Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор геолого-минералогических наук Шиманский, Владимир Валентинович

• Шиманский, Владимир Валентинович
• доктор геолого-минералогических наук
• 2003

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Шиманский, Владимир Валентинович

Список иллюстраций.

Список таблиц.

Общая характеристика работы.

Введение. 1,5""

Глава 1. Основные закономерности строения и нефтегазоносность юрско-нижнемеловых отложений Западной Сибири

1.1 Стратиграфическая характеристика юрско-нижнемеловых отложений

1.2. Литолого-петрографическая характеристика юрско-нижнемеловых отложений

1.3. Нефтегазоносность ^

1.4. Этапы формирования юрско-раннемелового ЗападноСибирского палеобассейна

Глава 2. Основные типы неструктурных ловушек юрских -нижнемеловых отложений Западной Сибири в связи с формированием зон нефтегазонакопления

2.1 .Формирование неструктурных ловушек в ^ континентальных и переходных условиях

2.2. Формирование ловушек в прибрежно-морских условиях

2.3. Формирование литологических ловушек в ^ глубоководных условиях ^

Глава 3. Влияние факторов эпигенеза на формирование , . терригенных пород-коллекторов *

3.1. Особенности вторичных изменений терригенных коллекторов, обусловленные влиянием залежи углеводородов

3.2. Модели формирования вторичной емкости в терригенных породах на больших глубинах 3 *

3.3. Петрографо-минералогические показатели формирования улучшенных коллекторов в клиноформном . комплексе Западной Сибири ''"

Глава 4. Критерии выделения ЗНГН в юрско-нижнемеловых отложениях Западной Сибири ^ Ь

4.1. Литолого-фациальные и палеоструктурные критерии выделения ЗНГН </1 ^

4.2. Геохимические критерии выделения ЗНГН / } )

Глава 5. Прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири

5.1. Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс / 3 Ч

5.2. Васюганский нефтегазоносный комплекс

5.3. Ачимовский нефтегазоносный комплекс 4&-G

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Закономерности формирования неструктурных ловушек и прогноз зон нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири»

Актуальность работы. В настоящее время основные перспективы прироста запасов углеводородного сырья связаны с неструктурными сложнопостроенными литологическими и стратиграфическими ловушками углеводородов. Основным звеном в прогнозе пространственного распространения и оценке параметров неантиклинальных ловушек является разработка моделей формирования эффективных коллекторов на основе детальных палеофациальных реконструкций, изучения вторичных изменений осадка и совершенствовании методов прогноза коллекторов, опирающихся на эти модели.

Зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), генетически связанные с системами неструктурных ловушек становятся главными объектами поисков. Однако как разработка выявленных объектов, так и разведка новых сталкивается с серьезными проблемами из-за их сложного строения и резкой фациальной изменчивости. Выявление литогенетических критериев формирования ЗНГН, безусловно, должно способствовать решению этих проблем.

Данная работа посвящена актуальной проблеме выявления закономерностей формирования неструктурных ловушек и прогнозу на этой основе зон нефтегазонакопления. Наиболее актуальна разработка моделей и методов прогноза ЗНГН для бассейнов и осадочных комплексов, с которыми связывается восстановление уровня добычи углеводородного сырья в стране. Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн в ближайшей перспективе остается главной базой добычи и прироста запасов УВ в России. Именно поэтому в качестве объекта исследования выбраны нижнемеловые и юрские терригенные отложения Западной Сибири, моделирование в них объектов с улучшенными коллекторами, выявление на базе разработанных моделей неструктурных сложнопостроенных ловушек, представляющих зоны нефтегазонакопления.

Целью исследований является выявление условий формирования, закономерностей размещения и прогноз зон нефтегазонакопления, связанных с системами ловушек в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири.

Для реализации цели работы решались следующие задачи:

- изучение условий формирования пород-коллекторов юрско-нижнемеловых отложений на основе литолого-фациального, палеогеодинамического, палеоструктурного, литолого-петрографического, гранулометрического, электрометрического анализов;

- реконструкции обстановок осадконакопления и выявление зон, благоприятных для формирования пород-коллекторов и неструктурных ловушек;

- создание литогенетических моделей неструктурных ловушек и ЗНГН, их типизация;

- выявление вторичных изменений юрских и нижнемеловых терригенных пород и оценка их влияния на коллекторский потенциал, в том числе на больших глубинах;

- изучение терригенных коллекторов в зонах современных и древних водонефтяных контактов;

- определение факторов, влияющих на формирование улучшенных коллекторов на основе изучения связей между характером изменения минералов с масштабом привноса зернового материала турбидитов;

- оценка влияния проработки течениями турбидитового материала на коллекторский потенциал;

- установление закономерностей размещения неструктурных зон нефтегазонакопления в терригенных отложениях юры Западной Сибири;

- установление закономерностей размещения ЗНГН в отложениях неокома Западной Сибири в разрезе и по площади.

Научная новизна. В результате проведенных исследований:

- Разработана модель формирования ЗНГН и высокоемких коллекторов в клиноформной формации неокома Западной Сибири, в соответствии с которой наиболее перспективными являются песчаные тела, сформированные зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления с последующей проработкой вдольсклоновыми течениями.

- По результатам моделирования с использованием геофизических и геохимических данных построены карты распространения литологических резервуаров в клиноформах неокома Фроловской, Каймысовской и Надым-Пурской НГО Западно-Сибирской НГП. Ассоциации генетически связанных между собой локальных ловушек объединены в Восточно-Уренгойскую, Сургутскую, Уватскую и Фроловскую ЗНГН.

- Выявлены закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне бассейна седиментации.

- Впервые выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса — алевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в западной части Фроловской НГО.

- Впервые показана возможность существования в неокоме частично замкнутого бассейна седиментации в Восточно-Уренгойской зоне.

- Выявлены характерные особенности вторичных изменений терригенных коллекторов на уровнях стабилизации ВНК и ДВНК для пород с различным минеральным составом цемента (глинистым и цеолитовым). В зонах ВНК и ДВНК нижнемеловых отложений Западной Сибири изменения полевых шпатов, растворение зерен кварца и полевых шпатов приводит к формированию зоны растворения с улучшенными коллекторскими свойствами на значительных глубинах. Впервые установлено, что в зоне ВНК происходит перераспределение цеолита с образованием двух генераций, представленных ломонтитом и томсонитом.

- Установлены петрографо-минералогические показатели оценки перспективности алевро-песчаных тел глубоководных конусов выноса (интенсивность сидеритизации зерен биотита и пигментации гидроокислами железа, наличие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита и аутигенного порового каолинитового цемента и т.д.).

- Выявлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины.

Защищаемые положения;

1. Литогенетические модели формирования пород - коллекторов и связанных с ними литологических ловушек в нижнемеловых отложениях Западной Сибири.

2. Влияние факторов эпигенеза на формирование высокоемких коллекторов в ачимовских отложениях.

3. Прогноз ЗНГН в ачимовских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

4. Особенности формирования и закономерности распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации.

5. Условия формирования литологических ловушек и прогноз ЗНГН в юрских отложениях Фроловской и Каймысовской НГО

Фактический материал. Проведенные исследования базируются на геолого-геофизическом материале, собранном автором в период с 1986 по 2002 год. Отобрано более 5000 образцов керна в экспедициях Тюменской области (НУНГРЭ, УкрНГРЭ, ТазНГРЭ, УНГРЭ), а также в кернохранилищах СибНИИНП и НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Детальный отбор производился через небольшие по возможности интервалы (20-30 см) для прослеживания зон распространения измененных пород. Все образцы были изучены в шлифах (для части образцов интегральным способом подсчитывались все минеральные составляющие, остальные образцы изучались полуколичественно, с подсчетом параметров, определяющих характер вторичных изменений породы), выборочно проводилось определение физических свойств, гранулометрических характеристик, рентгеноструктурный анализ глинистой составляющей, изучение состава битумного вещества и битумоидов. Анализы выполнялись во ВНИГРИ, Тюменской ЦЛ, МИНХ и ГП, СургутНИПИНефть, СПБГУ. Была изучена коллекция шлифов из отложений неокома АО «Тюменская ЦЛ», а также шлифы, любезно предоставленные из своих коллекций Т.А. Коровиной и Е.П. Кропотовой. При изучении факторов формирования пористости на больших глубинах привлекался уникальный материал Тюменской сверхглубокой скважины, любезно предоставленный В.И. Горбачевым, Т.В. Карасевой, Б.В. Самсоновым.

Геофизические материалы, а также данные по коллекторским свойствам, результатам испытаний скважин, рентгеноструктурного анализа, геохимического исследования керна были получены в геологических и производственных организациях — Комитете Природных Ресурсов по Тюменской области, ОАО ТНК, ОАО СибНАЦ, СургутНИПИНефть, СибгеоНАЦ, ЦГЭ, ОАО ТНК-Нягань, АО «Тюменская ЦЛ», НТЦ ООО «Уренгойгазпром», КамНИИКИГС, УкрНГРЭ и Новоуренгойской НГРЭ.

Практическая значимость работы. Предложенные модели формирования высокоемких коллекторов и методики выявления неструктурных ЗНГН позволяют прогнозировать скопления залежей углеводородов в неантиклинальных и глубокозалегающих объектах неокомского и юрского терригенных комплексов Западной Сибири.

Результаты работ внедрены в научных и производственных организациях. Работы по изучению вторичных изменений пород-коллекторов проводились по договорам с МПР РФ, Министерством Топлива и Энергетики. Работы по выявлению закономерностей формирования и прогнозу литологических резервуаров в отложениях неокома и юры Тюменской области выполнялись по заказу ОАО ТНК, ОАО ТНК-Нягань, ОАО СибНАЦ, ОАО Сургутнефтегаз. В результате работ было выделено более 30 первоочередных зональных и локальных объектов для проведения детальных поисково-разведочных работ и постановки разведочного бурения. Полученные результаты реализуются. Так на территории Красноленинского свода (Каменная площадь) в результате опробованного по рекомендации автора объекта в группе пластов АС получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыта новая залежь, новый нефтегазоносный комплекс, оценка ресурсов нефти по категориям С3-Д0 составляет около 100 млн.т. Пробуренные с учетом рекомендаций диссертанта скважины на территории Ендырской площади Уватского района Тюменской области вскрыли в клиноформном комплексе пластов АС ю- АС,, эффективные толщины коллекторов более 100м, против 20-30 м толщин в соседних скважинах.

Публикации и апробация работы. Основные положения работы докладывались на международных, всесоюзных, всероссийских и рабочих конференциях, симпозиумах, совещаниях и семинарах, начиная с 1986 года: VI и VII конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные вопросы геологии нефти и газа» (Ленинград, 1987, 1989), VIII конференция молодых ученых и специалистов «Эффективные методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа» (Москва, 1987), школа передового опыта «Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе» (Киев, 1988), школа передового опыта «Методы прогноза, поисков и разведки неантиклинальных ловушек нефти и газа» (Ленинград, 1991), совещание "Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины" (Пермь, 1994), конференция " Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1995), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов" (Санкт-Петербург, 1995), конференция " Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море" (Санкт-Петербург, 1996), конференция "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, 1997), конференция по проблемам карбонатных коллекторов (По, 1997), конференция "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ" (Санкт-Петербург, 1998), конференция "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО" (Ханты-Мансийск, 1998), конференция "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ" (Санкт-Петербург, 1999), конференции "Математические методы в геологии" (Прага, 1993; Прага, 1995; Прага, 1999), конференции AAPG (Американская ассоциация нефтяных геологов) (Солт-Лейк-Сити, 1998; Нью-Орлеан, 2000, Санкт-Петербург, 2001), конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке», (Москва, 2001), международная конференция "Древняя нефть - новая энергия" (Каир, 2002), форум «ТЭК России: региональные аспекты» (Санкт-Петербург, 2003), конференция EAGE (Ставангер, 2003).

За цикл работ по теме "Особенности вторичных изменений терригенных отложений севера Западной Сибири в связи с выявлением нетрадиционных объектов для поисков нефти и газа на больших глубинах" диссертантом получена премия имени Калицкого (1989 г.). За доклад "Моделирование процессов формирования и сохранения коллекторского потенциала глубокозалегающих пород Западной Сибири на основе компьютеризированного банка литолого-петрографических данных" награжден серебряными медалями на конгрессах "Математические методы в геологии" (Прага, 1995, 1999 гг.).

Результаты исследований отражены в 23 отчетах ВНИГРИ и в 41 опубликованной работе, в том числе - в 3-х монографиях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Содержание работы изложено на 277 страницах, включая 60 рисунков. Список литературы содержит 221 название.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Шиманский, Владимир Валентинович

Выводы.

1. Нижне-среднеюрские отложения шеркалинской свиты, залегающие на выветрелых породах и их корах выветривания кристаллического фундамента на Красноленинском своде (горизонты Ю ц и Юю), содержат h наибольшее количество кварца (70 - 93%) и относятся к мономинеральным кварцевым и олигомиктовым кварцевым — граувакково-кварцевым песчаникам. В Уватском районе в горизонте Юю песчаники олигомиктовые кварцевые, иногда с прослоями полевошпатовых граувакк. На Сургутском своде шоколадно-коричневые ожелезненные глины с гематитом и сидеритом с песчаной примесью состоят из каолинита, хлорита и смешаннослойных гидрослюд - монтмориллонита. Состав нижне-среднеюрских пород свидетельствует о сильном влиянии на их состав подстилающих выветрелых пород фундамента.

2. Отложения тюменской свиты нижнетюменской подсвиты на Красноленинском своде (горизонты Ю9 и K)g) относятся к полимиктовым песчаникам — полевошпатовым грауваккам (обломки пород составляют 3540%). Породы среднетюменской свиты (горизонты Ю7 и Юб ) близки по содержанию породообразующих минералов к нижнетюменской подсвите. В верхнетюменской подсвите на Красноленинском своде (горизонты Ю5-2) песчаники аркозово-кварцевые (олигомиктовые кварцевые) и аркозовые (граувакковые аркозы). В Уватском районе (горизонт Ю2.з) песчаники по составу в широком диапазоне - аркозово-кварцевые (олигомиктовые кварцевые), граувакковые аркозы (аркозы) и полевошпатовые граувакки (граувакки). Связь с переотложенными продуктами в значительной мере утрачивается.

3. Шельфовые пласты Восточно-Уренгойской зоны (БУ16-19) по составу песчаников относятся к аркозовым — граувакковым аркозам. Ачимовские песчаники той же зоны близки по составу шельфовым пластам - аркозовый — граувакковый аркозовый. Аналогичный состав ачимовских песчаников на Сургутском своде. В Уватском районе состав песчаников менее однороден, преобладают аркозовые разности — граувакковые аркозы, отмечаются также граувакково-кварцевые песчаники (олигомиктовые разности) и полевошпатовые граувакки (граувакки). Минеральный состав пород Уватского района свидетельствует о поступлении некоторого количества более выветрелого материала из источников сноса.

1.3.Нефтегазоносность

Западно-Сибирский бассейн - один из богатейших в мире по запасам углеводородного сырья, он является основным источником УВ в России. Запасы нефти промышленных категорий составляют 74,6% от общих по России (Геология., 2000). По данным (Вчера.,1995) к 1994г. выявлено 585 нефтяных, газонефтяных, нефтегазоконденсатных, газовых и других месторождений. В Западно-Сибирском НГБ отмечается широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности от девона до верхнего мела (турон) включительно. Более 95% всей добытой нефти в Западной Сибири извлечено из неокомского комплекса Среднеобской НГО (Геология.,2000). Особое внимание в последние годы уделяется ачимовскому комплексу, в котором уже открыты уникальные месторождения - Приобское нефтяное и Восточно-Уренгойско-Самбургское нефтегазоконденсатное - и велики перспективы новых открытий.

В тектоническом плане Западно-Сибирский бассейн является плитой (мегасинеклизой), которая вместе с Уральским хребтом, Енисейским и Таймырским кряжами, Алтае-Саянской и Казахстанской складчатыми областями входит в состав северной части Урало-Монгольской молодой эпигерцинской платформы, сформировавшейся в мезозое на месте Урало-Монгольского рифейско-палеозойского подвижного пояса (Нефтегазоносные., 1994).

Общепринятым в настоящее время является нефтегеологическое районирование Западно-Сибирского НГБ, осуществленное коллективом авторов в 1994 году (Нефтегазоносные., 1994). В пределах бассейна выделяется 10 нефтегазоносных областей: Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская, Ямальская, Гыданская, Пур-Тазовская и Надым-Пурская.

Район исследований включает следующие нефтегазоносные области: Фроловскую, Среднеобскую, Каймысовскую и Надым-Пурскую.

Общеизвестно, что в составе нефтегазоносного комплекса необходимо наличие как проницаемой части - резервуара, так и непроницаемой перекрывающей - флюидоупора. На основании этого положения в осадочном чехле Западно-Сибирского бассейна выделяется два нефтегазоносных мегакомплекса: палеозойско-юрский и мел-сеноманский (Нефтегазоносные., 1994). Флюидоупор юрского мегакомплекса включает абалакскую, тутлеймскую, фроловскую, баженовскую, марьяновскую и яновстанскую свиты. В качестве региональных, зональных и локальных флюидоупоров могут быть выделены тогурская и родомская пачки, а также нижняя подсвита васюганской свиты. Мел-сеноманский нефтегазоносный мегарезервуар перекрыт сложно построенным верхнемеловым-палеогеновым межрегиональным флюидоупором. Это глины алымской, ханты-мансийской свит и их возрастных аналогов. Зональными и локальными флюидоупорами являются непроницаемые глинистые части клиноформ и трансгрессивные пачки глин.

В работе принимается выделение нефтегазоносных комплексов мезозойской части платформенного чехла Западно-Сибирской плиты на следующие: нижнеюрский, среднеюрский, васюганский, ачимовский, неокомский, аптский и сеноманский (Геология., 2000).

В нижнеюрском НГК в отложениях шеркалинской и тюменской свит открыто Талинское нефтяное месторождение, которое приурочено к депрессионной зоне между Красноленинским сводом и Шаимским мегавалом. Основные продуктивные пласты КЖю и ЮКп представлены песчано-гравелитовыми породами аллювиально-пролювиального генезиса. Они образуют литолого-стратиграфическую залежь, протягивающуюся вдоль западного крыла Красноленинского свода с севера на юго-юго-восток на несколько десятков километров. Дебиты нефти изменяются от 35 до 50 м /сут. Высокоемкие породы-коллекторы развиты в центральной, наиболее погруженной, части «желоба». Открытая пористость составляет 17-20%, поровая проницаемость до 500-3500 мд.

В среднеюрском НГК открыты залежи нефти на Каменной и Ем-Еговской, Пальяновской, Талинской и Красноленинской локальных структурах. Открытая пористость песчаников изменяется от 12 до 27%, поровая проницаемость составляет 120 мд. Дебиты нефти достигают 320 м /сут. Залежи являются литологически экранированными.

На Салымском нефтяном месторождении продуктивный пласт Ю2 представлен глинисто-алевролитовыми породами с линзами песчаников. Дебиты нефти превышают 150 м /сут., газа - 7 млн м /сут. Ловушка литологически экранированная, залежь массивная.

На Федоровском нефтяном месторождении залежь в пласте Юг представлена сложным чередованием песчаников, алевролитов и глин. л

Дебит нефти достигает 4 м /сут., залежь пластово-массивная, литологически экранированная.

В васюганском НГК в пласте K)i открыта залежь нефти на Самотлорском месторождении. Она занимает всю площадь месторождения. л л

Дебиты нефти составляют от 10 до 80 м /сут., газа-до 4 тыс. м /сут. Ловушка литологически и стратиграфически экранированная, пластово-массивная.

В пределах Первомайского нефтяного месторождения залежь нефти обнаружена в пласте Ю|, сложенном песчаниками и алевролитами. Дебит л нефти составляет 60-90 м /сут. Ловушка сводовая, пластовая.

Резервуаром залежи в пласте K)i Верхнетарского нефтяного месторождения является пачка песчаников и крупнозернистых алевролитов с прослоями аргиллитов. Открытая пористость изменяется от 14 до 20%, поровая проницаемость от 3 до 11 мд. Дебиты нефти составили от 50 до 160 м /сут. Залежь сводовая, пластовая.

На Крапивинском нефтяном месторождении пласт IOi является основным продуктивным объектом. Дебиты нефти меняются от 7 до 300 м3/сут. Пласт IOi представлен песчаниками кварц-полевошпатовыми и кварцевыми разной степени отсортированности. Открытая пористость изменяется от 12 до 20%, поровая проницаемость от 45 до 300 мд. По типу ловушки — это залежи пластового типа, экранированные.

Залежи нефти на Игольско-Таловом месторождении приурочены к пласту Ю] васюганской свиты. Залежь нефти в пласте К) / имеет вогнутую в северном направлении подковообразную форму широтного простирания. Литологически пласт IOi сложен мелкозернистыми, реже средне- и крупнозернистыми полимиктовыми песчаниками. Открытая пористость изменяется от 11 до 25%, поровая проницаемость от 4 до 100 мд. Залежь нефти пластовая, сводовая, частично литологически экранированная.

Залежь горизонта IOi на Уренгойском месторождении приурочена к пласту песчаников и алевролитов васюганской свиты. Залежь нефтяная малодебитная, пластово-массивная, сводовая.

В ачимовском НГК в Надым-Пурской, Среднеобской и Каймысовской НГО открыты месторождения Конитлорское, Малобалыкское, Кальчинское, Тевризское, Уренгойское, Северо-Самбургское и др.

На Федоровско-Сургутском нефтяном месторождении продуктивны пласты в ачимовской пачке (БС^) и неокоме (БСю-БС^ АС9.4). Дебиты нефти 4-200 м /сут., газа 285-405 м /сут. Залежи пластовые сводовые, осложненные стратиграфическими экранами (Геология., 1996).

В Восточно-Уренгойско-Самбургской зоне в отложениях ачимовского комплекса открыта гигантская газоконденсатнонефтяная суперзалежь (Нежданов и др., 2000) нефтяные и нефтегазоконденсатные. На Уренгойском местрождении обнаружена преимущественно газоконденсатная залежь, а на Северо-Самбургском, Непонятном, Ямбургском и других — залежи нефти. Типы залежей литологические, структурно-литологические и литологически экранированные. Открытая пористость ачимовских песчаников составляет 13-23 %, поровая проницаемость от 0,25 до 27 мд (Стасюк и др., 1999). Трещинная проницаемость от 1,5 до 4-7 мд. Дебиты газоконденсата превышают 500-700 тыс. м /сут. Тип коллектора сложный порово-трещинный и трещинно-поровый.

На Варьеганском нефтегазоконденсатном месторождении в ачимовских отложениях (БВ^БВз0, БВ22) открыта нефтяная залежь.

Во Фроловской НГО на Приобском месторождении основными продуктивными комплексами являются пласты АСю-12» которые отождествляют с песчаниками ачимовской толщи. Песчаники мелкозернистые полевошпатовые, хорошо отсортированные. Залежи литологического типа. Дебиты от 50 до 118 м3/сут. (Геология., 1996).

1.4.Основные этапы формирования юрско-раннемелового ЗападноСибирского палеобассейна

Осадочный чехол Западно-Сибирской плиты образуют мощные мезозойско-кайнозойские плитные комплексы, которые подразделяются на нижний в составе среднего триаса-средней юры (без келловея), средний в составе средней (келловей)- верхней юры, мела и палеогена и верхний в составе эоцена-квартера.

В конце среднего-позднем триасе на территории Западной Сибири был сформирован крупный седиментационный бассейн (Геология., 2000). Западные, южные, центральные и юго-восточные районы представляли собой приподнятую сушу-плато, подвергавшуюся денудации. Осадконакопление происходило в отдельных межгорных впадинах.

В ранне- и среднеюрском бассейне Западной Сибири осадконакопление осуществлялось в трех фациальных зонах: Ямало-Гыданской (морской), Обь-Тазовской (переходной) и Обь-Иртышской (континентальной) (Геология., 2000).

В начале юрского периода в шеркалинское время (геттанг-синемюр-плинсбах) всхолмленная денудационно-аккумулятивная равнина занимала большую часть Западно-Сибирской плиты (Геология., 1975). Области денудации были расположены на юге и юго-западе в Обь-Иртышской фациальной зоне. Осадконакопление осуществлялось в отдельных изолированных впадинах и погруженных участках рельефа, где накапливались озерно-аллювиальные и болотные песчано-глинистые осадки. Низменная денудационно-аккумулятивная и аккумулятивная равнины примыкали к морскому бассейну. Гумидный климат способствовал развитию разветвленной речной сети. Мелководно-морской опресненный бассейн существовал на северо-востоке и севере Западной Сибири.

По мнению З.Ю. Сердюк (1992), в раннеюрское время палеорельеф, представленный холмогорьями и обширными увалами, интенсивно разрушался, формируя элювий, делювий, пролювий. На склонах и у подножья положительных форм рельефа происходило накопление грубых, плохоотсортированых и плохоокатанных алеврито-песчаных, гравийно-песчаных и галечно-гравийных пород (делювий-пролювий), фациально замещающихся алеврито-глинистыми отложениями с пластами углей и углистых аргиллитов (фации пойменно-болотная, озерная). К отрицательным формам доюрского рельефа приурочены фации зарождающихся русел палеорек, представленные глинисто-алеврито-песчано-.гравийными породами. Зоны максимального распространения аллювиальных фаций располагались в наиболее погруженных частях.

На месте трогообразной долины, существовавшей между выступами палеозойских пород происходило накопление отложений шеркалинского горизонта за счет размыва древних кор выветривания. Активная динамика водной среды в ингрессивные этапы приводила к переотложению и переработке континентальных, делювиально-пролювиальных и аллювиальных песчаных осадков.

В раннем тоаре в результате крупной трансгрессии моря на большей части Западной Сибири происходит накопление глинисто-алевритовых илов (тогурская и радомская пачки) в мелководно-морских условиях. Глубоководные условия существовали в северных районах ЗападноСибирской плиты. На юге Сибири осадки накапливались в засолоняющихся озерах и на аллювиальных равнинах (Геология., 2000)

В аалене, байосе и позднем бате в Обь-Иртышской фациальной зоне осадки накапливались в континентальных условиях с аккумулятивными ландшафтами с широким развитием озерных, пойменно-болотных и русловых фаций (Мухер, Ясович и др., 1977; Сердюк, 1992) В байосе начинают прослеживатся речные долины. В восточных районах доюрский рельеф был приподнят, здесь в аалене и раннем байосе накапливались делювиально-пролювиальные отложения. В более позднее время, когда наметилась тенденция к погружению отдельных структурных элементов, накапливались отложения пойменно-болотных и русловых фаций.

В скважинах Обь-Иртышской фациальной зоны при сравнении типовых электрометрических моделей с кривыми ПС отложений ааленского яруса, было выявлено, что это русловые отложения меандрирующих рек. В ааленское время происходит заполнение неглубокой палеодолины на месте "шеркалинского трога" аллювиальными осадками. Повсеместное развитие песчаных осадков объясняется небольшой расчлененностью рельефа и активным меандрированием речного русла. Широкое углепроявление происходит по мере заполнения палеодолины осадками, образованными при подъеме уровня грунтовых вод и заболачивании территории.

По сравнению с раннеааленским временем палеорельеф на начало формирования байосских отложений становится еще более выровненным. Палеодолины становятся слабо выраженными в рельефе. Несмотря на слабую расчлененность рельефа, алеврито-песчаные породы пластов ЮКб, ЮК5 приурочены к этим поднятиям.

Формирование песчаных отложений байосского яруса, происходило при средних гидродинамических режимах среды седиментации, о чем свидетельствуют результаты палеогидродинамических реконструкций. По форме кривой ПС песчаные отложения ЮКб и ЮК5 можно идентифицировать или с аллювиально-русловыми образованиями или с осадками трансгрессивного бара, где в начальный этап их формирования происходит накопление грубозернистых осадков, а по мере развития трансгрессии происходит снижение динамической активности среды седиментации и отложение более тонкозернистых осадков.

Отложения байосского и батского ярусов характеризуются большей фациальной изменчивостью. Это связано с малой расчлененностью рельефа на момент образования этих отложений, когда даже при минимальном подъеме уровня моря, морские условия могли распространяться на обширные территории. Нестабильные условия седиментогенеза привели к частому чередованию в разрезе исследуемых ярусов однотипных пород как континентального, так и переходного (прибрежно-морского) генезиса.

Песчаные отложения байосского и батского ярусов по сравнению с нижележащими аналогами более мелкозернисты. Формирование их происходило при более низких энергиях среды седиментации, чем для отложений ааленского яруса. В отличие от последнего, песчаные тела байосского и батского ярусов приурочены к палеоподнятиям. Их образование могло быть связано с поступлением обломочного материала с подводного берегового склона или за счет перемыва нижележащих континентальных пород. В целом отложения байосского и батского ярусов можно сопоставлять с прибрежно-морскими фациями (лагуны, заливы, бары).

В конце средней - начале позднеюрской эпохи в результате крупной трансгрессии обстановки глубоководного осадконакопления распространились с севера в западную часть плиты. Морской бассейн занимал большую часть территории Западной Сибири. Крупная лагуна располагалась в заливе, образованном Северо-Сосьвинском полуостровом и Уральской сушей. На юге и юго-востоке море сменялось прибрежно-аккумулятивной равниной (Геология.,2000). Суша располагалась по обрамлению бассейна.

В раннем оксфорде морской бассейн обмелел на юге и юго-востоке, причем площадь его увеличилась. В позднем оксфорде наиболее глубоководная часть моря располагалась на территории Надымской и Ханты-Мансийской впадины.

В кимериджский век произошла новая трансгрессия моря. На северо-западе существовало теплое море. Вдоль восточной зоны севера Березовского района, в южной его части и на большей части Шаимского района располагалась зона относительно глубокой части шельфа. В южной, юго-западной и северо-восточной частях моря преобладали обстановки прибрежного мелководья. В центральной части плиты существовал глубокий бассейн. В конце киммриджского века вновь произошло резкое обмеление моря.

В волжский век произошло значительное увеличение площади морского бассейна. Глубоководный морской бассейн располагался в центральной части Западно-Сибирской плиты и протягивался на север, где соединялся с северными морями через пролив между Новой Землей и Таймыром. В глубоководном бассейне накапливались существенно биогенные планктоногенные кремнисто-глинистые осадки, впоследствии превратившиеся в высокобитуминозные аргиллиты баженовской свиты. На его обрамлении преобладали обстановки мелководно-морского осадконакопления. В берриасский век произошел подъем западного склона Сибирской платформы и северо-запада Алтае-Саянской области, что создало условия для поступления больших масс песчано-алеврито-глинистого материала в глубоководный бассейн (Геология., 2000) и формирование клиноформных отложений неокома. Наиболее глубокая часть бассейна была расположена во Фроловской НГО.

Единой точки зрения на условия формирования неокомских отложений, несмотря на многочисленные исследования, до настоящего времени нет. Сформировались две основные модели строения неокома. Согласно первой модели, в условиях морского мелководья происходило характерное для платформ субгоризонтальное осадконакопление неокомских отложений (Брадучан, 1973; Еханин, Шпильман, 1978 и др.). Вторая - клиноформная косослоистая модель строения толщи неокома была предложена A.JI. Наумовым в 1976 году. Впоследствии модель АЛ. Наумова была принята многими исследователями и развивалась в работах Ю.Н. Карогодина (1980), Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчана, А.А. Нежданова (1994; 2000), Т.М. Онищука, Л.Я. Трушковой (1997) и др. Согласно данной модели, неокомские отложения включают в себя два региональных нефтегазоносных комплекса (НГК). Нижний, резервуары которого представлены ачимовскими алевропесчаными отложениями, имеющими авандельтово-турбидитный генезис, и верхний, сложенный циклическим чередованием песчаных пластов и аргиллитовых пачек. Отложения верхнего НГК имеют мелководно-морской генезис. Они откладывались на шельфовых террасах с градиентом наклона 1-3 м/км. В совокупности неокомские отложения формируют клиноформную толщу, мощностью около 500 м. Данная модель позволила разрешить многие вопросы и противоречия, возникшие при исследовании отложений неокома, в частности, возрастное скольжение шельфовых пластов в западном направлении от валанжина до готерива.

Первоначально термин «клиноформа» был применен Дж. Ричем для обозначения фациальных условий осадконакопления в пределах континентального склона. Но термин быстро приобрел морфологическое значение и более широкие фациальные рамки как в отечественной, так и в иностранной литературе (Седаева, 1989). Большинство исследователей под клиноформными отложениями понимают циклически построенную толщу заполнения глубоководного бассейна путем бокового наращивания континентального склона. Отдельные клиноформы представляют собой результат единичного регионального цикла осадконакопления и подразделяются на части: шельфовую (ундоформа по Ричу), склоновую и подножия шельфового склона (фондоформа). Всего в Западно-Сибирском бассейне выделяется до 18 субрегиональных седиментационных циклов, с которыми связываются самостоятельные ачимовские алевропесчаные тела (Нежданов, 2000).

Палеографические данные свидетельствуют, о том, что во время отложения осадков, сформировавших куломзинский горизонт, большая часть территории Западно-Сибирской равнины была покрыта морем, а суша располагалась в виде узких полос вдоль современных границ равнины. Именно в это время и несколько позже в отложениях куломзинской, ахской, мегионской и фроловской свит сформировались ачимовские алевропесчаные тела.

Неокомский комплекс отложений в общем плане имеет регрессивную направленность, характеризуемую весьма значительным поступлением песчано-глинистого материала из области сноса. В этих условиях основным средством транспортировки осадков являлись реки. Учитывая то, что шельфовые террасы имеют небольшую ширину (в среднем первые десятки километров), роль авандельтовых течений в шельфовой части бассейна была существенной.

Накапливающиеся в основании склона (фондоформная часть клиноформы) ачимовские песчаники тяготеют либо к подножию положительных структур, либо ко впадинам, где аккумулируется зерновой материал. Наилучшие коллекторы формировались перед барьерами на пути транзита зернового материала (на склонах палеоподнятий). Снос обломочного материала осуществлялся разного рода гравитационными течениями (преимущественно турбидитными). Влияние на формирование фондоформы оказывали также глубоководные вдольсклоновые течения (Наумов, 1982, Кунин, и др. 1969). гз

Глава 2. Основные типы неструктурных ловушек юрских — нижнемеловых отложений Западной Сибири в связи с формированием зон нефтегазонакопления

В Западно-Сибирском бассейне в последние годы фонд крупных антиклинальных структур в значительной степени исчерпан, и открытия новых месторождений связаны, в основном, с неструктурными ловушками УВ. Анализ типов открытых залежей УВ в отложениях юры и нижнего мела показывает, что около 30-50% залежей УВ сосредоточено в ловушках неантиклинального типа (Трушкова, 1989; 1995; Будников и др., 1989).

Если под ЗНГН понимать систему генетически и территориально связанных между собой ловушек углеводородов (Бакиров, 1982; Самсонов, Золотов, Лебедев, 1986), то прогноз неструктурных ЗНГН, следовательно, будет заключаться в прогнозе зон концентрации ловушек углеводородов, сформированных в единых фациальных условиях.

Ловушка — это экранированная часть природного резервуара, в которой движение нефти и газа под действием гравитации обеспечивает накопление и сохранение УВ. Под природным резервуаром понимается естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов (Брод, Еременко, 1968). Главной задачей при изучении природных резервуаров является выяснение его строения, распределение в разрезе и по площади его основных элементов - толщ коллекторов с вмещающими их слабопроницаемыми породами.

В юрских отложениях ловушки связаны с пролювиально-делювиальными (осыпи, эрозионные отложения), аллювиальными (врезы речных русел, речные косы, песчаные накопления дельтовых протоков) и с прибрежно-морскими фациями (Будников и др., 1989, Сидоренков, 1978). В клиноформных отложениях неокома обычно выделяют три основные группы ловушек: шельфовые, склоновые и глубоководные (A.M. Жарков 2001, Н.С. Окноваидр., 1999).

2.1.Формирование неструктурных ловушек в континентальных и переходных условиях

2.1.1.Континентальные конуса выноса и оползни

Оползни, конуса выноса в аллювиально-пролювиальных и пролювиальных отложениях возникают в результате деятельности сезонных потоков и характеризуются плохой сортировкой, латеральной и вертикальной невыдержанностью вещественного состава на коротких расстояниях (Цитологические., 1978). Все типы конусов выноса образуются там, где река или гравитационный поток выходят из тесной долины или ущелья в аллювиальную равнину, бессточную водосборную впадину или водоемы со стоячей водой: моря и озера (Обстановки., 1990). Выделяют два типа конусов выноса: речной (гумидный) и тектонически активных окраин впадин (семиаридный). Диапазон их размеров - от десятков метров до сотен километров.

Отложения речных конусов выноса при гумидном климате формируют мощные русловые комплексы, которые состоят из серии прислоненных, срезающих, пересекающих и вложенных друг в друга линз и рукавов, характеризующихся разным гранулометрическим составом и структурно-текстурными особенностями. В целом отмечается постепенное уменьшение отношение песчаной и глинистой фракций от проксимальных к дистальным частям конуса выноса.

Конуса выноса тектонически активных окраин наблюдаются преимущественно в семиаридном климате. В осадконакоплении большую роль играют гравитационные течения. Мощные клинья конусов выноса встречаются как в пустынях, так и в областях с большим количеством атмосферных осадков, если в области сноса имеется много мелкозернистого материала. Отложения характеризуются преобладанием песчаников и конгломератов с небольшим количеством мелкозернистых осадков. Как правило, мощные толщи конгломератов формируются и сохраняются при расчлененном рельефе и часто выполняют понижения в рельефе и впадины. Одновременно с общим проксимально-дистальным выклиниванием конуса происходит уменьшение мощности отдельных слоев и максимального размера зерен (Обстановки., 1990).

Коллекторские свойства отложений конусов выноса меняются на небольших расстояниях. Преобладают ловушки структурно-литологические и облекания, связанные со стратиграфическим или литологическим выклиниванием пород-коллекторов на склонах палеоструктур (табл. 2.1.1). Ловушки такого типа встречаются в шеркалинской (пласты Юю-п Талинской площади), тюменской и васюганской свитах (пласты K)i.2 Урненской, Усть-Тегусской площадей и др.).

2.1.2. Аллювиальные отложения

Погребенные речные системы включают комплекс отложений, сформированных водными потоками и перенесенных на значительные расстояния. Среди них можно выделить две основные фации: русловые и межрусловые или пойменные. Русловые отложения образуются путем латерального нарастания, а в образовании межрусловых преобладают процессы вертикального напластования (Обстановки., 1990). Разрез любой поймы состоит из русловых отложений, залегающих в его основании, и пойменных, его перекрывающих. Из-за миграции русла в разрезе аллювиальных долин отмечается чередование, сложное переплетение и латеральное замещение отложений плесов, перекатов, нестрежневых зон, пойменных отложений, каждые из которых отличаются гранулометрическим составом, формой и размерами. Точные границы между этими фациями определить сложно, так как переход из одной фации в другую осуществляется через промежуточные комплексы. Форма песчаного тела зависит от типа русла (степенью извилистости) и его поведением (стабильным или мобильным). Среди русловых отложений преобладает песчаный или алевритовый состав пород, наличие косой слоистости, рукавообразная форма залегания с плоской кровлей пластов и подошвой (Литологические., 1990).

В аллювиальных комплексах породами — коллекторами являются русловые песчаные тела. Морфология таких тел различна: от прямолинейной до ветвящейся, расщепляющейся и сливающейся. Пористость русловых отложений колеблется от 3-5 до 20%, проницаемость — от единиц до тысяч мд.

Основные генетические типы неструктурных ловушек юрских и нежнемеловых отложений Западной Сибири

Заключение

1. Установлены закономерности формирования и распространения коллекторов в ачимовских отложениях.

- Расположение коллекторов не контролируется современным структурным планом. В палеорельефе песчаные тела - коллекторы тяготеют либо к склонам положительных структур, либо к впадинам, где аккумулируется зерновой материал. Следовательно, локализация коллекторов определяется палеогеографией бассейна седиментации.

- Породы ачимовских седиментационных комплексов образованы в основной своей массе осадками, накапливаемыми за счет привноса разного рода течениями (главным образом, турбидитными) как зернового, так и глинистого материала в пределах шельфовой ступени и ее подножия, и за счет выпадения их из взвеси в морской воде. Наиболее перспективные ловушки с эффективным коллектором и значительным объемом связаны с глубокозалегающими песчаными телами, сформированными зерновыми потоками на регрессивном этапе осадконакопления. На трансгрессивном этапе мутьевые потоки формировали глинизированные, плохо отсортированные и незначительные по размеру алевропесчаные тела с низкими коллекторскими характеристиками.

- Внутренняя структура ачимовских песчаных пластов характеризуется наличием следующих фациальных зон: 1. Проксимальная часть турбидитной системы. Относительно крупнозернистые однородные песчаники с массивной текстурой. Формируются преимущественно зерновыми (высокоплотными) потоками в непосредственной близости от питающих каналов. 2. Средняя часть турбидитной системы. Алевропесчаные отложения с градационными текстурами. Формируются турбидитными (мутьевыми) потоками в срединной части конуса выноса (лопасти, сеть распределительных каналов, разнообразные насыпи). 3. Дистальная часть турбидитной системы. Отложения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами и являются промежуточными осадками зоны заполнения между конусами. Текстуры - тонкая прерывистая, беспорядочная. 4. Фации дна бассейна сложены глинами, глинистыми алевролитами. Характеризуются протяженной параллельной слоистостью или однородной структурой. Это осадки застойной области дна бассейна, зона заполнения между турбидитами.

- Наиболее распространенным и в ачимовских и в шельфовых пластах является сложный, порово-трещинный тип коллектора. Поровый тип коллектора по классификации А.А. Ханина относится к III и IV классам. Пористость частично или полностью связана со вторичной емкостью, образовавшейся в результате растворения, коррозии зерен и цемента, выщелачивания кальцитового цемента, перекристаллизации и преобразования глинистой и зерновой составляющих.

- Трещинно-поровый и поровый тип коллектора, как правило, приурочен к проксимальной части турбидитового комплекса, а порово-трещинный — к его средней и дистальной частям.

- Перед выступами на палеорельефе формировались песчаные тела с хорошо отсортированной зрелой песчаной составляющей (т.е. с хорошим коллектором). В «тени» выступов палеорельефа, напротив, откладывался существенно глинизированный менее отсортированный мелкозернистый материал, высаженный из взвеси, перенесенной через барьер.

- При проработке турбидитных осадков вдольсклоновыми течениями формируются песчаные валы, содержащие отсортированный гранулометрически зрелый зерновой материал.

- Зоны формирования проксимальной части конусов выноса и подводного песчаного вала совпадают с зонами наилучших коллекторских характеристик и являются наиболее перспективными для размещения разведочных и эксплуатационных скважин.

2. На основе комплексирования результатов палеоструктурного и палеодинамического анализов с данными МОГТ и ГИС построены прогнозные карты формирования первичного коллектора и литологических ловушек в клиноформах АС9, АСю, АСц.12> БС1.3, БС4.5 и БСб-7 для территории Уватского района. Всего было выделено 25 возможных литологических резервуаров, объединенных в Уватскую ЗНГН.

3. Уточнены модели строения резервуаров А43.4 (А415) и Ач5 (Ач^) и связанных с ними зон улучшенных коллекторов в клиноформном комплексе нижнего мела Уренгойского района. Судя по распределению тяжелой фракции и гранулометрических коэффициентов по площади, поступление зернового материала происходило с востока, юго-востока и иногда с юго-запада. Юго-западные локальные источники сноса могли проявляться во время регрессий, с которыми связано формирование крупных ачимовских алевро-песчаных тел. Следовательно, можно говорить о том, что значительная по масштабу регрессия могла привести к формированию в неокоме кратковременного частично замкнутого седиментационного бассейна в Восточно-Уренгойской зоне. В пользу этого свидетельствуют приведенные геохимические и палеонтологические данные опресненности палеобассейна.

4. Составлены карты и схемы распределения коллекторских характеристик, гранулометрических коэффициентов, фациальных обстановок осадконакопления в ачимовских отложениях Восточно-Уренгойской ЗНГН. Указаны участки, наиболее перспективные для размещения разведочных и эксплуатационных скважин. К ним отнесены области развития конусов выноса и песчаные тела, проработанные вдольсклоновыми течениями.

5. По материалам сейсмики, ГИС и изучения керна дан прогноз неструктурных ловушек в ачимовских песчаниках клиноформ BCg.9, БСю, БСц в районе Сургутского свода. Всего выделено 12 объектов, объединенных в Сургутскую ЗНГН.

6. Рассмотрены особенности накопления клиноформ АС 1.3 и АС4.6 Красноленинской зоны. Выявлены и закартированы аналоги ачимовских отложений западного сноса — алевропесчаные тела, формирование которых связано с заполнением замкнутого неокомского морского седиментационного бассейна в осевой части Ханты-Мансийского прогиба. Выделено семь перспективных объектов для поисков УВ скоплений, объединенных во Красноленинскую ЗНГН. В одном из них (Каменная площадь) получен промышленный приток нефти, вопреки ранее существовавшему мнению о бесперспективности этой части разреза. По результатам работ открыты новая залежь и новый нефтегазоносный комплекс.

7. Показана специфика формирования неокомских клиноформных отложений в осевой зоне бассейна седиментации: сокращение в трое поступающего в бассейн псаммитового материала; отсутствие сплошного площадного распространения шельфовых пластов; снос обломочного г s-s. материала в осадочный бассейн в сопоставимых размерах как с востока, так и с запада; отсутствие шахматного порядка распределения максимальных суммарных мощностей песчаников ачимовской толщи и др.

8. Разработаны петрографо-минералогические показатели перспективности песчаных тел в ачимовских фациях. Признаком крупноразмерных песчаных тел, сформированных зерновыми потоками, является интенсивная сидеритизация зерен биотита, иногда сопровождаемая пигментацией гидроокислами железа. Присутствие в составе цемента пленочного или крустификационного железистого хлорита является признаком относительно высокого энергетического уровня среды седиментации алевро-песчаных отложений. Аутигенный поровый каолинитовый цемент свидетельствует об отсутствии проработки зернового материала течениями.

9. Уточнены условия осадконакопления отложений тюменской и шеркалинской свит на примере Красноленинского свода и Уватского района Западной Сибири. Разработана лито-генетическая модель Талинского месторождения нефти. Установлены закономерности размещения литологически-экранированных ловушек пластов КЖп, КЖю, ЮК29. Нефтеносность шеркалинского горизонта приурочена к зонам выклинивания песчаных пластов на бортах закартированного палеовреза. Выделены Красноленинская, Ютымско-Якуньяхская, Пихтовая ЗНГН.

10. Выявлены особенности вторичных изменений нижнемеловых терригенных коллекторов Западной Сибири, обусловленные влиянием залежи углеводородов. На уровнях стабилизации ВНК и ДВНК происходит растворение как цемента, так и скелетной составляющей породы с формированием зоны растворения. В случае частичного заполнения углеводородами высокоамплитудных структур ниже зоны растворения формируется зона цементации. Цементирующим материалом служат продукты растворения скелетной составляющей породы (главным образом, кварц), переотложенные из зоны растворения на ВНК.

В зоне стабилизации ВНК происходит перераспределение цеолитового цемента песчаников неокома. Выделяются две генерации цеолитов, различающиеся соотношениями заключенных в цеолит регенерационного кварца и сильно измененных полевых шпатов. Цеолиты первой генерации были образованы до поступления углеводородов в залежь и представлены ломонтитом, а цеолиты второй генерации генетически связаны с уровнями стабилизации ВНК и представлены томсонитом.

12. Установлены факторы формирования емкости (до 8%) на глубинах свыше 5000 м по материалам Тюменской сверхглубокой скважины:

- укрепление регенерационным кварцем тупиковых участков пор и хлоритовые оторочки препятствовали катагенетическому перераспределению минерального вещества и частично консервировали породу;

- избирательное выщелачивание кальцитового цемента;

- формирование вторичной емкости в результате корродирования скелетных и цементирующих минералов продуктами окисления нефтей на древних ВНК и под воздействием водорастворенных агрессивных компонентов рассеянного органического вещества.

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Шиманский, Владимир Валентинович, 2003 год

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра. 1982. 231 с.

2. Алексеева М.А., Каледа Г.А. О времени формирования нефтяных залежей в карбонатных коллекторах по эпигенетическим изменениям пород. // Геология нефти и газа. 1975. №9. С. 41-46

3. Аширов К.Б. Цементация приконтурного слоя нефтяных залежей в карбонатных коллекторах и влияние ее на разработку. // Тр. Гипровостокнефть. 1959. Вып. 3. С. 163-174

4. Байдов Ф.К. и др. Нефтегазоносные осадочные бассейны геосинклинальных горноскладчатых систем и их эволюция.// Геология нефти и газа. № 11. 1985. С. 39-44.

5. Бакиров А.А. Геологические принципы районирования нефтегазоносных территорий // Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. М., Недра, 1976, с. 16-52.

6. Бакиров А.А. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления. М., Недра, 1982, 238 с.

7. Белкин В.И., Бачурин А.К., Строение и происхождение высокопроницаемых коллекторов из базальных слоев юры Талинского месторождения. // ДАН СССР. 1990. Т. 30. №6. С. 1414-1416

8. Боголепов К.В., Башарин А.К., Берзин Н.А. и др. Тектоника и эволюция земной коры Сибири. Новосибирск: Наука. 1988. 176 с.

9. Ю.Бочкарев B.C., Криночкин В.Г. и др. Особенности сейсмической записи MOB ОГТ при изучении доюрских образований. // Глубинное строение и структурно формационные зоны Западной Сибири. Тр. ЗапСибНИГНИ. С. 64-70.

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

11. Боярских Г.К., Казаков Д.Е., Нестеров И.Ч. и др. Березовский газоносный район. // Труды ЗапСибНИГНИ. Вып. 40. Тюмень. 1971.

12. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. М.: Мир. 1975. 781 с.

13. Брехунцов A.M. и др. Проблемы картирования, индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М. 1999. С.2-13

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

15. Будников В.И., Сысолова Г.Г. Открытие цеолитов осадочно-диагенетического типа в триасовых образованиях Сибири. // Основы проблемы литологии Сибири. Новосибирск. СНИИГГ и МС. 1982. С. 125-132

16. Булынникова А.А. и др. Елогуйская и Туруханская опорные скважины. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 68. 1973. 182 с.

17. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М: Недра. 1978 .

18. Венделыптейн Б.Ю. Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин методом естественных потенциалов. М.: Недра. 1960

19. Верба M.Jl. Баренцево-Северокарский мегапрогиб и его роль в эволюции Западно-Арктического шельфа // Геол. Строение баренцево-Карского шельфа. J1. 1985. С. 11-28

20. Верзилин Н.Н. К вопросу о классификации смешанных осадочных пород. // Учен. Записки Л. У. Вып. 12. Л. 1962. С. 123-133

21. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. / Лебедев Б.А., Аристова Г.Б. и др. Л.: Недра. 1976. 132 с.

22. Воллосович К.К. Связь нефтегазообразования с интрузивной деятельностью и некоторые вопросы генезиса платформенных структур. // Материалы по геологии и полезным ископаемым Северо-Востока Европейской части СССР. Сб. 8. Сыктывкар. 1976 С. 21-26

23. Воронов В.Н., Коркунов В.К., Ивашкеева Д.А. Новые перспективные нефтегазопоисковые объекты Западной Сибири. // Геология нефти и газа. № 12. 1998. С. 18-25

24. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России // Под ред. Н.А. Крылова. М. РАЕН. 1995. 447 с.

25. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений М.: Недра. 1984. 285 с.

26. Геологическая карта Урала со снятым покровом мезозойско-кайнозойских отложений./ Гл. редактор Соболев И.Д.1979.

27. Геология и полезные ископаемые России. Западная Сибирь. Т. 2. СПб. ВСЕГЕИ. 477 с.

28. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т.2: Западно-Сибирская провинция/ А.К.Багаутдинов, С.Л.Барков, Г.К.Белевич и др.-М.: ОАО «ВНИИОЭНТ», 1996, 352 с.

29. Геология нефти и газа Западной Сибири. / Конторович А.Д., Нестеров Н.И., Салманов Д.К. и др. М.: Недра. 1975. 580 с.

30. Гольдберг И.С. Использование аналогии природных и технологических процессов деасфальтизации нефтей при изучении распространения твердых битумов в нефтегазоносных пластах. // Проблемы нефтелогического подобия. JI. 1978. С. 116-130

31. Граздиньский Р. и др. Седиментология. М. Недра. 1980. 640 с.

32. Грамберг И.С. и др. Нефтегазоносные толщи мезозойских прогибов севера Сибирской платформы. // Тр. АН СССР СО. 1981. Вып.513. С. 42-48.

33. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России. Автореф.дисс.докт.геол-минер.наук.,С-Пб, 1996,с.67.

34. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты). СПб., ВНИГРИ, 1995, 194с.

35. Гостинцев К.К., Гроссгейм В.А. К вопросу о классификации стратиграфических и литологических ловушек нефти и газа. // Тр. ВНИГРИ. Вып. 274. 1970. С.3-14

36. Дьяконова В.Г. О разломной тектонике Талинской площади и связи ее с нефтегазоносностью. // Геология нефти и газа. 1989. № 10. С.24-28

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

38. Каледа Г.А. и др. Роль и место неантиклиналтных ловушек среди поисковых объектов на нефть и газ. // Тр. ВНИГРИ. 1978. Вып. 206. С. 5-14

39. Каретников Л.Г. Перспективы нефтегазоносности Тимано — Печорской провинции. Л. 1979.

40. Карнюшина Е.Е. Оценка катагенеза при литологических исследованиях нефтегазоносных бассейнов // Обзор. — геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1986 -50 с.

41. Карнюшина Е.Е. Формирование состава и свойств пород-коллекторов нефтегазоносных бассейнов в зоне катагенеза. Автореф. дисс.докт. геол-минер.наук, Москва, 1996, с.40.

42. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра. 1980. 241 с.

43. Конторович А.Э. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (Западно-Сибирский бассейн). Вып. 2. Новосибирск. 19941. PCX

44. Конторович B.A. История тектонического развития юго-восточных районов Западной Сибири в юрский период.// Геология нефти и газа. №1-2. 1999. С. 70-16.

45. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. АН СССР. ГИН. М. 1965. 312 с.

46. Королева Р.В., Лебедев Б.А. Реакции углекислых вод с породами и их роль в формировании емкости коллекторов нефти и газа. // Труды ВНИГРИ. Вып.293. 1971. С. 206-218

47. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Зоны эпигенеза в терригенном комплексе мезозойских и верхнепалеозойских отложений Западного Верхоянья. // Докл. АН СССР. 1955. Т. 103. №6. С. 1085-1088

48. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Проблемы эпигенеза. // Эпигенез и его минеральные индикаторы.//Тр. ГИН АН СССР. 1971. Вып. 221. С. 9-34

49. Котельников Б.Н. Реконструкция генезиса песков. Л.: ЛГУ. 1989. 132 с.

50. Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С., Валицкий Ю.В. Особенности корреляции шельфовых отложений неокома Среднего Приобья с использованием сейсморазведки MOB ОГТ./Геология нефти и газа, 1983, №5, с. 44-48.

51. Кунин Н.Я., Сапожников Р.Б. Строение юго-восточной окраины Прикаспийской впадины. // Геотектоника. 1968. №6. С. 91-94

52. Кунин Н.Я., Сапожников Р.Б. Тектоника и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений зоны Южноэмбинского гравитационного максимума по результатам региональныхгеофизических исследований. // Геология нефти и газа. 1969. №4. С. 3035.

53. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л., Недра, 1992. 239 с.

54. Лидер М. Седиментология М. Мир. 1986. 439 с.

55. Лисицын А.П. Процессы океанской седиментологии // Литология и геохимия. М., 1978, 391 с.

56. Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. М., Недра, 1978, 275 с.

57. Логвиненко Н.В. Морская геология. Л., 1980, 343 с.

58. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. М.: Высшая школа. 1984.416 с.

59. Логвиненко Н.В., Сергеева Э.И. Методы определения осадочных пород. Л.: Недра. 1986. 240 с.

60. Лукин А.Е. О перспективах нефтегазоносности зрозионныз форм палеорельефа в Днепровско Донецкой впадине. // Геология и нефтегазоносность зап. Обл. Европейской части СССР. М. 1974. С.79-84

61. Македонов А.В., Родный Н.И. Состав нижнепермских осадочных формаций Печорского каменноугольного бассейна. // Геохимия. 1967. С. 538-552

62. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа// под ред. М.Х.Булач. Л, 1989. 102 с.

63. Методическое руководство по выделению нефтегазонасыщенных пластов данными каротажа в полимиктовых отложениях мелового возраста Западной Сибири //Ахияров В.Х. Тюмень. 1981

64. Методические указания по комплексной интерпретации данных бокового каротажного зондирования, бокового и индукционного каротажа с учетом электрической неоднородности зоны проникновения. ВНИГИК. Калинин. 1982

65. Методы палеогеографических реконструкций. / Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Л.: Недра. 1984. 271с.

66. Мкртчан О.М., Филина С.И., Пуркина Э.М., Беденко Л.А. Особенности распределения залежей нефти в неокомских отложениях Западной Сибири в свете современно модели их строения // Зонынефтегазонакопления-главные объекты поисков, Л., ВНИГРИ, 1986, с.58-66.

67. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М., Наука, 1987 г. 126 с.

68. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра. 1984. 259 с.

69. Муромцев B.C. Палеогеографические реконструкции, картирование и прогноз песчаных тел-ловушек нефти и газа методами электрометрической геологии // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. М., Наука, 19896 с.147-156.

70. Наливкин В.Д., Сахибгареев Р.С. Литологические аспекты прямых поисков залежей нефти методами полевой геофизики. // Прогнозирование геологического разреза по геофизическим данным. Л. ВНИГРИ. 1982. С. 26-36.

71. Наумов A.J1., Онищук Т.М, Дядюк Н.П. и др. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1979. №8. С.15-19

72. Наумов A.J1., Онищук Т.М., Биншток Т.М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень. 1977. С. 39-46

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

74. Наумов A.J1. и др. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловущек в неокомских отложениях севера Западной Сибири./// Геология и геофизика. №12. 1980. С. 117-122

75. Нежданов А.А., Пономарев В.А. и др. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М. 2000. 247 с.

76. Немченко Т.Н. Формирование залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах западных районов Среднего Приобья. Автореф.дисс. канд. геол-минер.наук, Москва, 2003, с.27.

77. Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Формирование бассейнов Западной Сибири в связи с эволюцией литосферы // Осадочные бассейны и нефтегазоносность, М., Наука, 1989. С.29-37.

78. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, вып.2. ЗападноСибирский бассейн/ А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др., под ред.А.Э.Конторовича, Новосибирск, 1994, 201 с.

79. Оленин В.Б. Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу, М., Недра, 1977, 224 с.

80. Онищук Т.М., Наумов A.JI., Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО // Геология нефти и газа. 1976. №6. С. 32-37

81. Осадочные бассейны и нефтегазоносность // Отв. Ред. А.А. Трофимук, В.С.Сурков. М.: Наука. 1989. 181 с.

82. Перозио Г.Н. О привносе вещества при эпигенезе. // Вопросы литологии и палеогеографии Сибири. Новосибирск. 1970. С. 69-73

83. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных пород юры и мела центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской низменности. М: Недра. 1971. 159 с.

84. Порфильев В.Б. Геологические аспекты нефтегазоносности фундамента (на примере Западной Сибири). // Особенности глубинного строения земной коры и теоретическое обоснование неорганического происхождения генезиса нефти. Киев. 1982. С. 5-135

85. Прозорович Г.Э., Валюженич З.Л. Регенерация кварца и пелитизация полевых шпатов в нефтеносных и водоносных песчаниках Усть-Балыкского месторождения нефти. АН СССР. 1966. Т. 168. №4. С. 893895

86. Прозорович Г.Э., Зарипов О.Г., Валюжевич З.Л. Вопросы литологии нефтегазоносных отложений центральных и северных районов ЗападноСибирской низменности. Тюмень. 1970. 188 с.

87. Пустовалов Л.В. Вторичные изменения осадочных пород и их геологическое значение. // О вторичных изменениях осадочных пород. М. 1956. С.3-53

88. Решения 5-ого МРСС по мезозойские отложениям ЗападноСибирской равнины. Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1991. 53 с.

89. Рогозина Е.А., Неручев С.Г., Успенский В.А. О месте и условиях проявления главной стадии газообразования в процессе погружения осадков // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1974. №9. С. 124-132

90. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа // Гранулометрический анализ в геологии. М. ГИН АН СССР. 1978. С.5-25

91. Ростовцев Н.Н. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 58. 1972. С. 164170

92. Рухин Л.Б. Основы литологии. Л.: Недра. 1961. 779 с.

93. Самсонов В.В., Лебедев Б.А., Пирятинский Б.Г., Черников К.А. Зоны нефтегазонакопления главные объекты поисков // Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поисков, Л.,ВНИГРИ, 1986,с.6-16.

94. Самсонов В.В., Пономарева Г.М. Условия генерации углеводородов в мезозойских контенентальных впадинах Забайкалья // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. Наука. 1989. С. 112-119

95. Сахибгареев Р.С. Особенности эпигенетических изменений пород-коллекторов нефтяных месторождений Сургутского свода // Тр. Гипротюменьнефтегаза.1968. Вып. 8. С. 43-45

96. Сахибгареев Р.С. О генезисе пленочного хлоритового цемента песчано-алевритовых пород неокома центральной части ЗападноСибирской низменности. И Докл. АН СССР. 1970. Т. 195. №5. С. 11831185

97. Сахибгареев Р.С. О связи литологии и литогенеза с геофлюидодинамическими процессами (на примере доманика Русской платформы в аспекте формирования углеводородных скоплений). // Проблема геофлюдинамики. Тр. ВНИГИ. Вып. 287. Л. 1976. С. 47-68

98. Сахибгареев Р.С. О коррозии минералов нефтями и битумами. // Геология и геохимия горючих ископаемых. Вып. 50. Киев: Наукова думка. 1978. С. 22-24

99. Сахибгареев Р.С. Гидрофобизация песчаников на ранних этапах литогенеза, признаки ее проявления и значение для прогноза коллекторов. // Проблемы регионального и локального прогноза коллекторов. Минск: БелНИТРИ. 1983. С. 31-35

100. Сахибгареев P.C. Изменения коллекторов на водонефтяных контактах. АН СССР. 1983. Т. 271. №6. С. 1456-1460

101. Сахибгареев Р.С. Особенности изменения карбонатных коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей и прогноз нефтегазоносности. Л. ВНИГРИ. 1985. С. 85-93

102. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра. 1989. 260 с.

103. Сахибгареев Р.С. Актуальные вопросы нефтегазовой геологии Западной Сибири, пути и подходы к их решению. // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. Л.: Недра. 1991. С. 240-249

104. Сахибгареев Р.С. Об эпигенетических изменениях терригенных пород верхнеюрского продуктивного горизонта Трехзернового месторождения. АН СССР. Т. 174. №3. 1967. С.687-689

105. Сахибгареев Р.С., Геликеев К.Х. О выделении тектонических нарушений по аутегенным минералам на прмере пласта Б8 Мегионского месторождения нефти. // Докл. АН СССР. Т. 197. №2. 1978. С.427-430

106. Сахибгареев Р.С., Галикеев К.Х. Влияние разрывных нарушений на эпигенез глинистых минералов в нефтегазоносых отложениях неокома Западно-Сибирской низменности. // Литология и полезные ископаемые. №5. 1971. С. 108-119

107. Сахибгареев Р.С., Шиманский В.В. Литолого-минералогические показатели масштаба песчаных тел в ачимовских отложениях Западной Сибири // Проблемы оценки новых зон нефтегазонакопления восновных продуктивных толщах Западной Сибири. С-Пб. 1992. С.142-154.

108. Сахибгареев Р.С., В.В.Шиманский и др. Постседиментационные модели изменения коллекторов триаса Западной Сибири по материалам Тюменской СГС. // Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь. 1996 С. 194-203.

109. Седаева К.М. О термине «клиноформа» // Бюл. МОИП. Отд. геология. 1989. Т.64. Вып. 1. С.62-65

110. Сейсмологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири // О.М. Мктрчан, Л.Л.Трусов, Н.М.Белкин, В.А.Дегтев // М.: Наука. 1987. 126 с.

111. Селли Р. Введение в седиментологию. М. 1981. 369 с.

112. Сердюк Г.П., Розин А.А. Образование гидрохимических аномалий в Западно-Сибирской плите под воздействием углекислого газа. // Новые данные по геологии и полезным ископаемым Западной Сибири. Новосибирск. 1963. С.28-36.

113. Сидоренков А.И. Фациально-палеогеографическая классификация ловушек выклинивания мезозоя Западной Сибири // Условия формирования ловушек нефти и газа неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западной Сибири, Тюмень, ЗАПСИБНИГНИ, 1978,с.З-14.

114. Смирнов А.В. Об изменении кварца в песчаных коллекторах нефтяных и газовых месторождений. // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Волго-Урапьской области. М. 1962. С. 14-171. Z.7'0

115. Справочник по геологии нефти и газа. СПб.: Недра. 1998

116. Справочник по литологии. Под ред. Вассоевича Н.Б. и др. М.: Недра. 1983.509 с.

117. Станкевич Е.Ф. К происхождению палеокарстовых коллекторов. // Геология нефти и газа. №7. 1974. С. 17-22.

118. Стоу Д.А. Морские глубоководные терригенные отложения // Обстановки осадконакопления и фации // под ред. Х.Рединга. М.; Мир, 1990. С. 140-194.

119. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т.2. М. АН СССР. 1962. 574 с.

120. Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны. // Материалы геолого-технического совещания. / Под ред. Брехунцова A.M., Кекуха С.Г., Бородкина В.Н. и др. Екатеринбург.: Путиведь. 1999. 288 с.

121. Сурков B.C. и др. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 1981 С. 141

122. Сурков B.C. Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 1986. С. 146

123. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятов В.П. и др. Залежи углеводородов в нижней-средней юре Обь-Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири. // Геология и геофизика. Новосибирск. 1955. Т.36. № 6. С. 60-69

124. Сынгаевский П.Е. Сопоставление данных ГИС и бурения для построения некоторых моделей осадконакопления // Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности пород осадочного чехла. М., Иг иРГИ, 1990, 146 с.

125. Сынгаевский П.Е. Построение условных палеогеографических кривых по данным ГИС и керна // Математические методы анализа цикличности в геологии. Вып.5, М., Московский государственный Открытый Университет, 1992, 220 с.

126. Теодорович Г.И. К геохимии нефтеносных отложений Бугурусланского района и о перспективах поиска второго Бугуруслана.//Докл. АН СССР. Т. 42. №5. 1944. С.224-227

127. Хаин В. Е. Геотектонические основы поисков нефти. Баку: Азнефтеиздат 1954.

128. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений: Избр. тр. 1958-2000 гг. М., 2001. - 655 с.

129. Холодов В.Н. Типы катагенеза и осадочно-гидротермальное рудообразование // Подземные воды и эволюция литосферы. Т.1. Наука, 1985. С.226-253.

130. Холодов В.Н. и др. Об эпигенетической зональности уранового оруденения в нефтеносных карбонатных породах // АН СССР. Сер. геолог. №11. 1961. С. 50-63

131. Холодов В.Н., Недумов Р.И. Роль органического вещества на ранней стадии формирования «черных сланцев» // Седикахиты на разных этапах литогенеза. М.: Наука, 1982. С.135-147.

132. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А. Эпигенные минералы как показатели времени прихода нефти в песчаные промышленные коллектора. АН СССР. Т. 125. №5. 1959. С. 1097-1099

133. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород. Л.: Недра. 1987. 269 с.

134. Шепард Ф.П. Морская геология. Л., Недра, 1976.448 с.

135. Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах. // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. Тезисы докладов. С-Пб. 1998. С.63.

136. Шиманский В.В. Моделирование зон формирования вторичных коллекторов в неантиклинальных объектах // Перспективы развития иосвоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического региона РФ. С-Пб. 1999. С.204-211.

137. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных пород нижнего мела Западной Сибири. СПб.: "Недра", 2002 г. 97 с.

138. Шиманский В.В. Вторичные изменения терригенных коллекторов в зоне ВНК на примере месторождений Западной Сибири // Актуальные вопросы геологии Украины на современном этапе. ВИНИТИ. № 1474-В90.

139. Шиманский В.В., Бакуев О.В. и др. К вопросу о глубинах формирования конусов выноса. //Известия ВУЗов. Нефть и газ. №2. 2003. С.11-20.

140. Шиманский В.В., Бакуев О.В., Хафизов С.Ф. Анализ нефтегазоносности неокомских отложений Красноленинского свода. Известия ВУЗов. Нефть и газ. №5, 2002. С. 104-109.

141. Шиманский В.В Белонин М.Д., Н.С. Окнова, A.M. Жарков. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Центрального Приобья. //Сборник материалов Форума «ТЭК России: региональные аспекты». С-Пб. 2003.С.79-81.

142. Шиманский В.В., Бородкин В.Н. Прогноз коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны в связи с моделью их седиментации. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №№4-5. 2003. С.18-24.

143. Шиманский В.В., Брехунцов A.M. Закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2001. С. 141-148.

144. Шиманский В.В., Брехунцов A.M. и др. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны. //Геология нефти и газа №. 2003

145. Шиманский В.В., Трушкова Л.Я. Литологические резервуары в клиноформах неокома Западной Сибири — резерв прироста запасов углеводородов // Разведка и охрана недр. М. Недра. №6. 2000. С.28-33.

146. Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). СПб.: Недра, 2002. 191 с.

147. Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского НГБ. // В сб.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. 2002. С. 109-117.

148. Шиманский В.В., Кос И.М.и др. Влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и размещение залежей углеводородов в Центральном Приобье. С-Пб. Недра. 2003. 118 с.

149. Шиманский В.В., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Концепция мультибассейнового развития нижнемеловых комплексов Западной Сибири // Геология нефти и газа, №6, 2002, с.28-32.

150. Энерглин У., Брили JI. Аналитическая геохимия. JI: Недра. 1975. 296 с.

151. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья. // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. 1981. Вып. 166. С.51-59.

152. Япаскурт О.В., Ростовцева Ю.В. и др. Исследование осадочных горных пород при составлении средне-и мелкомасштабных геологических карт нового поколения. Мет.реком. часть II, М., Изд-во МГУ,1998, 162 с.

153. Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Литогенез и факторы формирования глубинной пористости отложений триаса, нижней и средней юры Тюменской скважины. //Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь. 1996. С. 194-202

154. Bates С.С. Rational theory of delta formation. Bull. Am. Ass. Petrol. Geol. 1953, 37, p.2119-2161, 4.4, 6.3.1, 6.5.2.

155. Belonin Michael D., Shimansky Vladimir V. Conditions of Forming Stratigraphically Trapped Reservoirs Clinoform Complex, Western Siberia // Abstracts of International Petroleum Conference. Stavanger. 2003.

156. Belonin Michael D., Shimansky Vladimir V. Models of deep reservoir evolution an examples from oil fields of Urengoy zone, W. Siberia, and Kolva zone, Timan-Pechora, Russia. // AAPG Annual Convention Abstracts, Salt-Lake City, 1998.

157. Bouma A.N. Recent and Ancient turbidities and contourites. Trans. Gulf-Cst/ Ass. Geol. Socs., 22. 1972. P.205-221

158. Bouma A.H. Sedimentology of some Flisch Deposits: A graphic approach to facies interpretation, 1962, Elsevier, Amsterdam. 2.2.1, 3.6.1, 12.1.1, 12.3.4, pp.168.

159. Bouma A. H. & H. DeVille Wickens. Tanqua Karoo, Ancient Analog for the Fine-Grained Submarine Fans. 1994

160. Bouma A.H. & Stone C.G. (редакция) Fine-Grained Turbidite Systems, AAPG Memoir 72, SPE Special Publication # 68, 2000.

161. Bouma A.H., Normark W.R., Barnes N. E. (редакция). Submarine Fans and Related Turbidite Systems, 1985. Spinger-Verlag New York, Berlin, Heidelberg, Tokyo.

162. Browne G. H. & Slatt R.M., Outcrop and Behind-outcrop characterization of a late Miocene slope fan system, Mt. Messenger Formation, New Zwaland. AAPG Bulletin, v. 86, 2002.

163. CRATI Group, 1981. The Crati Submarine Fan, Ionian Sea. International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna.

164. Daniel J. Stanley & Gilbert Kelling. "Sedimentation in submarine canyons, fans and trenches", 1978.

165. Force Eric R., Eidel J. James, and Maynard J.Barry (ed.). Sedimentary and Diagenetic Mineral Deposits: a Basin Analysis Approach to Exploration. Reviews in Economic Geology, Volume 5, 1991.

166. Hesse R. & A. Rakofsky, AAPG 1992. "Deep-Sea Channel/Submarine-Yazoo System of the Labrador Sea: A New Deep-Water Facies Model".

167. Lowe D.R. Restricted shallow- water sedimentation of early flows: II Depositional models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents. J. Sedim. Petrol. 1982, 52 p.279-297.12.3.4.

168. Mutti E. Turbidite sandstones.Agip.Istituto di Geologia Universita di Parma, 1992 275p.

169. Ricci Lucchi, F., 1981. Contrasting the Crati Submarine Fan with California fans and models. International Association of Sedimentologists 2nd European Meeting, Bologna.

170. Ripley E.M. & Shaffer N.R. Organic matter and metal enrichment in black shales of the Illinois Basin, USA.

171. Roles of organic matter in sediment digenesis. / Edited by D.L. Gautier Tulsa. 1986.

172. Scholle P.A., Bebout D.G. & Moore C.H. (редакция) Carbonate Depositional Environments, AAPG Memoir 33, 1998.

173. Shimansky Vladimir.V. Modeling the process of forming and preserving the reservoir potential of West-Siberian deep rocks on the basis of computerized bank of lithological-petrographical data. // International section

174. Mathematical Methods in Geology. Abstract volume. Prague. 1995. №MB13.

175. Weimer P., Link M. (редакция) Seismic Facies & Sedimentary Processes of Submarine Fans and Turbidite Systems, 1991.1. Фондовая литература.

176. Ананьева E.M. Анализ и обобщение региональных геофизических исследований, выполненных ГТГО "Уралгеология" в Зауралье и западной части Западно-Сибирской низменности с целью обоснования поисков нефтяных и газовых месторождений. Свердловск. 1986

177. БыковВ.Д., Сурков Ю.Н., Диденко И.И. Отчет о работе Толькинско-Етыпурской сейсморазведочной партии № 36X81-82 в Пуровском и Красноселькупском районах ЯНАО Тюменской области в зимний период 1981-82 г.г. Лабытнанги. 1983

178. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части Тюменской области. / Отв. исп. А.А. Нежданов. Тюмень. 1996.

179. Глух В.Г., Белева Л.А., Заживило Г.И., Отчет о работе Пямалияхской № 11X80-81 и Умсейской № 16X80-81 сейсморазведочных партий в Надымском и Пуровском районах ЯНАО Тюменской области в зимний период 1980 81 г.г. Ханты-Мансийск. 1982

180. Гурский А.В. и др. Отчет Усть-Маньинской комплексной поисково-разведочной партии о результатах работ в пределах Апсинско-Леплинской депрессии в 1974-75 г.г.

181. Зарипов О.Г. Эпигенез и его влияние на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород продуктивных горизонтов неокома Среднего Прибоя. Авториферат диссертации. Тюмень. 1968. 20 с.

182. Изучение литолого-петрографического состава и коллекторских свойств мезозойских и палеозойских комплексов на территории деятельности НПГО. / Отв. исп. Сердюк З.Я. Новосибирск. 1993.

183. Носов A.M. Геологическая оценка нефтегазосырьевого потенциала // Технико экономические показатеи освоения лицензионных участков на юге Тюменской области. / Отчет ОАО СибНАЦ. Тюмень. 1999. Т.1

184. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфовых пластов неокома и ачимовской пачки в Уватской лицензионной зоне ОАО "НК "ЮКОС". / Отв. исп. А.А. Нежданов. Тюмень. 1998.

185. Оценка результатов ГРР и перспективы нефтегазоносности по району деятельности НПО "Тюменьнефтегаз". / Отв. исп. Ю.В. Щепеткин. Тюмень. 1992.

186. Плавник Г.И., Олейник Е.В. Неокомское оползневое тело Урьевско-Поточной площади Среднего Приобья.

187. Салькова Л.Ф., Шиян Б.И., Игошкин В.П. Отчет о работах ЮжноКомсомольской №4\81-82 сейсморазведочной партии в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области в зимний период 1981-82 г.г. Ханты-Мансийск. 1983

188. Тимофеев В.М. Отчет о работе сейсмической партии 7-8/64 MOB и КМПВ на региональных профилях XXII-A, XXII и ХХУв Актюбинской области Казахской ССР. ТГФ. Актюбинск. 1967