Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Пономарев, Виктор Егорович

• Пономарев, Виктор Егорович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Пономарев, Виктор Егорович

Введение.

Глава I. Основные черты геологического строения и нефтегазоносности

Пуровского района.

1.1 Стратиграфия.

1.2 Элементы тектонического строения.

1.3 Гидрогеология.

1.4 Нефтегазоносносные комплексы.

Глава II. Современные представления об изменении пород-коллекторов в зоне водонефтяных контактов

Глава III. Неокомские залежи Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения.

III. 1 Характеристика продуктивных пластов и пород-коллекторов.

III.2 Влияние зон уплотнения на коллекторские свойства продуктивных пород

Глава IV. Геофизическая характеристика зон уплотнения на водонефтяных контактах.

Глава V. Диагностические признаки зон наложенной минерализации

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности строения залежей нефти в зоне наложений минерализации продуктивных толщ Пуровского района Западной Сибири»

Актуальность исследования. Полнота информации о составе и строении пластов-коллекторов и залежей в целом определяет успешность поисково-разведочного бурения, проектирование схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений и повышение дебитов скважин. Минеральный состав и структура пород-коллекторов подвергаются в недрах нефтегазоносных бассейнов различным изменениям. С процессами в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов связано формирование зон уплотнения, существенно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Изучение минеральных новообразований в этих зонах дает возможность оценивать динамику образования, стабилизации и разрушения скоплений углеводородов.

В пеокомских нефтегазовых залежах северных районов Западной Сибири надежная отбивка гипсометрических отметок водонефтяных контактов (ВНК) часто затруднительна не только на стадии разведочных работ, но и при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Определение их точных отметок весьма актуально как на этапе поисково-разведочных работ, так и при составлении схемы разработки залежей. Выявление зоны водонефтяного контакта и общей картины строения залежи возможно при детальном изучении вещественного состава и структуры порового пространства пород-коллекторов в комплексе с традиционной нефтегеологической и геофизической оценкой продуктивной толщи.

Цель работы заключалась в выявлении особенностей строения залежей углеводородов в зоне наложенной минерализации, возникшей в результате процессов па водонефтяных контактах в неокомских продуктивных толщах Яро-Яхинского, Комсомольского и Крещенского месторождений Пуровского района Западной Сибири.

Задачи исследований:

1. Обобщение материалов по геологическому строению и пефтегазоносности района исследований.

2. Изучение состава и свойств пород-коллекторов, выявление особенностей их постседиментационных преобразований.

3. Характеристика преобразованных на водопефтяном контакте пластов-коллекторов по материалам геофизических исследований скважин.

4. Разработка критериев выделения водонефтяных контактов по комплексу литологических, геофизических и фильтрационно-емкостных характеристик пород.

5. Выявление строения залежей нефти в зоне наложенной минерализации.

Объектом исследований являлись продуктивные пласты-коллекторы неокомского возраста Пуровского административного района севера Западной Сибири. Базовые исследования залежей были выполнены по коллекторам Яро-Яхинского месторождения, дополнительно были изучены отдельные залежи Комсомольского и Крещенского месторождений. Использованы также материалы геологических исследований Уренгойского, Самбургского, Губкинского, Западно-Таркосалинского, Восточно-Таркосалинского и других месторождений (Рис.1).

Фактический материал. Пласты-коллекторы неокомского возраста были изучены по керну (в т.ч. 250 образцов пород непосредственно отобрано и исследовано автором в шлифах и на установках УПК-1 по определению фильтрационно-емкостных свойств), по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин (ГИС). В диссертации использованы также данные различных организаций, ведущих нефтегеологические работы на территории Пуровского района. Автором обобщены результаты испытания скважин по 12-ти месторождениям, расположенным в пределах этого района. Всего обработано более 100 скважин, 500 объектов испытания. Коллекторы Яро-Яхинского месторождения были изучены микроскопически, определение минералов легкой и тяжелой фракций пород проводилось под бинокуляром и в иммерсии после разделения в тяжелой жидкости фракции гранулометрического анализа 0,25-0,1 мм. Состав глинистой фракции определен рентгеновским анализом, карбонатных минералов - реакцией окрашивания и термическим анализом. Определены физические свойства пород - пористость, проницаемость, объемная и минералогическая плотность. Гидродинамическая оценка коллекторов проводились путем анализа результатов испытания скважин на приток.

