Изучение влияния блоковой тектоники на особенности залегания продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Султаншина, Татьяна Рифовна

• Султаншина, Татьяна Рифовна
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Султаншина, Татьяна Рифовна

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

1. Особенности геологического строения и нефтегазоносность Тевлинско-Русскинского месторождения

1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоника

1.3.1. Общие сведения о тектоническом строении района

1.3.2. Морфология основных литолого-стратиграфических комплексов по геолого-геофизическим материалам

2. Представления о геологическом строении продуктивного горизонта БСю2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения

3. Методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники на условия залегания васюганского пласта ЮС1а На Грибном месторождении

4. Методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники на условия залегания нижнемеловых отложений горизонта БСю2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения

4.1 Детальная корреляция разрезов скважин

4.2 Выявление различных типов разреза на основе детальной корреляции разрезов скважин

4.3 Обусловленность различных типов разреза разломно-блоковой тектоникой и ее влияние на строение залежей нефти в нижнемеловых отложениях на основе детальной корреляции разрезов скважин

4.4 Сопоставление результатов детальной корреляции разрезов скважин с данными сейсмических исследований

4.5 Определение границ распространения пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БСю2+3

4.6 Анализ влияния блоковой тектоники на распределение фаций

4.7 Обоснование разрывных нарушений по данным гидродинамических исследований

4.7.1 Результаты анализа индикаторных исследований на Тевлинско-Русскинском месторождении

4.7.2 Результаты анализа гидропрослушиваний скважин на Тевлинско-Русскинском месторождении

4.8 Сопоставление полученных результатов с исследованиями В.Е. Андреева, Д.Ю. Чудиновой и других [1, 63] на предмет эффективного применения ГРП неокомских отложений

4.9 Сопоставление сети разрывных нарушений со схемой рек в современном плане

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиографический список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение влияния блоковой тектоники на особенности залегания продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция по сей день является основным источником добычи углеводородного сырья в стране. Здесь открыто около 500 нефтяных, газовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащих порядка 73% текущих разведанных запасов нефти России. Начальные суммарные ресурсы (НСР) территории (около 60% НСР России) и состояние использования открытых запасов нефти свидетельствуют о том, что Западная Сибирь обладает огромным потенциалом для поддержания стабильной добычи нефти.

Неокомский нефтегазоносный комплекс нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) является наиболее перспективным объектом добычи нефти в России. По сравнению с другими продуктивными комплексами ЗападноСибирской НГП он характеризуется наиболее сложным геологическим строением, что обусловлено, в первую очередь, особенностями его формирования.

В настоящее время поддержание стабильной добычи нефти может достигаться, с одной стороны, за счет ввода в эксплуатацию новых более мелких месторождений в сложнопостроенных коллекторах и, с другой стороны, повышения эффективности разработки крупных месторождений, большая часть которых пребывает в поздней ее стадии. Как в первом, так и особенно во втором случае необходимо построение достоверных геологических моделей, учитывающих условия залегания продуктивных пластов и изменчивость их фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу.

Как правило, крупные сложнопостроенные объекты, примером которого является Тевлинско-Русскинское месторождение, разрабатываются плотной сеткой эксплуатационных скважин, поэтому анализ результатов детальной корреляции приобретает первоочередную роль при изучении особенностей условий залегания продуктивных пластов с целью выявления различного рода геологических осложнений, влияющих на достижение максимально высоких коэффициентов извлечения нефти. Примерами таких осложнений могут являться малоамплитудные разрывные нарушения, не трассируемые данными сейсморазведки и способные формировать застойные зоны.

Примененные в диссертационной работе методические приемы для выявления влияния разломно-блоковой тектоники на условия залегания пластов и их разработку были использованы при изучении особенностей геологического строения верхнеюрских пластов Грибного месторождения, где первоначально предполагалось наклонное положение водонефтяного контакта с перепадом отметок более 40 м, которое вызывало

4

сомнения у многих геологов и требовало тщательного изучения. На основании анализа результатов детальной корреляции разрезов скважин в комплексе с данными сейсмических, гидродинамических, литологических исследований, и результатами интерпретации ГИС было установлено, что изменение отметок ВНК происходит ступенчато, что обусловлено блоковым строением васюганской свиты. В результате была создана объективная геологическая модель залежи васюганского пласта ЮС1а на Грибном месторождении, прошедшая апробацию и утверждение Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») РФ. В диссертационной работе этот методический подход использован при изучении продуктивного горизонта БС102 3, содержащего основную по запасам залежь Тевлинско-Русскинского месторождения неокомского нефтегазоносного комплекса.

Цель и задачи исследования Обоснование влияния блоковой тектоники на особенности геологического строения горизонта БС102 3 верхней части сортымской свиты Тевлинско-Русскинского месторождения на основе выполненной детальной корреляции разрезов скважин в комплексе с данными сейсмических, гидродинамических исследований, а также с учетом литолого-фациального анализа, с целью создания достоверной геологической модели залежи УВ для повышения эффективности разработки.

Фактический материал Исходными данными для диссертационной работы послужили материалы ГИС по более чем 2500 скважин Тевлинско-Русскинского месторождения, данные описания керна, сейсмических и гидродинамических исследований, фондовые материалы по геофизическим, литологическим, обзорным и многим другим работам.

Методология и методы исследования Методология изучения геологического строения нижнемеловых отложений основана на автоматизированной корреляции разрезов скважин с помощью программы ЛШосогт с использованием апробированных методических приемов комплексирования скважинных данных с результатами сейсморазведки, исследованиями керна и геолого-промысловыми данными. Применены математические методы обработки геолого-геофизических данных, методы геологического моделирования, использованы различные методологические подходы при анализе полученных карт.

Поскольку геологическая модель залежи васюганского пласта ЮС1а на Грибном месторождении прошла апробацию и утверждение Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») РФ, использованная при ее построении

методика была использована при изучении продуктивного горизонта БС1023 Тевлинско-Русскинского месторождения.

Научная новизна

1. Впервые на основе обобщения и систематизации геолого-геофизической информации по Тевлинско-Русскинскому месторождению и детальной корреляции разрезов более чем 2500 скважин была обоснована типизация разрезов скважин нижнемеловых отложений, что позволило уточнить геологическое строение продуктивного горизонта БС1023.

2. Впервые на основе выполненной корреляции и типизации разрезов скважин установлено принципиально новое разломно-блоковое строение продуктивного горизонта БС1023. Тектонические блоки, ограниченные малоамплитудными разрывными нарушениями, обусловили ступенчатое изменение положения ВНК.

3. Установлено влияние разломно-блоковой тектоники на гидродинамическую сообщаемость пластов горизонта и фациальную зональность. Впервые в данной работе показана возможность формирования застойных зон, связанных с малоамплитудными тектоническими нарушениями.

Практическая значимость и реализация работы

1. В основе данной работы использованы методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники, использованные при изучении геологического строения верхнеюрских отложений Грибного месторождения. В результате этих исследований создана объективная геологическая модель залежи васюганского пласта ЮС1а на Грибном месторождении, прошедшая апробацию и утверждение Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») РФ.

2. Результаты, полученные на основе детальной корреляции разрезов скважин Тевлинско-Русскинского месторождения внедрены в практическую деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и могут быть использованы в дальнейшем при подсчете запасов УВ и уточнении проектных решений при разработке залежей в нижнемеловых отложениях.

Основные защищаемые положения

1. Научно обоснована принципиально новая блоковая модель продуктивных пластов горизонта БС1023 со ступенчатым характером изменения водонефтяного контакта, в основе которой лежит типизация разрезов скважин нижнемеловых отложений Тевлинско-Русскинского месторождения.

2. Впервые на исследуемом объекте выявлена связь изменения толщин пластов горизонта БС1023 с малоамплитудными разрывными нарушениями, не трассируемыми данными сейсморазведки и обусловившими блоковое строение залежи углеводородов.

3. Установлено влияние блоковой тектоники на зональность распространения фаций, степень гидродинамической сообщаемости пластов горизонта БС102 3 в смежных блоках, а также на направленность речной сети на поверхности.

Апробация работы и публикации Методические подходы к обоснованию влияния разломной тектоники на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин в комплексе с данными сейсмических, гидродинамических и литологических исследований были применены при изучении геологического строения васюганского пласта ЮС1а Грибного месторождения. Результаты этих исследований прошли апробацию и утверждение Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») РФ и внедрены в практическую деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Результаты, полученные на основе детальной корреляции разрезов скважин Тевлинско-Русскинского месторождения внедрены в практическую деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и могут быть использованы в дальнейшем при подсчете запасов УВ и уточнении проектных решений при разработке залежей в нижнемеловых отложениях Тевлинско-Русскинского месторождения.

Основные положения диссертационной работы отражены в 8 печатных работах, в том числе двух изданиях, рекомендованных ВАК РФ. Полученные результаты исследований были доложены на Одиннадцатой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», XXI Губкинских чтениях "Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России".

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тевлинско-Русскинское месторождение нефти является одним из крупнейших

объектов добычи УВ в Западной Сибири.

Геологическое строение района Тевлинско-Русскинского месторождения изучено по материалам бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, сейсморазведки 2D и 3D, выполненных как в пределах собственно исследуемой площади, так и на сопредельных территориях Когалымского, Северо-Кочевского, Кочевского и Русскинского месторождений.

Тевлинско-Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) Тюменской области. По нефтегеологическому районированию месторождение приурочено к северной части Сургутского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в юрских и нижнемеловых отложениях.

Месторождение открыто в 1981 году Сургутской нефтегазоразведочной экспедицией объединения «Обънефтегазгеология» в результате бурения скв. № 8Р, из которой получен промышленный приток нефти из пласта БС18 (дебит 4.03 м3/сут).

В 1984 г. начинается этап детальной разведки месторождения. Выявлены залежи нефти промышленного значения в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюганской (пласт ЮС1) и в ачимовской пачке. Все эти отложения составляли один этаж разведки. Базисным являлся пласт ЮС11, залежи которого, как считалось, имеют обширную область распространения и наиболее высокодебитны.

Разведку залежей необходимо было продолжить с целью более детального изучения структурного плана и выяснения контуров залежей.

В результате проведения доразведки в период с 1982-1986 гг. были открыты высокопродуктивные залежи нефти в пластах БС10-11.

В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 году.

Ближайшими наиболее крупными эксплуатируемыми месторождениями являются: Холмогорское расположенное (к северу), Южно-Ягунское - в 20 км на восток, Дружное -50 км на восток, Карамовское - в 75 км на север, Федоровское и Когалымское, непосредственно граничащие с Тевлинско-Русскинским месторождением (рисунок 1.1).

1.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения

Планомерное изучение геологического строения Среднего Приобья началось в конце 40-х годов. В период с 1947 г. по 1957 г. геолого-геофизические исследования носили региональный характер: поиски крупных положительных структурно-тектонических элементов и выявление общих закономерностей в геологическом строении района. В этот период были проведены геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000, аэромагнитная съемка масштабов 1:1000000 и 1:200000, гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000, по результатам которых были выявлены структуры I порядка - Нижневартовский и Сургутский своды.

В 1957 г. начинается новый этап исследований. Сургутская НРЭ, Новосибирский и Ханты-Мансийский тресты, а с 1965 г. и трест "Тюменнефтегеофизика" проводят детальное изучение геологического строения района и поиск структур II и III порядков. Этот этап характеризуется широким развитием площадных и маршрутных сейсморазведочных работ в сочетании с глубоким бурением. По результатам этих работ были выявлены Русскинская, Тевлинская, Иминская, Сорымская, Когалымская структуры.

В 1964 г. начинается поисковое бурение на Сорымской площади. Но после бурения двух скважин, не вскрывших нефтяные пласты, разбуривание площади приостановлено.

В 1971 г. поисковое бурение проводится на Тевлинской площади, но ввиду

незначительных притоков нефти и недостаточной изученности площади, бурение было

9

прекращено до 1981 года. В период с 1976 г. по 1985 г. силами ПО «Хантымансийскгеофизика» проводятся сейсморозведочные работы МОГТ (с.п. 14/77-78, 14/79-80, 71/84-85). По результатам этих работ уточнено геологическое строение зон сочленения Тевлинского и Федоровского, Кочевского и Тевлинского, Кочевского и Северо-Кочевского поднятий.

В 1975-76 гг. на восточном склоне Сургутского свода проведена высокоточная аэромагнитная съемка масштаба 1:50000. Уточнено геологическое строение палеозойского фундамента, выделены антиклинарные и синклинарные области, внутри областей локализованы зоны, различные по структурным, петрографическим и тектоническим особенностям.

В 1980 г. разработан «Геологический проект глубокого поискового и разведочного бурения на Сорымско-Иминской, Русскинской и Икилорской площадях».

В 1984 г. начинается этап детальной разведки месторождения. Все работы проводятся, в основном, на западном крыле Русскинской зоны. Одновременно в 1984 г. проводится разведочное бурение в пределах Тевлинской структуры.

В 1985 г. площади Икилорская, Русскинская, Сорымско-Иминская и Тевлинская были объединены в единую Тевлинско-Русскинскую группу месторождений, для которой был определен срок ввода в разработку в 1986 г.

Одновременно проводились работы в районе западного крыла Икилорской структуры и Восточно-Русскинского поднятия.

В 1986 г. началась доразведка Тевлинской структуры.

После утверждения запасов нефти ФБУ «ГКЗ» РФ доразведка месторождения осуществлялась Сургутской НРЭ (1986-87гг.) по ранее составленному «Проекту детальной разведки залежей нефти на Русскинском, Сорымском и Тевлинском месторождениях», а также ПО "Когалымнефтегаз" по проекту доразведочных работ Тевлинско-Русскинского месторождения, составленному в 1989 г.

Одновременно с разведочным бурением в пределах месторождения велось эксплуатационное бурение. В пробную эксплуатацию месторождение введено в июле 1986 г.

Первые попытки проведения сейсморазведочных работ ЗD были предприняты в пределах центральной части Тевлинско-Русскинского месторождения ПО «Хантымансийскгеофизика». Отработаны две площади (с.п. 16/89-90 и 16/90-91), но результатов проведенные работы не дали.

В 1996 г. ОАО «Башнефтегеофизика» (с.п. 14, 15/96) проводят сейсморазведочные

работы 2D в зоне сочленения Кочевского, Северо-Кочевского и Северо-Когалымского

10

месторождений, а в 1997-99 гг. - сейсморазведочные работы 3D (с.п. 14/97-98, 14/98-99) в зоне сочленения Тевлинско-Русскинского и Северо-Когалымского месторождений.

В 1999 г. ОАО «Башнефтегеофизика» проведены региональные сейсморазведочные работы 2D, по результатам которых выполнена увязка пластов-коллекторов Сургутского и Нижневартовского сводов. В 2002 г. этой же организацией проведены детальные сейсморазведочные работы 3D в пределах Кочевского месторождения.

В период с 2005 по 2008 гг. в пределах восточной и южной частей Тевлинско-Русскинского лицензионного участка сейсморазведочные работы ЗD проводились силами ОАО «Башнефтегеофизика» и ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед.

В пределах Восточно-Тевлинского участка полевые сейсмические работы выполнены ОАО «Башнефтегеофизика». Обработка исходных данных и комплексная интерпретация геолого-геофизических данных проводилась специалистами ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед.

В пределах южной части Тевлинско-Русскинского месторождения отработано 3 площади 3Б:

Южно-Тевлинская-1 - 2004-2006 гг. СК «ПетроАльянс», с.п. 1386;

Южно-Тевлинская-11 - 2004 -2006 гг. ОАО «Башнефтегеофизика», с.п. 14/2004-05;

Южно-Тевлинская-Ш - 2007-2008 гг. СК «ПетроАльянс», с.п. 1386.

В последние годы обобщением всего геолого-промыслового материала и геологическим изучением Тевлинско-Русскинского месторождения занимались многие специалисты, среди которых можно выделить таких как: В.М. Абдуллин, С.Е. Агалаков, В.Е. Андреев, А.А. Балуев, Л.Н. Бружес, Д.В. Вологодский, И.С. Гутман, Н.Н. Зефиров, В.Г. Изотов, Г.Д. Карасева, А.А. Кокорин, Г.С. Кузнецов, Н.А. Ланин, С.Н. Политова, Н.П. Румак, Д.В. Ровнин, А.П. Рыжков, К.Г. Скачек, А.Б. Сметанин, В.Р. Сыртланов, Ю.А., Тренин, В.В. Черняев, Д.Ю. Чудинова, В.И. Шаламова и другие.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении исследуемой территории принимают участие разновозрастные породы: от палеозойских до кайнозойских.

Палеозойские породы слагают доюрское основание. Терригенные отложения мезозойско-кайнозойского возраста образуют осадочный чехол Западно-Сибирской плиты, толщина которого по данным сейсморазведочных работ составляет более 3000 м.

Доюрские образования

В пределах исследуемой площади доюрские породы вскрыли три скважины: 153-КОО, 114-ТЯ8 и 50-ТЯБ. Вскрытая толщина отложений составила соответственно 414 м, 393 м и 570 м.

По данным керна согласно данным отчета по Уточнению геологической модели, пересчету запасов... [49] доюрский комплекс в скв. 50-ТЯБ представлен сверху вниз туфоаргиллитами черными, хрупкими, плитчатыми; туфопесчаниками серыми, зеленовато-серыми; туфом серым, зеленоватым; брекчиевой лавой светло-серой, зеленоватой, массивной; порфиром серым от массивного до выветрелового; брекчией пестрой; туффитами черными, массивными; туфолавой порфиритов серо-зеленой, массивной; туфом зеленовато-серым, крепким, плотным; порфиритами розовато-коричневыми, серыми, с фиолетовым оттенком, красновато-бурыми, зеленовато-серыми, фиолетово-коричневыми.

В скв. 114-ТЯ8 доюрский комплекс представлен миндалекаменными базальтами, базальтовыми порфиритами, прорванными в нижней части дайками диабазов. Кроме базальтовых порфиров здесь встречены прослои туфов и туффитов, в которых преобладают обломки вулканического стекла и частицы пепла, в меньшей степени -литокласты порфиров и туфоаргиллитов.

Данные о доюрских отложениях в скв. 153-КОО отсутствуют.

По имеющимся сведениям доюрский комплекс на соседних площадях представлен довольно разнообразными породами: скв. 151 Конитлорская (миндалекаменные базальты), скв. 161 Когалымская (базальты, порфириты), скв. 41 Повховская (порфиры), скв. 52 Ягунская (песчаники, аргиллиты), скв.105 Больше-Котухтинская (глинистые сланцы), скв. 182 Вать-Еганская (известняки, терригенные породы).

Довольно часто доюрские породы подвергались активному воздействию постседиментационных преобразований: кальцитизации, окремнению. Отмечается интенсивная трещиноватость пород, трещины преимущественно субвертикальной и наклонной ориентировки, подавляющая часть их заполнена кальцитом. В доюрских отложениях в Когалымском районе, как правило, отмечается развитие коллекторов сложного типа - каверно-порово-трещинных. Толщина коры выветривания по данным скважин составляет 5-14 м. По данным калий-аргонового метода возраст этих пород датируется как триасовый.

Доюрские образования с угловым и стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы.

С кровлей доюрского комплекса отождествлен отражающий горизонт А.

12

Мезозойская группа (MZ) Юрская система

Отложения юрского возраста представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В их составе по данным отчета по Уточнению геологической модели, пересчету запасов... [49] выделяются горелая, тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Горелая свита выделяется в основании осадочного чехла в составе

нижнего отдела. На Тевлинско-Русскинском месторождении ее разрез вскрыт скважиной 114Р-СИ и 50П-ЗТ. Литологически по керну из скважины 50П-ЗТ она представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов и их тонким переслаиванием. Песчаники серые, светло-серые, в основном мелкозернистые на глинистом и глинисто-карбонатном цементе с различного типа слоистостью, слабопроницаемые. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкотмученные и алевритистые, массивные, плитчатые, с углефицированными остатками растений.

С кровлей свиты отождествляется отражающий горизонт «Т10». По характеру изменения временного интервала на сейсмических разрезах между ОГ «А» и ОГ «Т10» можно говорить о компенсационном характере осадконакопления разреза свиты, связанного с заполнением и выравниванием рельефа от фундамента. В связи с этим в отложениях свиты возможно присутствие ловушек литолого-стратиграфического типа.

Общая толщина отложений горелой свиты по данным сейсморазведки изменяется от 50 м до 240 м.

Тюменская свита (12Я-1зк1) выделяется в основном в составе отложений среднеюрского возраста. Отложения свиты вскрыты на глубинах 2800-2950 м. Литологически они представлены неравномерным чередованием и переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритистые, плотные, крепкие, с тонкими пропластками углистого материала, что обуславливает в породе горизонтально-волнистую слоистость. Алевролиты от светло-серых до темно-серых, кварцево-полевошпатовые, известковистые, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком и черные, плотные, крепкие, с полураковистым, неровным изломом, с включениями конкреций рассеянного пирита.

Текстурными особенностями свиты является развитие различных типов волнистой, косой, перекрестной слоистости, наличие в некоторых случаях прослоев углей. Описываемые отложения характеризуются богатым спорово-пыльцевым комплексом. К

кровле свиты приурочен сейсмический горизонт «Т».

Нефтегазоносность отложений тюменской свиты связана обычно с верхним в ее разрезе горизонтом ЮС2. На месторождении выявлено крупное по площади скопление нефти в пластах ЮС21 и ЮС22, которое является продолжением единого нефтеносного поля Русскинского месторождения.

Вскрытая толщина отложений тюменской свиты в скважинах составляет 50-130 м, только в скважинах 114Р-СИ и 50П-ЗТ вскрыт ее полный разрез, составивший 253 м и 257 м, соответственно. По материалам сейсморазведки толщина комплекса пород между отражающими горизонтами «Т» и «Т10» составляет 200-260 м.

Васюганская свита (Тзк-о) вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2765-2848 метров. 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 граница нижневасюганской подсвиты проводится условно по кривой кажущегося сопротивления, на которой выделяется пачка с повышенным сопротивлением. К этой границе в разрезах, охарактеризованных фауной, приурочена смена келловейских комплексов фораминифер и аммонитов оксфордскими.

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

Песчаники от светло-серых до темно-серых, мелко-, средне-, 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. Среднезернистые, разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые, наблюдаются глинистые, слабоизвестковистые разности, с многочисленными намывами растительного детрита и чешуек слюды, подчеркивающих полого-волнистую 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.

14

К песчаникам верхней подсвиты приурочены продуктивные пласты ЮС11 и ЮС12, с которыми связаны залежи структурного и структурно-литологического типа.

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.

Нижняя подсвита представлена в основном глинами и глинистыми алевролитами с редкими спорадически развитыми прослоями песчаников.

Возраст свиты по фаунистическим данным и спорово-пыльцевым комплексам определен келловей-оксфордским. Толщина васюганской свиты изменяется от 60 м до 80 метров.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Султаншина, Татьяна Рифовна, 2017 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. В.Е. Андреев, Д.Ю. Чудинова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов, Е.Р. Ефимов. Геологические условия эффективного применения ГРП неокомских отложений. Геология. Изв. отд. наук о земле и природных ресурсах. Уфа: Изд-во Гилем, 2015. Вып. № 21, 63-69 с.

2. Биншток М.М. О геологическом прогнозировании и подготовке сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1980. - №7. - 18-21 с.

3. Вологодский Д.В. Особенности залегания и формирования верхнеюрских и нижнемеловых отложений в зонах развития аномальных разрезов и клиноформ на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения: Автореферат к.г.-м.н. -Москва. 2013.

4. Гайдукова Т.А. Нефтегазоносные провинции и области России / Учебное пособие. 2006

5. Гиршгорн Л.Ш., Соседков В.С. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи севера Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1990. - №3. - 29 с.

6. Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А., Эльманович С.С. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки. // Геология нефти и газа. 1988. - №1. -22 с.

7. Гурари Ф.Г. Клиноформы - особый тип литостратонов // Геология и геофизика. - 1994. - №4. - 19-26 с.

8. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. - Новосибирск. СНИИГГиМС. 2003.-141 с.

9. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов на основе инновационных технологий. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 116 с.: ил.

10. Гутман И.С. Методы подсчета запасов. - М.: Недра, 1985.

11. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Кузнецова Г.П. и др. Отечественный комплекс «АШоСогг» для выполнения корреляции разрезов скважин в автоматическом и полуавтоматическом режимах, моделирования залежей, подсчета запасов УВ и проектирования разработки. \\Вестник ЦКР РОСНЕДРА, 2005. №2, 51-62 с.

12. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П. и др. Промысловая геология нефти и газа. Детальная корреляция разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ с помощью программы «АШоСогт». Учебное пособие. - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004.

114

13. Гутман И.С., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П. и др. Подсчет запасов УВ. Геометризация залежей, геологическое моделирование и подсчет запасов УВ с помощью программы «AutoCorT». Учебное пособие. - М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.

14. Гутман И.С., Кузнецова Г.П., Марьина А.В., Морозова А.И., Ямпольская Е.Н., Чернова Л.И., Фурман Н.Ф., Иванов С.А., Скачек К.Г., Мордвинцев М.В. Особенности формирования клиноформ в ачимовской толще Западной Сибири по данным бурения и сейсмических исследований / Территория нефтегаз. - 2011. - №8. - 22 с.

15. И.С. Гутман. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин. Москва, 2013г.

16. Гутман И.С., Султаншина Т.Р. Перекорреляции разрабатываемых объектов подсчета Тевлинско-Русскинского месторождения для подготовки к промышленному пересчету запасов. Москва, 2015.

17. Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Саакян М.И., Арефьев С.В., Гарифуллин И.И. Особенности условий залегания пластов и их коллекторов продуктивного горизонта БСш2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения - Недропользование XXI век, №4, 2016.

18. Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Халяпин С.В. Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения - Нефтяное хозяйство, №5, 2014.

19. Жарков А.М. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири. \\Геология нефти и газа. 2001. №1. 18-23 с.

20. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. - М.: Недра. 2000. 414 с.

21. Казаккулов М.Р. Отчет о проведении гидропрослушивания в районе скважин № 6890, № 6887 куст 122 Тевлинско-Русскинского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз», 2015.

22. Казаненков В.А., Беляев С.Ю., Плесовских И.А. Связь нефтегазоносности неокома Северного Приобья (Западная Сибирь) со структурой доюрского фундамента// Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность: Тезисы докладов Международной конференции. СПб., ВНИГРИ, 1999 г., 48-50 с.

23. Карагодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. -М., «Недра», 1980. - 242 с.

24. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири. Системно-литмологический аспект. - Новосибирск. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.

25. Колмаков Т.Ф. Развитие положительных структур и образование продуктивных коллекторов в чехле Западно-Сибирской платформы // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988, 118-125 с.

115

26. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайназовских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск. Изд-во СО РАН Филиал «ГЕО». 2002.

27. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А, Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра. 1975, 489 с.

28. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М. Недра, 1976 г., 309 с.

29. Кузнецова Г.П. Методика выявления клиноформных условий залегания ачимовских продуктивных пластов с помощью программы «AutoCorr»: Автореферат к.г.-м.н. -Москва. 2006.

30. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С. Особенности стратиграфии морских отложений неокома севера Западной Сибири по данным сейсморазведки и бурения / Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. - Тюмень ЗапСибНИГНИ. - 1985. 6162 с.

31. 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. 44-48 с.

32. Мкртчян О.М., Трусов Л.П., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / - М.: Наука, 1987. - 126 с.

33. В.С. Муромцев. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Изд-во Недра, 1984 г.

34. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири / Геология нефти и газа, 1986. - №6. - 11 с

35. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 133 с.

36. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири // Разведочная геофизика. МГП «Геоинформмарк». 4.I.- М., 1992. - 99 с.

37. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н., Соколов В.И., Сапожников С.В., Гавриленко И.А., Кузнецов В.И. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек, залежей нефти и газа в Западной Сибири (Часть II) / Разведочная геофизика. МГП «Геоинформмарк». 4.II. - М., 1992. - 101 с.

38. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Куренко М.И., Горбунов С.А., Топычканова. Е.Б. Региональная литмостратиграфическая схема мезозоя и кайнозоя Западной Сибири и основные закономерности размещения неантиклинальных ловушек углеводородов. /

116

Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. Новосибирск. Наука. -1990. -80-108 с.

39. Нежданов А.А., Пономарев В.А, Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: издательство Академии горных наук, 2000 - 247 с.

40. Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. - 1994. - №7. - 30 с.

41. Олейник Е.В., Плавник Г.И. Неокомские оползневые явления на Урьевской и Поточной площадях Среднего Приобья / Вестник недропользователя. - 2003. -№10.

42. Павлова Т.Ю., Смирнова О.А. Имитационное моделирование процесса формирования песчаных тел неокомского разреза Западной Сибири / Геология нефти и газа. - 1993. -№9. - 22 с.

43. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской низменности /Под ред. Н.Н. Ростовцева. - М.: Недра, 1968г. - 215 с.

44. Рудкевич М.Я., Корнев В.А., Нежданов А.А. Формирование неантиклинальных и комбинированных ловушек в меловых отожениях Западно-Сибирской плиты и методика их поисков / Геология нефти и газа. - 1984. - №8. - 17-23 с.

45. М.Я. Рудкевич, Л.С.Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна // - М.: Недра. 1988.-303 с., ил.

46. Рыжков А.П., Черняев В.В., Зефиров Н.Н. и др. Пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Тевлинско-Русскинского месторождения. Москва. 2002.

47. Саакян М.И. Условия залегания продуктивных пластов терригенной толщи нижнекаменноугольных отложений на примере Арланского месторождения на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин: Автореферат к.г.-м.н. -Москва. 2010.

48. К.Г. Скачек, И.В. Суполкина, И.А. Пантелейко. Особенности фациального строения неокомских отложений (на примере группы пластов БС102 северной части Сургутского свода) - Георесурсы, №3 (39), 2011.

49. Сметанин А.Б., Румак Н.П. Уточнение геологической модели, пересчет запасов и ТЭО КИН Тевлинско-Русскинского месторождения. Тюмень. 2007.

50. Старосельцев В.С. Тектонический аспект формирования «косых» пачек неокома Западно-Сибирского седиментационного бассейна// Общие вопросы тектоники. Тектоника России. М., Геос. 2000, 500-503 с.

51. Трушкова Л.Я. Особенности строения продуктивной толщи неокома Обь-Иртышского междуречья /Тр.ин-та СНИИГГиМС. - Л., 1969г.- Вып.94 - 164-168 с.

117

52. Трушкова Л.Я. Основные закономерности распространения продуктивных пластов и покрышек в неокоме Обь-Иртышского междуречья /Тр.ин-та СНИИГГиМС. - Л., 1970г.- Вып.106 - 4 с.

53. Тюрин А.Ю., Гречишников В.А., Козлов А.Н. Информационный отчет по теме «Проведение комплекса работ по трассерным исследованиям на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз», - Самара, 2016.

54. Хафизов Ф.З., Онищук Т.М., Шпильман В.И., Пих Н.А., Ягафаров А.К. Проблемы нефтегазоносности глубокозалегающих и сложно построенных объектов Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1988. - №5. - 2-5 с.

55. Чернавских А.В. Условия формирования верхнеюрско-нижнемеловых отложений центральной части Западной Сибири в зоне Сибирских увалов / Геология нефти и газа. - 1994. - №10. - 13,16 с.

56. Чернова А.В., Единая геологическая модель Тевлинско-Русскинского месторождения с расширением на Кочевское, Севсеро-Кочевское и Северо-Конитлорское месторождения. СКЛ «ПетроАльянс», 2008 г.

57. Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтетегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Учебник для вузов. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002.

58. Шелепов В.В. Геолого-геофизические основы поисков, разведки и разработки залежей углеводородов в нижнемеловой покровно-клиноформной формации Западной Сибири (на примере Когалымского района). - Пермь.: Пермский университет, 2000. - 187 с.

59. Шимкус К.М., Шлезингер А.Е. Клиноформы осадочного чехла по данным сейсморазведки//Литология и полезные ископаемые, 1984. -№1, -105-116 с.

60. Шпильман В.И., Мясникова Г.П. Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1993. - №6. - 2-5 с.

61. Шпиндлер А.А., Парначев С.В. Оценка проницаемости разрывных нарушений одного из месторождений Томской области. Сборник тезисов к конференции Проблемы геологии и освоении недр, Томск, 2013 г.

62. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты под ред. Шпильмана В.И., Змановского Н.И., Подсосовой Л.Л. 1998.

63. Д.Ю. Чудинова, А.В. Сиднев. Геолого-технические мероприятия по контролю и регулированию разработки месторождений Когалымской группы на завершающей стадии. Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. Изд-во УГНТУ, Уфа, 2016 г. - 119-137 с.