WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«Бородкин Владимир Николаевич МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ, НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА АЧИМОВСКОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ...»

На правах рукописи

Бородкин Владимир Николаевич

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, ОЦЕНКА

ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ, НЕФТЕГАЗОВОГО

ПОТЕНЦИАЛА АЧИМОВСКОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА

СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка

горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Тюмень 2007

Работа выполнена в ОАО «Сибирский научно-аналитический центр» (СибНАЦ) и в Тюменском Государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный консультант: Лауреат Ленинской премии, доктор геолого- минералогических наук, член-корреспондент РАН, профессор И.И. Нестеров

Официальные оппоненты: Доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.П. Мясникова (ТюмГНГУ, г.Тюмень) Доктор геолого-минералогических наук, профессор В. И. Галкин (Пермский государственный технический университет, г. Пермь) Доктор геолого-минералогических наук В.П. Девятое (ФГУП СНИИГиМС, г. Новосибирск) Ведущее предприятие Всероссийский нефтяной научноисследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ), г. Санкт-Петербург

Защита диссертации состоится « 6 » марта 2007 г. в 15.30 часов на заседании диссертационного совета №Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) Адрес: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ, ауд.113



С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ Автореферат разослан «V/» января 2007 г .

Отзывы просим направлять по адресу:

625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ Б - mail: seismicstcbgipro. tvumen.ru

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент Т.В.Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные по запасам месторождения углеводородов (УВ) Западной Сибири, поисково-разведочные работы на нефть и газ ориентированы в основном на сложнопостроенные объекты, которые в большинстве своем относятся к неантиклинальным и комбинированным ловушкам и залежам УВ. Среди них ачимовский нефтегазоносный комплекс (НГК), связанный с низами неокома, стал привлекать особое внимание исследователей после открытия крупнейших по запасам углеводородного сырья залежей, выявленных именно в неантиклинальных объектах в пределах Восточно-Уренгойской зоны, приуроченной к центральной части севера Западной Сибири .

Прогнозирование на базе геолого-геофизических и литогенетических исследований зон, аналогичных Восточно-Уренгойской, создание оптимальных геологических моделей клиноформ ачимовского НГК является весьма актуальным .

В связи с вышеизложенным целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогнозирования перспективных зон в клиноформах ачимовского НГК севера Западной Сибири, разработка методов их прогноза с целью оптимизации поисково-разведочного процесса, оценки потенциальных ресурсов УВ по комплексу геологогеофизических данных .

Для достижения цели работы решались следующие задачи:



- создание стратиграфо-корреляционной основы геологической модели;

- изучение условий формирования пород-коллекторов ачимовского НГК на основании текстурного, палеонтологического, литологического и других анализов;

- картирование клиноформ ачимовского НГК по данным бурения и комплекса геолого-геофизических методов, характеристика их геологического строения и нефтегазоносности;

- характеристика типа коллекторов в отложениях ачимовской толщи;

- литолого-петрографическая характеристика и оценка влияния различных факторов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС) отложений ачимовского НГК;

- анализ фазового и физико-химического состава флюидных систем в связи с условиями формирования залежей УВ;

- оценка перспектив нефтегазоносности, углеводородного потенциала ачимовского НГК, выбор основных направлений геологоразведочных работ .

Научная новизна.

Впервые на основе комплексных геолого-геофизических, литолого-фациальных и геолого-геохимических исследований получены следующие результаты:

- усовершенствована теоритическая методологическая база сейсмогеологического моделирования строения ачимовского клиноформного комплекса, на основе которой уточнена детальная стратиграфическая схема неокома севера Западной Сибири;

- разработана теоритическая основа и осуществлены детальные литологофациальные реконструкции обстановок осадконакопления продуктивных клиноформных образований ачимовской толщи. Показано, что наиболее перспективными являются песчаные тела, связанные с зонами конусов выноса, сформированные турбидитными потоками, оползнями на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями. Исходя из модели формирования отложений толщи, автором представлен новый вариант индексации клиноформ ачимовского НГК;

- по результатам моделирования с использованием геофизических и литологических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах ачимовской толщи, дана характеристика их геологического строения и нефтегазоносности;

- на базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик произведено впервые районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями внутреннего строения клиноформ и нефтегазовым потенциалом;

- выявлены связи условий осадконакопления с литологическим составом, типом коллекторов, влиянием различных факторов на ФЭС пород, установлены петрографо-минералогические показатели глубоководных конусов выноса;

- впервые автором установлены закономерности фазовой зональности залежей УВ ачимовского НГК с учетом ряда геолого-геохимических факторов, которые явились основой прогноза фазового состояния углеводородного сырья в комплексе .

Защищаемые положения:





1. Новая методологическая основа моделирования геологического строения клиноформного комплекса неокома .

2. Модель формирования песчано-алевритовых пород и связанных с ними литологических и структурно-литологических ловушек в составе клиноформ, факторы, влияющие на пространственное их положение, особенности внутреннего строения и характер нефтегазоносное™ .

3. Литолого-петрографические характеристики и закономерности изменения ФЭС, фазового и физико-химического состава флюидных систем клиноформ ачимовского НГК .

4. Структура запасов и ресурсов углеводородного сырья ачимовского НГК и его нефтегазового потенциала. Главные зоны и направления геологоразведочных работ с целью подготовки запасов нефти, газа и конденсата .

Фактический материал. Представленная работа - результат многолетних исследований, начатых автором в производственных и научно-исследовательских организациях Тюменской области (Уренгойская НРЭ, ЗапСибНИГНИ) и завершенных в ОАО «СибНАЦ». Она основана на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1970 по 2006 гг., и включает региональные, площадные сейсморазведочные работы, данные глубокого бурения, лабораторные анализы керна и флюидов .

Практическая значимость. Исследования автора, выполняемые в рамках научных программ МинГео (ЗапСибНИГНИ), Министерства топлива и энергетики, администрации Ямало-Ненецкого АО (ОАО «СибНАЦ»), всегда были связаны с решением производственных задач, планированием и проведением геологоразведочных работ с целью воспроизводства минерально-сырьевой базы региона .

Результаты стратиграфических исследований реализованы в региональных стратиграфических схемах неокома (1991, 2003), а также в каталогах стратиграфических разбивок .

Карты строения и нефтегазоносности основных резервуаров неокома и изохронных им клиноформ ачимовской толщи, с выделенными структурнолитологическими, литологическими ловушками и залежами УВ севера Западной Сибири использовались при пересчете потенциальных ресурсов УВ (1993, 2003) и планировании геологоразведочных работ Главтюменьгеологией, газовыми и нефтяными компаниями (ООО «Уренгойгазпром», ОАО «Пурнефтегазгеология») .

По рекомендациям, выполненным под руководством автора или при его непосредственном участии, были открыты нефтегазоконденсатные залежи в ачимовской толще на Уренгойском месторождении (участие в процессе бурения скважин-первооткрывательниц №№ 95, 99) и к востоку от него (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986), а также на Радужном, Северо-Пуровском, Стерховом, Песцовом, Едейском поднятиях, проведена доразведка Уренгойского, Самбургского, Восточно-Уренгойского и др. месторождений. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в ачимовской толще заказывались ОАО «Пурнефтегазгеология»

(Тодыттзотинская впадина), ООО «Докон» (Усть-Ямсовейский участок), «Лукойл «Западная Сибирь» (Болыиехетская впадина), администрацией ЯНАО (южная часть Гыданской НГО) .

Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на международных симпозиумах, совещаниях и конференциях: «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века» (Санкт-Петербург, 2000 г.), «Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса» (Москва, 2000 г.), «Мирчинковские чтения» (Москва, 2001 г.), «Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ» (Москва, 2002 г.), «Российская Арктика: геологическая история, мирагения, геоэкология» (Санкт-Петербург, 2002 г.), AAPG (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Санкт-Петербург, 2001 г., Барселона, 2003 г.), «Древняя нефть - новая энергия» (Каир, 2002 г.), ЕАГО (Евро-Азиатское геофизическое общество) «Геомодель» (Геленджик, 2004 г.), а также симпозиуме «Поисково-разведочные работы на нефть в Китае в XXI веке»

(Ханджоу, 2002 г.) .

На всероссийских совещаниях и конференциях: «Тюменская сверхглубокая скважина» (Пермь, 1996 г.), «Критерии оценки нефтегазоносное™ ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2001 г.), «Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин» (Ярославль, 2001 г.) .

На межведомственных совещаниях по разработке Региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений (Тюмень, 1990, 2004 гг.;

Новосибирск, 2003 г.), на совещаниях «Пересчет потенциальных ресурсов УВ в ачимовском и неокомском нефтегазоносных комплексах севера Западной Сибири» (Тюмень, 2003, 2004 гг.) .

На региональных совещаниях: «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 1981 г.), «Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири» (Тюмень, 1986 г.), «Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири» (Тюмень, 1987 г.), «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья» (ТаркоСале, 1995 г.), «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (ХантыМансийск, 1998, 2001 гг.), «Природные, промышленные и интеллектуальные ресурсы Тюменской области» (Тюмень, 1999 г.), «Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны» (Тюмень, 1999 г.), «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо-, микроуровень» (Тюмень, 2000 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2002, 2004 гг.), «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003 г.), «Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя» (Новосибирск, 2006 г.), «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна» (Тюмень, 2006 г.), «Состояние, тенденция и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2006) .

На сессиях тюменского отделения Всесоюзного минералогического общества (Тюмень, 1980, 1982, 1983 гг.), на рабочих совещаниях Главтюменьгеологии и концерна «Тюменьгеология» по рассмотрению планов геологоразведочных работ на нефть и газ (Тюмень, 1980 - 1993 гг.), на совещаниях по направлению геологоразведочных работ и освоению сырьевой базы Ямало-Ненецкого АО (гг. Ноябрьск, Губкинский, Тарко-Сале, Новый Уренгой, Ямбург, Салехард, 1996 гг.), на выездных заседаниях Территориальной комиссии по подсчету запасов УВ (Салехард, 1997 - 2000 гг.) и др .

Публикации. Автором опубликовано 117 научных работ, по теме диссертации более 80, из них 23 в ведущих рецензируемых журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, рекомендованным ВАК .

Структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 370 страниц текста, включая 185 рисунков, библиография 218 наименований .

Благодарности. Автор выражает признательность своим коллегам и руководителям по многочисленным исследованиям, проводимым в ЗапСибНИГНИ и ОАО «СибНАЦ» .

Автор выражает глубокую признательность за требовательность и всестороннюю помощь при выполнении работы генеральному директору ОАО «СибНАЦ» A.M. Брехунцову. Особая благодарность моим коллегам, которые осуществляли обсуждение и практическую реализацию идей - B.C. Бочкареву, Н.П. Дещене, Н.А. Каримовой, М.Г. Михайловой, И.И. Нестерову (мл.), П.В. Пенягину, И.А. Плесовских, Н.М. Рубцовой, Т.Г. Фадюшиной, А.В. Храмцовой и др .

Содержание работы Введение Разработанная в конце 70 -х гг. прошлого столетия А.Л. Наумовым новая, косослоистая модель строения неокомских отложений легла в основу создания клиноформной модели ачимовской толщи. В соответствии с новой моделью строения толщи в 80 -х годах начали целенаправленно проводиться более детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ, которые в комплексе с данными бурения явились методической основой картирования границ площадного распространения клиноформ и связанных с ними литологических ловушек .

Сейсмогеологическому изучению регионального строения ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна, прогнозу и картированию ловушек и залежей УВ посвящены исследования А.Н. Бабурина, Н.М. Белкина, P.M. Бембеля, В.Н.Бородкина, В.С.Бочкарева, А.М.Брехунцова, В.А. Бененсона, И.А. Гавриленко, Е.А. Галаган, В.Я. Гидиона, Л.Ш. Гиршгорна, А.Н. Задоенко, В.П. Игошкина, В.А. Конторовича, В.А. Корнева, Н.Х.Кулахметова, В.И. Кузнецова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, И.И.Нестерова, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, В.Г. Смирнова, В.И. Соколова, B.C. Соседкова, Н.Н. Туманова, Л.Л. Трусова, СП. Тюнегина, В.П. Четвертных, В.И. Шпильмана, И.Л. Цибулина, Ю.А. Цимбалюка и многих других .

Первые открытия неструктурных или комбинированных ловушек в Западной Сибири совершались попутно при разведке антиклинальных структур. Однако исчерпание фонда крупных структурных ловушек и очевидная перспективность неантиклинальных объектов в ачимовской толще после открытия уникальных залежей УВ в пределах Восточно-Уренгойской зоны сделали их в восьмидесятые и последующие годы в пределах севера Западной Сибири одним из основных объектов исследования .

Условиями формирования, размещением и прогнозом неантиклинальных объектов Западной Сибири занимались М.Д. Белонин, М.М. Биншток, В.Н. Бородкин, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятое, СВ. Ершов, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, Н.Я. Кунин, Н.Х. Кулахметов, В.И. Кислухин, Б.А. Лебедев, О.М. Мкртчан, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, А.Л. Наумов, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, Т.М. Онищук, Н.Н. Ростовцев, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Л.Л. Трусов, Л.Я. Трушкова, Ф.З. Хафизов, Ю.В. Щепеткин, В.И. Шпильман, В.В. Шиманский и ДРВ связи с тем, что неструктурные ловушки зачастую приурочены к определенным фациальным обстановкам, важнейшей задачей в их прогнозе являются палеофациальные и палеогеографические реконструкции. Разработкой теоритических основ и методик реконструкций обстановок осадконакопления в разные годы занимались Н.Б. Вассоевич, И.С. Грамберг, В.А. Гроссгейм, Н.П. Запивалов, Ю.Н. Карогодин, Б.А. Лебедев, Н.В. Логвиненко, А.В. Македонов, B.C. Муромцев, Д.В. Наливкин, Н.С. Окнова, М.В. Проничева, Л.В. Пустовалов, А.Б. Рухин, В.В. Самсонов, Н.М. Страхов и др .

При характеристике типа коллекторов в ачимовской толще и при влиянии роли трещиноватости на коллекторские свойства использовались результаты исследований Л.П. Гмид и В.Е. Смехова (метод больших шлифов) .

Исследованием вторичных изменений осадочных пород, воздействием различных факторов на их коллекторские свойства занимались O.K. Баженова, О.Г. Зарипов, Б.А. Лебедев, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозорович, Р.С. Сахибгареев, З.Я. Сердюк, В.Н. Холодов, В.В. Шиманский, О.В. Япаскурт и др .

В работе рассмотрены закономерности изменения фильтрационноемкостных свойств пород, влияние различных факторов на их характеристики .

В конце прошлого - начале XXI столетия в России возобновились работы по регулярной переоценке прогнозных и потенциальных ресурсов нефти и газа, а также региональных стратиграфических схем территорий. В Западно-Сибирской провинции, в том числе и ее северной части, эти работы выполнялись впервые на новой геологической основе (переход от плоскопараллельной к клиноформной модели), представленной в работе .

Невыявленные ресурсы неокома севера Западной Сибири приурочены, главным образом, к клиноформным образованиям ачимовской толщи, при этом с ними связаны существенно более крупные залежи УВ .

К примеру, за прошедший 10-летний период после пересчета потенциальных ресурсов УВ севера Западной Сибири (1993 г.) в неокомском и ачимовском НГК открыто 41 месторождение, в том числе в прибрежно-мелководных пластах - 83 залежи, в ачимовских клиноформных образованиях всего лишь 13 залежей УВ .

Тем не менее при таком соотношении выявленных залежей УВ прирост запасов категории Ci и Сг условного топлива по неокому составил 1,59 млрд. т, по ачимовскому клиноформному комплексу - более 2,0 млрд. т .

Глава 1 Стратиграфо-корреляционная основа построения модели Как при подсчете прогнозных и перспективных ресурсов, так и при выявлении закономерностей пространственного размещения залежей УВ и их прогнозе важнейшей задачей является надежное разделение осадочного чехла на объекты исследования, которые контролировали бы процессы генерации и аккумуляции УВ. В качестве таковых большинством исследователей (Шпильман и др., 1972;

Мясникова, 1973; Конторович и др., 1975; Бакиров и др., 1976 и т. д.) выделялись нефтегазоносные комплексы, представляющие собой проницаемые толщи, перекрываемые сверху и подстилаемые снизу непроницаемыми породами (покрышками) .

Принципы выделения, классификации и особенности строения глинистых покрышек рассматривались в работах А.А. Бакирова (1972), Г.П. Мясниковой (1973), Г.Э. Прозоровича (1968), Б.В. Филиппова (1967) и др .

1.1 Номенклатура и классификация нефтегазоносных комплексов По площади распространения проницаемые комплексы аналогично выделяемым покрышкам над ними разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные .

При пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003) нами меловой региональный НГК был разделен на ряд субрегиональных НГК (надсеноманский, апт-альб-сеноманский, неокомский, ачимовский), в свою очередь, неокомский и ачимовский НГК - на подкомплексы (Бородкин, Брехунцов, Нестеров (мл.) и др., 2003). При выполнении более детальных исследований, связанных с локальным прогнозом нефтегазоносности, подкомплексы разделены на резервуары и клиноформы (зональные НГК). Под термином клиноформа в работе понимается только ее фронтальная часть (линзовидные образования ачимовской толщи фондоформа) .

1.2 Расчленение осадочного разреза на объекты исследования Для создания оптимальной геологической модели ачимовского НГК и расчленения его на подкомплексы с выделением и картированием образуемых им клиноформ главным условием является достижение однозначной корреляции прибрежно-мелководных и клиноформных образований по данным бурения и сейсморазведки. С этой целью в пределах исследованной территории сформирован каркас из серии субширотных и субмеридианальных региональных (№№ 19, 22, 25, 28, 31, 103, 106, 107 и т. д.) и композитных сейсмопрофилей, по линии которых автором выполнялась корреляция по системе замкнутых полигонов .

При корреляции разрезов скважин, помимо региональных и композитных сейсмопрофилей, палеонтологических, минералогических данных, использовались литолого-геофизические маркирующие горизонты, которыми являются выдержанные трансгрессивные глинистые пачки (Бородкин, Рысев, 1981) .

Анализ палеонтологических, литологических данных в комплексе с сейсморазведкой позволил уточнить синонимику пластов групп БС, БВ, БУ, БП и т. д. и изохронных им клиноформных образований (рис.1). Выполненные сейсмостратиграфические исследования явились основой расчленения ачимовского НГК на подкомплексы, кпиноформы и геопого-геофизического моделирования .

Глава 2 Существующие взгляды на геологическое строение ачимовской толщи Во второй главе приводится обзор имеющихся представлений на условия формирования отложений толщи, показано многообразие точек зрения на данную проблему .

Современной седиментологией (Bouma, 1962; Selly, 1976; М.: Лидер, 1986;

Стоу, 1990 и т. д.) разработана концепция турбидитных потоков, объясняющая механизм образования аквагенных кластических отложений на континентальном склоне относительно глубоководного бассейна .

В пользу относительной глубоководности отложений ачимовской толщи свидетельствует следующее:

–  –  –

Рис.1. Схема взаимоотношения прибрежно-мелководных и клиноформных образований неокома Западной Сибири (составили В.Н.Бородкин, И.И.Нестеров (мл.), 2004 г.)

- присутствие в захоронении большого количества раковин белемнитов, головоногих моллюсков, рыб; доминирующее присутствие ядер пелеципод, а не целых раковин, что свидетельствует об обстановках литификации осадка вблизи критических глубин карбонатонакопления;

- обилие текстур, характерных для турбидитных образований, формирование которых происходило в относительно глубоководных обстановках, отсутствие каких-либо индикаторов прибрежной, волновой переработки осадка;

- разница времен - Ato между ундаформными и фондаформными отражениями на сейсмических разрезах, что подтверждается палеобатиметрическими реконструкциями (Бородкин, Бочкарев, Мишульский, 1998) .

2.1 Условия формирования отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири Фациальный анализ выполнялся на примере клиноформы БП14АЧ15 (авторский вариант индексации; Бородкин, Брехунцов, 2003) в пределах ВосточноУренгойской зоны как наиболее охарактеризованной керновым материалом, в пределах южной части исследуемой территории в более региональном плане (от клиноформы БПб-бАчв до БП14АЧ15) .

