднеолигоценовое время, когда происходило постепенное снижение средних палеоклиматических температур от 15-21 °С в раннем олигоцене до 5-10 °С в начале плиоцена и до нуля во второй половине плиоцена

(Ермаков В.И., Скоробогатов В.А., 1986 г.). В четвертичный период произошло глубокое промерзание и образование толщи многолетнемерзлотных пород (ММП). На сегодняшний день суша ЯНГО относится к области сплошного распространения ММП, ее толщина составляет в среднем 150-300 м, наибольшие мощности (300-450 м) установлены в центральной части Ямала. Распространение криолитозоны влияет на распределение геотемператур во всем осадочном чехле, но особенно в верхней части (до 1000 м), в связи с чем ниже подошвы криолитозоны (поверхность нулевой изотермы) наблюдается повышенный геотермический градиент (4-5 0С/100 м).

Для изучения геотермополя осадочного чехла ЯНГО использован обширный первичный материал по фактически замеренным пластовым температурам при испытаниях и опробованиях песчано-алевролитовых горизонтов мела и юры. Привлекались также данные по непрерывному термокаротажу в скважинах, но в силу малого количества выполненных термометрических исследований, основным источником информации о геотермополе являются точечные замеры современных температур (СТ) в скважинах.

Достоверность этих определений не всегда высока, так как зависит от множества факторов. Ошибки в определениях истинных СТ могут достигать 810% и более. В расчетах и построениях необходимо использовать замеры, которые более всего соответствуют истинным пластовым геотемпературам (неискаженным в процессе бурения). Для этого автором были проанализированы данные по 1745 замерам СТ на месторождениях и разбуренных площадях. Предпочтение отдавалось испытаниям, при которых получены наибольшие дебиты пластовых флюидов, так как в «сухих» скважинах, как правило, получаются заниженные значения. Для контроля достоверности замеры СТ сопоставлялись на графиках изменения температур с глубиной в рядом расположенных скважинах, при этом величины температур, резко выпадающие из общей закономерности, выбраковывались и не использовались при расчетах и построениях.

Таким образом, по известным фактическим данным рассчитывались величины средних современных геотермоградиентов (ССГ) в интервале от подошвы криолитозоны до рассматриваемого горизонта пород (литолого-стратиграфической поверхности), также рассчитывались и величины частных современных геотермоградиентов (ЧСГ) для отдельных литолого-стратиграфических интервалов. После чего (с применением интерполяции и экстраполяции) эти параметры распространялись на соседние участки, по которым фактических данных недостаточно. На основе материалов о глубинном положении кровли исследуемых комплексов пород, а также полученных величин ССГ и ЧСГ, рассчитаны пластовые температуры по поверхности основных литолого-стратиграфических комплексов.

В работе подробно изучено распределение ЧСГ по разрезу наиболее крупных месторождений. В надсеноманской части на всех площадях отмечены повышенные геотермоградиенты, что связано как с ее глинисто-кремнистым составом, так и с влиянием криолитозоны. Минимальные ЧСГ зафиксированы в

существенно песчаной водонасышенной толще пород верхнего альба-сеномана. Ниже по разрезу происходит закономерное увеличение величины ЧСГ, в связи с повышением глинистости от верхнего апта к низам неокома. На юге области отложения неокома существенно опесчанены, в связи с чем ЧСГ практически не изменяются по всему осадочному чехлу. На севере области в объеме нижне-среднеюрских пород на многих площадях зафиксированы максимальные ЧСГ, что объясняется возможным наличием внутренних источников тепла в юрской толще, связанным, вероятно, с процессами метаморфизма залежей УВ или с вертикальной фильтрацией флюидов из фундамента (А.Д. Дучков, 1988 г.). Это явление также можно связать с высокой газонасыщенностью уплотненных юрских коллекторских горизонтов, обусловленной обилием микроскоплений газа, обладающего очень низкой теплопроводностью.

В пределах рассматриваемой территории выделены три геотермические зоны, которые характеризуются различными величинами напряженности теплового и температурного полей. Минимальной напряженностью ТП характеризуется северо-восточная часть ЯНГО, в пределах которой расположены Малыгинское, Западно-Сеяхинское и Тамбейская группа месторождений, кроме того, эта зона включает акваторию Обской губы, побережье Гыданского и Тазовского полуострова, а также отдельные площади на юге ЯНГО. Величины ССГ до средней юры (гор. Ю2-3) здесь составляют 3,13,3 С/100 м. Средними значениями характеризуются площади, расположенные в центральной части Нурминского мегавала, а также Новопортовское месторождение, где аналогичные значения ССГ достигают 3,3-3,8 °С/100 м. В районе Крузенштернского и Харасавэйского месторождений развита крупнейшая положительная геотермоаномалия, в пределах которой величины ССГ до гор. Ю2-3 превышают 4,0 "С/100 м. Ее восточная граница проходит через южную часть Харасавэйского и западную часть Бованенковского месторождений, на западе она, видимо, раскрывается в Карское море. Происхождение аномалии не выяснено, возможно, ее возникновение связано с наличием разломов и подъемом по ним высоконагретых флюидов из фундамента.

С использованием выявленных закономерностей изменения ЧСГ и ССГ в осадочном чехле ЯНГО составлена серия из шести региональных схем распределения СТ: в кровле сеноманского, альбекого и аптского подкомплексов, в кровле ахской свиты неокома (гор. ТП20/БЯ1), в кровле и подошве нижне-среднеюрской толщи. На рисунке 1 представлена схема геотемператур в кровле средней юры (гор. Ю2-3).

Построены два региональных структурно-геотермических профиля по направлениям месторождений: Байдарацкое-Тасийское и Новопортовское-Харасавэйское. Кроме того, составлен ряд локальных схем СТ по различным горизонтам наиболее крупных месторождений (Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское и др.).

В региональном плане конфигурация изотерм повторяет структурный план каждой из рассматриваемых литолого-стратиграфических поверхностей.

Минимальные температуры соответствуют более приподнятым зонам, максимальными отмечены впадины.

От верхних горизонтов сеномана к нижним горизонтам мела и юры разница температур между впадинами и поднятиями постепенно увеличивается

и достигает максимальных значений в нижних горизонтах осадочного чехла. Геотемпературы (°С) в кровле сеномана изменяются от 10-20 на юге до 25-30 на севере, во впадинах - до 45, в кровле альба - от 25-40 на юге до 40-50 на севере и до 65 во впадинах. Геотемпературы в кровле аптских отложений повторяют распределение температур в альбе, но на 5-10 выше. В кровле ахской свиты неокома - от 50-60 на юге до 80-85 на севере, 100-115 во впадинах. В кровле средней юры - от 50 на юге до 110 на севере, в ареале Харасавэйского и Крузенштернского месторождения зафиксированы температуры до 130-135, а в окружающих их впадинах геотемпературы оцениваются в 160-170. В подошве нижней юры геотемпературы изменяются от 70-80 на юге до 140-150 в центральной части полуострова и до 230-240 в ареале Харасавэйской площади, в Тамбейском и Сеяхинском районах геотемпературы составляют 150-160, в Малыгинском - 170-180, в наиболее глубоких впадинах диапазон вероятных величин составляет около 230-300.

В третьей главе рассмотрены особенности распространения пластовых давлений (ПД) в природных резервуарах осадочного чехла.

Верхняя часть разреза в объеме кайнозойских и меловых природных резервуаров характеризуется «нормальными давлениями» с коэффициентом аномальности (Ка) - 1,00-1,02, иногда до 1,10, в зависимости от высоты газовых залежей. В объеме самых нижних песчаных пластов неокома на Малыгинском, Сядорском и Бованенковском месторождениях отмечается некоторая аномальность давлений (Ка - 1,08-1,23). Повышенные пластовые давления также встречены в породах ачимовской толщи (Ка - 1,30-1,34).

