Исследование влияния дизъюнктивных нарушений в юрских отложениях на строение залежей нефтяных месторождений Когалымского нефтегазоносного района тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Лесной Александр Николаевич

• Лесной Александр Николаевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Лесной Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ОСОБЕННОСТИ

ПЛАСТА Ю1 КОГАЛЫМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика пласта Ю1

1.2. Тектоника

1.3. Нефтеносность

1.4 Причины и актуализация геологических моделей влияющие

на строение верхне-юрских отложений пласта Ю1 месторождений Когалымского НГР по материалам

сейсморазведки и промысловым данным

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 2. КОМПЛЕКСНЫЕ МЕТОДЫ ВЫДЕЛЕНИЯ И ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗОН МАЛОАМПЛИТУДНЫХ ДИСЛОКАЦИЙ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ФЕС В ПРИСБРОСОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ УЧАСТКАХ ПЛАСТА Ю1

2.1 Анализ проблемы, архитектура и решения

2.2 Ретроспективный анализ применяемых методов и разработка новых для комплексного обоснования дизъюнктивных нарушений

2.3 Проведение исследований скважин гидропрослушиванием

при обосновании тектонического экранирования пласта Ю1

2.4 Обоснование ВНК верхне-юрских залежей пласта Ю1 Ватьеганского месторождения по данным

комплексных исследований

2.5 Зональное изменение ФЕС пород Ватьеганского месторождения

по результатам исследования керна

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 3. НОВЫЕ ПОДХОДЫ К ОСВОЕНИЮ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ, УЧИТЫВАЮЩИЕ ИЗМЕНЕНИЕ ФЕС КОЛЛЕКТОРОВ, В ЗОНАХ

ПОВЫШЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ

3.1 Обоснование фильтрационно-емкостной модели юрских залежей в целом для Когалымского НГР и примеры формирования запасов, не вовлекаемых в разработку

3.2 Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских

залежей Когалымского НГР

3.3 Повышение эффективности освоения остаточных запасов, учитывающее изменение ФЕС коллекторов,

в зонах повышеннной трещиноватости

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 4. ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО ПРОДУКТИВНОСТИ НА ОСНОВЕ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ, ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК И ВЫБОР МАКСИМАЛЬНО ЭФФЕКТИВНЫХ ГТМ

4.1 Характеристика фациальных зон

4.2 Повышение эффективности освоения запасов на основе фациального районирования пласта Ю1 и анализа ГТМ

4.3 Учет конечного показателя КИН при освоении запасов и проведении ГТМ на основе зонального изменения свойств

пород в пределах одной фациальной обстановки

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование влияния дизъюнктивных нарушений в юрских отложениях на строение залежей нефтяных месторождений Когалымского нефтегазоносного района»

ВВЕДЕНИЕ

Современная нефтегазовая геология, выступая важной прикладной составляющей всей геологии, испытывает на себе кардинальные изменения, которые направлены на фактически полную переоценку базовых основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов (УВ).

Это обусловлено возрастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характере насыщения горных пород, полученными на ранних стадиях освоения.

Методами сейсморазведки выявляются не все особенности их строения, тогда как на стадии разработки устанавливаются существенно более сложные (в том числе разломно-блоковые) модели. Такое положение указывает на необходимость анализа и учета влияния, дополнительно выделяемых различными геолого-промысловыми методами разрывных нарушений, формирование и современное размещение начальных и остаточных запасов УВ в разрезе продуктивных отложений.

Все это в полной мере относится к юрским залежам Западно-Сибирского региона, где значительная литолого-фациальная изменчивость, наличие сети дизъюнктивных дислокаций предопределяют сложность геолого-промыслового моделирования нефтегазодобывающих объектов. Недоучёт

вышеперечисленных негативных факторов снижает эффективность поисково-разведочных работ и достоверность оценки запасов. Обоснованность моделей максимально приближенных к реальным геологическим объектам разработки в конечном итоге приведет к увеличению коэффициентов нефтеотдачи на основе оптимизации геологоразведочных работ (ГРР) и обоснования эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), уменьшению объемов, не

вырабатываемых остаточных запасов, снижению непроизводительных затрат. Эти факторы подтверждают актуальность решаемых в работе проблем, теоретическое и практическое значение ожидаемых результатов исследований, выполненных на примере месторождений Когалымского нефтегазоносного района (НГР).

Цель работы заключается в актуализации моделей строения сложнопостроенных юрских залежей для выбора максимально эффективных методов освоения запасов УВ.

Основные задачи работы

• анализ и детальное исследование геологических факторов, обусловивших сложное строение юрских залежей на примере месторождений Когалымского НГР для выявления зон пространственного положения остаточных запасов;

• комплексное геолого-промысловое обоснование новой модели юрских залежей, учитывающее разломно-блоковое строение;

• анализ геолого-промысловых данных, проведенных ранее работ, разработка и адаптация новых методов уточнения геологического строения юрских залежей;

• методика локализации остаточных запасов и разработка рекомендаций по их освоению;

• дифференциация запасов по продуктивности на основе анализа литолого-фациальных, фильтрационно-емкостных, геолого-гидродинамических характеристик и обоснование эффективных методов освоения юрских залежей для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН).

Методы решения поставленных задач

При проведении исследования в качестве его основы были использованы общепринятые подходы, методики и технологии изучения нефтегазоносности природных резервуаров. В частности, методологическая база работы основана на обобщении результатов исследований сейсморазведки, литолого-

фациальных, геофизических, гидродинамических и промысловых данных. Базовыми методиками при изучении специфики влияния разломно-блоковой тектоники на движение флюидов послужили методы многомерного статистического анализа, геолого-гидродинамическое моделирование. Полученные в результате проведенных исследований данные показали высокую сходимость расчетных и фактических показателей более чем 2500 скважин различных площадей юрских залежей в пределах зоны сочленения Сургутского и Вартовского сводов.

Научная новизна результатов работы

1. Обоснованы закономерности пространственного размещения углеводородов, их приуроченность к дизъюнктивным нарушениям и влияние разломов на гидродинамическую сообщаемость пласта Ю1 .

2. Установлены факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород с учетом влияния трещиноватости на продуктивные пласты и формирование остаточных запасов.

3. Научно обоснован комплекс геолого-геофизических и геолого-промысловых методов для повышения геологической информативности и адекватности моделей сложнопостроенных залежей УВ.

4. Разработан новый метод оперативного уточнения строения нефтяных залежей, основанный на «камеральном» гидропрослушивании пластов и комплексе данных ГИС, ГДИ и т.д.

5. Научно обоснованы новые геологические модели запасов юрских залежей и произведена дифференциация запасов по продуктивности для оптимизации освоения залежей УВ.

Основные защищаемые положения

• Принципиально новая модель строения юрских залежей Ватьеганского месторождения, доказывающая отсутствие единого гидродинамического резервуара. На гидродинамическую сообщаемость в пласте Ю1, влияют зоны тектонической трещиноватости и дизъюнктивных нарушений;

• Разработан эффективный комплекс геофизических и геолого-промысловых методов, позволяющий оптимизировать освоение текущих и остаточных запасов пласта Ю1;

• Впервые локализованы залежи УВ связанные с зонами малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, выполнен прогноз ФЕС в их пределах;

• Пространственное расположение остаточных запасов УВ, обусловившее выбор оптимальных направлений геологоразведочных работ и геолого-технических мероприятий для повышения геолого-промысловой эффективности разработки сложнопостроенных объектов нефтедобычи.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Данная область научных изысканий соответствует паспорту специальности «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» (25.00.12). В разделе «Область исследования» содержание работы соответствует пунктам: 3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработан комплексный геолого-промысловый подход к изучению сложного, разломно-блокового строения юрских отложений, позволяющий уточнить границы залежей, что было использовано при формировании программы геологоразведочных и геолого-технических работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

2. На основании имеющихся геолого-геофизических и геолого-промысловых данных уточнены геологические, гидродинамические и фильтрационно-емкостные модели пласта Ю1.

3. С использованием уточненных и разработанных новых геологических моделей выполнен прогноз пространственного размещения зон остаточных запасов УВ, не охваченных разработкой, что было учтено при планировании

ГТМ на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Равенском, Южно-Ягунском, Восточно-Придорожном месторождениях .

4. Результаты исследований, изложенных в диссертационной работе, используются геолого-технологическими службами ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в процессе освоения месторождений, при уточнении геолого-гидродинамических моделей залежей и планировании ГТМ, что подтверждено актом внедрения выполненных научно-исследовательских работ, утвержденным заместителем генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» по геологоразведке С.В.Арефьевым.

Личный вклад автора диссертации Состоит в обосновании актуальности работ, постановке задач и их решении; разработке специальных методологических приемов, учитывающих особенности освоения запасов нефти из приразломных участков пластов с учетом литолого-фациальных изменчивостей, с использованием гидродинамических, геолого-промысловых исследований, обобщении их результатов, практического внедрения разработанных методик.

Апробация результатов работы Основные положения диссертационного исследования были обговорены на научно-методических семинарах научного совета РГУ «Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина», в частности кафедры «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО РГУ (г. Москва 2014, 2015 гг.); обнародованы на ряде международных конференций, научных симпозиумах, научно-технических совещаниях: «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Международная научно-техническая конференция, г. Тюмень, 2006 г.); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2007 г.); «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (IV Международный технологический симпозиум, г. Москва, 2008 г.); «Новые технологии и методы

увеличения нефтеотдачи пластов» (научно-практический семинар БРБ, г. Тюмень, 2008, 2009 гг.); «Разработка многопластовых месторождений» (Производственно-технический нефтегазовый форум, г. Москва, 2014 г.); Х Научно-техническая конференция ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г.Пермь, 2015 г.); научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ПАО «ЛУКОЙЛ»;

Публикации

Основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 20 научных трудах, в том числе из них 12 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав с подпунктами, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы (131 наименование). Текст работы занимает 163 страницы компьютерного набора. Диссертационное исследование содержит 78 рисунков, 16 таблиц.

Введение к диссертации включает в себя актуальность избранной темы, высокую степень ее разработанности, цели и задачи, научную новизну, теоретическую и практическую значимость работы, методологию и методы диссертационного исследования, положения, выносимые на защиту, значительную степень достоверности и апробацию результатов.

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, профессору, д.г.-м.н. А.В. Лобусеву за всемерную поддержку и ценные советы. Автор благодарен профессору, д.г.-м.н. В.П.Филиппову, профессору, д.г.-м.н. С.Б.Вагину, профессору, д.г.-м.н. И.П.Попову, д.г.-м.н. А.В.Бочкареву, к.г.-м.н. В.Е. Копылову и всем сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

РАЗДЕЛ 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПЛАСТА Ю1 КОГАЛЫМСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО РЕГИОНА

Изучением геологического строения и нефтеносности юрских залежей занимались многие научно-исследовательские, производственные организации и ученые-исследователи, среди которых В.Б. Белозеров, В.С. Бочкарев, Ф.Г. Гурари, В.И. Ермаков, Е.Т. Журавлев, Н.П. Запивалов, А.М. Казаков, А.Э. Конторович, А.В.Шпильман, А.И. Тимурзиев, И.И. Нестеров, В.С. Сурков, О.Ф. Стасова и др. [7,8,9,15,27,29,30,34,38,,72,99,102,105,107,117]. Но, невзирая на значительный объем исследований многие аспекты геологического строения, остаются не до конца определенными.

Также, несмотря на значительный объем исследований юрского терригенного комплекса на региональном и локальном уровнях, представление о геологическом строении остается не до конца однозначным.

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика пласта Ю1

Информация о стратиграфической изученности юрских отложений Западной Сибири, стратиграфические схемы отложений этого района систематически обсуждаются на различных региональных и межведомственных стратиграфических совещаниях и опубликовываются в решениях[83,84,87,118].

Представления о расчленении верхнеюрских отложений Западной Сибири формировались на протяжении долгих лет. Региональной шкалой в стратиграфических схемах верхней юры на современном уровне исследований рассматриваются подразделения зонального ранга, выделенные автономно по разным группам микрофауны и макрофауны. В последнее время в региональные стратиграфические подразделения введены автономные шкалы по фораминиферам, двустворчатым моллюскам и др.

Обсуждения о стратиграфическом объеме литостратиграфических подразделения и слагающих их частей продолжаются по сегодняшний день со времени проведения первого Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири (31 января 1956 г.) По схеме районирования, принятой Межведомственным региональным стратиграфическим совещанием (МРСС), составлена схема структурно-фациального районирования с уточненными, на основе новых данных, границами структурно-фациальных районов, на которой район исследования входит в Пурпейско-Васьюганский фациальный район (рисунок 1.1)[83].

Основным объектом исследования являются терригенные отложения васюганской свиты верхнеюрского возраста Тевлинско-Русскинского, Ватъеганского, Равенского, Южно-Ягунского, Восточно-Придорожного и Новомолодежного месторождений. В геологическом строении всего Среднего Приобья принимает участие структурно-формационный этаж осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, перекрывающий отложения промежуточного структурного этажа и складчатого фундамента. Рассмотрим на примере Тевлинско-Русскинского месторождения данные характеристики [81].

Стратиграфическая схема расчленения разреза с незначительными упрощениями соответствует «Региональной стратиграфической схеме мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом (МСК СССР, 30.01.1991).

Фрагмент сводного литолого-стратиграфического разреза в продуктивной части представляет рисунок 1.2.

Васюганская свита, вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2765 - 2848 м. По характеру своего строения свита подразделяется на две подсвиты.

Нижняя подсвита, представлена аргиллитами серыми, темно-серыми почти черными, слюдистыми, средней крепости, неоднородными. Для толщи характерны прослои алевролитов, иногда песчаников, образующих

неправильную линзовидную слоистость. Встречаются включения пирита и мелкорассеянного углистого детрита.

Верхняя подсвита, сложена песчано-глинистыми осадками с преобладанием песчаных разностей.

Песчаники от светло-серых до темно-серых, разнозернистые, средней крепости, слюдистые, с горизонтальной, пологоволнистой слоистостью, монолитные, на глинистом и карбонатном цементе. Наблюдаются включения рассеянных обуглившихся растительных остатков, а также редкие включения углистого детрита.

Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые до черных, за счет сильного обогащения углисто-растительным детритом. Разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые, наблюдаются глинистые, слабоизвестковистые разности, с многочисленными намывами растительного детрита и чешуек слюды, подчеркивающих пологоволнистую структуру породы.

Аргиллиты от серых до буровато-черных, алевритистые, слюдистые, крепкие, горизонтально- и косоволнисто-слоистые за счет тонких прослоев песчаника, с полураковистой поверхностью излома, на которой отмечается растительный детрит и остатки обугленных стеблей растений. Встречаются линзы и вкрапления мелкозернистого пирита, единичные прослои известковистого материала.

К песчаникам верхней подсвиты приурочены продуктивные пласты ЮС11 и ЮС1 , с которыми связаны залежи структурного и структурно-литологического типа [37].

Кровля верхнего пласта ЮС11 совпадает с резкой литологической границей: серые песчано-алевритовые породы сменяются вверх по разрезу зеленовато-серыми глауконитовыми глинисто-алевритовыми породами георгиевской свиты. Толщина васюганской свиты изменяется в пределах 60 -80 м.

Рисунок 1.1. Схема структурно-фациального районирования келловея и

верхней юры Западной Сибири.

Рисунок 1.2. Фрагмент сводного литолого-стратиграфического разреза.

Пласт Ю1 на рассматриваемой территории делится на два

1 2

самостоятельных объекта - пласты Ю1 и Ю1 , из которых в песчано-алевритовых фациях наиболее развит первый. С ними и связаны все выявленные залежи нефти. Породы пласта формировались в «мелководно-морском бассейне» [9].

Пласт Ю1 , залегающий в нижней части горизонта Ю1, отделен от вышележащего пласта Ю11 глинистой перемычкой, толщиной до 3-5 м, которая имеет не монолитное строение. В ее центральной части встречаются прослои алевролитов до 1 м толщиной, по своим характеристикам приближающиеся к коллекторам с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Сам же пласт Ю1 имеет довольно прерывистый характер распространения, песчанистость разреза снижается, увеличивается глинистость, что приводит нередко к полному замещению песчаников алевролитами и глинами.

Районы Сургутского, Вартовского сводов относятся к мелководно-морской области [92]. Фациальные условия формирования всех песчаных пластов представлены набором морских и континентальных отложений и прибрежно-морских отложений. По литологическим параметрам, по характеру органических остатков различные фации мелкого моря и прибрежно-морские

[9].

В распределении литотипов пород большое значение играет тектоника. Исследуемый объект осложнен многочисленными тектоническими нарушениями [22].

1.2. Тектоника

Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, выпущенная под редакцией известного геолога И.И. Нестерова [72], Тевлинско-Русскинская группа поднятий приурочена к структурам II порядка, осложняющим северо-восточное погружение Сургутского свода: Савуйскому

структурному носу и Тевлинскому куполовидному поднятию, которые заключены между двумя прогибами значительной амплитуды и протяженности Западно-Ягунским с востока и Восточно-Венглинским с запада.

К Савуйскому структурному носу относятся структуры III порядка-Савуйская, Русскинская, Сорымская, Иминская, а к Тевлинскому куполовидному поднятию - Тевлинская, Северо-Тевлинская, Когалымская и Северо-Когалымская. Восточно-Русскинское и Икилорское поднятия расположены на склоне Сургутского свода. На рисунке 1.3. представлена выкопировка из тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы.

Рисунок 1.3. По тектоническому районированию Нижневартовский и

Сургутский своды [72].

А Ватьеганское местрождение в тектоническом отношении приурочено к Ватьеганскому валу (структура II порядка), осложняющему Северо-Вартовскую мегатерассу (структура I порядка).

Услоные обозначения Возраст стабилизации Структуры дейтероорогенного этапа развития

[ 5*

1

Ч/В

3

Г&йТ]

4 5

Прочие обозначения

га сп га:

7 8 5 10 11

Структуры геосинклинального этапа развития

13 14

Разломы

15

15

17

3 ИЗ □

24 25 26 27

10 15 20 Интрузивные комплексы

"Г7

Л

¡Л Ш

г>

Формации геосинюшнальные, протоорогенные и переходные Структуры протоорогенного этапа развития

ш

1 | ст □_] со

31 32 33 34 35 36

37

Рисунок 1.4. Фрагмент тектонической карты фундамента ЗападноСибирской плиты [103].

Ватьеганский вал, в свою очередь, осложняется рядом структур III порядка, наиболее крупные из которых - Южно-Айкаеганская, Западно-Ватьеганская и Михлорская.

На севере Ватьеганский вал, погружаясь, переходит в Западно-Котухтинскую моноклиналь, на юге - в Могутлорский прогиб.

Под редакцией В.С. Суркова [103] опубликована тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты (рисунок 1.4).

В основе механизма формирования залежи лежат образование субвертикальных зон деструкции горных пород и последующий гидротермальный метаморфизм [10].

Также отмечается существование крупных сдвигов в мезозойско-кайнозойском чехле Западно-Сибирской плиты, достигающих нескольких сотен метров. Аномальные разрезы представляют собой в одних случаях зоны сжатия, где происходит «скучивание» пород, а в других зоны растяжения. Отсюда прогнозируют перспективные для поиска высокопродуктивных ловушек в зоне растяжения.

По рисунку 1.4:

а) возраст данной стабилизации: 1 - области салаирской складчатости; 2 - области позднегерцинской складчатости; 3 - области докарельской и карельской складчатости, переработанные байкальски тектогенезом; 4 -области байкальской складчатости, переобработанные герцинским тектогенезом; 5 - области салаирской складчатости, переработанные герцинским тектогенезом;

б) структуры дейтороогенного этапа развития: 6 - унаследованно-наложенные впадины и прогибы; 7 - наложенные впадины и прогибы в пределах срединных и устойчивых массивов; 8 - раннемезозойские впадины и грабены в пределах каледонской и герцинской складчатости; 9 - выступы-горсты докарельских и карельских складчатых комплексов; 10 - выступы-

горсты байкальских складчатых комплексов; 11 - выступы-горсты салаирских и каледонских складчатых комплексов;

в) прочие обозначения: 12 - изопахиты отложений осадочных бассейнов в км; 13 - границы структурно-формационных зон; 14 -палеозойский платформенный чехол в пределах области докембрийской складчатости; 15 - покровы эффузивов разного состава; 16 - граница распространения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла ЗападноСибирской плиты: 17 - район работ;

г) структуры геосинклинального этапа развития: 18 - ядра антиклинориев, сложенные байкальскими складчатыми комплексами; 19 - ядра антиклинориев, сложенные салаирскими и каледонскими складчатыми комплексами; 20 - основания межгорных прогибов; 21 - антиклинорные зоны унаследованного типа развития (полициклические); 22 - антикли-норные зоны инверсионного типа (моноциклические); 23 - синклинорные зоны унаследованного типа развития;

д) разломы: 24 - глубинные разломы, разграничивающие складчатые системы (пунктиром, не выходящие на поверхность фундамента); 25 - разломы, разграничивющие структурно-формационные зоны; 26 - раннемезо-зойские грабен-рифты; 27 - прочие разломы;

е) интрузивные комплексы: 28 - гранитоиды; 29 - базиты; 30 -ультрабазиты;

ж) формации геосинклинальные, протоорогенные и переходные: 31 -кремнисто-сланцевая; 32 - глинисто-сланцевая; 33 - карбонатно-глинисто-сланцевая; 34 - аспидная; 35 - терригенная; 36 - угленосная;

з) структуры протоорогенного этапа развития: 37 - межгорные прогибы и внутренние впадины; 38 - краевые поднятия.

1.3 Нефтеносность

Рассмотрим на примере Ватьеганского месторождения приуроченого к северной части Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области.

Залежи приурочены к четырем группам резервуаров: горизонт ЮВ1 (юрский нефтегазоносный комплекс); ачимовская толща, группа пластов БВ и группа пластов АВ (меловой нефтегазоносный комплекс).

В группе пластов БВ нефтеносность установлена в пластах БВ10, БВ7, БВ6, БВ1. Промышленная нефтеносность группы пластов АВ связана с пластами АВ8, АВ7, АВ6, АВ3 и АВ1 (алымская свита)+АВ2 (ванденская свита). Основные

запасы нефти Ватьеганского месторождения сосредоточены в залежах пластов

2 8 АВ1 и БВ1. Подчиненную роль имеют залежи продуктивных горизонтов АВ3 ,

БВ210 и ачимовской толщи, роль верхнеюрского горизонта ЮВ1 в последние

годы стала усиливаться[23].

Запасы углеводородного сырья по Ватьеганскому месторождению в ГКЗ

СССР и РФ представлялись дважды: в 1986 г. и 2001 г. (протокол ГКЗ № 669 от

01.08.2001 г.). В оперативном порядке после 2001 г. запасы уточнялись

практически ежегодно.

Таблица 1.1. Оценка запасов и увеличение запасов по объекту ЮВ1

Пласт Категория запасов Площадь 2 тыс.м Нефтенас. толщина м. Кп д.е Кн д.е. Нач.запасы нефти тыс.т.

ЮВ1 ГКЗ 2001 Отчет 2014 2001 2014 2 тыс.м % 2001 2014 м % 2001 2014 2001 2014 2001 2014 тыс.т. %

ЮВ/+ ВС1+С2 362829 402512 3,2 3,9 0,17-0,18 0,49-0,58 74396 238228

ЮВ^ ВС1+С2 765341 110,9 7,1 121,9 0,17 0,49 312624 320,2

Месторождение открыто в 1971 году, в эксплуатацию введено в 1984 году.

В настоящее время месторождение разрабатывается на основании Дополнения к проекту разработки Ватьеганского месторождения (Протокол ЦКР Роснедра № 4790 от 22.12.2009 г).

На текущий момент произошла значительная переоценка и увеличение запасов по объекту ЮВ1 с которым и связаны все дальнейшие исследования данной работы (таблица 1.1).

1.4 Причины актуализации геологической модели влияющие на строение верхне-юрских отложений пласта Ю1 месторождений Когалымского НГР по материалам сейсморазведки 3Б и промысловым данным

Концептуальная модель формирования месторождения в первую очередь включает описание структурно-тектонического развития территории. Для Ватьеганского месторождения особенности тектоники связаны с тем, что данный район расположен в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского сводов, между которыми и сформировалась промежуточная структура -Ватьеганский вал, осложненная структурами более мелкого порядка, включая Ватьеганское куполовидное поднятие, с которым связано одноименное месторождение. По данным сейсморазведки и региональных потенциальных полей [36] фундамент Ватьеганского куполовидного поднятия состоит из четырех крупных тектонических блоков: один, наиболее крупный, центральный блок, западный, северный и восточный относительно изометричные и меньшие по размерам блоки. С ними связаны дизъюнктивные нарушения, образующие диагональную систему, разделяя фундамент еще на отдельные более мелкие блоки, преимущественно северо-западного

простирания. По временным разрезам видно, что большая часть разломов сформировалась в триас - раннеюрское время, в момент консолидации складчатого фундамента. Некоторые из них проявляли активность даже в позднеюрское время, оказывая влияние и на геодинамику нижнего мела, рисунок 1.6.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лесной Александр Николаевич, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Аммосов, И.И. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей / И.И. Аммосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишников и др. - Москва: Недра, 1977. -156 с.

2 Анисимов, Л.А Зоны дробления в осадочных формациях на акватории Северного и Среднего Каспия /Л.А. Анисимов., С.В. Делия // Вопросы геологии Прикаспия и шельфа Каспийского моря «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». - 2004. - Вып.62. — С. 91 - 97.

3 Аплонов, С.В. Палеогеодинамика Западно-Сибирской плиты / С.В. Аплонов // Советская геология. - 1989. - № 7. - С. 27-36.

4 Афанасьев, Ю.Т. Система рифтов Западной Сибири (Тектоника и нефтегазоносность) / Ю.Т. Афанасьев. - Москва: Наука, 1977. - 102 с.

5 Афонин, Д.Г. Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов на основе комплексного анализа информации о сдвиговых дислокациях юрских залежей: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Афонин Денис Геннадьевич. - Тюмень, 2009. - 20 с.

6 Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. - Москва: Недра, 1984. - 211 с.

7 Белозеров, В.Б. Литолого-фациальные предпосылки локализации зон нефтегазонакопления в прибрежно-морских отложениях верхней юры юго-востока Западно-Сибирской плиты / В.Б. Белозеров, Н.А. Брылина, Е.Е. Даненберг, Н.Г. Ковалева // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987. - С. 123 - 131.

8 Белозеров, В.Б. Литостратиграфия отложений васюганской свиты юго-востока Западно-Сибирской плиты / В.Б. Белозеров, Н.А. Брылина, Е.Е. Даненберг // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1988. - С. 75 - 83.

9 Белозеров, В.Б. Фациальная диагностика по материалам ГИС континентальных и прибрежно-морских отложений юры юго-востока Западной Сибири / В.Б. Белозеров, Н.А. Брылина, Е.Е. Даненберг // Проблемы геологии и нефтегазоносности верхнепалеозойских и мезозойских отложений Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1984. - С. 11 - 23.

10 Бембель, С.Р. Природа аномальных разрезов баженовской свиты на Южно-Ватьеганской площади (Верхняя юра Западной Сибири) / С.Р. Бембель, Л.А. Задоенко // Бюл. МОИП. Отдел геологии. - 1993 . - Т. 68. - Вып. 1. - С. 115-119.

11 Беспалова, С.Н. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири / С.Н. Беспалова, О.В. Бакуев // Геология нефти и газа. - 1995. -№ 7. - С. 16-21.

12 Бостриков, О.И. Геохимия и условия накопления органического вещества верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской плиты / О.И. Бостриков, А.С. Фомичев // Результаты работ по межведомственной региональной программе «Поиск» за 1992 - 1993 годы. - Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1995. - С. 82 - 89.

13 Бочкарев, А.В. Разломно-блоковое строению юрских залежей Ватьеганского месторождения по материалам сейсморазведки и промысловым данным / А.В. Бочкарев, А.А. Калугин, А.Н. Лесной, А.Д. Алексеева, Д.В. Полукеев // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 5. - С. 49 - 54.

14 Бочкарев, В.А. Сбросы и сбросо-сдвиги в нефтегазовой геологии /В.А.Бочкарев, А.В.Бочкарев. - Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - 234с.

15 Бочкарев В.С. Геодинамика Западной Сибири / В.С. Бочкарев // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России. - 1996. - Вып. 4. - С. 297 - 308.

16 Варшавский, А.И. Влияние динамических процессов в земной коре на формирование месторождений нефти и газа / А.И. Варшавский [и др.] // ДАН СССР. - 1981. - Т. 257. - № 3. - С. 1357 - 1362.

17 Вассоевич, Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти: избранные труды / Н.Б. Вассоевич. - Москва: Наука, 1986. - 366 с.

18 Воронин, Н.И. Влияние региональных наклонов на формирование ловушек нефти и газа / Н.И. Воронин // Геология нефти и газа. - 1984. - № 8. - С. 50-53.

19 Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефте-газонакопления / В.П. Гаврилов. - Москва: Недра, 1975. - 258 с.

20 Гаврилов, В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере / В.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. - 1988. - № 10. - С. 1-8.

21 Гавриш, В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа / В.К. Гавриш. - Киев: Наукова думка, 1968. - 168 с.

22 Гайдебурова, Е.А. Зоны фациального замещения пород васюганской свиты в связи с блоковой структурой домезозойского фундамента Нюрольской впадины / Е.А. Гайдебурова // Методика поисков залежей нефти и газа не антиклинального типа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. - С. 35-42.

23 Галкин, В.И. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин. -Екатеринбург: УрО РАН, 2001. - 300 с.

24 Гогоненков, Г.Н. Количественные оценки систем сдвиговых дислокаций в Западной Сибири / Г.Н. Гогоненков, А.И. Тимурзиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 3. - С. 4 - 11.

25 Гончаров, И.В. Генетические типы нефтей Томской области / И.В. Гончаров, С.В. Носова, В.В. Самойленко // Химия нефти и газа. - М.: Материалы V Междунар. конф., 2003. - С.10-13.

26 Губницкий, В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях / В.М. Губницкий // - М.: Изд-во ИГиРГИ, 2001. - Современные проблемы нефти и газа: сб. докл. С. 333337.

27 Гурари, Ф.Г. Клиноформы - особый тип литостратонов / Ф.Г. Гурари // Геология и геофизика. - 1994. - № 4. - С. 19-26.

28 Гурари, Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Ф.Г. Гурари // - Ленинград: Тр. ин-та НИИГГиМ, 1959. - Вып. 3. - 174с.

29 Ермаков, В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1997. - № 2. - С. 17 - 22.

30 Журавлев, Е.Т. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтеносных горизонтов Западной Сибири / Е.Т. Журавлев, Т.А. Лапинская. - Москва: Недра, 1976. - 171 с.

31 Запивалов, Н.П. О генерационном потенциале палеозойских пород Западной Сибири / Н.П. Запивалов - Новосибирск, 1999. - С. 113 - 118. - СОРАН НИЦ ОИГГМ. Тез докл. науч. совещ. 12 - 14 окт.

32 Иванов, А.В. Метод интерпретации диаграммы давления приток пластовых жидкостей в скважину с применением палеток / А.В. Иванов, В.Ф. Кобычев, А.Н. Лесной // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: Сб. науч. тр. в Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 40-летию кафедры. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2008. - №3 - С. 388 - 394.

33 Иктисанов, В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин / В.А. Иктисанов. - Казань: Изд-во «Плутон», 2007. — 124 с.

34 Казаков, А.М. Стратиграфические предпосылки нефтегазоносности раннемезозойских бассейнов Сибири / А.М. Казаков, В.П. Девятов, Л.В. Смирнов // Местные и региональные стратиграфические подразделения в практике геологического изучения Сибири. - 1992. - С. 92-120.

35 Каменецкий, С.Г. Нефтепромысловые исследования пластов / С.Г. Каменецкий, В.М. Кузьмин, В.П. Степанов. - Москва: Недра, 1974. - 224 с.

36 Керусов, И.Н. Геологическая информативность сейсморазведки 3Д при изучении доюрского комплекса Западной Сибири (на примере площадей Когалымского региона) / И.Н. Керусов, А.А. Потрясов, К.Г. Скачек // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО - 2003. - Том II. - С. 26 - 32.

37 Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири / Конибир Ч.Э.Б. - М.: Недра, 1976. - Вып. 208. - 199 с.

38 Конторович, А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович [и др.]. - Москва: Недра, 1975. - 679 с.

39 Конторович, А.Э. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э. Конторович // Геология нефти и газа. - 1998.

- № 9. - С. 2-9.

40 Конторович, А.Э. Современные подходы к оценке перспектив нефтегазоносности / А.Э. Конторович, А.Д. Луговцев, Э.Э. Фотиади // Тр. СНИИГГиМС. - 1972. - Вып. 138. - С. 4-11.

41 Копылов, В.Е. Уточнение строения верхнеюрской залежи Ватьеганского месторождения по данным геолого-гидродинамических исследований / В.Е. Копылов, А.В. Лобусев, Е.И. Бронскова, А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев // Территория Нефтегаз. - 2014. - № 12. - С. 46 - 49.

42 Корчагина, Ю.И. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах / Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова. - Москва: Недра, 1983. - 220 с.

43 Коры выветривания Сибири. Формации кор выветривания ЗападноСибирской плиты и Алтае-Саянской складчатой области / под ред. В.П.Казаринова

- Москва: Наука, 1979. - Кн. 1. - 221 с.

44 Крамбейн, У. Модели геологических процессов / У. Крамбейн, М. Кауфмен, Р. Мак-Кеммон. - Москва: Мир, 1973. - 150 с.

45 Кропачев, Н.М. Прогноз литолого-фациальных параметров, ФЕС и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта Ю11 по данным сейсморазведки 3Д на Равенской площади (Западная Сибирь) / Н.М. Кропачев, К.Г. Скачек //

Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Материалы седьмой Международной конференции. - М.: ГЕОС, 2004. - С. 273-274.

46 Кудрявцев, Н.А. Глубинные разломы и нефтяные месторождения / Н.А. Кудрявцев. - Ленинград: Недра, 1963. - 220 с.

47 Кунин, Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа / Н.Я. Кунин. - Москва: Недра, 1981. - 276 с.

48 Лаврушко, И.П. Решающие факторы формирования и критерии поиска крупных месторождений нефти и газа: обзор ВНИИ экон. минер. сырья и геол.- разв. работ / И.П. Лаврушко. - М.: ВИЭМС, 1988. - 47 с.

49 Ларичев, А.И. «Анализ геолого-геофизического материала поискового бурения на палеозойские отложения месторождений ТПП «Когалымнефтегаз»: отчет о НИР / Ларичев А.И. - Новосибирск: ФГУП СНИИГГиМС, 2002.

50 Левитина, Е.Е. Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважины в работу / Е.Е. Левитина, А.Н. Лесной // Естественные и технические науки. - 2010. - №1. - С. 185 - 187.

51 Левитина, Е.Е. Определение свойств пласта на основе анализа замеров давления глубинными датчиками / Е.Е. Левитина, Е.М. Пьянкова, А.Н. Лесной // Автоматизация, телемеханика и связь в нефтяной промышленности. - 2010. - № 3. - С. 29 - 33.

52 Лесной, А.Н. Зональное изменение свойств пород и продуктивности скважин в блоковой структуре юрских отложений Ватьеганского месторождения. / А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев, А.А. Калугин, Е.И. Бронскова // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 6. - С. 23 - 28.

53 Лесной, А.Н. Зональное изменение фильтрационно-емкостных свойств пород Ватьеганского месторождения по результатам исследования керна / А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев, Е.И. Бронскова, А.А. Калугин, М.М. Вятчинин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. -№ 1. - в печати.

54 Лесной, А.Н. Исследование скважин гидропрослушиванием при решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений / А.Н. Лесной, Е.М. Пьянкова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 13 - 16.

55 Лесной, А.Н. Обоснование выработки юрских залежей Ватьеганского месторождения / А.Н. Лесной, А.В. Лобусев, А.В. Бочкарев, А.А. Калугин, К.В. Казаков // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 7. - С. 9 - 14.

56 Лесной, А.Н. Обоснование тектонического экранирования нефтяной залежи по результатам гидродинамических исследований / А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев, А.В. Стенькин // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 11. - С. 11 -16.

57 Лесной А.Н. Опыт внедрения телеметрической системы контроля глубинного насосного оборудования на примере ТПП «Когалымнефтегаз» / А.Н. Лесной, И.П. Попов // Сб. науч. тр. в Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ. - 2008. - № 3 - С. 157 - 159.

58 Лесной, А.Н. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на основе учета дизъюнктивных нарушений и анализа ГТМ / А.Н. Лесной, А.В. Бочкарев, Е.И. Бронскова // Нефтепромысловое дело. -2014. - № 9. - С. 12 - 16.

59 Лесной, А.Н. Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских залежей Ватьеганского месторождения / А.Н.Лесной, А.В. Бочкарев, Д.И. Полукеев, А.А. Калугин, К.В. Казаков // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 10. - С. 5 - 12.

60 Лесной, А.Н. Работа погружных насосных установок с вентильным приводом и телеметрической системой / А.Н. Лесной // Сб. науч. тр. в кафедры РЭГМ. Тюмень. - 2008. - № 4. - С. 54 - 72.

61 Лесной, А.Н. Работа телеметрической системы с установками электроцентробежных насосов / А.Н. Лесной // Сб. науч. тр. в кафедры РЭГМ. Тюмень. - 2008. - № 4. - С. 105 - 117.

62 Лизалек, Н.А. Рудоносные формации кор выветривания Сибири / Н.А. Лизалек и др. - Москва: Недра, 1985. - 186 с.

63 Лопатин, Н.В. Катагенез и нефтематеринский потенциал триасовых и юрских аргиллитов Тюменской сверхглубокой скважины: результаты бурения и исследования Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0 - 7502 м) / Лопатин Н.В., Емец Т.П., Зубайраев С.Л. - Пермь: КамНИИКИГС, 1996. - С. 264 - 272.

64 Лопатин, Н.В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец. - Москва: Наука, 1987. - 144 с.

65 Мкртчян, О.М. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / О.М. Мкртчян и др. - Москва: Наука, 1987. - 126 с.

66 Муромцев, В.С. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа / В.С. Муромцев. - Ленинград: Недра, 1984. - 260 с.

67 Муслимов, Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании постоянной подпитки (возобновлении) месторождений / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. -С. 24 - 29.

68 Мясникова, Г.П. Влияние глобальных процессов на формирование и нефтегазоносность двух крупнейших осадочных бассейнов - Западно-Сибирского и Северного моря / Г.П. Мясникова // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (третья научно-практическая конференция). - Ханты-Мансийск: Путиведь. - 2000. - С. 211-222.

69 Мясникова, Г.П. Волновая природа седиментационного процесса при формировании Западно-Сибирского бассейна / Г.П. Мясникова, В.И. Шпильман // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (третья научно-практическая конференция). - Ханты-Мансийск: Путиведь. - 2000. - С. 235-251.

70 Наливкин, В.Д. Обзор методов прогноза нефтегазоносности локальных ловушек и методологии их прогноза / В.Д. Наливкин, М.Д. Белонин,

Н.И.Буянов // Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. - Москва: Наука, 1981. - С. 6-15.

71 Нежданов, А.А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / А.А. Нежданов // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. - Новосибирск: Наука, 1990. - С. 60-79.

72 Нестеров, И.И. Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты: Масштаб 1:2 500 000 / под ред. И.И. Нестерова. - Тюмень, 1975.

73 Нестеров, И.И. Локальный прогноз нефтегазоносности / И.И. Нестеров и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ 1989. - С. 7-11.

74 Нестеров, И.И. Триас-юрский период развития Западной Сибири / И.И. Нестеров, В.С. Бочкарев // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск: Наука, 1991. - С. 110- 116.

75 Попов, И.П. Анализ и совершенствование разработки месторождений Западной Сибири / И.П. Попов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1995. - № 3. - С. 46-49.

76 Попов, И.П. Об универсальности модели залежей углеводородов и повышении эффективности их разработки / И.П. Попов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - № 11 - С. 39 - 42.

77 Попов, И.П. Обоснование фильтрационно-емкостной модели юрских залежей и формирования трудноизвлекаемых запасов ( на примере месторождений Западной Сибири / И.П. Попов, А.И. Попов, А.Н. Лесной // Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа. - 2010. - №2. - С. 24 - 29.

78 Попов, И.П. Повышение эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов на основе фациального анализа на примере месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» / И.П. Попов, А.Н. Лесной, О.Е. Павлов // Сб. науч. тр. в Междунар. науч.- практ. конф., посвященной 40-летию кафедры «Разработка и

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ. - 2008. - № 3 - С. 150 - 156.

79 Потрясов, А.А. Особенности состава нефтей северных склонов Сургутского и Нижневартовского сводов (территория деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») / А.А. Потрясов, К.Г. Скачек, Н.И. Ларичкина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. Восьмой науч.-практ. конф. - Ханты-Мансийск: Изд-во «Издат. Наука Сервис». - 2005. - Т. 1. - С. 298306.

80 Потрясов, А.А. Состав нефтей северных районов Сургутского свода / А.А. Потрясов, К.Г. Скачек, Н.И. Ларичев // Геология нефти и газа. - 2004. - № 4. -С. 23-26.

81 Проект разработки Тевлинско-Русскинского месторождения: протокол ТО ЦКР по ХМАО № 673 от 16.06.2005 - Тюмень: ООО «КогалымНИПИнефть», 2005.

82 Рейнек, Г.Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г.Э. Рейнек, И.Б. Сингх. - Москва: Недра, 1981. - 439 с.

83 Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири.- Новосибирск: СНИИННиМС, 2004. - 114 с.

84 Решения и труды межведомственного совещания по доработке и уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических схем ЗападноСибирской низменности. - Тюмень: ЗапСибНИГНИД, 19969. - С.143.

85 Рудкевич, М.Я. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич и др. - Москва: Недра, 1988. - 303 с.

86 Рудкевич, М.Я. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции / М.Я. Рудкевич. - Свердловск: Средне - Уральское кн. изд-во, 1976.

87 Сейсмическая стратиграфия / под ред. Пейтона. - Москва: Мир, 1982. - Ч. 1,2. - 846 с.

88 Скачек, К. Г. Прогнозирование современных очагов генерации нефти [на примере Кочевской группы месторождений, Ханты-Мансийский автономный округ] / К. Г. Скачек, Ю. А. Осерская // Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна : материалы Шестой Всерос. науч. -техн. конф. (23 - 24 апр. 2009 г.). - Тюмень. - 2009. - С. 31 - 34.

89 Скачек, К.Г. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщи и возникновение аномальных разрезов баженовской свиты (на примере западного обрамления Повховского месторождения) / К.Г. Скачек и др. // Геология нефти и газа: Вестник ПГТУ, Пермь. - 2006. - № 4. - С. 21-30.

90 Скачек, К.Г. Геоинформационная технология недропользования -резервуарная геохимия нефти и коннексия продуктивного пласта (на примере Повховского месторождения) / К.Г. Скачек, Н.В. Лопатин и др. // Геоинформатика. - 2007. - № 3. - С. 1 - 27.

91 Скачек, К.Г. Геологическая и палеотемпературная история генерации и миграции нефти Когалымского региона / К.Г. Скачек и др. // Изменяющаяся геологическая среда: пространственно- временные взаимодействия эндогенных и экзогенных процессов: Матер. межд. конф., г. Казань, 13-16 ноября 2007г. -Казань: изд-во Казанск. гос. ун-та. - 2007. - С. 410 - 413.

92 Скачек, К.Г. Геологическое строение и нефтегазоносность зон дезинтеграции пород фундамента Широтного Приобья (территория деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») / К.Г. Скачек и др. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. Восьмой науч.-практ. конф. - Ханты-Мансийск: Изд-во «Издат. Наука Сервис». - 2005. - Т. 1. - С. 129-139.

93 Скачек, К.Г. Нефтеносность нижнеюрских и доюрских комплексов Среднего Приобья / К.Г. Скачек и др. // Нефтегазовое дело: Вестник ПГТУ. -Пермь. - 2005. - № 6. - С. 44 - 45.

94 Скачек, К.Г. Особенности геологического строения Кочевской генерационно-аккумуляционной зоны / К.Г. Скачек, И.И. Гарифуллин, Р.А. Валеев

// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. док. - Ханты -Мансийск. - 2007. - Т. 2. - С. 5-14.

95 Скачек, К.Г. Применение фациального анализа при изучении сложнопостроенных залежей нефти пласта Ю1 на примере Кумали-Ягунского месторождения / К.Г. Скачек, А.Н. Шайхутдинов, И.И. Гарифуллин // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Шестая науч.-практ. конф.: Сб. докл. - Ханты-Мансийск: Изд-во «Издат. Наука Сервис». - 2003. - Том II. - С.160 -165.

96 Славкин, В.С. К вопросу о дизъюнктивно-блоковом строении природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ / В.С. Славкин, Н.С. Шик, А.Ю. Сапрыкина // Геология нефти и газа. - 2001. - № 4. - С. 40 - 46.

97 Славкин, В.С. О роли малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций в формировании скоплений углеводородов в природных резервуарах ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна / В.С. Славкин, Н.С. Шик, М.В. Даханова // Геология нефти и газа. - 2002. - № 1. - С. 37 - 42.

98 Соколов, Б.А. Нефтегазоносность больших глубин в свете эволюционно-динамической концепции нефтегазоносности недр / Б.А. Соколов // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. - М.: Наука, 1988. - С. 7 -13.

99 Стасова, О.Ф. Состав нефтей зоны контакта мезозоя и палеозоя Томской области / О.Ф. Стасова, Н.И. Ларичкин // Тезисы докл. науч. совещ. 1214 окт. - Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ. - 1999. - С. 160-163.

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

101 Стовбун, Ю.А. Влияние неотектонических движений на строение верхнеюрских залежей нефти месторождений Александровского мегавала / Ю.А. Стовбун, К.В. Светлов, И.А. Теплоухова, Л.Х. Алимчанова, Павлов В.Ю. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. - Ханты-Мансийск. -2003. - Т. I. - С. 329-334.

102 Сурков, В.С. Геологическое строение и проблемы нефтегазоносности фундамента Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков // Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений на территории Ханты-Мансийского автономного округа. - Ханты-Мансийск. - 2003. - С. 51 - 65.

103 Сурков, В.С. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты / В.С. Сурков, О.Г. Жеро. - Москва: Недра, 1981. - 143 с.

104 Тепляков Е.А. Влияние методов интенсификации притоков на продуктивность скважин в процессе ГРР по территориальной программе на распределенном фонде недр ХМАО - Югры в 1996 - 2007 / Е.А. Тепляков, Р.Р. Ахметов, А.А. Васильев // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. докл. - Ханты-Мансийск. - 2003. - Т. I. - С. 318 - 325.

105 Тимурзиев. А.И. Новая кинематическая модель сдвигов / А.И. Тимурзиев // Доклады академии наук. - 2009. - Т. - 428. - С. 542 - 548.

106 Тимурзиев, А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): автореферат докторской диссертации: 25.00.12 / Тимурзиев Ахмет Иссакович. - Москва: МГУ, 2009. - 40 с.

107 Тимурзиев, А.И. Структурно-тектонические условия, контролирующие продуктивность скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных сдвигами / А.И. Тимурзиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 8. - С. 20 - 33.

108 Тищенко, Г.И. Геологическое строение и нефтегазоносность зоны контакта доюрского фундамента и осадочного чехла юго-восточной части Западно-Сибирской плиты (Томская область): автореф. дис. ... канд. геол.-минер. наук: 25.00.12 / Тищенко Галина Ивановна. - Томск, 1978. - 20с.

109 Уточнение геологической модели, пересчет запасов и ТЭО КИН Тевлинско-Русскинского месторождения. - Тюмень: ЗАО «Недра-Консалт», 2008.

110 Флаас А.С. Роль уплотнения юрских отложений в формировании современного структурного плана баженовской свиты / А.С. Флаас, М.Л. Чернова // Геология нефти и газа. - 2003. - № 4. - С. 29-31.

111 Цимбалюк, Т.А., Тычинкина И.В. «Создание единой сейсмогеологической модели Ватьеганского месторождения»: отчет по договору с ТПП «Когалымнефтегаз» № 10С2057 от 09.04.2010 / Цимбалюк Т.А., Тычникова И.В. - Тюмень: «КогалымНИПИнефть», 2012.

112 Чарный, И.А. Подземная гидрогазодинамика / И.А. Чарный. - Москва: Гостоптехиздат, 1963. - 369 с.

113 Чернышев С.Н. Трещины горных пород / С.Н.Чернышев. - Москва: Наука, 1983. - 240 с.

114 Шиганова, О.В. Гидрогеохимия нижнесреднеюрских нефтегазогидрогеологических комплексов Западной Сибири / О.В. Шиганова // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Стратиграфия, общая геология, региональный прогноз - Санкт-Петербург. - 1999. - Том 2. - С. 337- 339.

115 Шиганова, О.В. Подземные воды юрских отложений юго-востока Западно-Сибирского мегабассейна / О.В. Шиганова // Тезисы докл. всеросс. научн. конф. «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» 14-17 ноября.- Тюмень, ТюмГНГУ. - 2000. - Т.4. - С. 12-14.

116 Шпильман, А.В. Геологическое моделирование. Создание и мониторинг геологических моделей / А.В.Шпильман, С.Ю. Шутько // Геология нефти и газа. - 1999. - № 3-4. - С. 49-53.

117 Шпильман, В.И. Методология локального прогноза нефтегазоносности / В.И.Шпильман и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. - Тюмень. - 1989. - С. 12-15.

118 Шурыгин, Б.Н. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / Б.Н. Шурыгин, Б.Л. Никитенко, В.П. Девятое. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО». - 2000. - 480 с.

119 Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации: монография / В.Н.Щелкачев - Москва: Нефть и газ, 1995. - Ч. 1. -586 с.; Ч.2. - 493 с.

120 Яцканич, Е. А. Вулканиты центральных районов Широтного Приобья / Е.А. Яцканич // Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений на территории Ханты-Мансийского автономного округа. - Ханты-Мансийск. - 2003.

121 Agarwal, R.G. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment / R.G. Agarwal, R. Al-Hussainy, H.J. Ramey // SPEJ. - 1979. - Sept. - P. 279 - 290.

122 Daily, G.C. Pendulum effect and Niger Delta prolific belts / G.C. Daily // AAPG Bull. - 1976. - Vol. 60. - № 5. - P. 1543-1549.

123 Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (1 partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de l, IFF. - 1985. - Vol.40. -Р.563-580.

124 Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (11 partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de l, IFF. - 1986. - Vol. 40. -Р.775-784.

125 Espitalie, J. La pyrolysis Rock-Eval et ses application (troiseme partie) / J.Espitalie, G.Deroo, F.Marquis // Revue de l, IFF. - 1986. - Vol.41. - Р.73-89.

126 Peters, K. Guidlines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis / K. Peters // AAPG Bull. - Vol.70. -№ 3. - Р.318-329.

127 Ramey, H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage / H.J. Ramey // J. Petrol. Technology. - 1970. - Jan. -Р. 97 - 104; Trans AIME. 249.

128 Schmoker, J.W. Determination of organic-matter content of Appalacian Devonian shales from gamma-ray logs / J.W. Schmoker // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. - 1981. - Vol. 65. - № 7. - P. 1285-1298.

129 Schmoker, J.W. Use of formation density logs to determine organic carbon in devonian shales of the western Appalacian basin / J.W. Schmoker // Bull. of US Geol. Surv. - 1993. - 1909 - P. 71-74.

130 Szatmari, P. Petroleum Formation by Fisher - Tropsch synthesis in plate tectonics / P. Szatmari // AAPG Bull. - 1989. -Vol. 73. - № 8. - P. 989- 998.

131 Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells / A.F. Van-Everdingen // Trans. AIME. - 1953. - V. 198. - P. 171 - 176.