Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

Шиманский, Владимир Валентинович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири"

На правах рукописи

I !

Шиманский Владимир Валентинович

Закономерности формирования неструктурных ловушек

и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург 2003

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минерапогических наук, профессор Верба М.Л. доктор геолого-минерапогических наук, профессор Карнюшина Е.Е. доктор геолого-минерапогических наук, профессор Хапимов Э.М.

Ведущая организация Институт геологии нефти и газа

Диссертационного Совета Д.216.008.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

СО РАН

Защита диссертации состоится

в 14 часов на заседании

Автореферат разослан

мая 2003г.

Ученый Секретарь Диссертационного Совета Кандидат г.-м. Наук

А.К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время основные перспективы прироста запасов углеводородного сырья связаны с неструктурными сложнопостроенными лито-логическими и стратиграфическими ловушками углеводородов. Основным звеном в прогнозе пространственного распространения и оценке параметров неантиклинапь-ных ловушек является разработка моделей формирования эффективных коллекторов на основе детальных палеофациальных реконструкций, изучения вторичных изменений осадка и совершенствовании методов прогноза коллекторов, опирающихся на эти модели.

Зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), генетически связанные с системами неструктурных ловушек становятся главными объектами поисков. Однако как разработка выявленных объектов, так и разведка новых сталкивается с серьезными проблемами из-за их сложного строения и резкой фациальной изменчивости. Выявление литогенетических критериев формирования ЗНГН, безусловно, должно способствовать решению этих проблем.

Данная работа посвящена актуальной проблеме выявления закономерностей формирования неструктурных ловушек и прогнозу на этой основе зон нефтегазонакопления. Наиболее актуальна разработка моделей и методов прогноза ЗНГН для бассейнов и осадочных комплексов, с которыми связывается восстановление уровня добычи углеводородного сырья в стране. Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн в ближайшей перспективе остается главной базой добычи и прироста запасов УВ в России. Именно поэтому в качестве объекта исследования выбраны нижнемеловые и юрские терригенные отложения Западной Сибири, моделирование в них объектов с улучшенными коллекторами, выявление на базе разработанных моделей неструктурных сложнопостроенных ловушек, представляющих зоны нефтегазонакопления.

Целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогноз зон нефтегазонакопления, связанных с системами ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири.

Для реализации цели работы решались следующие задачи:

- изучение условий формирования пород-коллекторов юрско-нижнемеловых отложений на основе литолого-фациального, палеогеодинамического, палео-структурного, литолого-петрографического, гранулометрического, электрометрического анализов;

- реконструкции обстановок осадконакопления и выявление зон, благоприятных для формирования пород-коллекторов и неструктурных ловушек;

- создание литогенетических моделей неструктурных ловушек и ЗНГН, их ти-

- выявление вторичных изменений юрских и нижнемеловых терригенных пород и оценка их влияния на коллекторский потенциал, в том числе на больших глубинах; --------------

пизация;

- изучение терригенных коллекторов в зонах современных и древних водо-нефтяных контактов;

- определение факторов, влияющих на формирование улучшенных коллекторов на основе изучения связей между характером изменения минералов с масштабом привноса зернового материала турбидитов;

- оценка влияния проработки течениями турбидитового материала на коллек-торский потенциал;

- установление закономерностей размещения неструктурных зон нефтегазона-копления в терригенных отложениях юры Западной Сибири;

- установление закономерностей размещения ЗНГН в отложениях неокома Западной Сибири в разрезе и по площади.

Научная новизна. В результате проведенных исследований:

- Разработана модель формирования ЗНГН и высокоемких коллекторов в клиноформной формации неокома Западной Сибири, в соответствии с которой наиболее перспективными являются песчаные тела, сформированные зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями.

- По результатам моделирования с использованием геофизических и геохимических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах неокома Фроловской, Каймысовской и Надым-Пурской НТО Западно-Сибирской НГП. Ассоциации генетически связанных между собой локальных ловушек объединены в Восточно-Уренгойскую, Сургутскую, Уватскую и Фроловскую ЗНГН.

- Выявлены закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне бассейна седиментации.

- Впервые выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса - апевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в западной части Фроловской НТО.

- Впервые показана возможность существования в неокоме частично замкнутого бассейна седиментации в Восточно-Уренгойской зоне.

- Выявлены характерные особенности вторичных изменений терригенных коллекторов на уровнях стабилизации ВНК и ДВНК для пород с различным минеральным составом цемента (глинистым и цеолитовым). В зонах ВНК и ДВНК нижнемеловых отложений Западной Сибири изменения полевых шпатов, растворение зерен кварца и полевых шпатов приводит к формированию зоны растворения с улучшенными коллекторскими свойствами на значительных глубинах. Впервые установлено, что в зоне ВНК происходит перераспределение цеолита с образованием двух генераций, представленных ломонтитом и томсонитом.

- Установлены петрографо-минералогические показатели оценки перспективности апевро-песчаных тел глубоководных конусов выноса (интенсивность сидеритизации зерен биотита и пигментации гидроокислами железа, наличие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита и аутигенного порового каолинитового цемента и т.д.).

- Выявлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины. Защищаемые положения:

1. Литогенетические модели формирования пород - коллекторов и связанных с ними литологических ловушек в нижнемеловых отложениях Западной Сибири.

2. Влияние факторов эпигенеза на формирование высокоемких коллекторов в ачимовских отложениях.

3. Прогноз ЗНГН в ачимовских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

4. Особенности формирования и закономерности распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации.

5. Условия формирования литологических ловушек и прогноз ЗНГН в юрских отложениях Фроловской и Каймысовской НТО

Фактический материал. Проведенные исследования базируются на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1986 по 2002 год. Отобрано более 5000 образцов керна в экспедициях Тюменской области (НУНГРЭ, УкрНГРЭ, ТазНГРЭ, УНГРЭ), а также в кернохранилищах СибНИИНП и НТЦ ООО «Уренгой-газпром». Детальный отбор производился через небольшие по возможности интервалы (20-30 см) для прослеживания зон распространения измененных пород. Все образцы были изучены в шлифах (для части образцов интегральным способом подсчиты-вались все минеральные составляющие, остальные образцы изучались полуколичественно, с подсчетом параметров, определяющих характер вторичных изменений породы), выборочно проводилось определение физических свойств, гранулометрических характеристик, рентгеноструктурный анализ глинистой составляющей, изучение состава битумного вещества и битумоидов. Анализы выполнялись во ВНИГРИ, Тюменской ЦП, МИНХ и ГП, СургутНИПИНефть, СПБГУ. Была изучена коллекция шлифов из отложений неокома АО «Тюменская ЦЛ», а также шлифы, любезно предоставленные из своих коллекций Т.А. Коровиной и Е.П. Кропотовой. При изучении факторов формирования пористости на больших глубинах привлекался уникальный материал Тюменской сверхглубокой скважины, любезно предоставленный В.И. Горбачевым, Т.В. Карасевой, Б.В. Самсоновым.

Геофизические материалы, а также данные по коллекторским свойствам, результатам испытаний скважин, рентгеноструктурного анализа, геохимического исследования керна были получены в геологических и производственных организациях -Комитете Природных Ресурсов по Тюменской области, ОАО ТНК, ОАО СибНАЦ, СургутНИПИНефть, СибгеоНАЦ, ЦГЭ, ОАО ТНК-Нягань, АО «Тюменская ЦЛ», НТЦ ООО «Уренгойгазпром», КамНИИКИГС, УкрНГРЭ и Новоуренгойской НГРЭ. Практическая значимость работы. Предложенные модели формирования высокоемких коллекторов и методики выявления неструктурных ЗНГН позволяют прогнозировать скопления залежей углеводородов в неантиклинальных и глубокозапе-гающих объектах неокомского и юрского терригенных комплексов Западной Сибири.

Результаты работ внедрены в научных и производственных организациях. Работы по изучению вторичных изменений пород-коллекторов проводились по до-

говорам с МПР РФ, Министерством Топлива и Энергетики. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в отложениях неокома и юры Тюменской области выполнялись по заказу ОАО ТНК, ОАО ТНК-Нягань, ОАО СибНАЦ, ОАО Сургутнефтегаз. В результате работ было выделено более 30 первоочередных зональных и локальных объектов для проведения детальных поисково-разведочных работ и постановки разведочного бурения. Полученные результаты реализуются. Так на территории Красноленинского свода (Каменная площадь) в результате опробованного по рекомендации автора объекта в группе пластов АС получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыта новая залежь, новый нефтегазоносный комплекс, оценка ресурсов нефти по категориям С3-Д0 составляет около 100 млн.т. Пробуренные с учетом рекомендаций диссертанта скважины на территории Ендырской площади Уватского района Тюменской области вскрыли в клиноформном комплексе пластов АСю-АСп эффективные толщины коллекторов более 100м, против 20-30 м толщин в соседних скважинах.

Публикации и апробация работы. Основные положения работы докладывались на международных, всесоюзных, всероссийских и рабочих конференциях, симпозиумах, совещаниях и семинарах, начиная с 1986 года: VI и VII конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные вопросы геологии нефти и газа» (Ленинград, 1987, 1989), VIII конференция молодых ученых и специалистов «Эффективные методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа» (Москва, 1987), школа передового опыта «Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе» (Киев, 1988), школа передового опыта «Методы прогноза, поисков и разведки неантиклинальных ловушек нефти и газа» (Ленинград, 1991), совещание "Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины" (Пермь, 1994), конференция " Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1995), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов" (Санкт-Петербург, 1995), конференция " Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море" (Санкт-Петербург, 1996), конференция "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, 1997), конференция по проблемам карбонатных коллекторов (По, 1997), конференция "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ" (Санкт-Петербург, 1998), конференция "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (Ханты-Мансийск, 1998), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1999), конференции "Математические методы в геологии" (Прага, 1993; Прага, 1995; Прага, 1999), конференции ААРв (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Солт-Лейк-Сити, 1998; Нью-Орлеан, 2000, Санкт-Петербург, 2001), конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке», (Москва, 2001), международная конференция "Древняя нефть - новая энергия" (Каир, 2002), форум «ТЭК России: региональные аспекты» (Санкт-Петербург, 2003), конференция БАвЕ (Ставангер, 2003).

За цикл работ по теме "Особенности вторичных изменений терригенных отложений севера Западной Сибири в связи с выявлением нетрадиционных объектов для поисков нефти и газа на больших глубинах" диссертантом получена премия имени Капицкого (1989 г.). За доклад "Моделирование процессов формирования и сохранения коллекторского потенциала глубокозалегающих пород Западной Сибири на основе компьютеризированного банка литолого-петрографических данных" награжден серебряными медалями на конгрессах "Математические методы в геологии" (Прага, 1995, 1999 гг.).

Результаты исследований отражены в 23 отчетах ВНИГРИ и в 41 опубликованной работе, в том числе - в 3-х монографиях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Содержание работы изложено на 277 страницах, включая 60 рисунков. Список литературы содержит 221 название.

Работа выполнялась во Всероссийском нефтяном Научно-Исследовательском Геологоразведочном Институте (ВНИГРИ). Автор выражает глубокую признательность за постоянное внимание, требовательность и всестороннюю помощь при выполнении работы директору института профессору, доктору геолого-минералогических наук М.Д. Белонину. В 1985-1992 гг. автор проводил исследования под руководством крупного литолога-нефтяника профессора, доктора геолого-минералогических наук P.C. Сахибгареева. В процессе написания работы автор пользовался консультациями Т.К. Баженовой, О.В. Бакуева, В.Н. Бородкина, B.C. Бочкарева, М.Х. Булач, A.B. Гетмана, Л.П. Гмид, A.M. Жаркова, О.Г. Зарипова, A.B. Ивановской, В.П. Игошкина, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, Т.А. Коровиной, Е.П. Кропотовой, B.C. Лазарева, Б.А. Лебедева, В.Н. Макаревича, С.Г. Неручева, Н.С. Окновой, Е.А. Рогозиной, Е.А. Романова, В.В. Самсонова, C.B. Смирнова, Н.В. Танинской, Б.В. Топычканова, Л.Я. Трушковой, Г.И. Фенина, С.Ф. Хафизова, В.К. Шиманского, О.Н. Яковлева. Автор выражает всем поименованным исследователям свою искреннюю благодарность. Автор также признателен своим коллегам по работе Т.Е. Похитоновой, О.Ф. Слесаренко и A.A. Федоровой за помощь в техническом оформлении работы.

Содержание работы Введение

Мировая статистика свидетельствует о том, что более 70% вовлеченных в разработку запасов нефти и газа сосредоточено в крупных ловушках, связанных со структурными ЗНГН. Поисковые работы ориентировались, в основном, на «антиклинальную теорию» формирования скоплений углеводородов. Открытие крупнейших месторождений в авандельтовых комплексах Западной Сибири, в бассейне Миссисипи - Галф Кост (Северная Америка), реки Нигер (Гвинейский залив, Западная Африка), в бассейне Баффорта-Маккензи (Аляска) переориентировало поисковый процесс на выявление неструктурных ЗНГН.

В настоящее время прирост запасов углеводородного сырья связывается по преимуществу со сложнопостроенными литологическими и стратиграфическими ло-

вушками в неструктурных ЗНГН. Изучением проблем формирования зон нефтегазо-накопления, разработкой и типизацией их моделей занимались A.A. Бакиров, М.С. Бурштар, М.В. Высоцкий, Ю.Н. Григоренко, А.Н. Золотое, Ю.Н. Карагодин, B.C. Лазарев, Б.А.Лебедев, В.Н. Макаревич, В.Д. Наливкин, A.A. Нежданов, И.И. Нестеров, В.Б. Оленин, В.В. Самсонов, A.A. Трофимук, В.И. Шпильман и др.

Распределение коллекторов в неантиклинальных объектах контролируется, главным образом, палеофациальными обстановками, отвечающими за первичный коллектор, и эпигенетическими изменениями пород, с которыми связано формирование вторичной емкости. Формирование первичного коллектора, в первую очередь, определяется палеоструктурным планом, палеодинамикой и химией среды осадконакоп-ления, характером цикличности, т.е. всем, с чем связан снос и аккумуляция терри-генного материала, его фациальные и формационные замещения. Со вторичными изменениями связана в значительной степени латеральная и вертикальная изменчивость емкостных характеристик. Наибольшее значение приобретают исследования генезиса и эпигенеза коллекторов и флюидоупоров. Поэтому важнейшим звеном в прогнозе зон развития улучшенных коллекторов в неантиклинальных сложнопо-строенных объектах (к которым относятся, в частности, клиноформы неокома Западной Сибири) становятся детальные палеофациальные реконструкции и исследования эпигенеза осадка.

Первые открытия неструктурных или комбинированных ловушек в Западной Сибири (в шестидесятые годы) совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако выработанность фонда структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов сделала их в восьмидесятые годы основным объектом исследования. Условиями формирования, размещением и прогнозом неантиклинальных резервуаров в наиболее перспективных - неокомском и юрском комплексах Западной Сибири занимались М.М. Биншток, В.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Л.А. Векслер, Ф.Г. Гурари, C.B. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Кара-годин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, Н.Я. Кунин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, A.A. Нежданов, И.И. Нестеров, Т.М. Онищук, H.H. Ростовцев, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Л.Л. Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Ю.В. Щепеткин, В.И. Шпильман и др.

В связи с тем, что неструктурные ловушки зачастую приурочены к определенным фациальным обстановкам, важнейшим звеном в их прогнозе становятся палеофациальные и палеогеографические реконструкции. Разработкой теоретических основ и методик реконструкций обстановок осадконакопления в разные годы занимались Н.Б. Вассоевич, H.H. Верзилин, И.С. Грамберг, В.А. Гроссгейм, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карагодин, Б.А. Лебедев, Н.В. Логвиненко, А.Е. Лукин, A.B. Македонов, B.C.

I Муромцев, Д.В. Наливкин, Н.С. Окнова, М.В. Проничева, Л.В. Пустовапов, А.Б. Ру-хин, В.В. Самсонов, Н.М. Страхов, Г.И. Теодорович, П.П. Тимофеев, В.Е. Хаин, В.Н. Шванов и др.

Исследования, направленные на реконструкцию условий осадконакопления, были традиционно приоритетными во ВНИГРИ. Наиболее известными авторскими методиками являются палеодинамические реконструкции на основании дробного гранулометрического анализа Г.Ф. Рожкова, интерпретация палеофациальных обстановок по данным ГИС на основании разработанных B.C. Муромцевым электрометрических моделей фаций и т.д. Исследованиями B.C. Муромцева и его соавторов впервые было показано, что пласт АС)2 Приобского месторождения образован отложениями веера выноса турбидитового потока. Для количественной оценки сложных и трещинных коллекторов Л.П. Гмид и В.Е. Смеховым разработан метод больших шлифов.

Применение вышеперечисленных методик палеогеографических реконструкций позволило уточнить существующие и разработать новые модели формирования пород-коллекторов в юрском и неокомском нефтегазоперспективных комплексах Западной Сибири.

Разработка моделей формирования высокоемких коллекторов в неантиклинальных и глубокозалегающих сложнопостроенных объектах представляет собой одно из приоритетных направлений современной отечественной и зарубежной нефтяной литологии. Исследованию вторичных изменений осадочных пород уделяется пристальное внимание, начиная с шестидесятых годов, так как без учета влияния эпигенетических процессов на породы коллекторов и покрышек стало невозможно дальнейшее развитие нефтяной геологии. При увеличении глубин, на которых ведутся поиски и разведка залежей углеводородов, значение эпигенетических изменений пород стало доминирующим. Как известно, с увеличением глубин в условиях катагенетического уплотнения пород происходит резкое снижение емкостных характеристик, с одной стороны, и ухудшение экранирующих свойств покрышек - с другой. В то же время в результате наложенных эпигенетических процессов возможно образование вторичной емкости, благодаря чему породы могут приобретать хороший коллекторский потенциал на больших глубинах.

Одними из первых исследователей стадиальных изменений пород являются A.B. Копелиович, А.Г. Коссовская, Н.В. Логвиненко, Г.Н. Перозио, В.Д. Шутов.

Различные аспекты стадиального эпигенеза рассматривались в работах О.Г. Зарипова, Б.А. Лебедева, Г.Э. Прозоровича, P.C. Сахибгареева, И.Н. Ушатинского, О.В. Япаскурта и других. Ими были разработаны системы зональности стадиального эпигенеза, основанные на сопоставлении минеральных, структурных изменений и изменений физических свойств пород.

Образование вторичной емкости связано преимущественно с наложенными процессами. Их изучением занимались O.K. Баженова, О.Г. Зарипов, Е.Е. Карню-шина, Б.А. Лебедев, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозорович, Б.К. Прошляков, P.C. Сахиб-гареев, З.Я. Сердюк, A.A. Розин, В.Н. Холодов, О.В. Япаскурт и др. Вопросы наложенного эпигенеза остаются спорными и представляют наибольший интерес, особенно в связи с поисками улучшенных коллекторских пород на больших глу-

бинах. Кроме влияния гидротермальных процессов одним из направлений в изучении наложенных изменений являются исследования аутигенеза, связанного с влиянием залежей углеводородов на вмещающие породы. Процессы аутогенного мине-ралообразования на ВНК изучались М.А. Алексеевой, К.Б. Ашировым, O.K. Баженовой, О.Г. Зариповым, Г.А. Капедой, Е.Е. Карнюшиной, H.A. Минским, А.И. Пе-рельманом, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозоровичем, P.C. Сахибгареевым, A.B. Смирновым, Г.И. Теодоровичем, И.Н. Ушатинским, В.Н. Холодовым, Ю.В. Щепеткиным и др.

В противоречие с доводами в пользу аутигенного минералообразования на ВНК, способного приводить к цементации кальцитом и окварцеванию пород, вступали данные по выщелачиванию и коррозии карбонатов и сульфатов при участии сульфатредуцирующих бактерий в присутствии нефтей. Такие данные приводятся в работах E.H. Ермоловой, М.С. Кавеева, H.A. Орловой, K.P. Чепикова, в которых говорится о связи процессов сульфатредукции с выщелачиванием карбонатного и сульфатного цементов.

P.C. Сахибгареевым было установлено, что на уровнях стабилизации ВНК и ДВНК могут образовываться зона растворения (разуплотнения) и зона цементации в случае частичного заполнения нефтями высокоамплитудных антиклинальных ловушек.

Таким образом, наложенные изменения могут быть обусловлены не только воздействием на породу агрессивных растворов по флюидопроводящим разломам путем фильтрации или влиянием пластовых вод, но и воздействием активных продуктов окисления углеводородов. При изучении вторичных изменений пород-коллекторов необходимо выяснение природы вторичных изменений и их последовательности. Осадочные породы Западной Сибири стали одним из первых объектов, по которым проводились исследования постседиментационных преобразований, благодаря большому разнообразию типов пород и актуальности этого вопроса для дальнейшего развития поисков углеводородов в регионах. В связи с тем, что стадиальные изменения осадочных пород Западной Сибири исследованы достаточно полно, большее внимание в работе уделяется вторичным изменениям.

Глава 1. Основные закономерности строения и нефтегазоносность юрско-нижнемеловых отложений Западной Сибири

В первой главе приводятся общие сведения о строении и нефтегазоносности района исследования. Рассматриваются основные этапы формирования юрско-раннемелового Западно-Сибирского палеобассейна. По Фроловской, Среднеоб-ской, Каймысовской и Надым-Пурской нефтегазоносным областям даны стратиграфическая и литолого-петрографическая характеристики юрско-нижнемеловых отложений.

Глава 2. Основные типы неструктурных ловушек юрских — нижнемеловых отложений Западной Сибири в связи с формированием зон нефтегазонакопления

В Западно-Сибирском бассейне в последние годы фонд крупных антиклинальных структур в значительной степени исчерпан, и открытия новых месторождений связаны, в основном, с неструктурными ловушками УВ. Анализ типов открытых залежей УВ в отложениях юры и нижнего мела показывает, что около 3050% залежей УВ сосредоточено в ловушках неантиклинального типа (Трушкова, 1989,1995; Будников и др., 1989).

В юрских отложениях ловушки связаны с пролювиально-делювиальными (осыпи, эрозионные отложения), аллювиальными (врезы речных русел, речные косы, песчаные накопления дельтовых протоков) и с прибрежно-морскими фациями (Будников и др., 1989; Сидоренков, 1978). В клиноформных отложениях неокома обычно выделяют три основные группы ловушек: шельфовые, склоновые и глубоководные (Н.С. Окноваидр., 1999).