Детальный текстурный анализ в комплексе с анализом толщин клиноформ позволил выделить серию конусов выноса - северный, центральный, южный, которые ранее выделялись по результатам геолого-геофизических исследований .

Каждый из конусов выноса формировался двумя-тремя независимыми турбидитными потоками, что подтверждается наличием в керне в различных частях клиноформы (в основании, в средней части и т. д.) поверхностей абразии .

Присутствие массивных текстур в разрезах скважин свидетельствует о том, что они вскрыли среднюю часть турбидитной системы, отвечающей основной части (по B.C. Муромцеву) конуса выноса. Наряду с типично турбидитными текстурами установлены разрезы скважин (Самбургская площадь, скв. 732, 673 Уренгойской площади и т. д.), представленные переслаиванием алевролитов, песчаников с преобладанием мелкой и тонкогоризонтальной слоистости, с раковинами двустворчатых моллюсков, аммонитов, с разнообразными трещинами. Породы сформированы за счет размыва северного и центрального конусов выноса вдольсклоновыми контурными течениями (контуриты) .

При создании седиментационной модели использовался также метод палеодинамических реконструкций, основанный на интерпретации данных гранулометрического анализа (Рожков, 1978) .


Сопоставление гранулометрических коэффициентов (асимметрия, эксцесс) со шкалой гранулометрической зрелости Г.Ф. Рожкова показывает, что для песчаников ачимовской толщи характерно заметное колебание значений гранулометрической зрелости - от незрелых до среднезрелых и зрелых, что свидетельствует о широком диапазоне динамического воздействия на осадок. Следует отметить, что зоны наилучших коллекторских свойств не совсем совпадают с ареалами наибольшей гранулометрической зрелости песчаников. Это свидетельствует о том, что значительное влияние на коллекторские свойства оказывают вторичные процессы и трещиноватость .

На основании электрометрических моделей фаций (Муромцев, 1989), данных гранулометрического, петрографо-минералогического и текстурного анализов в составе клиноформы БП14АЧ15 Восточно-Уренгойской зоны выделено несколько фациальных зон и типов разрезов турбидитной системы (проксимальная, средняя, дистальная части и дно бассейна) .

Завершая рассмотрение модели седиментации ачимовской толщи на примере клиноформы БП14АЧ15, можно сказать, что их образование связывают с поступлением к подножиям неокомских глинисто-алевролитовых склонов песчаноалевритового материала в виде турбидитных потоков различной плотности и оползней. Эти процессы генетически и пространственно связаны с областями разгрузки осадков, транспортируемых авандельтовыми системами .

2.2 Принципы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири Данная проблема затрагивалась многими исследователями на протяжении достаточно длительного отрезка времени .

В стратиграфической схеме неокома Западной Сибири (1991) вместо применяемых ранее индексов БС16-22, БВ16-20 и т. д. был предложен индекс Ач .

Данная индексация была взята за основу при составлении Государственного баланса запасов УВ, она учитывала изменение возраста по разрезу (A4i, Ачг, Ачз и т. д.), но никаким образом не реализовывала возрастное скольжение клиноформ с востока на запад, т. е. в плане .

С целью решения данной проблемы нами (Бородкин, Бочкарев, Огнев и др.,

1995) для территории Надым-Тазовского междуречья была предложена субрегиональная, также цифровая индексация .

В основу нумерации клиноформ заложен принцип возрастного скольжения наибольшие номера (Ач2о и т. д.) на востоке, минимальные (A4i) - на западе (рис. 1,2) .

В пределах территории Среднего Приобья, характеризующейся более высокой степенью геолого-геофизической изученности, рядом исследователей (Глебачева, 1990; Карогодин и др., 1995 и т. д.) было предложено пластам ачимовской толщи присваивать индексы изохронных прибрежно-мелководных пластов (БСюАч, БСцАч и т. д.). Данная индексация одновременно решала проблему возрастного скольжения клиноформ в плане и по разрезу. О.М .

Мкртчяном (2002) рекомендован комбинированный индекс клиноформ, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта и цифровой индекс, как в балансе запасов (БПвАч1, БПвАчг). Близкую к О.М. Мкртчяну индексацию применили в работе Е.Б. Грунис и др. (2003), но несколько отличную БВ61Ач, БВ62Ач. Почти аналогичный вариант для Сургутского свода предложили Н.М. Мельников, Г.Д. Ухлова (2000) - БС75Ач, БС74Ач .

В связи с вышеизложенным нами в работе предложено использовать комбинированный индекс клиноформ, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта и субрегиональный цифровой индекс, учитывающий возрастное скольжение клиноформ с востока на запад (БУюАчб, БН13АЧ6, БП5АЧ6, БСвАч6 и др., рис. 1, 2). Синонимика неокомских пластов (БС, БП, БУ и т. д.) принята в соответствии с выполненными исследованиями (раздел 1.2) и литофациальным районированием (2003) .

Глава 3 Сейсмогеологическая модель клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса При картировании и сейсмогеологическом анализе клиноформ необходимо использовать единый принцип выделения их как одноранговых объектов, основанный на расчленении геологического разреза на сеисмофациальные комплексы и составляющие их элементы. Положение каждой клиноформы и слагающих ее отложений на площади и в геологическом разрезе определяется несколькими границами (Мкртчян и др., 1978) .

Восточная граница клиноформы связана с переходом песчаных пород в глинистые осадки склона, на сейсмических разрезах проводилась по точкам перегиба фондоформных отражений и перехода их в косослоистый (сигмовидный) рисунок (рис. 2). Согласно анализа сейсмических материалов и скважинной информации эта зона залегает не выше 180 - 200 м от кровли баженовской свиты & фшепевс*ал Ленмтса* tf-Mejee-ы»

t: «as 101 КС 34 5019 200 1001 100 676 6/8 266 413 4" 1Й0Э563 ^ .

–  –  –

Геологический разрез по линии регионального сейсмического профиля № 25 (Кушелев 1-граница распространения сейсмокомплексов; 2-скользящая восточная граница шепьфового сеисмокомплекса. 3-внутренияя фациального замещения песчано-алевритового пласта; 5-ачимоеские песчаники. 6-баженовская свита: 7-подпимский к

–  –  –

Рис.2. Сейсмогеологический разрез по линии регионального сейсмич (ОГ Б). Западная (внешняя) граница клиноформы связана с выклиниванием песчаных пластов в удаленной от источника сноса терригенного материала области. На сейсмических разрезах характеризуется фондоформным налеганием на ОГ Б с последующей потерей прослеживаемости .

Используя данные методические приемы, с учетом модели седиментации толщи и установленной синонимики прибрежно-мелководных и ачимовских пластов в контуре площадного распространения ачимовского НГК впервые откартированы границы 17 клиноформ (рис. 2, 3) .

3.1 Сейсмогеологическое районирование клиноформного комплекса неокома На базе литологических, палеогеоморфологических и сейсмофациальных характеристик (тип текстур, морфология клиноформ в разрезе, палеоглубины и т. д.) произведено районирование ачимовского НГК на ряд зон (Бородкин, Храмцова, 2006) .

Восточная часть (зона) исследованной территории (рис. 3) характеризуется постепенным замещением георгиевско-баженовских отложений (с запада на восток) более мощными глинисто-песчанистыми образованиями сиговскояновстанской свит, образующих региональный аккумулятивный склон, погружающийся на запад .

На этом склоне залегают осадки двух первых неокомских клиноформ (БТиАчго, БТ14АЧ19) берриасского возраста (рис. 2, 3) .

Для данного комплекса осадков характерны следующие геологические особенности:

сравнительно небольшие толщины комплексов, представленных преимущественно однородными песчаными разностями и вертикальными амплитудами клиноформ - At-80-90 млс (рис. 2);

- нечеткое разделение разреза на ундаформную, клиноформную и фондоформную части, что приводит к отсутствию литологической зональности;

- нерезкий переход от прибрежно-мелководных песчаников к глинистым отложениям склона, далее к ачимовским песчано-алевритовым образованиям (рис. 2);

- отсутствие в керне типично оползневых текстур;

пологие углы наклона глинистого склона;

- отсутствие на сейсмических разрезах выраженных сигмовидных отражений (моноклинальные сейсмофации, рис. 2). Данная зона слабо изучена бурением, Рис. 3. С х е м а с е й с м о ф а ц и а л ь н о г о р а й о н и р о в а н и я а ч и м о в с к о г о НГК севера Западной Сибири Границы: 1 - распространения ЯНАО; 2 - ачимовской толщи; 3 - распространения клиноформ; 4 - сейсмофациальных зон. Залежи: 5 - нефтяная; 6 - газоконденсатная; 7 газоконденсатная с нефтяной оторочкой: 8 - газовая: 9 - промышленные притоки нефти (на балансе не числятся); 10-промышленные притоки газоконденсата (на балансе не числятся) is характеризуется невысокой установленной нефтегазоносностью .

Максимальная нефтегазоносность клиноформного комплекса связана со второй зоной, приуроченной к его центральной части (рис. 3) .

Литолого-фациальными особенностями данной зоны является следующее:

- выделенные одиннадцать клиноформ практически везде взаимно перекрывают друг друга (уренгойский тип разреза, рис. 2, 3);

- более четко выраженная сигмовидная форма отражений, увеличивающаяся в западном направлении;

- обилие текстур, характерных для турбидитных образований, зон трещиноватости, преобладание комбинированного трещинно-порового коллектора;

- увеличение в западном направлении крутизны глинисто-алевритовых склонов, интервальных толщин клиноформ (At-280 - 310 млс), что свидетельствует о возрастании глубин седиментационного бассейна (рис. 2);

- наиболее концентрированный тип ачимовской толщи (наибольшее содержание в составе клиноформ песчано-алевритовых пластов, максимальные суммарные толщины песчаников) на восточных склонах крупных поднятий (рис. 2);

- более сложное, дифференцированное строение клиноформ по сравнению с восточной зоной (рис. 2) .

Третья зона, примыкающая к западной границе площадного распространения ачимовского НГК (рис. 2, 3), ограничивается осевой частью неокомского палеобассейна. По сравнению с предыдущей зоной в ней увеличивается доля глинистой составляющей, для клиноформ больше характерно линзовиднопрерывистое строение, что связано с дефицитом терригенного материала, поставляемого с прибрежно-мелководной части бассейна .

Четвертая зона готерив-барремских клиноформ восточного падения расположена западнее осевой части неокомского палеобассейна (рис. 2) и приурочена пока целиком к глинисто-алевритовому разрезу, коллекторов не содержит .

3.2 Характеристика геологической модели и нефтегазоносности клиноформ ачимовского нефтегазоносного комплекса По каждой из выделенных клиноформ составлены карты суммарных толщин песчаников, по палеонтологическим данным выполнена их возрастная датировка, вынесены контуры всех выявленных залежей УВ, дана характеристика внутреннего строения клиноформ. При характеристике внутреннего строения, наряду с анализом композитных и региональных сейсмических профилей, параллельно им составлена серия литолого-фациальных, геологических разрезов, схем корреляции и т. д. (рис. 2, 4) .

Наибольшее площадное распространение имеет подсармановский сейсмокомплекс, который представлен 12 клиноформами (БП5АЧ6 - БТ17А420) берриас-валанжинского возраста (рис. 2, 3). Клиноформные образования подсармановского подкомплекса в северной части исследуемой территории имеют площадное распространение в Болыиехетской впадине, Усть-Енисейском районе и Гыданской НГО (рис. 3) и, судя по характеру сейсмической записи (рис. 2, 4), представлены третьим - уренгойским типом разреза, характеризующимся высокой продуктивностью и содержащим несколько песчаноалевритовых пластов, взаимно перекрывающих друг друга. Подпимский сейсмокомплекс представлен тремя клиноформами (БС6-7А45, БС4-5А44 и БС1-3А43) готеривского возраста. Клиноформы характеризуются меньшей песчанистостью по сравнению с предыдущим подкомплексом и имеют выраженный линзовидный характер строения. Промышленная нефтегазоносность в его составе установлена на Южно-Хулымском месторождении. Клиноформы подпимского сейсмофациального подкомплекса на севере исследуемой территории имеют площадное распространение в пределах западной части Гыданского полуострова и восточной части полуострова Ямал (рис. 3). В составе сейсмокомплекса преобладающим будет моноциклитный тип разреза. Подбыстринский сейсмокомплекс включает две клиноформы (БЯ17АЧ2, БЯ10АЧ1) готеривского возраста, приурочен, как и предыдущий, к третьей литофациальной зоне, также характеризуется линзовидным строением, пониженной песчанистостью .

Границы площадного распространения клиноформ и бровок синхронных им прибрежно-мелководных пластов, как правило, имеют субмеридиональное простирание. Севернее 32 регионального сейсмического профиля для подсармановского подкомплекса, начиная с клиноформы БП12АЧ13-14 и нижезалегающих, отмечается поворот их границ в восточном направлении, что, по-видимому, связано с влиянием на седиментационные процессы таких структурно-тектонических элементов, как Большехетская впадина, Мессояхский порог и Енисей-Хаттангский прогиб .

–  –  –

Рис. 4. Композитный временной сейсмический разрез по линии скважин 756 Уренгойско Анализ границ площадного распространения клиноформ, их песчанистое™, особенностей внутреннего строения, морфологии сейсмических отражений, текстур пород и т. д. показал, что наиболее сложное строение имеют клиноформы, приуроченные к центральной части подсармановского подкомплекса, с ними связана и основная нефтегазоносность. В пределах данной территории в составе клиноформ выделяется серия депоцентральных зон, характеризующихся в разрезе наибольшим количеством песчаных пластов, контролирующих самостоятельные залежи УВ. На картах суммарных толщин песчаников они образуют субширотные аномалии конусообразной формы, что свидетельствует о наличии активных зон конусов выноса (турбидитов) терригенного материала .

Внутренняя структура их с трудом стратифицируется, породы с текстурами, характерными для турбидитных образований (рис. 4). На сейсмических разрезах представлены более четко выраженными сигмовидными отражениями, характеризуются увеличением интервальных толщин клиноформ, крутизной глинисто-алевритовых склонов (рис. 2). В северной части исследованной территории (севернее 22 регионального сейсмического профиля) преобладающее значение в размещении залежей УВ, их типа приобретает литологический фактор, залежи разнообразны по фазовому составу, более крупные по размерам, высокодебитные, с АВПД (рис. 3) .

Глава 4 Литофациальная характеристика и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК Для написания главы была сформирована база данных по свойствам коллекторов, включающая результаты лабораторных исследований петрофизических свойств пород, гранулометрического и минералогического анализов, рентгеноструктурного фазового анализа глинистой составляющей, описание керна, шлифов, фотографии текстур, структур и т. д .

4.1 Структура порового пространства и тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири Различные аспекты стадийного эпигенеза рассматривались в работах Б.А. Лебедева, Г.Э. Прозоровича, Р.С. Сахибгареева, И.Н. Ушатинского, О.В. Япаскурта и др .

Структура порового пространства пород ачимовской толщи имеет сложное строение и представлена первичной и вторичной пористостью .

По изучению пород в шлифах устанавливаются следующие основные процессы вторичного преобразования пород: перекристаллизация, растворение, замещение, деформация, уплотнение, вторичное минералообразование, трещиноватость .

Развитию вторичных пустот выщелачивания во многом способствует тектоническая трещиноватость. Трещины в ачимовских отложениях развиты как короткие, прерывистые, располагающиеся в матрице и связывающие между собой первичные и вторичные поры, так и протяженные через весь шлиф (рис. 5). В основном трещины горизонтальные, открытые, реже вертикальные и разнонаправленные по отношению к напластованию, шириной 5 - 2 5 микрон .

Стенки трещин неровные, микрошероховатые, что препятствует их смыканию на больших глубинах. Сопоставление поровых и трещинных ФЭС методом больших шлифов ВНИГРИ показало превышение трещинной проницаемости в 2 - 10 раз .

Наличие трещин говорит о существовании сложного (смешанного) поровотрещинного или трещинно-порового типа коллекторов, с которыми связаны высокодебитные скважины, продуктивность которых резко возрастает при проведении гидроразрыва пласта .

4.2 Литолого-петрографическая характеристика клиноформ ачимовского НГК Изучение минералогического состава пород ачимовской толщи производилось по клиноформам подсармановского подкомплекса (БГЬ-бАче БПгвАЧ)8), приуроченным к центральной сейсмофациальной зоне (рис. 3). Для представления о минералогическом составе пород ачимовской толщи использовалась классификационная треугольная диаграмма В.Д. Шутова (рис. 5) .

На диаграмме практически все точки-пробы ложатся в поле аркозовых песчаников. При изучении минерального состава использовались в работе следующие минералогические коэффициенты: седиментационный (кварц/полевые шпаты); коэффициент источника сноса (циркон/гранат) .

В северной части исследованной территории седиментационный коэффициент редко превышает 1, что свидетельствует о поступлении терригенного материала, обогащенного неустойчивым полевым шпатом и соответственно о возможной относительной близости источника сноса. В пользу последнего тезиса может свидетельствовать также повышенное содержание в составе клиноформ среди акцессорных минералов неустойчивого апатита. В южной части исследованной территории наблюдаются повышенные значения седиментационного коэффициента - 1 - 3. Коэффициент источника сноса (петрофондовый по Бергеру, 1986) - отношение минералов, характерных для кристаллических пород различного происхождения. Если циркон чаще связан с гранитоидными О Стерховое о Восточно-Уренгойское о Уренгойское

• Сзмбургское Полевые • Северо-Самбургское шпаты а Непонятное 25% \ Собственно аркозы

–  –  –

Рис. 5. Минералогический состав песчано-алевролитовых пород ачимовской толщи изверженными породами, то гранаты имеют метаморфическое происхождение (Гроссгейм и др., 1984). Распределение коэффициента источника сноса (циркон/гранат) по клиноформам показало, что в северной части в составе клиноформ преобладает содержание циркона над гранатом, в южной части исследованной территории значение коэффициента источника сноса невысокое, т. е. в южную часть поступал терригенный материал, обогащенный гранатами .

На литолого-фациальном профиле (рис. 4) представлены терригенноминералогические комплексы, грансостав и коэффициент сортировки по разрезу клиноформ центральной части исследованной территории .

4.3 Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов ачимовского НГК Основные коллекторские свойства горных пород (пористость, проницаемость) находятся в тесной зависимости от структуры порового пространства, гранулометрической характеристики, степени сортировки обломочного материала, состава материала, цементирующего скелет пород и т. д. Влияние петрографо-минералогических особенностей песчаноалевритовых пород на их ФЭС экспериментально подтверждено еще в 1937 г .

Авдусиным П.П. и др. Благоприятное влияние на проницаемость пород оказывает содержание кварца, с увеличением последнего возрастает проницаемость .

Интервал глубин изучения ФЭС пород ачимовской толщи изменяется от 2550 м (южная часть исследованной территории) до 4050 м на севере. Области повышенных величин ФЭС совпадают с зонами пониженных значений карбонатное™ и остаточной водонасыщенности .

Для изучения закономерностей изменения ФЭС коллекторов по каждой клиноформе составлены карты эффективных толщин, пористости, проницаемости, показаны изменения их значений в зависимости от различных параметров .

В результате проведенных исследований было установлено:

- максимальные значения пористости пород - 25%, эффективной - 20%, по проницаемости выделяются IV, V, VI классы коллекторов;

- карбонатность влияет на ФЭС пород после 6 - 10%, водонасыщенность после 60%;

- снижение коллекторских свойств пород происходит при содержании цемента более 10%;

- с уменьшением сортировки и медианного диаметра зерен ухудшается ФЭС пород;

- установлена небольшая коррелятивная связь кварца с проницаемостью для клиноформ БП1вАч16, БП14Ач15и БПю-цАч12;

- зоны повышенных эффективных и суммарных толщин песчаников, как правило, сопровождаются повышенными значениями ФЭС пород и отождествляются с подводными конусами выноса;

- трещиноватость, каолинизация гидрослюдистых и хлоритовых цементов, растворение зерен кварца увеличивают коллекторские свойства пород .

Глава 5 Фазовый и физико-химический состав флюидных систем и их связь с условиями формирования залежей УВ Причины пространственного разобщения территорий с различным фазовым насыщением углеводородами (преимущественно нефте-, газонакопление) большинством исследователей связываются с условиями их формирования .

Выяснению условий формирования нефтяных и газовых залежей в мезозойских отложениях Западной Сибири посвящено значительное количество исследований Н.Б. Вассоевича, Б.М. Валяева, В.Б. Гаврилова, А.Н. Дмитриевского, Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторовича, Н.А. Кудрявцева, П.Н. Кропоткина, К.А. Клещева, СВ. Крылова, К.И. Микуленко, В.Д. Наливкина, Н.В. Лопатина, И.И. Нестерова, С.Г. Неручева, В.Б. Порфирьева, Н.Н. Ростовцева, Г.П. Сверчкова, Б.А. Соколова, О.Г. Сорохтина, А.А. Трофимука и др .

исследователей .

5.1 Представления об условиях формирования залежей УВ и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем Рассмотрены различные точки зрения на процессы нефтеобразования, причины пространственного разобщения территории преимущественно нефте- и газонакопления .

Наиболее признанной и существующей продолжительное время является органическая, осадочно-миграционная теория образования УВ, развивающая представления Н.Б. Вассоевича о главной зоне нефтеобразования (ГЗН) .

Согласно осадочно-миграционной теории нефтеобразования проводится анализ особенностей количественных и качественных изменений углеводородных систем, что позволяет предполагать их место в ряде вертикальной зональности эволюции органического вещества (ОВ) и образования нефти и газа в осадочных бассейнах. Для различных нефтегазоносных бассейнов (и даже их частей) гипсометрические уровни ГЗН могут существенно различаться. В пределах центральной части исследованной территории основная часть ГЗН считается невскрытой и ожидается на глубинах, превышающих 4100 м, что подтверждается получением промышленных притоков нефти из ачимовской толщи (клиноформы БП16Ач1б, БП17АЧ17) на Северо-Самбургской площади ниже 4150 м, незначительно выше 4000 м нефть в ачимовском НГК установлена на Непонятном, Самбургском, Северо-Уренгойском и других месторождениях. В пользу данного тезиса свидетельствуют также геохимические исследования Н.В. Лопатина, согласно которым ОВ в баженовской свите Самбургской площади находится в подстадии литогенеза МК3 .

В последнее время весьма популярной является теория литосферных плит, увязывающая тектонические и флюидодинамические процессы. Согласно этим представлениям осадочный чехол бассейна, его фундамент и мантия Земли представляют единое целое и состоят в постоянном взаимодействии, вызывающем перераспределение вещества и энергии между ними (Варшавский и др., 1981) .

Новые подходы к изучению закономерностей нефтегазонакопления с позиций тектоники плит нашли отражение в работах СВ. Аплонова, Е.В. Артюшкова, Ю.Т. Афанасьева, Г.А. Габриэлянца, В.Б. Гаврилова, А.Н. Дмитриевского, В.М. Ковылина, К.А. Клещева, СП. Максимова, Г.П. Мясниковой, А.А. Нежданова, B.C. Суркова, О.Г. Сорохтина и др .

Как для прибрежно-мелководной, так и для клиноформной частей (ачимовская толща) неокома исследованной территории установлено разделение преимущественно на нефте- и газоносные зоны. На представленной в работе схеме латеральной зональности изменения фазового состава УВ в залежах ачимовского НГК выделено три зоны: первая преимущественно нефтяная, вторая газоконденсатная и нефтегазоконденсатная, на самом севере - третья, смешанная по УВ составу, где выявлены газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи (рис. 3) .

На основании анализа изменения пластовых давлений и температур с глубиной залегания залежей УВ и фазовых переходов углеводородных систем, с учетом принципиальной схемы нефтегазообразования, первая (южная) подзона нефтенакопления отвечает подстадиям литогенеза MKi и переходной зоне к МКг .

Зона газоконденсатно-, нефтегазоконденсатная, связанная с центральной частью исследованной территории, приурочена к переходной зоне от МКг к МКз. К северу от описанной зоны, связанной также с центральной частью исследованной территории, выделена вторая подзона нефтенакопления (рис. 3), которая, как и предыдущая, приурочена к переходной зоне от МК2 к МК3. Но установленная в пределах подзоны фазовая зональность отличается от принципиальной схемы нефтегазообразования, где с увеличением глубины залежи от нефтегазоконденсатных переходят в газоконденсатные и газовые. Фактически установленное фазовое насыщение (нефтяное) в пределах данной подзоны, очевидно, связано, как ранее отмечалось, с более низким гипсометрическим положением ГЗН в пределах севера Западной Сибири по сравнению с районами Среднего Приобья .

Наличие внутри ГЗН газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей обусловлено влиянием ряда геолого-геохимических факторов (новейший этап тектонического развития региона (Бородкин и др., 2005), процессы дифференциации УВ систем при вертикальной и латеральной миграции, глубинной дегазации Земли (Валяев, Дмитриевский, 1992; Бембель и др., 2002;

Нежданов, 2004) и т. д .

В Усть-Енисейском районе, северной части Гыданской НГО и полуострова Ямал (третья смешанная по УВ составу зона) фазово-генетический тип залежей отвечает подстадиям литогенеза ПКз, MKi и МКг .

В пределах центральной части исследованной территории при движении от более древних к более молодым по возрасту клиноформам (с востока на запад) также установлены определенные закономерности в изменении фазового состава УВ - последовательная смена газовых, газоконденсатных залежей (клиноформа БТ17АЧ20, БТ14АЧ19) нефтегазоконденсатными (БП^Ач^ БП12АЧ13-14), до нефтяных (БП5 Ач6 - БПаАчд-ю). С другой стороны, как и для неокомских резервуаров, в отдельно взятых клиноформах (БП1вАч18, БП^Ач^ и т. д.), ближе к их западным границам в литологических либо структурнолитологических ловушках, выявлены нефтяные либо нефтегазокондеисатные залежи, восточнее - газоконденсатные, при этом коэффициент заполнения ловушек также уменьшается в восточном направлении. Данная фазовая зональность может быть объяснена с позиции, согласно которой главной нефтематеринской толщей является баженовская свита (Конторович и др., 1991 и т. д.). С этих же позиций можно объяснить преимущественную нефтеносность клиноформ, развитых в западной части ачимовского НГК, и преобладание газоконденсатного насыщения на востоке. В восточном направлении отложения баженовской свиты становятся менее битуминозными (уменьшение % содержания ОВ), в составе ОВ возрастает доля гумусовой составляющей. Такая фазовая зональность согласуется с палеотектоническим развитием клиноформ .

5.2 Палеотектонический анализ отложений ачимовской толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью Палеотектонический анализ выполнялся для южной, преимущественно нефтяной и центральной нефтегазоконденсатной зон по линии субмеридиональных и субширотных профилей для клиноформ БП^Ач^, БП17АЧ17, БП16Ач16, БП14Ач15 и т. д. на различные временные отрезки (кровля БГ^вАч^ - Н200

- конец готерива; Ач18 - Mi - конец апта; A4i8 - Г - конец сеномана и т. д.) .

На основании выполненных палеотектонических исследований можно отметить следующее:

- для большинства клиноформ, преимущественно центральной части исследованной территории (Восточно-Уренгойская зона), характерна существенная перестройка структурных планов на конец сеноманского времени. Учитывая глубины залегания клиноформ, их отложения уже прошли диагенетические преобразования, соответственно такие перестройки приводили к деформации пород и формированию трещинного и трещиннопорового типа коллекторов;

- для более ранних по возрасту клиноформ (БП^Ач^ - БП14АЧ15) в пределах центральной части исследованной территории на послесеноманский (неотектонический) период тектонического развития приходится значительный прирост амплитуд, что оказывало влияние на изменение фазового состояния залежей УВ (нефтегазоконденсатная зона; Бородкин, 2004);

- отложения клиноформ центральной части исследуемой территории входили в ГЗН на более ранних этапах тектонического развития (преимущественно в послесеноманское время), чем южной части. Соответственно образовавшиеся залежи УВ подвергались более длительному воздействию геодинамических, термобарических и других процессов, что дополнительно могло сказаться на фазовом составе залежей УВ;

- для клиноформных образований южной части исследованной территории, а также более молодых по возрасту клиноформ (БП7Ач7-8; БПвАчд-ю; БПдАчц и т. д.) не отмечается существенных структурных перестроек, а также проявления неотектонического этапа развития, что при прочих равных условиях сказывалось на нефтегазоносности (преимущественно зона нефтенакопления);

- изменение в пределах центральной части исследуемой территории фазового состава УВ в залежах при движении с востока на запад (от БП18АЧ18 до БП7АЧ7-8) объяснялось выше (раздел 5.1) с позиции главенствующей нефтегенерирующей роли баженовской свиты (Конторович, Петере и др., 1991). Однако, как выше отмечалось, дополнительным фактором может быть и палеотектонический - по результатам выполненных построений более молодые клиноформы не испытывали столь интенсивного новейшего этапа развития .

5.3 Закономерности изменения физико-химических свойств флюидов клиноформ ачимовского НГК В целях прослеживания характера изменения свойств нефтей по латерали в пределах основных клиноформ были построены схемы изменения плотности, асфальтено-смолистых компонентов и т. д .

В результате выполненного анализа было установлено, что в подавляющем большинстве своем нефти малой плотности, малосернистые, парафинистые и малосмолистые. Отложения клиноформ БТ14АЧ19 - БП12АЧ13-14 характеризуются насыщением преимущественно легкими нефтями, в клиноформах БПдАчн - БПа Ач9~ю встречаются нефти от легких до тяготеющих к тяжелым, в самых молодых клиноформах БП5АЧ6 - БЯ^Ачг в основном нефти средней плотности. Но в целом отмечается тенденция увеличения плотности нефтей, содержания асфальтено-смолистых компонентов при движении от восточных (БП18 A4ie) к западным (БП5-б Ач 6 ) границам ачимовского НГК, что, возможно, связано с преобладающей нефтегенерирующей ролью баженовской свиты. Выявлена латеральная зональность в изменении свойств нефтей и содержании компонентов - в северном направлении нефти становятся легче, уменьшается содержание асфальтено-смолистых, что, по видимому, связано с приуроченностью территорий к областям с различной фазовой зональностью (раздел 5.1.)

5.4 Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовского НГК На основании выполненного анализа установлено практически для всех клиноформ увеличение минерализации пластовых вод с севера на юг .

Аналогичная тенденция отмечается для типов вод по классификации В.А. Сулина .

В северной части в составе клиноформ преобладает гидрокарбонатно-натриевый тип, в южной - хлоридно-кальциевый. От восточных и западных границ подсармановского подкомплекса к его центральной части в клиноформах наблюдается закономерное увеличение минерализации пластовых вод, уменьшение процентного содержания ионов кальция, увеличение содержания бора от более древних по возрасту к более молодым клиноформам. Если допустить унаследовательность современных пластовых вод с солевым составом морского бассейна в период накопления отложений ачимовской толщи (данные комплекса поглощенных катионов глин), то установленные закономерности можно объяснить палеоглубинами бассейна (мористость), которые по палеобатиметрическим реконструкциям увеличивается в западном и северном направлениях .

Глава 6 Оценка перспектив нефтегазоносности ачимовского клиноформного комплекса и основные направления поисково-разведочных работ Объектом оценки перспективных запасов являются конкретные локальные ловушки (структурные, литологические, стратиграфические и т. д.). Описание методик, применявшихся при оценке перспективности ловушек, разделяется на две группы: методы, позволяющие оценить ловушку как продуктивную или непродуктивную, и методы количественной оценки УВ в ловушках .

6.1 Краткий обзор методик общей оценки нефтегазоносности ловушек (структур) В разработке вопроса принимали участие сотрудники территориальных геологических управлений и научно-исследовательских институтов, в том числе Ф.Г. Гурари, A.M. Волков, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Ю.А. Кожевников, B.C. Лазарев, Г.П. Мясникова, В.Д. Наливкин, И.И. Нестеров, Г.И. Плавник, Г.Э. Прозорович, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, О.А. Ремеев, А.В. Рыльков, Ф.К. Салманов, В.Г. Смирнов, B.C. Старосельцев, А.Я. Эдельштейн, В.И. Шпильман и др .

Одним из первых предложил способ оценки продуктивности локальных поднятий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции методом изоконтактов Н.Н. Ростовцев (1964). По данному методу пласт на оцениваемой площади или зоне считался продуктивным, если его кровля оказывалась выше региональной плоскости контакта. О.А. Ремеевым (1967) была применена методика оценки перспективности объектов, основанная на гипотезе струйной миграции. Попытка прогнозирования нефтегазоносности поднятий по истории их развития предпринята Е.И. Бенько, Е.В. Еханиным (1968), которые связывали распределение залежей УВ с наиболее интенсивным ростом локальных поднятий .

A.M. Волковым (1968) предложено использовать алгоритм распознавания образов, в основу которого заложена морфология оцениваемых ловушек .

Г.Э. Прозоровичем (1968) была разработана и применена методика с использованием литологических факторов. Г.П. Мясниковой, Г.И. Плавником, В.И. Шпильманом (1972) в методике оценки перспективности структур по степени их заполнения предложена зависимость ресурсов УВ в ловушке от площади нефтесброса этой ловушки. В работе И.И. Нестерова, А.В. Рылькова (1976) при оценке перспективности структур использовалась генетическая модель. Следует отметить, что генетические модели широко применялись С.Г. Неручевым (1964), Н.Б. Вассоевичем (1967) и др., но для оценки перспективности структур она в явном выражении использовалась впервые. Комплексный подход при оценке перспективности ловушек был осуществлен А.Э. Конторовичем и др. (1974) .

Оценка перспективности структур производилась с использованием четырех групп параметров: тектонических, литологических, геохимических и гидрогеологических .

Ф.К. Салмановым (1974) был предложен для разделения локальных поднятий на нефтеносные и «пустые» графический метод с использованием генетических треугольников. Автором были использованы структурные и геохимические признаки. Разработанная В.И. Шпильманом (1982) методика позволяла на основании анализа различных моделей процесса формирования залежей нефти и газа оценить ожидаемое количество ресурсов УВ на перспективных структурах .

Новый подход к изучению закономерностей нефтегазонакопления, оценке перспективности зон, локальных объектов в Западной Сибири, как ранее отмечалось (раздел 5.1), связывается с рифтогенезом .

Не отрицая роль рифтогенеза в формировании и размещении залежей УВ, следует отметить, что, по всей вероятности, существенную роль на пространственное размещение залежей УВ, их фазовый состав, соответственно, перспективность ловушек и отдельных зон оказывали ряд других геологогеохимических факторов (литофациальные условия накопления отложений, тип РОВ, неотектонический этап, нефтегенерирующая роль баженовской свиты) .

6.2 Использование «прямых» методов при локальном прогнозе нефтегазоносности Современные методы «прямых» поисков залежей УВ можно разделить на четыре группы: геохимические, биологические, геофизические и дистанционные .

Из четырех названных выше видов «прямых» методов в работе использовались геофизические и дистанционные, из числа которых применялись «Рельеф-2» (Бородкин, Нестеров, Рубина и др., 1986 и т. д.), «Распознавание образов» (Бородкин, Кожевников, Шайхиева, 1998), космофотодешифрирования (Клопов, 1990), Прони-преобразования (Marple S.L., 1987) .

6.3 Состояние и структура ресурсной базы УВ ачимовского НГК По состоянию на 1.12.2006 г. в составе ачимовского НГК выявлено и подготовлено более 360 объектов, на 50 месторождениях (включая УстьЕнисейский район) открыто более 100 залежей УВ (рис. 3). Анализ распределения перспективных (Сз), прогнозных локализованных (Дм\) ресурсов и балансовых запасов (ABCi Сг) в пределах подкомплексов показал, что главная их доля приходится на подсармановский подкомплекс. При этом основные величины запасов УВ сосредоточены в клиноформах БП14АЧ15 и БП^Ач^, приуроченных к средней части подкомплекса, которые наиболее изучены глубоким бурением. В целом низкая изученность комплекса глубоким бурением сказывается на структуре ресурсной базы (ABCi Сг+накопленная добыча - 17%, Сз+Д™ - 31% и Д1+Дг - 52 %), хотя в пределах центральной части исследуемой территории коэффициент подтверждаемое™ близок к 90 % .

Анализ распределения залежей по глубинам залегания показал, что основная доля их приходится на интервал глубин 3500 - 4000 м (преимущественно вторая подзона нефтенакопления, раздел 5.1), аналогичная тенденция установлена и для ресурсов УВ. В плане, с учетом гипсометрии клиноформ, они попадают преимущественно в границы Нерутинской, ВосточноУренгойской зон, Большехетской впадины и южной части Гыданской НГО .

В 2003 г. нами совместно с ИГНГ СО РАН выполнена работа по переоценке потенциальных ресурсов УВ в пределах исследуемой территории, согласно которой на ачимовский НГК приходится 18 % нефти, 10 % газа и 36 % конденсата от начальных суммарных ресурсов региона. За основу при подсчете потенциальных ресурсов УВ была принята детальная геологическая модель, представленная в работе. Исходя из установленных зависимостей и закономерностей, была составлена карта плотностей начальных суммарных ресурсов УВ .

Сравнительная оценка ресурсов ачимовского НГК пересчета 1993 и 2003 гг. показала, что произошло увеличение ресурсного потенциала по нефти на 31,5 %, по газу на 45 % и конденсату на 32,7 % .

6.4 Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисковоразведочных работ Основные перспективы нефтегазоносное™ комплекса связываются с территориями, характеризующимися наиболее высокой плотностью начальных суммарных ресурсов УВ (от 200-100 тыс. т. УУВ/км2), к которым относятся Восточно-Уренгойская и Нерутинская зоны, южная часть Гыданскои НГО и Болыиехетская впадина (раздел 6.3) .

Поисково-разведочные работы на ачимовский клиноформный комплекс рекомендуется проводить по нескольким направлениям:

- бурение дополнительных поисково-оценочных скважин на ловушки, которые вскрыты рядом скважин, где были установлены признаки насыщения УВ (керн с запахом УВ, нефтегазопроявления и т. д.), но промышленных притоков не было получено либо зафиксировано значительное количество объектов с неясным характером насыщения, которые не испытывались. В данных скважинах необходимо использовать современные методы первичного и вторичного вскрытия пластов;

- проведение дополнительных сейсморазведочных работ с целью детализации внутреннего строения клиноформ и комплексирование их с другими методами («прямые» методы локального прогноза нефтегазоносности, литофациальные исследования и т. д.);

- ревизия отдельных перспективных ловушек, выделенных в составе клиноформ и находящихся на балансе перспективных ресурсов, в контуре которых проводилось глубокое бурение и получены отрицательные результаты, а также корректура прогнозируемого фазового состава УВ в ловушках с учетом установленных закономерностей (раздел 5.1);

- выход на совершенно новые, неопоискованные территории (южная часть Гыданскои НГО, Болыиехетская впадина) либо слабо изученные бурением районы (Нерутинская, Тодыттзотинская впадины и т. д.), которые по комплексу выполняемых исследований наиболее перспективные;

для целенаправленного опоискования ачимовских отложений первоочередными в составе каждой клиноформы являются депоцентральные зоны, выявленные по комплексу геолого-геофизических исследований (раздел 3.2), характеризующиеся наибольшим количеством в разрезе песчаноалевритовых пластов, способных контролировать самостоятельные залежи УВ;

- в южной части исследуемой территории, характеризующейся меньшей плотностью ресурсов УВ и сравнительно небольшими по размерам (запасам УВ) ловушками, опоискование их рационально проводить попутно с юрскими объектами либо в зонах с уже установленной нефтегазоносностью, в непосредственной близости от которых наблюдается концентрация таких ловушек. Опоискование их позволит расширить и подготовить в составе клиноформ нефтеносные зоны для промышленного освоения с единой системой транспорта .

На основании установленных закономерностей внутреннего строения клиноформ, их морфологии, нефтегазоносности, фазовой зональности, ресурсного потенциала комплекса, с учетом выявленных по данным сейсморазведки перспективных объектов в работе по каждой из них выбраны основные направления и намечены объемы геологоразведочных работ .