Исключением является Харасавэйское месторождение, в нижнемеловой части которого, начиная с готеривских отложений (гор. ТП21-23) на глубинах 2100-2200 м, наблюдаются аномально-высокие флюидальные пластовые давления (АВФПД). Градиент ПД колеблется в пределах 1,65-1,75 МПа/100 м, а в сводовых частях поднятия достигает 1,80-1,90 МПаЛООм. В юрской продуктивной части месторождения в горизонтах Ю2-3 на глубине около 3300 м, величина ПД приближается к величине литостатического давления (Ка - 2,00).

В объеме юрского продуктивного комплекса ПД изменяются в широких пределах - от равных условному гидростатическому до аномально высоких. АВФПД установлены в пределах Бованенковского, Малыгинского, Харасавэйского, Верхнетиутейского, Западно-Сеяхинского, а также месторождений Тамбейской группы. На юге области юрские отложения залегают на глубинах в среднем 1,5-2,5 км, в юго-западном направлении отмечается их воздымание и выклинивание вплоть до полного. Кроме того, южная половина области характеризуется значительной дизъюнктивной нарушенностью, которая по-видимому определяет повсеместное развитие ПД, равных или близких к «нормальным».

Разделяющей нижнемеловой и юрский комплексы толщей совместно выступают преимущественно глинистая ахская свита неокома и подстилающая ее верхнеюрская глинисто-кремнистая толща. Исходя из того факта, что на большинстве месторождений области АВФПД развиты именно под этой толщей, их распространение связано с особенностями ее герметичности,

которые зависят от минералогического, катагенетического, тектонического и других факторов.

АВФПД в неокомских отложениях Харасавэйского ГКМ можно объяснить воздействием различных факторов, с одной стороны - возможной газодинамической связью с юрскими породами, которая обусловлена наличием разрывных нарушений, в результате чего флюиды из нижележащих юрских отложений могли перемещаться в верхние горизонты, с другой - более высокая глинистость всего разреза юры-неокома и выявленная тепловая аномалия в пределах месторождения могли также повлиять на развитие здесь высоких значений АВФПД за счет генерации и эмиграции дополнительных объемов газообразных УВ.

Отсутствие АВФПД в нижнемеловых отложениях остальных месторождений и разбуренных площадей области, связано с их повышенной песчанистостью и хорошими экранирующими свойствами глинистой толщи верхней юры-валанжина, которая выступает в качестве барьера, изолирующего юрский комплекс и способствующего развитию АВФПД в горизонтах Ю2_з и нижележащих.

В четвертой главе проанализированы термобарические и физико-химические свойства УВ-флюидов 312 залежей ЯНГО, расположенных в интервале от кровли сеномана до палеозойского основания, на глубинах от 450 до 3800 м.

В недрах ЯНГО распространены газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные и нефтяные скопления. Нефтесодержащие скопления, как правило, имеют подчиненное значение, а наибольшее распространение в разрезе получили газовые и газоконденсатные залежи. На основе исследований установлена термобарическая зональность их распределения в объеме осадочного чехла.

До температур 40 °С и давлений 16 МПа распространены только газовые скопления (содержание конденсата не более 10 г/м3, обычно менее 5 г/м3).

В диапазоне температур 40-65 °С и давлений 16-19 МПа выделяется переходная зона, где возможна локализация как газовых, так и газоконденсатных скоплений.

При температурах более 65 °С и давлениях более 19 МПа чисто газовых скоплений не выявлено.

По составу газы во всех залежах являются метановым (содержание СН4 83,0-99,5%). Зона распространения «сухого газа», расположена до глубин 1,61,7 км, в нее попадают залежи сеноманского, альбского и частично аптского НГК, где доля гомологов метана не превышает 5%. Ниже выделена зона «полужирных газов», которая характеризуется относительно повышенной долей гомологов метана (до 14-15%). Содержание неуглеводородных газов невелико (0,5-3,0 %).

Содержание конденсата в залежах варьирует от практически полного его отсутствия до 250 г/м3 и более. Количество, состав и свойства конденсата в пластовых газах контролируются, в первую очередь, типом и степенью

преобразованности материнского ОВ, что напрямую связано с термобарическими условиями вмещающих пород.

Плотность конденсатов изменяется в пределах 0,70-0,82 г/см3. На глубинах до 1,5 км развиты в основном «тяжелые» конденсаты, плотностью 0,79-0,82 г/см3, в пределах глубин 1,5-3,0 м эта величина изменяется в диапазоне 0,72-0,80 г/см3. Смолы и асфальтены в конденсатах отсутствуют, содержание серы в диапазоне 0,01-0,02%, иногда до 0,06%, содержание твердых парафинов редко превышает 1%. В углеводородном составе отмечается тенденция повышения доли метановых УВ с глубиной (от 30% до 50%) за счет снижения доли нафтеновых УВ (от 70% до 35%), доля ароматических УВ невелика, увеличивается с глубиной от 1-5% до 10-20%.

Рассмотрена зависимость конденсатосодержания в залежах УВ от температуры вмещающих пород по всем многопластовым месторождениям ЯНГО, в результате выявлены определенные тенденции изменения этого параметра, которые, несмотря на некоторый разброс, проявляются на всех месторождениях.

До температур 40 °С конденсат в пластовом газе практически отсутствует, в диапазоне СТ 40-60 "С наблюдается резкий скачок содержания конденсата до величин 20-50 г/м3 (до 100 г/м3 и более в некоторых случаях). По мере роста СТ содержание конденсата продолжает увеличиваться, достигая 150-200 г/м3 и более при температурах 80-110 °С, далее при температурах 110120 °С и более происходит снижение содержания конденсата до величин 100 г/м3 и менее.

Нефтесодержащие залежи также заключены в четких термобарических пределах, где диапазон СТ составляет 58-86 °С, диапазон давлений - 19-33 МПа. При более высоких температурах и давлениях промышленных скоплений нефти не выявлено, видимо, ранее сформированные нефтесодержащие залежи в жестких термоглубинных условиях практически полностью перешли в газоконденсатное состояние.

По составу нефти - малосернистые (не более 0,22%), высокопарафинистые (1,5-12%), преимущественно метанового состава, плотность изменяется в пределах 0,80-0,89 г/см3. Эти нефти локализованы в горизонтах баррема, готерива, валанжина и средней юры.

Вне обозначенных термобарических границ обособляется только одна газонефтяная залежь в гор. ТП1 (верхний акт) Новопортовского месторождения, где встречены тяжелые (0,90-0,92 г/см3) малопарафиновые (0,1-0,6%) нефти, нафтенового основания, которые представляют продукт ранней генерации из преимущественно гумусового ОВ.

Подавляющая часть среднеюрско-неокомских нефтей из промышленных залежей и нефтепроявлений по составу и условиям образования относится к типично «неморским», гумусового облика (ОВ - континентальных, в т.ч. субугленосных, а также прибрежно-морских фаций).

В диссертации представлены данные по изотопному составу пластовых газов (по материалам ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). На большинстве месторождений ЯНГО наблюдается тенденция повышения содержания

тяжелых изотопов углерода и водорода метана с глубиной. Верхние альб-сеноманские газы характеризуются «легким» изотопным составом (8|3С от -50,86 % до -65,36 %о и 80 от -237 %о до -249 %о), нижнеюрские и палеозойские газы, как правило, характеризуются «тяжелым» изотопным составом (813С от -33,8 %о до -32,2 %о и 8Б от -209,5 % до -206,6 %о).

В пятой главе изучены геохимические, термобарические и катагенетические условия формирования и эволюции УВС в породах мела и юры.