2.1 .Формирование неструктурных ловушек в континентальных и переходных условиях

Оползни, конуса выноса в делювиально-пролювиальных и аллювиально-пролювиальных отложениях возникают в результате деятельности сезонных потоков и характеризуются плохой сортировкой, латеральной и вертикальной невыдержанностью вещественного состава на коротких расстояниях (Литологические..., 1978). Отложения характеризуются преобладанием песчаников и конгломератов с небольшим количеством мелкозернистых осадков. Как правило, толщи грубозернистых осадков формируются и сохраняются при расчлененном рельефе и часто выполняют понижения в рельефе и впадины. Одновременно с общим проксимапь-но-дистальным выклиниванием песчаного тела происходит уменьшение мощности отдельных слоев и максимального размера зерен (Обстановки..., 1990). Коллектор-ские свойства отложений меняются на небольших расстояниях. Преобладают ловушки структурно-литологические и облекания, связанные со стратиграфическим или литологическим выклиниванием пород-коллекторов на склонах палеоструктур (табл. 1). Ловушки такого типа встречаются в шеркалинской (пласты Юю.ц Талин-ской площади), тюменской и васюганской свитах (пласты Юиг Урненской, Усть-Тегусской площадей и др.).

В аллювиальных комплексах породами - коллекторами являются русловые песчаные тела. Из-за миграции русла в разрезе аллювиальных долин отмечается чередование, сложное переплетение и латеральное замещение отложений плесов, перекатов, нестрежневых зон, пойменных отложений, каждые из которых отличаются гранулометрическим составом, формой и размерами. Среди русловых отложений преобладает песчаный или алевритовый состав пород, наличие косой слоистости, рукавообразная форма залегания с плоской кровлей и подошвой пластов (Литологические..., 1990).

Пористость русловых отложений колеблется от 3-5 до 20%, проницаемость - от единиц до тысяч мд. Ловушки литологические, русловые (табл. 1), широко развиты в отложениях шеркалинской и тюменской свит на Красноленинском своде, на юге Тюменской области, в Широтном Приобье.

2.2. Формирование ловушек в прибрежно-морских условиях

Литологические ловушки, формирование которых связано с прибрежным мелководьем, характеризуются различным генезисом: прибрежно-пляжевые, баро-вые, отложения течений и приливных валов, а также отложения дельт и авандельт, находящихся в тесной связи с морскими отложениями.

В прибрежной части моря происходит формирование устьевых и вдольбе-реговых валов, балов, кос и пляжей. Песчаные образования баров обычно хорошо отсортированы, имеют высокие коллекторские свойства, значительную мощность, часто перекрываются глинистой покрышкой и могут являться ловушками УВ. Литологические ловушки, приуроченные к баровым отложениям, отмечаются в отложениях васюганской свиты Каймысовской НТО и широко представлены в шельфо-вых пластах клиноформного комплекса неокома.

С дельтами и авандельтами связано накопление наиболее мощных сложно-построенных песчано-глинистых отложений. Фациальный комплекс дельты подразделяется на дельтовую равнину, надводную часть дельты, подводную часть дельты (авандельту) и морское мелководье, где расположена дельта (Муромцев..., 1984). Авандельта представляет собой отложения инерционных речных потоков, продолжающихся ниже уровня моря. Дельты - это весьма сложные полифациаль-ные образования, в составе которых присутствуют аллювиальные отложения русловых протоков, представленных песчаными и алевролитовыми осадками. В надводной части дельты происходит разветвление основного русла реки на более мелкие дельтовые каналы, которые сложены мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами. Дельтовые и авандельтовые отложения широко представлены в отложениях верхней юры и неокома.

Таблица 1

Основные генетические типы неструктурных ловушек юрских и нежнемеловых отложений Западной Сибири

Обстановки осадконакопления Соответствующие ЗНГН по А.Н. Золстгову, Б.А. Лебедеву, В.В.Самсонову (1989) Доминирующий тип ловушек Основные НТК, продуктивные отложения, Л итоге нети чес кие модели ловушек

примеры месторождений В плане В разрезе

Морские Глубоководные Глубоководные конусы выноса ЗНГН с первично неоднородными коллекторами. Ловушки в зонах литологического выклинивания песчаных тел в преимущественно глинистом разрезе Литоло- гический, структурно- дитологи- ческий Ачимовский НТК Приобское. Уренгойское, Нальчикское *

Придонные течения, подводные валы ЗНГН с первично неоднородными коллекторами. Ловушки в зонах повышенной пес чан ис-тости в преимущественно глинистом разрезе Литологи-ческий Неокомский, васюганский НГК Западно-Сургутское. Усть-Балыкское, Покачевское !

¥ и р О. е Прибрежные аккумулятивные тела (бары, валы, косы) Литологи-ческий Неокомский НГК Федоровское, Заполярное. Сухумское 1

Дельтовые н авандельтовые тела Литологи-ческий Неокомский, васюганский НГК Сашмское, Охтеурьевское

Континентальные Акхумуллти вные Русловые тела Литологи-ческий. летолого-страти графический Нижне-среднеюрский, васюганский НГК, шерка-лннскне отложения. Талинское

н Я ■ б 2x9« г?г || < Г Делювиально-пролювиальные отложения (оползни, насыпи) ЗНГН с однородными коллекторами. Ловушки в зонах выклинивания Лнтологи- ческий. структурно- лктологи- ческий Нижне-среднеюрский, васюганский НТК, шерка-лннскне отложения Тайяаковско-Гавриковская группа месторождений. 0)

Условные обозначения: [_I ■ коллееторТИИ^скопленга УВ

2.3. Формирование литологических ловушек в глубоководных условиях

Типовые седиментационные модели турбидитовых комплексов и конусов выноса детально изучены как в нашей стране, так и за рубежом. Е. Мутти и В. Нор-марком (Е. Mutti and W. Normark, 1987) в турбидитных системах выделяются пять основных элементов: эрозионные формы (не включая каналы), каналы, насыпи и валы, осадочные лопасти, промежуточные осадки зоны канал-лопасть. Согласно определению (Mutti & Normark, 1987, 1991).: турбидитная система (турбидитный конус выноса) - это комплекс генетически связанных фаций и ассоциаций обломочных потоков и турбидитных течений, отложенных в стратиграфической последовательности.

Данные по морским глубоководным отложениям обобщены в работах Д.А. Стоу (1999), М. Лидера (1986) и др. Согласно модели Д. Стоу для переотложенных обломочных фаций, сформированных стоковыми течениями, характерны стандартные последовательности текстур, установленные А.Боума (1962).

Разработаны многие классификации стоковых гравитационных потоков (Mutti, 1992; Градзиньский, 1980 и др.). В классификациях отражены типы потоков, механизм переноса зернового материала, тип осажденных пород и т.д. Наиболее общей можно считать классификацию Миддлтона и Хемптона (табл.2).

Таблица 2

Классификация гравитационных потоков осадка.

Тип потока Механизм, поддерживающий кластические зерна Тип осадка

Суспензионный Турбулентность Турбидиты

Поток ожиженного Межзерновое течение Флюксо-

осадка кверху турбидиты

Зерновой Соударения зерен Переосажден-

(эффект Бэгнольда) ный гравий

Глинистый Прочность пластич- Глинистые

ной межзерновой мас- гравелиты

сы

Мутьевые потоки представляют собой особый вид плотностных течений, где разница в плотности между потоком и окружающей жидкостью обусловлена существованием взвеси. По классификации Миддлтона и Хемптона (М1с1с11еи>п, 1965) ему более всего соответствуют суспензионные потоки. Зерновой поток, как известно, является результатом механизма переноса гравитационного типа - течение материала или течение зерен. Процесс образования зернового потока представляется как промежуточная стадия между оползнями и турбидитами.

Для выявления закономерностей формирования и размещения коллекторов в клиноформном комплексе неокома были проведены палеофациапьные реконструкции на основании папеоструктурного, папеодинамического, петрографо-минералогического, геохимического и др. анализов. Обобщая полученные данные относительно условий формирования ачимовских апевро-песчаных тел, можно прийти к следующим выводам:

Наиболее перспективные ловушки с высокими коллекторскими свойствами пород и значительным объемом связаны с глубокозапегающими песчаными телами, сформированными зерновыми или мутьевыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления. Эти тела располагаются в проксимальной части конуса выноса у основания склона, в устьях питающих каналов и характеризуются поровым типом коллектора (рис. 1а) На трансгрессивном этапе мутьевые потоки формировали глинизированные, плохо отсортированные и незначительные по размеру апевро-песчаные тела с низкими коллекторскими характеристиками.

При возникновении препятствия на пути сноса зернового материала энергия зернового (либо мутьевого) потока снижалась и в результате этого перед выступами на палеорельефе осаждался наиболее крупнозернистый материал (рис. 16). В «тени» выступов палеорельефа, напротив, откладывался существенно глинизированный, менее отсортированный мелкозернистый материал, высаженный из взвеси, перенесенной через барьер. Здесь преобладает порово-трещинный тип коллектора.

Наиболее зрелый зерновой материал концентрируется в зонах проработки глубоководных конусов выноса вдольсклоновыми течениями (рис.1 в). Отложения, проработанные контурными течениями, отличаются от турбидитов хорошей от-сортированностью и однородностью материала. Контурные течения, в отличие от турбидитных, действуют постоянно, при этом происходит вымывание пелитовой составляющей, повышается сортировка и зрелость (отношение скорости привноса к проработке) осадка. Псаммитовая составляющая разносится в направлении действия течений, образуя протяженные песчаные линзы.

В местах топографических сужений, по данным М. Лидера, течения ускоряются до 5м/сек. Интенсивность проработки зернового материала, отложенного перед выступами палеорельефа, существенно возрастает. Именно с такими зонами связывается появление наиболее зрелых ачимовских песчаников (коэффициент вариации 1,0-1,4, эксцесс от-0,7 до 1,2, асимметрия от-0,12 до -0,53, пористость более 12%, проницаемость - десятки и сотни миллидарси).

План

Разрез

[•Д2 -Приюямяпкия» часть турбадитиой системы (норовые имиекгора) -соответствует зоннм наилучших ишшжшринА. хармснунцц». -Средняя часть турбидатной системы (трещинно-порогае коллектор!) -Дисдддм часть турбядипдюй системы (дороц-цкщиннис вдгошцц) -Нвщявшш вошурных течений. -Подмтае

Рис. 1 Мцдми размещена* юякхпро! в хурблдипкос сгшясшп.

& - общм модель, б - цц щюрябеггже зеряового шпряш цолкшовмиа твчпш%

в - при дроработже дернового м д|иш111 здвпимововшя ичм н 1 ми* в аииц тошцрдфдтаядк сужсинВ.

Глава 3. Влияние факторов эпигенеза на формирование терригениых пород-

коллекторов

3.1. Особенности вторичных изменений терригенных коллекторов, обусловленные влиянием залежи углеводородов

Как уже отмечалось ранее, наиболее приоритетным направлением современной нефтяной литологии является разработка моделей формирования высокоемких коллекторов в сложнопостроенных и глубокозалегающих объектах. Один из наиболее перспективных подходов к этой проблеме основан на теоретических и методических разработках, выполнявшихся во ВНИГРИ под руководством проф. P.C. Сахибгареева, которым было установлено принципиально новое явление - разуплотнение коллекторов под воздействием залежей углеводородов (Сахибгареев, 1989). Разуплотнение происходило за счет разрушения минеральной составляющей терригенных и карбонатных пород под действием агрессивных продуктов гипергенного изменения нефтей и эпигенетичных битуминозных веществ. В качестве таких агрессивных продуктов рассматриваются, в частности, некоторые специфические азотосодержащие соединения, кислые газы и ряд органических кислот.

Модели вторичных изменений коллекторских пород как при предельном, так и при частичном заполнении ловушек были изучены P.C. Сахибгареевым на примере среднекембрийских залежей Прибалтики (Сахибгареев, 1989). Установлено, что за пределами активной зоны растворения кварцевых зерен на уровнях стабилизации ВНК при затрудненности водообмена с законтурными водами происходит осаждение аутигенного кварца.

Детальные петрографо-минералогические исследования терригенных пород клиноформного комплекса показали, что на уровнях стабилизации ВНК и ДВНК происходит растворение как цемента, так и скелетной составляющей породы с формированием зоны растворения. В случае частичного заполнения углеводородами высокоамплитудных структур ниже зоны растворения формируется зона цементации. Цементирующим материалом служат продукты растворения скелетной составляющей породы (главным образом, кварц), переотложенные из зоны растворения на ВНК. Особое значение приобретает выявление зон растворения на ДВНК для глубокозалегающих пород в связи с возможностью обнаружения разуплотненных участков с улучшенными коллекторскими характеристиками на больших глубинах. По петрографическим показателям было выделено более 20 зон с признаками стабилизации ВНК в ачимовских отложениях Ево-Яхинской, Есетинской, Севе-ро-Есетинской, Тазовской, Уренгойской и Северо-Уренгойской площадей. Изучение образцов песчаников из этих зон с помощью электронного сканирующего микроскопа подтвердило присутствие коррозии и растворения зерен этих песчаников. Макроскопически керн песчаников из таких зон зачастую представляет собой рыхлые, легко крошащиеся в руках пластинки и обломки. Зоны разуплотнения на ВНК и ДВНК являются одной из причин возникновения пород с улучшенным кол-лекторским потенциалом в ачимовских песчаниках.

Проявления вторичных изменений в зоне ВНК встречаются в различных минеральных средах, они наблюдаются в терригенных породах с глинистым цементом и в карбонатных породах.

В отложениях неокома на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции достаточно широко распространен цеолитовый цемент. Эти площади охватывают обширный район от Уренгоя на западе до крайних восточных границ Западно-Сибирской низменности, от Пуровско-Тазовского района на севере до Вах-ского - на юге. Происхождение цеолита, время его образования относительно поступления углеводородов является важным вопросом для определения коэффициента нефте- и газонасыщенности.

В результате детальных количественных петрографических исследований цеолитсодержащих песчаников пласта БТ3.4 Заполярного месторождения было установлено преобладание сильноизмененных полевых шпатов в цеолитсодержащих участках над участками породы, свободными от цеолитового цемента внутри контура. За контуром ВНК содержание сильноизмененных полевых шпатов становится меньше, чем в участках без цеолита. Содержание регенерационного кварца по периметру контура выше, чем в центре контура, как для цеолитсодержащих участков породы, так и для участков без цеолита. Очевидно, там, где цеолитов не было, нефть консервировала полевые шпаты и препятствовала их разрушению, а там, где был цеолитовый цемент, консервирующий фактор исключался. Консервация нефтью только части, свободной от цеолитового цемента, говорит о первоначальном присутствии цемента, еще до прихода нефти. В районе современного ВНК петрографически достаточно хорошо различимы, как минимум, две формы выполнения порового пространства цеолитом: в одном случае между зернами скелетной составляющей и цеолитовым цементом видны глинисто-хлоритовые оторочки, а на поверхности цемента заметны многочисленные трещины спайности и вкрапления глинистого материала. В другом случае цеолитовый цемент оптически более однороден, границы между зернами и цементом не подчеркиваются хлоритовыми оторочками. По-видимому, в первом случае заполнение порового пространства цеолитом происходило в результате привноса исходного материала гидротермальными растворами по разломам, а во втором - в результате перераспределения этого (первичного) цеолита и материала неустойчивых зерен средних и основных плагиоклазов и обломков эффузивов под воздействием агрессивной среды ВНК.

В результате рентгенографического изучения образцов, выполненного Т.А. Коровиной в Тюменской Центральной Лаборатории, были получены данные, подтверждающие перераспределение цеолитов на ВГК (Коровина, Шиманский, 1990). Было определено, что основным цеолитовым минералом, входящим в состав цемента, является ломонтит. На дифрактограммах некоторых образцов, приуроченных к зонам ВНК, удалось обнаружить набор дополнительных рефлексов, характерных для томсонита.

Область образования томсонита генетически перекрывается областью образования ломонтита, что предполагает их парагенезис, имеющий место на Заполярном месторождении.

Таким образом, по отношению к поступлению углеводородов в залежь выделяется две генерации цеолитов. Цеолиты первой генерации были образованы до

поступления углеводородов в залежь, а второй - на уровнях стабилизации древнего и современного ВГК.

Цеолиты способны относительно легко отдавать цеолитную воду, даже при незначительном нагревании образца. Благодаря волокнистой структуре томсонит обладает повышенной абсорбционной способностью, а, следовательно, повышенным содержанием цеолитной воды. Эти обстоятельства необходимо учитывать при определении коэффициента остаточной водонасыщенности, в противном случае может произойти необоснованное занижение запасов, особенно для зоны ДВНК и ВНК, где повышенное благодаря томсониту значение остаточной водонасыщенности не отражает ухудшение коллекторского потенциала.

3.2. Модели формирования вторичной емкости в терригенных породах на

больших глубинах

Формирование вторичной емкости в терригенных средах больших глубин особенно ярко проявилось на уникальном материале Тюменской сверхглубокой скважины. Преобразования осадка здесь относятся к стадии позднего катагенеза -раннего метагенеза. Происходит значительная коррозия зерен кварца и полевых шпатов, регенерация и микростилолитизация. Формируются конформные, инкор-порационные и стилолитовые структуры. Отмечается гидрослюдизация и серици-тизация вещества цемента. В результате уплотнения пород площадь порового пространства не превышает 1,5-2%. Однако в некоторых интервалах разреза скважины были обнаружены песчаники с более высокими значениями площади пустотного пространства, иногда превышающими 7%. Несмотря на невысокий коллек-торский потенциал, появление таких значений пористости аномально для песчаников на стадии позднего катагенеза и требует более пристального внимания.

Детальное изучение вторичных изменений песчаников выявило четыре причины возникновения или сохранения относительно высокой емкости:

1. На глубинах 6493,4м и 6493,8м наблюдались хлоритовые оторочки, осложненные новообразованиями кварца, препятствовавшие катагенетическому перераспределению минерального вещества и частично консервировавшие породу. Хлоритовые оторочки сами по себе не смогли бы сдерживать уплотнение породы, если бы не происходило укрепление регенерационным кварцем тупиковых участков пор.

2. В песчаниках на глубине 6267,2м отмечается цементация кальцитом на начальных стадиях формирования породы. Ранняя цементация кальцитом подтверждается сохранением морфологии зерен, каркас кальцита предохранил глинизированные обломки пород от деформации и они сохранили четкие очертания. Впоследствии происходило избирательное выщелачивание кальцита, в результате которого формировалась вторичная емкость. Хлоритовые пленки подверглись окислению, а под карбонатным цементом они сохранили первоначальный облик.

3. В образцах из интервалов глубин 5208,9-5209,6 м и 6230,8-6233,0 м были замечены признаки стабилизации древних ВНК. Причина формирования вторичной емкости обусловлена корродированием скелетных и цементирующих минералов продуктами окисления нефтей. Процессы растворения проявляются в скелетной части обломочных зерен кварца и полевых шпатов в виде образования в них микрокаверн.

Хорошо заметен окисленный битум. Битумсодержащая часть зоны растворения составляет более 2,5м, а вся зона растворения достигает 4м.

4. На глубине 4088,2м заметно интенсивное коррозионное расширение порового пространства, в значительной степени заполненного асфальтенами. Выполненная ими площадь пустот составляет более 10% от площади шлифа. Хорошо развитая зона разуплотнения в данном интервале обусловлена коррозией обломочных зерен (кварц, полевые шпаты) и пелитизацией полевых шпатов. Присутствие УВ скорее всего связано с нефтепроизводящими возможностями баженовской свиты. В интервале от подошвы баженовской свиты (4000м) до рассматриваемого объекта фиксируется несколько уровней интенсивного разуплотнения породы, подчеркиваемое пигментацией битумами. В интервале 4059,7-4064,Зм разуплотнение породы подчеркивается пленочно-сорбированным битумом. Разуплотнение песчаников, связанное с растворением обломочных зерен кварца и полевого шпата, встречается в интервалах 4046,5-4048,7м, 4792,8-4796,8м, 4866,0м, 4995,0-4997,1м. На глубине 5669,5м отмечалась каолинитизация неустойчивых компонентов (полевых шпатов, глинистых обломков), сопровождаемая образованием вторичной емкости в местах концентрации обломочного кварца. Площадь, занятая вторичной емкостью, достигает 7%. Обращает на себя внимание присутствие органики в том или ином виде в зонах разуплотнения пород. Очевидная взаимосвязь между разуплотнением породы и присутствием органики указывает на доминирующую роль сложных органических кислот как растворителей зерновой составляющей. Образование этой емкости и каолинитизация неустойчивых компонентов связывается с воздействием водораство-ренных агрессивных компонентов рассеянного органического вещества.

Кроме вышеперечисленных случаев формирования вторичной емкости, в разрезе скважины встречено явление, довольно характерное для определенных глубин (вне зависимости от региона и состава отложений): на довольно протяженном интервале 5400-5670м емкостно-фильтрационные свойства улучшены в результате воздействия глубинных факторов. Неравномерное напряжение пород на этих глубинах формирует трещины и флюидоразрывы, что способствует в сочетании с процессами физико-химического разуплотнения образованию зон формирования трещин-но-поровых коллекторов с емкостью до 14%.

3.3. Петрографо-минералогические показатели формирования улучшенных коллекторов в клиноформном комплексе Западной Сибири

Для клиноформной формации неокома Западной Сибири особо остро стоит проблема оценки размера песчаных тел по керновому материалу единичных скважин. Алевро-песчаные разрезы с промышленными показателями нефтегазоносно-сти вскрываются почти повсеместно, и лишь после детального разбуривания вокруг скважин с обнадеживающими дебетами выясняется малая размерность таких тел, несоизмеримая с огромными материальными затратами. К настоящему времени сформировался достаточно значимый пакет площадей, где в ачимовских фациях одиночными скважинами вскрыты алевро-песчаные разрезы с промышленными притоками углеводородов. Однако до сих пор из-за отсутствия каких-либо методов

прогнозирования возможных размеров алевро-песчаных тел запасы углеводородов в них остаются недооцененными.

Для выделения площадей, требующих постановки самостоятельных поисково-разведочных работ на ачимовский объект, возникла необходимость разработки нетрадиционных методов оценки масштаба развития песчаных тел по керновому материалу единичных скважин.

В отложениях клиноформной формации неокома Западной Сибири существенно болыперазмерные тела были обнаружены и достаточно хорошо изучены для пласта АС12 Приобского месторождения. Исследованиями B.C. Муромцева и его соавторов (Муромцев, 1989) впервые было показано, что данный пласт образован отложениями веера выноса турбидитового потока. Специфичным для этих песчаников явилось резкое преобладание среди биотитовых зерен сильно сидеритизиро-ванных разностей. Они в среднем составляют до 98% от количества биотитовых зерен. При этом сидеритизация не контролируется межзерновым пространством, а потому имеет аллотигенный характер. Часть сильно сидеритизированных зерен биотита несет признаки пигментации окислами железа. Именно эта часть биотитовых зерен находится в наибольшем противоречии с явно морской обстановкой осадконакопления конусов выноса, и она наиболее резко подчеркивает, что процессы сидеритизации аллотигенны.

Таким образом, прослеживается явная параллель между размывом шельфо-вых осадков и сидеритизацией биотитовых зерен проницаемых сред. Высокоразмерные алевро-песчаные тела конусов выноса могут формироваться в эпохи обильного поступления зернового материала и, в частности, в связи с размывом шельфовых осадков.

Формирование конусов выноса зерновых потоков, судя по признаку пигментации сильно сидеритизированных зерен биотита гидроокислами железа, отражает либо усиление восходящих тектонических движений на территории шельфа, либо эвстатическое понижение уровня моря.

В ачимовских фациях крупноразмерные алевро-песчаные тела следует ожидать в случае резкого преобладания среди биотитов сильно сидеритизированных разностей. С убыванием количества последних в турбидитах будет убывать зерновая составляющая и соответственно повышаться содержание пелитовой компоненты. Растекание такого потока (в основном, уже мутьевого) предполагает формирование небольших по размерам существенно изолированных алевро-песчаных тел.

Зерновые и мутьевые потоки в зоне действия придонных течений освобождаются от их суспензионной составляющей. Поэтому в зоне действия придонных течений алевро-песчаные тела даже при отсутствии сильно сидеритизированных разностей биотитов могут обладать значительными размерами. Участие придонных течений в формировании более или менее высокопроницаемых алевро-песчаных тел в ачимовских фациях обнаружилось при изучении коллекторских сред Ершового нефтяного месторождения. Детальные сейсмологические исследо-

вания Л.Л. Трусова выявили небольшие палеовпадины, в которых происходило не только компенсационное, но и перекомпенсационное осадконакопление. Обращает на себя внимание совпадение песчаников, имеющих, в основном, пленочный хлоритовый цемент, с зонами максимальных мощностей песчаников, спрогнозированных по материалам сейсмических данных. В нижних частях разреза ачимовских коллекторских пород отмечалось преобладание вторичного каолинитового цемента. В условиях лавинной седиментации материал, не подверженный воздействию течений, в первую очередь оседал в палеовпадинах рельефа. Именно здесь было возможно захоронение вместе с глинистым материалом слабо окисленного органического вещества, явившегося ответственным за процессы последующего образования вторичного каолинита. По мере заполнения палеовпадин рельефа материал турбидитов вовлекался в область слабых течений, которые снижали долю глинистого материала в осадке. Активная динамика среды осадконакопления приводит либо к полному вымыванию глинистого материала из области осадконакопления, либо вызывает седиментационную деградацию захороняемого глинистого вещества. В таких условиях гидроокислы железа восстанавливаются лишь до уровня лептохлоритов и в рассматриваемых отложениях проявляются в виде пленочных и крустификационных образований железистого хлорита. Таким образом, присутствие вторичного каолинитового цемента или пленочного и крустификаци-онного хлоритового цемента является достаточно чутким инструментом для суждения об относительном изменении энергетического уровня среды седиментации.

По признакам проработки течениями, а в случае их отсутствия, по «биотито-вому» показателю, осуществлено ранжирование 115 площадей (за исключением открытых месторождений). Выделено 28 площадей, наиболее благоприятных для постановки детальных поисково-разведочных работ, в том числе Алехинская, Ен-дырская, Ен-Яхинская, Лосевая, Медвежья, Приобская, Ларкинская, Пякутинская, Равенская, С.-Капьчинская, С.-Ендырская, Салымская, Сорымско-Иминская, Восточно-Сургутская, Тазовская, Южно-Тамбейская, Тарасовская, Пурпейская, Федоровская, Холмогорская и Ямсовейская.

Таким образом, в результате детальных литолого-петрографических исследований удалось разработать совершенно новый аппарат прогнозирования масштаба развития песчаных тел в ачимовских отложениях по керновому материалу единичных скважин, а в случае хорошей привязки - и по шламу. Он заключает в себе возможности распознавания в петрографических шлифах проработки присклоновыми течениями материала турбидитов, а в случае отсутствия их влияния выделять относительно крупномасштабные тела по биотитовому показателю.

Глава 4. Критерии выделения ЗНГН в юрско-нижнемеловых отложениях Западной Сибири

Единой общепринятой классификации зон нефтегазонакопления в настоящее время не существует. Само понятие зоны нефтегазонакопления трактуется по-разному: - как ассоциация месторождений, как структурный элемент, как единица

нефтегазогеологического районирования (Бурштар, 1973; Верещако и др., 1977; Высоцкий, 1972; Лазарев, 1983; Оленин, 1977; Трофимук, Карагодин, 1982 и др.). По A.A. Бакирову, зоной нефтегазонакопления называется ассоциация смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. В понимании В.В.Самсонова, А.Н. Золотова и Б.А.Лебедева ЗНГН - это система ловушек, локализованных в нефтегазоносном бассейне, которая характеризуется общностью механизма аккумуляции УВ. ЗНГН выделяется в пределах гидродинамически изолированного интервала разреза, характеризующегося едиными условиями формирования залежей. При этом степень геологической изученности как самих ЗНГН, так и отдельных ловушек, входящих в ее состав, может быть весьма различной. Таким образом, ЗНГН необходимо рассматривать «не как единицу нефтегазогеологического районирования, в пределах которой уже завершены разведочные работы,... а как объект поисков, намеченный зоной расположения однотипных ловушек, способных аккумулировать скопления УВ» (Самсонов и др., 1986). Под поисковой моделью конкретной ЗНГН, выделенной по данным ГИС и сейсморазведки, по мнению А.Н. Золотова, Б.А. Лебедева и В.В. Самсонова (1989), понимается система представлений о ее геологическом строении и нефтегазоносности, определяющая направление поисковых работ. Требование однотипности ловушек является крайне важным, поскольку это позволяет оптимизировать не только поисковый процесс, но и, что, вероятно, еще важнее, рациональное освоение выявленных залежей. Представления о механизме формирования и, как следствие, закономерностях распределения, полученные при изучении части ловушек (эталонов), выявленных первыми, позволяют существенно повысить эффективность поисков других однотипных с ними ловушек. Детальное изучение уже освоенных залежей позволяет адаптировать модели их строения к новым слабоизученным залежам, что существенно облегчает как их доразведку, так и последующее освоение.

В настоящей работе термин ЗНГН используется в понимании A.A. Бакирова (1976, 1982) и в близкой по смыслу трактовке В.В. Самсонова, А.Н. Золотова и Б.А. Лебедева (1986,1989).

В работе принимается разделение нефтегазоносных комплексов мезозойской части платформенного чехла Западно-Сибирской плиты на следующие: нижне-среднеюрский, васюганский, ачимовский, неокомский, аптский и сеноманский (Геология..,2000). Латеральные границы нефтегазоносных комплексов определяются достаточно уверенно.

Юрские отложения рассматриваются в объеме перечисленных выше НТК, в которых открыты сотни залежей УВ. Они формировались преимущественно в континентальных и переходных к морским и мелководно-морским условиях.

Нижнемеловые отложения рассматриваются в объеме неокомского НГК. Они образуют геологические тела, сформировавшиеся в условиях наращивания склона некомпенсированного бассейна путем его постепенного заполнения от краев к центру с образованием клиноформ. Ачимовские отложения являются нижней фондоформной частью клиноформы, наиболее приближенной к баженовской свите.

4.1. Литолого-фациальные и палеоструктурные критерии выделения

знгн

Нижнесреднеюрский, васюганский и ачимовский НТК относятся к нефтегазоносным комплексам с преимущественно глинистым разрезом. В этой ситуации прогноз зон формирования коллекторов практически равнозначен прогнозу ловушек. Предложенные выше модели формирования коллектора позволяют на основе анализа палеоструктурного плана и палеодинамики бассейна седиментации прогнозировать зоны развития литологических ловушек. Как видно из таблицы 1, все выделенные типы ловушек относятся к ЗНГН в НГК с первично-неоднородными коллекторами и преимущественно глинистым разрезом. Такие НГК характеризуются, как правило, парагенетическими связями между коллекторами и залежами (Золотов и др., 1989). Таким образом, открытие достаточно крупной эффективной емкости при наличии углеводородного потенциала может быть равнозначно открытию залежей УВ. Основным звеном в прогнозе ЗНГН в рассматриваемых НГК становится прогноз зон распространения коллекторов, сформировавшихся в единых фациальных условиях. Поэтому основное внимание в работе уделено реконструкции обстановок осадконакопления и выявлению зон размещения коллекторов.

Особое место среди неокомских комплексов занимают глубоководные алевропесчаные осадки ачимовской толщи. Как правило, в зонах повышенных мощностей песчаников ачимовской толщи улучшаются коллекторские свойства пластов. Поэтому основные залежи УВ, открытые в ачимовских песчаниках, тяготеют к этим зонам. Материнскими в ней являются подстилающие битуминозные аргиллиты баженовской свиты и глинистые породы нижнего мела, в которых заключены песчано-апевритовые тела. По-видимому, каждую субрегиональную линзу повышенных суммарных мощностей песчаников ачимовской толщи следует рассматривать как автономную зону нефтегазонакопления. Однако сложное строение пластов-коллекторов, высокая латеральная и вертикальная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств становится серьезным препятствием для успешной разведки и разработки ачимовских объектов. Достоверный прогноз эффективных коллекторов в ачимовских отложениях только по сейсморазведочным данным проблематичен, т.к. при одних и тех же сейсмофациапьных характеристиках в фондоформах могут залегать как маломощные, слабопроницаемые песчано-апевритовые породы с глинисто-карбонатным цементом, так и мощные (до 50-60 м) сравнительно однородные песчаные пласты, обладающие промышленными фильтрационно-емкостными свойствами. Основываясь на предложенной литоге-нетической модели ачимовских резервуаров, можно достаточно уверенно ранжировать сейсмические депоцентры, и выделять зоны с эффективным коллектором. Зная пути транспортировки зернового материала и амплитуды локальных палео-поднятий, ставших барьером на пути потока, можно выделять серии литологических ловушек, составляющих в ЗНГН.

Для локализации ЗНГН в юрских отложениях также предлагается использовать палеоструктурный контроль распределения коллекторов. Опираясь на предложенные литогенетические модели юрских коллекторов, литологические ловуш-

ки русловых фаций шеркалинской свиты можно прогнозировать в понижениях па-леорельефа, местах повышенной мощности песчаников на бортах палеовреза и на склонах выступов доюрского основания. Накопление аллювиального песчаного материала пластов ЮК$ и КЖ7 ааленского яруса максимальной мощности также происходило в пониженных участках папеорельефа. Литологические ловушки пластов ЮК6, ЮК5 байосского яруса и ЮК4, ЮК2+3 батского яруса приурочены к па-леоподнятиям.

4.2. Геохимические критерии выделения ЗНГН

Основные нефтематеринские толщи Западно-Сибирского НГБ приурочены к юрскому нефтегазоносному комплексу, регионально нефтегазоносному на всей территории. Битуминозные глины баженовской свиты являются основным региональным флюидоупором, экранирующим вертикальный приток УВ для всей ниже-залегающей осадочной толщи, что послужило основой для выделения единого юрского нефтегазоносного мегакомплекса.

По данным А.Э. Конторовича, свыше 80% от общей массы геологических ресурсов нефти в Западно-Сибирском бассейне является продуктом преобразования РОВ баженовской свиты, основной нефтематеринской свиты бассейна (Нефтематеринские..., 1998). Она распространена на значительной части территории центральных районов Западно-Сибирской плиты и вместе с ее аналогами занимает площадь около 1,2 млн.км2 при мощности от 6 до 100 м и содержании Сорг от 2-3 до 10-15 %. По микрокомпонентному составу РОВ баженовской свиты относится преимущественно к классу собственно сапропелитов. Глинистая толща баженовской свиты, обогащенная сапропелевым ОВ, залегает в наиболее оптимальных глубинных и геотермических условиях, непосредственно отвечающих проявлению главной фазы нефтенакопления (ГФН). ГФН в отложениях баженовской свиты проявляется в интервале глубин 2 - 3 км и осуществляется импульсивно. По достижении глубины 2,4 км ОВ генерирует 23,3% жидких продуктов, из них 19,4% нефтяных УВ эмигрируют из породы. Суммарная генерация нефтяных битумоидов на этапе ГФН достигает 30% от массы ОВ к началу этапа МК, (Нефтегазообразо-вание..., 1986). Сохранности образующихся скоплений нефти способствует отсутствие заметной активизации процессов газообразования. Существует мнение о возможности формирования нефтяных залежей в неокомских клиноформах не только за счет вертикальной миграции из баженовской свиты, но и за счет латеральной миграции из одновозрастных глинистых толщ (Немченко, 2003). Еще одним источником УВ могут быть глинистые породы китербютского горизонта в составе китербютской и тогурской свит, сформировавшихся в обширных озерных водоемах (Геология..., 2000).

Таким образом, в пределах изучаемых НГК генерационный потенциал позволяет реапизовываться промышленной нефтегазоносности в выделенных зонах распространения неструктурных ловушек.

Глава 5. Прогноз зон нефтегазонакоплення в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

Районы исследований, в пределах которых были выделены охарактеризованные ниже зоны нефтегазонакоплення, относятся к Фроловской, Среднеобской, Каймысовской и Надым-Пурской нефтегазоносным областям. Выбор районов исследования ачимовских отложений был основан на следующих соображениях. Рассматривались неокомские седиментационные комплексы, с которыми связаны наибольшие мощности фондоформных отложений. Эти комплексы располагаются широкой полосой субмеридианального простирания в центре зоны распространения ачимовской толщи и включают в себя комплексы БУ15-БУ20 на севере, БС«-БСц в Широтном Приобье и БС5-БС|0 на юге. Для данных комплексов анализировались нефтесборные территории в пределах крупных структурных элементов первого порядка. Это Уренгойский вал с прилегающей территорией (Восточно-Уренгойская зона), Сургутский вал с прилегающей территорией (Сургутская зона) и Демьянский свод с прилегающей территорией (Уватская зона). Все перечисленные зоны - с доказанной нефтегазоносностью ачимовских отложений. Уренгойская и Уватская зоны на настоящий момент являются единственными территориями, где проводится промышленная разработка ачимовских отложений, и данный комплекс является основным объектом разработки. Однако как разработка выявленных объектов, так и разведка новых сталкиваются с серьезными проблемами из-за их сложного строения и резкой фациальной изменчивости. Выявление лито-генетических критериев формирования ЗНГН, безусловно, должно способствовать решению этих проблем.

Помимо ачимовских отложений в традиционном понимании, также исследовались перспективы нефтегазоносности отложений, образованных конусами выноса в осевой зоне неокомского бассейна седиментации - на восточной границе Хантымансийской впадины и в районе Красноленинского свода (Красноленинская зона).

Исследование условий формирования ЗНГН в юрских комплексах проводилось по территории Красноленинского свода (Красноленинская зона) и близкой по строению территории Демьянского и Каймысовского сводов (Уватская зона). К западному борту Красноленинского свода приурочена уникальная литологическая залежь в отложениях нижней юры (пласты Юю.ц шеркапинской свиты, Талинское месторождение).

Прогноз ЗНГН проводился на основании комплекса литолого-фациальных, палеотектонических, палеогеодинамических критериев. Методика выделения и картирования зон НГН была разработана и усовершенствована автором при изучении юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирского НГБ.

Первый этап исследований включал расчленение и корреляцию юрско-неокомского разреза в пределах отдельных разведочных площадей ЗападноСибирского НГБ на основании изучения керна, петрографических шлифов, а также по данным ГИС и сейсморазведки.

На втором этапе проводился литолого-фациальный анализ исследуемых отложений и были реконструированы обстановки осадконакопления на основе ком-

плексного использования метода электрометрических моделей фаций по В.С.Муромцеву (Муромцев, 1984) и метода папеодинамических реконструкций Г.Ф.Рожкова (Рожков, 1984).

На третьем этапе составлялись карты мощностей песчаных тел-литологических ловушек, определялись зоны их выклинивания. На палеострук-турной основе картировались зоны развития литологических ловушек, палеодина-мические условия их седиментации и связанные с ловушками зоны НГН.

5.1. Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижне-среднеюрские отложения широко распространены в ЗападноСибирском НГБ и представлены континентальными, в меньшей степени - переходными фациями, которые с юга на север частично замещаются морскими. Разрез их > представляет собой чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. В

нижнеюрских образованиях Западной Сибири основным нефтепоисковым объектом являются отложения шеркалинской свиты и их аналоги, развитые в понижен-л ных участках рельефа доюрского основания. Продуктивность нижнеюрских отло-

жений подтверждена открытием Тапинского нефтяного месторождения. Продуктивность среднеюрских отложений, в основном, связана с пластами Ю2.4, а также с пластами К)5.6 и Ю7.9. В отложениях средней юры открыты залежи нефти и газа на Ем-Еговской, Талинской, Пальяновской, Красноленинской, Каменной, Ай-Торской, Самотлорской, Салымской, Федоровской, Приобской, Медвежьей и др. площадях.

На основе литолого-фациальных, палеоструктурных и папеодинамических критериев выделены Красноленинская и Уватская ЗНГН.

5.1.1 .Красноленинская зона

Красноленинская ЗНГН расположена на западе Фроловской НГО. Основные нефтепоисковые объекты здесь связаны с песчано-глинистыми отложениями шеркалинской свиты. Отложения представляют собой толщу заполнения депрессий * доюрского основания и распространены пятнами, лоскутно, а в западной и южной

частях Фроловской НГО развиты в виде сравнительно узкой полосы в каньонообразном врезе фундамента. В отложениях шеркалинской свиты в песчаных пластах Юю-п открыто уникальное Тапинское нефтяное месторождение с ли-толого-стратиграфической залежью.

Оценка динамических условий среды седиментации юрских отложений определялась по данным гранулометрического анализа по методике Г.Ф.Рожкова (Рожков, 1984) и Б.Н. Котельникова (Котельников, 1989). Условия осадконакопле-ния отложений тюменской свиты определялись также по сопоставлению электрометрических характеристик с электрометрическими моделями фаций, предложенными B.C. Муромцевым (Муромцев, 1984). Проводились реконструкции палео-рельефа для отложений шеркалинского горизонта (пласты Ююи Юн), ааленского (пласты Ю8 иЮ7), байосского (пласты КЖ6 и ЮК5) и батского ярусов (пласты Ю4 и Ю2+3). При палеогеоморфологичеоких построениях за поверхность выравнивания принималась подошва абалакской свиты. По северной части Талинской площади использовались данные гранулометрического анализа отложений тюменской свиты В.Т. Биккенина (Биккенин, 1992).

Накопление отложений шеркалинской и тюменской свит происходило под действием направленных течений при широком диапазоне гидродинамических режимов седиментации. Наиболее активная динамика среды отмечается в отложениях шеркалинской свиты, аллювиально-руслового, реже пролювиального генезиса. Для пластов Ю9-Ю2.3 тюменской свиты фиксируется снижение динамической активности среды седиментации. Пласты Ю8.7 представляют собой осадки нестрежневого генезиса (речная пойма, старицы). Алеврито-песчаные породы пластов Ю6-Юг формировались при дефиците обломочного материала как в неглубоком морском бассейне, так и во внутриконтинентальном опресненном бассейне.

Литогенетический анализ нижне-среднеюрских отложений Тапинской площади позволил установить закономерности размещения литологически-экранированных ловушек. По результатам палеогеоморфологических реконструкций и анализа карт изопахит построены прогнозные карты размещения ловушек и прогнозная геологическая модель Тапинской площади для нижне-среднеюрских отложений.

Промышленно-продуктивные нефтяные залежи приурочены к зонам выклинивания песчаных пластов на бортах палеовреза. С учётом палеоструктурных и литолого-фациальных критериев литологические ловушки выделены на бортах палеовреза и на склонах выступов доюрского основания. Открытая пористость пород достигает 13-20%. Поровая проницаемость изменяется от 40 до 3500 мд. Трещинная проницаемость песчаников достигает 1.5-1.9 мд. Коллекторы поровые и трещинно-поровые, I и II классов по Ханину (Ханин, 1956).

В пониженных участках палеорельефа происходило накопление аллювиальных алеврито-песчаных пластов ЮК8.7 тюменской свиты, мощностью до 15 м. Прогнозная ЗНГН для этих отложений прослеживается в северной части Талин-ской площади, а на юге она приурочена к палеодолине, конфигурация которой во многом напоминает «шеркалинский трог».

ЗНГН, связанная с продуктивными ловушками в алевро-песчаных пластах ЮК4.2 и ЮКь.5, приурочена к куполам папеоподнятий на Каменной, Ем-Еговской, Пальяновской, Тапинской и Красноленинской площадях.. Мощность песчаных пластов не превышает 10-15 м. Открытая пористость песчаников средней юры изменяется от 12 до 27%, поровая проницаемость составляет 120 мд, что соответствует III и IV классу по Ханину (Ханин, 1956).

5.1.2.Уватская зона

Уватская зона выделяется на северо-западе Каймысовской НТО, где отложения нижней юры имеют ограниченное распространение и развиты на Уватской, Тюм-ской, Северо-Кальчинской, Кальчинской, Демьянской, Северо-Демьянской и Пихтовой площадях.

Наибольшие перспективы нижнеюрских отложений связаны с северо-западной частью Каймысовской НГО в пределах узкого прогиба субмеридианапьного простирания, протягивающегося до Нюрольской впадины. Песчаные и гравийно-песчаные отложения шеркалинской свиты (пласты Юш и Юц) имеют преимущественно делювиально-пролювиапьный генезис. Коллекторские свойства песчаников

невысоки: открытая пористость не превышает 7.9%, а поровая проницаемость - 0.5 мд. Мощность шеркалинской свиты достигает 60 метров.

Ожидаемый тип ловушек - структурно-стратиграфический. Возможно развитие низкоемких коллекторов. По результатам сейсморазведки здесь выделяется довольно большое количество перспективных ловушек УВ, хотя к настоящему времени продуктивность комплекса в пределах зоны не доказана.

Основным перспективным объектом в нижне-среднеюрском НГК является верхняя подсвита тюменской свиты (пласты Ю2-Ю4). С этими пластами связано большинство залежей нефти, открытых на рассматриваемой территории. Песчаные тела-ловушки сформировались в мелководно-морских и прибрежных условиях и подвержены резким фациальным замещениям (Сердюк, 1992). Продуктивные пласты Юз и Ю4 имеют высокие ФЕС (открытая пористость - до 19.6%, поровая проницаемость - до 259 мд, Ш-1У класс коллекторов по Ханину. Средняя подсвита тюменской свиты, включающая песчаные пласты Юз-Ю6 характеризуется низкими коллекторскими свойствами (открытая пористость - до 17%, поровая проницаемость - до 5 мд, IV-V класс коллекторов по Ханину) и практически бесперспективна в нефтегазоносном отношении. Эти отложения почти не содержат залежей УВ, вероятно, вследствие отсутствия выдержанных флюидоупоров.

По данным ГИС и сейсмики были построены карты изопахит пластов Ю7.8, Ю5.6 и Ю2Ц тюменской свиты. Совместный анализ этих карт с палеоструктурным планом и данными палеофациальных реконструкций позволил закартировать предполагаемые ЗНГН.

Зоны нефтегазонакопления пластов Ю7.8 ожидаются в районе Пихтовой и Полуньяхской площадей, где, возможно, накапливались озерные и русловые фации. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности пластов Ю5.6 представляют пониженные участки восточного склона Урненско-Тамаргинской группы поднятий, где мощности пластов Ю5.6 увеличиваются до 45-80 метров. В местах выклинивания пластов на бортах Урненско-Тамаргинского и Южно-Тайлаковского поднятий, очевидно, формировались серии структурно-литологических ловушек и связанные с ними ЗНГН.

Верхняя часть разреза тюменской свиты представлена прибрежно-морскими алевро-песчаными и песчано-алевритовыми отложеними пластов Ю2-4. На основании анализа карт изопахит песчаных пластов Ю2., установлено, что их наибольшие мощности фиксируются в пониженных формах рельефа на склонах Урненско-Тамаргинской группы поднятий и представлены отложениями прибрежно-морских отмелей (баров). Вероятно, эти отложения сносились в мелководное море с Урненско-Тамаргинской группы поднятий, которые были островами в прибрежно-морском бассейне и служили источниками сноса обломочного материала, формируя песчаные, алеврито-песчаные отложения островного пляжа и прибрежно-морской отмели. К образовавшимся литологическим ловушкам приурочены залежи нефти на Новоютымском, Тайлаковском, Яккунь-Яхском, Травяном, Усть-Тегусском и других месторождениях Обь-Иртышского междуречья. Все эти месторождения можно отнести к единой Ютымско-Якуньяхской ЗНГН. Еще одна ЗНГН, связанная с группой ловушек прибрежно-баровой природы, может ожидаться в районе Пихтовой площади.

5.2. Васюганский нефтегазоносный комплекс

Васюганский нефтегазоносный комплекс включает васюганскую свиту (пласт Ю|), а во Фроловской НТО - абалакскую свиту. Отложения васюганской свиты продуктивны на Урненском, Тайлаковском, Самотлорском, Первомайском, Верх-нетарском, Крапивинском, Игольско-Таловском и Уренгойском месторождениях.

На основании анализа условий осадконакопления и закономерностей размещения ловушек УВ и по аналогии с нижне-среднеюрскими НГК выделены Красноленинская и Уватская ЗНГН.

5.2.1.Красноленинская зона

Отложения верхней юры Красноленинской зоны, расположенной в западной части Фроловской НГО представлены абалакской свитой, которая продуктивна на Ем-Еговской площади.

Отложения абалакской свиты представляют собой переходную толщу от прибрежно-морских и континентальных отложений тюменской свиты к морским, сильно битуминизированным отложениям баженовской свиты.

В литологическом отношении абалакская свита представлена преимущественно глинистыми отложениями, в различной степени кремнистыми, карбонатными и алевритистыми.

5.2.2. Уватская зона

На всей территории зоны кроме сводовых частей локальных поднятий развита васюганская свита, сложенная в нижней части алевритистыми глинами, а в верхней-песчаниками с прослоями алевролитов, карбонатов и глин.

Продуктивный пласт Ю1 сложен разнозернистыми песчаниками, гравелитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. В нижней части пласта Ю] выделяется базальный горизонт, являющийся продуктом выветривания и разрушения мезозойских и палеозойских пород с характерным крупнозернистым, плохоотсортиро-ванным составом. Мощности пласта Ю1+баз. горизонт изменяются от 1 до 50 м на юго-западном склоне Усановского локального поднятия. Открытая пористость изменяется от 15 до 30%, поровая проницаемость - от 1 до 1266 мд (Сердюк и др., 1992). Трещинная проницаемость изменяется от нулевых значений до 2,8 мд. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый и порово-трещинный.

Продуктивность пласта Ю| установлена на Урненском и Тайлаковском месторождениях.

На Урненской и Усановской площадях выявлены структурно-литологические залежи с продуктивным пластом Ю|+баз. горизонт. В западной части Уватской ЗНГН выделяется абалакская свита, продуктивность которой доказана только в пределах Северо-Демьянского месторождения

На основании детальной корреляции разрезов васюганской свиты по данным ГИС и литолого-петрографическим и фациапьным исследованиям керна автором построены карты изопахит песчаного пласта Ю| васюганской свиты, по результатам анализа которых построены прогнозные карты размещения ловушек и ЗНГН.

Наибольшие мощности пласта Ю| фиксируются в восточной части Уватской зоны (до 38-74 метров). На основании карты изопахит песчаного пласта Ю| и дан-

ных сейсмики были выделены перспективные прогнозные ловушки в исследуемом комплексе, которые расположены на южном склоне Урненского поднятия и составляют УватскуюЗНГН.

Битуминозные глины баженовской (тутлеймской свиты) повсеместно развиты в Каймысовской НТО, они промышленно продуктивны в Среднеобской НТО в Салымском НГР. Нефтеносность в этих отложениях установлена на Северо-Демьянском и Ендырском месторождениях.

Баженовская свита представлена черными с коричневым оттенком битуминозными глинами, с прослоями радиоляритов и глинистых известняков, мощностью до 20-30 м. В тектонически активных зонах встречаются аномальные разрезы баженовской свиты с характерным дроблением битуминозных разностей и вклиниванием в них песчаников и глин (Заозерная площадь и др.)

Нефтегазоносность баженовского комплекса установлена в районах, незначительно удаленных от Салымского: Северо-Демьянском, Ендырском и Нижне-Кеумском, где данный комплекс является высокопродуктивным. В других районах признаков нефтеносности данного комплекса не установлено.

5.3. Ачимовский нефтегазоносный комплекс

5.3.1. Уватская зона В пределах зоны ачимовские алевро-песчаные тела имеют субмеридианаль-ное простирание и протягиваются субпараллельно бровкам палеошельфов, они продуктивны на Капьчинской площади. Коллекторы в ачимовских отложениях характеризуются высокой степенью латеральной и вертикальной изменчивости, имеют вытянутые или неправильной формы очертания и связаны с конусами выноса глубоководных каньонов, сформировавшимися в условиях подножия континентального склона. Песчаники имеют открытую пористость до 24.8%, в среднем 14-15%, проницаемость - до 311.9 мд, мощности- до 90 м.

Размещение ловушек связано с источниками сноса, транспортировкой и аккумуляцией обломочного материала. Поэтому при их прогнозе в ачимовских отложениях необходимо учитывать папеогеоморфологические реконструкции, проведенные на основе папеоструктурного анализа. В раннем мелу территория юга Западной Сибири характеризовалась типично платформенными условиями. Платформа понижалась к северу, на юго-востоке, юге и западе обрамлялась палеоструктурами с амплитудой в 100-150 м. В северо-восточном направлении прослеживаются две зоны палеоструктурных элементов с амплитудами 30-60 м, разделенные прогибами. Западный прогиб соответствует осевой части бассейна седиментации. Заполнение палеобассейна осадками приводило к формированию ловушек облекания и струк-турно-литологических (Шиманский В.В., 1999; Modeling the process..., 1999; Нежданов A.A., 1996; Щепеткин Ю.В., 1992).

Коллекторские свойства песчаников на южных или юго-восточных склонах палеовыступов выше, чем на северо-западных склонах Капьчинской, С.-Демьянской и В.-Демьянской площадей. По данным гранулометрического анализа на наиболее крупнозернистые и гранулометрически зрелые песчаники расположены на восточных палеосклонах. Области сноса находились на юго-востоке и юге, а

основные направления транспортировки осадочного материала закономерно совпадают с понижениями в палеорельефе.

На основании комплексирования результатов палеоструктурного и палеоди-намического анализов с данными МОГТ и ГИС построены прогнозные карты формирования первичного коллектора и литологических ловушек в клиноформах АС9, АСю, БС|.з, БС4.5 и БСб-7 для территории Уватского района. Всего было выделено 25 возможных литологических резервуаров, объединенных в Уватскую ЗНГН (рис. 2). К западу от выделенной ЗНГН, по мере приближения к осевой части неоком-ского палеобассейна и удаления от источников сноса, зрелость зернового материала снижается, увеличивается доля пелитовой составляющей. Качество коллекторов ухудшается. Формируются большие по площади, чем на востоке, но существенно заглинизированные алевропесчаные тела с нечеткими, обусловленными постепенной глинизацией, границами.

5.3.2.Восточно-Уренгойская зона

Ачимовские алевро-песчаные тела, сформированные конусами выноса подводных каньонов, залегают на рассматриваемой территории в интервале глубин от 3400 до 3970 м. Мощность толщи колеблется от 30 до 180 м. Она представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Переслаивание преимущественно тонкое, с мощностью прослоев 0.1-0.5м, реже до нескольких метров, еще реже - массивные пласты, мощностью до нескольких десятков метров. Коллектора ачимовской толщи характеризуются высокой степенью латеральной и вертикальной изменчивости, имеют вытянутые или неправильной формы очертания и перекрыты мощной непроницаемой алеврито-глинистой толщей неокомских склоновых фаций. Даже при достаточной мощности резервуаров в ачимовской толще они выклиниваются и замещаются глинами на относительно коротких расстояниях.

Открытая пористость песчаников изменяется от 6.9 до 23.2%, в среднем -14.2%. Поровая проницаемость колеблется от 0.01 до 22.8 мд, а трещинная - до 4-5 мд. III-IV класс коллектора по Ханину. Тип коллектора-поровый, трещинно-поровый и порово-трещинный.

В целом ачимовские песчаники и алевро-песчаники рассматриваемой территории обладают довольно низкими емкостно-фильтрационными свойствами. Прежде всего это связано не столько с пористостью, сколько с низкой межзерновой проницаемостью пород. Зоны с повышенной проницаемостью связаны с наличием трещиноватости. Тектонические открытые трещины являются основными путями фильтрации жидких или газообразных углеводородов. В большинстве случаев для всех литологических типов пород наблюдается увеличение плотности тектонических трещин на восточном крыле структуры по сравнению с западным крылом и сводом. Наиболее заметно трещи

ны проявляются в тонкозернистых разностях - аргиллитах и алевролитах, нежели в песчаниках. Тип коллектора сложный, порово-трещинный и трещинно-поровый.

Влияние эпигенетических преобразований пород (как стадиальных, так и наложенных) на емкостные свойства коллекторов и экранирующие свойства покрышек особенно велико в сложнопостроенных литологически неоднородных объектах, к каким относится ачимовский объект. Именно вторичной цементацией (главным образом, карбонатами), регенерацией минеральных зерен и т.д. обусловлено появление зон цементации (плотняков), а пористость частично или полностью связана с вторичной емкостью, образованной в результате растворения, коррозии зерен и цемента. В результате песчаники со сходными гранулометрическими характеристиками иногда образуют плотные, абсолютно непроницаемые разности, а подчас и рыхлые, рассыпающиеся в руках плитки. С развитием зон цементации и разуплотнения в значительной степени связана латеральная и вертикальная неоднородность коллекторов в ачимовских отложениях.

Для песчаников и алевро-песчаников ачимовской толщи характерны поли-миктовый состав породообразующих минералов (преобладают аркозо-граувакки, аркозы), хлорит-каолинитовый состав глинистой составляющей, присутствие карбоната. Растворение кварца и полевых шпатов, пелитизация полевых шпатов, регенерация кварца и изредка полевого шпата в Уренгойской зоне наблюдаются в несколько большей степени, чем в Широтном Приобье. Аутигенез направлен в сторону каолинитизации глинистого материала и полевых шпатов, сидеритизации, хлоритизации, появления кальцита, лейкоксена, диккита.

Для оценки обстановок осадконакопления использовался метод палеодина-мических реконструкций, основанный на интерпретации данных гранулометрического анализа (Рожков, 1978). Для ачимовских алевро-песчаников средний размер зерен лежит в интервале от 0.03 до 0.23 мм. Ачимовские песчаники характеризуются преимущественно средней и плохой сортировкой. Сопоставление гранулометрических коэффициентов (асимметрия, эксцесс) со шкалой гранулометрической зрелости Г.Ф. Рожкова показывает, что для песчаников ачимовской толщи рассматриваемой территории также характерно заметное колебание значений гранулометрической зрелости - от незрелых до среднезрелых и зрелых. Следовательно, интенсивность гидродинамического воздействия на осадок также менялась в широком диапазоне. По динамогенетической диаграмме асимметрия-эксцесс Рожкова ачимовские песчаники в рассматриваемом районе откладывались мутьевыми потоками (50%), стоковыми течениями, слабыми направленными и донными течениями (45%). Изредка (5%) они откладывались в застойных условиях седиментации, несколько образцов легли в поле, соответствующее проработке зернового материала в условиях мелководья. При картировании обстановок седиментации пласта Ач3.4 Восточно-Уренгойской зоны по данным динамогенетической диаграммы был выделен конус выноса алевро-песчаного материала и подводный вал, сформированный более зрелым, проработанным вдольсклоновыми течениями зерновым материалом.

Распределение коллекторов, а .следовательно, и ЗНГН, в неантиклинальных объектах, в первую очередь, связано с источниками сноса, транспортировки и аккумуляции обломочного материала. Поэтому при прогнозе улучшенных коллекто-

ров в ачимовских отложениях необходимо учитывать особенности палеоструктур-ного плана, существовавшего на момент формирования отложений. В качестве па-леоструктурной основы принята поверхность кровли баженовской свиты (ОГ «Б») на время завершения формирования неокомских отложений. Поверхностью выравнивания послужил отражающий горизонт Над (кровля пласта БУ8.9), как ближайший регионально выдержанный горизонт к поверхности баженовской свиты.

При сопоставлении петрофизических данных со структурным планом бассейна осадконакопления обращает на себя внимание то обстоятельство, что так же, как и в Уватском районе, коллекторские характеристики песчаников отличаются на различных сторонах палеовыступов, при этом на юго-восточных склонах па-леовыступов они выше, чем на северо-западных склонах тех же структур.

Анализ данных пористости, проницаемости и карбонатности пород ачимов-ской толщи показал, следующее:

- По площади коллекторские свойства толщи улучшаются в восточном направлении и приурочены к структурно-пониженным участкам - седловине между центральным и южным куполом и восточному крылу складки.

- Для всех литологических типов пород наблюдается увеличение плотности тектонических трещин на восточном крыле структуры по сравнению с западным крылом и сводом.

- Плотность тектонических трещин увеличивается от песчаников к аргиллитам и алевролитам.

- В своде структуры наблюдается ухудшение коллекторских свойств пород. Локализация коллекторов определяется палеогеографией бассейна седиментации.

- Комплексные литолого-петрографические, структурно-текстурные, гранулометрические исследования сопоставлялись с разработанными B.C. Муромцевым электрометрическими моделями фаций. На основании этих исследований детализировано внутреннее строение пластов Ач34 и А45 с выделением 4-х фациаль-ных зон, характеризующихся определенным набором пород, генетическими особенностями, структурно-текстурными признаками, характером седиментационной цикличности, формой кривой ПС, типом коллектора и размещением по площади. Ниже охарактеризованы выделенные фациальные зоны:

1. Проксимальная часть турбидитной системы. Относительно крупнозернистые однородные песчаники с массивной текстурой. Формируются преимущественно зерновыми (высокоплотными) потоками в непосредственной близости от питающих каналов. Осаждение проходило быстрыми темпами на стадии регрессии бассейна. Основным исходным материалом служили осадки авандельтовой природы. Проработка стоковыми или вдольсклоновыми течениями улучшала сортировку осадка и его коллекторские характеристики.

Сформированные проксимальными конусами выноса алевролитово-песчаные тела впоследствии оказались литологическими ловушками, составляющими ЗНГН. При опробовании в скважинах наибольшие притоки газа, газоконденсата и нефти отмечаются в пределах проксимальных конусов выноса.

2. Средняя часть турбидитной системы. Алевро-песчаные отложения с градационными текстурами. Формируются турбидитными (мутьевыми) потоками в срединной части конуса выноса (лопасти, сеть распределительных каналов, разно-

образные насыпи). Для этого типа разреза характерна последовательность А.Боума (Боум,1962).

В случае проработки осажденного материала вдольсклоновыми течениями происходило вымывание пелитовой составляющей, увеличение содержания грубозернистых фракций, размыв седиментационных текстур. Формировались песчаные валы, сориентированные вдоль направления контуритов, в данном случае субме-ридианапьно. Такие отложения по своему строению и коллекторским характеристикам скорее соответствуют первому типу разреза.

Средняя часть турбидитной системы турбидитового комплекса Ачз^ наиболее широко развита на исследуемой территории и вскрыта многочисленными скважинами. Средняя часть турбидитового комплекса A4j, так же, как А43-4 наиболее широко развита на исследуемой территории.

3. Дистальная часть турбидитной системы. Отложения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами и являются промежуточными осадками зоны заполнения между конусами. Текстуры - тонкая прерывистая, беспорядочная. Наблюдается сокращенный цикл Боума (верхняя часть). Дистальная часть турбидитного комплекса А43.4 вскрыта скважинами - 281 Уренгойская, 101Северо - Самбургская и др. В турбидитовом комплексе А45 дистальная часть конуса выноса вскрыта Уренгойскими скважинами, 101Северо - Сам-бургской и др.

4 Фации дна бассейна сложены глинами, глинистыми алевролитами. Характеризуются протяженной параллельной слоистостью или однородной структурой. Это осадки застойной области дна бассейна, заполнения между турбидитами.

Между фациапьной природой ачимовских отложений и распределением типов коллекторов существует определенная зависимость. В относительно однородных и среднезернистых отложениях проксимальной части турбидитной системы (восточная часть пласта), преобладает поровый и трещинно-поровый тип коллектора. Преимущественно поровые коллектора связаны с зонами проработки осадка направленными течениями. Для внешней и дистальной частей турбидитной системы значение трещин в формировании емкостно-фильтрационных характеристик становится доминирующим. В западном направлении в алевро-песчаных линзах увеличивается доля глинистой составляющей, разрез становится литологически более неоднородным (тонкое переслаивание алевритовых песчаников, алевролитов и глин), что при катагенетическом уплотнении создает условия для образования трещин и развития сложных трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов.

Проксимальная часть конусов выноса и подводный песчаный вал совпадают с зонами наилучших коллекторских характеристик и являются наиболее перспективными для формирования литологических ловушек.

Источники сноса зернового материала ачимовских и шельфовых пластов по геохимическим показателям (отношение Si/Al, Al/Ti, Ca/Mg, K/Na, содержание В) в неокоме находились в условиях гумидного и семиаридного климатов. В районе скважин 310, 737, 728 Уренгойской площади и в районе скважин 101 и 103 С.-Самбургской площади осадконакопление, возможно, происходило в опресненной среде. Опресненные условия косвенно подтверждаются также и обедненным в ви-

довом и количественнном отношении комплексом агглютинированных форамини-фер.

Выделены разнообразные ассоциации акцессорных минералов: апатит-гранат-цирконовая, циркон-гранат-сфеновая, циркон-сфен-эпидотовая и др. Каждому пласту ачимовских отложений соответствует несколько комплексов акцессорных минералов. Большое разнообразие ассоциаций акцессорных минералов позволяет предположить различные источники сноса. Анализ распределения выхода тяжелой фракции и содержаний отдельных акцессорных минералов позволил выявить направления сноса зернового материала. Наиболее активный канал поступления обломочного материала находился в районе скважин 444, 353, 443, 674 Уренгойской площади, достаточно интенсивно поступал материал в районе скважин 310, 306, 304 В.-Уренгойской площади, 723,180, 710,728 Уренгойской площади и др. Наряду с обычным для ачимовских отложений восточным сносом, появляется снос с юго-запада вдоль скв. 552, 138, 414 Уренгойской площади. На снос зернового материала преимущественно в северо-западном направлении и в меньшей степени-северо-восточном указывает и распределение значений наиболее крупной фракции.

Картирование распределения тяжелой фракции и гранулометрических коэффициентов по площади показало, что поступление зернового материала происходило с востока, юго-востока и иногда с юго-запада из локальных источников сноса. Именно снос терригенного материала с юго-запада вступает в противоречие с устоявшимися представлениями о заполнении неокомского папеобассейна и формировании ачимовских отложений в данном районе источниками сноса восточной ориентировки. Однако, если предположить значительный масштаб регрессии (с которым и связано формирование крупных ачимовских апевро-песчаных тел), то юго-западный источник сноса хорошо согласуется с папеоструктурной обстановкой.

Обобщая полученные результаты, можно сделать некоторые выводы о закономерностях формирования и распространения коллекторов в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской зоны:

- Песчаники формировались мутьевыми и зерновыми потоками.

- Перед выступами на папеорельефе формировались песчаные тела с хорошо отсортированной зрелой песчаной составляющей (т.е. с хорошим первичным коллектором). В «тени» выступов папеорельефа, напротив, откладывался существенно глинизированный менее отсортированный мелкозернистый материал, высаженный из взвеси, перенесенной через барьер.

- При проработке турбидитных осадков вдольсклоновыми течениями формировались песчаные валы, содержащие отсортированный гранулометрически зрелый зерновой материал.

- Породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к структурно-пониженным в палеоплане участкам - седловине между центральным и южным куполом Уренгойского вала и его восточному крылу. В своде структуры наблюдается ухудшение коллекторских свойств пород. Таким образом, локализация коллекторов, а, следовательно, и ЗНГН, определяется палеогеографией бассейна седиментации.

- Наибольшее распространение в исследуемых отложениях имеет сложный, порово-трещинный тип коллектора; поровый тип встречается редко и по классификации А.А. Ханина относится к низкому V классу. В поровом типе коллектора полезная емкость пород определяется первичными и вторичными порами, фильтрация УВ происходит по сообщающимся порам и поровым каналам. В сложном типе коллектора преобладают вторичные поры, фильтрация УВ осуществляется, в основном, трещинами.

- Проксимальная часть конусов выноса и подводный песчаный вал совпадают с зонами наилучших коллекторских характеристик и являются наиболее перспективными для формирования литологических ловушек, составляющих Восточно-Уренгойскую ЗНГН.

5.3.3. Сургутская зона

Территория Сургутского свода относится к Среднеобской нефтегазоносной области, из неокомского комплекса которой добывается до 95% всей нефти Западной Сибири.

В пределах Сургутского района выделяются три клиноформы, именуемые по номенклатуре основных пластов песчаника БСи, БСю и ECg.?. Как и для вышеописанных территорий, здесь четко прослеживается зависимость мощности фондо-формных (ачимовских) песчаников от наличия барьера на поверхности осадкона-копления, сдерживающего «растекание» накапливающегося осадка. На профилях хорошо видно, что максимальные мощности ачимовских песчаников (до ста и более метров) приурочены к участкам, расположенным перед структурными барьерами на Конитлорской и Западно-Апехинской площадях. В случае отсутствия барьеров на пути поступления зернового материала, как, например, на Сев.-Тончинской, Камынской площадях, линзы ачимовских песчаников «расплываются» на поверхности осадконакопления. Таким образом, можно говорить о структурно-тектоническом контроле распределения коллекторов в ачимовских отложениях Сургутского свода.

По материалам сейсмики, ГИС и на основании изучения керна составлены карты размещения максимумов суммарных мощностей ачимовских песчаников в клиноформах БС8.9, БСю, БСп. Каждый из выделенных депоцентров с некоторой долей условности можно считать литологически экранированным резервуаром. Вероятность его насыщения углеводородами велика в силу близости к основной генерирующей толще (баженовской свите) и значительной мощности перекрывающей ачимовские песчаники глинистой толщи кошайской пачки и покурской свиты. С учетом установленных закономерностей влияния структурного плана и разломной тектоники на нефтегазоносность, выделено 12 перспективных зон формирования литологических ловушек в ачимовских отложениях. Эти зоны получили название по наименованию той разведочной площади, к которой они принадлежат территориально: I - Тянская, II - Перевальная, III - Имилорская, IV - Конитлорская, V - Коголымская, VI - Камынская, - VII - Юж. Конитлорская, VIII - Русскинская, IX - Юрьевская, X - Лянторская, XI - Маслиховская, XII - Сургутская и объединены в Сургутскую ЗНГН.

5. 3.4. Красноленинская зона

Шельфовая составляющая клиноформного комплекса Красноленннской зоны представлена авандельто-турбидитовыми пластами АС|.6 линзовидной формы. На карте изопахит выделяется серия участков максимальных суммарных мощностей ачимовских песчаников, каждый из которых может выступать как перспективный в нефтегазоносном отношении объект поисков УВ скоплений.

В целом отложения черкашинского (СФЕ АС4^) и алымского (СФЕ АС1.3) комплексов не относятся к перспективным. Коллекторы очень низкого качества, представлены тонким переслаиванием алевро-песчаного и глинистого материала. Мощности алевро-песчаников -1-2 м.

Ачимовские песчаники и апевро-песчаники Красноленинской зоны характеризуются довольно низкими фильтрационно-емкостными свойствами со сложным порово-трещинным типом коллектора.

В районе Шаимского мегавала и Красноленинского свода ачимовские отложения отсутствуют. Наибольшие мощности алевро-песчаных тел отмечаются перед выступами на палеорельефе на пути транзита зернового материала с восточных районов. Появляются также западные и южные источники сноса.

Алевро-песчаные тела ачимовской толщи коррелируются как единый пласт в осевой зоне бассейна седиментации, но в действительности могут являться разновозрастными клиноформами, налегающими друг на друга. Мощности алевро-песчаных линз достигают 170-210 м, уменьшаясь в восточном направлении до 60 м.

В Красноленинской зоне в разрезе неокомского клиноформного комплекса выделено 7 участков размещения литологических резервуаров, сформированных в процессе древней лавинной седиментации и связанных с восточным, южным, западным и северо-западным сносом обломочного материала. Это крупные литоло-гические объекты, содержащих резервуары, обладающие улучшенными коллектор-скими свойствами. Наиболее приподнятые зоны выделенных резервуаров рассматриваются как ловушки, перспективные для поисков залежей УВ. Общность строения и генезиса позволяет объединить ловушки в единую Красноленинскую ЗНГН. В результате опробованного по рекомендации автора одного из прогнозных объектов (Каменная площадь) в группе пластов АС получен промышленный приток нефти вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыты новая залежь, новый нефтегазоносный комплекс, оценка ресурсов нефти которого по категориям С3-Д0 составляет около 100 млн.т нефти.

Специфика формирования неокомских клиноформных отложений Красноленинской зоны сводятся к следующему:

- втрое сократилось количество поступающего в бассейн псаммитового материала;

- шельфовые пласты не имеют сплошного площадного распространения;

- основным фактором переноса осадочного материала являются авандельто-вые течения;

- утрачивается шахматный порядок распределения максимальных суммарных мощностей песчаников краевой части шельфового комплекса и ачимовской толщи, присущий классическому типу клиноформной толщи Сургутского района;

- наблюдается снос обломочного материала в осадочный бассейн в сопоставимых размерах как с востока, так и с запада;

- на последних стадиях заполнения бассейна ачимовские отложения, представленные переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов, покрывают дно без заметной упорядоченности по всей площади;

- выделены наиболее перспективные поисковые объекты в фондоформной части клиноформного комплекса. Эти объекты соответствуют максимальным суммарным мощностям ачимовских песчаников.

Заключение

1. Установлены закономерности формирования и распространения коллекторов в ачимовских отложениях.

- Расположение коллекторов не контролируется современным структурным планом. В палеорельефе песчаные тела - коллекторы тяготеют либо к склонам положительных структур, либо к впадинам, где аккумулируется зерновой материал. Следовательно, локализация коллекторов определяется палеогеографией бассейна седиментации.

- Породы ачимовских седиментационных комплексов образованы в основной своей массе осадками, накапливаемыми за счет привноса разного рода течениями (главным образом, турбидитными) как зернового, так и глинистого материала в пределах шельфовой ступени и ее подножия, и за счет выпадения их из взвеси в морской воде. Наиболее перспективные ловушки с эффективным коллектором и значительным объемом связаны с глубокозале-гающими песчаными телами, сформированными зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления. На трансгрессивном этапе мутьевые потоки формировали глинизированные, плохо отсортированные и незначительные по размеру апевропесчаные тела с низкими коллекторскими характеристиками.

- Внутренняя структура ачимовских песчаных пластов характеризуется наличием следующих фациальных зон: 1. Проксимальная часть турбидитной системы. Относительно крупнозернистые однородные песчаники с массивной текстурой. Формируются преимущественно зерновыми (высокоплотными) потоками в непосредственной близости от питающих каналов. 2. Средняя часть турбидитной системы. Апевропесчаные отложения с градационными текстурами. Формируются турбидитными (мутьевыми) потоками в срединной части конуса выноса (лопасти, сеть распределительных каналов, разнообразные насыпи). 3. Дистапьная часть турбидитной системы. Отложения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами и являются промежуточными осадками зоны заполнения между конусами. Текстуры - тонкая прерывистая, беспорядочная. 4. Фации дна бассейна сложены глинами, глинистыми алевролитами. Характеризуются

протяженной параллельной слоистостью или однородной структурой. Это осадки застойной области дна бассейна, зона заполнения между турбидита-ми.

- Наиболее распространенным и в ачимовских и в шельфовых пластах является сложный, порово-трещинный тип коллектора. Поровый тип коллектора по классификации A.A. Ханина относится к III и IV классам. Пористость частично или полностью связана со вторичной емкостью, образовавшейся в результате растворения, коррозии зерен и цемента, выщелачивания капьци-тового цемента, перекристаллизации и преобразования глинистой и зерновой составляющих.

- Трещинно-поровый и поровый тип коллектора, как правило, приурочен к проксимальной части турбидитового комплекса, а порово-трещинный - к его средней и дистальной частям.

- Перед выступами на палеорельефе формировались песчаные тела с хорошо отсортированной зрелой песчаной составляющей (т.е. с хорошим коллектором). В «тени» выступов палеорельефа, напротив, откладывался существенно глинизированный менее отсортированный мелкозернистый материал, высаженный из взвеси, перенесенной через барьер.

- При проработке турбидитных осадков вдольсклоновыми течениями формируются песчаные валы, содержащие отсортированный гранулометрически зрелый зерновой материал.

- Зоны формирования проксимальной части конусов выноса и подводного песчаного вала совпадают с зонами наилучших коллекторских характеристик и являются наиболее перспективными для размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

2. На основе комплексирования результатов палеоструктурного и палеодина-мического анализов с данными МОГТ и ГИС построены прогнозные карты формирования первичного коллектора и литологических ловушек в клиноформах АС?, АС ю, АС I J.12, БС,.3, БС4.5 и БС6.7 для территории Уватского района. Всего было выделено 25 возможных литологических резервуаров, объединенных в Уватскую ЗНГН.

3. Уточнены модели строения резервуаров Ач3^ (АЧ15) и Ач5 (Ач]6) и связанных с ними зон улучшенных коллекторов в клиноформном комплексе нижнего мела Уренгойского района. Судя по распределению тяжелой фракции и гранулометрических коэффициентов по площади, поступление зернового материала происходило с востока, юго-востока и иногда с юго-запада. Юго-западные локальные источники сноса могли проявляться во время регрессий, с которыми связано формирование крупных ачимовских апевро-песчаных тел. Следовательно, можно говорить о том, что значительная по масштабу регрессия могла привести к формированию в неокоме кратковременного частично замкнутого седиментационного бассейна в Восточно-Уренгойской зоне. В пользу этого свидетельствуют приведенные геохимические и палеонтологические данные опресненности папеобассейна.

перспективные для размещения разведочных и эксплуатационных скважин. К ним отнесены области развития конусов выноса и песчаные тела, проработанные вдольсклоновыми течениями.

5. По материалам сейсмики, ГИС и изучения керна дан прогноз неструктурных ловушек в ачимовских песчаниках клиноформ БС8.9, БС]0, БСп в районе Сургутского свода. Всего выделено 12 объектов, объединенных в Сургутскую ЗНГН.

6. Рассмотрены особенности накопления клиноформ АСю и АС4^ Красноле-нинской зоны. Выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса - апевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в осевой части Ханты-Мансийского прогиба. Выделено семь перспективных объектов для поисков УВ скоплений, объединенных во Красноленинскую ЗНГН. В одном из них (Каменная площадь) получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыты новая залежь и новый нефтегазоносный комплекс.

7. Показана специфика формирования неокомских клиноформных отложений в осевой зоне бассейна седиментации: сокращение в трое поступающего в бассейн псаммитового материала; отсутствие сплошного площадного распространения шельфовых пластов; снос обломочного материала в осадочный бассейн в сопоставимых размерах как с востока, так и с запада; отсутствие шахматного порядка распределения максимальных суммарных мощностей песчаников ачимовской толщи и др.

8. Разработаны петрографо-минералогические показатели перспективности песчаных тел в ачимовских фациях. Признаком крупноразмерных песчаных тел, сформированных зерновыми потоками, является интенсивная сидеритизация зерен биотита, иногда сопровождаемая пигментацией гидроокислами железа. Присутствие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита является признаком относительно высокого энергетического уровня среды седиментации алевро-песчаных отложений. Аутигенный поровый каолинитовый цемент свидетельствует об отсутствии проработки зернового материала течениями.

9. Уточнены условия осадконакопления отложений тюменской свиты и шерка-линского горизонта на примере Красноленинского свода и Уватского района Западной Сибири.

Разработана лито-генетическая модель Талинского месторождения нефти. Установлены закономерности размещения литологически-экранированных ловушек пластов ЮКп, ЮК10, ЮК2.9. Нефтеносность шеркапинского горизонта приурочена к зонам выклинивания песчаных пластов на бортах закартированного палеовреза.

10. Выявлены особенности вторичных изменений нижнемеловых терригенных коллекторов Западной Сибири, обусловленные влиянием залежи углеводородов. На уровнях стабилизации ВНК и ДВНК происходит растворение как цемента, так и скелетной составляющей породы с формированием зоны растворения. В случае частичного заполнения углеводородами высокоамплитудных структур ниже зоны растворения формируется зона цементации. Цементирующим материалом служат продукты растворения скелетной составляющей породы (главным образом, кварц), переотложенные из зоны растворения на ВНК.

В зоне стабилизации ВНК происходит перераспределение цеолитового цемента песчаников неокома. Выделяются две генерации цеолитов, различающиеся соотношениями заключенных в цеолит регенерационного кварца и сильно измененных полевых шпатов. Цеолиты первой генерации были образованы до поступления углеводородов в залежь и представлены ломонтитом, а цеолиты второй генерации генетически связаны с уровнями стабилизации ВНК и представлены томсонитом. 12. Установлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000 м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины:

- укрепление регенерационным кварцем тупиковых участков пор и хлоритовые оторочки препятствовали катагенетическому перераспределению минерального вещества и частично консервировали породу;

- избирательное выщелачивание кальцитового цемента;

- формирование вторичной емкости в результате корродирования скелетных и цементирующих минералов продуктами окисления нефтей на древних ВНК и под воздействием водорастворенных агрессивных компонентов рассеянного органического вещества.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

Монографии:

1. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). С-Пб. Недра. 2002. 191 с. Соавторы: С.Ф. Хафизов.

2. Вторичные изменения терригенных пород нижнего мела Западной Сибири. СПб. Недра. 2002. 83 с.

3. Влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и размещение залежей углеводородов в Центральном Приобье. С-Пб. Недра. 2003. 118 с. Соавторы: И.М. Кос и др.

Статьи, тезисы докладов:

4. Типизация вторичных изменений терригенных и карбонатных пород-коллекторов, возникших в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов.// В сб.: Итоги НИР, завершенных во ВНИГРИ в 1987г. Л. ВНИГРИ. 1988. С.20-24. Соавторы: P.C. Сахибгареев, Е.И. Лученко.

5. Вторичные изменения полимиктовых песчаников в зоне современного ВНК нефтяной залежи высокоамплитудной структурной ловушки. // В сб.: Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов. Л. ВНИГРИ. 1990. С.72-76.

6. Об относительном времени образования цеолитового цемента в нижнемеловых песчаниках севера Западно-Сибирской плиты. // В сб.: Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов. Л. ВНИГРИ. 1990. С.84-90. Соавтор: Т.А. Коровина.

7. Вторичные изменения терригенных коллекторов в зоне ВНК на примере месторождений Западной Сибири. // В сб.: Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе. Деп. в ВИНИТИ. №1474-В90.

8. Литолого-минералогические показатели масштаба песчаных тел в ачимовских отложениях Западной Сибири. // В сб.: Проблемы оценки новых зон нефте-газонакопления в основных продуктивных толщах Западной Сибири. С-Пб. 1992. С.142-154. Соавтор: Р.С.Сахибгареев.

9. Петрографо-минералогические особенности и емкостные свойства песчаников тампейской серии Тюменской сверхглубокой скважины. // В сб.: Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины. Тезисы докл. совещания. Пермь. 1995. Соавтор: P.C. Сахибгареев.

Ю.Литологические и стратиграфические особенности отложений юры и триаса разреза Тюменской сверхглубокой скважины. // Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1995. С.111. Соавторы: P.C. Сахибгареев и др.

11 .Минералогический метод прогнозирования размеров песчаных тел в клиноформ-ных отложениях нижнего мела Западной Сибири. // Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1995. С.112-113. Соавтор: P.C. Сахибгареев.

12.Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской сверхглубокой скважины. // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1995. С 84-85. Соавторы: P.C. Сахибгареев и др.

13.Литологические и стратиграфические особенности отложений юры и триаса разреза Тюменской сверхглубокой скважины. // Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. С-Пб. 1995. Соавтор: P.C. Сахибгареев.

М.Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской СГС. // В сб.: Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь. 1996. С.194-203. Соавтор: P.C. Сахибгареев.

15.Некоторые особенности влияния сингенетического органического вещества на формирование высокоемких коллекторов в нижнепалеозойских карбонатных отложениях северной части Хорейверской впадины. // В сб.: Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1996. Т.2. С.57. Соавторы: В.К. Шиманский и др.

16.Закономерности размещения и прогноз литологически замкнутых резервуаров в клиноформах неокома Пуровского района Западной Сибири. // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1997. С.110. Соавторы: Л.Я. Трушкова и др.

17.Моделирование и прогноз зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. Тезисы докладов. С-Пб. 1998. С.63.

18.Палеодинамические реконструкции среды осадконакопления ачимовских апевро-песчаников неокома Сургутского свода как основа прогнозирования зон улучшенных коллекторов. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 1998. С.66-75. Соавторы: A.B. Ивановская., P.C. Сахибгареев.

19.Концепция научно-производственных исследований, обеспечивающих эффективность ГРР по восполнению ресурсной базы углеводородного сырья на совре-

менном этапе освоения недр. // В сб.: Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. С-Пб. 1999. Т.1. С. 42-49. Соавторы: И.С. Джафаров и др.

20.3ападно-Сибирский экономический район. // Атлас «Северные территории и акватории России». С-Пб. 1999. С.57-64. Соавтор.

21.Моделирование зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // В сб.: Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. С-Пб. 1999. С.204-211.

22.Оценка масштабов формирования вторичной емкости на основе моделей флюидо-генерации в процессе катагенеза ОВ. // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. Тезисы докладов конференции. С-Пб. 1999. С.78-79. Соавтор: Т.К. Баженова.

23.Литологические резервуары в клиноформах неокома Западной Сибири - резерв прироста запасов углеводородов. // Разведка и охрана недр. М. Недра. №6. 2000. С.28-33. Соавтор-. Л.Я.Трушкова.

24.Применение системного анализа при исследовании клиноформного нефтегазоносного комплекса неокома Западно-Сибирской плиты. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке. Материалы V Международной конференции. МГУ. 2001. С. 161-163. Соавторы". Л.П. Гмид и др.

25.3акономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2001. С. 141-148. Соавторы: A.M. Брехунцов и др.

26.Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского НГБ. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2002. С. 109-117. Соавторы: С.Ф. Хафизов и др.

27.Анализ нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №5. 2002. С. 104-109. Соавторы: О.В. Бакуев, С.Ф. Хафизов.

28.Концепция мультибассейнового развития нижнемеловых комплексов Западной Сибири. //Геология нефти и газа. №6. 2002. С. 28-32. Соавторы: П.Е. Сынгаев-ский, С.Ф. Хафизов.

29.К вопросу о глубинах формирования конусов выноса. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №2. 2003. С.11-20. Соавторы: О.В. Бакуев и др.

30.Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны. //Геология нефти и газа №... 2003. Соавторы: A.M. Брехунцов и др.

31.Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны в связи с моделью их седиментации. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №№4-5. 2003. С.18-24. Соавторы: В.Н. Бородкин и др.

32.Тектоника и перспективы нефтегазоносности Центрального Приобья. //Сборник материалов Форума «ТЭК России: региональные аспекты». С-Пб. 2003.С.79-81. Соавторы: М.Д. Белонин, Н.С. Окнова, A.M. Жарков.

33.Forecast of zonal distribution of the rocks with improved reservoir properties basing on computerized lithological-petrographical database. // International section Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1993. №MF13.

34.Modeling the process of forming and preserving the reservoir potential of West-Siberian deep rocks on the basis of computerized bank of lithological-petrographical data. // International section Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1995. №MB13.

35.Modeling and Mapping of Stratigraphically Trapped Reservoirs on Western Siberia and Timan Pechora Basins, Russia. // International section Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1997. Соавторы-. Belonin Michael D. (М.Д.Белонин).

36.Models of deep reservoir evolution - on examples from oil fields of Urengoy zone, W. Siberia, and Kolva zone, Timan-Pechora, Russia. Salt-Lake City, 1998. Соавторы: Belonin Michael D. (М.Д.Белонин).

37.Modeling and mapping of the secondary reservoirs in Lower Paleozoic carbonate deposits, Timan-Pechora, Russia. // International section Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1999. №MA45.

38.Forecast and Mapping of Stratigraphically Trapped Reservoirs on the Basis of Primary and Secondary Porosity Formation and Preservation Models (Western Siberia and Timan-Pechora Basins). // AAPG Annual Convention Abstracts. San-Antonio. 1999. Соавторы: Belonin Michael D. (М.Д.Белонин).

39.Models of Stratigraphically Trapped Reservoir formation (Western Siberia and Timan-Pechora Basins, Russia). // AAPG Annual Convention Abstracts. New Orleans. 2000. Соавторы-. Belonin Michael D. (М.Д.Белонин).

40.Conditions of Forming and Reguliarities in Distribution of Stratigraphically Trapped Reservoirs in Lower Cretaceous Clinoform Complex, Western Siberia // Abstracts of International Petroleum Conference. Cairo. 2002. Соавторы: Belonin Michael D. (М.Д.Белонин) и др.

41.Conditions of Forming Stratigraphically Trapped Reservoirs Clinoform Complex, Western Siberia // Abstracts of International Petroleum Conference. Stavanger. 2003. Соавторы: Belonin Michael D. (М.Д.Белонин) и др.

Закономерности формирования неструктурных ловушек прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Подписано в печать с оригинал-макета 7.05.03 Формат 60x84/16

Гарнитура «Times» Усл.печ.л. 3,125

Тираж 100 экз. Заказ №

ЧП «Генкин», С.-Петербург, Сапова, 28, тел. 166-78-00

* J 84 Ь

2-орз -4

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Шиманский, Владимир Валентинович

Список иллюстраций.

Список таблиц.

Общая характеристика работы.

Введение. 1,5""

Глава 1. Основные закономерности строения и нефтегазоносность юрско-нижнемеловых отложений Западной Сибири

1.1 Стратиграфическая характеристика юрско-нижнемеловых отложений

1.2. Литолого-петрографическая характеристика юрско-нижнемеловых отложений

1.3. Нефтегазоносность ^

1.4. Этапы формирования юрско-раннемелового ЗападноСибирского палеобассейна

Глава 2. Основные типы неструктурных ловушек юрских -нижнемеловых отложений Западной Сибири в связи с формированием зон нефтегазонакопления

2.1 .Формирование неструктурных ловушек в ^ континентальных и переходных условиях

2.2. Формирование ловушек в прибрежно-морских условиях

2.3. Формирование литологических ловушек в ^ глубоководных условиях ^

Глава 3. Влияние факторов эпигенеза на формирование , . терригенных пород-коллекторов *

3.1. Особенности вторичных изменений терригенных коллекторов, обусловленные влиянием залежи углеводородов

3.2. Модели формирования вторичной емкости в терригенных породах на больших глубинах 3 *

3.3. Петрографо-минералогические показатели формирования улучшенных коллекторов в клиноформном . комплексе Западной Сибири ''"

Глава 4. Критерии выделения ЗНГН в юрско-нижнемеловых отложениях Западной Сибири ^ Ь

4.1. Литолого-фациальные и палеоструктурные критерии выделения ЗНГН </1 ^

4.2. Геохимические критерии выделения ЗНГН / } )

Глава 5. Прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

5.1. Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс / 3 Ч

5.2. Васюганский нефтегазоносный комплекс

5.3. Ачимовский нефтегазоносный комплекс 4&-G

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири"

Актуальность работы. В настоящее время основные перспективы прироста запасов углеводородного сырья связаны с неструктурными сложнопостроенными литологическими и стратиграфическими ловушками углеводородов. Основным звеном в прогнозе пространственного распространения и оценке параметров неантиклинальных ловушек является разработка моделей формирования эффективных коллекторов на основе детальных палеофациальных реконструкций, изучения вторичных изменений осадка и совершенствовании методов прогноза коллекторов, опирающихся на эти модели.

Для реализации цели работы решались следующие задачи:

- изучение условий формирования пород-коллекторов юрско-нижнемеловых отложений на основе литолого-фациального, палеогеодинамического, палеоструктурного, литолого-петрографического, гранулометрического, электрометрического анализов;

- создание литогенетических моделей неструктурных ловушек и ЗНГН, их типизация;

- выявление вторичных изменений юрских и нижнемеловых терригенных пород и оценка их влияния на коллекторский потенциал, в том числе на больших глубинах;

- изучение терригенных коллекторов в зонах современных и древних водонефтяных контактов;

- оценка влияния проработки течениями турбидитового материала на коллекторский потенциал;

- установление закономерностей размещения неструктурных зон нефтегазонакопления в терригенных отложениях юры Западной Сибири;

- установление закономерностей размещения ЗНГН в отложениях неокома Западной Сибири в разрезе и по площади.

Научная новизна. В результате проведенных исследований:

- По результатам моделирования с использованием геофизических и геохимических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах неокома Фроловской, Каймысовской и Надым-Пурской НГО Западно-Сибирской НГП. Ассоциации генетически связанных между собой локальных ловушек объединены в Восточно-Уренгойскую, Сургутскую, Уватскую и Фроловскую ЗНГН.

- Впервые выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса — алевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в западной части Фроловской НГО.

- Установлены петрографо-минералогические показатели оценки перспективности алевро-песчаных тел глубоководных конусов выноса (интенсивность сидеритизации зерен биотита и пигментации гидроокислами железа, наличие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита и аутигенного порового каолинитового цемента и т.д.).

- Выявлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины.

Защищаемые положения;

2. Влияние факторов эпигенеза на формирование высокоемких коллекторов в ачимовских отложениях.

3. Прогноз ЗНГН в ачимовских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

5. Условия формирования литологических ловушек и прогноз ЗНГН в юрских отложениях Фроловской и Каймысовской НГО

Фактический материал. Проведенные исследования базируются на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1986 по 2002 год. Отобрано более 5000 образцов керна в экспедициях Тюменской области (НУНГРЭ, УкрНГРЭ, ТазНГРЭ, УНГРЭ), а также в кернохранилищах СибНИИНП и НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Детальный отбор производился через небольшие по возможности интервалы (20-30 см) для прослеживания зон распространения измененных пород. Все образцы были изучены в шлифах (для части образцов интегральным способом подсчитывались все минеральные составляющие, остальные образцы изучались полуколичественно, с подсчетом параметров, определяющих характер вторичных изменений породы), выборочно проводилось определение физических свойств, гранулометрических характеристик, рентгеноструктурный анализ глинистой составляющей, изучение состава битумного вещества и битумоидов. Анализы выполнялись во ВНИГРИ, Тюменской ЦЛ, МИНХ и ГП, СургутНИПИНефть, СПБГУ. Была изучена коллекция шлифов из отложений неокома АО «Тюменская ЦЛ», а также шлифы, любезно предоставленные из своих коллекций Т.А. Коровиной и Е.П. Кропотовой. При изучении факторов формирования пористости на больших глубинах привлекался уникальный материал Тюменской сверхглубокой скважины, любезно предоставленный В.И. Горбачевым, Т.В. Карасевой, Б.В. Самсоновым.

Практическая значимость работы. Предложенные модели формирования высокоемких коллекторов и методики выявления неструктурных ЗНГН позволяют прогнозировать скопления залежей углеводородов в неантиклинальных и глубокозалегающих объектах неокомского и юрского терригенных комплексов Западной Сибири.

Результаты работ внедрены в научных и производственных организациях. Работы по изучению вторичных изменений пород-коллекторов проводились по договорам с МПР РФ, Министерством Топлива и Энергетики. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в отложениях неокома и юры Тюменской области выполнялись по заказу ОАО ТНК, ОАО ТНК-Нягань, ОАО СибНАЦ, ОАО Сургутнефтегаз. В результате работ было выделено более 30 первоочередных зональных и локальных объектов для проведения детальных поисково-разведочных работ и постановки разведочного бурения. Полученные результаты реализуются. Так на территории Красноленинского свода (Каменная площадь) в результате опробованного по рекомендации автора объекта в группе пластов АС получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыта новая залежь, новый нефтегазоносный комплекс, оценка ресурсов нефти по категориям С3-Д0 составляет около 100 млн.т. Пробуренные с учетом рекомендаций диссертанта скважины на территории Ендырской площади Уватского района Тюменской области вскрыли в клиноформном комплексе пластов АС ю- АС,, эффективные толщины коллекторов более 100м, против 20-30 м толщин в соседних скважинах.

Публикации и апробация работы. Основные положения работы докладывались на международных, всесоюзных, всероссийских и рабочих конференциях, симпозиумах, совещаниях и семинарах, начиная с 1986 года: VI и VII конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные вопросы геологии нефти и газа» (Ленинград, 1987, 1989), VIII конференция молодых ученых и специалистов «Эффективные методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа» (Москва, 1987), школа передового опыта «Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе» (Киев, 1988), школа передового опыта «Методы прогноза, поисков и разведки неантиклинальных ловушек нефти и газа» (Ленинград, 1991), совещание "Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины" (Пермь, 1994), конференция " Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1995), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов" (Санкт-Петербург, 1995), конференция " Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море" (Санкт-Петербург, 1996), конференция "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, 1997), конференция по проблемам карбонатных коллекторов (По, 1997), конференция "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ" (Санкт-Петербург, 1998), конференция "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (Ханты-Мансийск, 1998), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1999), конференции "Математические методы в геологии" (Прага, 1993; Прага, 1995; Прага, 1999), конференции AAPG (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Солт-Лейк-Сити, 1998; Нью-Орлеан, 2000, Санкт-Петербург, 2001), конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке», (Москва, 2001), международная конференция "Древняя нефть - новая энергия" (Каир, 2002), форум «ТЭК России: региональные аспекты» (Санкт-Петербург, 2003), конференция EAGE (Ставангер, 2003).

За цикл работ по теме "Особенности вторичных изменений терригенных отложений севера Западной Сибири в связи с выявлением нетрадиционных объектов для поисков нефти и газа на больших глубинах" диссертантом получена премия имени Калицкого (1989 г.). За доклад "Моделирование процессов формирования и сохранения коллекторского потенциала глубокозалегающих пород Западной Сибири на основе компьютеризированного банка литолого-петрографических данных" награжден серебряными медалями на конгрессах "Математические методы в геологии" (Прага, 1995, 1999 гг.).

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Шиманский, Владимир Валентинович

Выводы.

1. Нижне-среднеюрские отложения шеркалинской свиты, залегающие на выветрелых породах и их корах выветривания кристаллического фундамента на Красноленинском своде (горизонты Ю ц и Юю), содержат h наибольшее количество кварца (70 - 93%) и относятся к мономинеральным кварцевым и олигомиктовым кварцевым — граувакково-кварцевым песчаникам. В Уватском районе в горизонте Юю песчаники олигомиктовые кварцевые, иногда с прослоями полевошпатовых граувакк. На Сургутском своде шоколадно-коричневые ожелезненные глины с гематитом и сидеритом с песчаной примесью состоят из каолинита, хлорита и смешаннослойных гидрослюд - монтмориллонита. Состав нижне-среднеюрских пород свидетельствует о сильном влиянии на их состав подстилающих выветрелых пород фундамента.

2. Отложения тюменской свиты нижнетюменской подсвиты на Красноленинском своде (горизонты Ю9 и K)g) относятся к полимиктовым песчаникам — полевошпатовым грауваккам (обломки пород составляют 3540%). Породы среднетюменской свиты (горизонты Ю7 и Юб ) близки по содержанию породообразующих минералов к нижнетюменской подсвите. В верхнетюменской подсвите на Красноленинском своде (горизонты Ю5-2) песчаники аркозово-кварцевые (олигомиктовые кварцевые) и аркозовые (граувакковые аркозы). В Уватском районе (горизонт Ю2.з) песчаники по составу в широком диапазоне - аркозово-кварцевые (олигомиктовые кварцевые), граувакковые аркозы (аркозы) и полевошпатовые граувакки (граувакки). Связь с переотложенными продуктами в значительной мере утрачивается.

3. Шельфовые пласты Восточно-Уренгойской зоны (БУ16-19) по составу песчаников относятся к аркозовым — граувакковым аркозам. Ачимовские песчаники той же зоны близки по составу шельфовым пластам - аркозовый — граувакковый аркозовый. Аналогичный состав ачимовских песчаников на Сургутском своде. В Уватском районе состав песчаников менее однороден, преобладают аркозовые разности — граувакковые аркозы, отмечаются также граувакково-кварцевые песчаники (олигомиктовые разности) и полевошпатовые граувакки (граувакки). Минеральный состав пород Уватского района свидетельствует о поступлении некоторого количества более выветрелого материала из источников сноса.

1.3.Нефтегазоносность

Западно-Сибирский бассейн - один из богатейших в мире по запасам углеводородного сырья, он является основным источником УВ в России. Запасы нефти промышленных категорий составляют 74,6% от общих по России (Геология., 2000). По данным (Вчера.,1995) к 1994г. выявлено 585 нефтяных, газонефтяных, нефтегазоконденсатных, газовых и других месторождений. В Западно-Сибирском НГБ отмечается широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности от девона до верхнего мела (турон) включительно. Более 95% всей добытой нефти в Западной Сибири извлечено из неокомского комплекса Среднеобской НГО (Геология.,2000). Особое внимание в последние годы уделяется ачимовскому комплексу, в котором уже открыты уникальные месторождения - Приобское нефтяное и Восточно-Уренгойско-Самбургское нефтегазоконденсатное - и велики перспективы новых открытий.

В тектоническом плане Западно-Сибирский бассейн является плитой (мегасинеклизой), которая вместе с Уральским хребтом, Енисейским и Таймырским кряжами, Алтае-Саянской и Казахстанской складчатыми областями входит в состав северной части Урало-Монгольской молодой эпигерцинской платформы, сформировавшейся в мезозое на месте Урало-Монгольского рифейско-палеозойского подвижного пояса (Нефтегазоносные., 1994).

Общепринятым в настоящее время является нефтегеологическое районирование Западно-Сибирского НГБ, осуществленное коллективом авторов в 1994 году (Нефтегазоносные., 1994). В пределах бассейна выделяется 10 нефтегазоносных областей: Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская, Ямальская, Гыданская, Пур-Тазовская и Надым-Пурская.

Район исследований включает следующие нефтегазоносные области: Фроловскую, Среднеобскую, Каймысовскую и Надым-Пурскую.

Общеизвестно, что в составе нефтегазоносного комплекса необходимо наличие как проницаемой части - резервуара, так и непроницаемой перекрывающей - флюидоупора. На основании этого положения в осадочном чехле Западно-Сибирского бассейна выделяется два нефтегазоносных мегакомплекса: палеозойско-юрский и мел-сеноманский (Нефтегазоносные., 1994). Флюидоупор юрского мегакомплекса включает абалакскую, тутлеймскую, фроловскую, баженовскую, марьяновскую и яновстанскую свиты. В качестве региональных, зональных и локальных флюидоупоров могут быть выделены тогурская и родомская пачки, а также нижняя подсвита васюганской свиты. Мел-сеноманский нефтегазоносный мегарезервуар перекрыт сложно построенным верхнемеловым-палеогеновым межрегиональным флюидоупором. Это глины алымской, ханты-мансийской свит и их возрастных аналогов. Зональными и локальными флюидоупорами являются непроницаемые глинистые части клиноформ и трансгрессивные пачки глин.

В работе принимается выделение нефтегазоносных комплексов мезозойской части платформенного чехла Западно-Сибирской плиты на следующие: нижнеюрский, среднеюрский, васюганский, ачимовский, неокомский, аптский и сеноманский (Геология., 2000).

В нижнеюрском НГК в отложениях шеркалинской и тюменской свит открыто Талинское нефтяное месторождение, которое приурочено к депрессионной зоне между Красноленинским сводом и Шаимским мегавалом. Основные продуктивные пласты КЖю и ЮКп представлены песчано-гравелитовыми породами аллювиально-пролювиального генезиса. Они образуют литолого-стратиграфическую залежь, протягивающуюся вдоль западного крыла Красноленинского свода с севера на юго-юго-восток на несколько десятков километров. Дебиты нефти изменяются от 35 до 50 м /сут. Высокоемкие породы-коллекторы развиты в центральной, наиболее погруженной, части «желоба». Открытая пористость составляет 17-20%, поровая проницаемость до 500-3500 мд.

В среднеюрском НГК открыты залежи нефти на Каменной и Ем-Еговской, Пальяновской, Талинской и Красноленинской локальных структурах. Открытая пористость песчаников изменяется от 12 до 27%, поровая проницаемость составляет 120 мд. Дебиты нефти достигают 320 м /сут. Залежи являются литологически экранированными.

На Салымском нефтяном месторождении продуктивный пласт Ю2 представлен глинисто-алевролитовыми породами с линзами песчаников. Дебиты нефти превышают 150 м /сут., газа - 7 млн м /сут. Ловушка литологически экранированная, залежь массивная.

На Федоровском нефтяном месторождении залежь в пласте Юг представлена сложным чередованием песчаников, алевролитов и глин. л

Дебит нефти достигает 4 м /сут., залежь пластово-массивная, литологически экранированная.

В васюганском НГК в пласте K)i открыта залежь нефти на Самотлорском месторождении. Она занимает всю площадь месторождения. л л

Дебиты нефти составляют от 10 до 80 м /сут., газа-до 4 тыс. м /сут. Ловушка литологически и стратиграфически экранированная, пластово-массивная.

В пределах Первомайского нефтяного месторождения залежь нефти обнаружена в пласте Ю|, сложенном песчаниками и алевролитами. Дебит л нефти составляет 60-90 м /сут. Ловушка сводовая, пластовая.

Резервуаром залежи в пласте K)i Верхнетарского нефтяного месторождения является пачка песчаников и крупнозернистых алевролитов с прослоями аргиллитов. Открытая пористость изменяется от 14 до 20%, поровая проницаемость от 3 до 11 мд. Дебиты нефти составили от 50 до 160 м /сут. Залежь сводовая, пластовая.

На Крапивинском нефтяном месторождении пласт IOi является основным продуктивным объектом. Дебиты нефти меняются от 7 до 300 м3/сут. Пласт IOi представлен песчаниками кварц-полевошпатовыми и кварцевыми разной степени отсортированности. Открытая пористость изменяется от 12 до 20%, поровая проницаемость от 45 до 300 мд. По типу ловушки — это залежи пластового типа, экранированные.

Залежи нефти на Игольско-Таловом месторождении приурочены к пласту Ю] васюганской свиты. Залежь нефти в пласте К) / имеет вогнутую в северном направлении подковообразную форму широтного простирания. Литологически пласт IOi сложен мелкозернистыми, реже средне- и крупнозернистыми полимиктовыми песчаниками. Открытая пористость изменяется от 11 до 25%, поровая проницаемость от 4 до 100 мд. Залежь нефти пластовая, сводовая, частично литологически экранированная.

Залежь горизонта IOi на Уренгойском месторождении приурочена к пласту песчаников и алевролитов васюганской свиты. Залежь нефтяная малодебитная, пластово-массивная, сводовая.

В ачимовском НГК в Надым-Пурской, Среднеобской и Каймысовской НГО открыты месторождения Конитлорское, Малобалыкское, Кальчинское, Тевризское, Уренгойское, Северо-Самбургское и др.

На Федоровско-Сургутском нефтяном месторождении продуктивны пласты в ачимовской пачке (БС^) и неокоме (БСю-БС^ АС9.4). Дебиты нефти 4-200 м /сут., газа 285-405 м /сут. Залежи пластовые сводовые, осложненные стратиграфическими экранами (Геология., 1996).

В Восточно-Уренгойско-Самбургской зоне в отложениях ачимовского комплекса открыта гигантская газоконденсатнонефтяная суперзалежь (Нежданов и др., 2000) нефтяные и нефтегазоконденсатные. На Уренгойском местрождении обнаружена преимущественно газоконденсатная залежь, а на Северо-Самбургском, Непонятном, Ямбургском и других — залежи нефти. Типы залежей литологические, структурно-литологические и литологически экранированные. Открытая пористость ачимовских песчаников составляет 13-23 %, поровая проницаемость от 0,25 до 27 мд (Стасюк и др., 1999). Трещинная проницаемость от 1,5 до 4-7 мд. Дебиты газоконденсата превышают 500-700 тыс. м /сут. Тип коллектора сложный порово-трещинный и трещинно-поровый.

На Варьеганском нефтегазоконденсатном месторождении в ачимовских отложениях (БВ^БВз0, БВ22) открыта нефтяная залежь.

Во Фроловской НГО на Приобском месторождении основными продуктивными комплексами являются пласты АСю-12» которые отождествляют с песчаниками ачимовской толщи. Песчаники мелкозернистые полевошпатовые, хорошо отсортированные. Залежи литологического типа. Дебиты от 50 до 118 м3/сут. (Геология., 1996).

1.4.Основные этапы формирования юрско-раннемелового ЗападноСибирского палеобассейна

Осадочный чехол Западно-Сибирской плиты образуют мощные мезозойско-кайнозойские плитные комплексы, которые подразделяются на нижний в составе среднего триаса-средней юры (без келловея), средний в составе средней (келловей)- верхней юры, мела и палеогена и верхний в составе эоцена-квартера.

В конце среднего-позднем триасе на территории Западной Сибири был сформирован крупный седиментационный бассейн (Геология., 2000). Западные, южные, центральные и юго-восточные районы представляли собой приподнятую сушу-плато, подвергавшуюся денудации. Осадконакопление происходило в отдельных межгорных впадинах.

В ранне- и среднеюрском бассейне Западной Сибири осадконакопление осуществлялось в трех фациальных зонах: Ямало-Гыданской (морской), Обь-Тазовской (переходной) и Обь-Иртышской (континентальной) (Геология., 2000).

В начале юрского периода в шеркалинское время (геттанг-синемюр-плинсбах) всхолмленная денудационно-аккумулятивная равнина занимала большую часть Западно-Сибирской плиты (Геология., 1975). Области денудации были расположены на юге и юго-западе в Обь-Иртышской фациальной зоне. Осадконакопление осуществлялось в отдельных изолированных впадинах и погруженных участках рельефа, где накапливались озерно-аллювиальные и болотные песчано-глинистые осадки. Низменная денудационно-аккумулятивная и аккумулятивная равнины примыкали к морскому бассейну. Гумидный климат способствовал развитию разветвленной речной сети. Мелководно-морской опресненный бассейн существовал на северо-востоке и севере Западной Сибири.

По мнению З.Ю. Сердюк (1992), в раннеюрское время палеорельеф, представленный холмогорьями и обширными увалами, интенсивно разрушался, формируя элювий, делювий, пролювий. На склонах и у подножья положительных форм рельефа происходило накопление грубых, плохоотсортированых и плохоокатанных алеврито-песчаных, гравийно-песчаных и галечно-гравийных пород (делювий-пролювий), фациально замещающихся алеврито-глинистыми отложениями с пластами углей и углистых аргиллитов (фации пойменно-болотная, озерная). К отрицательным формам доюрского рельефа приурочены фации зарождающихся русел палеорек, представленные глинисто-алеврито-песчано-.гравийными породами. Зоны максимального распространения аллювиальных фаций располагались в наиболее погруженных частях.

На месте трогообразной долины, существовавшей между выступами палеозойских пород происходило накопление отложений шеркалинского горизонта за счет размыва древних кор выветривания. Активная динамика водной среды в ингрессивные этапы приводила к переотложению и переработке континентальных, делювиально-пролювиальных и аллювиальных песчаных осадков.

В раннем тоаре в результате крупной трансгрессии моря на большей части Западной Сибири происходит накопление глинисто-алевритовых илов (тогурская и радомская пачки) в мелководно-морских условиях. Глубоководные условия существовали в северных районах ЗападноСибирской плиты. На юге Сибири осадки накапливались в засолоняющихся озерах и на аллювиальных равнинах (Геология., 2000)

В аалене, байосе и позднем бате в Обь-Иртышской фациальной зоне осадки накапливались в континентальных условиях с аккумулятивными ландшафтами с широким развитием озерных, пойменно-болотных и русловых фаций (Мухер, Ясович и др., 1977; Сердюк, 1992) В байосе начинают прослеживатся речные долины. В восточных районах доюрский рельеф был приподнят, здесь в аалене и раннем байосе накапливались делювиально-пролювиальные отложения. В более позднее время, когда наметилась тенденция к погружению отдельных структурных элементов, накапливались отложения пойменно-болотных и русловых фаций.

В скважинах Обь-Иртышской фациальной зоны при сравнении типовых электрометрических моделей с кривыми ПС отложений ааленского яруса, было выявлено, что это русловые отложения меандрирующих рек. В ааленское время происходит заполнение неглубокой палеодолины на месте "шеркалинского трога" аллювиальными осадками. Повсеместное развитие песчаных осадков объясняется небольшой расчлененностью рельефа и активным меандрированием речного русла. Широкое углепроявление происходит по мере заполнения палеодолины осадками, образованными при подъеме уровня грунтовых вод и заболачивании территории.

По сравнению с раннеааленским временем палеорельеф на начало формирования байосских отложений становится еще более выровненным. Палеодолины становятся слабо выраженными в рельефе. Несмотря на слабую расчлененность рельефа, алеврито-песчаные породы пластов ЮКб, ЮК5 приурочены к этим поднятиям.

Формирование песчаных отложений байосского яруса, происходило при средних гидродинамических режимах среды седиментации, о чем свидетельствуют результаты палеогидродинамических реконструкций. По форме кривой ПС песчаные отложения ЮКб и ЮК5 можно идентифицировать или с аллювиально-русловыми образованиями или с осадками трансгрессивного бара, где в начальный этап их формирования происходит накопление грубозернистых осадков, а по мере развития трансгрессии происходит снижение динамической активности среды седиментации и отложение более тонкозернистых осадков.

Отложения байосского и батского ярусов характеризуются большей фациальной изменчивостью. Это связано с малой расчлененностью рельефа на момент образования этих отложений, когда даже при минимальном подъеме уровня моря, морские условия могли распространяться на обширные территории. Нестабильные условия седиментогенеза привели к частому чередованию в разрезе исследуемых ярусов однотипных пород как континентального, так и переходного (прибрежно-морского) генезиса.

