Неоднородность строения терригенных коллекторов и типы структуры их пустотного пространства: на примере верхней части тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Корост, Дмитрий Вячеславович

• Корост, Дмитрий Вячеславович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Корост, Дмитрий Вячеславович

Оглавление

з

Глава 1. Очерк геологического строения Урненского месторождения

1.1 Геолого-геофизическая изученность

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 История геологического развития

1.5 Нефтегазоносность

Глава 2. Обзор современных представлений о строении и свойствах

терригенных пород-коллекторов и методах их изучения

2.1 Основные подходы к изучению ФЕС сложнопостроенных пород-коллекторов

2.2 Эффективная пористость, как основная характеристика коллектора

2.3 Состав и строение пород коллекторов, методы изучения

Глава 3. Изучение отложений пласта Юг скважины 47 Урненского

месторождения

3.1 Строение

3.2 Основные типы пород

3.3 Литофациальное строение

3.4 Петрофизическая характеристика коллекторов

3.5 Литолого-петрофизическая характристика пласта Ю2

Глава 4. Применение компьютерной рентгеновской микротомографии (рКТ) для изучения строения, состава и свойств пород-коллекторов

4.1 Основы рКТ

4.2 Интерпретация результатов рКТ для оценки компонентного состава пород-коллекторов

4.3 Выделение структурных параметров, определяющих наличие остаточной воды

4.4 Возможности применения рКТдля изучения пород-коллекторов

4.4.1 Изучение стандартных образцов (диаметром 30 мм)

4.4.1.1 Изучение неоднородностей и контроль качества

4.4.1.2 Трехмерные реконструкции останков организмов и

следов их жизнедеятелоьности

4.4.2 Изучение специальных образцов (диаметром 10 мм)

Глава 5. Классификация строения пустотного пространства терригенных пород-коллекторов на основании данных рКТ

5.1 Типы строения пустотного пространств

5.2 Опробование и поверка предложенной классификации

5.3 Генетическая интерпретация типов строения пустотного пространства

Заключение

Список опубликованных работ по теме диссертации

Список литературы

Памяти моего Учителя Иванова Михаила Константиновича

посвящается

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Неоднородность строения терригенных коллекторов и типы структуры их пустотного пространства: на примере верхней части тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения Западной Сибири»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. На сегодняшний день прирост запасов нефти и газа, поддержание и увеличение добычи в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции связываются, прежде всего, с привлечением коллекторов, приуроченных к осадочным толщам смешанного состава, с частой сменой литологических типов пород по вертикали и латерали, характеризующихся существенными вторичными преобразованиями и, как следствие, сложным строением пустотного пространства.

Разработка достоверной петрофизической модели таких коллекторов, необходимой для объективной оценки продуктивности нефтегазоносных объектов, требует специальных подходов к их изучению с привлечением широкого комплекса современных методов лабораторных исследований.

К числу важнейших характеристик породы, определяющих ее фильтрационно-емкостные свойства (пористость, проницаемость, остаточную водонасыщенность), относится структура пустотного пространства. Однако существующие методы ее оценки являются полуинтегральными и основываются на предполагаемом идеальном строении пор, что приводит к многочисленным погрешностям при прогнозе петрофизических характеристик. На современном этапе изучения коллекторов представляется крайне актуальным использование уникальных исследовательских методик (различные минеральные и элементные анализы, компьютерная микротомография, электронная микроскопия и т.д.), позволяющих рассчитывать статистические параметры пустотного пространства, базируясь на реальном характере взаимоотношений отдельных компонент породы.

Объектом исследований являлись полифациальные отложения верхней части тюменской свиты (пласт Юг) Урненского месторождения, характеризующиеся широким спектром условий формирования коллекторов, их различным вещественным составом и структурой емкостного пространства.

Цель работы: выявление закономерностей изменения основных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) полимиктовых коллекторов тюменской свиты Урненского месторождения в зависимости от условий их формирования;

выявление связей между строением пустотного пространства пород-коллекторов и их ФЕС с применением современных аналитических методов.

Основные задачи исследования:

1. Обобщение данных по геологическому строению Урненского нефтяного месторождения.

2. Детальный анализ вещественного состава и петрофизических свойств пласта Юг Урненского нефтяного месторождения. Выделение основных типов пород-коллекторов и диагностика их генезиса. Выявление влияния литологической неоднородности пласта на его ФЕС.

3. Изучение состава и свойств полимиктовых пород-коллекторов тюменской свиты, используя современные стереологические методы исследований (компьютерная микротомография (рКТ) и др.)

4. Установление закономерностей изменения ФЕС пород в зависимости от строения пустотного пространства, взаимного расположения компонентов минеральной матрицы, пустотного пространства и остаточной воды.

5. Выделение основных типов строения пустотного пространства коллекторов пласта Юг Урненского месторождения и провести их генетическую интерпретацию.

Научная новизна и практическая значимость.

1. Впервые для терригенных отложений тюменской свиты Западно-Сибирской провинции был проведен анализ представительной коллекции образцов, включающий расширенный комплекс литолого-петрофизических исследований (в т.ч., рКТ).

2. Обоснован рациональный комплекс лабораторного изучения пород смешанного состава, характеризующихся высокой степенью литологической неоднородности, позволяющий определять эффективные свойства коллекторов. Доказано, что сокращение описанного комплекса исследований повлечет за собой неучет особенностей строения отдельных частей продуктивного разреза и, как следствие, ошибки при построении моделей, подсчете запасов и выборе режимов интенсификации и разработки месторождений.

3. Результатом изучения структуры пустотного пространства пород методом рКТ стала типизация отложений по этому параметру. Впервые для изучаемого объекта была разработана система классификации и оценки качества пород-коллекторов, основанная на анализе типов строения пустотного пространства. Анализ основных ФЕС и их соотношения со строением порового пространства показал, что подобный подход может служить отдельным классификационным признаком при выделении коллекторов и определении их качества.

4. Были разработаны авторские методики интерпретации строения и состава горных пород методом рКТ, совмещенным со сканирующим микрозондовым

комплексом, и изучения двух флюидов разного фазового состояния (газ/жидкость), заполняющих пустотное пространство коллекторов

5. На основании рКТ исследований обоснованы основные вещественно-структурные факторы, определяющие наличие связанной воды.

В работе защищаются следующие положения:

1. Основные типы пород-коллекторов пласта Юг Урненского нефтяного месторождения формировались в различных условиях (аллювиальных и прибрежно-морских), предопределивших тип и интенсивность протекавших впоследствии вторичных преобразований и, как следствие, неоднородность строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Это обусловило образование коллекторов первично-реликтового и вторичного генезиса.

2. Вторичная пористость, образованная в результате частичного выщелачивания полевых шпатов и обломков пород в полимиктовых песчаниках, не вносит вклада в эффективную пористость коллекторов, поскольку связанная вода в реликтах и замещенных зернах полевых шпатов занимает весь объем пор.

3. Выделено шесть типов строения пустотного пространства: массивное, массивное неоднородное, слоистое, пятнистое, ячеистое, порфировидное, сгруппированных в две генетические группы: первично-реликтовые и вторично-преобразованные. Выделение типов пустотного пространства в разрезе позволяет проводить качественную оценку фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Фактический материал и личный вклад автора.

В ходе реализации проекта «Создание лабораторного практикума для магистерской программы «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа» в рамках Конкурса грантов Компании ТНК-ВР для профильных Высших учебных заведений Российской Федерации автор принимал непосредственное участие в интерпретации сейсмической и скважинной информации по Урненскому месторождению и, в первую очередь, при выполнении комплексных литолого-петрофизических исследованиях кернового материала.

Автором лично были выполнены работы по изучению строения пород под сканирующим электронным микроскопом (20 образцов), определение коллекторских свойств пород (пористость, проницаемость, электрических свойств, акустические характеристики) в лабораторных и пластовых условиях (42 образца), капиллярометрические исследования (21 образец), минеральные и элементные анализы (21 образец), микротомографические исследования (съемка 25 образцов различного размера).

Апробация работы и публикации. Основные результаты исследований опубликованы в 3 статьях, 1 учебном пособии. Результаты исследований докладывались на российских и международных конференциях: Международная научная конференция студентов, аспирантов и молодых учёных "Ломоносов-2007" (Москва, 2007); Международная конференция «Новые идеи в науках о земле» (Москва, 2007); 72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC (Barcelona, 2011); Всероссийская научно-практическая конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (Москва, 2011); «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, 2011); Научно-практическая конференция «Суперкомпьютерные технологии в нефтегазовой отрасли» (Москва, 2010 и 2011).

Благодарности. Автор глубоко скорбит и чтит память о своем учителе, наставнике, замечательном Человеке, докторе геолого-минералогических наук, профессоре Михаиле Константиновиче Иванове, без поддержки и всесторонней помощи которого появление бы настоящей работы не состоялось.

Особую благодарность автор выражает сотрудникам кафедры, участвовавшим в работе по Гранту компании ТНК-BP: доценту Калмыкову Г.А., профессору [ Бурлину Ю.К.] профессору Карнюшиной Е.Е., ассистенту Коробовой Н.И., сотрудникам кафедры Крылову О.В., Хамидуллину P.A., Полудеткиной Е.Н, Хотылеву О.В., Белохину B.C., Надежкину Д.В., Корост С.Р., а также студентам и аспирантам.

Автор выражает искреннюю признательность за неоценимую помощь, поддержку и консультации при подготовке работы: Ахманову Г.Г., Фадеевой Н.П., Конюхову А.И., Жемчуговой В.А., Кашиной Н.Л., Козловой Е.В., Яндарбиеву Н.Ш., Фролову С.В., Блиновой В.Н., Герке K.M., Япаскурту В.О., Барабошкину Е.Ю., Кощугу Д.Г., Токареву М.Ю.

Автор выражает благодарность компании ТНК-BP за предоставленные материалы в рамках «Конкурса грантов компании ТНК-BP для профильных высших учебных заведений Российской Федерации», финансовую и консультативную помощь, оказанную при проведении научно-исследовательских работ.

Автор выражает благодарность московскому научно-исследовательскому центру ООО "Технологическая компания Шлюмберже" и лично Писаренко Д.В., Спасенных М.Ю., Сафонову С.С., Богданович H.H., Мутиной А.Р. за финансовую и консультативную помощь, оказанную при проведении исследований, результаты которых легли в основу настоящей работы.

Автор глубоко признателен своей семье за огромную всестороннюю помощь на всех стадиях формирования работы.

1 ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ УРНЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Геолого-геофизическая изученность

Полномасштабные геолого-геофизические исследования на территории

Западной Сибири начаты в 1947 году. С целью поисков нефтяных и газовых месторождений в районе Демьянского мегавала, к которому приурочено Урненское месторождение, являющееся объектом исследования автора, были проведены региональные геолого-геоморфологические, аэромагнитные, гравиметрические съемки масштаба 1:1000000. В период с 1958 по 1964 годы на территории Демьянского свода геофизическими предприятиями Ханты-Мансийского треста выполнены разномасштабные съемки, позволившие выявить ряд локальных структур (Пойкинская, Лямпинская и др).

В 1962 году в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) и в Уватском районе Тюменской области сейсмопартией 43/62 в результате работ методом отраженных волн по двухточечной системе по рекам Демьянка и Урна было установлено западное крыло и сводовая часть Урненского поднятия.

Непосредственно на территории Урненского месторождения поиски структур-ловушек нефти и газа были начаты в 1969-1970 гг. работами сейсмопартии 20/69-70. Сейсморазведочные работы проводились в пределах Урненского куполовидного поднятия, осложняющего северную часть Демьянского мегавала. По результатам выполненных работ выявлены и подготовлены к глубокому бурению две структуры: Урненская и Усановская.

Урненская площадь введена в глубокое бурение в 1970 году. Первая пробуренная поисковая скважина, заложенная в присводовой части Урненской структуры, дала фонтан нефти из пласта Ю1 дебитом 34 м3/сут на 6 мм штуцере и явилась первой, подтвердившей нефтепродуктивность на Урненском месторождении.

В период с 1971-1973 гг. на территории месторождения был пробурен ряд поисковых и разведочных скважин, в результате испытания которых было установлено, что в изучаемом районе отсутствуют высокодебитные скважины, нет многопластовых залежей и легко осваиваемых пластов. Все это снизило интерес к Урненскому месторождению.

Возобновились буровые работы только в 1986 г. Иртышской НГРЭ. Одновременно с разведочным бурением в 1986-1987 гг. сейсморазведочной

партией 81/86-87 Центральной геофизической экспедиции ПГО «Новосибирскгеология» в пределах Урненской площади были отработаны сейсмопрофили методом общей глубинной точки (МОГТ) с целью изучения геологического строения осадочного чехла и доюрского комплекса, поиска зон стратиграфического выклинивания нижнеюрских отложений. Использование результатов глубокого бурения и палеоморфологических построений позволило выделить зоны выклинивания средне-верхнеюрских отложений. По отражающему горизонту «Б» между Урненской и Усановской структурами было выявлено Западно-Усановское поднятие.

В 1987-89 гг. с целью детального изучения геологического строения отложений юры и неокома проводились работы сейсмопартиями 130/87-88, 127/87-88 и 127/88-89 на Урненской, Усановской и других площадях.

Работами сейсмопартий 111/88 и 111/89 проведены исследования вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) в скважинах 19 и 20 в пределах Урненского месторождения для изучения волнового поля и скоростной характеристики разреза. На полученных волновых полях ВСП были прослежены отражающие границы, связанные с отложениями платформенного чехла, а также проведена их стратиграфическая привязка к разрезу скважин. В 2004 году Мартюшев A.A. и Пузикова М.М. в своих отчетах изложили результаты обработки данных трехкомпонентного ВСП в скважинах 13, 34 и 44.

В 2001-2005 гг. на Урненском месторождении проводились сейсморазведочные работы MOB ОГТ-ЗД, задача которых состояла в детальном изучении геологического строения месторождения по отражающим горизонтам доюрского основания, юрских и меловых отложений. В результате этих работ были выявлены ловушки структурного, структурно-литологического и структурно-стратиграфического типов, а также закартированы зоны минимальных толщин и полного выклинивания продуктивных отложений пласта, уточнено строение нефтепродуктивных пластов. Было проведено предварительное трехмерное моделирование Урненского месторождения.

Всего на 01.01.2006 г. на месторождении пробурено 30 поисково-разведочных скважин общим метражом 72458,5 м.

В 2007 г. на месторождении было пробурено 18 эксплутационных скважин.

В 2009 г. в рамках Уватского проекта компании ТНК-BP Урненское месторождение было введено в эксплуатацию. Извлекаемые запасы Урненского и соседнего Усть-Тегусского месторождений оцениваются в 80 млн. тонн.

1.2 Стратиграфия

За основу стратиграфического расчленения разреза мезозойских

отложений приняты "Решения 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск 2003 г" и "Региональная стратиграфическая схема меловых отложений Западной Сибири". Стратиграфическое описание палеогеновых и неогеновых отложений проведено по "Унифицированной региональной стратиграфической схеме палеогеновых и неогеновых отложений Западно-Сибирской равнины, 2001 г."

При составлении разреза также привлекались фактические материалы по описанию керна и нефтегазоносности изучаемых территорий [Атлас..., 2004, Отчет..., 2005, Отчет..., 2006].

В разрезе Западно-Сибирской плиты выделяют два структурно-формационных этажа: доюрское складчатое основание и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол [Конторович и Сурков, 2000].

Доюрское складчатое основание

Отложения доюрского основания в пределах Урненского месторождения вскрыты большинством скважин. В результате изучения кернового материала установлено, что доюрская толща сложена в различной степени метаморфизованными эффузивными породами, представленными андезито-базальтовыми, дацитовыми и диабазовыми порфиритами. Порфириты имеют серовато-зеленый цвет, интенсивно изменены, карбонатизированы, хлоритизированы, трещиноватые.

По породам доюрского основания развита кора выветривания, которая представлена продуктами переработки гранитов, эффузивных пород и туфов.

Максимально вскрытая толщина доюрских образований достигает 76 м.

К кровле складчатого доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А.

Осадочный разрез

Разрез осадочного чехла на Урненском месторождении начинается отложениями средней юры с несогласием залегающими на породах складчатого доюрского основания.

МЕЗОЗОЙСКАЯ ГРУППА {мг) ЮРСКАЯ СИСТЕМА (Ц)

Нижний отдел

Нижнеюрские отложения в разрезе Урненского месторождения отсутствуют.

Средний отдел ^2, без келловейского яруса)

Байосский-батский ярусы (J2 ь-ы)

Среднеюрские отложения, формировавшиеся в пределах Демьянского мегавала, представлены регионально распространенной тюменской свитой, залегающей со стратиграфическим несогласием на породах фундамента.

Тюменская свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты.

Шжняя. подсвита представлена переслаиванием песчаников, гравелитов, алевролитов, глин, углей и углистых аргиллитов. У выступов фундамента появляются конгломераты. Характерен унифицированный растительный детрит. В направлении повышенных участков палеорельефа породы подсвиты выклиниваются.

Средняя.. _ лодсвита представлена неравномерным чередованием аргиллитов, иногда углистых, с песчаниками, алевролитами, карбонатными разностями пород и прослоями углей толщиной 0,5—2,5 м. Характерны обугленные растительные остатки, углистый детрит.

Шшхняя____падсвит-а представлена полимиктовыми песчаниками, чередующимися с алевролитами и аргиллитами. Все типы пород содержат большое количество растительных остатков. Отмечаются прослои углей толщиной 0,5—2,0 м, известняков и гравелитов. Для пород характерны следы оползания и смятия осадка, ходы илоедов, внутриформационные размывы.

Тюменская свита включает 8 продуктивных пластов - Юг -Ю9. Они имеют широкое площадное распространение, характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. К пластам Ю4, Ю3 и Ю2 приурочены залежи нефти.

Толщина тюменской свиты изменяется до 200 м, в наиболее приподнятых частях Демьянского мегавала она выклинивается, граница выклинивания имеет сложную извилистую конфигурацию с многочисленными заливообразными понижениями и структурными носами.

К кровле тюменской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Т.

Возраст свиты датирован по данным спорово-пыльцевого анализа.

Средний и верхний отделы - ¿з)

Келловейский, оксфордский, киммериджский ярусы (^к - ^Зох-кт)

Васюганская свита с трансгрессивным несогласием залегают на отложениях тюменской свиты, формировались в условиях прибрежно-морского осадконакопления. Свита обычно подразделяется на две подсвиты.

ШжнЖ-ПОДСвиш сформировалась в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена преимущественно аргиллитами темно-серыми до черных тонкоотмученными, с большим содержанием органического вещества, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита.

11едхняя_прдсвита сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных, с прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется продуктивный пласт Ю1. Пласт сложен разнозернистыми песчаниками и гравелитами, с прослоями аргиллитов. Песчаники среднезернистые от светло-серых до темно-серых, к подошве пласта переходящие в крупнозернистые, массивные, кварц-полевошпатового, реже полевошпат-кварцевого и полимиктового состава. Встречаются включения окатанной гальки и большое количество остатков раковин, выполненных кальцитом.

У выступов фундамента васюганская свита значительно опесчанивается и представлена монолитным пластом высокопродуктивных песчаников толщиной до 50 м. На Урнейском месторождении к продуктивному горизонту Ю1 приурочено пять залежей нефти. Толщина васюганской свиты 5-20 м.

Гэоргиевская свита залегает на отложениях васюганской свиты и перекрывается отложениями баженовской свитой. Сложена она аргиллитами темно-серыми, почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну. На высокоамплитудных локальных поднятиях георгиевская свита выклинивается, ее толщина варьирует от 0 до 5 м.

Верхний отдел юрской - нижний отдел меловой системы - К1)

Титонский и бериасский ярусы - К<|ь)

Отложения баженовской свиты залегают в кровельной части

верхнеюрского комплекса и перекрывают отложения георгиевской свиты.

Отложения представлены битуминозными темно-серыми до черных

аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами слабобитуминозными, кремнистыми и известковистыми. Минимальная толщина ее (1-2 м) отмечена на своде Демьянского мегавала, в более погруженных участках она увеличивается до 20 м.

К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА (К)

Меловые отложения ограничены в подошве битуминозными аргиллитами баженовской, в кровле - пластичными глинами ганькинской свиты.

Нижний отдел (К1)

Бериасский и валанжинский ярусы (/Гуь-у)

На Урненском месторождении отложения бериасского и валанжинского ярусов представлены мегионской свитой, объединяющей толщи различного состава, генезиса и морфологии. В основании свиты залегает прлачи]уювская пачка, представленная морскими темно-серыми плотными глинами; в нижней части свиты - линзовидные песчано-алевритовые пласты, образующие ачим о в ску ю_ ^л уду клиноформного строения; в верхней части свиты - пласты клиноформного строения и перекрывающая их регионально выдержанная самотл орскаяпачка.

Отложения ачимовской пачки представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, бурые, мелкозернистые, средне-сцементированные, известковистые, слюдистые с включениями растительного детрита, неравномерно нефтенасыщенные. Аргиллиты серые, темно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые, с частыми тонкими прослойками глинистых известняков и известковистых песчаников. Алевролиты темно-серые, плотные.

Толщина ачимовских отложений от 20 до 110 м. Общая толщина мегионской свиты составляет 200-310 м.

Валланжинский, готеривский и барремский ярусы (Кцз-у-д-Ьг)

Разрез представлен отложениями ванденской свиты, согласно залегающей на породах мегионской свиты. Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

В основании нижнюю подсвиты выделяются песчаники и алевролиты серые и зеленовато-серые (пласты БВ6-БВ7), перекрывающиеся преимущественно

глинистой урьевской пачкой. Далее идет группа песчаных пластов БВ0-БВ5, венчает подсвиту покачевская глинистая пачка.

В основании верхней__прАсвиты ванденской свиты выделена группа пластов АВ4-АВ8, представленная песчаниками и алевролитами с обилием обугленного растительного детрита, чередующимися с глинистыми прослоями. Верхняя часть подсвиты представлена преимущественно глинистой толщей с прослоями песчаников и алевролитов. Толщина свиты 460-610 м.

Аптский ярус (К1а)

Отложения алымской свиты согласно перекрывают отложения венденской свиты. Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

ИижнЖ-ООДРЖШ представлена тонким линзовидным переслаиванием глин, песчаников и алевролитов (так называемый "рябчик").

В_е£>хняя_подсвита имеет в составе две пачки. Первая пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, тонкоотмученными, однородными. Пачка уверенно выделяется и является литологическим репером, к ней приурочен региональный отражающий горизонт М. Вторая пачка верхней подсвиты представлена переслаиванием глин и алевролитов, редко серых песчаников с маломощными прослоями глинистых известняков.

Толщина алымской свиты составляет 30-140 м.

Нижний и верхний отделы нерасчлененные (К1-2)

Аптский, альбский, сеноманский ярусы (К*а-а/"

Отложения покурской свиты согласно перекрывают отложения алымской свиты. Покурская свита подразделяется на три подсвиты.

Нижн_я_я__подсвита представлена алевритами, уплотненными песками и песчаниками с прослоями глинистых известняков, отмечаются растительный детрит, сидерит.

С£>§£Ш я я_ _ _п о дсви_та сложена глинами с прослоями светло-серых песчаников, алевритов. Встречаются обугленные растительные остатки.

В_евхняя__подсвита представлена переслаиванием алевролитов серых, песчаников серых полевошпатовых, глин зеленых аргиллитоподобных. К кровле покурской свиты приурочен отражающий горизонт Г.

Толщина покурской свиты - 700-750 м.

Вышележащая толща верхнемеловых-неогеновых отложений, несогласно залегающая на отложениях покурской свиты, в пределах изучаемой территории характеризуется латеральной выдержанностью.

Верхний отдел (К2)

Туронский ярус (Кгд

Кузнецовская свита сложена темно-серыми, алевритистыми глинами, с единичными прослоями алевролитов. В верхней части глины опесчанены.

Толщина свиты 10-20 м.

Туронский, коньякский, сантонский, кампанский ярусы (Кг^к-эикт)

Разрез представлен березовской свитой согласно перекрывающей кузнецовскую свиту. Цитологически свита подразделяется на две подсвиты.

Нижн_я_я___подсвита сложена преимущественно опоками и глинами

опоковидными, с редкими прослоями алевролитов.

Е1ЗДхняя_прдсвита представлена глинами серыми и серовато-зелеными, слабоалевритистыми, участками опоковидными, с глауконитом.

Толщина березовской свиты достигает 130 м.

Кампанский, маастрихтский, датский ярусы (К2кт-т-с1)

Разрез представлен ганькинской свитой. согласно перекрывающей березовскую свиту и завершающую разрез отложений меловой системы. Свита сложена глинами желтовато-серыми и зеленовато-серыми, с мелкораковистым изломом, с редкими зернами глауконита и конкрециями сидерита.

Толщина свиты достигает 95 м.

КАЙНОЗОЙСКАЯ ГРУППА (К2) ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА (Р)

В составе палеогеновой системы выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

Палеоцен (Р1)

Талицкая свита с несогласием перекрывает отложения меловой системы и подразделяется на две подсвиты. Нижняя представлена глинами темно-серыми, иногда с буроватым оттенком, алевритистыми, аргиллитоподобными. Ведхняя__прАсвиха сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами

алевролитов. Встречаются пиритизированные растительные остатки, чешуйки рыб, комплекс фораминифер. Толщина свиты достигает 115 м.

Эоцен (Рг)

Люлинворская свита согласно залегает на отложениях талицкой свиты и подразделяется на три подсвиты. Н_ижняя_ подсвита сложена опоками, глинами опоковидными зеленовато-серыми и темно-серыми. С дедня_я_ _ _ п одсвита представлена, в основном, глинами с прослоями диатомитов и диатомовых глин. Глины серые, с зеленоватым оттенком, плотные, опоковидные, алевритовые, с неотчетливой слоистостью. Вер_х н я я _п_од свиха сложена зеленовато- и желтовато-серыми алевритистыми глинами, с глауконитом, с прослоями опок. Редко встречаются обрывки растений. Толщина свиты достигает 210 м.

Эоцен - олигоцен (Рг - Рз)

Тавдинская свита согласно залегает на отложениях люлинворской свиты. Разрез сложен глинами зеленовато-серыми и серовато-зелеными, вверху листоватыми, алевритистыми, с прослоями алевритов. Толщина свиты достигает 130 м.

Нижний олигоцен (Р\)

Атлымская свита согласно залегает на отложениях тавдинской свиты. Разрез сложен песками светло-серыми, кварцевыми, мелко - тонкозернистыми, с прослоями зеленовато-серых глин, алевритов. Толщина свиты достигает 60 м.

Олигоцен (Рз)

Новомихайловская свита согласно залегает на отложениях атлымкской свиты. Разрез сложен глинами серыми, коричневато-серыми, алевролитами, песками кварцевыми, с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 80 м.

Отложения туртасской свиты завершают разрез палеогена. Представлены глинами, алевритами с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА (1Я)

Отложения неогеновой системы представлены абросимовской и бещеульской свитами.

Абросимовская свита сложена глинами алевритистыми и алевритами бурыми и зеленовато-серыми с прослоями песка и лигнитов. Толщина до 20 м.

Бещеульская свита представлена переслаиванием глин, алевритов и песков коричневато-серых и серых. Толщина свиты 10-30 м.

ЧЕТВЕРТИЧНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (О) Четвертичные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности континентальных отложений неогена. Для них характерны аллювиальные и озерно-аллювиальные пески, глины, супеси и суглинки. В нижней части присутствуют грубозернистые пески с включениями гравия, гальки, реже валунов. Толщина осадков достигает 140 м.

1.3 Тектоника

Западно-Сибирская плита представляет собой область с осадочным чехлом в пределах Урало-Монгольского складчатого пояса. В ее геологическом строении выделяют три структурно-тектонических этажа, типичных для всех молодых платформ (рис. 1): нижний (фундамент), средний (переходный) и верхний (плитный) этажи.

Нижний этаж формировался в рифейско-палеозойское время и отвечает этапу развития складчатого фундамента современной плиты, сложен дислоцированными породами. В это время на территории Западной Сибири проявились четыре тектоно-магматических цикла: байкальский (рифей), салаирский (венд-кембрий), каледонский (ордовик-силур) и герцинский (девон-пермь). Отложения этих разновозрастных складчатых систем образуют ее погребенный гетерогенный фундамент. Складчатые системы являются погребенным продолжением обрамляющих структур. Это - байкалиды Енисейского кряжа, каледониды Алтае-Саянской и Центрально-Казахстанской областей, и т.д.

Средний этаж объединяет триасовые вулканогенно-осадочные и осадочные отложения, заполняющие многочисленные грабены, грабенообразные депрессии и небольшие впадины, рассредоточенные по всей территории Западно-Сибирской плиты.

Рифтогенез раннетриасовой эпохи был кратковременным. Процесс растяжения сопровождался излиянием в большом объеме базальтоидной магмы. От образований нижнего этажа эти породы отличаются слабой степенью деформации.

Верхний этаж сложен в основном триасово-юрско-кайнозойскими субгоризонтально залегающими песчано-глинистыми отложениями, формировавшимися в условиях длительного устойчивого погружения фундамента, образующими региональный осадочный чехол (рис. 2).

Урненское месторождение находится в пределах Демьянского мегавала -структуры I порядка, линейно вытянутой в направлении с северо-запада на юго-восток (рис. 3). Мегавал на севере примыкает к Юганской мегавпадине, а на северо-востоке серией отрицательных структур (Кельтаминская ложбина, Верхнедемьянская седловина) отделяется от Каймысовского свода. На юго-западе Демьянский мегавал отделяется от Пологрудовского сравнительно узким и длинным Васисским мегапрогибом, который, в свою очередь, на севере через седлообразный прогиб соединяется с Юганской впадиной. Размеры Демьянского мегавала 270x80 км.

В северной части Демьянского мегавала к настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, расположенные на территории Ханты-Мансийского автономного округа, Усть-Тегусское - на юге Тюменской области и Ягылъяхское

в Омской области. Урненское месторождение приурочено к одноименной положительной структуре третьего порядка, приуроченной к северной части Демьянского мегавала и выделенной по результатам сейсморазведочных работ.

Р - Кародч \м*га=и1*с«лим С Алтея». Ен*сейсхкй хелоб и - Ам^аою1иис>со-тадебвч»инс1ая истине с: »»А* | • Бояьшс-*етсАая г-хзз ^ • Надиисхзя геиисинеалиаа

К - Сред мену ос ыегахслоб !_ V ■ Колтт>горс*о норспьс»ийх^гоб N - Те."уг«детс«ло мегагси^синсс'мы

Рис. 2. Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (под ред. Конторовича А.Э., 2001г с упрощениями)

Вл«неиижо тостомичвож» нарушения Границы тектомичвслте эоомокгсо I порядсп

Границы вм утроим ото районирования гошомчооух эпоментов I порядка

НАДЛОРЯДКОВЫЕ И ! ПОРЯДКА СТРУКТУРЫ С ЭЛЕМЕНТАМИ ИХ ВНУТРЕННЕГО РАЙОНИРОВАНИЯ:

ПЕРвЬМ ИЕРАРХИЧЕСКИ УРОВЕНЬ РАЙОНИРОВАНИЯ ктгпт*%/ нллрщ&ол* * > го пс^ом.

ла&м! MdwM>

Рис. 3. Фрагмент тектонической карты центральной части ЗападноСибирской плиты (под редакцией: Шпильмана В.И., Змановского Н.И., Подсосовой Л.Л., 1998 г.)

В основании мезозойского разреза (рис. 4) повсеместно прослеживается только сейсмический отражающий горизонт «А». Отражающий горизонт «Т», приуроченный к кровле среднеюрских отложений, прослежен только на крыльях Урненского и Усановского поднятий. Несколько шире, но также не повсеместно, прослеживается на этих структурах основной сейсмический репер Западной Сибири - отражающий горизонт «Б», приуроченный к баженовской свите верхней юры. В пределах изучаемой площади породы фундамента осложнены системами небольших субвертикальных разломов северо-западного, субширотного и субмеридионального простирания. Верх по разрезу данные системы разломов затухают.

По кровле фундамента (отражающий горизонт «А») Урненская структура представляет собой достаточно крутое, высокоамплитудное поднятие изометрической формы, несколько вытянутое с запада на восток (рис. 5). В пределах замыкающей изогипсы - 2310 м размер структуры составляет 10x8 км. За счет структурных осложнений в восточном и западном направлениях длина структуры увеличивается до 13 км. Амплитуда поднятия составляет около 100 м, углы наклона крыльев достигают 3-4° и более.

Удовлетворительно совпадает с данными бурения карта, построенная по отражающему горизонту «Т» (рис. 6). Это позволяет использовать структурные карты по этому отражающему горизонту для оконтуривания залежей нефти по продуктивным пластам на участках, где скважины отсутствуют.

о

■Д

I §

ш

го

ш ю о о. с

к ф

о.

со ф

0

X

А [Ц

го ш

о.

ф

н

1

Рис. 4. Сейсмический временной разрез через Урненскую площадь (по материалам ТНК-ВР, 2007)

Карта равных времен пробега по отражающему горизонту Б

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Корост, Дмитрий Вячеславович

Заключение

В результате работы был выполнен широкий комплекс лабораторных литологических и петрофизических исследований, позволивший установить детальное строение и генезис пласта Юг тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения.

Было установлено, что ФЕС пород-коллекторов в изучаемом разрезе изменяются по пласту неравномерно и контролируются как первичными седиментационными процессами (текстуры, седиментационные глины), так и диагенетическими и катагенетическими преобразованиями.

Проведенные исследования в области микротомографии пород-коллекторов позволили выработать и апробировать ряд методических подходов к: интерпретации минерального состава пород и к изучению положения различных по фазовому составу флюидов в пределах пустотного пространства. Было доказано, что вторичная пористость в породах-коллекторах пласта Юг тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения, образованная в результате частичного растворения и/или замещения полевых шпатов и обломков пород, не вносит вклада в эффективное пустотное пространство и контролирует до 40% объема связанной воды.

Были выработаны различные аспекты применения и вовлечения компьютерной микротомографии в комплекс лабораторных исследований при разведке и разработке месторождений УВ. Полученные результаты позволили достичь нового уровня знаний и понимания строения пород-коллекторов.

Предложена классификация пород-коллекторов по типу строения пустотного пространства последних. Предложенная типизация имеет большие перспективы развития в области оценки качества коллекторов и выявления их генетических характеристик.

Предложенные в защищаемой работе разработки активно внедряются сервисными и нефтяными компаниями, а также ведущими научно-исследовательскими центрами, как в России, так и за рубежом.

Выработанные принципы моделирования, интерпретации и оценки стереологических моделей пород-коллекторов могут являться основой для активных физико-математических разработок, позволяющих проводить компьютерное моделирование различных физических свойств пород-коллекторов.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ

ДИССЕРТАЦИИ

1. Корост Д.В., Калмыков Г.А., Решетов Е.В., Белохин B.C. Петрофизическое обеспечение интерпретации комплекса геофизических исследований скважин на базе спектрометрического гамма-каротажа // Вестник Московского Университета, серия 4 «Геология», №2, 2009. С. 68-74

2. Корост Д.В., Калмыков Г.А., Япаскурт В.О.,¡Иванов М.К.~[Применение компьютерной микротомографии для изучения строения терригенных коллекторов // Геология нефти и газа, №2, 2010. С. 36-42.

3. Хамидуллин P.A., Калмыков Г.А., Корост Д.В., Асташкин Д.А. Исследование изменения параметра пористости при переходе от лабораторных условий к пластовым // Вестник Московского Университета, серия 4 «Геология», №3, 2009. С. 55-58

4.1 Иванов М.К.,\ Калмыков Г.А., Белохин B.C., Корост Д.В., Хамидуллин P.A. Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала // Учебное пособие в 2-х книгах. Книга 2, 128 стр. - Москва, Из-во МГУ, 2008

5. Герке K.M., Корост Д.В. Применение высокопроизводительных вычислительных методов для определения свойств пород-коллекторов // Научно-практическая конференция «Суперкомпьютерные технологии в нефтегазовой отрасли». МГУ, Москва, 2011

6. Карсанина М.В., Васильев Р.В., Герке K.M., Корост Д.В. Статистически-морфологическое описание, моделирование и реконструкция структуры пород-коллекторов// Научно-практическая конференция «Суперкомпьютерные технологии в нефтегазовой отрасли». МГУ, Москва, 2011

7. Корост Д.В. Исследование сторения и свойств пород-коллекторов методом компьютерной микротомографии // Всероссийская научно-практическая конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа». ВНИГНИ, Москва, 2011

8. Корост Д.В., Калмыков Г.А., Ахманов Г.Г. Рентгеновская микротомография: новые перспективы изучения пород-коллекторов // Научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири». Томск, 2011

9. Korost D.V., Kalmykov G.A., Yapaskurt O.V., Ivanov M.K Application of pCT for study of residual water in reservoir pore space // EAGE 72nd Conference & Exhibition Abstract - Barcelona, Spain, 14 - 17 June 2010

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Корост, Дмитрий Вячеславович, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1) Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962.-572 с

2) Атлас геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа, Научно-Аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, Ханты-Мансийск, 2004

3) Атлас геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа, Научно-Аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, Ханты-Мансийск, 2004 г

4) А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.- Геология нефти и газа Западной Сибири / М.: Недра - 1975 г

5) Бабушкин А.Е., Волкова B.C., Мартынов В.А., Никитин В.П., Гнибиденко З.Н. и др., Унифицированная региональная стратиграфическая схема палеогеновых и неогеновых отложений Западно-Сибирской равнины. Новосибирск, СНИИГГИМС, 2001,74 с

6) Богомолова А.Ф. Капиллярометрический метод определения остаточной водонасыщенности неоднородных пластов//Петрофизика коллекторов нефти и газа/Труды МИНХ и ГП. - М.: Недра, 1975. - Вып. 115

7) Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Капнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. Москва, Недра, 1991 г. 286 с

8) Г.А. Калмыков, "Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК", ВНИИгеосистем, Москва, 2001 г

9) Геология и полезные ископаемые России, том 2, Западная Сибирь, ред. А.Э.Конторович, С-Пб, ВСЕГЕИ, 2000 г., 278 с.5

10) Гиматудинов Ш.К., Физика нефтяного и газового пласта, 1971, Недра, Москва

11) Гурари Ф. Г. Строение и условия образования клиноформ ЗападноСибирской плиты (история становления представлений). // Монография. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 с

12) Гудок Н.С Изучение физических свойств пористых сред. - М.: Недра, 1970. -205 с

13) Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г., 2007 г, Определение физических свойств нефтесодержащих пород (учебное пособие), Недра

14) Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1982 г

15) Дерягин Б.В., Чураев Н.В. Свойства и кинетика влага в пористых телах//Вода в дисперсных системах. - М.: Химия, 1989. - 268 с

16) Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко ФД. и др. Вода в дисперсных системах. - М.: Химия, 1989. - 288 с

17) Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А., 2004 г, Петрофизика, "Нефть и газ".

18) Еникеев Б.Н., Еникеева С.Н., Состояние, пути и проблемы применения математических моделей в современной петрофизике, 1983, Математические методы в задачах петрофизики и корреляции, Москва, Наука, с. 66-76

19) Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 30 геологическом и гидродинамическом моделировании. Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 34-41.

20) Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП. Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 76-80.

21) Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства. Нефтяное хозяйство, 6/2008, с. 105-107.

22) Зинченко В.С. Петрофизические основы гидрогеологической и инженерно-геологической интерпретации геофизических данных: Учебное пособие для студентов вузов. М. - Тверь: Из-во АИС, 2005. 392 с.

23) Злочевская Р.И., Злочевский СМ., Куприна гД Исследования термической дегидратации катионозамешенных образцов монтмориллонитовой глины//Связанная вода в дисперсных системах. - М.: Изд-во Московского университета. -1972. - Вып. 2. - С. 195-211.

24) Злочевская Р.И., Королев ВА. Электроповерхностные явления в глинистых породах. - М.: Изд-во Московского университета, 1988. -177 с.

25) Иванов М.К., Бурлин Ю.К., Калмыков Г.А., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И. Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения). Учебное пособие. Издательство Московского Университета, 2008, 112 с.

26) Индрупский И.М. Влияние капиллярно удерживаемой воды на процессы вытеснения в лабораторных и пластовых условиях. Труды II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г. Том 2. с. 162168.

27) Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства. Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 60-63

28) Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев А.Ш., Файзрахманов Р.Р. Исследование кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства. Недропользование-ХХ1 век, 2/2009, с. 74-76

29) Климатическая характеристика зоны освоения нефти и газа Тюменского севера, под ред. К.К. Казачковой, Гидрометеоиздат, 1982 г

30) Кобранова В.Н., Петрофизика, 1986 г, Недра, Москва

31) Кожевников Д.А., Коваленко К.В., 2001, Применение "петрофизической фильтрации" при изучении коллекторов Западной Сибири: Каротажник, 80, 72-85

32) Кожевников Д. А., Коваленко К. В., Макроописание остаточной водонасыщенности коллекторов, 2000, Каротажник, №75, стр. 70-93

33) Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Набухаемость цемента терригенных коллекторов, 2001, Каротажник, №84, с. 98-106

34) Кожевников Д.А., Элланский М.М., Оценка продуктивности коллекторов методом петрофизической фильтрации данных ГИС, 1999, Каротажник, вып. 61, с. 41-60

35) Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза: Избранные статьи Новосибирск: Академическое издательство «Гео», 2004 г. 545 с

36) Королев ВА. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы науки о Зем-ле//Соросовский образовательный журнал. - 1996. - Ms 9. - С. 79-85

37) Корост Д.В., Калмыков Г.А., Решетов B.C.., Белохин B.C. 2009, Петрофизическое обеспечение интерпритации комплекса геофизических исследований скважин на базе спектрометрического гамма-каротажа, Вестник Московского Университета (серия 4 - Геология), 2, 68-74

38) Корост Д.В., Калмыков Г.А., Япаскурт В.О., Иванов М.К.. Применение компьютерной микротомографии для изучения строения терригенных коллекторов. Геология нефти и газа, №2, 2010, с 36-42

39) Котяхов Ф.И., Физика нефтяных и газовых коллекторов, 1977, Недра, Москва

связанной воды и измерения капиллярных давлений//Методы исследования пород-коллекторов/Труды ВНИГНИ. -М. - 1970. - Вып. 90. - С. 193-203

41) Кузнецов A.M. Определение начальной водонасыщенности и капиллярной кривой методом центрифугирования / A.M. Кузнецов, А.Б. Баишев, В.В. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1

42) Ларионов В.В., Резванов P.A. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. М., Недра, 1976 г

43) Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф., 2007, Практическое руководство по интерпритации данных ГИС, Недра

44) Логвиненко Н.В., Сергеева Э.И. Методы определения осадачных пород, Ленинград, 1986 г. 284 с

45) Матигоров A.A., Учет влияния состава глинистого цемента при оценке глинистости и фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов, 1996, XIV Губкинские чтения "Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела", Москва, Нефть и газ, с. 110

40) Коцеруба ЛА. О применении

определения содержания

46) Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами//Под ред. В.В. Семеновича. -М.: ВНИГНИ, 1978 г

47) Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа,- М.: Недра.- 1984 г

48) Мямяшев В.Г., Особенности петрофизической характеристики пород-коллекторов Западной Сибири, 1998, Каротажник, №49, с. 18-34

49) Наумов А. Я, Онищук Т. М., Биншток М. М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. - Тюмень: ТИИ, 1977. - С. 39-46

50) Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна, М.Я.Рудкевич, Москва, 1988г., 305 с

51) Орлов ЕМ., Карпов ЕЛ., Топорков ВТ. Петрофиэические исследования коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1987. - 216 с

52) Орлов Л.М., Карпов Е.Л. Определение остаточной воды в законсервированных образцах керна//Геология нефти и газа. - 1979. - № 6. - С. 4347

53) Орлов ЛМ. К методике определения остаточной водонасыщенности центрифугировани-ем//Петрофизика коллекторов нефти и газа/Труды МИНХ и ГП. - М.: Недра, 1975. - Вып. 115

54) Отчет по теме «Изучение структуры пустотного пространства терригенных коллекторов различными петрофизическими методами». Геологический факультет МГУ, Москва , 2011 г

55) Отчет по теме «Методическое и программное обеспечение определения фильтрационно-емкостных свойств (Кп, Кп эфф, Кпр) коллекторов по комплексу радиоактивных методов ГИС: СГК, ГГК-п в нижнеюрских отложениях Сургутского свода». Лаборатория экологических исследований «Теллус, Москва , 2005 г

56) Отчет по теме «Создание лабораторного практикума для магистерской программы «Скважинные геофизические и петрофиэические исследования месторожденй нефти и газа», Геологический факультет МГУ, Москва, 2008 г

57) Отчет по теме «Технология изучения структуры порового пространства кернов песчаников и карбонатных пород методом рентгеновской микротомографии». Геологический факультет МГУ, Москва , 2008 г

58) Палеогеографические особенности строения и перспективы нефтегазоносности нижнее- и среднеюрских отложений Западной Сибири, Вторая научно-практическая конференция Мухер А.Г., Ревва A.B., 1999 г

59) "Применение комплекса радиоактивных методов исследований скважин для оценки емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири (на

примере пласта ПК19)", Г.А. Калмыков, К.В. Короткое, М.Ю. Ревва, В.М. Теленков, Геология нефти и газа, вып. 1, Москва, 2005 г

60) Ребиндер ПА. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. - М.: АН СССР, 1979 г

61) Ребиндер ПА. Структурно-механические свойства глинистых пород и современные представления физнко-химни коллоидов/Яруды совещания по инженерно-геологическим свойствам горных пород и методы их изучения. Т. 1. -М.: АН СССР, 1956. - С. 32-44

62) Ревва М.Ю., Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа (на примере месторождений Вартоского свода), РГГУ им. Орджоникидзе, Москва, 2006 г

63) "Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск 2003 г.", Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004 г

64) Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М., Недра, 1980 г

65) Сахибгареев P.C., Особенности эпигенитических изменений пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского свода, 1968, Труды Гипротюменнефтегаза, вып. 8

66) Справочника по климату СССР. Выпуск 17. Тюменская и Омская области, Гидрометеоиздат, 1970 г

67) Топор Н.Д. Термический анализ минералов и неорганических соединений. Москва, 1987 г., 190 с

68) У.Уэндландт Термические методы анализа. Москва 1978 г. стр.526

69) Филиппов Е. М. Прикладная ядерная геофизика. М., изд. АН СССР, 1962

70) Фролов В.Т. Руководство к лабораторным занятиям по петрографии осадочных пород. Москва, 1964 г. 310 с

71) Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты,

B.С.Сурков, О.Г.Жеро, М.: Недра, 1981г

72) Хамидуллин P.A., Калмыков Г.А., Корост Д.В., Асташкин Д.А., Исследование изменения параметра пористости при переходе от лабораторных условий к пластовым // Вестник Московского Университета, серия 4 «Геология», 2009, №3.

C. 55-58

73) Ханин A.A., 1963, Остаточная вода в коллекторах нефти и газа, Гостоптехиздат

74) Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. - М.: Недра, 1976. -295 с

75) Ханин АА. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - М.: Недра, 1969.-366 с

76) Четвертичная геология, А.А.Чистяков, Н.В.Макарова, Москва, ГЕОС, 2000г., 302 с

77) Эланский М.М., 2000, Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики

78) Aller, R.C., 1982. The effects of macrobenthos on the chemical properties of marine sediment and overlying water. In: Mcall, P.L., Tevesz, M.J.S. (Eds.), Animal-sediment relations: the biogenic alteration of sediments. Topics in geobiology, vol 2. Plenum, London, pp. 53-101

79) Andersen, F.0., Kristensen, E., 1991. Effects of burrowing macrofauna on organic matter decomposition in coastal marine sediments. In: Meadows, P.S., Meadows, A. (Eds.), The environmental impact of burrowing animals and animal burrows

80) Bakke S., 0ren P., 3-D Pore-Scale Modelling of Sandstones and Flow Simulations in the Pore Networks, 1997, SPE Journal, vol. 2, p. 136-149

81) Bathias, C. and A. Cagnasso (1992). Application of x-ray tomography to the nondestructive testing of high-performance polymer composites. Damage Detection in Composite Materials. J. E. Master. West Conshocken, PA, ASTM. ASTM STP 1128: 35-54

82) Bijoyendra Bera, Sushanta K. Mitra, Douglas Vick. Understanding the micro structure of Berea Sandstone by the simultaneous use of micro-computed tomography (micro-CT) and focused ion beam-scanning electron microscopy (FIB-SEM) Micron, Volume 42, Issue 5, July 2011, Pages 412-418

83) Biswal B. et al., Quantitative analysis of experimental and synthetic microstructures for sedimentary rock, 1999, Physica A, vol. 273, p. 452-475

84) Bonse, U., Q. Johnson, M. Nichols, R. Nusshardt, S. Krasnicki, and J. Kinney (1986). High resolution tomography with chemical specificity. Nucl Instrum Meth A246: 644-648

85) Brown Harry W. Capillary pressure investigations//Trans of AMME. - 1951. - V. 192-P.67

86) Calhoun C, Lewis M. and Newman B.C. Experiments on the capillary properties of porous solids//Trans. of AJMME. - 1949. -V. 186. - P. 189.

87) Copely, D.C., J.W. Eberhard, and G.A. Mohr (1994). Computed tomography Part I: Introduction and industrial applications. J Metals 14-26

88) Cormack A.M., Journal of Applied Physics 34, 2722 (1963); doi:10.1063/1.1729798 (6 pages) Representation of a Function by Its Line Integrals, with Some Radiological Applications

89) Cormack A.M., Journal of Applied Physics 35, 2908 (1964); doi:10.1063/1.1713127 (6 pages) Representation of a Function by Its Line Integrals, with Some Radiological Applications

90) Cullity, B.D. and S.R. Stock (2001). Elements of X-ray Diffraction. Upper Saddle River, NJ: Prentice-Hall

91) D. Wildenschild, J.W. Hopmans, C.M.P Vaz, M.L. Rivers, D. Rikard, B.S.B. Christensen Using X-ray computed tomography in hydrology: systems. Journal of Hydrology 267 (2002) 285-297 resolutions, and limitations

92) Dauwe, B., Herman, P.M.J., Heip, C.H.R., 1998. Community structure and bioturbation potential of macrofauna at four North Sea stations with contrasting food supply. Mar. Ecol. Prog. Ser. 173, 67-83

93) Degruyter Wim. Exploring the potential of digital image analysis of SEM and Micro-CT images of accretionary lapilli. PhD thesis, Universiteit Gent, Faculteit Ingenieurswetenschappen, 2006, 76 p

94) Dong H, Blunt MJ. Pore-network extraction from micro-computerized-tomography images. // Phys. Rev. E. 2009. 80: 1539-3755

95) Dvorkin J. et al, The future of rock physics: computational methods vs. lab testing, 2008, First Break, vol. 26, p. 63-68

96) Elliott, J.C. & Dover, S.D. (1982) X-ray microtomography. J. Microsc 126 pp.211213

97) Feldkamp, L.A. and G. Jesion (1986). 3-D x-ray computed tomography. Rev Prog Quant NDE 5A: 555-566

98) Feldkamp, L.A., D.J. Kubinski, and G. Jesion (1988). Application of high magnification to 3D x-ray computed tomography. Rev Prog Quant NDE 7A: 381-388

99) Feldkamp, L.A., L.C. Davis, and J.W. Kress (1984). Practical cone-beam algorithm. J Opt Soc Am A1: 612-619

100) Ge Wang , Shiying Zhao, Hengyong Yu, Charles A. Miller, Paul J. Abbas , Bruce J. Gantz, Seung Wook Lee and Jay T. Rubinstein. Academic Radiology Volume 12, Issue 4, April 2005, Pages 511-525

101) Gilbert, F., Stora, G., Betrand, J.-C., 1996. In situ bioturbation and hydrocarbon fate in an experimental contaminated Mediterranean coastal ecosystem. Chemosphere 33 (8), 1449-1458

102) Hall, S.J., 1994. Physical disturbance and marine benthic communities: life inunconsolidated sediments. Oceanogr. Mar. Biol. Annu. Rev. 32, 179-239

103) Halmshaw, R. (1991). Non-Destructive Testing. London: Edward Arnold

104) Hoffman R.H. Technique for the determination of capillary pressure curves using a constantly accelerated centrifuge//Trans of AJMME. -1963. - № 228

105) Hounsfield G.N., The British journal of radiology, 1973 Dec;46(552): 1016-22. Computerized transverse axial scanning (tomography)

106) Kak, A.C. and M. Slaney (2001). Principles of Computerized Tomographic Imaging. Philadelphia: SIAM (Soc. Industrial Appl. Math.)

107) Kinney, J.H., Q.C. Johnson, U. Bonse, M.C. Nichols, R.A. Saroyan, R. Nusshardt, R. Pahl, and J.M. Brase (1988). Three-dimensional x-ray computed tomography in materials science. MRS Bull (January): 13-17

108) Krysia Mazik, Neil Curtis, Michael J. Fagan, Sue Taft, Michael Elliott. Accurate quantification of the influence of benthic macro- and meio-fauna on the geometric properties of estuarine muds by micro computer tomography. Journal of Experimental Marine Biology and Ecology 354 (2008) 192-201

109) Lebedev M. et al., 2009, Dynamic elastic properties from micro-CT images: modeling and experimental validation, Geophysical Research Abstracts, Vol. 11

110) Lindquist W.B., Lee S.-M., Coker D.A., Jones K.W., Spanne P. Medial axis of void structure in three-dimensional tomographic images of porous media. // Journal of Geophysical Research. 1996. 101: 8297-8310

111) M.J. Berger, J.H. Hubbell, S.M. Seltzer, J.Chang, J.S. Coursey, R. Sukumar, D.S. Zucker and K. Olsen. XCOM: Photon Cross Sections. The National Institute of Standards and Technology (NIST), 2010

112) Marinelli, R., 1992. Effects of polychaetes on silicate dynamics and fluxes in sediments: importance of species, animal activity and polychaete effects on benthic diatoms. J. Mar. Res. 50, 745-779

113) Mees, F., Swennen, R., Van Geet, M. & Jacobs, P. (eds) 2003. Applications of X-ray Computed Tomography in the Geosciences. Geological Society, London, Special Publications, 215

114) Morrow N. R. Physics and Thermodinamics of capillary action on porous Media//Journ. Jnd.Eng.Chem. G»ne, 1970). - V. 62. - № 6. - P. 32-56

115) Morrow N.R. Capillary pressure corralations for uniformly wetted porous media//Journ. Cdn.Pctr. Techn. (Oct-Dec, 1976). - V. 15. - № 4. - P. 49-69

116) Mortimer, R.J.G., Davey, J.T., Krom, M.D., Watson, P.G., Frickers,P.E.,Clifton,R.J., 1999. The effect of macrofauna on porewater profiles and nutrient fluxes in theintertidal zone of the Humber estuary. Estuar. Coast Shelf Sci. 48, 683-699

117) Natterer, F. (2001). The Mathematics of Computerized Tomography. Philadelphia: SIAM (Soc. Industrial Appl. Math.)

118) 0ren P. E. Bakke S., Arntzen O. J. Extending predictive capabilities to network models. // SPE Journal. 1998. 3: 324-336

119) 0ren P., Bakke S., Reconstruction of Berea Sandstone and Pore-Scale Modeling of Wettability Effects, 2002, Kluwer Academic Publishers

120) Petersen, W„ Wallmann, K„ Schroeder, P., Li, F„ Knauth, H.D., 1996. The influence of diagenetic processes on the exchange of trace contaminants at the

sediment-water interface. In: Calmano, W., Forstner, U. (Eds.), Sediments and toxic substances. Environmental effects and ecotoxicity. Springer-Verlag, Berlin, pp. 37-50

121) Purcell W.R. Capillary pressure - their measurments using mercury and the calculation of permeability therefrom//Trans. AJMME. -1949. - V. 186. - P. 39

122) Purcell W.R., Capillary pressures - their measurements using mercury and the calculation of permeability therefrom. — Trans. AIME, 1949, v. 186, TP2603, p. 39-46

123) Rasmussen, D., Banta, G.T., Andersen, O., 1998. Potential for cadmium uptake in near-shore sediments: effects of bioturbation by the lugworm Arenicola marina. Mar. Ecol. Prog Ser. 164, 179-188

124) Reichelt, A.C., 1991. Environmental effects of meiofaunal burrowing. ln:Meadows, P.S., Meadows, A. (Eds.), The environmental impact of burrowinganimals and animal burrows. Symp. Zool. Soc. Lond., 63. ClarendonPress, Oxford, pp. 33-50

125) Rhoads, D.C., 1974. Organism-sediment relationships on the muddy sea floor. Oceanogr. Mar. Biol. Annu. Rev. 12, 263-300

126) Rhoads, D.C., Boyer, L.F., 1982. The effects of marine benthos on physical properties of sediments: a successional approach. In: Mcall, P.L., Tevesz, M.J.S.(Eds.), Animal-sediment relations: the biogenic alteration of sediments. Topics in geobiology, vol. 2. Plenum, London, pp. 1-52

127) Rontgen, W. (1898). Uber eine neue Art von Strahlen (Concerning a new type of radiation). Ann Phys Chem New Series 64: 1-37

128) Sato, T. et al. (1981). X-ray tomography for microstructural objects. Appl Optics 20:\ 3880-3883

129) Schaffner, L.C., Dickhut, R.M., Mitra, S„ Lay, P.W., Brouwer-Riel, C., 1997 Effects of physical chemistry and bioturbation by estuarine macrofauna on the transport of hydrophobic organic contaminants in the benthos. Environ. Sci. Technol. 31 (11), 3120-3125

130) Shu-Yen Wan, Erik L. Ritman and William E. Higgins. Multi-generational analysis and visualization of the vascular tree in 3D micro-CT images. Computers in Biology and Medicine Volume 32, Issue 2, March 2002, Pages 55-71

131) Silin, D. and Patzek, T., 2006. Pore space morphology analysis using maximal inscribed spheres. // Physica A, 371: 336-360

132) SkyScan NRecon User Guide 2010

133) Turner M.L. et al., Three-dimensional imaging of multiphase flow in porous media, 2004, Physica A, 339, p. 166-172

134) Wheatcroft, R.A., Martin, W.R., 1996. Spatial variation in short term sediment bioturbation intensity along an organic carbon gradient. J.Mar. Res. 54, 763-792

135) Wu D., Peng X.F., Investigation of Water Migration in Porous Material Using Micro-CT during Wetting, 2007, Heat Transfer—Asian Research, 36 (4), p. 198-207

136) Zain Belaustegui & Jordi M. de Gibert. Cylindrichnus ichnofabric from the Miocene of the Tarragona coast (Catalonia, Spain). Paleolusitana, numero 1, 2009