Необходимо отметить, что в данной работе автор основывается на классических постулатах органической теории происхождения УВ и развивает позицию о преимущественной сингенетичности УВС вмещающим их породам, принимая во внимание также, что современное размещение УВС в осадочном чехле может быть объяснено и другими механизмами формирования.

В работе подробно рассмотрены генерационные условия в каждом из НГК, а также в разделяющих их толщах пород. При этом изучены важнейшие параметры генерационных свойств осадочных толщ: содержание в породах рассеянного органического вещества (РОВ) - Сорг (%), содержание в разрезе углей и углистых сланцев (концентрированного и полуконцентрированного органического вещества - КОВ и ПКОВ), тип и состав исходного ОВ и степень его катагенетической преобразованное™.

В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла развито преимущественно гумусовое и лейптинито-гумусовое, реже сапропелево-гумусовое ОВ в угленосных, субугленосных континентальных, дельтовых и прибрежно-морских отложениях, представленное в рассеянном, концентрированном и полуконцентрированном виде.

Характер распределения органического вещества изучен автором по результатам 637 анализов Сорг из глин и песчаников мелового и юрского возраста различных площадей Ямала (преимущественно из коллекции В.А. Скоробогатова). Определения Сорг в различные годы проводились во ВНИГНИ, ИГИРГИ и ВНИИГАЗе.

Породы основных НГК характеризуются относительно повышенным содержанием РОВ, величина Сорг практически во всех зонах составляет не менее 2,0% в глинах и не менее 1,0% в песчаниках и алевролитах. Изучены площадные закономерности изменения Сорг, составлен ряд областных схем.

Содержание КОВ и ПКОВ в недрах ЯНГО изучено по данным работ В.И.Ермакова, В.А. Скоробогатова и Л.В. Строганова.

Концентрированное ОВ представлено пластами углей мощностью от 0,1 м до 1,2 м, иногда до 5-8 м, угли по составу большей частью витринитовые, с небольшим содержанием лейптинита. Полуконцентрированное ОВ представлено в виде углистых сланцев, с содержанием Сорг в среднем 20-33%. Наибольшие суммарные мощности угля («сгруженного» пласта-эквивалента по В.И. Ермакову) развиты в отложениях апта и неокома, причем максимальной углистостью характеризуется верхняя баррем-аптская часть танопчинской свиты. По расчетам экспертов ВНИИГАЗа в недрах нижнего мела Ямала

заключено около 4,5 трлн т углей, суммарные мощности угольных пластов изменяются от 5-15 м на юге области до 30-40 м на севере полуострова.

Для изучения катагенетической преобразованности ОВ Ямальской области были использованы результаты анализа показателя отражения витринита (ПОВ) (11°,%) по 163 определениям в скважинах до максимальной глубины 3570 м. Определения величины ПОВ в различные годы проводились в ИГИРГИ и ИГИ по коллекции углей ВНИИГАЗа.

Рассматриваемая территория характеризуется неравномерностью фактических данных ПОВ, как по площади, так и по глубине. Практически неохарактеризованы многие районы области, а также глубокие горизонты осадочного чехла.

Для определения катагенетической преобразованности неизученных зон имеющиеся фактические данные определений ПОВ были сопоставлены с соответствующими современными геотемпературами. В результате в пределах СТ 40-170 °С определены следующие температурные (°С) границы стадий катагенеза: (ПК3) - 61 - (МК,) - 80 - (МК2) - 100 - (МК3) - 122 - (М1С,) - 142 -(МК5)- 163-(АК,).

По результатам фактических определений величины ПОВ в скважинах, а также с помощью составленных схем СТ, используя установленные температурные границы смены градаций катагенеза в неизученных зонах ЯНГО, охарактеризована степень катагенеза ОВ всего осадочного чехла, составлен ряд схем по каждому продуктивному комплексу.

В зависимости от современных глубин погружения и геотемператур, а также от палеотемпературной истории осадочного чехла, степень преобразованности ОВ в породах нижнего мела и юры изменяется в широком диапазоне от ПК2 до АК] и более.

Наименее преобразовано ОВ в сеномане, где уровень катагенеза не выходит за пределы буроугольньной стадии. В кровле апта величины составляют 0,40-0,54%. В кровле ахской свиты (гор. ТП20/БЯ1) степень катагенеза изменяется от градаций катагенеза ПК2-ПК3 на юге, до МКГМК2 на севере, максимальная градация - МКз предполагается в погруженных частях на северо-западе в ареале Крузенштернско-Харасавэйской термоаномалии.

Юрские отложения характеризуются максимальной дифференциацией степени катагенеза. В кровле средней юры в южной и юго-западной частях полуострова катагенез ОВ изменяется от стадии ПК3 до МК2, северная половина Ямала характеризуется значениями Я0, которые соответствуют градациям МК2-МК3, в погруженных частях глубоких впадин происходит повсеместный переход к градации МК4, максимальные значения 11° отмечены в ареале Крузенштернско-Харасавэйской термоаномалии, где уровень катагенеза достигает стадии АК.

Нижнеюрские отложения характеризуются более высоким прогревом недр, большая часть территории характеризуется высокой преобразованностью ОВ, в сводовых частях крупных положительных структур на севере катагенез ОВ достигает градации МК5, вдоль Нурминского мегавала величины Я" изменяются вплоть до градации катагенеза АК| в районе Харасавэйского

месторождения, в погруженных частях северной половины области, где геотемпературы достигают 190 °С и более, величины Л0, видимо, превышают 2,3- 2,5% (переход к полуантрацитам).

Эволюционное развитие осадочных толщ представлено в виде моделей прогрева по наиболее характерным месторождениям области (Новопортовское, Бованенковское и Южно-Тамбейское). В результате кратко охарактеризованы условия формирования УВС, включая качественное рассмотрение динамики генерационных, эмиграционных, миграционных, аккумуляционных и консервационных процессов в объеме каждого НГК.

Генерационные условия в породах осадочного чехла были весьма благоприятными для образования огромных количеств УВ (более 4,0x103 трлн м газа и более 6x102 млрд т битумоидов, по оценке В.А. Скоробогатова).

Генерация УВ в большинстве случаев соответствует «нормальному» катагенетическому ряду, что в условиях ограниченных масштабов вторичной миграции четко согласуется с современной картиной размещения в осадочном чехле ЯНГО различных по фазовому состоянию и физико-химическому составу УВС. Ограниченность в пространстве коллекторской (вторичной) миграции флюидов обусловлена развитием в осадочном чехле региональных глинистых покрышек, разделяющие нижне-среднеюрский, неоком-аптский и альб-сеноманский НГК, а также высокой литолого-эпигенетической неоднородностью самих НГК. Процессы переформирования и частичного разрушения залежей в результате деформаций осадочного чехла наиболее сильно затронули только южные районы области, в ареале Новопортовского месторождения, что привело к существенной дегазации всего юрско-мелового разреза и остаточному нефтенакоплению в аптских, валанжинских и среднеюрских породах.

В результате проведенных исследований составлены вертикальные физико-химические и катагенетические ряды, в которых обобщены и сопоставлены результаты анализа физико-химического состава различных по фазовому состоянию УВС, а также катагенез (расчетный, либо фактически установленный) вмещающих пород по всем многопластовым месторождениям области.

Отмечено, что первое появление значительных объемов конденсата в газе происходит при переходе градаций катагенеза от ПК3 к МК1 (К0 0,48-0,50% и СТ около 50-60 °С), подобный переход прослежен практически на всех многопластовых месторождениях ЯНГО, нефтесодержащие скопления заключены в пределах градаций МК,-МК2 (Л0 0,48-0,71% и СТ 58-86 °С), при катагенезе, соответствующем переходу от стадии МК3 к МК4 (Я0 1,10-1,15% и СТ 110 °С и более) в разрезе развиты только газоконденсатные залежи с низким содержанием конденсата.