Песчаные отложения байосского и батского ярусов по сравнению с нижележащими аналогами более мелкозернисты. Формирование их происходило при более низких энергиях среды седиментации, чем для отложений ааленского яруса. В отличие от последнего, песчаные тела байосского и батского ярусов приурочены к палеоподнятиям. Их образование могло быть связано с поступлением обломочного материала с подводного берегового склона или за счет перемыва нижележащих континентальных пород. В целом отложения байосского и батского ярусов можно сопоставлять с прибрежно-морскими фациями (лагуны, заливы, бары).

В конце средней - начале позднеюрской эпохи в результате крупной трансгрессии обстановки глубоководного осадконакопления распространились с севера в западную часть плиты. Морской бассейн занимал большую часть территории Западной Сибири. Крупная лагуна располагалась в заливе, образованном Северо-Сосьвинском полуостровом и Уральской сушей. На юге и юго-востоке море сменялось прибрежно-аккумулятивной равниной (Геология.,2000). Суша располагалась по обрамлению бассейна.

В раннем оксфорде морской бассейн обмелел на юге и юго-востоке, причем площадь его увеличилась. В позднем оксфорде наиболее глубоководная часть моря располагалась на территории Надымской и Ханты-Мансийской впадины.

В кимериджский век произошла новая трансгрессия моря. На северо-западе существовало теплое море. Вдоль восточной зоны севера Березовского района, в южной его части и на большей части Шаимского района располагалась зона относительно глубокой части шельфа. В южной, юго-западной и северо-восточной частях моря преобладали обстановки прибрежного мелководья. В центральной части плиты существовал глубокий бассейн. В конце киммриджского века вновь произошло резкое обмеление моря.

В волжский век произошло значительное увеличение площади морского бассейна. Глубоководный морской бассейн располагался в центральной части Западно-Сибирской плиты и протягивался на север, где соединялся с северными морями через пролив между Новой Землей и Таймыром. В глубоководном бассейне накапливались существенно биогенные планктоногенные кремнисто-глинистые осадки, впоследствии превратившиеся в высокобитуминозные аргиллиты баженовской свиты. На его обрамлении преобладали обстановки мелководно-морского осадконакопления. В берриасский век произошел подъем западного склона Сибирской платформы и северо-запада Алтае-Саянской области, что создало условия для поступления больших масс песчано-алеврито-глинистого материала в глубоководный бассейн (Геология., 2000) и формирование клиноформных отложений неокома. Наиболее глубокая часть бассейна была расположена во Фроловской НГО.

Единой точки зрения на условия формирования неокомских отложений, несмотря на многочисленные исследования, до настоящего времени нет. Сформировались две основные модели строения неокома. Согласно первой модели, в условиях морского мелководья происходило характерное для платформ субгоризонтальное осадконакопление неокомских отложений (Брадучан, 1973; Еханин, Шпильман, 1978 и др.). Вторая - клиноформная косослоистая модель строения толщи неокома была предложена A.JI. Наумовым в 1976 году. Впоследствии модель АЛ. Наумова была принята многими исследователями и развивалась в работах Ю.Н. Карогодина (1980), Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчана, А.А. Нежданова (1994; 2000), Т.М. Онищука, Л.Я. Трушковой (1997) и др. Согласно данной модели, неокомские отложения включают в себя два региональных нефтегазоносных комплекса (НГК). Нижний, резервуары которого представлены ачимовскими алевропесчаными отложениями, имеющими авандельтово-турбидитный генезис, и верхний, сложенный циклическим чередованием песчаных пластов и аргиллитовых пачек. Отложения верхнего НГК имеют мелководно-морской генезис. Они откладывались на шельфовых террасах с градиентом наклона 1-3 м/км. В совокупности неокомские отложения формируют клиноформную толщу, мощностью около 500 м. Данная модель позволила разрешить многие вопросы и противоречия, возникшие при исследовании отложений неокома, в частности, возрастное скольжение шельфовых пластов в западном направлении от валанжина до готерива.

Первоначально термин «клиноформа» был применен Дж. Ричем для обозначения фациальных условий осадконакопления в пределах континентального склона. Но термин быстро приобрел морфологическое значение и более широкие фациальные рамки как в отечественной, так и в иностранной литературе (Седаева, 1989). Большинство исследователей под клиноформными отложениями понимают циклически построенную толщу заполнения глубоководного бассейна путем бокового наращивания континентального склона. Отдельные клиноформы представляют собой результат единичного регионального цикла осадконакопления и подразделяются на части: шельфовую (ундоформа по Ричу), склоновую и подножия шельфового склона (фондоформа). Всего в Западно-Сибирском бассейне выделяется до 18 субрегиональных седиментационных циклов, с которыми связываются самостоятельные ачимовские алевропесчаные тела (Нежданов, 2000).

Палеографические данные свидетельствуют, о том, что во время отложения осадков, сформировавших куломзинский горизонт, большая часть территории Западно-Сибирской равнины была покрыта морем, а суша располагалась в виде узких полос вдоль современных границ равнины. Именно в это время и несколько позже в отложениях куломзинской, ахской, мегионской и фроловской свит сформировались ачимовские алевропесчаные тела.

Неокомский комплекс отложений в общем плане имеет регрессивную направленность, характеризуемую весьма значительным поступлением песчано-глинистого материала из области сноса. В этих условиях основным средством транспортировки осадков являлись реки. Учитывая то, что шельфовые террасы имеют небольшую ширину (в среднем первые десятки километров), роль авандельтовых течений в шельфовой части бассейна была существенной.

Накапливающиеся в основании склона (фондоформная часть клиноформы) ачимовские песчаники тяготеют либо к подножию положительных структур, либо ко впадинам, где аккумулируется зерновой материал. Наилучшие коллекторы формировались перед барьерами на пути транзита зернового материала (на склонах палеоподнятий). Снос обломочного материала осуществлялся разного рода гравитационными течениями (преимущественно турбидитными). Влияние на формирование фондоформы оказывали также глубоководные вдольсклоновые течения (Наумов, 1982, Кунин, и др. 1969). гз

В Западно-Сибирском бассейне в последние годы фонд крупных антиклинальных структур в значительной степени исчерпан, и открытия новых месторождений связаны, в основном, с неструктурными ловушками УВ. Анализ типов открытых залежей УВ в отложениях юры и нижнего мела показывает, что около 30-50% залежей УВ сосредоточено в ловушках неантиклинального типа (Трушкова, 1989; 1995; Будников и др., 1989).

Если под ЗНГН понимать систему генетически и территориально связанных между собой ловушек углеводородов (Бакиров, 1982; Самсонов, Золотов, Лебедев, 1986), то прогноз неструктурных ЗНГН, следовательно, будет заключаться в прогнозе зон концентрации ловушек углеводородов, сформированных в единых фациальных условиях.

Ловушка — это экранированная часть природного резервуара, в которой движение нефти и газа под действием гравитации обеспечивает накопление и сохранение УВ. Под природным резервуаром понимается естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов (Брод, Еременко, 1968). Главной задачей при изучении природных резервуаров является выяснение его строения, распределение в разрезе и по площади его основных элементов - толщ коллекторов с вмещающими их слабопроницаемыми породами.

В юрских отложениях ловушки связаны с пролювиально-делювиальными (осыпи, эрозионные отложения), аллювиальными (врезы речных русел, речные косы, песчаные накопления дельтовых протоков) и с прибрежно-морскими фациями (Будников и др., 1989, Сидоренков, 1978). В клиноформных отложениях неокома обычно выделяют три основные группы ловушек: шельфовые, склоновые и глубоководные (A.M. Жарков 2001, Н.С. Окноваидр., 1999).

2.1.Формирование неструктурных ловушек в континентальных и переходных условиях

2.1.1.Континентальные конуса выноса и оползни

Оползни, конуса выноса в аллювиально-пролювиальных и пролювиальных отложениях возникают в результате деятельности сезонных потоков и характеризуются плохой сортировкой, латеральной и вертикальной невыдержанностью вещественного состава на коротких расстояниях (Цитологические., 1978). Все типы конусов выноса образуются там, где река или гравитационный поток выходят из тесной долины или ущелья в аллювиальную равнину, бессточную водосборную впадину или водоемы со стоячей водой: моря и озера (Обстановки., 1990). Выделяют два типа конусов выноса: речной (гумидный) и тектонически активных окраин впадин (семиаридный). Диапазон их размеров - от десятков метров до сотен километров.

Отложения речных конусов выноса при гумидном климате формируют мощные русловые комплексы, которые состоят из серии прислоненных, срезающих, пересекающих и вложенных друг в друга линз и рукавов, характеризующихся разным гранулометрическим составом и структурно-текстурными особенностями. В целом отмечается постепенное уменьшение отношение песчаной и глинистой фракций от проксимальных к дистальным частям конуса выноса.

Конуса выноса тектонически активных окраин наблюдаются преимущественно в семиаридном климате. В осадконакоплении большую роль играют гравитационные течения. Мощные клинья конусов выноса встречаются как в пустынях, так и в областях с большим количеством атмосферных осадков, если в области сноса имеется много мелкозернистого материала. Отложения характеризуются преобладанием песчаников и конгломератов с небольшим количеством мелкозернистых осадков. Как правило, мощные толщи конгломератов формируются и сохраняются при расчлененном рельефе и часто выполняют понижения в рельефе и впадины. Одновременно с общим проксимально-дистальным выклиниванием конуса происходит уменьшение мощности отдельных слоев и максимального размера зерен (Обстановки., 1990).

Коллекторские свойства отложений конусов выноса меняются на небольших расстояниях. Преобладают ловушки структурно-литологические и облекания, связанные со стратиграфическим или литологическим выклиниванием пород-коллекторов на склонах палеоструктур (табл. 2.1.1). Ловушки такого типа встречаются в шеркалинской (пласты Юю-п Талинской площади), тюменской и васюганской свитах (пласты K)i.2 Урненской, Усть-Тегусской площадей и др.).

2.1.2. Аллювиальные отложения

Погребенные речные системы включают комплекс отложений, сформированных водными потоками и перенесенных на значительные расстояния. Среди них можно выделить две основные фации: русловые и межрусловые или пойменные. Русловые отложения образуются путем латерального нарастания, а в образовании межрусловых преобладают процессы вертикального напластования (Обстановки., 1990). Разрез любой поймы состоит из русловых отложений, залегающих в его основании, и пойменных, его перекрывающих. Из-за миграции русла в разрезе аллювиальных долин отмечается чередование, сложное переплетение и латеральное замещение отложений плесов, перекатов, нестрежневых зон, пойменных отложений, каждые из которых отличаются гранулометрическим составом, формой и размерами. Точные границы между этими фациями определить сложно, так как переход из одной фации в другую осуществляется через промежуточные комплексы. Форма песчаного тела зависит от типа русла (степенью извилистости) и его поведением (стабильным или мобильным). Среди русловых отложений преобладает песчаный или алевритовый состав пород, наличие косой слоистости, рукавообразная форма залегания с плоской кровлей пластов и подошвой (Литологические., 1990).

В аллювиальных комплексах породами — коллекторами являются русловые песчаные тела. Морфология таких тел различна: от прямолинейной до ветвящейся, расщепляющейся и сливающейся. Пористость русловых отложений колеблется от 3-5 до 20%, проницаемость — от единиц до тысяч мд.

Основные генетические типы неструктурных ловушек юрских и нежнемеловых отложений Западной Сибири

Заключение

1. Установлены закономерности формирования и распространения коллекторов в ачимовских отложениях.

- Породы ачимовских седиментационных комплексов образованы в основной своей массе осадками, накапливаемыми за счет привноса разного рода течениями (главным образом, турбидитными) как зернового, так и глинистого материала в пределах шельфовой ступени и ее подножия, и за счет выпадения их из взвеси в морской воде. Наиболее перспективные ловушки с эффективным коллектором и значительным объемом связаны с глубокозалегающими песчаными телами, сформированными зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления. На трансгрессивном этапе мутьевые потоки формировали глинизированные, плохо отсортированные и незначительные по размеру алевропесчаные тела с низкими коллекторскими характеристиками.

- Внутренняя структура ачимовских песчаных пластов характеризуется наличием следующих фациальных зон: 1. Проксимальная часть турбидитной системы. Относительно крупнозернистые однородные песчаники с массивной текстурой. Формируются преимущественно зерновыми (высокоплотными) потоками в непосредственной близости от питающих каналов. 2. Средняя часть турбидитной системы. Алевропесчаные отложения с градационными текстурами. Формируются турбидитными (мутьевыми) потоками в срединной части конуса выноса (лопасти, сеть распределительных каналов, разнообразные насыпи). 3. Дистальная часть турбидитной системы. Отложения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами и являются промежуточными осадками зоны заполнения между конусами. Текстуры - тонкая прерывистая, беспорядочная. 4. Фации дна бассейна сложены глинами, глинистыми алевролитами. Характеризуются протяженной параллельной слоистостью или однородной структурой. Это осадки застойной области дна бассейна, зона заполнения между турбидитами.

- Наиболее распространенным и в ачимовских и в шельфовых пластах является сложный, порово-трещинный тип коллектора. Поровый тип коллектора по классификации А.А. Ханина относится к III и IV классам. Пористость частично или полностью связана со вторичной емкостью, образовавшейся в результате растворения, коррозии зерен и цемента, выщелачивания кальцитового цемента, перекристаллизации и преобразования глинистой и зерновой составляющих.

- Трещинно-поровый и поровый тип коллектора, как правило, приурочен к проксимальной части турбидитового комплекса, а порово-трещинный — к его средней и дистальной частям.

2. На основе комплексирования результатов палеоструктурного и палеодинамического анализов с данными МОГТ и ГИС построены прогнозные карты формирования первичного коллектора и литологических ловушек в клиноформах АС9, АСю, АСц.12> БС1.3, БС4.5 и БСб-7 для территории Уватского района. Всего было выделено 25 возможных литологических резервуаров, объединенных в Уватскую ЗНГН.

3. Уточнены модели строения резервуаров А43.4 (А415) и Ач5 (Ач^) и связанных с ними зон улучшенных коллекторов в клиноформном комплексе нижнего мела Уренгойского района. Судя по распределению тяжелой фракции и гранулометрических коэффициентов по площади, поступление зернового материала происходило с востока, юго-востока и иногда с юго-запада. Юго-западные локальные источники сноса могли проявляться во время регрессий, с которыми связано формирование крупных ачимовских алевро-песчаных тел. Следовательно, можно говорить о том, что значительная по масштабу регрессия могла привести к формированию в неокоме кратковременного частично замкнутого седиментационного бассейна в Восточно-Уренгойской зоне. В пользу этого свидетельствуют приведенные геохимические и палеонтологические данные опресненности палеобассейна.

4. Составлены карты и схемы распределения коллекторских характеристик, гранулометрических коэффициентов, фациальных обстановок осадконакопления в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской ЗНГН. Указаны участки, наиболее перспективные для размещения разведочных и эксплуатационных скважин. К ним отнесены области развития конусов выноса и песчаные тела, проработанные вдольсклоновыми течениями.

5. По материалам сейсмики, ГИС и изучения керна дан прогноз неструктурных ловушек в ачимовских песчаниках клиноформ BCg.9, БСю, БСц в районе Сургутского свода. Всего выделено 12 объектов, объединенных в Сургутскую ЗНГН.

6. Рассмотрены особенности накопления клиноформ АС 1.3 и АС4.6 Красноленинской зоны. Выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса — алевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в осевой части Ханты-Мансийского прогиба. Выделено семь перспективных объектов для поисков УВ скоплений, объединенных во Красноленинскую ЗНГН. В одном из них (Каменная площадь) получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыты новая залежь и новый нефтегазоносный комплекс.

7. Показана специфика формирования неокомских клиноформных отложений в осевой зоне бассейна седиментации: сокращение в трое поступающего в бассейн псаммитового материала; отсутствие сплошного площадного распространения шельфовых пластов; снос обломочного г s-s. материала в осадочный бассейн в сопоставимых размерах как с востока, так и с запада; отсутствие шахматного порядка распределения максимальных суммарных мощностей песчаников ачимовской толщи и др.

9. Уточнены условия осадконакопления отложений тюменской и шеркалинской свит на примере Красноленинского свода и Уватского района Западной Сибири. Разработана лито-генетическая модель Талинского месторождения нефти. Установлены закономерности размещения литологически-экранированных ловушек пластов КЖп, КЖю, ЮК29. Нефтеносность шеркалинского горизонта приурочена к зонам выклинивания песчаных пластов на бортах закартированного палеовреза. Выделены Красноленинская, Ютымско-Якуньяхская, Пихтовая ЗНГН.

12. Установлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000 м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины:

- избирательное выщелачивание кальцитового цемента;

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Шиманский, Владимир Валентинович, Санкт-Петербург

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра. 1982. 231 с.

2. Алексеева М.А., Каледа Г.А. О времени формирования нефтяных залежей в карбонатных коллекторах по эпигенетическим изменениям пород. // Геология нефти и газа. 1975. №9. С. 41-46

3. Аширов К.Б. Цементация приконтурного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. // Тр. Гипровостокнефть. 1959. Вып. 3. С. 163-174

4. Байдов Ф.К. и др. Нефтегазоносные осадочные бассейны геосинклинальных горноскладчатых систем и их эволюция.// Геология нефти и газа. № 11. 1985. С. 39-44.

5. Бакиров А.А. Геологические принципы районирования нефтегазоносных территорий // Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. М., Недра, 1976, с. 16-52.

6. Бакиров А.А. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления. М., Недра, 1982, 238 с.

7. Белкин В.И., Бачурин А.К., Строение и происхождение высокопроницаемых коллекторов из базальных слоев юры Талинского месторождения. // ДАН СССР. 1990. Т. 30. №6. С. 1414-1416

8. Боголепов К.В., Башарин А.К., Берзин Н.А. и др. Тектоника и эволюция земной коры Сибири. Новосибирск: Наука. 1988. 176 с.

9. Ю.Бочкарев B.C., Криночкин В.Г. и др. Особенности сейсмической записи MOB ОГТ при изучении доюрских образований. // Глубинное строение и структурно формационные зоны Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. С. 64-70.

10. П.Бочкарев B.C. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском районе и перспективы их нефтегазоносности. // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. 1995. С. 179-205.

11. Боярских Г.К., Казаков Д.Е., Нестеров И.Ч. и др. Березовский газоносный район. // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 40. Тюмень. 1971.

12. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. М.: Мир. 1975. 781 с.

13. Брехунцов A.M. и др. Проблемы картирования, индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М. 1999. С.2-13

14. Будников И.В., Гурари Ф.Г. и др. Нижне-среднеюрские осадочные бассейны Западно-Сибирской провинции и их нефтегазоносность. // Осадочные бассейны и нефтегазоносность, М., Наука, 1989, с. 12-20.

15. Будников В.И., Сысолова Г.Г. Открытие цеолитов осадочно-диагенетического типа в триасовых образованиях Сибири. // Основы проблемы литологии Сибири. Новосибирск. СНИИГГ и МС. 1982. С. 125-132

16. Булынникова А.А. и др. Елогуйская и Туруханская опорные скважины. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 68. 1973. 182 с.

17. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М: Недра. 1978 .

18. Венделыптейн Б.Ю. Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин методом естественных потенциалов. М.: Недра. 1960

19. Верба M.Jl. Баренцево-Северокарский мегапрогиб и его роль в эволюции Западно-Арктического шельфа // Геол. Строение баренцево-Карского шельфа. J1. 1985. С. 11-28

20. Верзилин Н.Н. К вопросу о классификации смешанных осадочных пород. // Учен. Записки Л. У. Вып. 12. Л. 1962. С. 123-133

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

22. Воллосович К.К. Связь нефтегазообразования с интрузивной деятельностью и некоторые вопросы генезиса платформенных структур. // Материалы по геологии и полезным ископаемым Северо-Востока Европейской части СССР. Сб. 8. Сыктывкар. 1976 С. 21-26

23. Воронов В.Н., Коркунов В.К., Ивашкеева Д.А. Новые перспективные нефтегазопоисковые объекты Западной Сибири. // Геология нефти и газа. № 12. 1998. С. 18-25

24. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России // Под ред. Н.А. Крылова. М. РАЕН. 1995. 447 с.

25. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений М.: Недра. 1984. 285 с.

26. Геологическая карта Урала со снятым покровом мезозойско-кайнозойских отложений./ Гл. редактор Соболев И.Д.1979.

27. Геология и полезные ископаемые России. Западная Сибирь. Т. 2. СПб. ВСЕГЕИ. 477 с.

28. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.2: Западно-Сибирская провинция/ А.К.Багаутдинов, С.Л.Барков, Г.К.Белевич и др.-М.: ОАО «ВНИИОЭНТ», 1996, 352 с.

29. Геология нефти и газа Западной Сибири. / Конторович А.Д., Нестеров Н.И., Салманов Д.К. и др. М.: Недра. 1975. 580 с.

30. Гольдберг И.С. Использование аналогии природных и технологических процессов деасфальтизации нефтей при изучении распространения твердых битумов в нефтегазоносных пластах. // Проблемы нефтелогического подобия. JI. 1978. С. 116-130

31. Граздиньский Р. и др. Седиментология. М. Недра. 1980. 640 с.

32. Грамберг И.С. и др. Нефтегазоносные толщи мезозойских прогибов севера Сибирской платформы. // Тр. АН СССР СО. 1981. Вып.513. С. 42-48.

33. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России. Автореф.дисс.докт.геол-минер.наук.,С-Пб, 1996,с.67.

34. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты). СПб., ВНИГРИ, 1995, 194с.

35. Гостинцев К.К., Гроссгейм В.А. К вопросу о классификации стратиграфических и литологических ловушек нефти и газа. // Тр. ВНИГРИ. Вып. 274. 1970. С.3-14

36. Дьяконова В.Г. О разломной тектонике Талинской площади и связи ее с нефтегазоносностью. // Геология нефти и газа. 1989. № 10. С.24-28

37. Еханин А.Е., Шпильман В.И. Выделение перспективных зон для поисков залежей нефти и газа в отложениях берриас-валанжина (ачимовская пачка) Западной Сибири. // Нефтегазовая геология и геофизика. №2, 1975.

38. Каледа Г.А. и др. Роль и место неантиклиналтных ловушек среди поисковых объектов на нефть и газ. // Тр. ВНИГРИ. 1978. Вып. 206. С. 5-14

39. Каретников Л.Г. Перспективы нефтегазоносности Тимано — Печорской провинции. Л. 1979.

40. Карнюшина Е.Е. Оценка катагенеза при литологических исследованиях нефтегазоносных бассейнов // Обзор. — геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1986 -50 с.

