Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.01, кандидат геолого-минералогических наук Кудаманов, Александр Иванович

• Кудаманов, Александр Иванович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Кудаманов, Александр Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Расчленение и корреляция разрезов, принципы выделения циклитов и индексации пластов.

1.1.1. Расчленение и корреляция разрезов.

1.1.2. Выделение циклитов.

1.2. Литологические методы.

1.2.1. Описание разреза по керну.

1.2.2. Минералого-петрографические исследования.

1.3. Лабораторные (инструментальные) аналитические исследования.

1.3.1. Гранулометрический анализ.

1.3.2. Растровая электронная микроскопия.

1.3.3. Определение карбонатности.

1.3.4. Рентгеноструктурный анализ.

1.3.5. Изучение фильтрационно-емкостных свойств.

1.4. Палеотектонический анализ.

1.5. Сейсморазведочные работы 3D для фациальпого анализа.

1.6. Литолого-фациальный анализ на основе комплекса геофизических, керповых и лабораторных данных.

1.6.1. Электрометрические и седиментологические модели.

1.6.2. Диагностика фациальных обстановок.

1.6.3. Анализ микроцикличности.

1.7. Прогноз размещения коллекторов.

Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА РАБОТ.

2.1. Обзор результатов предыдущих исследований. Краткая история развития представлений о строении неокома.

2.2. Стратиграфия.

2.3. Тектоническое строение и краткая история развития.

2.4. Нефтегазоносность.

Глава 3. СТРОЕНИЕ И ТИПИЗАЦИЯ РАЗРЕЗОВ ОТЛОЖЕНИЙ ГРУППЫ

ПЛАСТОВ БСю2.

3.1. Расчленение и корреляция разрезов. Местоположение группы пластов БСю2 в составе нижнемеловых отложений.

3.2. Типы разрезов пластов группы БСю2.

3.2.1. Фации дальней зоны (ДЗ).

3.2.2. Фации переходной зоны (ПЗ).

3.2.3. Фации предфронталыюй зоны пляжа (ПФЗП).

3.2.4. Фации нижней зоны пляжа (НЗП).

3.2.5. Фации верхнего зоны пляжа (ВЗП).

3.3. Модель строения пластов группы БСю2.

3.3.1. Модель строения пласта БСю

3.3.2. Модель строения пласта БСю2"4.

3.3.3. Модель строения пласта БСю ".

3.3.4. Модель строения пласта БСю2'2".

3.3.5. Модель строения пласта БСю2"26.

3.3.6. Модель строения пласта БСю ".

Глава 4. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ПЛАСТОВ ГРУППЫ БСю2.

4.1. Условия формирования отложений пластов группы БСю2.

4.2. Краткое описание основных терминов и понятий об условиях формирования и развития дельтовых комплексов.

4.2.1. Дельты, циклиты и клиноформы.

4.2.2. Фациальные комплексы современных волновых дельт.

4.2.3. Отмирание дельты.

4.2.4. Строение древних дельт.

4.2.5. Деформации, вызванные процессами осадконакопления.

4.2.6. Типы осадочных деформаций в обнажениях дельт.

Глава 5. ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ

ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологическое строение и условия формирования отложений валанжина на примере продуктивных пластов Сургутского свода Западно-Сибирской плиты»

Неокомский комплекс Западной Сибири является основным объектом добычи нефти в регионе (более 90 % от общей добычи) и в России (более 70 %). Наиболее реальные перспективы прироста запасов углеводородов и их добычи, по крайней мере, в первой четверти XXI века связываются также с неокомом Западной Сибири. К настоящему времени на территории Северного Приобья, и в частности Сургутского свода, все крупные положительные структуры, выявленные сейсмикой, уже изучены буровыми работами. Поэтому наравне с бурением поисково-оценочных скважин на небольших по площади и малоамплитудных локальных поднятиях все большее значение приобретают нефтепоисковые работы на выявление ловушек неантиклипального типа. Для определения пространственного положения таких ловушек в сложно построенном неокомском комплексе требуется восстановить фациальные и палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел-коллекторов. Неоком, относительно других нефтегазоносных комплексов (НГК) Западной Сибири (верхнеюрский, апт-альбский, сеноманский и др.), является не только наиболее значимым, но и весьма сложным, в первую очередь благодаря своему клипоформному строению.

Административно площадь исследований расположена в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа, в 160 км к северу от г. Сургут (рис. 1.1). В тектоническом отношении Северо-Кочевское и Северо-Конитлорское месторождения приурочены к северозападному склону Когалымской вершины - структуры 2-го прядка, осложняющей северную часть структуры 1-го порядка - Сургутского свода (рис. 1.2).

Объектом исследований послужили нижнемеловые продуктивные пласты группы л

БСю валанжинского возраста на примере Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского л месторождений. На площади исследований пласты группы БСю являются основным объектом разработки. Залежи в пределах группы характеризуются как высокодебитные; вмещающие залежь, породы отличаются хорошими коллекторскими свойствами.

Изученность вопроса. В исследуемом районе к наст<?ящему времени проведен довольно значительный объем геологоразведочных работ, начиная от региональных (геолого-геоморфологическая съемка, аэромагнитная съемка) и заканчивая бурением поисково-оценочных и эксплуатационных скважин. Наиболее современными видами исследований, проведенными за последние годы, являются сейсморазведочные работы по методике 2D и 3D.

Рис. 1.1 Обзорная схема района работ (по материалам СК «ПетроАльянс»)

В настоящее время в пределах площади исследований ведется разработка выявленных залежей нефти. В пределах Северо-Конитлорского месторождения на сегодняшний день выявлена одна залежь нефти структурно-литологического типа. После получения фонтанных притоков нефти при испытании двух скважин (№№ 299 и 304) водонефтяной контакт (ВНК) залежи был определен наклонным с юга на север от абсолютной отметки (а.о.) -2519 м до а.о. -2523 м.

Таким образом, залежь в плане была оконтурена в виде субмеридионалыю вытянутой песчаной линзы, ограниченной с запада контуром установленного ВНК, а с востока - линией глинизации. Бурение эксплуатационных скважин в контуре залежи подтвердило достоверность структурной поверхности, отстроенной по данным сейсморазведочных работ, и достоверность раннее установленной отметки ВНК.

В пределах Северо-Кочевского месторождения выявлено пять залежей нефти, относящихся к структурно-литологическому типу. Абсолютные отметки ВНК залежей изменяется от -2445 м до -2510 м. Средние нефтенасыщенные мощности - от 0,2 м до 10,1 м. Наилучшее качество коллекторов при этом отмечается в местах наибольшего градиента наклона пластов (скв. №№ 904,903, 77, 74).

Актуальность работы. В теоретическом плане актуальность исследований связана с неоднозначностью представлений геологов об условиях формирования отложений неокома. Несмотря на то, что клииоформная модель пеокома, предполагающая боковое заполнение палеобассейна в условиях лавинной седиментации, уже в достаточной степени разработана (МСК, 2003), многие вопросы носят дискуссионный характер и не все исследователи согласны с этой моделью (Нестеров 1992; Соколовский 1989, Онищенко 1994; Поташова и др. 2006).

Актуальность исследований обусловлена также региональной нефтеносносностью неокомских отложений: основные перспективы в северной части Сургутского свода связываются с продуктивными пластами группы БСю2.

Кроме того, предложенные ранее модели строения неокома (A.JI. Наумов, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карогодип), учитывали в основном пространственное распространение пластов и не отражали их внутреннее строение. Наряду с проведением крупномасштабных работ по неокому в целом и для отдельных регионов (Приобская зона, 1996; Северное Приобье, 2000), детальным исследованиям не уделялось достаточного внимания.

Вместе с тем, на площади работ выявлена неоднозначность определения границ ' 2 залежей с установленной продуктивностью, входящих в состав пластов группы БСю • В соответствии со структурным планом, данные залежи относятся к структурно-литологическому типу, их форма и размер контролируются с одной стороны линией глинизации пласта, с другой стороны - контуром ВНК. Неудовлетворительное качество геолого-геофизической информации, полученной в основном в 80-90-ые годы прошлого века, невыдержанность глубины ВНК даже в соседних скважинах (например, в скв. 106 и 66 еклорскии прогш

Х<шмогорекын лыгщ прогиб апскии

Могутпорский прогиб

Федоровская вершина

Условные обозначения:

Когалым а

-Границы тектонических элементов 1 порядка

-Границы внутреннего районирования тектонических элементов 1 порядка

-Граница Ханты-Мансийского автономного округа

-Города

-Границы лицензионных участков

-Границы района работ

Протерозой-палеозойский фундамент *

На карте отражено строение фундамента до глубины 2 км от кровли по данным бурения и сейсмических разрезов ОГТ, КМПВ) l l l l l l l е1 tzttttT

-Долераты -Известняки

N11 iл: и :;.л.

ГГ TI "П ,, п и ii 1г

-Доломиты -Мергели - Сочетание ассоциаций пород с учётом их количественного соотношения отражено комбинацией знаков

Рис. 1.2 Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред. В.И.Шпильмана, 1998 г)

OQ

Северо-Кочевского месторождения) существенно затрудняют создание непротиворечивой геометрической модели залежи.

Разные уровни ВНК в соседних скважинах позволяют говорить о наличии, как минимум, двух, гидродинамически разобщенных друг от друга, залежей нефти. Признание наличия двух (или более) залежей влечет за собой необходимость выявления их контуров, прослеживания распространения в плане и взаимоотношения в пространстве.

По материалам сейсморазведочных работ 2D и 3D на территории, включающей площадь работ, были выделены такие фациальные элементы, как бровка шельфа, граница выклинивания группы пластов БСю2, линии фациального замещения, позволяющие предположить в целом чешуйчатое или черепитчатое строение группы пластов БСю2 в данном районе. Основным недостатком этих сейсморазведочных работ является то, что наряду с решением более масштабных задач, детальное прослеживание отдельных выявленных залежей не проводилось.

С целью использования результатов сейсмики для более детальных исследований в последние годы рядом организаций, в том числе с участием автора, была предпринята попытка переработки материалов предыдущих сейсморазведочных работ. Анализ полученных в результате переработки уточненных временных разрезов, в сочетании с материалами ГИС, позволяет выделить ряд пространственно разобщенных, разновозрастных песчаных тел, перекрывающих друг на друга в западном направлении по схеме кровельного прилегания, и проиндексированных сверху вниз следующим образом - БСю2"1, БСю2"26, БСю2" 2а, БСю2"3, БС102Л БСю2*5- В результате проведенной интерпретации выяснилось, что пласты, слагающие группу БСю2, имеют вид уплощенных чешуй (или черепиц), налегающих друг на друга с востока-юго-востока на запад-северо-запад по мере регрессивного продвижения береговой линии в сторону моря. Таким образом, достаточно уверенно можно говорить о косослоистом строении группы пластов БСю2

Цель исследований-создание модели геологического строения группы пластов БСю2 на площади работ, определение пространственного размещения коллекторов с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные задачи:

1. С привлечением теоретических разработок о цикличности осадочных комплексов (JI.H. Ботвинкина, В.П. Алексеев, Ю.Н. Карогодин и др.), материалов ГИС и палеонтологических определений, выполненных на соседних площадях, на основе общих представлений об истории осадконакопления и стратиграфии района провести детальную корреляцию и установить пространственно-временное положение объекта исследований (группы пластов

БСю');

2. Используя комплексную интерпретацию геолого-геофизической информации, лабораторные данные (гранулометрический, рентгеноструктурный и микроскопический анализы, определения фильтрационно-емкостных свойств) и текстурно-структурные особенности пород провести седиментологический и качественный литолого-фациальный анализы;

3. По результатам, полученным при проведении седиментологического и литолого-фациального анализов, разработать теоретически обоснованную комплексную литолого-фациальную модель;

4. На основе установленной модели выявить пространственное размещение литоло^о-фациальных зон на площади исследований и участки распространения пород с улучшенными коллекторскими свойствами.

Фактический материал и методы исследования

Теоретической основой решения поставленных задач послужили идеи и положения о цикличности строения осадочных толщ Ю.Н. Карогодина, о динамических режимах осадконакопления С.И. Романовского, обоснования применения электрометрических методов в литологии B.C. Муромцева, В.Б. Белозерова, Е.Е. Даненберга, Н.А. Брылиной, JI.C. Черновой, А.В. Ежовой. Комплекс литологических исследований строился на основе теоретических положений, разработанных JI.H. Ботвинкиной и В.П. Алексеевым. Диагностика фациальных обстановок проводилась с использованием описаний Р.К. Селли, М.Р. Лидера, Г.Э. Рейнека и И.Б. Сингха, X. Рединга. Применялись теоретические положения о преобразовании и изменении осадочных горных пород О.В. Япаскурта и Б.А. Лебедева, практические выводы по минералогии и геохимии нефтегазоносности мезозойских отложений Западной Сибири И.Н. Ушатинского и О.Г. Зарипова.

Диссертация является итогом многолетней работы автора. В ходе подготовки диссертации автором собраны, обобщены и проанализированы результаты предыдущих исследований, касающиеся как теоретических вопросов, так и проведенных непосредственно на площади исследований геологоразведочных и эксплуатационных работ. В основу диссертации положены результаты исследования кернового материала, полученные автором при проведении научно-исследовательских работ, выполнявшихся в ООО «КогалымНИПИнефть» по заказу ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл - Западная Сибирь». При изучении пород-коллекторов использовался стандартный комплекс методов исследования.

Керновый материал для исследований собран и обработан автором самостоятельно. Керновый материал изучался в 14 скважинах, пройденных на площади работ с отбором керна (скв. 66, 67, 107, 108, 111, 112, 109, 129, 308, 311, 315, 510, 519, 9731). Сделано детальное описание 14 разрезов скважин по керну (более 300 п.м.). Выполнено фотографирование образцов с основными генетическими признаками (250 шт.). Проанализирован комплекс каротажных диаграмм (произвольной самополяризации ПС, индукционного каротажа ИК, гамма-каротажа ГК, нейтронного гамма-каротажа НГК, бокового каротажа БК, кажущегося сопротивлении КС и др.) масштабов 1:200 и 1:500 по 58 скважинам. Проанализированы временные региональные и детальные сейсмические разрезы (12 шт.), структурные карты и карты общих и эффективных толщин (6 шт.), построенные для площади работ и прилегающих участков. Привлечены и проанализированы данные лабораторных анализов: гранулометрического (Микротрек) - 400 шт., определения карбонатности - 300 шт., описания шлифов - 150 шт., определения фильтрационно-емкостных свойств - 800 шт., рентгеноструктурного анализа - 100 шт. На основе описания разрезов по керну, лабораторных данных и материалов ГИС были построены литолого-фациальпые планшеты пластов группы БСю (14 шт.).

Основные защищаемые положения

1. В пределах северной части Сургутского свода отложения пластов группы БСю сформировались в мелководной прибрежно-морской обстановке и фациальных условиях преимущественно подводной части дельты волнового типа крупной палеореки;

-у

2. Пласты группы БСю чешуйчато (черепицеобразно) перекрывают друг друга с востока на запад, в процессе ритмичного развития регрессии, с чередованием линзовидных тел песчаников и покровных тел глинистых алевролитов, с резко различными коллекторскими свойствами;

3. Ритмичность выдвижение дельты обусловлена малоамплитудными колебаниями уровня моря (ингрессиями), в начальную фазу которых происходило образование оползней, разрушение и переотложение песчаных осадков верхнего и нижнего пляжа за счет усиления активности волновой гидродинамики; У

4. В верхней части пластов группы БСю представлены наиболее отсортированные средне-мелкозернистые песчаники вдольбереговых барьерных образований (валов, баров и островов), сформировавшиеся в начальную фазу развития субрегиональной чеускинской » * трансгрессии.

Научная новизна. Личный вклад автора

Автором впервые для Северо-Конитлорского и Северо-Кочевского месторождений сделан вывод о том, что нефтегазоносность месторождений контролируется фациальными обстановками, свойственными стадиям развития дельты волнового типа. Установлено, что в отложениях пластов группы БСю2 наибольшая часть сформировалась в процессе ритмичного выдвижения дельтового комплекса в завершающий период регрессивной (верхней) части субрегионального савуйского (покачевского) клиноциклита, с преобладанием привноса осадочного материала над его волновой переработкой; относительно маломощная (редко более 5-6 м) верхняя часть пластов группы БСю представляет отложения вдольбереговых барьерных образований, и сформировалась в результате разрушения и переотложения дельтовых накоплений в начальную стадию чеускинской трансгрессии, и относится к базальной части субрегионального чеускипского клиноциклита.

Также сделан вывод о том, что разделение группы на отдельные пласты обусловлено маломощными глинистыми слоями, сформированными в результате кратковременных ингрессий моря, в начальную фазу которых происходило усиление штормовой активности, образование оползневых процессов и пластических деформаций, частичное разрушение и переотложение осадков верхнего пляжа.

Автором выявлена литологическая неоднородность отложений и построена седиментологическая модель, отражающая циклическое строение пластов БСю2, выделены пачки (мощностью до Юм) элементарных циклитов, размером от 3-5 до 40-70 см, с преобладающим прогрессивным или регрессивным характером осадконакопления.

Сделан вывод, что для песчаников регрессивного этапа, отвечающего стадии накопления и выдвижения дельты, характерны элементарные циклиты прогрессивного типа (проциклиты), в которых снизу вверх размерность постепенно уменьшается (Md от 134,8 до 109,4 мкм), а средняя, реже хорошая сортировка в том же направлении, как правило, ухудшается или остается неизменной. В регрессивный этап формировались разрезы, представленные чередованием алевролитов глинистых, нередко с текстурами пластической деформации, и песчаников светло-серых, мелкозернистых, в разной степени алевритовых, реже алевритистых, неравномерно глинистых. Для песчаников регрессивного этапа характерны содержания пелитовой фракции до 2,0 %, слюд - 2-9 %, обломков пород - не более 10 %; текстуры массивные и слойчатые - горизонтальные и косые; характерны следы жизнедеятельности илоедов. Примесь растительного детрита колеблется от 2-3 до 5-7 %. Содержание каолинита в цементе песчаников в среднем составляет 34 %, хлорита - 49 %, гидрослюд - 14 %, смешапнослойных образований - 3-4 %. » #

Песчаные разрезы, сформированные в прогрессивный этап, представлены песчаниками буровато-серыми, средне-мелкозернистыми, в верхней части мелко-среднезернистыми, алевритистыми, участками слабо глинистыми. Для «прогрессивных» песчаников характерны элементарные циклиты регрессивного типа (рециклиты), в которых снизу вверх размерность увеличивается (Md от 178,3 до 238,4 мкм), сортировка улучшается до очень хорошей. Содержание пелитовой фракции достигает 3,0 %, слюды составляют единичные знаки, редко до 2 %, обломков пород участками до 19 %. Отмечается уменьшение содержания растительного детрита до единичных знаков (редко до 1-2 %). Текстуры массивные, участками - крупные пологоволнистые слойчатые. Содержание каолинита в цементе песчаников в среднем составляет 50 %, хлорита - 28 %, гидрослюд - 19 %, смешаннослойных - 2-3 %.

Предложенная седиментологическая модель объясняет пространственную неоднородность фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных объектов группы пластов БСю. Например, в скважине № 519 Северо-Кочевского месторождения проницаемость «регрессивных» песчаников изменяется от 14,07 до 44,49х10"3мкм2 (среднее значение по 13 образцам 33,24хЮ~3мкм2), пористость по насыщению составляет 18,6-20,0 % (среднее 19,5 %). В той же скважине проницаемость «прогрессивных» буровато-серых песчаников варьирует от 223,52 до 790,86хЮ"3мкм2 (среднее по 12 образцам 583,04x10" Змкм2), пористость по насыщению - 18,2-22,7 % (среднее 21,2 %).

Впервые автором на основе комплексного анализа временных сейсмических разрезов, материалов ГИС и керна установлено неоднородное литологическое строение пластов группы БСю в пределах площади исследований. В каждом пласте снизу вверх размерность увеличивается от алевролитов до песчаников. Для пород характерны средняя сортировка, горизонтальные и косые слоистые текстуры, заметная примесь растительного детрита, что характерно для отложений выдвигающейся дельты. Выделенные пласты, чешуйчато налегающие в западном направлении, отделяются друг от друга маломощными пачками плотных глинистых алевролитов, как правило, со следами пластических деформаций, накапливающихся в условиях дефицита поступления осадков и низкой волновой активности, свойственных обстановкам повышения уровня моря. Чешуйчатое строение группы пластов БСю является отражением ритмичных малоамплитудных колебаний уровня моря. В породах верхней части каждого пласта наблюдаются текстуры волнения, наибольшая размерность, повышенная степень сортировки осадка, почти полное отсутствие первичного цемента и растительного детрита, лучшие коллекторские свойства, что говорит о значительной переработке осадочного материала волновыми процессами. Волновая переработка происходила одновременно для всех пластов, в процессе выравниваиия рельефа пляжа в начальную фазу субрегиональной трансгрессии. Пластические деформации глинистых алевролитов указывают на оползневые процессы, ограниченные во времени и пространстве, и развивающиеся при усилении волновых ударов во время штормов. Усиление штормовых процессов связано с малоамплитудными повышениями уровня моря и образованием кратковременных ингрессий.

Практическая значимость работы

На основе комплексного анализа фактического материала, палеоструктурных и палеогеографических построений по подошве субрегиональной чеускинской глинистой пачки, определены наиболее перспективные зоны развития коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами, рекомендованные ТПП «Когалымнефтегаз» для проведения первоочередных геологоразведочных работ, с целью выявления ловушек углеводородов неантиклиналыюго типа.

Результаты исследований использованы при выборе основных направлений и планировании геологоразведочных работ на нефть (ТПП «Когалымнефтегаз», 2006-2007), а также при разработке геолого-геофизической модели строения группы пластов БСю2 Для подсчета запасов в пределах Северо-Конитлорского, Северо-Кочевского и Тевлинско-Русскинского месторождений (ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2008).

Предложенную модель можно использовать при изучении осадочных терригенных комплексов широкого стратиграфического интервала, имеющих аналогичное строение и сформированных в сходных условиях, а именно в дельтах волнового типа на фоне лавинной седиментации и эвстатических колебаний уровня моря.

Публикации и апробации

Основные положения и отдельные разделы выполненной работы неоднократно обсуждались на защите промежуточных (этапных) отчетов на заседаниях НТС ТПП «Когалымнефтегаз» и ООО «КогалымНИПИнефть», на научно-практических семинарах кафедры петрографии ТГУ (2004-2006гг.). Результаты исследований докладывались на IX и X научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2005, 2006), на второй международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (ТПУ - HERIOT-WATT, г. Томск, 2006), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (ООО «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, 2006). По результатам исследований опубликовано 3 печатные работы, в том числе 1 в рецензируемом издании, готовится в печать 5 печатных работ, в том числе 2 в рецензируемом издании.

Материалы проведенных исследований и основные методические приемы изучения толщ продуктивных отложений изложены в двух научно-исследовательских отчетах ООО «КогалымНИПИнефть» по заказу ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь».

Объем и структура работы

Диссертация содержит 194 страницы машинописного текста, в том числе 45 рисунков и 1 таблицу. Она состоит из введения, 5 глав и заключения. Список литературы включает 154 наименования. Рисунки выполнены и оформлены при участии автора сотрудниками ООО «КогалымНИПИнефть» (г.Когалым) и «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» (г.Москва).

Заключение диссертации по теме «Общая и региональная геология», Кудаманов, Александр Иванович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе на основе проведенного комплексного анализа геолого-геофизических и литологических материалов рассмотрены геологическое строение и условия формирования пластов группы БСю в пределах северной части Сургутского свода, на примере Северо-Конитлорского и Северо-Кочевского месторождений. У

Базовой моделью условий формирования группы пластов БСю служит модель косослоистого (клиноформного) строения неокома.' В соответствии с этой моделью, накопление отложений происходило в условиях лавинной седиментации, ритмично, путем бокового заполнения глубоководного палеобассейна, сформировавшегося к завершению юрского времени.

Отложения пластов группы БСю накапливались в регрессивной обстановке, в условиях ритмичного выдвижения дельты волнового типа, и слагают финальную (верхнюю) часть субрегионального савуйского клиноциклита. Пульсирующий характер выдвижения дельты за счет эвстатических колебаний уровня моря в неокомское время, отражается в

2 2 чешуйчатом строении группы пластов БСю • Группа пластов БСю приурочена к шельфовой ундаформной) части савуйского клиноциклита и расположена в непосредственной близости от его клиноформной части. По результатам сейсморазведочных работ 3D, хорошо прослеживается только чеускинская пачка аргиллитов, перекрывающая горизонт БСю

Группа пластов БСю2 представляет собой серию песчано-алевритовых линз (БСю2 5, БСю2"4,

БСю2"3, БСю22а, БСю2"26, БСю2*1), последовательно выклинивающихся в северо-западном направлении по схеме кровельного прилегания.

Автор напоминает, что выделенные пласты, как объекты детальной корреляции, являются не собственно песчаными телами, а осадочными комплексами, или «сиквенсами». Сиквенс - это относительно непрерывная последовательность, система генетически взаимосвязанных слоев или их групп, ограниченных в кровле и подошве несогласиями или коррелятивными им согласными поверхностями. Каждый пласт (сиквенс) в данном случае представляет циклит субзонального ранга и имеет в шельфовой зоне нижнюю трансгрессивную (глинистую) и верхнюю регрессивную (преимущественно песчаную) части, повторяя принципиальную модель строения циклитов более высокого ранга.

Угол наклона каждого пласта в обстановке перекрытия его следующим пластом составлял 1,0-1,5°, что является критическим состоянием для быстро накопленных отложений в отношении процессов деформации осадков при седиментогенезе (0,2-2,0°). Кроме того, по керну скважин установлено, что расположенные в нижней части каждого пласта преимущественно глинистые отложения повсеместно характеризуются текстурами пластических деформаций.

Таким образом, динамика накопления осадков отражает несовпадение колебаний водной разгрузки и режима бассейна. То есть, несовпадение максимумов водной разгрузки и энергетического режима бассейна приводит к тому, что периоды фактически беспрепятственного выдвижения дельты чередуются с периодами ее переработки бассейновыми процессами. Следовательно, периоды привноса осадков отражаются в разрезе слабо сортированными отложениями, е повышенным содержанием слюд и растительного детрита, с пониженным содержанием обломков пород, находящимися в состоянии неустойчивого равновесия (за счет быстрого накопления). Породы, сформировавшиеся в эти периоды, относятся к VI-V, реже IV классу коллекторов. Напротив, периоды усиления активности бассейновых процессов приводят к нарушению равновесия, вызывают деформации (типа оползней вращения), разрушение и перераспределение осадков. В эти периоды возможны процессы оползания локального масштаба, с образованием вдольбереговых поверхностей отрыва с начальным углом наклона 1-4°. Усиленная штормовая переработка осадков верхней и нижней зоны пляжа приводит к смещению песчаных масс в более глубокие части бассейна и заполнению желоба оползня. Возможно, при этом формируются вдольбереговые барьерные образования - валы, бары и даже острова, но при наступлении очередного периода регрессии, формирующего следующий пласт, барьерные образования, скорее всего, полностью редуцируются. Интенсивная волновая обработка осадочного материала фиксируется в улучшенной сортировке, в вымывании слюд и растительного детрита, в повышении содержания обломков пород. Сформированные в этот период породы характеризуются II и III, редко IV классом коллекторов.

Залегающие в кровле группы пластов БСю2 прерывистые тела вдольбереговых барьерных образований, возникшие при разрушении и перераспределении дельтовых накоплений в начальную фазу субрегиональной чеускинской трансгрессии, относятся автором к трансгрессивной (базальной) части следующего, расположенного выше чеускинского клиноциклита. Выделяемые трансгрессивные барьерные тела сложены в основном наиболее отсортированными • породами с наилучшими коллекгорскими свойствами.

Полученные данные, вследствие малых размеров площади исследований и кернового материала, нуждаются в апробации на примыкающих территориях, где развиты отложения горизонта БСю, широко представленные керновым материалом, и проведены детальные сейсморазведочные работы.

В отношении использования материалов ГИС и электрометрических образов для создания моделей и межскважинной корреляции отложений неокома, у автора в процессе данной работы сложилось определенное мнение. Дело в том, что формирование отложений неокома характеризуется двумя кардинально выраженными особенностями - лавинной седиментацией и пульсирующим, в результате эвстатических колебаний уровня моря, характером осадконакопления. Частые разномасштабные колебания уровня моря приводят к многократному разрушению и переотложению осадочного материала, участками с сохранением реликтов предыдущих образований, что в очень значительной мере затрудняет корреляцию отложений с использованием электрометрических моделей B.C. Муромцева. Кроме того, как отмечено выше, на коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, глинистость) большое влияние оказывает степень сортировки осадочного материала, которая не отражается на диаграммах ГИС. Автор считает несомненным, что для отложений неокома Западной Сибири требуется серьезная работа по созданию отдельной таблицы электрометрических образов, на основе материалов B.C. Муромцева, с использованием гораздо большего объема керновых материалов, относительно представленного в данной работе.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Кудаманов, Александр Иванович, 2007 год

1. Алексеев А.С., Олферьев А.Г. Эвстатические колебания уровня моря на

2. Восточно-Европейской платформе в меловом периоде // Материалы Третьего Всероссийского совещания. Саратов, 2006, С. 13.

3. Алексеев В.П. Литология Екатеринбург. Изд-во УГГГА, 2001. 249 с.

4. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. Учебно-методическое пособие -Екатеринбург. Изд-во УГГГА, 2002.147 с.

5. Амосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоиоисоых отложений. М.:Наука, 1980. - 112 с.

6. Ботвинкина JI.H. Слоистость осадочных пород М.: Изд-во АН СССР, 1962. 537с.

7. Ботвинкина JI.H. Механизм образования слоистости. Обзор имеющихся генетических типизаций. Основные принципы классификации слоистых текстур М.: Наука, 1965.542 с.

8. Ботвинкина JI.H., Алексеев В.П. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения Свердловск. Изд-во Уральского университета, 1991. 336 с.

9. Ботнева Т.А. Критерии прогноза качественного состава нефтей и газов.1. М.:Недра, 1981.

10. Бурштар М.С., Окунькова Ф.Е., Теодорович Г.И. Геологические предпосылки оценки нефтегазоносности слабоизученных осадочных толщ // Сов.геология. 1970. - №3. -С. 63-74.

11. Вассоевич Н.Б. Принципиальная схема вертикальной зональности в генерации углеводородных газов и нефти // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1974. - №5 - С. 123-135.

12. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. Избр. тр. М.: Наука, 1986.-С. 366.

13. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. Основные стадии развития нефтематерииских свит и их диагностика.- Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. -270 с.

14. Высоцкий И. В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений. М.: Недра, 1986. - 228 с.

15. Вылцан И.А. Ритмоанализ как критерий установления ранга стратиграфических подразделений // Основные теоретические вопросы цикличности седиментогенеза. М., 1977 а. С. 196-202.

16. Вылцан И.А. Ритмы индикаторы геотектонических условий седиментогенеза // Там же. 1977 6. С. 237-243.

17. Вылцан И.А. Введение в учение о фациях и формациях Томск. Изд-во ТГУ, - ч. I, 1984.-197 е.; ч. II, 1990.-206 с.

18. Вылцан И.А. Осадочные формации и их историко-геологические типы Томск. Изд-во ТПУ, 2000. 123 с.

19. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М, ЗАО «Геоинформмарк», 2000. 364 с.

20. Геология СССР. Т. XLIV. Западно-Сибирская низменность. Ч. II / Под ред. Н.Н. Ростовцева и др. М. Недра, 1964.

21. Геология нефти и газа Сибирской платформы. // под ред. Конторовича Л.Э., М.: Недра, 1981 г, 551 с.

22. Гладенков Ю.Б., Шлезингер А.Е. Отражение колебаний уровня моря в геологической летописи //Стратиграфия и геологическая корреляция. 1993. Т. 1. № 4. С. 3-10.

23. Гурари Ф.Г. Некоторые вопросы методики нефтепоисковых работ в Западной Сибири. /Научн. тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1971, вып. 137. С. 5-16

24. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты: История становления представлений. Новосибирск, СНИИГГиМС, 2003.141 с.

25. Гурари Ф.Г., Карогодин Ю.Н., Гребенюк В.В. и др. Типы залежей нефти и газа в Западной Сибири. /Научи, тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1971, вып. 137. С. 22-35.

26. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). Томск, Издательство, 2006. 291 с.

27. Дафф П., Хэллем Э., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. М.: Мир, 1971.283 с.

28. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.:Недра, 1975. 341 с.

29. Дикепштейн Г.Х, Максимов С.П., Иванова Т.Д. Тектоника нефтегазоносных провинций и областей СССР. -М.: Недра, 1982.

30. Еэюова А.В. Литология. Томск, изд-во ТПУ, 2005.353 с.

31. Ермаков В.К, Кабанова З.В. Перспективы газоносности палеозойского и нижнемезозойского комплексов молодых платформ. Обзор, сер. геол. и разв. газов, и газоконд. мест-й. -М., ВНИИЭгазпром, 1976г., №14, С.44-53.

32. Еременко Н.А., Ботнева Т.А. Залежи УВ на большой глубине. Геология нефти и газа, 1998, №1, С.6-11.

33. Ермолкин В.Н., Бакиров Э.А. Критерии прогноза фазовой зональности УВ в осадочных толщах земной коры. М.: Недра, 1998г, 320 с.

34. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа // М.; Изд-во «Недра», 1970. 488 с.

35. Жемчужников Ю.А. Основные выводы из изучения аллювиальных накоплений в угленосной толще Донецкого бассейна. /Тр. ГИН АН СССР. Угольная серия, 1954, вып. 151, № 5. С. 273-294.

36. Захаров В.А., Шурыгин Б.Н., Левчук М.А., Пинус О.В., Сахагян Д.Л. Эвстатические сигналы в юрских и пижнемеловых (неокомских) отложениях ЗападноСибирского осадочного бассейна// Геология и геофизика. 1998. Т. 39, №11. С. 1492-1504.

37. Иванчук Л.Ф. Детальная корреляция разрезов по комплексу геофизических методов на примере XIII и XIV продуктивных горизонтов месторождения Узень. /Тр. ВНИИ, 1972, вып. 43. С. 58-67.

38. Кабышев Б.П. Количественная оценка перспектив нефтегазоносное™ пород кристаллического фундамента. / Геология нефти и газа, 1991 г, №3, С.2-5.

39. Калинин В.В., Тарасюк В.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Каримов P.M. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ Когалымнефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1998 №10. С.30-35.

40. Каледа Г.А. при участии Шик Н.С. Формирование ловушек в морских условиях /В кн.: Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. М.: Недра, 1978. С. 57-61.

41. Карогодин Ю.Н. Региональная стратиграфия. М.:Недра, 1985. 179 с.

42. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980. 242 с.

43. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов B.C. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.252 с.

44. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.В., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири: Геология и нефтегазоносность неокома. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. 252 с.

45. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, СНИИГГиМС, 1976, вып.208. С. 119-124.

46. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. М.: Недра, 1979. 255 с.

47. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтеобразование /Проблемы нефтеносности Сибири. Новосибирск: Наука, 1971, С. 51-69.

48. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология нефтегазоносных районов Сибири. Т. I. Новосибирск, 1964. - (Тр. СНИИГГиМС; вып. 32).

49. Конторович А.Э., Рогозина Е.А., Фомичев А.С. Перспективы иефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты (опыт объемно-генетической оценки). Новосибирск: СНИИГГиМС, 1970, вып.95, С.72-82.

50. Кудаманов А.И., Потрясов А.А. Условия осадконакопления в валаижинское время на примере группы пластов БСю2 в северной части Сургутского свода ЗападноСибирской плиты // Вестник Томского государственного университета Томск, 2006, - № 104, С. 88-91.

51. Кудаманов А.И., Потрясов А.А. Условия осадконакопления продуктивных отложений валанжинского возраста в северной части Сургутского свода // Известия Томского политехнического университета Томск, 2007 (в печати).

52. Кукал 3. Скорость геологических процессов: Пер. с чешского. М., Мир, 1987.246 с.

53. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. М.: Недра, 1994. 250 с.

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

55. Латышева М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. -М.: Недра, 1975. 638 с.

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

57. Леонтьев O.K. Краткий курс морской геологии. М.: Изд-во МГУ, 1963.463 с.

58. Лидер М.Р. Седиментология. М.: МИР, 1986. 439 с.

59. Лисицын А.П. Лавинная седиментация изменения уровня океана, перерывы и пелагическое осадконакопление глобальные закономерности // - 27-ой Междунар. геол. конгресс. Коллоквиум 03: Доклады. Т. 3: Палеокеанология. М., 1984. С. 3-21.

60. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М., Наука, 1988. 306 с.

61. Лоджевская М.И. Нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов. Геология нефти и газа. М, 1980г, № 7, С.77-81.

62. Лопатин Н.В. О главной фазе нефтеобразования. Изв. АН СССР. Серия геологич., 1969г, № 5, С.69-76.

63. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненко О.И. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997г, №7, С.7-21.

64. Лысенко М.П. Глинистые породы Русской платформы. М, Недра, 1986.254 с.

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

66. Мартьянов Н.Е. Размышления о пульсациях Земли. Красноярск, КНИИГиМС, 2004. 272 с.

67. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования. Геология нефти и газа, 1997г, №7, С.4-7.

68. Методы палеогеографических реконструкций», Гроссгейм В.А. и др., Ленинград, Недра, 1984,271с.

69. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК.-Калинин: НПО « Союзпромгеофизика», 1990, 85 с.

70. Мовшович Э.Б., Кнеппель М.Н., Несмеянова Л.И. Геолого-стратиграфические показатели нефтегазоносности погребенных рифов, баров, речных систем. // В кн.: Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М., 1978. С 64. (ВИЭМС. Обзор).

71. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984, 260 с.

72. Муромцев B.C., Петрова Р.К. Методические рекомендации по выявлению литологических ловушек нефти и газа. Л., 1979. 73 с. (ВНИГРИ).

73. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири (часть I). Тюмень, ТюмГНГУ, 2000. 133 с.

74. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных М., 1992. 99 с.

75. Нестеров И.И. Нефтяная геология в XXI веке // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 1992. № 3. С. 7-13.

76. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. / А.Э. Конторович, B.C. Сурков, А.А. Трофимук и др. Новосибирск: СНИИГГиМС. - 1994. - Вып. 2.

77. Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоениеместорождений. Том 3. Санкт-Петербург 1999г.

78. Обстановки осадконакопления и фации// под редакцией X. Редиига. М., Мир, 1990.352 с.

79. Овчаренко А.В., Сафонов А.С., Шлезингер А.Е. и др. Методические приемы интерпретации геофизических материалов при поисках, разведке и освоении месторождений углеводородов М., Научный мир, 2002. 102 с.

80. Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1994. № 7. С. 29-31.

81. Онищук Т.М., Наумов A.J1., Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего тела Среднеобской НГО. Геология нефти и газа, 1977г., № 6, С. 32-37.

82. Осадочные породы (состав, текстура, типы разрезов) / Ю.П. Казанский, О.А. Бетехтина, А.В. Ван и др. Новосибирск: Наука, 1990. 269 с.

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

84. Петтиджон Ф., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники /Под редакцией А.Б. Ронова, пер. с англ. М.: Мир, 1976, 534 с.

85. Подобина Я.М, Ксенева Т.Г. Стратиграфия верхнего мела Западной Сибири на основании фораминифер // Материалы Третьего Всероссийского совещания. Саратов, 2006, С. 116.

86. Поляков А.С. Гранулированные среды и седиментогенез. /В сб.: Общая и региональная геология, геология морей и океанов, геологическое картирование. Вып. 1, М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2001. 57 с.

87. Потапов А.П., Кнеллер JI.E. Определение УЭС пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза. НТВ «Каротажник», № 52,1998 г., С.62 67.

88. Потрясов А.А., Скачек К.Г. и др. Состав нефтей северных районов Сургутского свода./ Геология нефти и газа. № 4,2004 г. С. 28-38.

89. Резников А.Н., Ярошенко А.А., Н.В.Скиба О нефтеобразовании в отложениях доманикоидного типа на стадии апокатагенсза // Сб. научных трудов. Серия "Нефть и газ", Северо-Кавказский государственный технический университет, Ставрополь, 1999г, вып.2, 215 с.

90. Резников А.Н., Ярошенко А.А. Динамокатагенез и нефтеносность осадочно-породных бассейнов // Сб. научных трудов. Серия "Нефть и газ", Северо-Кавказский государственный технический университет, Ставрополь, 2000г, вып.3,215 с.

91. Рейнек Г.-Э., Сипгх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления. М, Недра, 1981.439 с.

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

93. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления // Циклогенез. JI., Недра, 1985. 263 с.

94. Романовский С.И. Физическая седиментология. JL, Недра, 1985. 263 с.

95. Селли Р.К. Введение в седиментологию. М, Недра, 1988. 240 с.lis. Селли Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления. Москва, Недра, 1989,294 с.

96. Сидоренко А.И. Седиментологический аспект формирования неантиклинальных ловушек в морском мезозое Западной Сибири. /Научн. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1979, вып. 144. С. 6-35.

97. Систематика и классификации осадочных пород и их аналогов / В.Н. Шванов, В.Т. Фролов, Э.И. Сергеева и др. СПб. Недра, 1998. 352 с.

98. Славкин B.C., Холмянская НЛО. Новый подход к восстановлению структурного плана верхнеюрских отложений Широтного Приобья (Западная Сибирь) /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений/ 2001, № 9. С. 27-35.

99. Соколовский А.П. Локальный прогноз нефтегазоносности на поисковой стадии геологоразведочных работ в Западной Сибири // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинеклизы. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1989. С. 32-45.

100. Стасова О.Ф. и др. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно Сибирской плиты./ Геология нефти и газа., №7, 1998г, С. 4-11.

101. Степанов Д. Л., Месежников М.С. Общая стратиграфия. Л.: Недра, 1979. 423 с.

102. Стратиграфо-палеонтологическая основа детальной корреляции нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972.149 с.

103. Словарь по геологии нефти и газа (под ред. Черникова К.А.) Л.: Недра, 1988.679 с.

104. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 121 с.

105. Ушатинский КН., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1978.207 с.

106. Фомин А.Н, Меленевский В.Н. О глубинной зональности нефтегазообразования. Геология нефти и газа, 1997г, № 7.

107. ХантДж. Геохимия и геология нефти и газа. М.:Мир, 1982. - 704 с.

108. Хеллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М, Мир, 1983. 328 с.

109. Чернова Л.С. К вопросу о возможном выявлении перерывов в осадконакоплении литологическими методами. /В кн.: Тектоника нефтегазоносных районов Западной Сибири. 1971. Тр. СНИИГГиМС, вып. 132. С. 120-123.

110. Чернова Л.С. Генетические модели некоторых типов фаций прибрежно-морских и континентальных отложений. /Науч. Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1976. С. 33-39.

111. Чернышев Н.И. Построение палеогеографических карт по данным*электрокаротажа. /В кн.: Вопросы обработки и интерпретации геофизических наблюдений. Пермь, 1972. № 10. С. 129-133.

112. Чуносов П.И., Маврин М.Я., Жуков В.А., Чернова Л.И. Тектоническая модель Тевлинско-Русскинского месторождения Тюменской области //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1998 №12. С. 15-18.

113. Шепард Ф.П. Морская геология. Л.: Недра, 1960,401 с.

114. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000.480 с.

115. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В., Никитенко Б.Л. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганский горизонт) юго-востока Западной Сибири /Геология и геофизика. Т. 40,1999, № 6. С. 843-862.

116. Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратисфере: Процессы и факторы. М, ГЕОС, 1999.260 с.

117. Espitalie J., Deroo G., Marguis F. La pyrolyse «Rock-Eval» et ses applications. Revue de Г 1FP, 1985,V.41. № 5. P. 563-586 (1 partie).

118. Eustatic controlon clastic deposition H.W. Posamentier, M.T. Jervey, P.R. Vail //SEPM Special Publication No. 42, 1988. P. 110-154.

119. Mulholland J.W. Sequence stratigrafy: Basic elements, concepts and terminology // Leading Edge, 1998. № 1. P. 37-40.

120. Nanz R.H. Genesis of Oligocene sandstone reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1954, vol. 38. P. 96-117.

121. Pirson S. J. Sedimentalogical studies by log curve shapes. In: Geologic well log analysis. 1970. P. 36-58.

122. Pirson S. J. SP and EH curves as redoxomorphic logs. In: Gcologic well log analysis, Houston, Texas, Gulf. Publ. Co. 1970. P. 1-35.

123. Saitta S., Visher G. S. Subsurface study of the Southern portion of the Bluejacket delta.-In: Oklahoma City Geol. Soc. Guidebook, 1968. P. 53-68.

124. Shelton J.W. Stratigraphic models and general criteria for recognition of alluvial, barrier bar, and turbidity - current sand deposits. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1967, vol. 51, N 12. P. 2441-2461.

125. Sloss L.L. Stratigraphic model in exploration // AAPG Bull. 1962. Vol. 46. P. 10501057.

126. Vail P.R. Seismic stratigraphy interpretation using sequence stratigraphy interptetation procedure // AAPG Bull. 1987. Vol. 27, № 1. P. 1-10.

127. Well Logging and Interpretation Techniques. Dresser Atlas , Dresser Industries Inc.,1982.

128. Visher G.S. Use of vertical profile in environmental reconstruction. Bull. Am. Assoc.Petrol.Geologists, 1965, vol.'49, N 1, p. 41-61.1. ФОНДОВАЯ

129. Кудаманов A.M. (отв. исп.) Общее руководство по документации керна в ОИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть». Когалым, ООО КогалымНИПИнефть, 2004.

130. Ольков Д.А. (отв. исп.), Кудаманов А.И. Фациальный и седиментологический анализ кернового материала с целыо оптимизации поисков залежей УВ в пластах группы

131. БСю Северо-Кочевского и Северо-Конитлорского месторождений. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО КогалымНИПИнефть, 2005.

132. Отчет по договору № 81.00.160/382 от 01 мая 2000 г. " Разработка биградиентного зонда метода ПС и его методического обеспечения". Когалым, 2002 г.- 150 е., с прил. (авт.: О.Б.Кузьмичев, Д.С. Баймухаметов, Р.З. Ливаев и др.).

133. Чернова О.В. Отчет о результатах проведения детальных сейсморазведочных работ ЗД на Северо-Кочевской площади. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед. 2005.