В шестой главе по геотермобарическим критериям проведена оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрского НГК, породы которого, в отличие от меловых, характеризуются более сложным строением и жесткими термоглубинными условиями залегания, в связи с чем их нефтегазоносность определяется, главным образом, геотермобарическим фактором.

В качестве главного критерия прогноза фазового состояния выступает катагенетическая преобразованность ОВ. Основываясь на проведенных исследованиях, прослежены главные катагенетические рубежи, соответствующие величине Я0 в 0,5% и 1,0%. При этом «чисто» газовые скопления УВ расположены в зоне протокатагенеза (Я0 <0,5%), в интервале Л0 0,5-1,0% расположены газоконденсатные и нефтесодержашие скопления (типа ГКН, НГК, Н). В интервале Я0 >1,0 % расположены газоконденсатные залежи с пониженным содержанием конденсата. В зоне «сухого» позднекатагенетического газа (стадия апокатагенеза) промышленных скоплений УВ не выявлено.

С использованием термобарических границ (глава 4) выделены зоны распространения преимущественно нефтесодержащих и газоконденстных скоплений.

Главным фактором, ограничивающим распространение промышленных скоплений УВ, являются фоновые величины ФЕС коллекторов проницаемых горизонтов. Для песчаников и алевролитов валанжина и юры возраста они зависят как от первично-генетических, так и от вторичных факторов.

Уплотнение мелкозернистых полимиктовых песчаников и алевролитов происходит, с одной стороны, под действием тяжести вышележащих отложений, с другой - под влиянием эпигенетических процессов, связанных с выпадением кальцита в порах вследствие мощной генерации СОг в толщах с гумусовой органикой при повышенных геотемпературах. Наиболее масштабно этот процесс протекает в нижне-среднеюрской толще.

В настоящей работе автором проанализированы результаты по 296 испытаниям различных объектов в юрской толще. В результате анализа представлены величины притоков пластовых флюидов из юрских отложений в зависимости от глубин залегания и современных температур (рисунок 2). При этом выделены две лимитирующие границы - температура 115 °С и глубина -3500 м, которые определяют существование юрских коллекторов с удовлетворительными величинами ФЕС. Причем, отмечается их взаимозаменяемость: при СТ более 115 °С притоки были получены только на глубинах менее 3500 м и наоборот.

Для прогноза области распространения коллекторов в юрской толще предлагается использовать произведение глубины залегания предполагаемых коллекторских горизонтов на величину СТ (кмх°С). Анализ термоглубинных параметров нефтегазоносности в юрской толще рассматриваемой области показал, что открытые скопления УВ заключены в пределах 120-460 (кмх°С) термоглубинных единиц (тге). При этом граничная величина 460 тге использована для прогноза распространения коллекторов с удовлетворительными ФЕС в нижне-среднеюрской толще ЯНГО.

В результате проведенных исследований составлены схемы перспектив нефтегазоносности средней (горизонты Ю2_з - Ювл) и нижней (Юю.12) юры.

и современных температур опробованных горизонтов (усовершенствованный график из работы В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова, 1986 г., с уточнениями и дополнениями автора)

В свете выполненного прогноза произведен анализ достоверности официальных оценок перспективных ресурсов кат. С3 в среднеюрской толще ЯНГО. Рассмотрено 42 объекта, подготовленных к бурению. Произведена переоценка перспективных ресурсов газа, конденсата и нефти в средней юре по каждой из структур. В результате не подтверждается большая часть перспективных ресурсов нефти, на некоторых площадях существенно переоценены ресурсы конденсата, кроме того, полностью не подтверждаются ресурсы УВ ряда площадей, расположенных в зоне развития плотных коллекторов. Проведено ранжирование рассматриваемых объектов, при этом по величине геологических ресурсов выделено 3 группы структур: наиболее перспективные, с геологическими ресурсами в пределах 30-90 млн тонн условного топлива (т у.т.), со средними по величине ресурсами в пределах 1030 млн т у.т., к третьей группе отнесены структуры с ресурсами менее 10 млн ту.т.

Заключение

Основные результаты настоящей диссертационной работы заключаются в следующем:

1. На основе особенностей распространения геотемператур и флюидальных давлений в объеме вскрытой части осадочного чехла ЯНГО выделены главные факторы, влияющие на их изменение в пространстве. В

результате выполнен прогноз термобарических условий залегания пород в неизученных зонах и частях разреза.

2. Изменение физико-химических свойств УВС, а также изотопного состава пластовых газов с глубиной подтверждают преимущественную сингенетичность их скоплений вмещающим породам. Размещение различных по типу и фазовому состоянию УВС в осадочном чехле контролируется как термобарическими (температура/давление), так геохимическими и катагенетическими параметрами (тип, состав, степень преобразованное™ исходного ОВ).

3. Удовлетворительные ФЕС пород-коллекторов нижне-среднеюрской толщи контролируются термоглубинными условиями залегания природных резервуаров. Установлены конкретные лимитирующие границы (глубина/современная температура), отмечено взаимозаменяющее влияние этих параметров на эпигенетические процессы в поровом пространстве.

4. В качестве критериев прогноза газо- и нефтеносности нижне-среднеюрских отложений выбраны:

• катагенетическая преобразованность ОВ, по которой выделены зоны развития чисто газовых, а также газоконденсатных скоплений с высоким и низким содержанием конденсата.

• установленная термобарическая зональность размещения УВС, в рамках которой выделены зоны возможного развития нефтесодержащих скоплений.

• термоглубинная характеристика продуктивных толщ, с помощью которой выделены зоны развития плотных коллекторов с низкими ФЕС;

5. Из анализа проведенных исследований и выполненных построений следует, что в плане дальнейших открытий наилучшими перспективами обладают среднеюрские отложения (рисунок 3), причем в большей степени это относится к их кровельной части (гор. Юг-з).

Для поисков преимущественно ГК-залежей в породах средней юры наиболее перспективны южные, а также центральные и северо-восточные районы области, в пределах сводов крупных положительных структур. В центральной части полуострова, как наиболее перспективная, рассматривается Сеяхинская группа структур, достаточно высоко оцениваются структуры, расположенные в ареале Бованенковского месторождения, также в качестве перспективных рассматривается группа структур к северо-востоку от Малыгинского месторождения. В качестве первоочередных также выделен ряд структур в южной части полуострова

Нижнеюрская песчано-глинистая толща на большей части территории области характеризуется отсутствием коллекторов промышленного значения, перспективы возможных открытий сохраняются только в южных и юго-западных районах области.

Развитие нефтесодержащих скоплений ожидается только в южной и юго-западной частях полуострова, преимущественно в верхней половине нижне-среднеюрской коллекторской толщи.

наибопеа перспективные структуры, исздгоювленные к шубокому бурению (I группа)

лерспемивые арумуры (II 1Руппи)

малопврспекшиын оруюуры (III фуппа)

Рисунок 3 - Схема перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений, гор. Ю2.3, Юб-7

(Д.А. Соин, 2010 г)

Основные научные результаты по теме диссертационной работы опубликованы в следующих статьях:

1. Соин Д.А. Проблемы освоения ресурсов углеводородов транзитных зон полуострова Ямал. Тезисы II международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2008)». М.: ВНИИГАЗ. - 2008. С.75.

2. Силантьев Ю.Б., Соин Д.А. Моделирование формирования углеводородных систем севера Западной Сибири на примере Большехетской впадины. В сборнике научных трудов «Перспективы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности». М.: ВНИИГАЗ. - 2008. - С.68-77.

3. Скоробогатов В.А., Соин Д.А. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири// Геология нефти и газа, 2009.-№5. - С.25-29.