41. Карнюшина Е.Е. Формирование состава и свойств пород-коллекторов нефтегазоносных бассейнов в зоне катагенеза. Автореф. дисс.докт. геол-минер.наук, Москва, 1996, с.40.

42. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра. 1980. 241 с.

43. Конторович А.Э. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (Западно-Сибирский бассейн). Вып. 2. Новосибирск. 19941. PCX

44. Конторович B.A. История тектонического развития юго-восточных районов Западной Сибири в юрский период.// Геология нефти и газа. №1-2. 1999. С. 70-16.

45. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. АН СССР. ГИН. М. 1965. 312 с.

46. Королева Р.В., Лебедев Б.А. Реакции углекислых вод с породами и их роль в формировании емкости коллекторов нефти и газа. // Труды ВНИГРИ. Вып.293. 1971. С. 206-218

47. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Зоны эпигенеза в терригенном комплексе мезозойских и верхнепалеозойских отложений Западного Верхоянья. // Докл. АН СССР. 1955. Т. 103. №6. С. 1085-1088

48. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Проблемы эпигенеза. // Эпигенез и его минеральные индикаторы.//Тр. ГИН АН СССР. 1971. Вып. 221. С. 9-34

49. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков. Л.: ЛГУ. 1989. 132 с.

50. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С., Валицкий Ю.В. Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с использованием сейсморазведки MOB ОГТ./Геология нефти и газа, 1983, №5, с. 44-48.

51. Кунин Н.Я., Сапожников Р.Б. Строение юго-восточной окраины Прикаспийской впадины. // Геотектоника. 1968. №6. С. 91-94

52. Кунин Н.Я., Сапожников Р.Б. Тектоника и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений зоны Южноэмбинского гравитационного максимума по результатам региональныхгеофизических исследований. // Геология нефти и газа. 1969. №4. С. 3035.

53. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л., Недра, 1992. 239 с.

54. Лидер М. Седиментология М. Мир. 1986. 439 с.

55. Лисицын А.П. Процессы океанской седиментологии // Литология и геохимия. М., 1978, 391 с.

56. Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. М., Недра, 1978, 275 с.

57. Логвиненко Н.В. Морская геология. Л., 1980, 343 с.

58. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. М.: Высшая школа. 1984.416 с.

59. Логвиненко Н.В., Сергеева Э.И. Методы определения осадочных пород. Л.: Недра. 1986. 240 с.

60. Лукин А.Е. О перспективах нефтегазоносности зрозионныз форм палеорельефа в Днепровско Донецкой впадине. // Геология и нефтегазоносность зап. Обл. Европейской части СССР. М. 1974. С.79-84

61. Македонов А.В., Родный Н.И. Состав нижнепермских осадочных формаций Печорского каменноугольного бассейна. // Геохимия. 1967. С. 538-552

62. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа// под ред. М.Х.Булач. Л, 1989. 102 с.

63. Методическое руководство по выделению нефтегазонасыщенных пластов данными каротажа в полимиктовых отложениях мелового возраста Западной Сибири //Ахияров В.Х. Тюмень. 1981

64. Методические указания по комплексной интерпретации данных бокового каротажного зондирования, бокового и индукционного каротажа с учетом электрической неоднородности зоны проникновения. ВНИГИК. Калинин. 1982

65. Методы палеогеографических реконструкций. / Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Л.: Недра. 1984. 271с.

66. Мкртчан О.М., Филина С.И., Пуркина Э.М., Беденко Л.А. Особенности распределения залежей нефти в неокомских отложениях Западной Сибири в свете современно модели их строения // Зонынефтегазонакопления-главные объекты поисков, Л., ВНИГРИ, 1986, с.58-66.

67. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М., Наука, 1987 г. 126 с.

68. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра. 1984. 259 с.

69. Муромцев B.C. Палеогеографические реконструкции, картирование и прогноз песчаных тел-ловушек нефти и газа методами электрометрической геологии // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. М., Наука, 19896 с.147-156.

70. Наливкин В.Д., Сахибгареев Р.С. Литологические аспекты прямых поисков залежей нефти методами полевой геофизики. // Прогнозирование геологического разреза по геофизическим данным. Л. ВНИГРИ. 1982. С. 26-36.

71. Наумов A.J1., Онищук Т.М, Дядюк Н.П. и др. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1979. №8. С.15-19

72. Наумов A.J1., Онищук Т.М., Биншток Т.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень. 1977. С. 39-46

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

74. Наумов A.J1. и др. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловущек в неокомских отложениях севера Западной Сибири./// Геология и геофизика. №12. 1980. С. 117-122

75. Нежданов А.А., Пономарев В.А. и др. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М. 2000. 247 с.

76. Немченко Т.Н. Формирование залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах западных районов Среднего Приобья. Автореф.дисс. канд. геол-минер.наук, Москва, 2003, с.27.

77. Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Формирование бассейнов Западной Сибири в связи с эволюцией литосферы // Осадочные бассейны и нефтегазоносность, М., Наука, 1989. С.29-37.

78. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, вып.2. ЗападноСибирский бассейн/ А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др., под ред.А.Э.Конторовича, Новосибирск, 1994, 201 с.

79. Оленин В.Б. Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу, М., Недра, 1977, 224 с.

80. Онищук Т.М., Наумов A.JI., Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО // Геология нефти и газа. 1976. №6. С. 32-37

81. Осадочные бассейны и нефтегазоносность // Отв. Ред. А.А. Трофимук, В.С.Сурков. М.: Наука. 1989. 181 с.

82. Перозио Г.Н. О привносе вещества при эпигенезе. // Вопросы литологии и палеогеографии Сибири. Новосибирск. 1970. С. 69-73

83. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных пород юры и мела центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской низменности. М: Недра. 1971. 159 с.

84. Порфильев В.Б. Геологические аспекты нефтегазоносности фундамента (на примере Западной Сибири). // Особенности глубинного строения земной коры и теоретическое обоснование неорганического происхождения генезиса нефти. Киев. 1982. С. 5-135

85. Прозорович Г.Э., Валюженич З.Л. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти. АН СССР. 1966. Т. 168. №4. С. 893895

86. Прозорович Г.Э., Зарипов О.Г., Валюжевич З.Л. Вопросы литологии нефтегазоносных отложений центральных и северных районов ЗападноСибирской низменности. Тюмень. 1970. 188 с.

87. Пустовалов Л.В. Вторичные изменения осадочных пород и их геологическое значение. // О вторичных изменениях осадочных пород. М. 1956. С.3-53

88. Решения 5-ого МРСС по мезозойские отложениям ЗападноСибирской равнины. Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1991. 53 с.

89. Рогозина Е.А., Неручев С.Г., Успенский В.А. О месте и условиях проявления главной стадии газообразования в процессе погружения осадков // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1974. №9. С. 124-132

90. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа // Гранулометрический анализ в геологии. М. ГИН АН СССР. 1978. С.5-25

91. Ростовцев Н.Н. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 58. 1972. С. 164170

92. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра. 1961. 779 с.

93. Самсонов В.В., Лебедев Б.А., Пирятинский Б.Г., Черников К.А. Зоны нефтегазонакопления главные объекты поисков // Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поисков, Л.,ВНИГРИ, 1986,с.6-16.

94. Самсонов В.В., Пономарева Г.М. Условия генерации углеводородов в мезозойских контенентальных впадинах Забайкалья // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. Наука. 1989. С. 112-119

95. Сахибгареев Р.С. Особенности эпигенетических изменений пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского свода // Тр. Гипротюменьнефтегаза.1968. Вып. 8. С. 43-45

96. Сахибгареев Р.С. О генезисе пленочного хлоритового цемента песчано-алевритовых пород неокома центральной части ЗападноСибирской низменности. И Докл. АН СССР. 1970. Т. 195. №5. С. 11831185

97. Сахибгареев Р.С. О связи литологии и литогенеза с геофлюидодинамическими процессами (на примере доманика Русской платформы в аспекте формирования углеводородных скоплений). // Проблема геофлюдинамики. Тр. ВНИГИ. Вып. 287. Л. 1976. С. 47-68

98. Сахибгареев Р.С. О коррозии минералов нефтями и битумами. // Геология и геохимия горючих ископаемых. Вып. 50. Киев: Наукова думка. 1978. С. 22-24

99. Сахибгареев Р.С. Гидрофобизация песчаников на ранних этапах литогенеза, признаки ее проявления и значение для прогноза коллекторов. // Проблемы регионального и локального прогноза коллекторов. Минск: БелНИТРИ. 1983. С. 31-35

100. Сахибгареев P.C. Изменения коллекторов на водонефтяных контактах. АН СССР. 1983. Т. 271. №6. С. 1456-1460

101. Сахибгареев Р.С. Особенности изменения карбонатных коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей и прогноз нефтегазоносности. Л. ВНИГРИ. 1985. С. 85-93

102. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра. 1989. 260 с.

103. Сахибгареев Р.С. Актуальные вопросы нефтегазовой геологии Западной Сибири, пути и подходы к их решению. // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. Л.: Недра. 1991. С. 240-249

104. Сахибгареев Р.С. Об эпигенетических изменениях терригенных пород верхнеюрского продуктивного горизонта Трехзернового месторождения. АН СССР. Т. 174. №3. 1967. С.687-689

105. Сахибгареев Р.С., Геликеев К.Х. О выделении тектонических нарушений по аутегенным минералам на прмере пласта Б8 Мегионского месторождения нефти. // Докл. АН СССР. Т. 197. №2. 1978. С.427-430

106. Сахибгареев Р.С., Галикеев К.Х. Влияние разрывных нарушений на эпигенез глинистых минералов в нефтегазоносых отложениях неокома Западно-Сибирской низменности. // Литология и полезные ископаемые. №5. 1971. С. 108-119

107. Сахибгареев Р.С., Шиманский В.В. Литолого-минералогические показатели масштаба песчаных тел в ачимовских отложениях Западной Сибири // Проблемы оценки новых зон нефтегазонакопления восновных продуктивных толщах Западной Сибири. С-Пб. 1992. С.142-154.

108. Сахибгареев Р.С., В.В.Шиманский и др. Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской СГС. // Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь. 1996 С. 194-203.

109. Седаева К.М. О термине «клиноформа» // Бюл. МОИП. Отд. геология. 1989. Т.64. Вып. 1. С.62-65

110. Сейсмологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири // О.М. Мктрчан, Л.Л.Трусов, Н.М.Белкин, В.А.Дегтев // М.: Наука. 1987. 126 с.

111. Селли Р. Введение в седиментологию. М. 1981. 369 с.

112. Сердюк Г.П., Розин А.А. Образование гидрохимических аномалий в Западно-Сибирской плите под воздействием углекислого газа. // Новые данные по геологии и полезным ископаемым Западной Сибири. Новосибирск. 1963. С.28-36.

113. Сидоренков А.И. Фациально-палеогеографическая классификация ловушек выклинивания мезозоя Западной Сибири // Условия формирования ловушек нефти и газа неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западной Сибири, Тюмень, ЗАПСИБНИГНИ, 1978,с.З-14.

114. Смирнов А.В. Об изменении кварца в песчаных коллекторах нефтяных и газовых месторождений. // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Волго-Урапьской области. М. 1962. С. 14-171. Z.7'0

115. Справочник по геологии нефти и газа. СПб.: Недра. 1998

116. Справочник по литологии. Под ред. Вассоевича Н.Б. и др. М.: Недра. 1983.509 с.

117. Станкевич Е.Ф. К происхождению палеокарстовых коллекторов. // Геология нефти и газа. №7. 1974. С. 17-22.

118. Стоу Д.А. Морские глубоководные терригенные отложения // Обстановки осадконакопления и фации // под ред. Х.Рединга. М.; Мир, 1990. С. 140-194.

119. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т.2. М. АН СССР. 1962. 574 с.

120. Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны. // Материалы геолого-технического совещания. / Под ред. Брехунцова A.M., Кекуха С.Г., Бородкина В.Н. и др. Екатеринбург.: Путиведь. 1999. 288 с.

121. Сурков B.C. и др. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 1981 С. 141

122. Сурков B.C. Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 1986. С. 146

123. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятов В.П. и др. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири. // Геология и геофизика. Новосибирск. 1955. Т.36. № 6. С. 60-69

124. Сынгаевский П.Е. Сопоставление данных ГИС и бурения для построения некоторых моделей осадконакопления // Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности пород осадочного чехла. М., Иг иРГИ, 1990, 146 с.

125. Сынгаевский П.Е. Построение условных палеогеографических кривых по данным ГИС и керна // Математические методы анализа цикличности в геологии. Вып.5, М., Московский государственный Открытый Университет, 1992, 220 с.

126. Теодорович Г.И. К геохимии нефтеносных отложений Бугурусланского района и о перспективах поиска второго Бугуруслана.//Докл. АН СССР. Т. 42. №5. 1944. С.224-227

127. Хаин В. Е. Геотектонические основы поисков нефти. Баку: Азнефтеиздат 1954.

128. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений: Избр. тр. 1958-2000 гг. М., 2001. - 655 с.

129. Холодов В.Н. Типы катагенеза и осадочно-гидротермальное рудообразование // Подземные воды и эволюция литосферы. Т.1. Наука, 1985. С.226-253.

130. Холодов В.Н. и др. Об эпигенетической зональности уранового оруденения в нефтеносных карбонатных породах // АН СССР. Сер. геолог. №11. 1961. С. 50-63

131. Холодов В.Н., Недумов Р.И. Роль органического вещества на ранней стадии формирования «черных сланцев» // Седикахиты на разных этапах литогенеза. М.: Наука, 1982. С.135-147.

132. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А. Эпигенные минералы как показатели времени прихода нефти в песчаные промышленные коллектора. АН СССР. Т. 125. №5. 1959. С. 1097-1099

133. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород. Л.: Недра. 1987. 269 с.

134. Шепард Ф.П. Морская геология. Л., Недра, 1976.448 с.

135. Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. Тезисы докладов. С-Пб. 1998. С.63.

136. Шиманский В.В. Моделирование зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах // Перспективы развития иосвоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. С-Пб. 1999. С.204-211.

137. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных пород нижнего мела Западной Сибири. СПб.: "Недра", 2002 г. 97 с.

138. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных коллекторов в зоне ВНК на примере месторождений Западной Сибири // Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе. ВИНИТИ. № 1474-В90.

139. Шиманский В.В., Бакуев О.В. и др. К вопросу о глубинах формирования конусов выноса. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №2. 2003. С.11-20.

140. Шиманский В.В., Бакуев О.В., Хафизов С.Ф. Анализ нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода. Известия ВУЗов. Нефть и газ. №5, 2002. С. 104-109.

141. Шиманский В.В Белонин М.Д., Н.С. Окнова, A.M. Жарков. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Центрального Приобья. //Сборник материалов Форума «ТЭК России: региональные аспекты». С-Пб. 2003.С.79-81.

142. Шиманский В.В., Бородкин В.Н. Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны в связи с моделью их седиментации. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №№4-5. 2003. С.18-24.

143. Шиманский В.В., Брехунцов A.M. Закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2001. С. 141-148.

144. Шиманский В.В., Брехунцов A.M. и др. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны. //Геология нефти и газа №. 2003

145. Шиманский В.В., Трушкова Л.Я. Литологические резервуары в клиноформах неокома Западной Сибири — резерв прироста запасов углеводородов // Разведка и охрана недр. М. Недра. №6. 2000. С.28-33.

146. Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). СПб.: Недра, 2002. 191 с.

147. Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского НГБ. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2002. С. 109-117.

148. Шиманский В.В., Кос И.М.и др. Влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и размещение залежей углеводородов в Центральном Приобье. С-Пб. Недра. 2003. 118 с.

149. Шиманский В.В., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Концепция мультибассейнового развития нижнемеловых комплексов Западной Сибири // Геология нефти и газа, №6, 2002, с.28-32.

150. Энерглин У., Брили JI. Аналитическая геохимия. JI: Недра. 1975. 296 с.

151. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. 1981. Вып. 166. С.51-59.

152. Япаскурт О.В., Ростовцева Ю.В. и др. Исследование осадочных горных пород при составлении средне-и мелкомасштабных геологических карт нового поколения. Мет.реком. часть II, М., Изд-во МГУ,1998, 162 с.

153. Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Литогенез и факторы формирования глубинной пористости отложений триаса, нижней и средней юры Тюменской скважины. //Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь. 1996. С. 194-202

154. Bates С.С. Rational theory of delta formation. Bull. Am. Ass. Petrol. Geol. 1953, 37, p.2119-2161, 4.4, 6.3.1, 6.5.2.

155. Belonin Michael D., Shimansky Vladimir V. Conditions of Forming Stratigraphically Trapped Reservoirs Clinoform Complex, Western Siberia // Abstracts of International Petroleum Conference. Stavanger. 2003.

156. Belonin Michael D., Shimansky Vladimir V. Models of deep reservoir evolution an examples from oil fields of Urengoy zone, W. Siberia, and Kolva zone, Timan-Pechora, Russia. // AAPG Annual Convention Abstracts, Salt-Lake City, 1998.

157. Bouma A.N. Recent and Ancient turbidities and contourites. Trans. Gulf-Cst/ Ass. Geol. Socs., 22. 1972. P.205-221

158. Bouma A.H. Sedimentology of some Flisch Deposits: A graphic approach to facies interpretation, 1962, Elsevier, Amsterdam. 2.2.1, 3.6.1, 12.1.1, 12.3.4, pp.168.

159. Bouma A. H. & H. DeVille Wickens. Tanqua Karoo, Ancient Analog for the Fine-Grained Submarine Fans. 1994

160. Bouma A.H. & Stone C.G. (редакция) Fine-Grained Turbidite Systems, AAPG Memoir 72, SPE Special Publication # 68, 2000.

161. Bouma A.H., Normark W.R., Barnes N. E. (редакция). Submarine Fans and Related Turbidite Systems, 1985. Spinger-Verlag New York, Berlin, Heidelberg, Tokyo.

162. Browne G. H. & Slatt R.M., Outcrop and Behind-outcrop characterization of a late Miocene slope fan system, Mt. Messenger Formation, New Zwaland. AAPG Bulletin, v. 86, 2002.

163. CRATI Group, 1981. The Crati Submarine Fan, Ionian Sea. International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna.

164. Daniel J. Stanley & Gilbert Kelling. "Sedimentation in submarine canyons, fans and trenches", 1978.

165. Force Eric R., Eidel J. James, and Maynard J.Barry (ed.). Sedimentary and Diagenetic Mineral Deposits: a Basin Analysis Approach to Exploration. Reviews in Economic Geology, Volume 5, 1991.

166. Hesse R. & A. Rakofsky, AAPG 1992. "Deep-Sea Channel/Submarine-Yazoo System of the Labrador Sea: A New Deep-Water Facies Model".

167. Lowe D.R. Restricted shallow- water sedimentation of early flows: II Depositional models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents. J. Sedim. Petrol. 1982, 52 p.279-297.12.3.4.

168. Mutti E. Turbidite sandstones.Agip.Istituto di Geologia Universita di Parma, 1992 275p.

169. Ricci Lucchi, F., 1981. Contrasting the Crati Submarine Fan with California fans and models. International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna.

170. Ripley E.M. & Shaffer N.R. Organic matter and metal enrichment in black shales of the Illinois Basin, USA.

171. Roles of organic matter in sediment digenesis. / Edited by D.L. Gautier Tulsa. 1986.

172. Scholle P.A., Bebout D.G. & Moore C.H. (редакция) Carbonate Depositional Environments, AAPG Memoir 33, 1998.

173. Shimansky Vladimir.V. Modeling the process of forming and preserving the reservoir potential of West-Siberian deep rocks on the basis of computerized bank of lithological-petrographical data. // International section

174. Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1995. №MB13.

175. Weimer P., Link M. (редакция) Seismic Facies & Sedimentary Processes of Submarine Fans and Turbidite Systems, 1991.1. Фондовая литература.

176. Ананьева E.M. Анализ и обобщение региональных геофизических исследований, выполненных ГТГО "Уралгеология" в Зауралье и западной части Западно-Сибирской низменности с целью обоснования поисков нефтяных и газовых месторождений. Свердловск. 1986

177. БыковВ.Д., Сурков Ю.Н., Диденко И.И. Отчет о работе Толькинско-Етыпурской сейсморазведочной партии № 36X81-82 в Пуровском и Красноселькупском районах ЯНАО Тюменской области в зимний период 1981-82 г.г. Лабытнанги. 1983

178. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Тюменской области. / Отв. исп. А.А. Нежданов. Тюмень. 1996.

179. Глух В.Г., Белева Л.А., Заживило Г.И., Отчет о работе Пямалияхской № 11X80-81 и Умсейской № 16X80-81 сейсморазведочных партий в Надымском и Пуровском районах ЯНАО Тюменской области в зимний период 1980 81 г.г. Ханты-Мансийск. 1982

180. Гурский А.В. и др. Отчет Усть-Маньинской комплексной поисково-разведочной партии о результатах работ в пределах Апсинско-Леплинской депрессии в 1974-75 г.г.

181. Зарипов О.Г. Эпигенез и его влияние на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород продуктивных горизонтов неокома Среднего Прибоя. Авториферат диссертации. Тюмень. 1968. 20 с.

182. Изучение литолого-петрографического состава и коллекторских свойств мезозойских и палеозойских комплексов на территории деятельности НПГО. / Отв. исп. Сердюк З.Я. Новосибирск. 1993.

183. Носов A.M. Геологическая оценка нефтегазосырьевого потенциала // Технико экономические показатеи освоения лицензионных участков на юге Тюменской области. / Отчет ОАО СибНАЦ. Тюмень. 1999. Т.1

184. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфовых пластов неокома и ачимовской пачки в Уватской лицензионной зоне ОАО "НК "ЮКОС". / Отв. исп. А.А. Нежданов. Тюмень. 1998.

185. Оценка результатов ГРР и перспективы нефтегазоносности по району деятельности НПО "Тюменьнефтегаз". / Отв. исп. Ю.В. Щепеткин. Тюмень. 1992.

186. Плавник Г.И., Олейник Е.В. Неокомское оползневое тело Урьевско-Поточной площади Среднего Приобья.

187. Салькова Л.Ф., Шиян Б.И., Игошкин В.П. Отчет о работах ЮжноКомсомольской №4\81-82 сейсморазведочной партии в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области в зимний период 1981-82 г.г. Ханты-Мансийск. 1983

188. Тимофеев В.М. Отчет о работе сейсмической партии 7-8/64 MOB и КМПВ на региональных профилях XXII-A, XXII и ХХУв Актюбинской области Казахской ССР. ТГФ. Актюбинск. 1967

Информация о работе

Шиманский, Владимир Валентинович
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 2003
ВАК 25.00.12

Диссертация

Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы