Прогнозирование нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основе моделирования геотермобарических и геохимических условий формирования углеводородных скоплений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Бондарев, Александр Владимирович

• Бондарев, Александр Владимирович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Бондарев, Александр Владимирович

Оглавление

Введение

Актуальность работы

Цель h задачи исследований

Научная новизна

Основные защищаемые положения

Апробация работы и публикации

Фактический материал

Структура и объем работы:

1 Особенности геологического строения Болынехетской впадины

1.1 Физико-географические условия района работ

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

2 Методика прогнозирования нефтегазоносности Большехетской впадины

2.1 Классические методы прогнозирования нефтегазоностности

2.1.1 Тектонический и палеотектонический анализ осадочных бассейнов

2.1.2 Литолого-фациальный (формационный) и

иалеогеоморфологический анализ осадочных бассейнов

2.1.3 Геофлюидодинамический метод изучения региональных закономерностей нефтегазоносности

2.2 Компьютерные методы прогнозирования нефтегазоностности

2.2.1 Ternis

2.2.2 Basinmod

2.2.3 Terramod

2.2.4 81СМА-2Б

2.2.5 Ре1гоМо(1

3 Геотермобарические условия формирования углеводородных скоплений в Большехетской впадине

3.1 Предварительные одномерные модели Большехетской впадины

3.2 Входные данные для трехмерного моделирования и калибровка модели

3.3 Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД

3.4 Моделирования температур, тепловых потоков и модель прогрева осадочных толщ

4 Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС)

4.1 Выделение нефтегазоматеринских пород и определение направлений потоков углеводородов (УВ) при их генерации и эмиграции

4.2 Моделирование процессов миграции и аккумуляции углеводородов, а таже возможностей разрушения залежей

5 Рекомендации по повышению эффективности геологоразведочных работ

Заключение:

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основе моделирования геотермобарических и геохимических условий формирования углеводородных скоплений»

Введение

Актуальность работы

В условиях возрастающей потребности мировой экономики в нефтегазовых ресурсах, оценка углеводородного потенциала и прогноз нефтегазоносности являются приоритетными задачами для поддержания уровня добычи нефти и газа на должном уровне.

Болыиехетская впадина, с точки зрения нефтегазоносности, является перспективным, однако, малоизученным районом. В пределах Большехетской впадины открыто 4 газовых и одно газонефтяное месторождение, из них только Пякяхинское и Находкинское месторождения разбурены редкой сеткой разведочных скважин.

Наличие выявленных сейсморазведочными работами перспективных структур ставит вопрос о возможности заполнения их углеводородами, а также составе и объеме вероятных залежей. Кроме того, актуален вопрос о возможности сохранения жидких углеводородов в жестких термобарических условиях наиболее глубоких частей впадины в юрской системе.

Цель и задачи исследований

Цель исследований: Прогноз нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основании исследований геотермобарических и геохимических условий формирования скоплений нефти и газа и моделирования УВ систем.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

-исследование процессов осадконакопления, восстановление палеоклимата, палеоуровня моря, литолого-фациальное моделирование разреза, анализ и обобщение основных литотипов разреза, прогноз фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупорных свойств покрышек,

-исследование основных зон АВПоД и времени их образования, уплотнения пород, связанных с АВПоД, проверка точности результатов по

скважинным замерам давлений и сопоставление с результатами исследований других авторов.

-восстановление процесса прогрева осадочных толщ, сопоставление полученных результатов со скважинными замерами температур, изучение теплового потока из фундамента.

-выделение в разрезе основных материнских толщ, исследование процесса созревания органического вещества в материнской породе и эмиграции УВ.

-исследование роли разломных нарушений в формировании УВ скоплений.

-моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), процесса миграции углеводородов и аккумуляции их в возможных ловушках, выявление потенциальных скоплений нефти и газа в структурах меловых и юрских отложений.

Научная новизна

На основе анализа материалов буровых и геофизических работ, а также впервые примененного для этого региона бассейнового моделирования, выявлены термобарические условия развития и современное состояние Болынехетской впадины. Впервые изучены 3 наиболее погруженные зоны АВПоД с закономерностями изменения избыточного давления. Эти данные сопоставлены с результатами исследований АВПоД на соседнем Мессояхском валу.

Установлена температурная история погружения бассейна, а также смоделирован процесс генерации и миграции УВ.

Практическое значение работы и реализация результатов исследований

Прогноз термобарических условий формирования и сохранения залежей УВ может быть использован как при проектировании поисковых и разведочных скважин, так и для создания уточненных геологических моделей месторождений с целью подсчета запасов УВ и проектирования разработки.

Полученные автором минимальная, максимальная и средняя оценки ресурсов и генераций позволит более успешно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, оценить их экономическую эффективность и снизить риски по их успешному завершению.

Методология калибровки геофлюидальных давлений и температур, разработанная автором, была использована при написании научно-технического отчета «Комплексное геолого-геофизическое и геохимическое прогнозирование и обоснование направлений поисково-разведочных работ в палеозойских нефтегазоносных комплексах бортовых зон Прикаспийской синеклизы».

Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе бакалаврами, студентами и магистрантами нефтегеологических специальностей и направлений подготовки.

Основные защищаемые положения

1. Изучение процесса уплотнения пород в пределах Болыиехетской впадины позволило установить, что избыточные давления в низах меловой и юрской систем формировались в два этапа, в эоцене (50-40 млн. лет) и в раннем миоцене (20-10 млн. лет) и связаны со скоростью осадконакопления.

2. Объемы генерации и первичной эмиграции УВ, выявленные в пределах Болыиехетской впадины, превышают запасы открытых на данный момент месторождений более чем в 3 раза. Значительная их часть скопилась в не разбуренных глубокозалегающих меловых и юрских отложениях, оставшаяся часть УВ мигрировала в окаймляющие мегавалы и просачивалась через плохопроницаемые породы и разломы на поверхность.

3. Разработаны методические приемы калибровки геофлюидальных давлений и температур, моделируемых с помощью программного комплекса Ре^оМос!, основанные на сравнительном анализе значений поровых давлений, получаемых по методике эквивалентных глубин в эталонированных скважинах, по данным ГИС, а также значений температур, получаемых по прямым замерам скважинных термометров.

Апробация работы и публикации

6

По теме диссертации сделан доклад на конференции: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.),

XX Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013 г.)

По теме диссертационной работы было опубликовано 7 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК.

Автор диссертации является лауреатом премии имени академика И.М. Губкина за 2012 год за «Цикл учебной и научной литературы по моделированию осадочных бассейнов УВ геосистем и месторождений нефти и газа» (Московская организация НТО НГ)

Фактический материал

Структурные карты по основным отражающим горизонтам, 11 скважин с данными замеров температур, давлений, пористости на различных глубинах, скважинные отбивки, описание керна, результаты Rock-Eval анализа кернов скважины 320-Турладско-Вадинской, результаты оценки зон АВПоД на Мессояхском валу, типовые литолого-стратиграфические разрезы, результаты и материалы подсчета запасов УВ Пякяхинского месторождения, опубликованные литературные источники.

Структура и объем работы:

работа состоит из 5 глав, объем работы 155 стр., 70 рисунков, 7 таблиц, список литературы содержит 17 наименований

1 Особенности геологического строения Большехетской впадины

1.1 Физико-географические условия района работ

Открытие, разведка и разработка месторождений в непосредственной

близости или же в самой Большехетской впадине, а также сейсмические исследования последних лет позволили более четко оконтурить и изучить эту структуру. В Географическом отношении Большехетская впадина расположена между р. Енисей и Тазовской губой в долине рек: малая и большая Хета, Мессояха.

Морфологически описываемый район представляет собой полого-волнистую, плоскую ступенчатую равнину с большим количеством озёр и рек. Для местности характерно большое количество ледовых холмов. Абсолютные высотные отметки колеблются от 15 до 110 м. Глубина речных врезов составляет 5-10 м.

Гидрографическая сеть рассматриваемого района хорошо развита и имеет ряд своих особенностей. Многие реки представляют собой короткие протоки, соединяющие многочисленные озера. Вследствие равнинности рельефа и близкого залегания к земной поверхности вечной мерзлоты, реки имеют мелкие долины, неглубокие, извилистые русла и низкие берега.

Криогенные и посткриогенные процессы, связанные с вечной мерзлотой, определяют характер современного микро- и мезорельефа.

На территории распространены термокарстовые явления, имеют место процессы солифлюкции - медленное передвижение почв и рыхлых грунтов под влиянием попеременного протаивания и замерзания, морозобойное трещинообразование, течение оттаявшего грунта, многолетние бугры пучения.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Значительное влияние на формирование климата оказывают: непосредственная близость моря, повышающая температуру зимой и снижающая ее летом; защищенность с запада Уральскими горами, с востока

- Восточно-Сибирскими, и при этом - полная открытость территории с севера и юга из-за равнинно-плоского рельефа.

На рис. 2 показаны также площади восточной части Большехетской впадины (Горчинская, Сузунская, Тагульская, Русско-Реченская). (Шилов & Керимов, 2010)

Условные обозначения

Лхмияжтртшш* р.жхы С^ С*»«—

Ж) кжм^кухоэсм }Ш*я Г« н> а>р<

Министерство природных ресурсов Российской Федерации Федеральное государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-псследовательскнй геологический институт им А. П. Карпинского (ФГУП "ВСЕГЕИ") ФПТ1 ' ЗапСибНИШТ" КАРГА А ДЛО1ШIСТ РАТI ЕВ НО Г О ДЕЛЕНИЯ

Масштаб 1 : 4 250 ООО

Янию-Неяеоккй «»током кын округ Центр-гСАЛЕХАРД

Рисунок 1 - Обзорная административная карта Ямало-ненецкого автономного округа.

Рисунок 2 - Обзорная карта лицензионных участков Болыпехетской

впадины и прилегающих районов

1.2 Стратиграфия

Для сравнительной характеристики геофлюидальных полей в юрском нефтегазоносном комплексе были привлечены материалы (ГИС, керн, испытание) по юрским скважинам, прилегающей с юга к изучаемому региону, восточной части Большехетской впадины (площади Тагульская, Русско-Реченская, Горчинская, Сузунская). Эти месторождения приурочены к Пур-Тазовской нефтегазоносной области.

Площадь работ расположена в уникальном по строению регионе -Гыданско - Енисейском блоке, в пределах которого палеозойский, пермо-триасовый и мезозойско - кайнозойский мегакомплексы представляют единый осадочный чехол, залегающий на протерозойском фундаменте.

Складчатый фундамент.

Согласно тектонической карте Западно - Сибирской плиты, под редакцией B.C. Суркова, О.Г. Жеро, территория отчетных работ находится в области докарельской и карельской складчатости, переработанных байкальским тектогенезом, с развитием выступов и горстов. Породы фундамента (по данным скважин Новопортовского месторождения) представлены кристаллическими зелеными хлорит-серицитовыми сланцами. Глубина залегания фундамента по данным сейсморазведки составляет здесь 12 - 18 км.

Промежуточный структурный этаж.

Отложения промежуточного структурного этажа по данным сейсморазведки представлены мощной толщей (порядка 8 км), осадочных образований палеозойского возраста, залегающих непосредственно на породах фундамента.

В пределах изучаемого района, нижняя часть платформенных образований (венд-нижний палеозой) представлена преимущественно морскими карбонатными формациями, а в составе верхней части (верхний

палеозой) преобладают континентальные угленосные отложения с пологой дислоцированностью пород (углы наклона слоев до 20°) .

Палеозойские образования, вскрытые в скв. 414 Уренгойского месторождения, представлены покровами кластолав - обломками лав трахибазальтового состава, реже трахиандезитами.

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.

По материалам сейсморазведки отложения осадочного чехла в пределах рассматриваемой площади имеют мощность 5,8 - 8,2 км.

Мезозойско - кайнозойский осадочный чехол залегает на тафрогенных триасовых образованиях, а в пределах крупных поднятий - на палеозойских отложениях.

Разрез заканчивается сплошным покровом ледниковых, водноледниковых и аллювиально-морских образований четвертичного возраста мощностью 60 -120 м.

Платформенный разрез вскрыт в районе работ поисково-разведочными скважинами до верхов джангодской свиты нижнеюрского (тоарского) возраста (скв. 2 Восточно-Мессояхская - интервал 3094-3202 м, скв. 4 Западно-Мессояхская - интервал 3048-3199 м - средняя юра, верхняя часть вымской свиты).

Керном освещены отложения среднеюрского, валанжинского, готерив-барремского, апт-альбского, сеноманского и турон-коньякского ярусов .

Триасовая система.

В основании мезозойско-кайнозойского чехла залегают терригенные осадки триасового возраста, выделенные в красноселькупскую и тампейскую серии, мощностью более 1 000 м.

В пределах участка отчетных работ отложения триасовой системы бурением не изучены. Описание приводится в соответствии с региональными стратиграфическими схемами отложений Ямальской НГО.

Красноселькупская серия представлена аймальской, коротчаевской и трыбьяхской свитами.

Аймалъская свита представлена толщей метааргиллитов, базальтовых туфов, лавокластитами, дайками микродолеритов. Мощность свиты более 195 м.

Коротчаевская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена базальтами гиперстеновыми, двупироксеновыми. Мощность подсвиты 330 - 350 м. В кровле верхней подсвиты, располагается апобазальтовая метакора выветривания, базальты гиперстеновые, двупироксеновые, с прослоями лавобрекчий. Наблюдаются вторичные изменения: хлоритизация, эпидотизация. Мощность подсвиты 0 -400 м.

Трыбъяхская свита представлена двумя пачками. Нижняя пачка сложена песчаниками с прослоями аргиллитов, гравелитов. Мощность пачки порядка 68 м. Верхняя пачка - это базальты гиперстеновые, вторично измененные. В кровле апобазальтовая каолинитовая кора выветривания. Мощность пачки колеблется от 0 до 19 м.

Тампейская серия подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую, витютинскую свиты.

Пурская свита в рассматриваемом районе состоит из трех подсвит.

Нижняя подсвита - в основном переслаивание аргиллитов, алевролитов и вулканогенно-теригенных песчаников. Мощность подсвиты 0 - 134 м.

Средняя подсвита сложена алевролитами темноокрашенными, в основании подсвиты залегают серые граувакковые песчаники, иногда с «катунами» темно-серых и серых аргиллитов. Мощность подсвиты 0 -1 59 м.

Верхняя подсвита представлена тонким переслаиванием алевролитов, аргиллитов, песчаников. Мощность подсвиты 0 - 118 м.

Варенгаяхинская свита в изучаемом районе состоит из двух подсвит.

Нижняя подсвита, мощностью 0 - 165 м, представляет собой отложения

граувакковых песчаников с прослоями гравелитов. Верхняя подсвита,

мощностью 99 - 119 м, состоит из переслаивающихся зеленоватых

песчаников, аргиллитов с прослоями гравелитов и конгломератов. В

14

Тюменской сверхглубокой скважине 6, свита вскрыта в интервале глубин 6 011 - 5 731 м. Лайдинско-карнийский возраст свиты установлен по спорово-пыльцевым комплексам, флоре и филлоподам.

Витютинская свита сложена песчаниками с пачками аргиллитов и конгломератов. Песчаники серые от мелко - до крупнозернистых, глинистые, местами на карбонатном цементе. Состав - полимиктовый. Конгломераты мелко- и среднегалечные. В обломках преобладают глинистые сланцы. Слоистость пород преимущественно параллельная, характерна для озерных и лагунных осадков. Мощность свиты 60 - 70 м. Верхнетриасовый возраст установлен по спорово-пыльцевым комплексам и по положению в разрезе.

Мощность триасовых отложений в пределах изученной территории колеблется от 1 700 м в приподнятых до 2 500 м в опущенных блоках.

Юрская система.

Отложения юрской системы залегают несогласно на осадочных образованиях тампейской серии и представлены всеми тремя отделами.

Нижне-среднеюрские отложения, судя по разрезам скважин 2 и 4, пробуренных, соответственно, на Восточно-Мессояхском и Западно-Мессояхском поднятиях, представлены морскими и мелководно-морскими терригенными отложениями большехетской серии, мощность которой 1500-2000м.

В разрезе серии (снизу вверх) выделяется семь свит: зимняя, левинская, джангодская, лайдинская, вымская, леонтьевская и малышевская.

Левинская, лайдинская и леонтьевская свиты представлены морскими глинистыми осадками, другие вышеназванные свиты сложены мелководно-морскими, преимущественно алеврито-песчаными отложениями. Чередование в разрезе выдержанных по простиранию толщ глинистых и песчаных отложений благоприятствует локализации залежей углеводородов в структурных ловушках.

Отложения малышевского горизонта (верхнетюменская подсвита,

продуктивные пласты Ю2- Ю4) составляют проницаемый комплекс, толщина

15

которого варьирует от 30-40м до 450м. В разрезе скважины №22 Западно-Мессояхского участка среднеюрские отложения представлены 50 метровым пластом Ю2, с неоднозначным характером насыщения по ГИС.

Этот проницаемый комплекс характеризуется циклическим чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями углистых пород.

Флюидоупор батского резервуара на большой части рассматриваемой территории представлен преимущественно глинистыми отложениями васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов. Толщина флюидоупора изменяется от 10-20м до 600м [3]. Наибольшее ее значение прогнозируются в северо-восточной части региона, примыкающей к Енисей-Хатангскому региональному прогибу, где флюидоупор сложен глинами точинской и гольчихинской свит.

Как правило, разрез флюидоупора представлен глинами с прослоями песчаников толщиной до 2-Зм. Минеральный состав глинистых отложений является трехкомпонентным. Основную часть глин составляют слюда и хлорит. Смешанослойные компоненты встречаются спорадически, а минералы монтмориллонитовой группы отсутствуют.

Содержание песчаников в разрезе флюидоупора варьируют от долей до 30%, но на большей части рассматриваемой территории -1-3%.

В региональном плане качество флюидоупора батского резервуара считается высоким.

Келловей-верхнеюрские отложения в указанном районе выделяются в объеме точинской, сиговской и яновстанской свит.

Точинская свита, мощностью 42 — 54 м, сложена темно-серыми, плотными крепкими тонко-отмученными аргиллитами с многочисленными прослоями мергелей светло-бурых, очень крепких. Возраст свиты подтвержден находкой аммонита верхнекелловейского возраста в скв. 41.

Сиговская свита мощностью до 70 м в неразмытой части разреза

залегает согласно на точинской. На Среднемессояхском валу керн из этих

16

отложений не изучался, однако по материалам ГИС они соответствуют таковым в Усть-Енисейском районе, где представлены глауконитовыми песчаниками и алевролитами с пачками алеврито-глинистых пород. Возраст -конец позднего келловея до кимериджа.

Яновстанская свита мощностью до 700 м в неразмытой части разреза залегает согласно на сиговской, представлена: глинами аргиллитоподобными, темно - зеленовато - серого цвета, от тонкоотмученных до алевритовых с подчиненными пластами песчаников и алевролитов серых до темно - серых с зеленоватым оттенком. Отмечается пирит, растительный детрит (аттрит), остатки аммонитов, белемнитов, двустворок. Породы иногда биотурбированы. Аммониты, СгазресШеБ laevigatus .

Меловая система.

Осадочные породы мелового периода повсеместно представлены нижним и верхним отделами. Но в связи с отсутствием достаточно выраженной литологической границы между отделами, описание меловой системы дается по сериям (надгоризонтам), выделенным в объеме крупных седиментационных циклов (рис. 3.2).

В разрезе нижнемеловых и сеноманских отложений верхнего мела выделяются две крупные серии: зареченская и покурская.

Зареченская серия объединяет преимущественно морские песчано-алеврито-глинистые осадки берриас-раннеаптского возраста, в составе которых вверх по разрезу и с запада на восток заметно возрастает количество песчаного материала, образующего выдержанные по простиранию пласты мощностью до 10 - 12 м.

Будучи расположенным в зоне сочленения Уренгойского, Тазовского, Малохетского фациальных районов, Среднемессояхский вал характеризуется переходным типом разреза нижнемеловых отложений. Однако, по основным литолого-стратиграфическим показателям его следует относить к Тазовскому

фациальному району, в пределах которого в составе зареченской серии выделяются: мегионская, заполярная и малохетская (ереямская) свиты.

Мегионская свита представлена аргиллитоподобными глинами, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритистыми с пластами серых и светлосерых песчаников, количество которых увеличивается в восточном направлении.

В своде Среднемессояхского вала отложения мегионской свиты отсутствуют, точнее выклиниваются, вследствие ранненеокомского размыва пластов БУ22-БУ16. Указанная группа пластов в полном объеме развита на склонах вала, где они образуют кольцевые стратиграфически экранированные ловушки, перспективные в нефтегазоносном отношении. Ожидаемая мощность свиты в полных ее разрезах составляет 600 - 700 м.

Заполярная свита представлена чередованием сероцветных песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глин, включающих обилие обугленного растительного детрита, отпечатки растений и обломки древесины. В верхней части свиты, примерно в 50 - 100 м от ее кровли, обособляется пачка «шоколадных» глин, сопоставимых с их стратиграфическим аналогом в Уренгойском фациальном районе. К этой пачке приурочен наиболее выдержанный сейсмогоризонт Н2. Реперными свойствами обладают глины и над пластом БУ13, к ним приурочен сейсмогоризонт Н3.

Поздневаланжин-готеривский возраст свиты установлен на основании определений спорово-пыльцевых комплексов и по положению в разрезе. На своде Среднемессояхского вала заполярная свита представлена пластами

1 13

БУ|5-БУ6, признаки нефтегазоносности отмечаются в пластах БУ15 , БУ14 , БУ)з'5 БУп-БУ6. Нижние пачки пластов заполярной свиты выклиниваются вследствие интенсивного роста структуры на данном этапе времени.

Полная мощность свиты до 520 м.

Малохетская (ереямская) свита залегает на различных пластах

заполярной свиты. С кровлей свиты связан ОГ М. Представлена, в основном,

18

песчаниками сероцветными, полимиктовыми, мелко-среднезернистыми с малопротяженными прослоями и пластами алевритов и зеленовато-бурых, реже черных углистых глин. В составе пород встречаются линзы и пропластки бурых углей. В основании свиты, как правило, залегает пласт конгломератов и гравелитов. Баррем-аптский возраст установлен по отпечаткам листьев растений и спорово-пыльцевым комплексам. Нефтегазоносность свиты в пределах района работ установлена в пластах МХ8_9; МХ7, МХ3.4, МХ1-2., Мощность свиты изменяется от 280 до 380 м.

Покурская серия объединяет мощную толщу сероцветных алеврито-песчаных пород континентального, озерно-аллювиального и мелководно-морского генезиса. Кровля серии (надгоризонта), разделяющая алеврито-песчаные отложения сеномана и трансгрессивно перекрывающие их глинистые осадки турона, является четким литолого-стратиграфическим репером и надежным сейсмоотражающим горизонтом, обозначенным индексом «Г». В пределах Мессояхского вала покурская серия выделяется в объеме одноименной свиты.

Покурская свита сложена серыми и светло-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, полимиктовыми и кварц-полевошпатовыми песками и песчаниками, содержащими прослои и зонально протяженные пласты глин. Характерной особенностью является обилие обугленного растительного детрита, наличие линз и пропластков бурого угля. Позднеапт-сеноманский возраст установлен по спорово-пыльцевым комплексам и по положению в разрезе. Мощность свиты 680 - 760 м. В прикровельной сеноманской части покурской свиты, в пределах лицензионных участков, выявлены крупные по запасам скопления нефти и газа, контролируемые Западно-Мессояхским и Восточно-Мессояхским поднятиями. На своде Среднемессояхского вала покурская свита представлена пластами ПКгг-ПК^ нефтегазоносность установлена в пластах ПК21-22,ПК2о, ПК8.12, ПК1.3.

Дербышинская серия объединяет верхнемеловые отложения (без

сеномана). Формирование пород серии происходило в условиях длительной

19

морской трансгрессии, продолжавшейся на протяжении всего турон-маастрихтского времени. Серия представлена преимущественно сероцветными глинами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. Мощность серии до 900 м.

В соответствии с региональной стратиграфической схемой 1991 года изучаемый участок работ располагается в пределах Тазовского фациального района, где в составе дербышинской серии (снизу-вверх) выделяются: кузнецовская, часельская и танамская свиты.

Кузнецовская свита в пределах Мессояхского вала претерпевает существенные изменения в литологии и толщине по сравнению со стратотипом. В ее составе в данном фациальном районе отчетливо обособляются четыре пачки.

Нижняя (мамийская) пачка представлена темно-серыми и буровато-черными битуминозными глинами, толщиной 6 -10 м.

Вторая (лукияхинская) пачка сложена зеленовато-серыми глинами и плотными глинистыми алевритами. Количество алевритового материала увеличивается к кровле пачки, вследствие чего граница последней с вышележащей газсалинской пачкой является «скользящей» и не всегда четкой.

Толщина пачки изменяется от 20 до 50 м.

Третья (газсалинская) пачка представлена переслаиванием зеленовато-серых глинистых алевролитов и песчаников, слабослюдистых с глауконитом.

Толщина пачки изменяется от 40 м на Западно-Мессояхском до 130 м на Маломессояхском поднятиях.

В туронских отложениях газсалинской пачки на Заполярном, ЮжноРусском и Харампурском месторождениях выявлены крупные промышленные скопления газогидратов. По данным ГИС, газсалинская пачка в сводах Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского поднятий также продуктивна.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бондарев, Александр Владимирович, 2013 год

Список литературы

1. Джафаров, И. С., Керимов, В. Ю., & Шилов, Г. Я. Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. Москва: НЕДРА, (2005).

2. Керимов, В. Ю., Зайцев, О. И., Пузин, А. В., Спахич, Д., & Топалова, Т. Э. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов. «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» 2012 №1, стр. 41-50.

3. Милосердова, Л. В., Мацера, А. В., & Самсонов, Ю. В. Структурная геология. Москва: "Нефть и газ", 2004.

4. Михайлова, Н. А., Монастырев, Б. В., & Машьянов, В. В. Подсчет запасов конденсата, свободного газа на основе геологических моделей строения залежей Хальмерпаютинского месторождения. Тюмень, 2001

5. Росмэн, М., & Горкин, А. П. География. Современная иллюстрированная энциклопедия. 2005.

6. Старикова, И. Ю. Переинтерпретация материалов сейсморазведочных работ МОГТ 2Д СП 38/85-86, 28/86-87, 33/88-89, 14/05-06 в объеме 1860 пог.км в пределах Северо-Русского ЛУ. Отчет, 2008г.

7. Умрилов, Е. Л., Лац, С. А., & Горбунов, А. А. отчет по геологическому изучению недр Пякяхинского участка. Когалым. 2008.

8. Шилов, Г. Я., & Керимов, В. Ю. Оценка и прогнозирование аномально высоких геофлюидальных давлений в юрском нефтегазоносном комплексе площадей среднемессояхского вала и подготовка рекомендаций по применению полученных результатов при выполнении ГРР. Отчет. Москва. 2010. ' - - » -

9. Шилов Г.Я. « Некоторые результаты фациально-циклического анализа отложений ПТ Нижнекуринской впадины »./Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1996, №9, с.4-8.

Ю.Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1966, 387с.

И.Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1972, 312с.

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

13.Бакиров A.A., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М.:Недра,1985, 159с.

14.Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C. и др. Теоретические основы и методы Поисков и разведки скоплений нефти и газа. М.:Высш.шк. 1987,384с.

15.Шилов Г.Я., Калита М.А. Методика региональной корреляции геологических разрезов тектоно-седиментационных комплексов на шельфе. Отечественная геология, №4, М., 2010, с. 64-68

16.Шилов Г.Я., Калита М.А., Лагвилава К.Д. Особенности строения циклитов юрских отложений Ямало - Карского региона. Труды РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011, №1 (262), с. 7-14

17.Т.В.Белоконь-Карасева, С.Е.Башкова, Г.Л.Беляева, Ю.А.Ехлаков (ФГУП КамНИИКИГС), В.И.Горбачев (ФГУП НПЦ "Недра") -Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения. Геология нефти и газа 06.2006.