Работа является итогом геологических исследований проведенных автором во время работы в ПГО «Пурнефтегазгеология» (1979-1987 гг.). В дальнейшем автор участвовал и являлся ответственным исполнителем хоздоговорных и научных работ, выполняемых лабораторией физики нефтяного пласта Иркутского государственного университета по заказу объединений «Уренгойнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Заполярнефтегазгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Енисейнефте-газгеология», «Воет — Сибиефтегазгеология», «Ленанефтегазгеология».

Научная новизна.

1. Разработан методический прием с применением данных геофизических исследований скважин для фиксирования водонефтяных контактов на первой стадии разведочных работ.

2. Выявлены закономерности изменения свойств пород-коллекторов по разрезу в зависимости от преобразования их состава под влиянием вторичной минерализации в зоне водонефтяных контактов.

3. Разработаны рекомендации для проектирования схем разработки залежей и выбора флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с учетом зон уплотнения на водонефтяных контактах.

Практическая значимость

1. Результаты проведенных исследований позволили уточнить геологическое строение ряда залежей севера Западной Сибири, их фильтрационно-емкостную и литологическую характеристику, выяснить последовательность формирования залежей.

2. Комплекс использования данных ГИС, результатов опробования скважин и изучения керна позволил более рационально намечать объекты испытания, сокращать сроки разведки залежей и оптимизировать схемы их разработки.

Апробация работы. Результаты исследований неоднократно апробированы в процессе геологических работ с участием автора в центральной части ЗападноСибирского бассейна на Самотлорском месторождении (ОАО «Тюменская нефтяная компания») и в пределах лицензионных участков ОАО «НОВАТЭК». Основные результаты исследования доложены на научных конференциях Иркутского государственного университета (1988-1998 гг.), ВНИГРИ («ТЭК России - основа процветания страны», 2004 г.») и на Восьмой международной конференции МГУ «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2005г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, изложенных на 104 страницах, иллюстрируется 30 рисунками, 6 таблицами, содержит список опубликованной и фондовой литературы из 94 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Пономарев, Виктор Егорович

Выводы и рекомендации по разработке залежей Яро-Яхинского месторождения:

1. При эксплуатации залежей БТ 9 и БТ з-4, следует отказаться от поддержания пластового давления с помощью закачки воды, так как плотные пропластки на ВНК в этих залежах, являются экраном, затрудняющим гидродинамическую связь порового пространства по вертикали. В связи с тем, что пластовые воды, при соответствующем вскрытии продуктивной части, не будут проникать в нее, рекомендуется использовать сайклинг-процесс или закачивать в пласт химические растворы, способствующие более полному вытеснению жидких углеводородов [2, 70]. Целесообразность использования сайклинг-процесса обоснована еще и тем, что после отработок нефтяных оторочек его можно продолжать использовать для более полного извлечения конденсата из газоконденсатной зоны залежи.

2. Переходную зону залежи пластов БТ5-7 можно разрабатывать с применением метода вытеснения нефти водой (при этом вполне обосновано, что коэффициент извлечения нефти будет невысоким). Выше абсолютных отметок -3147 м (в зоне чисто нефтяного насыщения) работы рекомендуется проводить аналогично залежам пластов БТ9И БТз-4 [66,70,76]

IV. Геофизическая характеристика зон уплотнений на водонефтяных контактах.

Материалы ГИС были проанализированы и обобщены по Яро-Яхинскому, Комсомольскому, Ханчейскому, Северо-Губкинскому, Крещенскому, Восточно-Таркосалинскому и другим месторождениям. (Рис. 5) [92]. Зоны уплотнений на ВНК диагностировались по материалам геофизических исследований в скважинах, заполненных слабоминерализованным глинистым раствором плотностью 1100 -1250 кг/куб.м (табл. 6). Необходимо отметить, что вся зона ВНК охарактеризована по ГНС в масштабе записи не менее чем 1:200, т.к. пропластки уплотнений на современных ВНК имеют незначительную толщину, составляющую от 0,2 до 1,0 и в очень редких случаях до 2,0 м. Что же касается древних водонефтяных контактов, то по материалам ГИС они фиксируются лишь ориентировочно и дальнейшие их исследования необходимо проводить по керновому материалу и шлифам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате исследований выполнены основные задачи и достигнута цель работы, заключающаяся в выявлении особенностей строения залежей углеводородов Пуровского района Западной Сибири в зоне проявления вторичного минералообразования на водонефтяных контактах.

Выполнено следующее:

1. Обобщены материалы по геологическому строению и нефтегазоносности района исследований. Особое внимание уделено строению нефтегазоконденсатных залежей в неокомских продуктивных горизонтах севера Пуровского района. Наибольший интерес при изучении вторичного минералообразования на водонефтяных контактах представляют пластовые водоплавающие и пластово-сводовые залежи газа и газоконденсата с нефтяными оторочками аналогичные залежам Яро-Яхинского месторождения.

2. Изучен состав и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов. Песчаные породы-коллекторы по соотношению кварца, полевых шпатов и обломков пород относятся к кварцевым аркозам, реже к мезомиктовым образованиям.

Кварц является одним из главных породообразующих минералов пород-коллекторов Яро-Яхинского и других месторождений Пуровского района, его доля в песчаниках составляет 30-70 %, размеры зерен изменяются от 0,1 до 0,5-0,6 мм.

Полевые шпаты представлены плагиоклазами и щелочными полевыми шпатами, их суммарное количество обычно находится в пределах 25-40 %. Содержание плагиоклазов уменьшается, а калиевых полевых шпатов увеличивается в нижней части нефтяной зоны и на водонефтяном контакте.

Слюды являются второстепенными породообразующими минералами и содержатся в количестве 5 - 10 %.

Другие минералы. В составе тяжелой фракции выявлены 24 минерала: эпидот, цоизит, клиноцоизит, апатит, гранат, сфен, лейкоксен, ставролит, анатаз, брукит, турмалин, халцедон, магнетит и другие. Их распределение имеет сложный характер и, в частности, зависит от состава залежи (газовой, нефтяной) и места отбора образца по отношению к ней (в переходной зоне к ВНК либо непосредственно на водно-угле или зоны ВНК) взят образец.

Пирит наиболее информативен относительно положения к зонам современного и древних водонефтяных контактов. Его содержание увеличиваются по мере приближения к современному водонефтяному контакту, а максимального количества достигает в интервале зоны современного ВНК. Доля пирита и его постоянная ассоциация с остаточными битумами является одним из характерных признаков зон стабилизации древних и современных водонефтяных контактов.

Цементирующий материал в песчаниках и алевролитах составляет 5-30 %, его количество и состав зависят от места расположения образца по отношению залежи того или иного фазового состава. Микроскопически выявлены цементы: базальный кальцитовый, поровый кальцитовый, пленочный и порово-пленочный глинистый, регенерационный кварцевый и другие его виды. Содержание базального кальцитового цемента составляет половину от его общего количества в пропластках песчаников, параллельных кровле и подошве продуктивных пластов. По ряду признаков базальный кальцитовый цемент в таких пропластках следует считать диагенетическим. Поровый кальцитовый и регенерационный кварцевый цемент наибольшего содержания достигают в зоне ВНК. Вторичное минералообразование и в особенности регенерация кварца и заполнение пор кальцитом существенно ухудшают фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в зоне водонефтяиого контакта.

3. Разработан методический прием (экспресс-метод) фиксирования водонефтяных контактов в ходе проведения первой стадии поисково-разведочных работ по данным геофизических исследований скважин. Он заключается в том, что после бурения первых 2-3-х скважин строятся схемы сопоставления продуктивных пластов и схемы их опробования. Уплотненные пропластки, коррелируемые на схемах сопоставления, видимо являются сингенетичными образованиями. Пропластки «плавающие» по отношению к кровле и подошве анализируют с геологических и технологических позиций. Такие уплотненные пропластки на схеме опробования располагаются, как правило, на одной (или весьма близкой к ней) гипсометрической отметке. Используя эти схемы и заключения о характере насыщения по ГИС, получаем возможность уверенно фиксировать современный ВНК.

При такой последовательности исследований есть возможность отбивки отметок ВНК даже в случае отсутствия керна. Если залежь охарактеризована керном изучение пород из зоны ВНК можно продолжить и другими методами.

Применение метода с использованием данных ГИС, в комплексе с построением схем опробования и результатов изучения кернового материала, позволяет более рационально намечать объекты испытания, однозначно определять отметки ВНК, намечать места заложения разведочных скважин, оптимизировать их количество и тем самым сокращать сроки разведки залежей.

Зоны уплотнения на ВНК выделяются как интервал разреза с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Амплитуда СП составляет 10-5 мв, ИК - 60180 омм, ГК - 1-2 мкр/ч, НКТ - 6-15 усл.ед, КС - 60-150 омм; по кавернометрии фиксируется номинальный диаметр скважины. Зоны уплотнения на диаграммах ГИС выделяются в интервалах между явно газо- или нефтенасыщенными коллекторами и интервалами с переходной зоной или «неясным по ГИС» насыщением.

При изучении залежи по вертикали с использованием материалов ГИС, схем корреляции, литологических данных и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов возможно определение не только современных, но и древних ВНК.

4. Выявлены закономерности в показаниях геофизических исследований скважин в зоне водонефтяных контактов залежей углеводородов, фиксируемых различными методами.

5. Выявлены закономерности изменения гидродинамических характеристик пород-коллекторов по вертикали в зависимости от изменения минерального состава в результате физико-химических процессов, происходящих в зоне ВНК.

6. Выявлены закономерности формирования зон уплотнений и переходных зон (двухэтажное строенное нефтяной оторочки) в залежах месторождений Пуровского района Западной Сибири. Зоны уплотнений на ВНК (как древних, так и современных) образуются не повсеместно. На примере строения залежей пластов БТ3.4, БТ5.7 и БТ9 Яро-Яхинского месторождения и восстановления истории их образования показано, что для формирования зон уплотнения на ВНК необходимо, чтобы в процессе формирования и сохранения залежи соблюдалось как минимум два условия: а). В тектоническом отношении структура, в которой сформировалась залежь, должна находиться какой-то период времени в стабильном состоянии и не испытывать резких изменений структурного плана. б). В этот период времени в залежь не должны поступать и эмигрировать из нее углеводороды, т.е. залежь должна быть в стабилизированном состоянии и не изменять объем. При нарушении или несоблюдении хотя бы одного из условий явление может не наблюдаться или быть очень слабо выраженным.

В работе решена важная для нефтяной геологии научная и практическая задача оценки строения залежей углеводородов в зоне проявления наложенной минерализации, где происходит изменение состава и свойств пород-коллекторов, чтй необходимо учитывать для успешной разведки и разработки месторождений.

Защищаемые положения.

1. Наложенная минерализация терригенных пород-коллекторов в условиях стабилизированного водонефтяного контакта неокомских залежей в Пуровском районе Западной Сибири приводит к формированию зон уплотнения.

2. Основным фактором уплотнения в зоне водонефтяного контакта является вторичное карбонатообразование, диагностика которого возможна при комплексировании методов нефтегеологических, литологических и геофизических исследований скважин.

3. Зоны уплотнения в породах-коллекторах формируют эпигенетический экран, оказывают влияние на размещение углеводородов и могут привести к двухэтажному строению нефтенасыщенной части залежи.

Для составления схем разработки залежей с зонами уплотнений на водонефтяных контактах предложены следующие рекомендации:

- при проектировании схем разработки залежей, выборе флюида для вытеснения нефти из пласта и поддержания пластового давления с целью повышения коэффициента извлечения УВ из сложно построенных залежей необходимо учитывать изменение литологического состава, структуры порового пространства и, как следствие этого, образование экранирующих пропластков в зонах водонефтяных контактов;

- в случае двухэтажного строения залежи, с целью более полного извлечения нефти, следует составлять самостоятельные схемы разработки для каждого этажа залежи; при наличии зон уплотнения на водонефтяных контактах применение приконтурного, а тем более законтурного заводнения, крайне неэффективно. В этом случае необходимо рассматривать варианты внутриконтурного заводнения с обязательным применением физико-химических методов вытеснения нефти: полимерное заводнение (с раствором полиакриламида), щелочное заводнение, заводнение с ПАВ, мицеллярное заводнение и т.д. Рекомендация применения этих методов основывается на выводах автора о том, что подошвенные воды залежи не проникнут в нефтенасыщенную часть залежи (очень продолжительное время) при ее разработке как изолированной системы;

- рекомендуется применять сайклинг-процесс при разработке газоконденсатно-нефтяных залежей с зонами уплотнения на водонефтяных контактах, подобных изученным на Яро-Яхинеком месторождении. Целесообразность использования сайклинг-процесса обусловлена наличием близрасположенных Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Юрхаровского месторождений с известными сеноманским залежами газа, благодаря которым в текущее время отпадает необходимость наращивания добычи «сухого» газа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Пономарев, Виктор Егорович, 2006 год

1. Атангулов А.А., Вопилова Н.М. Поддержание пластового давления на разрабатываемых нефтяных месторождениях ХМАО // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.469-475.

2. Багиров Б.А., Салманов A.M., Гасаналиев М.К. Об определении качества запасов нефти //Геология нефти и газа. 1998. № 1.

3. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М.: МГУ, 2000.

4. Бергер М.Г. Терригенная минералогия. М.: Недра, 1986.

5. Беспалова Е.Б. Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям // Геология нефти и газа. 1983. № 3. С. 22-26.

6. Бочкарев B.C. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском районе и перспективы их нефтегазоносности // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень, 1995. С.179-205.

7. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Чоловский И.П. Нефтегазопромыс-ловая геология и гидрогеология залежей углеводородов // Понятия, определения, термины. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.

8. Брехунцова Е.А., Кислухин В.И. Особенности формирования и нефтегазоносность осадочного чехла п-ова Ямал // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. № 5. С. 82-88.

9. П.Будников И.В., Гурари Ф.Г. и др. Нижне-среднеюрские осадочные бассейны Западно-Сибирской провинции и их нефтегазоносность // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. М.: Наука, 1989, С 12-20.

10. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И. Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991.

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

12. Геология и геохимия нефти и газа /Бакиров А.А., Бордовская М.В., Ермолкин В.И. и др. М.: Недра, 1993.

13. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 Западная Сибирь / Гл.ред. В.П.Орлов Ред.2-го тома: А.Э. Конторович, B.C. Сурков. СПб.:Изд-во ВСЕГЕИ, 2000.

14. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / Нежданов А.А., Пономарёв В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. М.: Изд-во Академии горных наук, 2000.

15. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и газовых месторождений России / Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С. Викторин В.Д. и др. Издание в 2 т./ под ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996 .

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

17. Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень: Изд. ЗапСибНИИГНИ,1986.

18. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений Среднего Приобья по данным сейсморазведки // Геофизика. Спец.выпуск к 50-летию "Хантымансийскгеофизики" 2001. С.54-58

19. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985.

20. Дистлер В.Н. Гидрогеологический анализ регионального распространения ломонтита на Сахалине //Литология и полезные ископаемые. 1981. № 5. С. 137-151.

21. Елисеев В.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрского комплекса центральной части Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО. Ханты-Мансийск. 2005. С. 177189.

22. Запивалов Н.П. Нефтегазоносность палеозоя Западно-Сибирской провинции на основе флюидодинамического подхода // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С. 60-68.

23. Карнюшина Е.Е. Осадочные формации в зоне катагенеза нефтегазоносных бассейнов. М.: АО «Институт Гидропроект», 2000.

24. Карнюшипа Е.Е., Файер М.М., Чочия Г.Л. Вторичное минералообразование в ареалах месторождений нефти и газа. М.: 1989, /Геология, методы поисков и разведки нефти и газа: Обзор /ВНИИ экономики минерального сырья и геологоразведочных работ (ВИЭМС).

25. Кислухин В.И. Литолого-фациальное районирование юрских и нижнемеловых отложений Тюменской области. /Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири, Сборник научных трудов. Тюмень.: изд. ЗапСибНИИГНИ, 1986, С 13-32.

26. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская Область): Автореф. дис. д-ра геол.-мин. наук. С-Пб., 2000г.

27. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюмень, 2000.

28. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири /И.И. Нестеров, Н.Х Кулахметов, В.Н. Высоцкий, Ф.З. Хафизов //Геология нефти и газа. 1987.-№3.-С.55-58.

29. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н. Особенности разработки заводненных залежей трудноизвлекаемой нефти на поздней стадии. //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.364-374.

30. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1981.

31. Логвипенко Н.Ф., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. Л.: Недра, 1987.

32. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. Минск.: Наука и техника, 1989.

33. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

34. Мотовилов П.И. Об условиях формирования состава нефтей и газоконденсатов в сводовых и несводовых ловушках // Методика и практика выявления и оконтуривания несводовых литологических ловушек на севере Западной Сибири. Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1987. С 59-73.

35. Мотовилов П.И., Кордус В.И. Геохимические критерии нефтегазоносности зоны биодеградации нефтей и конденсатов севера Западной Сибири // Гидрогеологические критерии нефтегазоносности локальных структур и зон нефтегазонакопления. Л.: 1986. С 111-124.

36. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Бабурин А.Н. и др. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек залежей нефти и газа в Западной Сибири. В двух томах // Разведочная геофизика. МГП "Геоинформ-марк", 1992.

37. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.

38. Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень.: Изд-во ЗапСибНИИГНИ, 1986.

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

40. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири / B.C. Бочкарёв, A.M. Брехунцов, Н.П. Дещеня и др. // Геология нефти и газа. 2000. №1. С.2-13.

41. Питтеджон Ф.Дж Осадочные породы: Пер. с англ. М.: Недра, 1981.

42. Пономарев В.Е. Литология и генезис пласта БТ5-7 Яро-Яхинского газоконденсатно-нефтяного месторождения (Западная Сибирь). Геология и геофизика, 1992, № 2, С 14-22 (совместно с В.А. Наумовым).

43. Пономарев В.Е. Характеристика зон уплотнения пород-коллекторов на контакте нефть вода на примере Яро-Яхинского месторождения Западной Сибири//Сб.науч.тр. Иркут. ун-т. Иркутск.: 1991, С.106-107.

44. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю.Н.Карагодин, С.В.Ершов, B.C. Сафонов и др. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.

45. Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры и неокома Западной Сибири и пути её решения (системно-литмологический аспект) / Ю.Н. Карагодин, В.А. Казаненков, С.В. Ершов и др. // Геология нефти и газа. 2003. №2. С.40-46.

46. Проблемы, особенности и перспективы картирования ловушек углеводородов в Среднем Приобье на современном этапе / В.Ф. Панов, С.Г. Кузьменков, И.С. Муртаев и др.// Вестник недропользователя. 2002. -№11.- С.21-29.

47. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра.1961.

48. Рыльков С.А. Геологическое моделирование строения неокомских отложений Северного Приобья и прогноз их нефтегазоносности: Автореф. дис. к-та геол.-минерал. наук: 25.00.12. СПб, 2002.

49. Салмин М.В. Уточнение литогенетической модели формирования неструктурных ловушек в ачимовсих отложениях // Нефтяное хозяйство. 2004. №8. С.58-61.

50. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. JL: Недра, 1989.

51. Сахибгареев Р.С. Основные типы вторичных изменений коллекторов, происходящих в процессе формирования и разрушения залежей углеводородов и их значение для оптимизации поисково-разведочных работ. Л.: ВНИГРИ, 1990. С. 7-3

52. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход) / Ю.Н.Карогодин, В.А.Казаненков, С.А.Рыльков, С.В.Ершов. Новосибирск, 2000.

53. Седиментация в раннемеловом бассейне Западной Сибири и её влияние на нефтегазоносность / С.В. Ершов, К.В. Зверев, В.А. Казаненков, Ю.Н. Карагодин // Геология и геофизика. 2001. №11-12. С.1908-1917.

54. Селли Р.К. Введение в седиментологию. М.: Недра, 1981.

55. Семенович В.В. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: МГУ, 2000.

56. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Копеев В.Д. /Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

57. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Елкин Е.А., Краснов В.И. Бахарев Н.К., главный редактор Конторович А.Э. Новосибирск.: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001.

58. Сутормин С.Е. Рациональное использование эксплуатационных скважин как средство повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2005. С.406-414.

59. Сырьевая база и добыча газа в России в XXI веке /А.И.Гриценко, В.А.Пономарев, Н.А. Крылов и др. М.: Недра. 2000.

60. Фильтрационно-ёмкостная модель коллекторов ачимовских отложений Большого Уренгоя /В.Д. Моисеев, Ф.Я. Боркун, Г.Г. Кучеров и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. №4. С.28-31.

61. Холодов В.Н. Постседиментационные преобразования в элизионных бассейнах. М.: Наука, 1983.

62. Черников О.А. Цитологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.

63. Шванов В.Н. Песчаные породы и методы их изучения. JL: Недра, 1969.

64. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород. JL: Наука 1987.

65. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных пород нижнего мела Западной Сибири. СПб.:Недра, 2002.

66. Шиманский В.В., Баженова Т.К. Вторичные изменения терригенных пород коллекторов в зоне ВНК на примере месторождений Западной Сибири //Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе. ВИНИТИ. №1474-В90.

67. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. 356 с. Авторы И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гима-тудинов и др.

68. Япаскурт О.В. Катагенез осадочных горных пород. М.:МГУ, 1991.

69. Япаскурт О.В. К проблеме катагенеза, метагенеза и метаморфизма в бассейнах породообразования миогеосинклиналей. //Литология и полезные ископаемые. 1988. №4, С. 58-70.

70. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза. М.: МГУ, 1995.

71. Goodchild M.W., McD. Whitaker J.H. A petrographic study of the Rotliegendes sandstone reservoir (Lower Permian) in the Rough gas field // Clay minerals. 1984. Vol. 17, №2. P.459-477.

72. Kontorowicz J. Nature, origin and distribution of authigenic clay minerals from Middle Jurassic Ravensoar and Breut group sandstones // Clay minerals. 1984. Vol.19, N3. P.359-377.

73. Lonoy A., Akselsen J., Ronning K. Diagenesis of a deeply buried sandstone reservoir: Hild field, northn Sea // Clay minerals. 1986. Vol.21, №4. P.497-511.

74. Pinous O.V., M.A. Levchuk, and D.L. Sahagian, 2001, Regional synthesis of the productive Neocomian complex of West Siberia: Sequence stratigraphic framework: AAPG Bulletin, v.85, p. 1713-1730

75. Pinous O.V., Y.N. Karogodin, S.V. Ershov, and D.L. Sahagin, 1999a, Sequence stratigraphy, facies, and sea-level change of the Hauterivian productive complex of the Priobskoe oil field (West Siberia): AAPG Bulletin, v.83, p. 972-9891. Фондовая

76. Отчет о научно-исследовательской работе «Литология и фации ачимовского клиноформного комплекса Олимпийского лицензионного участка». Новосибирск, ОАО «Сибнефтегеофизика», 2004 г.

77. Отчет о результатах интерпретации сейсморазведочных материалов 2Д на Ханчейском лицензионном участке. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2003.

78. Отчет о результатах обработки и комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 2Д и ЗД на Усть-Пурпейском лицензионном участке в Пуровском районе Ямало-Ненецкого АО Тюменской области. Новосибирск, ОАО «Сибнефтегеофизика», 2005 г.

79. Отчет о результатах обработки и комплексной интерпретации сейсмических материалов работ ЗД и 2Д на Ханчейском месторождении. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2004.

80. Отчет о результатах переобработки и интерпретации сейсморазведочных материалов 2Д на Кынской площади. Тюмень, ООО «Пургеофизика», 2004.

81. Отчет по подсчету запасов углеводородов Яро-Яхинского месторождения. Тюмень, Тюменская тематическая экспедиция, 1995.

82. Отчет по теме «Комплексное изучение керна скважины 157 (месторождение Крещенское) с целью определения подсчетных параметров». Новосибирск, ООО НИЦ «СИБГЕОНАФТ», 2005.-1 -у

83. Подсчет запасов углеводородного сырья по пластам БУ16" ЮГг Уренгойского месторождения в пределах северной части Олимпийского лицензионного участка ОАО «Пурнефтегазгеология». - Тюмень, ОАО «СибНАЦ», 2005.

84. Подсчет запасов углеводородного сырья Ханчейского нефтегазоконденсатного месторождения по состоянию на 01.04.2004 г. Тюмень, ОАО «СибНАЦ», 2004.