4. Скоробогатов В.А., Соин Д.А., Хейконен Н.Л. Проблемы нефтеносности Ямало-Гыданского региона Западной Сибири// Наука и техника в газовой промышленности, 20Ю.-№1 -С.101-105.

5. Соин Д.А. Сверхгидростатические пластовые давления в геофлюидальной системе природных резервуаров нижнего мела и юры Ямальской нефтегазоносной области Западной Сибири. В сборнике научных трудов «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г». М.: Газпром ВНИИГАЗ. - 2010. - С.63-67.

6. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири. В сборнике научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М.: Газпром ВНИИГАЗ. - 2010. - С.34-40.

7. Соин Д.А. Проблемы нефтегазоносности южной части Ямальской НГО. Тезисы VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» - М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2010.-С.67.

8. Соин Д.А. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской НГО Западной Сибири. Тезисы XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2010. - С.47-48.

Подписано к печати «6 » октября 2010 г. Заказ № 2422 Тираж экз 120. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Соин, Дмитрий Александрович

Введение.

Глава 1 . Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла и фундамента Ямальской области.

1.1 Геолого-геофизическая изученность.

1.2 Стратиграфия и литолого-фациальная характеристика пород осадочного чехла и фундамента.

1.3 Тектоническое строение Ямальской области.

1.4 Нефтегазоносность меловых и юрских отложений.

1.5 Общие закономерности размещения залежей углеводородов в осадочном чехле Ямальской области.

Глава 2. Характеристика современных геотермических условий осадочного чехла Ямальской области.

Глава 3. Особенности распространения флюидальных давлений в природных резервуарах Ямальской области Западной Сибири.

Глава 4. Закономерности изменения физико-химических свойств и состава газа и жидких углеводородов в термобарическом поле осадочного чехла Ямальской области.

Глава 5. Геохимические, термобарические и катагенетические условия формирования и эволюции углеводородных скоплений в породах мела и юры.

Глава 6. Оценка перспектив нефтегазоносности малоизученных районов Ямальской области по геотермобарическим критериям.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений Ямальской области Западной Сибири"

В качестве главного объекта прироста запасов рассматриваются нижние горизонты осадочного чехла, термобарические условия в которых, в связи с большими глубинами залегания продуктивных толщ, являются ведущими прогностическими параметрами нефтегазоносности. Поэтому анализ термобарических условий размещения скоплений углеводородов (УВ) и прогноз нефтегазоносности юрских отложений является актуальной темой исследований.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности Ямальской области.

2. Анализ термобарических условий залегания пород нижнего мела и юры.

4. Изучение катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) пород и ее связи с современными геотермическими условиями недр, прогнозирование степени катагенеза в неизученных частях разреза.

5. Анализ условий формирования УВС.

8. Выбор и обоснование первоочередных объектов поиска.

Научная новизна.

Защищаемые положения.

4. Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи, в т.ч. раздельный прогноз на газ и нефть.

Практическая ценность. Применение. термобарокатагенетических критериев прогноза нефтегазоносности нижней-средней юры позволяет более обоснованно подходить к вопросу о целесообразности проведения дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на полуострове для минимизации рисков и затрат на их проведение. Результаты работ могут быть использованы для экстраполяции ряда параметров, в т.ч. термобарических, на обширную акваторию Карского моря с целью более достоверной оценки перспектив газонефтеносности недр Приямальского шельфа, где данные бурения практически отсутствуют.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались:

• На заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано восемь работ, из них две - в журналах, входящих в «Перечень.» ВАК Минобрнауки РФ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Соин, Дмитрий Александрович

Заключение

1. Ямальская нефтегазоносная область является крайней северо-западной частью Западно-Сибирской мегапровинции. Осадочный чехол области сложен терригенными мезозойско-кайнозойскими отложениями. Всего открыто свыше 350 залежей на 26 месторождениях, нефтегазоносность установлена в интервале от сеномана до нижних горизонтов юры, а также выветренной части палеозойского основания.

2. В ЯНГО выделено три нефтегазоносных комплекса: нижне-среднеюрский, неоком-аптский и альб-сеноманский, разделенные слабопроницаемыми глинистыми экранами. Процессы формирования углеводородных скоплений в каждом из НГК происходили независимо, в связи с чем нефтегазоносность каждого из них определяется термобарическими условиями залегания песчано-алевролитовых природных резервуаров и сопряженных с ними глинистыми и угольными пластами - генераторами.

3. Тепловое поле полуострова характеризуется средними значениями плотности теплового потока. Максимальные величины отмечаются в районе северной часть Нурминского мегавала, минимальные - на юге области, а также в соседних с Ямалом районах западного побережья Тазового и Гыданского полуостровов.

На распределение геотемператур в осадочном чехле оказывают влияние слагающие породы, которые обладают различными теплофизическими свойствами. Минимальной теплопроводностью обладают угли, максимальной -карбонатные и кристаллические породы палеозойского основания. Для терригенных пород теплопроводность возрастает в ряду аргиллит-алевролит-песчаник. Повышение доли песчаных слоев в разрезе сопровождается повышением теплопроводности толщи и уменьшением градиента геотемператур, и наоборот.

Помимо внутренних источников энергии, на распределение геотемператур в разрезе значительное влияние оказала динамика палеоклимата в позднеолигоценовое время, а также глубокое промерзание и образование толщи многолетнемерзлотных пород в четвертичный период, на данный момент суша Ямала относится к области сплошного распространения ММП.

В надсеноманской части на всех площадях отмечены повышенные геотермоградиенты, что связано как с ее глинистым составом, так и с влиянием криолитозоны. Минимальные геотермоградиенты зафиксированы в существенно

156 песчаной водонасышенной толще пород альба-сеномана. Ниже по разрезу происходит закономерное увеличение геотермоградиента, в связи с повышением глинистости от верхнего апта к низам неокома. На юге области отложения неокома существенно опесчанены, в связи с чем градиенты температур здесь остаются постоянными. В северной половине области в объеме нижне-среднеюрских пород на многих площадях зафиксированы максимальные геотермоградиенты, что может быть связано с процессами метаморфизма залежей УВ, вертикальной фильтрацией флюидов из фундамента или общей высокой газонасыщенностью уплотненных юрских коллекгорских горизонтов, за счет обилия микроскоплений газа, обладающего очень низкой теплопроводностью.

4. Геотемпературы (°С) в кровле сеномана изменяются от 10-20 на юге до 25-30 на севере, во впадинах - до 45, в кровле альба - от 25-40 на юге до 40-50 на севере и до 65 во впадинах. Величины СТ в кровле аптских отложений повторяют распределение температур в альбе, но на 5-10 °С выше. В кровле ахской свиты неокома СТ достигают величины 50-60 на юге, до 80-85 на севере, 100-115 во впадинах, в кровле средней юры - от 50 на юге до 110 на севере, в ареале Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений зафиксированы температуры до 130-135, а в окружающих их впадинах СТ оцениваются в 160-170. В подошве нижней юры геотемпературы изменяются от 70-80 на юге до 140-150 в центральной части и до 230-240 в ареале Харасавэйской площади, в Тамбейском и Сеяхинском районах СТ составляют 150-160, в Малыгинском - 170-180, в днищах глубоких впадин диапазон вероятных величин составляет около 230-330.

5. В распределении пластовых давлений в природных резервуарах Ямала отмечено, что в верхней части разреза, в объеме меловых пород распределение пластовых давлений на большинстве площадей подчиняется гидростатическому закону. В нижне-среднеюрских природных резервуарах регионально развиты аномально-высокие флюидальные пластовые давления, которые контролируются верхнеюрско-валанжинской региональной покрышкой, изолирующей меловые и юрские природные резервуары. Аномальные давления в нижне-среднеюрской толще развиты на всех месторождениях, где изолирующая толща имеет значительные мощности, в меловых горизонтах над ней развиты давления, равные условно гидростатическому, за исключением Харасавэйской площади, аномальность которой проявляется как в геотермическом, так и в флюидальном полях.

6. На основе изучения характера распределения различных УСВ в объеме осадочного чехла установлена термобарическая зональность: до температур 40 °С и давлений 16 МПа распространены только чисто газовые скопления, в диапазоне температур 40-65 °С и давлений 16-19 МПа выделяется переходная зона, где возможна локализация как газовых, так и газоконденсатных скоплений. При температурах более 65 °С и давлениях более 19 МПа газовых безконденсатных скоплений не выявлено.

До температур 40 °С конденсат в пластовом газе практически отсутствует, в диапазоне СТ 40-60 °С в залежах наблюдается резкий скачок содержания конденсата до величин 20-50 г/м3 (до 100 г/м3 и более в некоторых залежах). По мере роста СТ содержание конденсата продолжает увеличиваться, достигая 150200 г/м3 и более при температурах 80-110 °С, далее, при температурах 110-120 °С и более происходит снижение содержания конденсата до величин 100 г/м3 и менее.

6. Нефтесодержащие залежи также заключены в четких термобарических пределах, где диапазон СТ составляет 58-86 °С, диапазон давлений - 19-33 МПа. При более высоких температурах и давлениях промышленных скоплений нефти не обнаружено.

7. Изменения изотопного состава, а также физико-химических свойств пластовых газов и жидких УВ с глубиной подтверждают преимущественную сингенетичность их скоплений вмещающим породам (комплексам пород).

8. В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла развито преимущественно гумусовое и лейптинито-гумусовое, в меньшей степени сапропелево-гумусовое ОВ в угленосных, субугленосных континентальных, дельтовых и прибрежно-морских отложениях, представленное в рассеянном, концентрированном и полуконцентрированном виде.

Концентрированное ОВ представлено пластами углей мощностью 0,1-1,2 м, иногда до 5-8 м. Полуконцентрированное ОВ представлено в виде углистых и горючих сланцев, с содержанием Сорг от 10-20 до 30% и более.

7. Для определения катагенетической преобразованности неизученных зон, имеющиеся фактические данные определений показателя отражения витринита (ПОВ) были сопоставлены с соответствующими современными геотемпературами. В результате в пределах СТ 40-170 °С, определены следующие температурные (°С) стадии катагенеза: (ПКз) - 61 - (МК-|) - 80 - (МК2) - 100 - (МК3) - 122 - (МК4) - 142 - (МК5) - 163 - (АК^.

В зависимости от современных глубин погружения и геотемператур, а также от палеотемпературной истории осадочного чехла, степень преобразованное™ ОВ в породах нижнего мела и юры изменяется в широком диапазоне от ПК2 до АК1 и более.

Наименее преобразовано УВ в сеномане, где уровень катагенеза не выходит за пределы буроугольньной стадии. В кровле апта величины составляют 0,40-0,54%. В кровле ахской свиты (гор. ТИго/БЯ^ степень катагенеза изменяется от градаций катагенеза ПК2-ПК3 на юге, до МК1-МК2 на севере, максимальная градация - МКз - прогнозируется в погруженных частях на северо-западе.

В кровле средней юры в южной и юго-западной частях полуострова катагенез изменяется от стадии ПКз до МКг, северная половина Ямала характеризуется значениями 14°, которые соответствуют градациям МК2-МК3, в погруженных частях глубоких впадин - градация МК4, максимальные значения 13° отмечены в ареале Крузенштернско-Харасавэйской термоаномалии, - градация АК. Нижнеюрские отложения характеризуются более высоким прогревом недр, в сводовых частях крупных положительных структур на севере катагенез ОВ достигает градации МК5, вдоль Нурминского мегавала величины 14° изменяются вплоть до градации катагенеза АК1 в районе Харасавэйского месторождения.

8. Генерационные условия в породах осадочного чехла были весьма благоприятными для генерации огромных объемов и масс органических подвижных соединений (УВГ и битумоидов).

Генерация УВ в большинстве случаев соответствуют «нормальному» катагенетическому ряду, что в условиях ограниченных масштабов вторичной миграции четко согласуется с современной картиной размещения в осадочном чехле различных по фазовому состоянию и физико-химическому составу УВС. Ограниченность в пространстве коллекторской (вторичной) миграции флюидов обусловлена как относительной обособленностью юрских, неоком-аптских и альб-сеноманских пород, так и развитием в осадочном чехле региональных глинистых покрышек, а также высокой литолого-эпигенетической неоднородностью самих НГК. Процессы переформирования и частичного разрушения залежей наиболее сильно затронули только южные районы области, в ареале Новопортовского месторождения, что привело к существенной дегазации всего юрско-мелового разреза и остаточному нефтенакоплению в аптских, валанжинских и среднеюрских отложениях.

9. По геотермобарическим критериям проведена оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи ЯНГО.

В качестве главного критерия прогноза фазового состояния выступает катагенетическая преобразованность ОВ. Основываясь на проведенных исследованиях, прослежены главные термоглубинные рубежи, соответствующие величине в 0,5 и 1,0%. При этом «чисто» газовые скопления УВ расположены в зоне протокатагенеза (К°<0,5%), в интервале ^ 0,5-1,0% расположены газоконденсатные и нефтесодержащие скопления (типа ГКН, НГК, Н). В интервале ПОВ >1,0 % расположены газоконденсатные залежи с пониженным содержанием конденсата. С использованием термобарических-границ (глава 4), выделены зоны распространения преимущественно нефтесодержащих и газоконденсатных скоплений.

Развитие коллекторских горизонтов с удовлетворительными добывными возможностями контролируется термоглубинным фактором, что связано как с уплотнением терригенных пород, так и с эпигенетическими процессами, а именно, выпадением кальцита в порах за счет мощной- генерации углекислого газа в толщах с гумусовой органикой при повышенных температурах.

Выделены две лимитирующие границы - температура 115 °С и глубина 3500 м, отмечена их взаимозаменяемость: при СТ более 115 °С, притоки УВ были получены только на глубинах менее 3500 м, и наоборот. Для прогноза распространения коллекторов в юрской толще предлагается использовать произведение глубины залегания коллекторских горизонтов на величину СТ (км*°С) в малоизученных зонах. В результате анализа испытаний различных объектов в юрской толще определена граничная величина в 460 термоглубинных единиц (кмх°С), которая использована для прогноза распространения коллекторов с удовлетворительными ФЕС.

В результате проведенных исследований, оценены перспективы газо- и нефтеносности средней нижнесреднеюрской толщи. Наилучшими-перспективами обладают среднеюрские отложения, причем в большей степени это относится к их кровельной части (гор. Юг-з). Нижнеюрские отложения характеризуются экстремальными величинами термоглубинного параметра, в связи с чем значительная часть территории полуострова по нижним горизонтам юры входит в зону отсутствия коллекторов промышленного значения. Перспективы открытия нефтесодержащих залежей сохраняются только в юго-западной части полуострова. Севернее расположена зона исключительно газоконденсатных скоплений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Соин, Дмитрий Александрович, Москва

1. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987. - с 216 с.

2. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А. Тектонический контроль газонефтеносности полуострова Ямал // Геология нефти и газа. -2006. N 2

3. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А., Радчикова А.М. Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2008. - № 4.

4. Балобаев В.Т., Левченко А.И. Глубокое промерзание и динамика теплового поля верхней части земной коры Западной Сибири. В. кн: Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири, Тюмень, 1988 г.

5. Беспалова С.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим // Геология нефти и газа.-1983.-№3.

