Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований: на примере месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Воробьев, Владимир Сергеевич

• Воробьев, Владимир Сергеевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Воробьев, Владимир Сергеевич

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГИЯ.

1.1.Стратиграфи я.

1.2.Тектоник а.

1.3.Нефтегазоносност ь.

2. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО.

2.1.Верхнечонское месторождение.

2.2.Дулисьминское месторождение.

2.3.Ковыктинское месторождение.

2.4.Чаяндинское месторождение.

3. ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПО ДАННЫМ ГИС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1.Анализ современных методик оценки проницаемости.

3.2.Методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

3.3.Апробация методики оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

4. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО.

4.1.Пласты Вю и В13 Верхнечонского месторождения.

4.2.Пласт В ю Дулисьминского месторождения.

4.3.Пласт В5 Ковыктинского месторождения.

4.4.Пласты В5, Вю и В13 Чаяндинского месторождения.

5. ВЫДЕЛЕНИЕ ЗОН РАЗВИТИЯ УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА В5 КОВЫКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований: на примере месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО»

Объект исследования - терригенные отложения пластов В5, Вю и В13 вендского нефтегазоносного комплекса Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской нефтегазоносных областей (НГО) для оценки проницаемости пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

Актуальность исследования.

Проницаемость пород-коллекторов является одним из основных параметров, характеризующих приток флюидов из пласта в скважину и, следовательно, определяющих особенности эксплуатации месторождений нефти и газа. Оценка проницаемости пород-коллекторов относится к числу наиболее трудно решаемых задач, что существенно ограничивает достоверность гидродинамического моделирования иосложняет составление технологических документов по эксплуатации месторождений.

В настоящее время, существуют большое количество методик оценки проницаемости. В общем виде, все методы оценки данного параметра можно объединить в три основных типа. Первый из них предполагает лабораторные определения проницаемости и пористости на керновом материале, с последующим построением зависимости КПр=Г(Кп) на основе оценки пористости по данным ГИС. Второй - гидродинамические исследования в скважинах. Третий основан на комплексировании материалов ГИС и данных керновых определений - построение корреляционных зависимостей типа Кпр=Г(Л1у), Кпр=^АТ) и др.

Недостатки первого метода связаны с тем, что пористость и проницаемость по своей физической сущности, не достаточно хорошо связаны - фильтрационные свойства коллекторов определяются как их емкостными свойствами, так и текстурно-структурными особенностями Достаточно неплохая корреляционная зависимость данных параметров может быть получена лишь для пород нормального терригенного ряда. Второй метод дает наиболее точные результаты и характеризует фильтрационные свойства пород-коллекторов в пластовых условиях. Однако полученные значения проницаемости представляют собой интегральную характеристику интервала испытания в целом. Более того, большая часть бурящихся поисковых и разведочных скважин остается неохарактеризованной гидродинамическими исследованиями.

В связи с этим, наиболее перспективным представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплексирования данных ГИС и результатов керновых определений, характеризующих всю продуктивную часть разреза в целом по месторождению.

В практике поисково-разведочных работ (в условиях неповсеместного выноса керна) довольно часто используется методика оценки проницаемости, основанная на построении парных корреляционных зависимостей между проницаемостью и параметрами ГИС Кпр=^А1у), Кпр=^АТ), КПр=^аПс) и др. фиксирующими изменения проницаемости в зависимости от вариаций пористости и глинистости продуктивных отложений. Для ряда месторождений Западной Сибири такие зависимости имеют высокий коэффициент корреляции. Анализ выполненных работ по оценке проницаемости данным способом показал, что применение методики в том виде, в котором она реализуется для отложений месторождений Западной Сибири невозможно при оценке фильтрационных свойств продуктивных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Результатами литолого-петрографических исследований доказано широкое развитие процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства песчаников терригенных отложений венда, характерное в целом для терригенных отложений Лено-Тунгусской провинции. Именно проявление вторичных процессов обусловило слабую степень парной корреляции между значениями проницаемости и параметрами ГИС (Кпр=Г(А1г), Кпр=А(ДТ) и др.)).

В свете изложенного, разработка и апробация методики оценки проницаемости , терригенных пород-коллекторов на основе комплекса данных ГИС и результатов ! петрофизических исследований керна определяет актуальность проблемы, которая решена в работе по созданию корректных моделей проницаемости продуктивных горизонтов Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений.

Цель исследования - повысить точность оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости путем модификации методики оценки проницаемости по данным ГИС и петрофизических исследований керна скважин.

Научная задача — усовершенствование методики оценки и прогноз проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

Этапы исследования:

1. Провести анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород;

2. Модифицировать методику оценки проницаемости на основе интерпретации данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна, применительно к породам с высокой степенью литологической изменчивости;

3. Создать геолого-статистические модели проницаемости терригенных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО;

4. Выделить зоны развития улучшенных коллекторов на основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса Ковыктинского ГКМ.

Для решения поставленной задачи использовались данные бурения, ГИС и ГДИ. Оценка проницаемости пород, а также выделение зон развития улучшенных коллекторов Ковыктинского ГКМ производилось с использованием программных комплексов Petrel, Surfer и Microsoft Excel.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

Применение стандартных подходов при оценке проницаемости терригенных отложений с высокой степенью литологической изменчивости (глинизация, карбонатизация, ангидритизация и пр.) по данным ГИС не всегда обеспечивает высокую точность оценки. Оценка проницаемости терригенных отложений с высокой степенью литологической изменчивости требует особого подхода и применения специально созданной для этого методики.

Разработанная автором методика основана на комплексировании данных каротажа (ГК, НГК, АК) и результатов лабораторных петрофизических определений на керне, с дальнейшим построением модели проницаемости продуктивных пластов на базе многомерной статистической зависимости Knp=f(AJy, AJny, AT).

Оценка проницаемости продуктивных отложений на основе использования многомерной статистической зависимости Knp=f(AJY, AJ^, AT) обеспечивает высокую точность прогноза на завершающих стадиях ГРР. Вероятность ошибки оценки проницаемости в 30-40% не превышает 5-10%, большая часть данных ошибок характерна для коллекторов VI класса (по А.А. Ханину).

2. Геолого-статистические модели проницаемости продуктивных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.

Для пластов В5, Вю и В13 Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений вьшолнено построение карт параметров ^(Кпр)=5(Д1г, Д^), 1§(Кпр)=:Р(Д1г, АТ) и 1§(Кпр)=^А1пу, АТ) по классам «коллектор» и «неколлектор».

Модели проницаемости каждого из исследованных месторождений отличается от других значительным образом. Трехмерные диаграммы (карты, палетки), описывающие зависимость проницаемостей от геофизических параметров (Д.ГУ, Д^, АТ), отображают степень влияния каждой пары методов ГИС на итоговую точность оценки фильтрационных свойств продуктивных горизонтов.

Анализ геолого-статистических моделей позволяет выявить развитие процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства, широко представленных в древних терригенных отложениях осадочных комплексов Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО и обуславливающих величину проницаемости.

3. Районирование продуктивных отложений и выделение зон развития улучшенных коллекторов Ковыктинского месторождения.

Характерной особенностью геологического строения Ковыктинского месторождения является высокая степень изменчивости фильтрационных свойств и расчлененности продуктивных отложений. Фильтрационная неоднородность пласта, обусловленная широким развитием вторичных процессов, определяет стратегию разведки и разработки месторождения. В таких условиях, выделение зон развития улучшенных коллекторов имеет первоочередное значение и должно проводиться для всех месторождений Лено-Тунгусской НГП, находящихся на завершающей стадии разведки.

К улучшенным коллекторам относятся породы IV и III классов, а также коллектора V класса с пористостью более 13%. Зоны улучшенных коллекторов пласта Пг парфеновского продуктивного горизонта тяготеют к центральной части месторождения, где их толщины достигаю 10-15 м, при суммарных толщинах коллекторов всех классов до 35 м. Улучшенные коллектора пласта Щ парфеновского горизонта относятся к южным и юго-восточным частям Ковыктинского месторождения, где их толщины не превышают 5 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов в 10,7 м.

Научная новизна результатов заключается в следующих положениях:

1. На основе данных ГИС и петрофизических исследований керна разработана методика прогноза проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

- усовершенствована методика разделения пород на коллетор и неколлектор по данным ГИС (двойные разностные параметры Д1У, Д^, ДТ) и ГДИ;

- разработана методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований с использованием многомерных зависимостей Кпр=^Д1г, А1пу, АТ).

2. Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах и интенсивность развития процессов вторичного преобразования пород.

3. На основе анализа данных по пористости, проницаемости, эффективным толщинам, песчанистости и расчлененности пород выполнено районирование вендского комплекса Ковыктинского ГКМ, выделены зоны развития улучшенных коллекторов и даны рекомендации по доразведке залежи.

Практическая значимость работы:

1. Разработанная методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости на основе данных ГИС и петрофизических исследований керна может эффективно применяться для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.

2. Для Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений созданы геолого-статистические модели проницаемости, использование которых позволяет с высокой точностью оценивать фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах.

3. Выделены участки Ковыктинского ГКМ, рекомендуемые к доразведке.

Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на научных конференциях:

Международные научно-практические конференции «Геомодель — 2008, 2009, 2010, 2011» (г. Геленджик, 2008, 2009, 2010, 2011), Всероссийская конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, 2011).

Основные результаты отражены в научно-исследовательских отчетах, выполненных ФГУП «СНИИГГиМС» в рамках договоров с ОАО «Газпром», ОАО «Якутгазпром» и ФГУП «ВНИГНИ».

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.

Фактический материал. Перечисленные выше задачи исследований реализованы на основе фактического материала, собранного автором в 2008-2011 гг. в подразделениях ФГУП «СНИИГГиМС», г. Новосибирск. Это - диаграммы ГИС, описание кернового материала, данные ФЕС и вещественного состава пород, результаты испытания скважин.

Обработка фактического материала включала:

- анализ и расчленение разрезов скважин по комплексу геологических и геофизических параметров;

- количественную интерпретацию диаграмм ГИС;

- статистическую обработку данных в пространстве: керн - ГИС - приток -флюид с целью построения моделей проницаемости терригенных продуктивных отложений Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений;

- создание трехмерной геологической модели Ковыктинского ГКМ и анализ основных закономерностей распределения свойств в его объеме.

- Изучено более 250 скважин, приуроченных к центральным и южным районам Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения и содержит 147 страниц текста, 79 рисунков, 3 таблицы. Список использованной литературы включает 125 наименований.

Диссертация выполнена в отделах геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы и геолого-математического моделирования ФГУП «СНИИГГиМС». Тематически она связана с научно-исследовательскими работами института, которые велись по договорам с ОАО «Газпром», ОАО «Якутгазпром» и ФГУП «ВНИГНИ».

Большую помощь в подготовке диссертации оказали замечания, советы и консультации О.О. Абросимовой, C.B. Воробьева, A.A. Вымятнина, A.B. Мигурского, С.А. Моисеева, Е.А. Предгеченской, В.И. Самойловой, B.C. Старосельцева, Л.С. Черновой. Автор выражает им искреннюю признательность.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Н.В. Мельникову.

1. ГЕОЛОГИЯ

Вопросы геологического строения центральных районов Лено-Тунгусской провинции достаточно детально освещены в геологической литературе [4, 11, 17, 19, 30, 31,36,38,40,41,42,46,47,48,51,52, 58,61, 62, 63, 64, 65,66, 74, 80, 82, 84, 87, 88, 89, 90, 91, 94, 95, 97, 98, 100, 101], что позволяет ограничиться здесь общим обзором особенностей геологического строения территорий, рассматриваемых в данной работе.

1.1. Стратиграфия

Осадочный чехол в центральных и южных районах Лено-Тунгусской провинции сложен отложениями рифея, венда и кембрия, ограниченно распространены породы ордовика, силура, верхнего палеозоя и мезозоя. В общем виде, осадочный чехол может быть разделен на три комплекса отложений: надсолевой, межсолевой и подсолевой [32]. Этаж нефтегазоносности включает подсолевые терригенные и карбонатные отложения венда, венд-кембрия и нижнего кембрия. Строение чехла осложнено пластовыми интрузиями долеритов мощностью до 150 м. Общая мощность осадочного чехла изменяется от 1,6 км в присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы до 3 км. на ее склонах.

В качестве региональных стратиграфических подразделений венда приняты горизонты комплексного обоснования (снизу вверх): непский, тирский и даниловский. Если для фанерозоя в качестве основы при выделении стратиграфических подразделений принимаются палеонтологические данные, то в докембрии их недостаточно для детальной корреляции и расчленения разрезов, поэтому за основу принимаются данные ГИС и описание керна [32].

Специфика геологического строения верхнего докембрия внутренних районов Лено-Тунгусской провинции позволяет положить в основу выделения стратиграфических подразделений следующие признаки [81]:

- выдержанность литологического состава верхнедокембрийских толщ на огромных площадях, подтверждаемая прослеживанием реперов, пачек;

- стратиграфические несогласия, перерывы;

- циклическое строение вендских толщ, позволяющее выделить и проследить по территории крупные циклиты - отражение крупных этапов седиментации; при выделении части стратиграфических подразделений существенную роль сыграли палеонтологические данные, например, при выделении юряхского (усть-кутского) горизонта большое значение имеет комплекс водорослей и микрофитолитов.

Ниже приводится характеристика отдельных стратиграфических подразделений.

Вендские отложения на рассматриваемой территории имеют повсеместное распространение. Однако, несмотря на обширный объем геологического материала, положение его возрастных границ, как верхней, так и, особенно, нижней не имеют пока однозначного определения.

В соответствии с Решениями IV Межведомственного совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы [81], основываясь на выдержанности литологического состава, хорошей прослеживаемости пластов и реперов на значительные расстояния, цикличном строении этих отложений, наличии стратиграфических несогласий и перерывов в осадконакоплении, в схеме МСК 1988 г. выделяются донепские отложения и три региональных горизонта комплексного обоснования (непский, тирский и даниловский).

Вещественный состав, стратиграфический объем, мощности и промысловые характеристики этих горизонтов по площади меняются, что послужило основанием для выделения в каждом из таких районов самостоятельных местных стратиграфических подразделений. Проблемы обоснования этой схемы и специфика строения названных выше горизонтов детально рассмотрены в многочисленных работах В.И. Авдеевой, С.Л. Арутюнова, В.Н. Воробьева, Е.М. Галперовой, Д.И. Дробота, А.О. Ефимова, П.Н. Колосова, Н.В. Мельникова, С.И. Сирык, Б.С. Соколова, Л.Ф. Тыщенко, З.Х. Файзулиной, В.В. Хоментовского, Г.Г. Шемина, В.Ю. Шенфиля и многих других исследователей [1,13, 14, 18,30,31,32,36,40,64,65, 66,74,77, 95,98, 100, 104].

Непский горизонт

Нижний горизонт венда (непский) распространен в южной части Лено-Тунгусской НГП. По стратиграфическому объёму он соответствует непской свите в Иркутской области и её возрастным аналогам в республике Саха (Якутия). Непский горизонт составляют нижнечорская подсвита в Ангаро-Ленском регионе, алешинская свита тасеевской серии в Нижнеангарском районе, непская и курсовская свиты в Непско-Ботуобинском районе.

Практически по всей территории НГП горизонт представлен терригенными породами. Постепенное замещение терригенных пород на карбонаты зафиксировано только на северо-востоке бассейна. Непский горизонт разделен на два подгоризонта, которые имеют циклическое строение: в основаниях сложены песчаниками, а в верхних частях - глинистыми породами. Он с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегает на породах рифея, или кристаллического фундамента. Мощность горизонта увеличивается от 0 м в центральных районов до 700 м к окраинам бассейна [32].

Тирский горизонт

Тирский горизонт на территории Лено-Тунгусского НГП распространен почти повсеместно. Горизонт отсутствует в северо-западной части бассейна и в Гаженской зоне Непско-Ботуобинского района. Литология горизонта существенно разнится по площади. На юге и юго-западе в Ангаро-Ленском (верхнечорская подсвита), Нижнеангарском (чистяковская свита) и Предъенисейском (оморинская свита) районах в горизонте преобладают терригенные породы. В Непско-Ботуобинском (тирская и бюкская свиты) районе господствуют сульфатные доломиты вплоть до доломитоангидритов [32].

Мощность горизонта изменяется от 40 м на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы до нуля в ее центральной части. По направлению к Катангской седловине и далее к Байкитской антеклизе мощность его увеличивается до 50 м на Джелиндуконской площади, достигая 141 м в Деликтуконской скв. 1.

Даниловский горизонт

Даниловский горизонт комплексного обоснования имеет повсеместное распространение. В его составе выделяются в Иркутской области и Красноярском крае катангская, собинская, тэтэрская свиты, в Республике Саха (Якутия) - успунская, кубалахская, юряхская свиты. Горизонт, в основном, представлен карбонатными породами: доломит, глинистый доломит, известняк. В основании горизонта залегает Преображенский продуктивный горизонт (Б12), промышленные притоки УВ из которого получены на Верхнечонском, Вакунайском, Даниловском и Севастьяновском месторождениях.

Строение терригенного нефтегазоносного комплекса венда в значительной степени осложняется широким развитием региональных стратиграфических несогласий, обусловленных неоднократным проявлением перерывов в процессе осадконакопления, сопровождавшихся денудацией ранее сформировавшихся отложений. В наиболее яркой форме это явление проявилось на древних положительных структурах Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, где объемы эродированных осадков, по сравнению со смежными депрессионными зонами, заведомо превышают объемы сохранившихся [32, 100,117,124].

Проблема стратиграфических несогласий в подсолевом терригенном комплексе Сибирской платформы затрагивалась в работах З.А. Акульчевой, С.Л. Арутюнова, В.Н. Воробьева, В.И. Городничева, Н.В. Мельникова, С.А. Моисеева, Я.К. Писарчик. В.Г. Постникова, И.Н. Постниковой, Г.Г. Шемина и многих др. [13,14, 18,63,77,79, 80,100].

В вендском периоде значительную часть времени занимали разноранговые перерывы в осадконакоплении. Основным инструментом выделения перерывом в разрезах венда является детальный анализ каротажа. Пачковое и послойное расчленение разрезов, прослеживание по каротажу позволили выявить крупнейшие (региональные) перерывы, которые сопровождались амплитудными размывами подперерывных отложений. В число таких перерывов входят преднепский и предданиловский. Длительность региональных перерывов в осадконакоплении составляет несколько миллионов лет. Во время перерывов имели место кратковременные опускания и накопления отложений, но эти осадки были размыты при последующих подъемах территории [32].

В пределах терригенного комплекса венда отмечается целый ряд перерывов в осадконакоплении. В 1978г. Н.В. Мельниковым был выделен пострифейский перерыв, наиболее четко фиксируемый в районах Байкитской антеклизы [66]. В 1978г. В.Н. Воробьевым дано обоснование предпарфеновского (предтирского) перерыва в районах Непско-Ботуобинской антеклизы [16]. В 1981г. подобное обоснование было проведено для предданиловского [17], а в 1982г. - для предьярактинского и предталахского [14] перерывов.

Предрифейское стратиграфическое несогласие практически не изучено. Контакт рифейских в основном карбонатных отложений с породами кристаллического фундамента вскрыт лишь единичными скважинами. Область проявления этого несогласия совпадает с зоной развития рифейских отложений и может быть ограничена южными и центральными районами Байкитской антеклизы, Катангской седловиной, северными районами Ангаро-Ленской ступени и Присаяно-Енисейской синеклизы.

Преднепское (предталахское) стратиграфическое несогласие [14] отделяет отложения продуктивного горизонта В13 от подстилающих его пород рифейского комплекса (Катангская седловина, южные склоны Байкитской антеклизы, северная часть Ангаро-Ленской ступени) и кристаллического фундамента (Непско-Ботуобинская антеклиза). Данный перерыв имел место в начале вендского периода. Его длительность на бортах Сибирской платформы оценена в 15 млн. лет. В центральных районах платформы перерыв существовал с начала венда (600 млн. лет) и до начала формирования немакитдалдынского яруса венда (545 млн. лет). На юго-восточной окраине платформы перерыв начался после отложения хоронохской свиты (600 млн. лет), а завершился - в начале непского времени (585 млн. лет) [32]. Действие перерыва проявилось в срезании верхних пачек рифейского карбонатного комплекса с формированием в нем коллекторов. В керне поверхность несогласия проявляется в виде резкого литологического контакта, а также в угловом несогласии (до 5-10°). Кроме того, породы непской свиты налегают на различные стратиграфические уровни рифея, представленные породами различного литологического состава. Наиболее четко перерыв прослеживается на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, где из разреза выпадают отложения рифея, и непская свита залегает на породах кристаллического фундамента [32,117].

Внутринепское (предъярактинское, внутриванаварское) стратиграфическое несогласие [14] отделяет отложения верхненепской подсвиты от подстилающих глинисто-алевритовых отложений покрышки пласта В13, пород рифея или кристаллического фундамента.

Данный перерыв относится к числу явлений регионального плана и прослеживается практически по всему полю развития терригенного комплекса. В присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы перерыв наиболее четко фиксируется на участках Куландинской и Верхнечонской площадей. Аналогичное явление прослеживается также и в пределах Дулисьминской площади. /

Относительная глубина внутринепского эрозионного среза оценивается в 20-25 м на Верхнечонском месторождении, 30-35 м на Дулисьминском и 8-12 м на участке Собинской и Ванаварской площадей.

Помимо закономерного сокращения мощности перемычки вследствие размыва, она может уменьшаться также на участках опесчанивания ее пород. Однако, отличить данное явление несложно, анализируя характер площадного развития мощностей продуктивных горизонтов и межпластовой перемычки.

В зоне развития непской свиты перерыв приурочен к поверхности раздела между ее верхней и нижней подсвитами, располагаясь в подошве продуктивного горизонта Вю, что позволяет использовать поверхность несогласия в качестве надежного коррелятива при сопоставлении разрезов разнофациальных зон.

Предтирское (предпарфеновское, предоскобинское) стратиграфическое несогласие [16] относится к числу наиболее крупномасштабных и наиболее четко выраженных. Оно отделяет отложения тирской (оскобинской) свиты от подстилающих отложений непской (ванаварской), а в зонах отсутствия последней - на породах рифея или кристаллического фундамента. Наиболее контрастно данное несогласие прослеживается в зонах сочленения положительных и депрессионных структур древнего заложения. Величина предтирского эрозионного среза достигает 50 м.

К поверхности предтирского перерыва приурочены отложения продуктивного горизонта В5, который протягивается вдоль юго-западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы (Верхнекатангская, Верхнетирская, Потаповская, Касаткинская и др. площади) и распространен в северных районах Ангаро-Ленской ступени.

Предцаниловское (предкатангское) стратиграфическое несогласие отделяет отложения даниловской свиты (катангская, собинская и тэтэрская свиты) и ее аналогов от подстилающих отложений тирской, а в зонах отсутствия последней - от непской свиты [17], или от пород рифейского комплекса и кристаллического фундамента.

В наиболее четкой форме несогласие проявляется в присводовых участках положительных структур древнего заложения. Следствием проявления перерыва следует считать полную денудацию тирской свиты в центральных районах Непско-Ботуобинской антеклизы и на склонах Байкитской антеклизы. Верхние горизонты тирской (оскобинской) свиты выпадают из разрезов в пределах Собинской и Ванаварской площадей. Величина эрозионного среза в пределах Катангской седловины, Байкитской антеклизы и западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы оценивается в 90-100 м.

Необходимо отметить, что многие черты нефтегазоносности терригенного комплекса венда в пределах центральной части провинции обусловлены неоднократными перерывами в осадконакоплении. В ходе перерывов происходили глубокие размывы нефтегазоносных толщ, результатами которых явилось сокращение общего объема осадочных образований в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, где уничтожено соответственно до 50 % мощности терригенного комплекса [118]. Положительным аспектом проявления перерывов явилось формирование регионально выдержанных надперерывных песчаных горизонтов типа В5, Вю и В13, с отложениями которых связано подавляющее число залежей нефти и газа в пределах Лено-Тунгусской провинции.

1.2. Тектоника

Современное строение Сибирской платформы является результатом длительной и сложной истории ее тектонического развития.

Вопросы тектоники центральной части Лено-Тунгусской провинции достаточно подробно изложены в многочисленных работах С.Л.Арутюнова, С.Ю. Беляева, М.П.Гришина, В.В.Забалуева, A.A. Конторовича, А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.С.Суркова, B.C. Старосельцева, М.М. Мандельбаума, A.B. Мигурского, А.В.Хоменко и многих других исследователей [3, 30, 31, 32, 40, 42, 43, 46, 47, 48, 62, 63, 72, 74, 97, 98], поэтому здесь можно ограничиться лишь общими вопросами, косающимися тектонического районирования Лено-Тунгусской НГП.

В объеме осадочного чехла платформы обычно выделяют три структурных этажа: нижний, соответствующий кристаллическому фундаменту архейского и протерозойского возраста, средний, включающий в себя отложения рифейского комплекса, и верхний, в состав которого входят собственно платформенные отложения венда и кембрия.

В объеме верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской НГП выделяют следующие надпорядковые структуры: Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы, Курейская и Присаяно-Енисейская синеклизы, Катангская седловина и Ангаро-Ленская ступень, Предпатомский региональный прогиб [32].

Ангаро-Ленская ступень занимает площадь 225 тыс. км2 и располагается к юго-западу от Непско-Ботуобинской антеклизы, с которой граничит по изолинии минус 2000 м. На северо-западе и западе она ограничена Присаяно-Енисейской синеклизой по изогипсе минус 2500 м, на востоке - Предпатомским региональным прогибом. Амплитуда ступени превышает 1000 м. На ее территории выделены две структуры II порядка -Братский и Ковыктинский выступы, расположенные в северо-западной и средней ее частях и две II порядка - Верхнеангарский структурный мыс и Божеханский вал.

Площадь Братского выступа, имеющего клиновидную форму и северо-западное направление, составляет 15000 км2. С запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около 1000 м. Братский выступ расположен в северо-западной части ступени. Площадь положительной структуры I порядка составляет почти 15000 км2, с запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около ~1000 м. Выступ имеет клиновидную форму, острый конец клина направлен на северо-запад.

Непско-Ботуобинская антеклиза площадью 220 тыс. км2 западной своей частью граничит с Курейской и Присаяно-Енисейской синеклизами и Катангской седловиной. Она вытянута в северо-восточном направлении. В сводовой ее части поверхность фундамента поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на контуре погружается до минус 2,5-3 км. Антеклиза оконтурена, большей частью, по изогипсе минус 2000 м, хотя в целом её граница имеет пликативно-дизъюнктивный характер. Наиболее нарушена граница структуры на востоке, где наблюдаются сложные системы грабенов и горстов с высокими амплитудами смещения. Эти системы отделяют Непско-Ботуобинскую антеклизу от Ыгыаттинской впадины. На юго-востоке антеклиза граничит непосредственно с Предпатомским региональным прогибом по крупным разломам северовосточного простирания. На юго-западе надпорядковая структура переходит в Ангаро-Ленскую ступень, а севернее отделяется от Байкитской антеклизы Катангской седловиной. Разрез чехла слагают в основном карбонатные и соленосные породы раннепалеозойского возраста. На склонах антеклизы залегают терригенные и терригенно-карбонатные вендские, а в ряде случаев и рифейские породы.

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется два тектонических элемента I порядка - Непский свод и Мирнинский выступ. Свод охватывает самую приподнятую ее область. Непский свод в продольном сечении антеклизы расположен симметрично относительно ее периклиналей, а в поперечном прижат к ее юго-восточной границе. Площадь Непского свода составляет 27 тыс. км2. Он оконтурен по абсолютной отметке минус 1100 м, имеет форму равностороннего треугольника, вытянуть в северо-восточном направлении на 280 км при средней ширине около 200 км. Его амплитуда составляет почти 500 м. В целом свод имеет правильное концентрическое строение, нарушен системами разломов северо-восточного и северо-западного простирания. К северо-востоку от Непского свода расположен Мирнинский выступ. С востока структура оконтурена по изолинии минус 1200 м, с севера, северо-востока и северо-запада по изогипсе минус 1400 м. На юге выступ не замкнут. Большая часть территории структуры I порядка интенсивно нарушена дизъюнктивными дислокациями. Выступ вытянут по удлинению Непско-Ботуобинской антеклизы, имеет ромбовидную форму, охватывает площадь 15,3 тыс. км , его амплитуда превышает 200 м.

Кроме Непского свода и Мирнинского выступа на территории антеклизы выделяется три положительные пликативные структуры ~ II порядка - - Умоткинский - и Алтыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие [32,87, 88].

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Воробьев, Владимир Сергеевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований сводятся к следующему:

1. Выполнен критический анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород. Большинство применяемых методов оценки проницаемости по указанным данным либо не обеспечивают необходимой точности при оценке проницаемости пород с высокой степенью литологической изменчивости, либо требуют привлечения глубоких петрофизических исследований и специфических методов ГИС, редко применяемых на практике. Установлено, что наиболее перспективной представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплексирования данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна.

2. Разработана методика оценки проницаемости на основе интерпретации данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна применительно к породам с высокой степенью литологической изменчивости. Предлагаемый автором подход позволяет с высокой точностью прогнозировать проницаемость терригенных пород в не охарактеризованных керном разрезах скважин. Наилучшие результаты в оценке проницаемости с применением данной методики достигаются на завершающих стадиях геологоразведочных работ, когда накоплен большой фактических материал.

3. Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений ряда месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах, а также выявить развитие процессов вторичного преобразования пород.

4. На основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса выделены зоны развития улучшенных коллекторов Ковыктинского ГКМ. Зоны улучшенных коллекторов пласта Пг парфеновского продуктивного горизонта сосредоточены в центральной части месторождения, где их толщины достигают 10-15 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов до 35 м. Зоны улучшенных коллекторов пласта П1 парфеновского горизонта относятся к южным и юго-восточным частям Ковыктинского месторождения, где их толщины не превышают 5 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов в 10,7 м.

5. Локализованы объекты для доразведки Ковыктинского ГКМ. Усилия по проведению первоочередных геолого-геофизических работ необходимо сосредоточить в его центральной части между скважинами 15, 16, 28 и 65, где наблюдается увеличение толщин коллекторов высших классов до 6-12 м.

Полученные результаты могут быть использованы при планировании и проведении нефтегазопоисковых работ в пределах центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Методика прогноза проницаемости на основе комплексирования данных ГИС и результатов петрофизических исследований может применяться для пород с высокой степенью литологической изменчивости (развитием процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства), характерной для терригенных отложений венда Лено-Тунгусской НГП.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Воробьев, Владимир Сергеевич, 2011 год

1. Акульчева З.А., Сачук А.Н. Литолого-фациальные особенности нижнекембрийских отложений северо-востока Ангаро-Пеледуйской антеклизы в связи с перспективами на нефть и газ. - В кн.: Геология и нефтегазоносность юга Восточной Сибири. М., 1969» с.14-31.

2. Антонова Т.А., Килина Л.М., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В кн. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов Сибири. Новосибирск. 1977. с.75-79.

3. Арутюнов С.Л. Стадии развития и основные элементы тектонического районирования Сибирской платформы. В кн.: Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск, 1979. с. 9-10.

4. Баженова Т.К., Кащенко С.А. Основные этапы миграции нефти в Тунгусском нефтегазоносном бассейне // Геология нефтегазоносных районов Сибири. -Новосибирск. 1971. с.130-136.

5. Башлыкин И.И. Количественная оценка проницаемости пород-коллекторов. -Нефтегазовая геология и геофизика, 1979,N3, с. 37-42.

6. Берлин A.B. Оценка относительных проницаемостей пород на стадии проектирования разработки.- Нефтяное хозяйство, 1982, N6,c.23-25.

7. Боганик В.Н., Анализ влияния диаметра фракции на остаточную водонасыщенность, пористость и проницаемость.

8. Брылкин Ю.Л., Воробьев C.B., Ващенко В.А. Определение эффективной мощности терригенных коллекторов Восточной Сибири // Новые данные по петрофизике и промысловой геофизике нефтегазоносных провинций Сибири. Новосибирск. 1987. -с.49-54.si

9. Вожов В.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра. 1987, - 204 с.

10. Волощук Г.М. Подземная нефтегазовая гидродинамика.

11. Воробьев В.Н., Александров В.В., Арутюнов C.JI. Внутримотский региональный перерыв в южных районах Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1982.- № 7, с.133-137.

12. Воробьев В.Н. Стратиграфические несогласия в южных и центральных районах Сибирской платформы // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции.- Новосибирск. 1982. с.4-7.

13. Воробьев В.Н. Геологические условия и методика поисков и разведки месторождений нефти и газа в центральных районах Лено-Тунгусской провинции: Дис. д-ра г.- м. н. -Новосибирск. 1986.- 300 с.

14. Воробьев В.Н., Афанасьев С.А., Кондратенко Т.И. и др. Продуктивные горизонты в кембрийских и рифейских отложениях Сибирской платформы. В кн.: Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. 1978. с.98-107.

15. Воробьев В.Н. Закономерности размещения залежей нефти и газа в отложениях венд-кебрийского терригенного комплекса Сибирской платформы. В книге нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск. 1981, с.48-55.

16. Воробьев В.Н. Стратиграфические несогласия в венд-кембрийских отложениях южных и центральных районов Сибирской платформы. Геология и нефти и газа. - 1980. № 1. с.1-5.

17. Лено-Тунгусской провинции. // "Геомодель-2008": Тез. докл. конференции, Геленджик, 2008.

18. Воробьев B.C. Уточнение геологической модели залежей Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь). // "Геомодель-2010": Тез. докл. конференции, Геленджик, 2010.

19. Воробьев C.B. Прогноз типов залежей нефти и газа на Катангской седловине // "Вопросы оптимизации прогноза поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе: "Тез. докл. Всесоюз. совещания. Иркутск, 1987. - с.73-74.

20. Воробьев C.B., Моисеев С.А. Взаимоотношение продуктивных горизонтов Катангской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых ": Тез. докл. к конференции.- Красноярск, 1988. -с.8-10.

21. Воробьев C.B. Терригенные нефтегазоносные отложения венда в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых": Тез. докл. к конференции.- Красноярск. 1988. с.10-11.

22. Воробьев C.B. Прогноз типов ловушек нефти и газа в отложениях вендского терригенного комплекса центральных районов Лено-Тунгусской провинции.// " Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы": Новосибирск. 1988.

23. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции./ под. ред. Н.В.Мельникова. М.: Недра. 1977. - 205 стр.

24. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири./под.ре д. В.В.Забалуева. Л.: Недра. 1980. - 193 стр.

25. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред.М.,Недра, 1970.224с.

26. Гутина О.В. Пласты коллекторы оскобинской свиты Камовского свода и его склонов // Поиски и разведка месторождений нефти и газа в Красноярском крае: Тез. докл. VII региональной научно-практической конференции. Красноярск. 1988. - с.40-42.

27. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988.

28. Детальная корреляция разрезов венда и кембрия юга Сибирской платформы. /Н.В.Мельников» А.О.Ефимов, Л.И.Килина и др. // Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири. Новосибирск. 1978. - с.3-26.

29. Дорогиницкая Л.М. Дергачева Т.Н., Анашкин А.Р. Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС. Новосибирск, 2007.

30. Дробот Д.И., Золотое А.Н., Конторович А.Э. Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности докембрийских отложений юга Сибирской платформы. Москва.: Недра. 1974. -160 стр.

31. Еникеев Б.Н. Моделирование в петрофизике (некоторые проблемы и перспективы) // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. ВНИИОЭНГ. - 2008, № 1.

32. Жуковин Ю.А. Стратиграфия подсолевого комплекса Катангской седловины. Геология и нефтегазоносность Красноярского края Красноярск, 1983. - с. 16-19.

33. Железнова А.П. Гранулометрический состав и условия формирования песчаников парфеновского горизонта Марковского газоконденсатного месторождения // Нефтегазоносность юга Восточной Сибири.-М.: Недра, 1972. с.8-12.

34. Болотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ.- М.: Недра. 1982. 240 с.

35. Зоны нефтегазонакопления в подсолевых вендско-, нижнекембрийских отложениях центральной части Лено-Тунгусской провинции./ Н.В. Мельников, Г.Г. Шемин, В.Е. Делова и др. // Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск. 1984. - с.96-98.

36. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1981.

37. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск. 1985. - с. 22-42.

38. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Новосибирск. 1975. - с.4-21.

39. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Шемин Г. Г. Основные зоны нефтегазонакопления в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Нефтегазоносные комплексы перспективных земель Красноярского края. Красноярск» 1974. - с. 11-13.

40. Короткое К.В., Плешаков В.К. К вопросу оценки коэффициента проницаемости по данным комплекса петрофизических, гидродинамических и геофизических исследований// Каротажник № 6. Тверь, 2007 . с.39-59.

41. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977,320 с.

42. Кренцлер Б.Б., Левченко И.Г. Рифейские отложения Байкитской антеклизы и Катангской седловины //Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. -Новосибирск. 1985. с.42-49.

43. Ларичев А.И., Стариков Л.Е., Чеканов В.И. Прогноз зон нефтегазонакопления в Катангской седловине // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. -Новосибирск, 1987, с.73-82.

44. Леонтьев Е.И. Влияние аномальной электропроводности связанной воды на удельное электрическое сопротивление горных пород. Тр. СНИИГИМС, вып. 133. Новосибирск, 1971, с.84-96.

45. Леонтьев Е.И. Петрофизика нефтегазовых коллекторов мезозоя Западной Сибири и использование ее результатов для интерпретации данных промысловой геофизики. Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н., М., 1975.

46. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Мин-во геол. СССР, Сиб. науч.-произв. объединение по геолого-геофизическим работам. Сост. Т.И. Гурова. Л.С. Чернова. М.М. Потлова и др. М.: Недра. 1988. - 254 с.

47. Ловецкий Е.Е., Селяков В.И. Перколяционные модели фильтрационных свойств среды // Известия АН СССР. МЖГ. 1984, № 3, с.81-86.

48. Малышков А.В., Ефимов В.А. Проницаемости и перколяционные свойства порового пространства осадочных горных пород // Инженерный журнал. 1991, №4, с. 635-640.

49. Мандельбаум М.М. Нёфтегазоносность палеозойских отложений Непского свода. В кн.: Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск, 1981. с.83-90.

50. Мандельбаум М.М., Рабинович Б.И., Сурков B.C. Прямые геофизические методы поисков месторождений нефти и газа (на примере Сибирской платформы). В кн.: Научное наследие академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск. 1984.-с. 8-19.

51. Мельников Н.В. Венд-нижнекембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития). Новосибирск., 2009,147 с.

52. Мельников Н.В. Сравнительная оценка нефтегазоносных комплексов венда Лено-Тунгусской провинции // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. Новосибирск. 1982. - с.72-88.

53. Мельников Н.В., Килина Л.И., Назимков Г.Д. Низы кембрия и рифея в районе среднего течения р. Подкаменной Тунгуски. В кн. Литология и коллекторские свойства палеозойских и мезозойских отложений Сибири. Новосибирск, 1976, с.53-56.

54. Мельников Н.В. Корреляция подсолевых нефтегазоносных отложений юга Сибирской платформы. Геология и геофизика. - 1982, № 3. с.29-40.

55. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М. Тверь. 2003.

56. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39. 0-109-01. М., 2002.

57. Методические указания по проведению геофизических исследований скважин для условий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Тюменская область). Тюмень,1986.

58. Мигурский A.B., Старосельцев B.C. Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность / Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. Новосибирск,1987. с. 90-96.

59. Мирончик К.Д., Боганик В.Н., Обобщение лабораторных анализов керна с целью получения палеток для определения относительных проницаемостей по воде и нефти в. кн. Прикладная геофизика, вып.115. М., Недра, 1986, с.1090-116.

60. Непско-Ботуобинская антеклиза новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / A.C. Анциферов, В.Е. Бакин, В.Н. Воробьев и др. - Новосибирск: Наука, 1986. -: 245 с.

61. Пирсон С. Учение о нефтяном пласте. М., Гостоптехиздат, 1961,534 с.

62. Писарчик Я.К. О корреляции разрезов кембрия юга Сибирской платформы по данным литолого-фациального анализа // Стратиграфия докембрия и кембрия Средней Сибири. Красноярск. 1967. с.69-75.

63. Постников В.Г., Постникова И.Е. К стратиграфии и сопоставлению верхнерифейских и вендских отложений юга Сибирской платформы и ее обрамления. Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1968. № 7, с.85-94.

64. Решения четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы.-Новосибирск. 1989. 64 с.

65. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988.

66. Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин. Екатеринбург: УГГТ, 2003.

67. Смит Ч.Р. Технология вторичных методов добычи нефти. М., недра, 1971, 344 с.

68. Старосельцев B.C. Тектоника Тунгусской синеклизы // Вопросы тектоники древних платформ. Новосибирск: Наука, 1974. с. 47-49.

69. Старосельцев B.C. Историко-тектоническое положение траппов Сибирской платформы // Новосибирск, 1983. с. 88-97.

70. Стратиграфия подсолевого комплекса Катангской седловины /Ю.А. Жуковин. Р.Б. Карпинский. Л.Л. Кузнецов и др. // Геология и нефтегазоносность Красноярского края. Красноярск. 1983. с.16-18.

71. Тектоника нефтегазоносных областей юга Сибирской платформы / Под ред. С.Л. Арутюнова, В.П. Корчагина. М.: Недра. 1982. - 92 с.

72. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович А.А., Старосельцев B.C. и другие. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика, 2009, т/50, №8 с. 851-862

73. Тиаб Д., Доналдсон ЭЛ., Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Москва, 2009 863с.

74. Тыщенко Л.Ф. Классификация ловушек и залежей нефти и газа в подсолевом терригенном комплексе Иркутского НГБ // Геология нефти и газа. 1985. - № 2.- с.8-11.

75. Тыщенко Л.Ф. Региональные корреляции отложений мотской свиты в Иркутском амфитеатре //Проблемные вопросы литостратиграфии. -М.: Наука, 1980. с.149-158.

76. Фурсов А .Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985.

77. Хоменко A.B. Влияние траппов на коллекторские свойства вмещающих пород (на примере месторождений Лено-Тунгусской провинции) // Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. Новосибирск. 1988. - с.94-98.

78. Хоментовский В.В. Венд. Новосибирск. Наука. 1976. - 271 с.

79. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангской седловины). Новосибирск. Издательство СО РАН. 2007. - 467 с.

80. Шемин Г.Г., Мельников Н.В. Тектонические предпосылки нефтегазоносности южной части Сибирской платформы.- В кн.: Тектоника нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Новосибирск: изд. СНИИГТИМС, 1983. с.57-65.

81. Шемин Г. Г. Время формирования ловушек нефти и газа в Лено-Тунгусской провинции // Геология месторождений нефти и газа Сибирской платформы. Новосибирск, 1984. -с.54-55.

82. Шенфиль В.Ю. Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск, 1991. - 185 с.

83. Эланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. М., 2001.

84. Элланский М.М. Результаты опробования и внедрения разработок ЗАО «Пангея» в области многомерной петрофизики и комплексной интерпретации данных ГИС в Западной Сибири.

85. Carman Р.С. Flow of gases in porous media. London, 1956, p.182

86. Grain E. R. Calculating permeability, productivity, reservoir volume and cash flow. // The Log Analysis Hand book. 1986, № 3, p.294-322.

87. Kozeni H. Pressure transient analysis of nacturally fractured reservoir with uniform fracture distribution. Soc. of Petroleum Engineers Journal, 1969, dec., p. 426-451

88. Schlumberger log interpretation principles/applications. Sugar Land, Texas, 1998.

89. Shokir E.M.E1-M., Alsughayer A.A., Al-Ateeq A.A1. Permeability estimation from well log responses // JCPT, volume 46, 2006 p.41-46

90. Slichter C.S. Theoretical investigation of the motion of ground waters.- 19th Am.Rep.U.S.Geol.Survey, 1989, v.2, p.295-384.

91. Kumar N., Frailey S. Using well logs to infer permeability: will there ever be a permeability log? // www.spe.org

92. Букаты М.Б. (отв. исп.) Совершенствование методики гидрогеологических исследований глубоких скважин с целью повышения достоверности прогноза нефтегазоносности территории Красноярского края. Отчет ТПИ Томск. 1987.

93. Воробьев В.Н. (отв. исп.) Закономерности строения месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской провинции, методы их прогнозирования и промышленной разведки. Отчет СНИИГТиМС Новосибирск. 1983.

94. Воробьев В.Н. Геологические условия поисков и разведки месторождений нефти и газа в центральных районах Лено-Тунгусской провинции //Автореферат дисс. на соискание уч. степени доктора геол. минер, наук. - Новосибирск. 1986. - 30 с.

95. Скрылев С. А., Касаткин В.Е. и др. Предварительная геолого-экономическая оценка Оморинского, Юрубченского. Сузунского и вновь открытых месторождений (Красноярский край). Отчет ПГО «Енисейнефтегазгеология» Красноярск, 1989.

96. Топешко В.А. Типы залежей нефти и газа в центральных районах Непско-Ботуобинской антеклизы в связи с оптимизацией их поисков и оценки // Автореферат дисс. на соискание уч. степени кандидата геол.- минер, наук. Новосибирск, 1991. -170 с.