Реализация объемов поисково-разведочного бурения представлена по каждой клиноформе приростами промышленных запасов УВ. На рис. 6 показан пример карт перспектив нефтегазоносности, изученности бурением и сейсморазведочными работами клиноформ БТ17АЧ20 и БТ14АЧ19, а в таблице 1 распределение объемов геологоразведочных работ и их реализация в виде приростов запасов УВ по данным клиноформам. Аналогичные карты и таблицы составлены для всех клиноформ .

Заключение

1. При пересчете потенциальных ресурсов УВ (2003 г.) автором произведено разделение ачимовского НГК на подкомплексы, для детальности исследований последних - на резервуары (клиноформы) .

2. Для расчленения нефтегазоносного комплекса на подкомплексы и резервуары в пределах исследованной территории был сформирован каркас из серии субширотных и субмеридиональных региональных и композитных сейсмических профилей, по линии которых выполнена корреляция. По результатам выполненной корреляции произведена синонимика пластов группы БС, БВ, БП, БТ, БУ и т. д. и изохронных клиноформных образований .

3. На основании анализа текстурных особенностей пород, литологических, палеонтологических (рис.4) и других данных установлено, что отложения ачимовской толщи связаны с относительно глубоководными морскими условиями седиментации, сформированными турбидитными фациями, оползнями. Наиболее высокие значения коэффициента палеодинамической активности среды седиментации (зоны улучшенных коллекторов) приурочены к подводящим

Условные обозначения:

| 'i* | номер скважины

–  –  –

1 реологическая,

2)Южно-Заполярная-2 2 5 6 ловушки, 3) Ереямская; 1.328 0.142 1.924 БТ,4-1бАЧ,9

4) Российская, Шенябеяхинская .

каналам и центральным частям глубоководных конусов выноса, проработанных вдольсклоновыми течениями. При возникновении препятствий (палеоподнятий) на пути турбидитов энергия зернового или мутьевого потоков снижалась, что приводило к более локализованной концентрации терригенного материала (депоцентральные зоны) .

4. Рассмотрены принципы индексации клиноформ ачимовского НГК, варианты, представленные различными исследователями. Автором предложено в работе использовать комбинированный индекс, включающий индекс изохронного прибрежно-мелководного пласта (БС8-БП5-БН13-БУ10И т. д.) и субрегиональный цифровой индекс, учитывающий возрастное скольжение клиноформ с востока на запад (Ачго-Ач!) - БСвАчв, БП5АЧ6, БН13Ач6, БУюАч6 и т. д .

5. На основании выполненных сейсмостратиграфических исследований в границах площадного распространения ачимовского НГК впервые откартированы границы 17 клиноформ, которые при пересчете потенциальных ресурсов УВ были сгруппированы в составе трех подкомплексов (подсармановский, подпимский и подбыстринский). На основании сейсмических, литофациальных критериев дана характеристика их внутреннего строения и нефтегазоносности .

6. На базе литологических, палеогеоморфологических и сеисмофациальных характеристик (тип текстур, глубины бассейна, морфология клиноформ) произведено районирование клиноформного комплекса на зоны, характеризующиеся отличными друг от друга особенностями строения клиноформ, нефтегазовым потенциалом .

7. На основании лабораторных исследований петрофизических свойств пород, гранулометрического и минералогического анализов, описания керна и шлифов и т. д. дана характеристика структуры порового пространства и типа коллекторов, литологопетрографических особенностей и закономерностей изменения ФЭС клиноформных образований ачимовской толщи .

8. Рассмотрены различные точки зрения на процессы нефтеобразования, показано влияние ряда геолого-геохимических факторов на пространственное размещение залежей УВ, их фазовую зональность, закономерности изменения физико-химических свойств УВ и т. д .

Исходя из установленной фазовой зональности ачимовского НГК дан раздельный прогноз нефтегазоносности территории .

9. Проведен анализ изменения физико-химических свойств нефтей по клиноформам ачимовского НГК, который показал увеличение плотности нефтей, содержание асфальтено-смолистых соединений от восточных (клиноформа БП18А418) к западным (клиноформа БПвАчв) границам ачимовского НГК, что может также быть объяснено с позиции главенствующей нефтегенерирующей роли баженовской свиты. Выявлена латеральная зональность в изменении свойств нефтей: в отдельно взятой клиноформе в северном направлении нефть становится более легкой, соответственно плотности изменяется содержание асфальтено-смолистых и т. д., что определяется приуроченностью территорий к зонам с различной фазовой зональностью, распределением пластовых давлений, температур .

10. Выполнена гидрогеохимическая характеристика клиноформ подсармановского подкомплекса, согласно которой минерализация пластовых вод закономерно уменьшается к восточным и западным границам ачимовского НГК и в северном направлении. С севера на юг также меняется тип вод по классификации В.А. Сулина: в северной части преобладает гидрокарбонатнонатриевый тип, в южной -хлоридно-кальциевый .

11. Дан краткий обзор методик оценки нефтегазоносное™ ловушек, показан комплексный подход с использованием различных критериев (литофациальных, тектонических и т. д.), включая «прямые» методы локального прогноза нефтегазоносности .

12. Проведен анализ состояния и структуры ресурсной базы ачимовского НГК, показано распределение УВ по категориям запасов и ресурсов по подкомплексам и отдельно взятым клиноформам, по глубинам залегания залежей и ловушек и т. д. Выполненный совместно с ИГНГ СО РАН пересчет потенциальных ресурсов (2003 г.) ачимовского НГК в пределах исследуемой территории показал, что по сравнению с пересчетом 1993 г. увеличение ресурсного потенциала по нефти составило 31, 5%, газу - 45 % и конденсата На основании установленных закономерностей внутреннего строения клиноформ, нефтегазоносности, фазовой зональности, ресурсного потенциала комплекса, с учетом выявленных по данным сейсморазведки перспективных объектов, с использованием различных методов локального прогноза нефтегазоносности по каждой из клиноформ выбраны основные направления геологоразведочных работ, выделены крупнейшие зоны нефтегазонакопления, для оценки которых намечены оптимальные объемы бурения .

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Выделение маркирующего горизонта в нижнемеловых отложениях северной и центральной частей Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978 .

Вып. 132. С. 47-55. Соавторы: Кулахметов Н.Х. и др .

2. Аномальные пластовые давления в залежах различных типов мезозоя Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 144. С. 77-88 .

Соавторы: Нежданов А.А. и др .

3. Факторы, контролирующие размещение залежей углеводородов в неокомских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979. Вып. 145. С. 42-55 .

4. Комплексный подход к вопросу увязки разрезов неокома северных районов Западно-Сибирской равнины. Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981. Вып. 170 .

С. 41-45. Соавтор: Рысев В.В .

5. Закономерности изменения состава и свойств углеводородных скоплений в отложениях неокома северной части Надым-Тазовского междуречья .

Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления. Тезисы докладов, ЗапСибНИГНИ. Тюм. отд. ВМО АН СССР, 1983. т. II. С. 41-43 .

6. Геологическое обоснование бурения глубоких скважин на Уренгойском поднятии и прилегающих районах. Перспективы поисков нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень, 1986. С. 56-59. Соавторы: Бочкарев B.C., Кулахметов Н.Х .

7. Прогноз нефтегазоносности ачимовской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапрогиба // Советская геология. 1988. № 11. С. 5-13 .

Соавторы: Нестеров И.И. и др .

8. Прогноз ловушек - резервуаров ачимовской толщи в пределах ВосточноУренгойской-Пырейной группы поднятий по материалам сейсморазведки .

Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы .

Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989. С. 61-68. Соавторы: Высоцкий В.Н. и др .

9. Методы прогноза зон улучшенных коллекторов в ачимовской толще севера Западно-Сибирской равнины. Геология и нефтегазоносность Надым-ПурТазовского междуречья - Тюмень-Тарко-Сале. Материалы межведомственного совещания, 1995. С. 83-96. Соавторы: Бочкарев B.C. и ДРХарактеристика строения и условий формирования пласта АЧ16 ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны на основании комплексирования различных видов исследований // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, 1997 .

№ 6. С. 17. Соавторы: Бочкарев B.C., Дещеня Н.П .

11. Модернизированный метод общего тектонического анализа мощностей ачимовскои толщи Западной Сибири // Изв. вузов. Нефть и газ. Тюмень, 1998. №2. С. 11-19. Соавторы: Бочкарев B.C. и др .

12. Ямало-Ненецкий автономный округ- крупнейший газодобывающий и один из крупнейших нефтедобывающих регионов России // Геология нефти и газа. 1998. № 9. С. 2-9. Соавторы: Конторович А.Э. и др .

13. Условия формирования и фации ачимовскои толщи севера Западной

Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 1999. №5. С. 10-16. Соавтор: Брехунцов A.M .

14. Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовскои толщи Восточно-Уренгойской зоны и методика их разведки // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 1999. № 5. С. 16-22. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

15. Анализ ресурсной базы ЯНАО, доля в ней ачимовского комплекса и региональные особенности его строения. Материалы межведомственного совещания. Екатеринбург, 1999. С. 7-34. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

16. Проблемы картирования, индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовскои толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического ее освоения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 11. С. 2-13. Соавторы:

Брехунцов A.M. и др .

17. Ачимовская толща -залог стабильного развития топливно-энергетического комплекса Ямало-Ненецкого автономного округа в XXI веке. Всероссийский съезд геологов и научно-практическая геологическая конференция «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века (Тезисы докладов. Т.З). СПб, 2000. С. 209-210. Соавторы:

Левинзон И.Л. и др .

18. Комплексное геологическое изучение и освоение ачимовскои толщи циркумполярных областей Западной Сибири. Ассоциация американских нефтяных геологов, ВНИГРИ. СПб, 2001. С. 08-2. Соавторы: Левинзон И.Л .

и др .

19. Ачимовская толща - один из основных объектов стабилизации добычи углеводородного сырья на территории Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2001. № 1. С.4-7. Соавторы: Левинзон И.Л. и др .

20. Прогнозирование поведения пластовой системы ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны с учетом особенностей строения резервуаров .

// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 25-32. Соавторы: Балин В.П. и др .

21. Методология и опыт выделения главных нефтегазовых объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа // Геология и геофизика. Новосибирск, 2001. Т. 42. № 11-12. С. 1854Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

22. Характеристика строения, условий седиментации и нефтегазоносности резервуаров ачимовской толщи и их шельфовых аналогов в пределах Уренгойского региона // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 16-24. Соавторы:

Брехунцов A.M., Дещеня Н.П .

23. Условия формирования и закономерности размещения залежей углеводородов в мезозойских отложениях севера Западной Сибири .

Мирчинковские чтения. Материалы международного совещания, ИГиРГИ .

М., 2001.С. 45-50. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

24. Выделение главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением месторождений нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001 .

№ 5. С. 4-15. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

25. Геодинамический контроль и закономерности нефтегазонакопления и размещения сверхгигантских месторождений нефти и газа в Западной Сибири // Дегазация земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ .

Материалы международной конференции. М.: ГЕОС, 2002. С. 293-295 .

Соавторы: Бочкарев B.C. и др .

26. Ачимовский турбидитовый комплекс севера Западной Сибири крупнейший объект нефтегазодобычи в XXI веке. Российская Арктика .

Геологическая история, минерагения, геоэкология. СПб, 2002. С. 652-659 .

Соавторы: Левинзон И.Л. и др .

27. К 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 5-10. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

28. Предварительные геологические данные, полученные по результатам бурения сверхглубокой скважины СГ-7 Ен-Яхинской при забое 5050 м (Западная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 20-30. Соавторы:

Брехунцов A.M. и др .

29. Геофлюидодинамическии анализ геоплотностнои и геомагнитной модели вдоль регионального профиля МОП" № 106 юга Уренгойского вала //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 98-105. Соавторы: Исаев Г.Д. и др .

30. Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи ВосточноУренгойской зоны в связи с моделью их седиментации // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 77-82. Соавторы: Шиманский В.В. и др .

31. Стратиграфо-корреляционная основа построения региональной сейсмогеологической модели неокомских шельфовых и клиноформных отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 34-40 .

Соавторы: Дещеня Н.П. и др .

32. Вопросы и проблемы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 46-50. Соавтор:

Брехунцов A.M .

33. Региональные геологические модели неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 50-60 .

Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

34. Представление о геологической модели клиноформы БП14АЧ15 севера Западной Сибири на базе литофациальных исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2003. № 4-5. С. 66-77. Соавторы: Храмцова А.В. и др .

35. Оптимизация системы разработки ачимовских отложений НовоУренгойского месторождения. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 2003. № 4-5. С. 124Соавторы: Балин В.П. и др .

36. Детальная сейсмогеологическая модель неокомского клиноформного комплекса севера Западной Сибири как основа нового пересчета потенциальных ресурсов углеводородов. Тез. докл. VI междун. научнопрактич. конференции. ЕАГО. Геленджик, 2004. 4.2. С. 66-68. Соавторы:

Дещеня Н.П. и др .

37. Характеристика текстур турбидитов ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 4. С. 38-48 .

Соавторы: Дещеня Н.П. и др .

38. Региональный фациальный анализ ачимовских клиноформных отложений севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 5. С. 18-28 .

Соавторы: Храмцова А.В. и др .

39. Представление об условиях формирования залежей углеводородов и их связь с фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем // Горные ведомости. Тюмень. 2004. № 7. С. 60-77 .

40. Сложный (смешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 11. С. 37-44. Соавторы:

Дещеня Н.П. и др .

41. Закономерности размещения и прогноз нефтегазоносности ловушек литологического и стратиграфического типов в Западно-Сибирском мегабассейне. Сборник докладов международной научно-практической конференции «Неструктурные, сложнопостроенные ловушки - основной резерв прироста углеводородного сырья России». СПб.: Недра, 2005. С. 51Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

42. Основные результаты, полученные при выполнении научных исследований по изучению геологического строения ачимовской толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 7. С. 26-32 .

43. Закономерности размещения литологических и структурно-литологических ловушек в ачимовском клиноформном комплексе севера Западной Сибири и перспективы их нефтегазоносности // Горные ведомости. Тюмень. 2005 .

№ 6. С. 60-73 .

44. Литологические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства пород ачимовского НГК севера Западной Сибири // Горные ведомости .

Тюмень. 2005. № 7. С. 34-42. Соавторы: Храмцова А.В .

45. Закономерности изменения физико-химических свойств нефтей клиноформ ачимовскои толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень .

2005. № 8. С. 34-42. Соавторы: Хоробрых Д.Л. и др .

46. Гидрогеохимическая характеристика клиноформ ачимовскои толщи севера Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень. 2005. № 8. С. 52-56 .

Соавторы: Хоробрых Д.Л. и др .

47. Палеотектонический анализ отложений ачимовскои толщи севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью // Горные ведомости .

Тюмень. 2005. № 9. С. 24-37. Соавторы: Бочкарев B.C. и др .

48. Методологические аспекты локального прогноза нефтегазоносности // Горные ведомости. Тюмень. 2006. № 1. С. 4-9 .

49. Геолого-геофизические предпосылки создания региональной геологической модели неокомского комплекса Западной Сибири как основы для уточнения его углеводородного потенциала // Горные ведомости .

Тюмень. 2006. № 3. С. 10-27. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

50. К 40-летию открытия уникального Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. № 3-4. С. 74-87. Соавторы:

Брехунцов A.M. и др .

51. Литолого- и сейсмофациальная зональность ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири // Палеонтология, биостратиграфия и палеогеография бореального мезозоя. Материалы научной сессии, посвященной 95-летию со дня рождения В.Н. Сакса. Академическое издательство «Гео», Новосибирск. 2006. С.172-175. Соавторы:

ХрамцоваА.В .

52. Инверсионные кольцевые структуры как один из критериев локального прогноза нефтегазоносности // Горные ведомости. Тюмень. 2006. № 10 С. 24-39. Соавторы: Кислухин В.И. и др .

53. Выделение крупнейших зон нефтегазонакопления в ачимовском клиноформном комплексе севера Западной Сибири на базе литологогеохимических и сейсмофациальных исследований. Материалы академической международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» .

ЗапСибНИИГГ. Тюмень. 2006. С. 20-28. Соавторы: Брехунцов A.M. и др .

54. Conditions of Forming Stratigraphical Traps in the Lower Cretaceons Clinaform Complex and Regularities in Their Disribution, Western Siberia, Ancient Oil-New Energy, AAPG, Cairo, 2002, sA 17. Соавторы: Belonin M.D. (Белонин М.Д. и ДР-)New tagets of oil and gas seagch to the north of the Western-Siberian geosyneclise. International Sumposium on Chines Petroleum Exploration in 21st Century. China, Zhai Guangming, 2002, s.706. Соавторы: A.M. Brekuntsov (Брехунцов A.M. и др.) .

56. Application of Paleofacial Reconstructions oil Traps in Turbidite Systems lower Cretaceous. Western Siberia. AAPG. International Conference and Exhibition Barcelona, 2003, s. 50. Соавторы: Belonin M.D. (Белонин М.Д. и др.) .

–  –  –






Похожие работы:

«ТАЙСАЕВА БЕЛЛА МАКСИМОВНА Изменение социального положения женщины в региональном сообществе Республики Северная Осетия-Алания 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы Автореферат диссертации на соискание ученой степени...»

«Зундэ Дмитрий Алексеевич Разработка методики дифференциации континентальных отложений с использованием сиквенс-стратиграфической модели на примере пластов покурской свиты месторождений Западной Сибири Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на сои...»

«Сергеева Светлана Юрьевна СОЦИАЛЬНАЯ АКТИВНОСТЬ ОБЪЕДИНЕНИЙ ГРАЖДАН В СОВРЕМЕННОМ РОССИЙСКОМ ОБЩЕСТВЕ 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы Автореферат на соискание уч...»

«КАДОХОВ Виктор Ахсарбекович МЕСТНОЕ САМОУПРАВЛЕНИЕ В СИСТЕМЕ ВЛАСТНЫХ ОТНОШЕНИЙ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Специальность 23.00.02 – политические институты, процессы и технологии. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата политических на...»

«Козлова Елена Сергеевна ИНСТИТУЦИОНАЛИЗАЦИЯ МЕЖДУНАРОДНОЙ АКАДЕМИЧЕСКОЙ МОБИЛЬНОСТИ В РОССИЙСКИХ ВУЗАХ: РЕГИОНАЛЬНЫЙ АСПЕКТ Специальность 22.00.04 – социальная структура, социальные институты и процессы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата...»

«ТОМСОН Ольга Игоревна ТВОРЧЕСТВО ТАТЬЯНЫ НАЗАРЕНКО Специальность 17.00.04 изобразительное и декоративно-прикладное искусство и архитектура Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата искусствоведения Санкт-Петербург 2003 г Работа выполнена на кафедре русского искусства Санкт-Петербургского государственного академического института живописи...»

«МЕЛЬНИЧУК Екатерина Сергеевна АДАПТАЦИЯ МОЛОДЕЖИ К СОЦИАЛЬНЫМ ИЗМЕНЕНИЯМ В МЕГАПОЛИСЕ Специальность 22.00.04 – социальная структура, социальные институты и процессы АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук Москва – 2...»

«ЧИСТЮХИН ЮРИЙ НИКОЛАЕВИЧ ЭЛИТАРНЫЙ ТИП ЛИЧНОСТИ В СОВРЕМЕННОЙ ПОЛИТИКЕ Специальность 23.00.02 политические институты, этнополитическая конфликтология, национальные и политические процессы и технологии Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата по...»

«Мкртчян Любовь Мухамедовна СОЦИАЛЬНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ЛИЧНОСТИ В СЕТЕВОМ КОММУНИКАТИВНОМ ПРОСТРАНСТВЕ Специальность 09.00.11 – Социальная философия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Ставрополь – 2018 Работа выполнена в федеральном государс...»

«Гольцева Марина Николаевна Человеческий капитал организации: диагностика и управление Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук по специальности 22.00.08 социология управления Научный руководитель кандидат социологических наук, Ильницкий В.Г. Тверь-2010 Работа выполнена...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.