Структурно-фациальные условия формирования залежей углеводородов в верхнеюрских отложениях (васюганской свите) северо-западного склона Нижневартовского свода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Кузнецов, Сергей Николаевич

• Кузнецов, Сергей Николаевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Кузнецов, Сергей Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ИССЛЕДУЕМОГО РЕГИОНА

1.1 Геолого-геофизическая изученность района

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Тектоника

1.3.1 Характеристика строения района

1.3.2 Анализ карт опорных отражающих горизонтов

1.4 Промышленная нефтегазоносность

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА ЮВ1

2.1 Выделение и анализ ГИС-фаций

2.2 Выделение малоамплитудный нарушений

ГЛАВА 3 МЕТОДИКА КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ СТРОЕНИЯ

МЕЖСКВАЖИННОГО ПРОСТРАНСТВА ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Анализ результатов трассерных исследований

3.2 Оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин различных фациальных зон пласта ЮВ1 на основе исследования показателей освоения Кечимовского месторождения

ГЛАВА 4 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТОДИКЕ ИЗУЧЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ВЕРХНЕВАСЮГАНСКОЙ ПОДСВИТЫ И ПРОВЕДЕНИЮ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ В ТЕКСТЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Структурно-фациальные условия формирования залежей углеводородов в верхнеюрских отложениях (васюганской свите) северо-западного склона Нижневартовского свода»

ВВЕДЕНИЕ

В работе был выполнен анализ геологического строения и перспектив нефтегазоносности верхневасюганских отложений, представленных пластом ЮВ1, залегающих на северо-западном склоне Нижневартовского свода.

Актуальность работы

Нижневартовский нефтегазоносный район является одним из крупнейших регионов нефтедобычи РФ. Верхнеюрский васюганский глинисто-песчаный комплекс, получивший распространение в этом районе, остаётся одним из основных объектов восполнения сырьевой базы и поисков новых нефтяных залежей. Несмотря на полувековую историю изучения региона, всё ещё открыты вопросы о деталях строения васюганского комплекса.

Актуальность работы обусловлена решением задач определения литолого-фациальных неоднородностей отложений и влияния тектонических нарушений на формирование и сохранение залежей УВ.

Цель работы - выявление структурных и фациальных условий формирования и распределения залежей УВ в верхнеюрских отложениях (васюганская свита) северо-западного склона Нижневартовского свода с целью повышения достоверности прогноза.

Задачи работы:

• Изучение структурно-тектонических особенностей формирования залежей нефти и газа в васюганской свите;

• Выделение и исследование пространственного положения фаций верхней части васюганской свиты;

• Исследование ФЕС отложений, приуроченных к различным литофациям;

• Анализ результатов освоения залежей верхней части васюганской свиты.

Научная новизна результатов работы

■ Обоснована целесообразность применения метода трассирующих индикаторов для оценки неоднородности межскважинного пространства.

■ Доказано наличие тектонических нарушений, контролирующих распределение эффективных и нефтенасыщенных толщин.

■ Определён характер гидродинамических связей между зоной нагнетания и отбора в единых литолого-фациальных условиях в зависимости от наличия тектонических нарушений.

■ Установлено, что на характер распределения залежи УВ влияют как фациальный состав отложений, так и блоковое строение исследуемого участка недр.

Практическая значимость

• Выполнена оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от распределения фаций.

• Выполнен прогноз границ тектонических блоков, разделяющих объекты разработки.

• На основе представленных фациальных исследований, а также результатов изучений закачки радиоактивного агента в пласт проведена оценка неоднородности межскважинного пространства.

• Обоснованы рекомендации по оптимизации доразведки и разработки участка залежи пласта ЮВ1 и предложен дифференцированный подход к их дальнейшему освоению.

• Методические результаты исследования могут быть использованы геологическими службами в процессе освоения сходных месторождений, а также при уточнении их строения.

• Обоснованы рекомендации по проведению ГРР на участке залежи.

Защищаемые положения:

1) Проведённый фациальный анализ позволил вывить и установить пространственное положение четырех типов фаций: фаций баровых тел, фаций краевых частей баровых тел, фаций прибрежных течений и лагунных фаций в верхнеюрских отложениях. Максимальная продуктивность связана с фациями баровых тел и фациями краевых частей баровых тел.

2) На основе структурно-тектонического и гидродинаического анализа выявлена система малоамплитудных дизъюнктивных нарушений северозападного и северо-восточного направлений, оказывающих определяющее влияние на локализацию и ограничение залежей нефти и газа в монофациальных отложениях.

3) На основе структурно-фациального анализа и трассирования разрывных нарушений выполнен прогноз пространственной локализации участков с максимальной продуктивностью. Фациальная дифференциация продуктивного пласта ЮВ1 и наличие тектонических нарушений, делящих территорию на блоки, свидетельствуют о широком спектре изменения эффективных и нефтенасыщенных толщин. Анализ керна и данных ГИС свидетельствует о максимальных показателях ФЕС, характерных для типов фаций баровых тел и о хороших коллекторских свойствах фаций краевых частей баровых тел.

4) Доказана высокая информативность применения трассерных (индикаторных) исследований для выделения гидродинамических экранов. Применение метода стало ценным источником необходимой информации о макронеоднородности пластов, что, в совокупности с фациальными исследованиями, позволило предложить схему проведения геологоразведочных работ и мероприятия для оптимизации добычи нефти.

Личный вклад автора

В процессе написания работы автором была собрана, систематизирована и проанализирована информация по региону исследований, а также ряд литературных источников. Во время выполнения работы автором был произведен анализ результатов исследования керна для ряда пробуренных скважин, изучены результаты сейсмических исследований территории, а также результаты интерпретации ГИС. Кроме этого, была выяснена история тектонического развития изучаемой территории, проведена фациальная дифференциация исследуемой части продуктивного пласта, протрассированы малоамплитудные

нарушения, проанализирована работа ряда нагнетательных и добывающих скважин Кечимовского месторождения.

Апробация результатов работы

Основные положения исследования были представлены на проходивших конференциях, таких как: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации)» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2014), «Интеграция мировых научных процессов как основа общественного прогресса» (Казань, Общество науки и Техники, 2014), 69-ая Международная молодёжная научная конференция «Нефть и газ - 2015» (Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015), Международная научно-практическая конференция "Интеграционные процессы в науке в современных условиях" (Казань, Научно-издательский центр Аэтерна, 2016), XXXVIII Международная заочная научно-практическая конференция «Наука вчера, сегодня, завтра» (Новосибирск, 2016).

Публикации

По теме диссертации было опубликовано 8 печатных работ, в том числе из них 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа изложена на 105 страницах, содержит 63 рисунка. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованных источников из 80 наименований.

Фактический материал

Основой работы послужили результаты геолого-геофизических исследований разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших юрские отложения на площадях Кечимовского и Нонг-Ёганского месторождений, кроме того были задействованы результаты индикаторных исследований скважин, а также промысловая информация, представленная в МЭРах (месячных эксплуатационных рапортах).

Автор выражает искреннюю благодарность за оказанную помощь при работе над диссертацией, за квалифицированные советы и консультации

научному руководителю д.г.-м.н., профессору Лобусеву А. В., сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа имени И. М. Губкина, а также д.г.-м.н., профессору Керимову В. Ю., д.г.-м.н., профессору Кузнецову Н. Б., д.г.-м.н., профессору Постниковой О. В. за редакционные советы. Автор выражает глубокую признательность вице-президенту ПАО «ЛУКОЙЛ», генеральному директору ОАО «РИТЭК» Николаеву Н. М. за помощь в предоставлении данных.

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ИССЛЕДУЕМОГО РЕГИОНА

Геологическое строение и нефтегазоносность юрских залежей изучалось многими учёными, среди которых стоит отметить таких, как Белозёров В. Б., Гурари Ф. Г., Конторович А. Э., Нестеров И. И., Трофимук А. А., Шпильман А. В., Шпильман В. И. [4, 5, 15, 26, 54, 55, 65, 74, 76].

Несмотря на колоссальный уровень исследований, всё ещё имеются разногласия в представлении о геологическом строении изучаемой территории.

1.1 Геолого-геофизическая изученность района

Планомерные геолого-геофизические исследования в Среднем Приобье с целью поисков нефти и газа начаты в 1947 г. На первом этапе проведена геолого-геоморфологическая съёмка масштаба 1:1 000 000, в сочетании с сейсмопрофилированием, электроразведкой ВЭЗ и опорным бурением. В 1957 г. изучаемая территория была покрыта аэромагнитной съёмкой масштаба 1:200 000. В результате всех этих работ установлены общие закономерности геологического строения района, выявлен ряд крупных структурно-тектонических элементов, построены карты магнитного поля и схемы вещественного состава складчатого основания.

В частности, выявлен структурный элемент I порядка - Нижневартовский свод, а также ряд тектонических элементов II и III порядков, в пределах которых в последующем открыты залежи нефти. В 1967 году сейсмопартией 4/66-67 треста «Тюменьнефтегеофизика» выявлена Кечимовская структура. В 1979 году работами сейсмопартии 17/78-79 оконтурено Кечимовское и выявлено Восточно-Кечимовское поднятия.

В 1965-67 гг. по результатам работ сп. 13/65 и сп. 7/66-67 Ханты-Мансийского геофизического треста выявлены Покачёвское и Нонг-Ёганское поднятия, в пределах которых впоследствии открыты одноимённые месторождения нефти.

Впервые предположение о наличии Кечимовской структуры сделано в отчёте сп. 4/66-67 треста «Тюменьнефтегеофизика». Структура выделялась в центре Ярсомовского прогиба и являлась своеобразным «мостом» между Сургутским и Нижневартовским сводами. По опорному горизонту «Б» она оконтуривалась изогипсой -2700 м, площадь её составляла 170 км2, амплитуда 75м.

Позднее, работами сп. 14/67-68 Кечимовское поднятие не подтвердилось. По горизонту «Б» на месте предполагаемой структуры изолинией -2825м был обрисован структурный нос.

В 1976 году при повторной обработке сейсмических материалов Тумановым Н.Н. и др. вновь закартирован ряд структур, в числе которых подтверждено Кечимовское и выявлено Южно-Кечимовское поднятие. По итогам переинтерпретации геофизических материалов построена сводная структурная карта по горизонту «Б» масштаба 1:50000.

Наряду с переобработкой уже имеющихся материалов происходила детализация структур полевыми методами и в зимний период 1976-1977 гг. сп. 7, 17/76-77 были оконтурены Кечимовское и Южно-Кечимовские поднятия.

На основании этих материалов в 1978 году на Кечимовской площади было поставлено поисковое бурение.

Начинается новый этап исследований - детальное изучение геологического строения и поиск структур III порядка. Этот этап характеризуется широким развитием площадных сейсморазведочных работ в сочетании с глубоким бурением.

Сп15/86-87 и сп 15/89 выполнены детализационные работы методом МОГТ масштаба 1:50000 с целью уточнения структурных планов отражающих горизонтов в пределах Кечимовского месторождения нефти.

В 1992-1994гг. (сп 1, 15/90; сп 1, 15/92) ПО «Татнефтегеофизика» на основе детализационных работ МОВ ОГТ было уточнено сейсмогеологическое строение изучаемой площади, а также выполнены детальные работы МОГТ с целью

уточнения структурных планов в южной части Кечимовского месторождения. Уточнены контуры нефтеносности пластов АВ, БВ и ЮВ.

В 1998-2000гг. ОАО «Татнефтегеофизика» (сп 1/98, 1/99-01) проведены сейсморазведочные работы методом 2D масштаба 1:25000. Детально изучено строение зоны сочленения Нивагальского, Покачёвского, Ключевого и Кечимовского месторождений. Построены карты по отражающим горизонтам, по кровле пластов АВ, БВ, ЮВ. Дана оценка перспектив нефтеносности отложений доюрского комплекса.

В зоне сочленения Кечимовского и Родникового месторождений сп 1/2000 отработано 4 профиля общей протяженностью 24,85 погонных км, а также переобработаны и переинтерпретированы сейсмические материалы прошлых лет. Закартирован восточный склон Родникового поднятия. В результате анализа волнового поля в интервале залегания палеозойских отложений выявлены специфические геологические формы, которые, возможно, связаны с потенциальными природными резервуарами углеводородов.

В 2001 году АО «Татнефтегеофизика» (сп 15/89, сп 1, 15/90) уточнены внешние контуры нефтеносности продуктивных пластов. Выявлены структуры III порядка: Сентябрьское, Пагурсынское, Малькъёганское. Уточнены границы зоны развития аномального разреза баженовской свиты.

В 2003-2004 гг. сп 16/03 ОАО «Башнефтегеофизика» на Нивагальском ЛУ выполнены полевые работы, обработка и интерпретация сейсмической съёмки 3D. В результате изучено геологическое строение нижнеюрских и доюрских комплексов отложений, выявлены и протрассированы основные отражающие горизонты, выделены нефтеперспективные объекты.

В период 2002-2003гг. Когалымский филиал ООО «ПетроАльянс Сервис Компани Лимитед» проводил сейсморазведочные работы методом 3D системой «крест» масштаба 1:25000 на Нонг-Ёганском месторождении. Последнее частично расположено на территории Кечимовского лицензионного участка и 50 км2 работ методом 3D проведены в пределах Кечимовского ЛУ. Общая площадь съемки 3D составила 142 км . В результате изучено строение доюрского и нижнеюрского

комплексов по 2 сейсмическим горизонтам (А-поверхность пермотриасового комплекса, А0- верхнетриасовый-нижнеюрский отдел), прослежены дизъюнктивные нарушения, осложняющие строение доюрского комплекса. Исследовано строение мезо-кайнозойского чехла по опорным горизонтам, закартированы локальные структуры Нонг-Ёганская-1, Нонг-Ёганская-2, Южно-Нонг-Ёганская и Средне-Нонг-Ёганская.

В 2005-2006 гг. компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» проведены полевые работы в северной части Кечимовского участка сейсморазведочной партией №14 Ватьёганской сейсмической экспедиции ОАО «Башнефтегеофизика». Площадь отработанного Кечимовского участка работ составила 255 км2. Согласно геологическому заданию, переобработке и переинтерпретации подлежал участок Нонг-Ёганского месторождения площадью в 73 км2, где полевые сейсморазведочные работы 3D выполнены Когалымской сейсморазведочной партией № 136 Когалымского филиала Сервисной Компании «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» в период 2002-2003 гг. С целью повышения кратности на восточной границе участка работ переобработан и

л

переинтерпретирован участок в 95км . Общая площадь исследований с учётом перекрытия составила 337,5 км2.

Сп. 12/06-07 ООО «ТНГ-Групп» в 2007 г. выполнены сейсморазведочные работы по методике 3D/3С на Кечимовско-Нивагальском участке работ. Площадь исследований составила 340 км . В результате изучено геологическое строение осадочного чехла по опорным горизонтам, уточнено строение локальных структур Малкъеганская, Сылькылорская, Пагурсинская, Береговая-1, Бельская.

В 2008 году сп. 12/07-08 ООО «ТНГ-ЮграСервис» выполнены сейсморазведочные работы по методике 3D на Южно-Кечимовской площади

л

Кечимовского лицензионного участка. Общая площадь съемки составила 300 км .

Одной из ключевых работ является отчёт о создании единой сейсмогеологической модели Кечимовского месторождения, выполненный сотрудниками филиала ООО «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень, результатом

л

Рисунок 1.1 Схема изученности района работ сейсморазведкой [Цимбалюк Т.А., 2009 г.]

1 - границы и названия лицензионных участков; 2 - контуры площадей и

номера сейсмопартий; 3 - границы месторождений; 4 - региональный профиль;

Основанием для постановки глубокого бурения на Кечимовском месторождении послужили материалы многократных сейсморазведочных исследований сп 4/66-67, сп14/67-68, сп 61-62/69, сп 7-17/76-77. По результатам этих материалов в 1978 году был составлен «Геологический проект поискового бурения на Кечимовской и Южно-Кечимовской площадях».

В 1979 году были пробурены первые поисковые скважины 1П и 2П, однако при испытании положительных результатов не получили. Далее последовал значительный перерыв в ГРР и только в 1985 году из юрских пластов поисковых скважин 13П, 14П и 15П были получены промышленные притоки нефти, а в скважине 2П при опробовании пласта Ю0-Ач был получен промышленный приток

-5

нефти дебитом 7,8 м /сут при динамическом уровне 913 м. Скважины 2П, 13П, 14П, 15П явились первооткрывательницами Кечимовского месторождения (пласты ЮВ2, Ю0-Ач).

Для оценки дальнейших перспектив поиска и разведки в 1986 г. был разработан «Геологический проект глубокого поискового бурения на Восточно-Родниковой, Восточно-Кечимовской и Береговой площадях». Одновременно

-5

испытанием в скважине 27Р открыта промышленная нефтеносность пласта АВ1 , из которого получен приток нефти с водой дебитами, соответственно, 18 м3/сут и

-5

27 м /сут. Нефтеносность пласта БВ6 была открыта в 1988 году. При испытании

-5

последнего в скважине 45Р, получен фонтанный приток нефти дебитом 63 м /сут на 6 мм штуцере.

Реализация проекта пробной эксплуатации на месторождении началась в 1995 году, на основании «Проекта пробной эксплуатации Кечимовского месторождения», составленного в 1988 году СибНИИНП на базе оперативной оценки запасов. Проект утвержден ЦКР Главтюменьнефтегаза на период 19911995 год (протокол №106 от 29.09.1989 года).

В 1996 году были введены в эксплуатацию промышленные объекты в промысловой индексации АВ1 (скважина 7070 и др.), АВ2 (скважина 133Р и др.), БВ6 (скважина 45Р, 59Р), ЮВ2 (скважина 7140).

Всё это обусловило целесообразность подготовки в 1998 году «Проекта доразведки Кечимовского месторождения», согласно которому, основной целью доразведки являлось детальное изучение параметров залежей для надёжного обоснования проектирования разработки.

Проектом предусматривалось бурение 15 поисково-разведочных скважин по профильной системе размещения с расстоянием между скважинами в среднем 2 км. В дополнение к разведочным предлагалось бурение 20 оценочных скважин из числа размещенных проектных скважин эксплуатационного бурения.

Работы по доразведке проектировались и велись практически в краевых частях месторождения (скважины 156Р, 194Р, 165Р - в северо-восточной, 158Р - в юго-восточной, 160Р - в южной и 153П, 163Р, 154П, 164Р - в северо-западной части), но было запланировано бурение и в его центральной части. Так, на профиле скважин 17П-2П-26Р в центральной части месторождения для изучения залежи пласта ЮВ2 одновременно с доразведкой залежи АВ1 и изучения раннеюрских отложений на Кечимовской структуре было осуществлено бурение скважины 155П. Так как скважиной вскрыты отложения палеозоя, произведено их испытание, в результате которого приток получен не был. При опробовании средне- и верхнеюрских отложений (пласты ЮВ11, ЮВ21) получены непромышленные притоки нефти с водой, что в очередной раз подтверждало сложность и неоднородность строения залежей. Скважина вскрыла зону аномального строения баженовской свиты. При опробовании отложений из пласта Ю0-Ач получен приток пластовой воды с плёнкой нефти. Полученные результаты нельзя было назвать положительными, поэтому бурение в этой части месторождения было прекращено, продолжилась доразведка краевых участков.

В 2000 году бурением закончены ещё 4 разведочные скважины - 165Р, 156Р,158Р и163Р.

Пробуренные разведочные скважины 165Р и 156Р в дополнение к скважине 194Р должны были внести ясность в распространение границ залежи в южной части и уточнение отметки ВНК, которая до сих пор была принята условно. Полученные результаты подтверждали сложность строения данного резервуара,

«мозаичную» структуру его нефтенасыщенности, в силу которой его ФЕС менялись на столь коротких расстояниях.

Бурение скважины 158Р предусматривалось планами доразведки в связи с недоизученностью залежи ЮВ2 в западной части ЛУ. Позднее задачи были скорректированы и нацелены также на поиск залежи нефти в отложениях ЮВ 0-Ач. В качестве точки заложения выбран южный купол Кечимовской структуры, выделяемый сп1, 15/90-91. В пласте ЮВ0-Ач скважина вскрыла зону замещения коллектора плотными породами без признаков флюида. При опробовании пласта ЮВ21, где планировался перевод запасов из категории С2 в С1, получен приток

-5

нефти с водой дебитом 1,74 м/сут (обводнённость 85%). Положительный результат достигнут при испытании пласта БВ6 (получен приток нефти с водой). Это позволяло выделить самостоятельную залежь структурного типа и увеличить запасы по категории С1.

В 2000 году началось бурение скважин 163Р и 164Р как зависимых от результатов, полученных в скважинах 153П и 154П. Скважиной 163Р вскрыт ВНК залежи пласта ЮВ11 (получен приток воды с плёнкой нефти), параллельно была доказана нефтеносность пласта ЮВ2, при опробовании которого получен приток нефти.

В 2001 году бурением закончены разведочные скважины 164Р и 160Р. По результатам бурения скважины 164Р была выявлена зона замещения литологической залежи пласта ЮВ2 в северо-западной части месторождения.

Скважина 160Р планировалась проектом доразведки в южной части месторождения. Одной из задач, возлагаемой на неё, было подтверждение в этой части месторождения нефтеносности пласта ЮВ2 в районе предполагаемого расширения контуров. Однако при испытании КИИ притока получено не было. Одновременно, учитывая то, что в восточной части месторождения представлены преимущественно залежи верхнего этажа нефтеносности, планировалось изучение отложений АВ1 . При испытании данное предположение подтвердилось - из

3 3

пласта АВ1 получен приток нефти с водой, совместное опробование пластов АВ1 и АВ2 дало аналогичный результат.

Таким образом, после 1992 года на территории лицензионного участка было пробурено 17 поисково-разведочных скважин. Из них в 11 были получены притоки нефти, нефти с водой или воды с плёнкой нефти.

Помимо поисково-разведочного бурения, в период с 1995 г. и по сегодняшний день на Кечимовском, Нонг-Ёганском месторождениях и на Нивагальском ЛУ ведется эксплуатационное бурение. На Кечимовском и Нивагальском месторождениях разбуривание ведется с новых кустовых площадок согласно технологическим схемам, на Нонг-Ёганском месторождении в районе скважин 170 и 186 ведется бурение вторых стволов.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Изучая регион работ нельзя не отметить подробные исследования юрских отложений, а также не учесть бесценный опыт таких учёных как Л. С. Чернова, С. И. Филина, А. Г. Пода, М. В. Корж, Г. Н. Перозио [27, 57-60, 67, 72] и многих других, посвятивших себя этому делу. Результаты их, а также многих других исследований, легли в основу ниже приведённого описание разреза.

Стратиграфическая характеристика разреза Нижневартовского НГР выполнена в соответствии с региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, решениями 5-го и 6-го Межведомственных региональных стратиграфических совещаний [61] по рассмотрению и принятию стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири 1991 и 2004 гг.

Доюрский комплекс

Доюрские отложения в Западной Сибири слагают собственно складчатый палеозойский фундамент, а также составляющую переходный комплекс вулканогенно-осадочную толщу туринской серии нижнего триаса. На месторождениях складчатый палеозойский фундамент вскрыт единичными скважинами и представлен разнообразным комплексом метаморфических осадочных пород.

Породы доюрского основания вскрыты в северной части свода на Нонг-Ёганском месторождении скважиной 195П и охарактеризованы керном в интервале 3397-3433 м и 3446 - 3450 м. Породы представлены кластолавами метариолитов серыми, участками зеленоватыми, с миндалекаменной текстурой. Миндалины округлой, изометричной, удлиненной формы, участками ориентированные, имеют зональное строение: центральные части сложены халцедоном, кальцитом или сидеритом, по периферии - каемки хлорита. В интервале 3397-3407 м отложения представлены гидротермально измененными риолитами (метариолитами) светло-зеленовато-серыми плотными крепкими. Структура порфировая, текстура миндалекаменная. Фенокристаллы (10-15%) представлены интенсивно пелитизированными и карбонатизированными полевыми шпатами и кварцем. Ближайшими к Нонг-Ёганскому месторождению скважинами, расположенными приблизительно в однотипных условиях, являются скважины 41Р, 17Р Покачёвского, 153П, 155П Кечимовского, 172П Ключевого месторождений, где вскрыта толща доюрских образований, представленная (по описанию керна) базальтами зеленовато-серыми, бурыми, массивными, плотными с порфирой текстурой; туфобазальтами от светло-серых до светло-зеленоватых крепкими, плотными, слабо проницаемыми. Отмечаются метаалевролиты зеленовато-серые, темно-серые и метааргиллиты от черных до темно-серых. Породы крепкие, плотные, остроугольно-оскольчатые, с обилием разноориентированных прожилков белого кальцита. Мощность вскрытых отложений достигает 50-60 м, общая глубина скважины 195П составляет 3450 м.

Мезозойская эратема

Мезозойская эратема включает в себя отложения юрской и меловой систем и является основным предметом исследования.

Юрская система

Отложения юрского возраста залегают несогласно на образованиях доюрского комплекса и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Плинсбах-тоарский ярусы

Нижний отдел представлен породами горелой свиты. В основании свиты залегают базальные конгломераты и конгломерато-брекчии. Конгломераты состоят из обломков черных, грязно-бурых аргиллитов. Песчаники серые, мелко среднезернистые, плотные, крепкие, массивные, имеют полосчатую структуру. Отмечено чередование алевролитов с аргиллитами. Алевролиты серые, крепкие, прочные, имеют линзы (до 2 мм) угля, а также включения растительного углефицированного детрита по наслоению и сидерита. Аргиллиты темно-серые, до черных. Толщина свиты, вскрытой в скважине 155П, составляет 175 м, в скважине 153П толщина свиты составляет 184 м. В верхней части свиты залегает радомская пачка, сложенная темно-серыми аргиллитами.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кузнецов, Сергей Николаевич, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Список опубликованной литературы

1. Алексеев, В. П. Закономерности изменения состава и строения коллектора Ю1 в Широтном Приобье и его ближнем окружении (Западная Сибирь) / В.П. Алексеев, О. С. Чернова, Э. О. Амон, Р. А. Валеев, С. А. Лац, Е. А. Щергина // Литосфера. - 2014. - № 3. - с. 51 - 69

2. Ахпателов, Э. А. Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округ: Атлас / Э. А. Ахпателов, В. А. Волков, В. Н. Гончарова, В. Г. Елисеев, В. И. Карасев, А. Г. Мухер, Г. П. Мясникова, Е. А. Тепляков, Ф.З. Хафизов, А. В. Шпильман, В. М. Южакова - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. -148 с.

3. Баренблатт, Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. - Москва: Недра, 1984. - 211 с.

4. Белозеров, В. Б. Литолого-фациальные предпосылки локализации зон нефтегазонакопления в прибрежно-морских отложениях верхней юры юго-востока Западно-Сибирской плиты / В. Б. Белозеров, Н. А. Брылина, Е. Е. Даненберг, Н. Г. Ковалева // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987. - С. 123 - 131.

5. Белозеров, В. Б. Литостратиграфия отложений васюганской свиты юго- востока Западно-Сибирской плиты / В. Б. Белозеров, Н. А. Брылина, Е. Е. Даненберг // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1988. - С. 75 - 83.

6. Белослудцев, П. Ю. Системная модель келловей-верхнеюрских отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты/ П. Ю. Белослудцев, Ю. Н. Карогодин, С. А. Лац //Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры: материалы IX Научно-практическая конференция Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервис. 2006. Т. 1.С. 204-208.

7. Бембель, С. Р. Природа аномальных разрезов баженовской свиты на Южно-Ватьёганской площади (верхняя юра Западной Сибири) / С. Р. Бембель, Л. А. Задоенко//Бюллетень МОИП Отд.геологии. - 1993. - Т.68 - Вып. 4

8. Биншток М. М. О геологическом прогнозировании и подготовке сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1980. № 7. С. 18-21.

9. Бочкарев, В. А. Сбросы и сбросо-сдвиги в нефтегазовой геологии /В. А. Бочкарев, А. В. Бочкарев. - Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - 234 с.

10. Вакуленко, Л. Г. Строение и обстановки формирования васюганского горизонта (верхи бата-оксфорд) на территории Александровского свода (Западная Сибирь)/ Л. Г. Вакуленко, О. В. Дульцева, О. В. Бурлева // Геология и геофизика. 2011. № 10. С. 1538-1556.

11. Волосин, С.В. Реконструкция условий седиментации васюганской свиты в центральной части Западной Сибири (на примере Ватьеганского месторождения) / С. В. Волосин, А. И. Кудаманов, К. Г. Скачек // Известия ТПУ. 2011. Т. 318. № 1. С. 93-98.

12. Гидион, В. Я. Сейсмостратиграфическая характеристика неокомских отложений Среднего Приобья // Геофизические методы при обосновании объектов нефтепоисковых работ в центральных районах Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988. С. 56-62.

13. Гиршгорн, Л. Ш. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи Северо-Западной Сибири / Л. Ш. Гиршгорн, В. С. Соседков // Геология нефти и газа. 1990. № 3. С. 26-29.

14. Гогоненков, Г. Н. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки / Г. Н. Гогоненков, Ю. А. Михайлов, С. С. Эльманович // Геология нефти и газа. 1988. № 1. С. 22-30

15. Гурари, Ф.Г. Клиноформы - особый тип литостратонов / Ф.Г. Гурари // Геология и геофизика. - 1994. - № 4. - С. 19-26.

16. Гутман, И.С. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / И.С. Гутман - Москва: ООО «Издательский дом Недра», 2013. - 112 с.

17. Ермаков, В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1997. - № 2. - С. 17 - 22.

18. Еханин, А. Е. Выделение перспективных зон для поисков залежей нефти и газа в отложениях берриас-валанжина (ачимовская пачка) Западной Сибири / А. Е. Еханин, В. И. Шпильман // Нефтегазовая геология и геофизика. 1975. № 2. С. 15-19.

19. Зарипов, О. Г. Новый тип разреза баженовской свиты и перспективы увеличения извлекаемых запасов на территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз" / О. Г. Зарипов, В. П. Сонич // Материалы четвертой научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО". - Ханты-Мансийск, 2001.

20. Захаров, В. А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии/ В. А. Захаров // Эволюция биосферы и биоразнообразия. - М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006.

21. Иващенко, А. Е. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири / А. Е. Иващенко, Т. М. Онищук, А. Л. Наумов, В. Г. Смирнов // Геология и геофизика. 1980. № 12. С. 117-122.

22. Игошкин, В. П. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири / В. П. Игошкин, А. Е. Шлезингер // Геология и геофизика. 1990. № 8. С. 16-20.

23. Керусов, И.Н. Факторы, определяющие сложное строение ВНК / И.Н. Керусов, П.Н. Страхов, Д.Е. Миошниченко, И.Э. Керусова, Н.П. Нестеренко, М.В. Мордвинцев, А.А. Потрясов, К.Г. Скачек // Сборник трудов IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск: ИД «Издательство Наука Сервис», 2006. - Т. 2. - С. 42-48.

24. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири / Конибир Ч.Э.Б. - М.: Недра, 1976. - Выпуск 208. - 199 с.

25. Конторович, В. А. Условия формирования и модель строения келловей-оксфордскнх отложений в зоне замещения морских отложений континентальными (на примере Чузикско-Чижапской зоны нефтегазонакопления) / В. А. Конторович, Л. М. Калинина // Геология нефти и газа. 2006. №5. С. 2-13.

26. Конторович, А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, В.С. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - Москва: Недра, 1975. - 679 с.

27. Корж М. В., Филина С. И., Зонн М. С. Палеогеографические исследования континентальных отложений с целью поисков ловушек литологического и стратиграфического типов // Палеогеографические исследования в нефтяной геологии. М.: Наука, 1979. - С. 30 - 34.

28. Корнев, В. А. Прослеживание наклонных отражающих границ в низах неокома Среднего Приобья и их геологическая интерпретация // Условия формирования ловушек нефти и газа неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1978. С. 105-112.

29. Крашенников, Г. Ф. Учение о фациях. Учебное пособие / Г. Ф. Крашенников - Москва: Высшая школа, 1971. - 368с.

30. Кропачев, Н. М. Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю1 васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения / Н. М. Кропачев, К. Г. Скачек - Новосибирск: СО РАН, 2008. 187 с.

31. Кудаманов, А. И. Некоторые особенности строения васюганской свиты в центральной части Западно-Сибирской плиты / А. И. Кудаманов, К. Г. Скачек // Литология и геология горючих ископаемых. Екатеринбург: УГГУ.2009. Выпуск III (19). С. 111-119.

32. Лобусев, А. В. Анализ гидродинамической сообщаемости и фильтрационно-ёмкостных свойств разнофациальных зон верхней части васюганской свиты Широтного Приобья / А. В. Лобусев, С. Н. Кузнецов, К. М. Сапрыкина // Территория нефтегаз. 2016. № . С. 48-53.

33. Лобусев, А.В. Анализ ГИС-фаций пласта ЮВ11 северного склона Нижневартовского свода на примере Нонг-Ёганского месторождения / А.В. Лобусев, С.Н. Кузнецов // Материалы девятой международной научно-технической конференции Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации). Том 2. - Тюмень - 2014. - С. 46 - 48.

34. Лобусев, А.В. Выявление структурно-тектонических особенностей строения верхнеюрских отложений на примере одного из месторождений Западной Сибири / А.В. Лобусев, С.Н. Кузнецов // Сборник статей Международной научно - практической конференции - 2016 - Казань - 2016. - С. 16-18.

35. Лобусев, А.В. Индикаторный метод как способ изучения геологической неоднородности / А.В. Лобусев, С.Н. Кузнецов // Сборник статей по материалам XXXVIII международной научно-практической конференции-2016 - Новосибирск - 2016. - С. 63-68.

36. Лобусев, А.В. Исследование ГИС-фаций пласта ЮВ11 Кечимовского месторождения / А.В. Лобусев, С.Н. Кузнецов // Материалы международных научно-практических конференций Общества Науки и Творчества. Часть 2. -Казань - 2014. - С. 189-191.

37. Лобусев, А.В. К вопросу о ГИС-фациях / А. В. Лобусев, С. Н. Кузнецов // Материалы 69 международной научной конференции НЕФТЬ И ГАЗ -2015 - Москва - 2015. - С. 62.

38. Лобусев, А.В. Методика комплексной интерпретации сейсморазведки 3D и бурения с целью построения геологических моделей залежей углеводородов: учебное пособие для вузов / А.В. Лобусев, М.А. Лобусев, П.Н. Страхов - Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 111 с.

39. Лобусев, А. В. Применение геолого-промысловых методов для повышения точности строения межскважинного пространства / А. В. Лобусев, С. Н. Кузнецов // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина №4/285, 2016 С. 10-14

40. Машкович, К. А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. Издание 2, переработанное и дополненное / К. А. Машкович. - Москва: Недра, 1976 - 221 с.

41. Мкртчян, О. М. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных пластов неокома Среднего Приобья / О. М. Мкртчян,

H. М. Белкин, В. А. Дегтев // Советская геология. 1985. № 11. С. 115-122.

42. Мкртчян, О. М. Особенности строения и нефтегазоносности неокомского комплекса Западной Сибири / О. М. Мкртчян, В. Е. Орел, С. И. Филина, Э. М. Пуркина // Геология нефти и газа. 1986. №11. С. 1-7.

43. Мкртчян, О. М. О некоторых седиментационных моделях продуктивных пластов верхнеюрского васюганского комплекса Западной Сибири / О. М. Мкртчян // Вестник недропользователя ХМАО. 2005. № 15. С. 19-24.

44. Мкртчян, О. М. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносности отложений Западной Сибири / О. М. Мкртчян, Л. Л. Трусов, Н. М. Белкин, В. А. Дегтев. - М.: Наука, 1987.

45. Муромцев, В.С. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа / В.С. Муромцев. - Ленинград: Недра, 1984. - 260 с.

46. Мясникова, Г. П. Геологическое строение и перспективы нефтеносности верхнеюрских отложений восточной малоизученной части ХМАО-Югры / Г. П. Мясникова, С. В. Шабакова, Е. В. Смирнова // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры: материалы XIV Научно-практической конференции Ханты-Мансийск: ИздатНаукСервнс. 2011. Т.

I. С. 64-78.

47. Наумов, А. Л. К методике реконструкции рельефа дна ЗападноСибирского раннемелового бассейна / А. Л. Наумов // Геология и геофизика. 1977. № 10. С. 38-47.

48. Наумов, А. Л. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / А. Л. Наумов, Т. М. Онищук, Н. П. Дядюк // Геология нефти и газа. 1978. № 8. С. 15-20.

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

50. Наумов, А. Л. Новый тип литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири / А. Л. Наумов, Ф. З. Хафизов // Геология нефти и газа. 1986. № 6. С. 31-35.

51. Нежданов, А. А. Аномальные разрезы баженовской свиты и их сейсмогеологическая характеристика / А. А. Нежданов, Н. Н. Туманов, В. А. Корнев // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии: Труды ЗапСибНИГНИ. — Тюмень, 1985.

52. Нежданов, А. А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / А. А. Нежданов // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. - Новосибирск: Наука, 1990. - С. 60-79.

53. Нестеров, И. И. Перспективы нефтегазоносиости неокомских отложений Тюменской области / И. И. Нестеров, В. И. Шпильман, Г. И. Плавник, Л. Г. Судат // Геология нефти и газа. 1985. № 4. С. 8-13.

54. Нестеров, И. И. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Масштаб 1:5000000 / под редакцией И.И. Нестерова - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. - 87 с.

55. Нестеров, И.И. Тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты: Масштаб 1:2500000 / под ред. И.И. Нестерова. - Тюмень, 1975.

56. Осыка, А. В. Условия формирования аномальных разрезов баженовской свиты на Тевлинско-Русскинском месторождении / А. В. Осыка // Вестник недропользователя. — 2002. — № 11.

57. Перозио, Г. Н. Эпигенез терригенных осадочных пород юры и мела центральной и юго-восточной части Западно-Сибирской низменности / Г. Н. Перозио. - Москва: Недра 1971.- 160 с.

58. Перозио, Г. Н. Эпигенетическая зональность в терригенных породах мезозоя центральной части Западно-Сибирской низменности // Докл. АН СССР. -М, 1960. Т. 135, № 5. - С. 248-250.

59. Перозио, Г. Н., Предтеченская Е. А. Особенности преобразований обломочного скелета терригенных пород в эпигенезе / Г. Н. Перозио, Е. А. Предтеченская // Литология и геохимия мезозойских отложений Сибири: Сборник научных трудов Новосибирск: СНИИГГиМС, вып. 149, 1972.-С. 73 -78.

60. Пода, А. Г. Об отложениях васюганской свиты / А. Г. Пода // Материалы по литологии и геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири: Сборинк научных трудов Новосибирск: СНИИГГиМС, 1968. - С. 58 - 62.

61. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири.- Новосибирск: СНИИННиМС, 2004. - 114 с.

62. Скачек, К. Г. Геологическое строение и нефтегазоносность зон дезинтеграции пород фундамента Широтного Приобья (территория деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») / К. Г. Скачек и др. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сборник докладов Восьмой научно-практической конференции - Ханты-Мансийск: Издательство «Наука Сервис». - 2005. - Т. 1. -С. 129-139.

63. Соколовский, А. П. Аномальные типы разрезов баженовской и тутлеймской свит в Западной Сибири / А. П. Соколовский, Р. А. Соколовский // Вестник недропользователя —2002 - № 11.

64. Соколовский, Э. В. Индикаторные методы изучения нефтеносных пластов / Э. В. Соколовский, Г. Б. Соловьёв, Ю. И. Тренчиков - Москва: Недра, 1986. - 157 с.

65. Трофимук, А. А. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях ЗападноСибирской плит / А. А. Трофимук, Э. Э, Фотиади, Ф. Г. Гурари - Москва: Недра, 1972. - 308 с.

66. Ухлова, Г. Д. "Микроклиноформное" строение отложений васюганского горизонта / Г. Д. Ухлова, С. Н. Варламов // Литология и геология горючих ископаемых. Екатеринбург: УГГУ 2009. Выпуск III (19). С. 119-128.

67. Филина, С. И. Литология и палеогеография юры Среднего Приобья. / М., «Наука», 1976. 88 с.

68. Филина, С. И. Палеогеография и нефтегазоносность баженовской свиты Западной Сибири / С. И. Филина, М. В. Корж, М. С. Зонн - М.: Наука, 1984.

69. Фищенко, А. Н. Сиквенс-стратиграфия продуктивного горизонта ЮВ1 на территории Бахиловского и Верхнеколик-Еганского месторождений / А. Н. Фищенко, К. В. Зверев, М. А. Романчев // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 5-9.

70. Хабаров, В. В. Литофациальный анализ геологических разрезов васюганской и тюменской свит Хохряковского месторождения / В. В. Хабаров, И.

B. Шпуров, А. С. Тимчук, М. Л. Василевская, А. А. Смирнов // Вестник Тюменского государственного университета. 2010. № 3. С. 133-141.

71. Хаин, В. Е. Общая геотектоника. 2-е издание, переработанное / В. Е. Хаин - Москва: Недра, 1973. - 512 с.

72. Чернова, Л. С. Модели генетических типов терригенных коллекторов нефти и газа / Л. С. Чернова // Породы коллекторы нефтегазоносных отложений Сибири: Сб. науч. тр. - Новосибирск: СНИИГГиМС,. 1984. - С. 13-26 (Тр. СНИИГГиМС)

73. Шерихора, В. Я. О выделении васюганской свиты в составе верхнеюрских отложений / В. Я. Шерихора // Вестник ЗСГУ и НТГУ 1961. Вып. 2.

C. 60-63.

74. Шпильман, А. В. Геологическое моделирование. Создание и мониторинг геологических моделей / А. В. Шпильман, С. Ю. Шутько // Геология нефти и газа. - 1999. - № 3-4. - С. 49-53

75. Шпильман, В.И. Тектоническая карта центральной части ЗападноСибирской плиты. М 1:1000000. /Под ред. В. И. Шпильмана, Н. И. Змановского, Л. Л. Подсосовой.- 1998.

76. Шпильман, В. И. Методология локального прогноза нефтегазоносности / В. И.Шпильман и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. - Тюмень. - 1989. - С. 12-15.

77. Эрвье, М. Ю. Дельтовые отложения на Нижневартовском своде / М. Ю. Эрвье // Нефтегазовая геология и геофизика. 1974. № 11. С. 25-28.

Список фондовых источников

78. Выполнение сейсморазведочных работ по методике 3D на участке Кечимовского месторождения. Обработка и интерпретация материалов 3D. Часть 2. - Бугульма: ООО «ТНГ-ГРУПП», 2006.

79. Проведение работ по трассерным исследованиям скважин на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз. - Тюмень: ООО «Тюменьгеофизика», 2010.

80. Отчёт о научно-исследовательской работе Создание единой сейсмогеологической модели Кечимовского месторождения. - Тюмень: КогалымНИПИнефть, 2009.