6. Богоявленский В.И., Крайнюк М.С, Богоявленский И.В. Термобарические условия и коллекгорские свойства глубокопогруженных отложений ЮжноКарского региона // «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» Тез. доклада М. 2010 г.

7. Блинов А.Ю Современная структура и история формирования мезозойских отложений в южной части п-ова Ямал (по сейсмическим данным) в связи с нефтегазоносностью //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений 2001. №10.

8. Брехунцова Е.А., Кислухин В.И. Особенности формирования и нефтегазоносность осадочного чехла п-ова Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №5.

9. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. Избранные труды. М: Наука, 1986. 336 с.

10. Ю.Воронов В.Н., Коркунов В.К., Ивашкеева Д.А., Палеозойские рифогенные постройки новые нефтегазопоисковые объекты Ямала // Геология нефти и газа - 1997 г. № 6.

11. Высоцкий И.В. Геология природного газа. М.: Недра, 1979. - 392 с.

12. Высоцкий И.В. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений / И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий М.: Недра, 1986.-227 с.

13. Галимов Э.М. Генезис газов на севере Западной Сибири по данным 513С и 5D метана // Доклады Академии наук. 1995. - Т.342. - №3. - с. 371-374.

14. Гаврилов В.П., Скоробогатов В.А., Холодилов В.А. Узлы газонефтенакопления Западной Сибири. Сб.статей «ООО «Газфлот» 15 лет на шельфе морей России». - М.: «Нефть и газ», 2009. - С .55-62.

15. Граусман A.A. Закономерности изменения поровых коллекторов при погружении (модель гравитационного уплотнения). Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1984. 136 с.

16. Граусман A.A. О природе давлений во флюидальных системах осадочных бассейнов II Геология нефти и газа 1999, №11-12.

17. Государственная геологическая карта Российской федераций. Масштаб 1:1000000 (новая серия), Лист 8-41-43-о.Белый.Объяснительная записка.-СПБ.:Издательство СБП картфабрики ВСЕГЕИ, 2004. 206 с.

18. Государственная геологическая карта Российской федераций. Масштаб 1:1000000 (новая серия), Лист Q-42, 43 Салехард. Объяснительная записка. СПБ., Издательство ВСЕГЕИ, 1996. 217 с.

19. Государственная геологическая карта Российской федераций. Масштаб 1:1000000 (новая серия), Лист К-43-(45) Гыдан - Дудинка. Объяснительная записка. СПБ., Издательство СБП картфабрики ВСЕГЕИ, 2000. 187 с.

20. Государственная геологическая карта Российской федераций. Масштаб 1:1000000 (новая серия), Лист Р?-(40)-42 .о.Вайгач - п-ов Ямал. Объяснительная записка. СПБ., Издательство СБП картфабрики ВСЕГЕИ, 2000. 357 с.

21. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. -181 с.

22. Гриценко А.И. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа / А.И. Гриценко, Т.Д. Островская, В.В Юшкин М.: Недра, 1983. - 236 с.

23. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции. Монография. СНИИГГиМС, Новосибирск, Наука, 2005. 156 с.

24. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты. -Новосибирск: Наука. Сер. Геол. и геофизика. 1987. - С. 19-26.

25. Девяткин В.Н. Соотношение тепловых потоков в мерзлой и талой зонах литосферы Западной Сибири. В. кн: Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири, Тюмень, 1988 г.

26. Девятов В.П., Предтеченская Е.А., Бабушкин А.Е. Вещественный состав и условия формирования неокомских отложений Полуйско-Ямальского района // Литосфера, 2003, №2, С. 57-64.

27. Драцов В.Г. Трухин В.Ю. Современное состояние изученности сеноманских отложений севера Тюменской области. Сб.статей «ООО «Газфлот» -15 лет на шельфе морей России». М.: «Нефть и газ», 2009. - С. 147-175.

28. Дучков А.Д., Соколова Л.С.Тепловой поток и температура литосферы Западной Сибири В. кн: Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири, Тюмень, 1988 г.

29. Дядюк Н.П. Некоторые особенности тектонического строения и развития локальных поднятий полуострова Ямал // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 12. -Тюмень, 1975.-С. 91-96.

30. Емец Т.П., Лопатин Н.В., Литвинова В.Н. Катагенез и углеводородный потенциал отложений севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. -1986.-№1.-С. 53-58.

31. Елкин Е.А., Краснов В.И., Бахарев Н.К. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001. 163 с.

32. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Новые данные о катагенетической преобразованности органического вещества базальных горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской плиты // Докл. АН СССР, 1990, т.314, №5.-С.1197-1201.

33. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Палеотемпературная шкала катагенеза юрских и меловых пород Западной Сибири В кн: Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири, Тюмень, 1988 г.

34. Ермаков В.И. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР / . В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. М.: Недра, 1986. - 221 с.

35. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири // Геология нефти и газа № 11 1988 г.

36. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов М.: Недра, 1984.-240 с.

37. Зв.Ермолкин В.И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры / В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сорокова, С.И. Голованова, Ю.В. Самсонов М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.-320 с.

38. Журавлев Е.Г., Облеков Г.И. Гипергенная газоносная формация фундамента Новопортовского месторождения. Геология нефти и газа. -2000. № 5.

39. Иванников В.И. Природа аномальных пластовых давлений в коллекторах нефти и. газа и ее значение для поиска УВ-скоплений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2010, №3.

40. Изотопный состав природных газов севера Западной Сибири./ П.И. Дворецкий, B.C. Гончаров, А.Д. Есиков и др. // Обзор. Информ. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2000.

41. Калятин O.A., Васин H.A. Особенности распределения аномально высоких пластовых давлений в нефтегазоносных отложениях Ямала в связи с разведкой и разработкой газовых месторождений. М.:ВНИИГАЗ, 1986. -87 с.

42. Карнаухов С.М., Ковеленко B.C., Парасына B.C., Сивков С.Н., Скоробогатов В.А. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности // Газовая промышленность, 2007. №3. - С.23-24.

43. Карцев A.A., Лопатин Н.В., Соколов Б.А,. Чахмахчев В.А. Торжество органической (осадочно-миграционной) теории нефтеобразования к концу XX в. // Геология нефти и газа. 2001. - № 3. - С. 2-5.

44. Катаев О.И., Борковский A.A., Верес С.П.Перспективы нефтегазоносности юрских отложений в пределах Южного Ямала по результатам геохимической съемки // Геология нефти и газа. 2007. - № 1.

45. Кирюхина Т.А., Корнеева Т.Н., Натитник И.М., Соболева Е.В. Геолого-геохимические условия формирования газонефтеносности Ямала // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. М.: ГЕОС, 2005. 511с.

46. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Наука, 1975. - 680 с.

47. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О, Истомин A.B. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса ЗападноСибирского мегабассейна // Геология и Геофизика, 2009, т.50 № 11 - С. 1191-1200.

48. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика, 1992 (6). С. 19-24.

49. Корж М.В. Палеогеографические критерии нефтегазоносности юры Западной Сибири. М.: Наука, 1978 г.

50. Киченко В.Е. Прогноз нефтегазоносности среднеюрских отложений на севере Западной Сибири: / Перспективы поисков месторождений нефти и газа в малоизученных районах и комплексах. Сб. науч.тр. ВНИИГАЗ М. 2007. - С.27-40.

51. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М.: Недра,. 1992 г.

52. Курчиков А.Р. Гидрогеотермический режим углеводородных скоплений Западной Сибири // Геология и геофизика. 2001. - Т.42. - №11-12. - С. 1846-1853.

53. Курчиков А.Р. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири /

54. A.Р. Курчиков, Б.П. Ставицкий М: Недра, 1987. - 134 с.

55. B.П. Гаврилова М.: Интерконтакт Наука, 2007. - 352 с.

56. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / Под редакцией;В.С. Суркова М.: Недра 1986 г.

57. Мелик-Пашаев B.C. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях / B.C. Мелик-Пашаев, Э.М. Халимов, В.Н. Серегина. М., Недра, 1983. - 181 с.

58. Михайлов И.М. Причины образования и закономерности распространения аномально-высоких пластовых давлений // Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях. Сб. науч. тр - М., ИГиРГИ, 1982. - 167 с.

59. Муше Ж.П. Аномальные пластовые давления в процессе бурения: Происхождение-прогнозирование-выявление-оцека / Ж.П. Муше, А. Митчелл. Пер. с анг. М., Недра, 1991. 287 с.

60. Найденов О.В., Курбала Е.А. Гипергенные процессы и нефтегазоносность (на примере Западной Сибири) // Вторичные изменения осадочных пород и формирование коллекторов нефти и газа. Сб. науч. трудов № 240. ГРУ Нефти и газа., M 1993 г.

61. Немченко H.H., Ровенская A.C., Гиршгорн Л.Ш. Прогноз фазового состояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири // Геология нефти и газа № 11 1989 г.

62. Немченко H.H., Ровенская A.C., Шоелл М., Происхождение природных газов гигантских газовых'залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа 1999 г - № 1-2.

63. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Основные особенности геотемпературного поля Западной Сибири. В. кн: Нефтегеологические интерпретации^еплового режима недр Западной Сибири, Тюмень, 1988 г.

64. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа: Пер. с франц. М.: Недра, 1991. - 359 с.

65. Природа карбонатных отложений девона на правобережье р.Щучья и Новопортовского Л.Г. месторождения п-ова Ямал / Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Перегоедов Л.Г., Смирнов Л.В. // Стратиграфия и палеонтология Сибири. Новосибирск, 2000. - С. 100-104.

66. Плотников A.A. Стратегия поисков залежей нефти в юрских отложениях севера Западной Сибири / A.A. Плотников, В.Е.Киченко, С.М. Карнаухов; отв. ред. С.А. Варягов. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2009. - 143 с.

67. Подгорных Л.В., Хуторской М.Д., Грамберг И.С., Леонов Ю.Г. Трехмерная геотермическая модель Карского шельфа и прогноз нефтегазоносности // Докл. РАН. 2001. Т. 380. № 2. С. 333-338.

68. Принципы классификации и учета запасов и ресурсов нефти и горючих газов / В.И. Пороскун, Г.А. Габриэлянц, Ю.А. Подтуркин и др.: Информационно-аналитический бюллетень (Прил. К журналу «Недропользование XXI век»). - М.: НП НАЭН, 2007. - 40 с.

69. Самолетов М.В., Журавлев Е.Г., Зиновьева Н.Ф., Копеев В.Д. Продуктивный карст карбонатного палеозоя Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения.// Нефтяная промышленность, серия нефтегазовая геология и геофизика, М, ВНИИОЭНГ, 1990.

70. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М.: Недра, 1977. - 410 с.

71. Сеноманский комплекс Западной Сибири: геология, разведка, разработка -будущее / А.И. Гриценко, В.И. Ермаков, Г.А. Зотов, М.Я. Зотов, М.Я.Зыкин,

72. B.А. Скоробогатов //Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. -М:ВНИИГАЗ, 2000. С. 18-36.

73. Соболева Е.В., Строганов Л.В. Генетические особенности и перспективы поисков нефтяных скоплений на Ямале // Геология нефти и газа 1993 г. - №6

74. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции // Геология, ' геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2003. №8.1. C. 8-14.

75. Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты. Тез. докл. V Всесоюзн. семинара "Нефтегазообразование на больших глубинах". - М.: Наука.-1986.-С. 9-10.

76. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) // Советская геология 1984. - №4.

77. Скоробогатов В.А., Карнаухов С.М. Газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной и Восточной Евразии: стратегия освоения // Газовая промышленность 2007. №3 - С.16-21.

78. Скоробогатов В.А., Ростовцев В.Н. Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1983.-№11.-С. 15-19.

79. Скоробогатов В.А., Соин Д.А. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири. // Геология нефти и газа 2009, №5. - С. 25-29.

80. Скоробогатов В.А., Соин Д.А., Хейконен Н.Л. Проблемы нефтеносности Ямало-Гыданского региона Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности-2010 г.-№1.- С. 101-105.

81. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 261 с.

82. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Угленосность и газонефтеносность меловых и юрских пород Ямала // Горный вестник. 1998. - №1. - С. 73-76.

83. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала /

84. B.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев М.: Недра, 2003. - 351 с.

85. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Геологическая модель и условия формирования Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения / Геологические модели газовых месторождений. М.:ВНИИГАЗ, 1986.

86. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана // Геология нефти и газа. 1988. - №2. -С. 1-5.

87. Соин Д.А. Проблемы нефтегазоносности южной части Ямальской НГО // «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» Тез. доклада М. 2010 г.

88. Соин Д.А. Проблемы освоения ресурсов углеводородов транзитных зон полуострова Ямал. // Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (Рю00й-2008). Тез. доклада М. 2008.

89. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири в сборнике научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010.1. C.34-40.

90. Строганов Л.В. Генетические критерии и прогноз зон нефтенакопления на Ямале// Геология нефти и газа. 1990. - № 10. - С. 2-4.

91. Строганов Л.В. Геологические аспекты сохранности газов ранней генерации Западной Сибири. Газовые ресурсы России / Сб. науч. Трудов. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 70-76.

92. Строганов Л.В. Закономерности размещения месторождений и прогноз нефтеносности Ямала // Обзор ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.,1990. - 54 с.

93. Строганов Л.В. Некоторые особенности геологического строения и генерации газа меловых отложений Ямала // Геология нефти и газа. 1988.- № 5.-С. 12-17.

94. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -415 с.

95. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, H.A. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. М.:Изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

96. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти: Пер. с англ. -М.: Мир, 1981.-С. 501.

97. Трофимов В.Т., Баду Ю.Б., Варёнышев В.Б. и др. Основные закономерности распространения, строения толщ и температуры многолетнемерзлых толщ п-ва Ямал. В сб.: Природные условия Зап. Сибири. Вып.5 - М.: Изд-во МГУ, 1975.

98. Улыбин O.A., Трунов В.П., Роль разломов в формировании скоплений УВ и сопутствующих им зон АВПД (на примере Тимано-Печерской и ЗападноСибирской плит). // Геология нефти и газа 1992. - №11.

99. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с анг. М., Недра, 1980.-397 с.

100. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. Перев. С англ. М.: Мир, 1982.- 703 с.

101. Цыбуля Л.А., Соколова Л.С. Тепловой поток Баренцевоморско-Карского региона // Геология и геофизика. 2002. т.43. №11. - С. 1049-1052.

102. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Дошко A.C. Прогноз фазово-генетических типов углеводородных залежей Ямала // Геология нефти и газа 1990 г. - №4

103. Чилингар Г.В., Еременко H.A., Арье А.Г. Аномально высокие пластовые давления в природных геофлюидодинамических // Геология нефти и газа -1997, №5.

104. Чистякова Н.Ф. Термобарические аномалии как отражение формирования залежей углеводородного сырья (на примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Геология нефти и газа 2001, №3.

105. Юзвицкий А.З. Фомичев A.C.; Бостриков О.И. Западно-Сибирский угленосный бассейн // Отечественная геология. 2000. - № 2. - С.25-33.

106. Юшин Д.П. Системно-литмологическое расчленение эталонных стратотипических разрезов продуктивных пластов неокома Ямальской нефтегазоносной области //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений 2001. №10.

Информация о работе

Соин, Дмитрий Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.12

Диссертация

Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений Ямальской области Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы