Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти: юго-восток Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Кравченко, Григорий Геннадьевич

• Кравченко, Григорий Геннадьевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Кравченко, Григорий Геннадьевич

Условные обозначения и сокращения 3 • Введение 41. Методы исследований 9'

2. Геологическое строение и нефтегазоносность Крапивинского месторождения 15'

2.1. Геолого-геофизическая изученность

2.2. Стратиграфия

2.3. Тектоника

2.3.1. Пликативная

2.3.2. Дизъюнктивная

2.4. Гидрогеология

2.5. Нефтегазоносность

2.6. Строение Крапивинского месторождения

3. Обстановки образования верхневасюганской подсвиты

3.1. Характеристика обстановок осадконакопления

3.2. Реконструкция условий седиментации верхневасюганской подсвиты

3.3. Анализ гранулометрических параметров песчаников

3.4. Выводы

4. Петрографический состав и постседиментационные преобразования песчаных коллекторов

4.1. Петрографический состав

4.1.1. Краткая гранулометрическая характеристика

4.1.2. Минералогический состав

4.2. Постседиментационные преобразования

4.2.1. Стадиальный катагенез

4.2.2. Наложенный катагенез

4.2.2.1. Трещины природного гидроразрыва пласта как проявление тектонического воздействия на нефтяные залежи

4.2.2.2. Параметр однородности упаковки как индикатор интенсивности наложенного катагенеза

4.3. Связь ФЕС со структурными и вещественными параметрами коллекторов на основании статистических расчётов

4.3. Выводы

5. Зональность нефтяных залежей Крапивинского месторождения

5.1. Факторы возникновения зональности нефтяных залежей

5.2. Связь ФЕС с зональностью нефтяных залежей

5.3. Проявление тектонических воздействий и их связь с формированием залежей

5.4. Выводы 144 Заключение 145' Список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти: юго-восток Западной Сибири»

Объектом исследования являются келловей-оксфордские отложения Крапивинского нефтяного месторождения, расположенного на юго-востоке Западно-Сибирской плиты в западной части Томской области. Крапивинское месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.

Актуальность работы. Уже в начале 80-х годов XX в. получаемая геолого-геофизическая информация свидетельствовала о сложном строении продуктивного горизонта К>1 Крапивинского месторождения, что и выдвинуло проблему построения его геологической модели в число первоочередных. В настоящее время существует несколько моделей геологического строения месторождения, в которых делается упор преимущественно на какой-либо один фактор: тектонический, стратиграфический, литологический. Несомненно, что месторождение представляет собой результат их сложного взаимодействия, и поэтому ни одна из моделей не позволяет надёжно прогнозировать изменение размеров и параметров многочисленных залежей в процессе эксплуатационной доразведки даже внутри контура месторождения. Это подтверждается бурением новых скважин, что и определяет актуальность настоящего исследования.

Цель работы заключалась в выявлении закономерностей формирования коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения на основе детального изучения литологического состава и генезиса пород-коллекторов с привлечением данных геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных определений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.

Основные задачи исследования:

1) Изучение гранулометрического и вещественного состава пород-коллекторов в шлифах;

2) Построение фациальной модели формирования келловей-оксфордских отложений по результатам литолого-фациального анализа керна;

3) Выявление вещественных и структурных индикаторов процессов, происходящих в нефтяных залежах, и установление степени влияния этих процессов на состав, строение и ФЕС песчаных пород;

4) Определение признаков тектонических воздействий на нефтяные залежи по результатам микроструктурного анализа песчаников.

Фактический материал. При выполнении работы использовался следующий аналитический материал (рис. 1): детальное описание более 600 шлифов по 28 скважинам; результаты фациального анализа всего имеющегося в кернохранилище ОАО «ТомскНИПИнефть» керна (около 1000 м по 36 скважинам, в том числе — 600 м продольно распиленного по 23 скважинам); результаты детального гранулометрического анализа 107 образцов; результаты микроструктурного анализа 12 ориентированных шлифов; результаты 40 вало

Основные защищаемые положения.

1. Предложен авторский вариант седиментационной модели продуктивных пластов Крапивинского нефтяного месторождения. Формирование по-дугольной толщи верхневасюганской подсвиты происходило в обстановке обширного очень пологого морского мелководья при небольших колебаниях уровня моря и преобладании регрессивного режима осадконакопления. Основными факторами седиментации являлись волновые процессы при подчиненной роли флювиальных потоков и приливно-отливных течений.

2. Минеральные и структурные преобразования продуктивных песчаников в значительной мере обусловлены процессами наложенного катагенеза, приводящими к возникновению зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Направленность и интенсивность проявления наложенных катагенетических преобразований контролируется в первую очередь обстановкой осадконакопления.

3. Уровни стабилизации водонефтяных контактов фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении палео-ВНК в связи с многократными пульсационными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.

Научная новизна.

• Впервые проведено детальное комплексное изучение васюганской свиты по разрезам большого количества разведочных и эксплуатационных скважин, пройденных с отбором керна. Дано обоснование связи «параметра упаковки» обломочных зёрен с однородностью их распределения и показана высокая информативность этого параметра при изучении степени наложенных катагенетических преобразований. Выявлены минеральные и структурные критерии для оценки интенсивности катагенетических преобразований песчаников (отношение каолинита к гидрослюде в цементе пород, протяжённость зерновых контактов, трещиноватость зёрен и т.д.). Установлена важная роль процессов наложенного катагенеза в формировании коллекторских свойств песчаников Крапивинского месторождения, которые контролируются особенностями седиментации и процессами дизъюнктивной тектоники.

• На основе комплексного фациального анализа керна васюганской свиты Крапивинского месторождения предложен и обоснован авторский вариант его фациальной модели. По данным гранулометрического анализа построены динамогенетические диаграммы Л.Б. Рухина и Г.Ф. Рожкова, при этом изучение текстур и минералов-индикаторов геохимических обстановок подтвердило правомерность использования указанных диаграмм для палеогеографических реконструкций.

• Автором впервые с помощью микроструктурного анализа обнаружены специфические неоднородности в петроструктурных узорах оптических осей кварца, свидетельствующие о наличии тектонического воздействия при формировании месторождения. Показана чёткая зависимость ориентировок удлинённых зёрен минералов (анизотропия коллекторских свойств) от обстановок осадконакопления. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы. Для Крапивинского месторождения по методике P.C. Сахибгареева (1989) впервые построены схемы зональности строения нефтяных залежей и выявлена многоэтапность их формирования. Установлено существенное влияние зональности на ФЕС песчаников, в частности, улучшение коллекторских свойств наблюдается в зонах растворения и при растворении кальцитового цемента древних зон карбонатизации.

Практическая значимость. Выявленные особенности геологического строения продуктивных пластов послужили основой для создания седименто-логической модели, а впоследствии — постоянно действующей гидродинамической модели Крапивинского месторождения для уточнения ресурсов и подсчёта запасов углеводородов (УВ) в 2010 г.

Апробация работы и публикации. Результаты литолого-фациальных исследований, проведённых автором на Крапивинском месторождении, обсуждались на совещании «Седиментология в нефтяной геологии» в центре подготовки специалистов нефтегазового дела при ТПУ в 2009 г. Полученные в ходе работы выводы и обобщения представлялись на научной конференции «Актуальные вопросы геологии и географии Сибири» (г. Томск, 1998 г.); международном семинаре и республиканской школе молодых ученых «Структурный анализ в геологических исследованиях» (г.Томск, 1999г.); III международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1999-2000 г.); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (г. Томск, 2004), научной конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Тро-фимуковские чтения-2007» (г. Новосибирск, 2007).

Автором по теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 3 - в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК.

Теоретические выводы, полученные автором в ходе работы, были использованы при выполнении гранта РФФИ-09-05-99036-рофи и ФЦП «Кадры» № Н-92250.

Структура и объём работы. Диссертация общим объёмом 157 страниц состоит из 5 глав, введения и заключения, содержит 14 таблиц, 101 иллюстрацию. Список литературы насчитывает 175 наименований.

Диссертация выполнена в институте «ТомскНИПИнефть» и Томском государственном университете. Работа была начата на кафедре петрографии геолого-географического факультета Томского государственного университета под руководством кандидата геолого-минералогических наук доцента Ю.В. Уткина, завершена под руководством доктора геолого-минералогических наук профессора А.И. Чернышева, которым автор глубоко благодарен. Автор выражает особую благодарность Жуковской Елене Анатольевне. Также автор признателен Родыгину Александру Ивановичу, Девятову Владимиру Павловичу, Ненахову Юрию Яковлевичу, Недоливко Наталье Михайловне, Романову Юрию Кирилловичу, Меркулову Виталию Павловичу, Краснощековой Любови Афанасьевне, Сухановой Ольге Николаевне, Безходарнову Владимиру Владимировичу, Парначеву Сергею Валерьевичу, Предтеченской Елене Андреевне, коллективу сектора седиментологии ДГиРМ ОАО «ТомскНИПИнефть».

1. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для изучения песчаных пород-коллекторов существует большое количество методов, выбор которых определяется задачами исследования и зависит от свойств и технической оснащённости исследователя. Для решения поставленных задач автором в первую очередь использовались фациальный анализ керна, минералогический и гранулометрический анализы терригенных пород в шлифах.

Минералогический анализ выполнялся методом случайных точек (150 точек на шлиф); в ходе него определялись содержания главных породообразующих компонентов (кварца, плагиоклазов, калиевых полевых шпатов и обломков пород каждого типа вместе с акцессорными минералами).

Анализы образцов, включающие в себя наблюдение структур и текстур, контактов, характера цемента, вторичных изменений и т.п., проводились с объективами от 3.5х до 60х.

Подсчёт содержания различных типов цемента производился с помощью окуляра с сеткой и увеличением объектива 40х, реже 20х. При этом сетка на окуляре имела размер 20x20 ячеек, а число замеров подсчётных полей равнялось 10, что эквивалентно точечному способу подсчета количества цемента при 4000 точках.

Гранулометрический анализ в шлифах проводился путём измерения случайных поперечников зёрен, пересекающих определённые направления (дорожки) при среднем числе замеров на шлиф —260 (минимум 180, максимум 360) и расстоянию между дорожками не менее среднего диаметра зёрен. Для этого использовались препаратоводитель и окуляр с линейкой.

Для применения гранулометрических данных по шлифам при построении динамогенетических диаграмм необходимо исключить фактор случайности срезания зерен в шлифах. Установлено, что число сечений зёрен, попавших в ту или иную гранулометрическую фракцию при измерении их поперечников, не соответствует числу зёрен, действительно принадлежащих этой фракции (Логвиненко, Сергеева, 1986). В каждой фракции окажутся сечения зёрен, перешедших из более крупной фракции, и не окажется зёрен, ушедших в более мелкие фракции. Для случая, если имеется 100 % в I фракции, то за счёт эффекта срезания в ней останется лишь 51 % от общего числа содержащихся зёрен. В следующий, более мелкий гранулометрический класс (II фракция), перейдёт 21 % их числа, в последующие - 10 % (III фракция), 7.5 % (IV фракция) и т.д. Значения поправочных коэффициентов, вводимые при пересчёте гранулометрической шкалы со знаменателем 1.257 (1-0.8, 0.8-0.63, 0.63-0.5, 0.5-0.4, 0.4-0.315, 0.315-0.25, 0.25-0.20, 0.20-0.16, 0.16-0.127, 0.127-0.10, 0.10-0.08, 0.080.063, 0.063-0.05, 0.05-0.04, 0.04-0.03 мм и т.д.) составляют 51, 20, 10, 7.5, 3.7, 2.5, 1.5, 1.0. В соответствии с этим пересчёт видимых содержаний гранулометрических фракций (Бь Е2>.Рк), на истинные содержания ((^ь Х^, . (^к) производится по следующим формулам (пересчёт ведётся- от крупных фракций к мелким):

СЬ=1мх100/51=1.9617, д2=1.96(1-2-0.21(3,) ■ дз=1.9б[Рз-(о.21д2+олд1)] дк=1.9б[Рк-(0.2Шк.1+0лдк.2+0.075Ок.з+0.037дк.4+0.025дк.5+0.015дк.6+0.01дк.7)] Полученные таким образом истинные: содержания зёрен в каждой фракции переводятся затем в их процентные содержания. Последние далее суммируются в гранулометрические классы по Л.Б. Рухину (1.00-0.50, 0.50-0.25, 0.25-0.10, 0.10-0.05, <0.05 мм).

Как известно, любое распределение достаточно полно можно охарактеризовать величинами среднего значения, стандарта, асимметрии и эксцесса (Котельников, 1989). Расчёт этих параметров для гранулометрического распределения производился методом моментов, обеспечивающим достаточно высокую точность вычисляемых параметров (Рухин, 1947; Гриффите, 1971; Романовский, 1985). Полученное методом моментов среднее является средневзвешенным, т.е. «центром тяжести» кривой гранулометрического распределения. Стандартное отклонение служит мерой сортированности осадка. Поскольку используется шкала с постоянным отношением фракций (1.257), то становится возможным использовать в качестве единицы измерения стандартного отклонения отношение фракций, что делает его величину независимой от абсолютного размера частиц слагающих породу. В данной работе используется десятичный логарифм стандарта. Для числа 1.257 он равен 0.1.

При выполнении работы были задействованы около 2300 петрофизиче-ских определений ФЕС (проницаемость, пористость, плотность и т. п.), выполненных в лабораториях физики пласта ОАО «ТомскНИПИнеф гь» и ОАО «Томскнефтегазгеология». ,

Для статистической обработки были использованы следующие петрофи-зические параметры: карбонатность (определяется суммарное содержание всех карбонатов); пористость (общая); проницаемость (по газу, в направлении перпендикулярном оси керна); динамическая ёмкость, рассчитываемая; как КП0рхк^ю(КПр); водонасыщенность (определяемая центрифугированием); плотности минеральная^, абсолютно сухого и максимально увлажненного образца; скорость продольных волн; параметры пористости и насыщения.,Последние представляют собой сопротивление породы при 100 % заполнении её водой и при заполнении пор непроводящей жидкостью (нефтью) соответственно. Параметры пористости (Рп) и насыщения (Р„) связаны с пористостью и водонасыщенностью породы соотношениями Рп=ап/Кпт и Рн=аВод/КВОдП, где а коэффициент, приближающийся к 1 при стремлении Кп и Квод к 1 (Дахнов, 1985).

Методика микроструктурного анализа кварца детально описана в литературе (Вистелиус, 1958; Делицин, 1985; Казаков, 1987; Родыгин, 1981, 1994). В ходе работы изучались ориентировки оптических осей кварца, трещинова-тость и удлинение зерен кварца. Для этого использовался керн только разведочных скважин (отклонение стволов по вертикали не превышает 1.5°), ориентированный относительно палеомагнитного меридиана. Из этого керна вырезались шлифы с сохранением пространственной привязки. Определение ориентировок оптических осей кварца проводилось по 100 зёрнам. Диаграммы строились на сетке Шмидта по приведенным в истинное залегание замерам. Также замерялись удлинения кварцевых зерен: по 200 замеров в вертикально ориентированных шлифах, и по 100 — в горизонтально ориентированных. Изучались зёрна с удлинением не менее 1:1.5. При построении роз-диаграмм использовался 15-ти градусный сектор. Для обработки результатов микроструктурного анализа и для построения тройных диаграмм автором были составлены и использованы оригинальные компьютерные программы.

Обработка полученных фактических данных (повороты данных измерений, построение диаграмм, определение координат слоистости, расчет критерия X и вероятностей равномерности распределений) проводилась с помощью программы, разработанной автором для этих целей.

Ориентирование образцов керна скв.222Р палеомагнитным методом и измерение их магнитных свойств осуществлялось доцентом ТПУ В.П. Меркуловым. Данные по трещиноватости зёрен кварца по шлифам предоставлены [М.Я. Бетхер

Детальное литологическое описание керна и его последующий фаци-альный анализ проводились по принятой в ОАО «ТомскНИПИнефть» методике, основанной на рекомендациях известных отечественных и зарубежных исследователей (Атлас., 1962; Ботвинкина, 1962, 1965; Масленникова, 1972; Петтиджон, 1981; Рейнек, Сингх, 1981; Методы., 1984; Лидер, 1986; Вассое-вич, 1990; Обстановки осадконакопления., 1990; Осадочные породы., 1990; Барабошкин, 2004; Ежова, 2005; Тимофеев, 2006; Алексеев, 2001, 2007, и др.). Идентификация ихнофоссилий (следов жизнедеятельности) проводилась с помощью иллюстрированных таблиц и описаний в работах Е.Ю. Барабошкина, Л.Г. Вакуленко, С.Г. Пембертона, З.Я. Сердюк, П.А. Яна и др. (Сердюк, 1972; Pemberton S.G., 1992; Вакуленко, Ян, 2001; Ян, 2003; Palaeoenvironments., 2003; Барабошкин, 2004). При использовании в ходе корреляции разрезов скважин данных ГИС применялась методика В.С.Муромцева (1984) и рекомендации A.B. Ежовой (2008) и В.Б. Белозёрова (2008).

Условия осадконакопления определяются рельефом, климатом, тектоникой и особенностями развития жизни на Земле в данный период. Раздел геологии, рассматривающий физико-географические обстановки осадконакопления, называется учением о фациях, а способы реконструкции этих обстановок для прошлых периодов в истории Земли называются фациальным анализом.

Под фациями автор понимает физико-географические условия осадконакопления в каком-либо регионе в определённый отрезок времени, отличающиеся от условий того же времени в соседних регионах. Эти условия находят свое выражение в особенностях вещественного состава осадков и пород. Другими словами, фации отражают обстановки осадкообразования и осадконакопления и изменчивость этих обстановок во времени.

Под физико-географическими условиями (обстановкой) понимаются все условия и характер среды осадкообразования, например: субаэральная или субаквальная среда; приуроченность к тем или иным геоморфологическим элементам суши; характер бассейна (озеро, лагуна, море) и вероятная его глубина; положение в определенной части бассейна (прибрежной, на открытом шельфе, батиальной, в застойной зоне и т. п.); удалённость от береговой линии; динамика среды седиментации; условия жизни и захоронения организмов ит. д.

Наиболее кратким и общепризнанным является определение, предложенное В.Н. Логвиненко «Фация - это обстановка осадконакопления, современная или древняя, овеществленная в осадке или породе» (Логвиненко, 1984).

Основные признаки осадков и осадочных пород, учитываемые при проведении фациалъного анализа

1.Физические параметры: а - осадочные структуры — гранулометрический состав осадков, включающий определение размера зерен, их формы и окатанности. Эти параметры контролируются главным образом условиями и способом переноса и в меньшей мере условиями отложения. б - первичные осадочные текстуры, включающие все особенности слоистости и поверхностей напластования. Под текстурой понимают взаимное расположение частиц, слагающих породу.

Неорганические осадочные текстуры, в общем, могут быть объединены в две группы:

1. Поверхностей напластования

2. Слоистость (объединяющие текстуры собственно слоистости и деформации).

К первой группе отнесены: знаки ряби течений и волнений, отражающие формы ложа потока, знаки ветровой ряби, следы и отпечатки на поверхностях напластования (текстуры типа ямок и холмиков, кластические дайки, трещины усыхания, морозобойные трещины, отпечатки капель дождя, пены, следы прибоя, струй, пеплопада, текстуры размыва и заполнения, в том числе желобковые знаки, продольные борозды, подушкообразные знаки, следы предметов).

Ко второй группе отнесены текстуры:

Слойчатые - горизонтальная, косая (плоскопараллельная, троговая; одно-и разнонаправленная разномасштабная), линзовидная, флазерная, волнистая, градационная;

Конседиментационных деформаций - текстуры внедрения, конволютная слоистость, шаровые и подушечные текстуры, текстуры оползания, трещины уплотнения и пр.

2. Палеонтологические и палеоэкологические признаки. К ним относят такие как родовой и видовой состав животных организмов, кремнистых и известковых водорослей, их место в трофической цепи сообщества, прикрепленное, нарушенное или перенесенное состояние; биотурбационные текстуры, фекальные пеллеты; для обломков — степень окатанности и нарушенности, размеры, ассоциации обломочных компонентов, их соотношение между собой и цементом. На основании комплексного анализа указанных признаков возможно определение глубины бассейна осадконакопления, температуры и солености вод, ЕЬ и рН среды.

3. Геохимические признаки: содержание в породе нерастворимого остатка, кальцита, доломита, сульфидов железа, и минералов-индикаторов — глауконита, фосфорита (континентальный шельф в районах теплых вод), глинистых минералов, а также оолитов, поведение литогеохимических модулей и распределение рассеянных элементов; для подразделения депрессионных глинистых отложений учитывается содержание органического углерода, сингене-тичного и эпигенетичного битумоида.

4. Темп седиментации. Учитывается во многих случаях и является одним из определяющих генетических признаков, характеризующих обстановку осадконакопления.

При изучении керна для проведения фациальных реконструкций исследовались типы разрезов и особенности слагающих их литофаций (преобладающие и сопутствующие породы, их мощность, форма и характер границ слоев, цикличность залегания). Для каждого слоя (прослоя) изучались минеральный состав обломков и аутигенных образований, текстура и структура слоя, окраска и ее изменение, постседиментационные преобразования, минеральные и органические включения, видовой состав и количественная характеристика следов жизнедеятельности (ихнофоссилий, биотурбации) и остатков фауны и флоры.

Общая схема проведения фациалъного анализа

Выделяют два крупных этапа:

1 - предварительный это стратиграфия, тектоника, история геологического развития, в результате формулируются общие предпосылки или «фациальный фон»;

2 - собственно фациальный анализ (в зависимости от целей подразделяется на два подэтапа: седиментологический и палеогеографический).

Собственно фациальный анализ сводится к следующим стадиям:

1) Детальное литологическое изучение пород комплексом макроскопических, микроскопических, физических и химических методов.

2) Выделение «реперных» фаций, т.е. тех отложений, фациальная интерпретация которых наиболее однозначна. Это угли, почвы, прослои с органическими биоценозами, характерными для определенных обстановок.

3) Диагностика остальных («нереперных») фаций на основании анализа взаимоотношения литотипов пород по разрезу (построение литолого-фациальных колонок) и по площади (построение литолого-фациальных профилей). Слагающий элемент этой стадии выбор рабочей гипотезы. При анализе закрытых территорий обязательный методический прием использование результатов геофизических исследований скважин и сейсмопрофилей.

4) Построение в зависимости от степени детальности исследований и задач седиментологических моделей и фациальных схем и карт.

Результаты петрографического, рентгенофазового и гранулометрического анализов позволяют дополнительно уточнить характеристику фации: минеральный состав породы, гранулометрические показатели и структуру порового пространства.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Кравченко, Григорий Геннадьевич

5.4. Выводы

В результате проведенных исследований была разработана схема зональности продуктивных разрезов Крапивинского месторождения и предложены структурно-минералогические критерии для выявления зон нефтяных залежей. Установлено влияние зональности на литологические, петрофизические, пет-рохимические свойства песчаных коллекторов, что позволило разработать методику корреляции петрофизических разрезов скважин. Изучение разрезов продуктивных скважин показало, что наполнение их нефтью было многоэтапным, и, в целом, прогрессивным процессом.

Третье защищаемое положение: Уровни стабилизации водонефтяных контактов, фиксируются в специфических минеральных и структурных преобразованиях песчаников продуктивных отложений, а также в резких изменениях их петрофизических свойств. Наличие в разрезе изученных скважин следов нескольких древних водонефтяных контактов (ВНК) свидетельствует о смещении палео-ВНК в связи многократными пульсаци-онными поступлениями и оттоками углеводородов из залежей Крапивинского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате детального изучения кернового материала скважин Крапи-винского месторождения автором предложена концептуальная седгшентоло-гическая модель формирования- келловей-оксфордских отложений верхнева-сюганской подсвиты. Отложения продуктивного пласта Ю] подугольной толщи представляют собой комплекс баровых тел, сформированных в условиях морского мелководья, где основным фактором переноса и осаждения обломочного материала были волновые процессы при подчинённой роли флюви-альных и приливно-отливных течений. Таким образом, на момент образования подугольной толщи территория Крапивинского месторождения представляла собой пляжево-баровую часть обширного очень пологого бассейна с преобладающим влиянием энергии волн. Разрезы подугольной толщи Крапивинского месторождения обладают существенным сходством текстурно-структурных признаков пород по латерали. Установленные отличия заключаются в незначительных локальных колебаниях мощностей отложений при общей тенденции их увеличения к западу и юго-западу месторождения. Подугольная и межугольная толщи несут в себе признаки неоднократных малоамплитудных колебаний уровня моря, которые, в целом, имели регрессивную направленность.

Надугольная толща формировалась в гидродинамических условиях, аналогичных подугольной толще, однако трансгрессивная направленность процессов седиментации и связанный с ней некоторый дефицит обломочного материала обусловили появление специфических минеральных и структурно-текстурных признаков. о

Для песчаников горизонта Ю] установлены положительные корреляционные связи ФЕС с фактором (2, ОУ, содержанием каолинита в цементе. Существенные различия в содержаниях гидрослюдистого и каолинитового цемента песчаников с близкими гранулометрическими характеристиками могут быть связаны с влиянием процессов порового выщелачивания, приводящих к трансформации гидрослюд в каолинит и разложению полевых шпатов и нестойких обломков пород.

Таким образом, установлены значимые корреляционные связи между ли-тологическими и петрофизическими свойствами песчаников. Выявлено, что решающая роль в возникновении улучшенных ФЕС песчаников Крапивинского месторождения принадлежит действию процессов порового выщелачивания, приводящих к минеральным и структурным изменениям песчаников; условия осадконакопления имеют второстепенное значение (Кравченко, Жуковская, 2010). Широкие различия в ФЕС песчаников продуктивных пластов невозможно объяснить только их фациальными особенностями. По мнению автора, наиболее вероятно, что резкая неравномерность в распределении ФЕС на месторождении, обусловленная процессами порового выщелачивания, может быть также связана с миграцией флюидов по зонам разломов в результате многочисленных малоамплитудных тектонических подвижек.

В результате проведённых исследований разработана схема зональности продуктивных отложений Крапивинского месторождения и предложены структурно-минералогические критерии для выявления зон нефтяных залежей. Установлено влияние тектонических и флюидодинамических процессов, приводящих к появлению зональности, на литологические, петрофизические, пет-рохимические свойства песчаных коллекторов, что позволило разработать методику корреляции петрофизических разрезов скважин. Стадиальный анализ керна продуктивных скважин показал, что наполнение их нефтью было пуль-сационным и многоэтапным при тенденции смещения ВНК вниз.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Кравченко, Григорий Геннадьевич, 2010 год

1. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Евразии) / В.П. Алексеев Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007 - 209 с.

2. Алексеев В.П. Литология: учеб. пособие / В.П. Алексеев. Екатеринбург: Изд-во УГГА, 2001.-249 с.

3. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. 4.1 : Обломочные и глинистые породы / Дмитриева Е.В., Ершова Г.И., Орешникова Е.И.; науч. ред. A.B. Хабаков. М., 1962.-578 с.

4. Баженов В.А. Рассеянное оруденение в осадочных породах Западно-Сибирской плиты /

5. B.А. Баженов, В.В. Казарбин, Н.М. Недоливко // Геология и геофизика. 1993 - №3 —1. C.133-136.

6. Барабошкин Е.Ю. Конденсированные разрезы: терминология, типы, условия образования // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4 : Геология. 2009. - № 3. - С. 13-20.

7. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора) / Е.Ю. Барабошкин. — Томск, ЦППС НД ТПУ, Томский политехнический университет, 2005. — 155 е., рис., табл., прил.

8. Белозёров В.Б. Палеогеографические особенности формирования нефтеносных пластов васюганской свиты Западной Сибири // Известия Томского политехнического ун-та.-2008.- Т.311- № 1. С.67-72.

9. Биккенин В.Т. Критический обзор генетических диаграмм в гранулометрии / В.Т. Бик-кенин, Г.Ф. Рожков // Литология и полезные ископаемые. 1982- №6 - С.3-14.

10. Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа / Ю.Я.Болыпаков.-Новосибирск: Наука, сиб. отд-ние, 1989. 128 с.

11. Бондаренко Б.В. О взаимосвязях эпигенетического пирита с аномалиями вызванной поляризации и залежами нефти Приютского прогиба / Б.В. Бондаренко, В.Л. Тюменцев // Геохимические методы поиска месторождений нефти и газа. М.: Наука, 1983. - С.177-179.

12. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород / Л.Н. Ботвинкина М.: Изд-во АН СССР, 1962. - Вып. 59.- 542 с.

13. Ботвинкина Л.Н. Методическое руководство по изучению слоистости // Труды геологического ин-та АН СССР. М.: Изд-во «Наука», 1965 - Вып. 119 - 260 с.

14. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкций условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера, 2003, №3, с.99-108.

15. Вассоевич Н.Б. Литология и нефтегазоносность: избр. тр./ Н.Б.Вассоевич М.: Наука, 1990.-264 с.

16. Вистелиус А.Б. Структурные диаграммы / А.Б.Вистелиус. M.; JL: Изд-во АН СССР, 1958.- 158 с.

17. Гареев Э.З. Основные петрохимические особенности особенности и условия образования аркозовых комплексов рифея и венда Южного Урала / Э.З.Гареев А.В.Маслов // Литология и полезные ископаемые. — 1992 — №3. — С.50-61.

18. Гарипов О.М.Исследование вторичных изменений коллекторов залежей Красноленин-ского свода и совершенствование их разработки (на примере Талинского месторождения): автореф. канд. геол.-минерал.наук: 25.00.12 / О.М. Гарипов. — Тюмень, 1997. -23 с.

19. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович и др. М.: Наука, 1975. -680 с.

20. Гзовский М.В. Основы тектонофизики / М.В. Гзовскпй. -М.:Наука. 1975. -536 с.

21. Гриффите Дж. Научные методы исследования осадочных пород: пер. с англ. / Дж. Гриффите. М.: Мир, 1971.-422 с.

22. Гудкова P.M. Окисление Н-алканов С14-С17 микроорганизмами / Тр. ВНИГРИ: Геохимические исследования нефтей- JI.: Недра, 1973. С.70-75.

23. Гуськов О.И. Математические методы в геологии: сб. задач: учеб. пособие для вузов / О.И.Гуськов, П.И.Кушнарев, С.М. Таранов -М.гНедра. 1991.-205 с.

24. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазона-сьпцения горных пород / Дахнов В.Н. М.:Недра, 1985. - 310 с.

25. Девятов В.П. Особенности строения продуктивного пласта Ю|3"4 Крапивинского месторождения нефти по геологосейсмическим данным / В.П. Девятов, Берилко В.И., Фоменко В.В., Карапузов Н.И. // Вопросы геологии и палеонтологии Сибири. Томск, 1997.-С.12-18.

26. Делицин И.С. Структурообразование кварцевых пород / И.С.Делицин. М.: Наука,1985.-191 с.

27. Ежова A.B. Литология: учеб. пособие / A.B. Ежова.- Томск: Изд-во ТПУ, 2005. 353 с.

28. Ежова A.B. Применение системного анализа для расчленения и корреляции юрских терригенных разрезов на месторождениях углеводородов Томской области // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2008 - Т.311.- № 1. - С.59-63.

29. Ефремова C.B. Петрохимические методы исследования горных пород: справ, пособие / C.B. Ефремова, КГ. Стафеев. М.: Недра, 1985. -511 с.

30. Жуковская Е.А.,. Влияние вторичных изменений на коллекторские свойства верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения / Е.А Жуковская, Г.Г. Кравченко // Известия Томского политехнического ун-та. Томск, 2010. -Т.316 - № 1 -С.93-98.

31. Казаков А.Н. Динамический анализ микроструктурных ориентировок минералов / А.Н. Казаков. Л.: Наука, 1987. - 272 с.

32. Казарбин В.В. Растворение полевых шпатов — процесс образования вторичной пористости // Проблемы геологии Сибири. — Томск:, 1996. — Т.2. С.129-130.

33. Казанский Ю.П., Об эпигенетическом монтмориллоните из мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности / Ю.П. Казанский, Г.Н.Перозио, М.Ф.Соколова // Докл. АН СССР, 1960. -Т.135. №4. - С.17-21.

34. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев 2-е изд, перераб. и доп. -М.:Недра, 1978.-279 с.

35. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпарова и др. JL: Недра, 1981. - 240 с.

36. Кноринг Л.Д. Условия формирования пористости песчано-алевритовых пород и их выявление методом факторного анализа // Литология и полезные ископаемые. -1974 — №2. С.66-76.

37. Копелиович A.B. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы / A.B. Копе-лиович М.: Наука, 1965. - 309 с.

38. Коптяев Н.В. Геологическое строение и условия формирования месторождения нефти и газа Васюганской нефтегазоносной области: дисс.канд: / Н.В .Коптяев Томск, 1981.

39. Коссовская А.Г. Вопросы кристаллохимической и генетической классификации слюдистых минералов осадочных пород / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц // Эпигенез и его минеральные индикаторы. М.: Наука, 1970. - Вып. 221. - С.71-95.

40. Коссовская А.Г. О специфике формирования глинистых минералов в разных фациально-климатических обстановках / А.Г. Коссовская, В.А. Дриц, Т.Н. Соколова // Эпигенез и его минеральные индикаторы.- М.: Наука, 1970. Вып. 221.- С.35-53.

41. Коссовская А.Г. К проблеме минералого-петрохимической классификации и генезиса песчаных пород / А.Г. Коссовская, М.И Тучкова // Литология и полезные ископаемые. — 1988.- №2. — С.8-24.

42. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков: гранулометрический состав и анализ эмпирических полигонов распределения / Б.Н. Котельников; под ред. В.Н.Шванова. — Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1989. — 132 с.

43. Кравченко Г.Г. Факторный анализ как метод выявления условий формирования песчаников // Студент и научно технический прогресс: материалы XXXVII международной научной студенческой конференции: Геология. Новосибирск, 1999. - С.97-98.

44. Кравченко Г.Г. Анизотропия песчаных коллекторов Крапивинского месторождения нефти (Томская область) // Структурный анализ в геологических исследованиях: материалы международного семинара и республиканской школы молодых ученых. -Томск, 1999.-С.128-129.

45. Кравченко Г.Г. Седиментологическая модель верхнеюрских продуктивных отложений Крапивинского месторождения по результатам изучения керна / Г.Г. Кравченко, Е.А. Жуковская // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. — Т.316. — № 1. — С.80-86.

46. Кудрявцев H.A. Генезис нефти и газа // Тр. / ВНИГРИ. Д.: Недра, 1973.- Вып. 319. -216 с.

47. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах / Б.А. Лебедев. Л.: Недра, 1992. - 240 с.

48. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: пер. с англ. / М.Р. Лидер М.: Мир. 1986.-439с., с ил.

49. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород с основами методики исследования / Н.В. Логвиненко М.: Высшая школа, 1984. - 415 , 1., с рис.

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

51. Лукин А.Е. Литогенез и нефтеносность юрских терригенных отложений Среднеширот-ного Приобья / А.Е. Лукин., О.М.Гарипов // Литология и полезные ископаемые. -1994-№5. С.65-85.

52. Новое направление геолго-разведочных работ в Каймысовком нефтегазоносном районе Западной Сибири) / В.П.Мангазеев и др. // Геология нефти и газа. -1996 №3. - С.5-11.

53. Масленникова Г.В. Опыт изучения косослойчатых текстур в керне скважин в связи с поисками неструктурных ловушек нефти и газа // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири / Тр. СНИИГГИМСа. 1972.- Вып.149. - 15-23.

54. Методы палеогеографических реконструкций (при поисках залежей нефти и газа) / Гроссгейм В. А., Бескровная О. В., Геращенко И. Л. и др. -Л.: Недра, 1984.-271 с.

55. Минский H.A. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов. М.: Недра, 1979.-298 с.

56. Муромцев В.А. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа / В.А. Муромцев М.: Недра, 1984. - 260 с.

57. Недоливко Н.М. Эволюция пустотно-порового пространства в зонах водо-нефтяных контактов // Известия Томского политехнического ун-та. 2010. - Т.316 - № 1.-С.99-107.

58. Нежданов А.И. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ.- 1985. -Вып.201. С.95-103.

59. Никашкин A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1985. — Вып.201. -С.83-88.

60. Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т. ; пер. с англ. / под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990.-Т. 1 -352 с.

61. Осадочные породы (состав, текстуры, типы разрезов) / Казанский Ю.П. и др. Новосибирск: Наука, 1990. -269 с.

62. Палеомагнитология / под ред. А.Н.Храмова. М.: Недра, 1982. -282 с.

63. Перельман А.И. Геохимия ландшафтов / А.И. Перельман. М.: Высшая школа, 1975. — 341 с.

64. Перозио Г.Н. О привносе вещества в эпигенезе // Тр. СНИИГГиМСа Вопросы литологии и географии Сибири. 1970 - Вып. 106. - С.69-73.

65. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных пород юры и мела Западно-Сибирской низменности / Г.Н. Перозио. М., Недра, 1971.-158 с.

66. Перозио Г.Н. Метастабильные эпигенетические карбонаты в терригенных породах / Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова., Л.Ф. Малюшко // Вопросы литологии Сибири. — Новосибирск, 1973. -С.22-23.

67. Перозио Г.Н. Особенности преобразований обломочного скелета терригенных пород в эпигенезе. / Г.Н. Перозио, Е.А. Предтеченская // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа. -1972.- Вып. 149. С.73-78.

68. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы; пер. с англ; /под ред. д.г.-м.н. И.М.Симановича и чл. кор. АН СССР П.П.Тимофеева. -М.: Недра, 1981. -752 с.

69. Потлова М.М. К вопросу использования математических методов статистики при изучении пород-коллекторов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. / СНИИГГИМСа,- 1972. Вып. 149.-. - С.54-61.

70. Потлова М.М. Сравнительная характеристика юрских коллекторов Шаимского, Березовского и Межовского нефтегазоносных районов // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972. - Вып.149.- С.32-37.

71. Предтеченская Е.А. Специфика вторичных изменений на газо-нефтяном и водо-нефтяном контактах Самотлорского месторождения // Новые данные по геологии и геофизике. Новосибирск: Изд-во НТО «Горное», 1972. - С. 15-18.

72. Предтеченская Е.А., Шиганова О.В., Фомичев А.С. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизъюнктивных нарушений /

73. Е.А.Предтеченская, O.B. Шиганова, A.C. Фомичев. // Литосфера. 2009. — № 6. - С.54-65.

74. Прозорович Г.Э. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти (Западная Сибирь) / Г.Э. Прозорович, З.Л. Валюженич // Докл. АН СССР. 1966, Т.168.-№4. - С.893-895.

75. Прошляков Б.К. Литология / Б.К. Прошляков, В.Г. Кузнецов. М.: Недра, 1991. -443 е.

76. Рейнек Г.-Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г.Э Рейнек., И.Б. Сингх. — М.: Недра, 1981.-439 с.

77. Решения 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточнённых стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири: Новосибирск, 2003 г. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 114 е., прил.

78. Родыгин А.И. Микроструктурный анализ кварца / А.И.Родыгин. Томск: изд-во Том. ун-та. 1994.-216 с.

79. Родыгин А.И. Азимутальные проекции в структурной геологии /А.И. Родыгин. — Томск: изд-во Том. ун-та. 1981. 134 с.

80. Рожков Г.Ф. Дифференциация обломочного материала и гранулометрическая диаграмма а т по косвенному счету частиц // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. - М.: Недра, 1978. - С.97-117.

81. Розин A.A. Преобразование состава подземных вод и пород Западно-Сибирской плиты под воздействием глубинного углекислого газа / А.А Розин, З.Я. Сердюк // Литология и полезные ископаемые. 1970. - №4. -С. 102-114.

82. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления / С.И. Романовский Л.: Недра, 1985. -264 с.

83. Рухин Л.Б. Гранулометрический метод анализа песков. — Л., 1947.

84. Рухин Л.Б. Учение об осадочных породах. Л., 1961. -780 с.

85. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей / P.C. Сахибгареев. Л.: Недра, 1989. — 260 с.

86. Сахибгареев P.C. Древние водонефтяные контакты как показатели истории формирования и разрушения залежей / P.C. Сахибгареев, Л.Д. Виноградов // Докл. АН СССР. -1981 Т.257 — №2. - С. 445-448.

87. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления / Р.Ч. Селли М.: Недра, 1989. -293 с.

88. Сердюк З.Я. Биогенные текстуры в отложениях юры и нижнего мела Обь-Иртышского междуречья. / З.Я. Сердюк, С.М. Яшина // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Тр. СНИИГГИМСа. 1972 - Вып. 149.- С.24-27.

89. Сидоренков А.И. Направление сноса терригенного материала в оксфордском веке Западной Сибири / А.И.Сидоренков, З.Л Валюженич., В.Д. Пикулевич //Тектоника Западной Сибири: сб. науч. тр.-Тюмень: изд-воЗапСибНИГНИ, 1987. —С.111-118.

90. Славкин B.C., Шик Н.С., Гусейнов A.A., Ермолова Т.Е. Прогноз развития песчаных тел в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода // Геология нефти и газа. —1995,— №10. С.22-29.1 <

91. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. М.: Изд-во АН СССР, 1960. - Т. 2. -274 с.

92. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.:Недра, 1981.-144 с.

93. Тимофеев П.П. Эволюция угленосных формаций в истории Земли / П.П. Тимофеев-М.: Наука, 2006. -204 с.

94. Ушатинский И.Н., Ясович Г.С. Верхнеюрские карбонатные конкреции и генерация карбонатов в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, Г.С. Ясович // Тр. ЗапСибНИГНИ 1985. - Вып.201. - С.95-103.

95. Фролов В.Т. Литология: учеб. пособие / В.Т. Фролов. М.: Изд-во МГУ, 1993. -. Кн. 2.-432 с.

96. Чепиков К.Р, Ермолова Е.П., Орлова H.A. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов / K.P. Чепиков, Е.П. Ермолова, H.A. Орлова. -М.: Наука, 1972. 90 с.

97. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии / O.A. Черников. -М.: Недра, 1981.-238 с.

98. Черников O.A. Преобразование песчано-алевритовых пород и их пористость / O.A. Черников. М.: Наука, 1969. - 120 с.

99. Чернышов А.И., Кравченко Г.Г. Петроструктурные особенности песчаных коллекторов Крапивинского месторождения (Томская область) // Вестник Томского государственного университета. 2010. — № 340 (в печати).

100. Шандыбин М.В. Роль явлений наложенного эпигенеза в формировании фильтраци-онно-емкостных свойств пород-коллекторов. // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири: материалы науч. конф. Томск: Изд-во ТГУ, 1998. - Т.2-. С.178-179.

101. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород (компонентный состав, систематика и описание минеральных видов) / В.Н. Шванов. Л.: Недра, 1987 - 267, 2. с илл.

102. Шестаков Ю.Г. Математические методы в геологии: учеб. пособие для студентов геологических специальностей / Ю.Г. Шестаков. — Красноярск: изд-во Краснояр. ун-та, 1988. -208 с.

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

104. Щепеткин Ю.В. Геохимические особенности образования конкреционных тел в нефтегазоносных отложениях Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. — 1985. Вып.201.- С.88-95.

105. Щербаков Ф.А. О механической дифференциации песчаного материала в прибрежной зоне моря / Ф.А. Щербаков, Ю.С. Долотов, Г.Ф. Рожков, М.Г. Юркевич // Механическая дифференциация твердого вещества на континенте и шельфе. М.: Недра, 1978. -С.61-73.

106. Ян П.А. Ихнофации в разрезе васюганского сиквенса (по материалам Тюменкской СГ-6) // Литосфера. -2003.- №1. С.54-63.

107. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза: учеб. пособие / О.В.Япаскурт. М.: изд-воМГУ, 1991.-142 с.

108. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ осадочного процесса // Литология и полезные ископаемые. -2008.- №4.- С. 364-376.

109. Япаскурт О.В. Особенности литогенеза докайнозойских дельтово-морских комплексов в бассейнах разных типов (север Сибири). Сообщение 1. Бассейн с близкой к компенсационной седиментацией в Колтогорско-Уренгойском прогибе / О.В. Япаскурт,

110. B.И. Горбачев, В.Л. Косоруков // Литология и полезные ископаемые. -1997 №1.1. C.36-48.

111. Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения: отчет по договору с ОАО «Томскнефть»/ ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. М.В. Панков. Томск, 2004.-С. 425.

112. Выявление типоморфных и структурных особенностей минералов осадочных пород с целью разработки методов определения их генезиса: отчет о НИР (заключительный) / Тема 122-1/71; отв. исполн. Г.Н. Перозио, Н.Т. Мандрикова.- Новосибирск, 1982.

113. Геологическое моделирование Крапивинского месторождения с применением компьютерных технологий: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК; отв. исполн. Э.С Крец. -Томск, 1997.

114. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юго-западной части Каймы-совского свода и прилегающих территорий: отчет о проведении работ с/п №4.5,7/89-90 / ТГТ; отв. исполн. Г.И Берлин. Колпашево, 1992.

115. Годовые отчеты о геологических результатах работ за 1984-1999 гг. / ПГО Томскнефте-газгеология. Томск, 1985-2000.

116. Дополнительная записка к проекту пробной эксплуатации Крапивинского месторождения: отчет о НИР / ОАО ТомскНИПИнефть ВНК. Томск, 1996.

117. Исследование влияния процессов наложенного эпигенеза на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов юрских отложений юго-восточной части Западной Сибири: отчёт о НИР по теме 2-29/95 /; отв. исполн. Н.Ф. Столбова. Томск, 1996.

118. Комплексное литолого-петрографическое исследование низкоомных нефтеносных коллекторов/ Н.М.Недоливко, A.B. Ежова. Томск, 1997. -Тема 2-36/96.

119. Литолого-стратиграфическая и минералого-геохимическая интерпретация сейсмических аномалий в нижней части чехла и палеозойском фундаменте (Томская область): отчет о НИР / ТПУ; отв. исп. Н.Ф. Столбова.- Томск, 2001. ГР №35-97-10.

120. Отчет о результатах глубокого бурения на Моисеевской и Крапивинской площадях. Моисеевская и Крапивинская площади ПГО /Томскнефтегазгеология; отв. исполн. С.М. Фузеев. Томск, 1972.

121. Оценка возможностей магниторазведки при поисках углеводородов в неантиклинальных ловушках (Крапивинское и Колотушное месторождения): отчет о НИР / ТПУ; отв. исполн В.П. Меркулов. Томск, 1996.17