Региональные особенности продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

"ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

ИНСТИТУТ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

ГЕОЛОГИЯ И РАЗВЕДКА ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

Выпускная квалификационная работа

Региональные особенности продуктивного пласта АС₁₁ в Фроловской нефтегазоносной области

Ханты-Мансийск 2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ СЕВЕРО САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Экономико-географическая характеристика района

1.2 Геолого-геофизическая изученность

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Гидрогеологическая характеристика

1.7 Запасы нефти и растворенного газа

2. НЕОКОМСКИЙ КОМПЛЕКС

2.1 Представлений о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГО

2.2 Характеристика продуктивного пласта АС₁₁ в неокомских отложениях Фроловской НГО

2.3 Пласт АС₁₁ и его характеристика на месторождениях Фроловской НГО

2.4 Региональные особенности распространения месторождений в Фроловской НГО

2.5 Свойства пород коллекторов пласта АС₁₁ в Фроловской НГО

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе освещены региональные особенности коллекторских характеристик пласта АС₁₁ в Фроловской нефтегазоносной области в различных пластовых резервуарах, закономерности их изменения в разрезе, а так же по площади с учётом структурно-тектонических факторов.

В результате работы будут даны обобщенные выводы, каким образом и почему, продуктивность пласта, даже при близком региональном расположение может быть разной, а также будут сделаны заключения, как различные характеристики влияют на породы коллекторы, будут проанализированы результаты определений пористости Кп, проницаемости Кпр и других свойств выполненных в ЦЛ "Главтюменьгеологии" (в настоящее время ОАО "ТЦЛ"), ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр".

Учет всех полученных результатов повышает достоверность выводов при оценке перспектив нефтегазоносности и выборе направлений поисково-разведочных работ.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ Северо-Салымского месторождения

1.1 Экономико-географическая характеристика района

В административном отношении Северо-Салымское месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и расположена в 70 км западнее г. Нефтеюганск, в 150 км к востоку от г. Ханты-Мaнсийск (рис.1.1.). Рассматриваемое месторождение было открыто в 1978 году, находится оно между крупными разрабатываемыми месторождениями Правдинским и Приразломным.

Рис.1.1. Обзорная карта района работ

Недропользователем месторождения является ОАО НК "Роснефть" на основании лицензии ХМН 02045 НЭ от 20.11.2006 г.

В географическом отношении описываемый район представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки местности изменяются от +35 до +52 м. Местность сильно заболочена. Глубокие участки болот открыты, мелкие покрыты низкорослым лесом. Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым.

Для рассматриваемого района наиболее характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках, торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности.

Северо-Салымское месторождение расположено в зоне вечной мерзлоты. Мерзлоты относятся к типу неустойчивых погребенных с температурой от 0 - 0,5°C. Толщина слоя мерзлых пород составляет 15 - 40 м, глубина залегания 140-180 м.

Климат района континентальный. Годовое количество осадков колеблется от 400 до 500 мм, большая их часть выпадает в осенне-летний период.

Существенных ограничений для дальнейшей разработки месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климатических условий в настоящее время нет.

Северо-Салымское месторождение в гидрогеологическом отношении представляет собой часть единой гидрогеологической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности [1].

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Геолого-геофизические исследования в районе Салымского нефтегазоносного района начались с 1949 года. По мере проведения работ уточнились представления о геологическом и тектоническом строении района. Было выявлено Салымское куполовидное поднятие (КП), осложненное более мелкими структурами. К этим структурам относится Северо-Салымское поднятие, осложняющее северное крыло Салымского КП и представляющее собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания.

С 1958 года на Салымском поднятии начинается детальное изучение геологического строения: широко проводятся площадные сейсморазведочные работы в сочетании с глубоким поисковым бурением.

В пределах Салымского поднятия поисковое бурение начато в 1963 году. Первый промышленный фонтанный приток нефти получен из коллекторов пласта БС₆ (Qн = 25 м³/сут.) в поисковой скважине № 2, пробуренной в сводовой части Лемпинского поднятия в 1965 г.

Северо-Салымская структура подготовлена к разведочному бурению в 1978 г. работами сейсмопартии Главтюменьгеологии, на которой уже были пробурены в 1976 г. скв. 85П и 96Р, давшие промышленные притоки нефти из пласта ЮС₀ и БС₆, соответственно.

Основными объектами разведки были определены пласты АС₁₁, БС₆, БС_7-8, наряду с этим, во многих скважинах были вскрыты и испытаны отложения баженовской свиты.

В период с 1979 по 1984 гг. на площади месторождения пробурены 13 поисково-разведочных скважин, из которых восемь дали промышленные притоки из основных объектов разведки.

С 1984г. Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию. В последующие годы доразведка основных залежей проводилась параллельно с эксплуатацией месторождения. Разведочные скважины закладывались на основании структурных построений, как с целью апробации возможного расширения площади нефтеносности основных промышленных пластов и определения перспектив глубокозалегающих отложений, так с точки зрения выявления промышленной значимости запасов категории С₂. В западной части структуры в 1983 г. П.О. "Юганскнефтегаз", с целью поисков залежей нефти и газа, на палеозойские отложения была заложена и пробурена разведочная скв. 1183Р. По результатам бурения 15 разведочных и 105 эксплуатационных скважин были подсчитаны запасы нефти и растворенного газа по пластам АС₁₁, БС₆, БС_7-8 по категории С₁ и С₂ и утверждены.

В период доразведки месторождения (1985-2002 гг.) решались следующие задачи:

- выявление нефтенасыщенных коллекторов в отложениях тюменской свиты, коры выветривания и палеозоя;

- оконтуривание площади нефтеносных горизонтов на собственно Северо-Салымской площади;

- выявление залежей на мало амплитудных поднятиях в непосредственной близи от месторождения;

- уточнение коллекторских и физико-химических свойств пород и флюидов, других подсчетных параметров.

По результатам работ в районе между Северо-Салымским поднятием и Пойкинским валом выявлена малоамплитудная Рымовская структура, в разрезе которой по результатам поисково-разведочного бурения не было выявлено нефтеносных отложений.

В результате анализа и переобработки структурных построений по данным проведенных сейсмических работ на Северо-Салымском месторождении, а также уточнении структурных карт по кровлям продуктивных пластов БС₆ и АС₁₁, тематической партией выявлена мало амплитудная структура в 7 км к югу от Северо-Салымской площади.

На данной структуре по результатам бурения двух скважин нефтеносных пластов не выявлено.

Всего в процессе доразведки с 1985 по 2002 гг. на рассматриваемой площади пробурено 13 поисково-разведочных скважин общим метражом 32046 м.

По проведенным геологоразведочным работам можно сказать следующее:

- в период доразведки был уточнен контур нефтеносности пластов АС₁₁¹, БС₆, БС_7-8 (произведено списание С₂, утвержденное в ГКЗ при первом подсчете запасов);

- проводилось изучение глубокозалегающих горизонтов;

- проведена разведка малоамплитудных структур вблизи месторождения (1П, 2П, 3Р и 147Р Промежуточная, 4Р Тематическая).

По результатам бурения 22 разведочных и 660 эксплуатационных скважин в 1996 г. были подсчитаны остаточные запасы нефти и растворенного газа по пластам АС₁₁, БС₆, БС_7-8 по категории ВС₁ и утверждены в ГКЗ РФ (протокол № 409 от 27.12.1996 г).

В период с 1997 по 2002 гг. на месторождении реализован проект доразведки, составленный в 1994г. Нефтеюганской Тематической партией по геологическому заданию ОАО "Юганскнефтегаз". В результате бурения было подтверждено развитие основной залежи на северо-запад (Западно-Милявская площадь), получены промышленные притоки нефти из отложений пластов АС₁₁, БС₆.

Таким образом, геологоразведочные работы на Северо-Салымском месторождении проводились с 1976 по 2002 гг.

Все работы можно разделить на два основных этапа:

- поисково-разведочный этап 1976 - 1984 гг.;

- доразведка месторождения в процессе эксплуатации 1985 - 2002 гг.

По результатам геолого-разведочных работ выявлены залежи нефти в нижнемеловых отложениях (пласты АС₁₁, БС₆, БС_7-8), а также получены притоки нефти из пласта ЮС₀ баженовской свиты верхней юры.

Несмотря на то, что месторождение изучается более 30 лет и разбурено большим количеством поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, существуют участки, которые нуждаются в доразведке, такие как Промежуточная и Западно-Милявская площади. С целью сведения к минимуму рисков при глубоком поисково-разведочном и эксплуатационном бурении на данных площадях рекомендуется провести дополнительные сейсморазведочные работы. В проведении дополнительных сейсморазведочных работ по основной площади необходимости нет.

За весь период освоения Северо-Салымского месторождения пробурено 750 скважин, из которых 28 поисково-разведочных, 555 эксплуатационных, 151 нагнетательная, 14 контрольных, 2 водозаборные.

Поисково-разведочное бурение осуществлялось в период с 1976 по 2002 гг., эксплуатационное с 1983 по 2002 гг.

Целью бурения поисково-разведочных скважин являлся поиск залежей нефти в нижнемеловых и юрских отложениях.

В 1982 г. на основании приказа Главтюменьнефтегаза и технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка (СибНИНП) Северо-Салымское месторождение введено в эксплуатацию.

Первооткрывательницей месторождения стала скв. 85П, пробуренная в 1976г. и давшая дебит нефти 15,8 м³/сут. из баженовских отложений.

В 1977 г. по результатам бурения скв.96Р выявлена залежь в коллекторах пласта БС₆ (дебит нефти составил 82 м³/сут).

Скв. 110Р, пробуренная на месторождении в 1979 г., оказалась продуктивной только по верхнеюрским отложениям. Из отложений баженовской свиты получен фонтанный приток нефти дебитом 6,5 м³/сут.

В течении 1980 г. на площади месторождения пробурены четыре разведочные скважины (№№ 122Р, 127Р, 147Р, 165Р), из которых продуктивными оказались только две (№№ 165Р и 127Р). Из скв. 165Р, пробуренной в сводовой части поднятия, из пластов АС₁₁ и БС_7-8 получены фонтанные притоки нефти с дебитом 122,0 м³/сут. и 101,5 м³/сут. Из отложений бажена в скв. 127Р получен фонтанный приток нефти дебитом 253,5 м³/сут.

С 1981 по 1984 гг. на месторождении пробурено 8 поисково-разведочных скважин, из которых продуктивными являются только пять (№№ 150Р, 89Р, 169Р, 192Р, 1183Р).

В 1988 г. в 2 км к югу от скв. 85Р пробурена скв. 5013Р, а в 1993г. в 2 км на север от скв. 85Р была пробурена скв. 5012Р. По результатам обработки ГИС и керну основные объекты разведки - пласты АС₁₁, БС₆, БС_7-8 в этих скважинах оказались водонасыщенными. В скв. № 5012Р в процессе бурения были опробованы пластоиспытателем отложения пластов АС₁₁, БС₆, БС_7-8 и ачимовская толща, из которых получен приток пластовой воды.

В 1989 г. на Промежуточной структуре, отрисованной геолого-тематической партией А.О. "Юганскнефтегаз" к северо-востоку от собственно Северо-Салымской площади, пробурена разведочная скв. 1П, при испытании которой из пласта БС_7-8 получен приток нефти дебитом 74 м³/сут.

В 1991-1992 гг. пробурены скв. 2П и 3Р. Соответственно обе скважины ликвидированы по I-категории.

На Тематической структуре, выявленной по результатам сейсморазведочных работ и располагающейся в южной части изучаемой площади, планировалось пробурить четыре скважины. Первая Тематическая была пробурена в 1991 г. в центре восточного купола в 5 км к югу от скв. 85Р. По результатам предварительной обработки ГИС пласт АС₁₁ водонасыщен, пласты БС₆ и БС_7-8 с неясным характером насыщения. В результате испытания пласта БС₆ получен приток пластовой воды дебитом 14 м³/сут. К востоку от скважины 1П пробурена скважина 4Р. По результатам обработки ГИС пласт БС₆ - нефтенасыщен. Однако в результате испытания пласта получен приток воды дебитом 36 м³/сут. на 4 мм штуцере.

В 1994 г. составлен проект доразведки Северо-Салымского месторождения нефти разведочным бурением. Основной задачей проектных скважин было выявление и подтверждение запасов нефти с целью прироста промышленных категорий по пластам АС₁₁, БС₆ и БС_7-8 [2].

1.3 Стратиграфия

В геологическом отношении разрез месторождения сложен образованиями триасового, юрского, мелового и кайнозойского возвраста. Представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Глубоким поисково-разведочным бурением в пределах Северо-Салымского лицензионного участка вскрыты отложения до глубины 3364 м скважиной 1183П. Вскрытый разрез представлен осадочными породами мезозойско-кайнозойского возраста и породами палеозойского фундамента. Около 40% поисково-разведочных скважин вскрыли юрские отложения.

Палеозойская эратема, РZ

Породы палеозойского фундамента на Северо-Салымском месторождении вскрыты в скважине 1183Р на глубине 3363 м. На соседних площадях: Салымской скважиной 1 на глубине 3133 м, Правдинской скважиной 76Р на глубине 3166 м Представлены они кварцевыми порфирами. Вскрытая толщина 107 м.

Палеозойский фундамент состоит из коры выветривания мощностью 12 - 40 м.

Мезозойская эратема, MZ

Юрская система, J

Средний отдел, J₂

Cредний отдел юрской системы представлен тюменской свитой (J₂tm). Она сложена чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мелкозернистые песчаники и алевролиты серые и светло-серые, в основном полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, реже аркозовые. Аргиллиты плотные темно-серые и серые алевритистые. Толщина 241- 388 м.

Верхний отдел, J₃

Верхнеюрские отложения в разрезе Северо-Салымского месторождения представлены абалакской и баженовской свитами.

Абалакская свита (J₃ab) сложена аргиллитами темно-серыми, сверху пачки и прослои алевролитов серых и светло-серых с зёрнами глауконита. Сформирована в оксфордский и кимериджский века поздней юры. Толщина 17 - 32 м.

Баженовской свитой (J₃bz). Она сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, часто прослоями слабо алевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Пирит, ихтиофауна, фауна. Сформировалась в волжский век поздней юры. Толщина 32 - 46 м.

Меловая система, K

Нижний отдел, K₁

Нижнемеловой отдел, представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами.

Ахская свита (K₁ah) представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми известковистыми, алевритистыми, слюдистыми, иногда слабобитуминозными, песчаниками серыми мелкозернистыми, прослоями слюдистые с глинисто-карбонатным цементом, с включениями обугленного растительного детрита, и с прослоями темно-серых до черных аргиллитов и аргиллит темно-серый, в различной степени алевритовый, иногда известковистый реже с включениями и прослоями светло-серого и буровато-серого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого алевролита и песчаника. Выше залегают аргиллиты темно-серые, обычно в различной степени, обогащенные алевритовым материалом, часто с присыпками и линзовидными включениями серого алевритового материала, преимущественно буроватого цвета, реже с прослоями песчаников светло-серого и буровато-серого цвета. Пимская пачка представлена аргиллитами темно-серыми, в верхней части с зеленоватым оттенком алевритистыми, известковистыми. В подошве наблюдаются включения растительного детрита и обломки раковин. Ахская свита, сформирована в валанжинский и берриаский века раннего мела. Толщина ахской свиты 444 - 569 м.

Черкашинская свита (K₁chk). Она сложена аргиллитами серыми и тёмно-серыми, изредка с зеленоватым оттенком с прослоями светло-серых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В нижней части песчаники нефтенасыщенные. Свита, сформирована в готерив-барремский век раннего мела. Толщина черкашинской свиты 244 - 302 м.

Алымскую свиту (K₁al) слагают аргиллиты темно-серые до черного, битуминозные, с прослоями алевролитов, единично-песчаников серых и светло-серых, мелкозернистых с глинистым цементом, с маломощными прослойками глинистых известняков. Сформировалась в аптский век раннего мела. Толщина свиты 129 - 186 м.

Викуловская свита (K₁vk). Нижняя часть свиты представлена аргиллитами темно-серыми в различной степени, обогащенные алевролитовым материалом, участками с многочисленными прослойками светло-серого алевролита. Верхняя - песчаниками и алевролитами серыми, светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми с прослоями аргиллитов и аргиллитоподобных глин. В породах обильный углистый детрит. Свита сформирована в аптский век раннего мела Толщина 242 - 294 м.

Хантымансийская свита (K₁hm). В нижней части глины плотные, аргиллитоподобные темно-серые, обогащенные алевритистым материалом, с прослоями алевритов светло-серых. Верхняя часть, сложена песчаниками светло-серыми глинистыми, не очень крепкими слюдистыми с прослоями глин темно-серых плотных, аргиллитоподобных, отмечается обильный углистый детрит. Сформировалась в альбский век раннего мела. Толщина ханты-мансийской свиты 262 - 300 м.

Верхний отдел, K₂

Верхнемеловой отдел, представлен уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

Уватская свита (K₂uv) сложена, переслаиванием песков, алевритов и песчаников, слабо сцементированными с глинами. Алевролиты и песчаники, серые и светло-серые, полевошпато-кварцевые с глинистым, редко карбонатным цементом. Сформировалась в сеноманский век позднего мела. Мощность свиты 266 - 303 м.

Кузнецовская свита (K₂kz) представлена глинами темно-серыми плотными, с прослоями, алевритистые. Встречается углефицированные растительные остатки, ходы червей. Сформирована в туронский век позднего мела. Мощность отложений 44 - 54 м.

Березовский свита (K₂br) подразделяется на 2 подсвиты.

Нижняя подсвита, сложена глинами серыми, нередко опоковидными, алевритистые, с глауконитом и редкими прослоями алевролитов, песчанистых на глинисто-опаловом цементе встречаются чешуя рыб, обугленные растительные осадки. Толщина 69 - 86м.

Верхнюю подсвиту слагают глины серые, темно-серые, изредка с зеленоватым оттенком, иногда опоковидные, алевритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом с редкими прослоями алевролитов, встречаются: чешуя рыб, пиритизированные остатки, ходы червей. Толщина 73 - 106 м. Свита сформировалась в кампанском и сантонском веках позднего мела.

Ганькинская свита (K₂gn) представлены глинами желтовато и зеленовато-серыми, иногда с бурыми пятнами, сидеритистые, неясно и тонкослоистые с глауконитом, пиритизированные, прослоями известковистые. Встречаются растительные остатки. Сформирована в маастрихт-датском веке позднего мела. Мощность свиты 53 - 75 м.

Кайнозойская эратема, KZ

Палеогеновая система, P

Палеоценовый отдел, P₁

Палеоценовый отдел представлен талицкой свитой (P₁tl).

Отложения свиты, представлены глинами серыми, темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, алевритистыми с глауконитом, с тонкими линзовидными прослоями алеврита глинистого и сидерита буровато-коричневого в верхней части. Встречаются мелкие пиритизированные растительности. Мощность талицкой свиты 122 - 157 м.

Эоценовый отдел, P₂

Эоценовый отдел представлен люлинворской,и тавдинской свитами.

Люлинворская свита (P_1-2ll) слагается глинами зеленовато и желтовато-зеленовато-серые, иногда с ржаво-бурыми пятнами алевритистые, участками алевритовые, с глауконитом, неяснослоистые. В нижней части глины опоковидные, неяснослоистые с прослоями опок серых и светло-серых, глинистых, массивных. Мощность отложений 211- 259 м.

Тавдинской свита (P₂tv), сложена глинами светло-зелеными, голубовато-зелеными неяснослоистыми, алевритистыми с линзовидными прослойками кварцевого алеврита, с включениями бурого глинистого сидерита со следами ожелезнения. Встречаются редкие чешуи рыб, обугленные растительные остатки. Мощность отложений 160 - 180 м.

Олигоценовый отдел, P₃

Олигоценовый отдел представлен атлымской, новомихайловской и туртасской свитами.

Атлымская свита (P₃at) сложена песками и алевритами кварцевыми с прослоями бурых углей и глин. Мощность атлымской свиты 50 - 60 м.

Новомихайловскую свиту (P₃nm) слагают глины, алевриты с прослоями песков и бурых углей. Мощность свиты около 80 м.

Туртасскую свиту (P₃tr) образуют глины, алевриты зеленовато-серые, тонкослоистые с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Мощность свиты около 40 - 70 м.

Четвертичная система, Q

Четвертичная система представлена в нижней части глины, алевриты зеленовато-серые, песчанистые с прослоями и гнездами и алевролитов серых, мелкозернистых. Включения бурых углей. Мощность 50 - 70 м.

В верхней части болотными и озерными отложениями: торфяниками, илами, суглинками и супесями. Общая мощность четвертичных отложений около 20 - 30м.

Таким образом, разрез Северо-Салымского месторождения сложен юрскими, меловыми и кайнозойскими образованиями, представленными переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Отложения осадочного чехла достоверно разделяется на слои и ритмы пород и являются типичными для месторождений Среднего Приобья.

1.4 Тектоника

Западносибирская равнина является молодой платформой с палеозойским складчатым основанием-фундаментом и мезозойско-кайнозойским чехлом. Степень изученности их различна. Нижний характеризуется слабой изученностью, верхний, с которым связаны скопления углеводородов, изучен геолого-геофизическими методами и глубоким бурением.

Салымский нефтегазоносный район, куда входит Северо-Салымское нефтяное месторождение, в тектоническом отношении приурочен к Салымскому мегавалу рис 1.2. Простирание ее субмеридиональное, размеры 160Ч40км. На востоке через неглубокий прогиб Салымский мегавал сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

На севере мегавал отделяется от Верхне-Лемпинского мегавала и лемпинского прогиба, на западе от Ханты-Мансийской впадины Нижнее-Демьянской котловиной, на юго-востоке Чупальской седловиной от Демьянского свода и Юганской впадины через Тундринскую котловину.

Салымский мегавал осложнен структурами второго порядка: на севере выделяются Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге Верхне-Салымское куполовидное поднятие, разделяются они Милясовской котловиной.

В свою очередь Салымское куполовидное поднятие осложнено рядом локальных малоамплитудных структур: Лемпинская, Северо-Лемпинская, Южно-Лемпинская, Мало-Лемпинская, Северо-Лемпинская, Севская и др.

Согласно интерпретации сейсморазведочных работ 1982 - 1983г. Северо-Салымское месторождение приурочено к Северо-Салымскому локальному поднятию, которое представляет собой куполообразную складку с размерами 4,5Ч5 км в контуре изогипсы -2780 м. Амплитуда поднятия около 80 м.



Рис. 1.2. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998 г. (под редакцией В.И. Шпильмана)

По отражающему горизонту "А" (условно связывается с кровлей палеозойского фундамента) Северо-Салымское месторождение разбито тектоническими нарушениями на ряд блоков, наиболее высокие отметки горизонта отмечаются в районе разведочных скважин 150Р и 265Р абсолютная отметка (а.о. -3125 м). Пробуренная разведочная скважина 1183Р вскрыла отложения фундамента на глубине -3148 м. Размеры структуры при оконтуривающей изогипсе -3175 м составили 3Ч3 км и амплитудой 50 м. На северо-востоке и юго-западе от площади выделяются поднятия, но с меньшими размерами и амплитудой. На юго-востоке площади по горизонту "А" выделяется впадина.

По сейсмогоризонту "Б" Северо-Салымское месторождение унаследовало структурный план, но с меньшей амплитудой. На северо-востоке от месторождения выделяется впадина с размерами 3Ч4 км и амплитудой до 30м, отделяющая Северо-Салымское месторождение от мало амплитудного поднятия Промежуточной площади, оконтуривающейся изогипсой -2840 м размерами 6Ч4км и амплитудой до 10 м. По отражающему горизонту "М" высота Северо-Салымского месторождения уменьшилась на 25 м, хотя увеличился размер залежи до 6Ч5 км по оконтуривающей изогипсе -2025 м Наибольшая плотность профилей 2D-сейсморазведки наблюдается на севере и северо-востоке лицензионного участка. Юго-западная часть лицензионного участка, находящаяся в водяной зоне по всем пластам месторождения, профилями сейсмики 2D не охвачена. Плотность профилей в среднем составляет 2.8 погонных км/км2.

В марте 2007г. на Северо-Салымской площади сейсмопартией 74/07 в разведочной скважине 147 проведено внутрискважинное сейсмопрофилирование (ВСП) и сейсморазведочные работы МОВ по профилю 74070010, проходящему через данную скважину. Также были проведены работы по переобработке материалов 1993 г. Западно-Милявской площади в объеме 220,6 пог. км.

В результате было уточнено геологическое строение площади по отражающим горизонтам "А", "ТЮ₂", "Б", "НАч₁", "НБС₇", "НАС₁₁", "М", "Г" и пласту БС6. По отложениям горизонта БС детализированы локальные поднятия: Промежуточное и Западно-Милявское. Низкая плотность сейсмических профилей и отсутствие данных эксплуатационного бурения не позволили получить точные структурные планы в районе Северо-Салымского поднятия. Помимо этого были закартированы ловушки предположительно содержащие УВ: как по промышленно нефтеносным на данном месторождении пластам (ЮС₀, БС_7-8, БС₆, АС₁₁), так и по пластам, нефтегазоносность которых к настоящему времени на установлена (ЮС₂, Ач₁). Таким образом: в тектоническом отношении Северо-Салымское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания, осложняющую северное крыло Салымского куполовидного мегавала.

Для Северо-Салымского поднятия свойственен унаследованный характер развития с постепенным выполаживанием структурных планов вверх по разрезу при создании геологических моделей была учтена вся имеющаяся на дату составления данного проектного документа информация по данным сейсморазведочных работ. Структурные построения северного и северо-западного участков месторождения (Промежуточное и Западно-Милявское поднятия, соответственно) проведены с учетом материалов полученных в результате сейсмоисследований рис.1.3 [3].

Рис. 1.3. Схема сейсморазведочных работ 2007 г. на Северо-Салымском месторождении

1.5 Нефтегазоносность

Геологический разрез продуктивных отложений Северо-Салымского месторождения вскрыт 756-ю скважинами. По результатам разведочного и эксплуатационного бурения нефтеносность месторождения установлена в отложениях горизонтов (пластов) БС_7-8, БС₆, АС₁₁¹ и ЮС₀.

По результатам сейсморазведочных работ 2007 г. и переинтерпретации материалов 1993 г. было уточнено геологическое строение продуктивных пластов в районе Западно-Милявского и Промежуточного поднятий.

Залежи нефти горизонта АС₁₁

Пласт АС₁₁ вскрыт бурением на глубине 2240 м. По пласту выделено две залежи: Основная и залежь в районе скв. 5017П (Западно-Милявская). Дебиты в эксплуатационных скважинах изменяются от единиц м³/сут. до 85 м³/сут. (скв.1202), 78 м³/сут. (скв.1103).

Основная залежь расположена в пределах контура нефтеносности и вскрыта большим количеством скважин. Характерной особенностью залежи пласта АС₁₁ является ступенчатая поверхность водонефтяного контакта. Так в центральной части залежи по данным ГИС отмечаются наиболее низкие абсолютные отметки ВНК, а наиболее высокие в периферийных участках. Однако общей тенденции повышения (понижения) гипсометрического положения ВНК по залежи выявлено не было. Поверхность контакта имеет сложную, ломанную структуру, которая обусловлена скорее всего влиянием внутрипластовых капиллярных сил (происходит увеличение переходной зоны за счет изменения фильтрационных характеристик пород, их смачиваемости и пр.) хотя в ряде случаев не исключена погрешность пересчета из относительных отметок (глубин) в абсолютные, так как удлинение по некоторым скважинам превышает 150 - 200м.

По данным ГИС граница нефть-вода отмечается в разных частях залежи в пределах а.о. от -2200 м до -2219 м. Основная часть скважин вскрыла ВНК на а.о. -2210 - 2215м.

По результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность также доказана на различных гипсометрических отметках. ВНК изменяется от а.о. -2205,0 м на востоке залежи и до -2214,0 м в западной ее части. Полученные при испытаниях притоки нефти с водой, зачастую объясняются большой переходной зоной для данного пласта.

На основании материалов ГИС и данных опробования среднее значение ВНК по Основной залежи принято а.о. - 2212,0 м.

По типу залежь пластово-сводовая с обширной водонефтяной зоной (49%). Ее размеры в пределах установленных границ составляют 8,3Ч7,3км, высота - 40м. Площадь нефтеносности Основной залежи составляет 49504 тыс.м².

Западно-Милявская залежь расположена к северо-западу от основной залежи пласта и вскрыта одной скважиной (5017П). Испытание пласта проведено в интервале глубин 2257-2259 м. (а.о. -2220,0 -2221,0 м), где получен приток жидкости дебитом 14,52 м3/сут. при Нд = 1027,5 м, обводненность за счет промывочной жидкости составила 41,6%.

Стоит отметить, что в скв.5018Р, находящейся за пределами лицензионного участка в 2км северо-западнее скв.5017П, по данным ГИС в интервале пласта АС₁₁ на глубине 2258,4-2275,0 м (а.о. -2223,9 -2240,5 м) отмечается нефтенасыщенная толщина 1,6 м при эффективной толщине 7м. Подошва последнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 5018Р отбивается на а.о. - 2226,5 м Ранее скв.5017П и 5018Р рассматривались, как образующие единую залежь с отметкой ВНК -2226 м. (по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.5018Р). Согласно современным представлениям о строении Западно-Милявской площади форма залежи благодаря детализации поверхности несколько видоизменилась. Залежь оконтуривается изогипсой - 2226 м и имеет форму брахиантиклинальной складки северо-западного простирания. ВНК принят по данным геофизических исследований и опробования в скв.5017П на а.о. -2227 м. Однако, положение контакта требует уточнения, поскольку пласт опробован в скв.5017П лишь до а.о. -2221 м.

Залежь неполнопластового типа (водоплавающая). Размер залежи 3,9Ч2,7 км, высота залежи около 8 м. Площадь нефтеносности по данным структурных построений составила 4825 тыс.м².

Залежи нефти горизонта БС₆

Согласно детальной корреляции по ряду соседних месторождений (Правдинское, Тепловское, Кудринское и т.д.) горизонт БС6 подразделяется на две составляющих: БС61 и БС62. Однако строение горизонта в пределах Северо-Салымского месторождения таково, что по большинству скважин провести четкую границу раздела не представляется возможным. Во многих скважинах отсутствует либо нижний (БС62) либо верхний пропласток (БС61), в части скважин пласты образуют единую монолитную пачку проницаемых пород, а местами встречается небольшая глинистая перемычка. Учитывая все это с позиции аккумуляции углеводородов и разработки рассматриваемые пласты слагают единый природный гидродинамический резервуар БС61+2.

Современное представление о форме и размерах залежей пласта БС61+2, также как и по пласту АС₁₁, существенно отличается. Пласт вскрыт на глубине 2430 м. В пределах пласта выявлено две нефтяные залежи Основная и район скв. 1П (Промежуточная площадь). Промышленная нефтеносность пласта доказана большим количеством разведочных и эксплуатационных скважин.

По результатам глубокого разведочного и эксплуатационного бурения промышленная нефтеносность Северо-Салымского месторождения установлена в отложениях ахской (пласты БС_7-8, БС₆) и черкашинской (пласт АС₁₁) свит нижнего отдела меловой системы. В результате опробования отложений горизонта Ю₀ баженовской свиты были получены промышленные притоки нефти. Однако перспективность этих отложений, к настоящему моменту не оценена, а запасы не отражены в форме официальной отчетности "6ГР" Государственного баланса.

Всего по месторождению выявлено 6 нефтяных залежей. По пласту АС₁₁ выделено две залежи: Основная и Западно-Милявская; по БС₆ две залежи: Основная и Промежуточная; по БС_7-8 две залежи: Основная и Промежуточная [4].

1.6 Гидрогеологическая характеристика

Северо-Салымское месторождение в гидрогеологическом отношении представляет собой часть единой гидрогеологической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности. Областями питания подземных вод являются горные сооружения на юге и юго-востоке низменности, а областью разгрузки - долины основных водных артерий и район Карского моря. Подтверждением этому служит изменение пьезометрических уровней от +130 +140 м в южных частях низменности, до +20 +40 м в северных ее районах и до +0,3 +4,4 м в северо-восточных. Статические уровни в Салымском районе колеблются в пределах +60 +90 м и +60 +86 м в районе Правдинского месторождения. Непосредственно на Северо-Салымском месторождении в процессе поисково-разведочного бурения статические уровни не были замерены, но наблюдаемые переливы пластовой воды, указывают на то, что водонапорная система продуктивных пластов неокома не является замкнутой и обладает довольно большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему району. Данные эксплуатации и проведенные гидродинамические исследования подтвердили существование в продуктивных горизонтах неокома АС₁₁, БС₆, БС_7-8 упруговодонапорного режима, напорная энергия которого, по мере увеличения объема добытого флюида, будет падать. Что ведет к необходимости поддержания пластового давления.

Северо-Салымское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, в вертикальном разрезе которого выделяются пять гидрогеологических комплексов, прослеживающихся на значительном расстоянии в западном и южном направлениях, и разделенных друг от друга регионально выраженными глинистыми водоупорами.

Верхний гидрогеологический этаж - Кайнозойский гидрогеологический бассейн, который представляет: четвертичный и неоген-палеогеновый (олигоценовый) водоносные комплексы.

Верхний гидрогеологический этаж объединяет осадки антропоген-олигоценового возраста и характеризуется свободным водообменом. Влияние климатических и геоморфологических факторов обуславливает наличие здесь пресных подземных вод, имеющих практическое значение для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую толщу, где грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой. Для хозяйственного и питьевого водоснабжения рекомендуется применение подземных вод четвертичного, туртасского и атлымского водоносных горизонтов верхнего гидрогеологического этажа.

Нижний гидрогеологический этаж. Здесь, в условиях затрудненного водообмена, формируются минерализованные термальные подземные воды. Нижний гидрогеологический этаж разделяется на Мезозойский и Палеозойский бассейны.

Палеозойский бассейн сложен трещиноватыми породами верхнего палеозоя. На одних участках (преимущественно на поднятых блоках) его система связана с юрским водоносным комплексом, на других - изолирована от него. Притоков пластовой воды в скважинах, вскрывших палеозойские отложения на Северо-Салымском месторождении, не получено.

В Мезозойский бассейн входят: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский водоносные комплексы.

Юрский водоносный комплекс, средне-нижнеюрский водоносный горизонт

Основу составляют водопроницаемые пласты тюменской свиты, развитой повсеместно и представленные неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. На территории месторождения водоносный комплекс характеризуется невысокими коллекторскими свойствами, по аналогии с соседними площадями: пористость не превышает 15 %, проницаемость нескольких мД. Низкие фильтрационно-емкостные свойства пород обуславливают слабую водообильность комплекса. Дебиты пластовых вод изменяются от нескольких десятков м³/сут до незначительных переливов, в ряде случаев объект оказывался "сухим". Средняя глубина залегания 2880м. Общая мощность комплекса до 300 м. По результатам испытания в скв.1183Р притока из первого водоносного комплекса не получено, поэтому охарактеризовать химический состав пластовых вод не представляется возможным. По соседним площадям (Лемпинская и Северо-Правдинская) минерализация пластовых вод колеблется от 9,1 г/л до 11,6 г/л; насыщенность вод метаном доходит до 90 %.

Питание водоносного комплекса происходит за счет краевого обрамления мега бассейна, разгрузка через центральную часть бассейна к Карскому морю. Водоупором юрского водоносного комплекса являются глинистые отложения абалакской и баженовской свит.

Неокомский водоносный комплекс

Представляет собой самую крупную водонапорную систему в пределах Западной Сибири и включает водоносные отложения ахской и черкашинской свит. Литологически комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин. На Северо-Салымском месторождении этот комплекс испытывался в пластах группы АС, БС и ачимовской толщи. Общая толщина неокомского комплекса в пределах месторождения изменяется от 745 до 802м. В составе комплекса выделяется два водоносных горизонта, разделяемые глинисто-аргиллитовой толщей мощностью до 300 м: готерив-баррем-валанжинский и нижневаланжинский (ачимовский).

Нижне-валанжинский (ачимовский) водоносный горизонт представлен отложениями ачимовской толщи и характеризуется чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники имеют линзовидное строение. Пористость достигает 19 %, проницаемость 20 мД. Толщина комплекса до 70 м. В результате испытаний отложений ачимовской толщи в процессе доразведки месторождения практически везде притоки не были получены.

По результатам испытания этого водоносного комплекса на соседних месторождениях (Лемпинская, Малосалымская, Правдинская, Приразломное площади) минерализация составляет 10,5-17,1 г/л. Тип вод преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Основными солеобразующими элементами являются ионы натрия (3,7 до 6,4 г/л) и калия, хлора (4,8 до 9,6 г/л), гидрокарбонат-иона (от 0,6 до 2,8 г/л.). Концентрация йода в водах колеблется от 8,8 до 15,2 мг/л, брома - от 33,5 до 52,1 мг/л. В подземных водах комплекса содержатся растворенные газы метанового (до 55 %) и азотно-метанового состава.

Готерив-баррем-валанжинский водоносный горизонт охватывает верхнюю часть ахской свиты, свиты и нижнюю часть алымской свиты (нижний мел). Разрез комплекса представлен переслаиванием песчаников, аргиллито-алевритистых пород. Пористость данного комплекса изменяется от 17 % до 25 %, проницаемость - первых сотен мД. Толщина 400-500м. К отложениям этого комплекса приурочены основные залежи нефти Северо-Салымского месторождения. Данный комплекс опробован в большем объеме по сравнению с другими. Дебиты пластовых вод изменяются от 0,7 м³/сут переливом (скв.1П Тематическая) до 532 м³/сут (скв. 2П Рымовская). В основном воды гидрокарбонатно-натриевые, минерализация пластовых вод третьего водоносного комплекса изменяется от 7,6 до 15,8 г/л. Содержание основных макрокомпонентов: Na и К от 2,53 до 5,8 г/л, Cl - от 3,6 до 9,25 г/л, гидрокарбонат-иона %% до 2,3 г/л. В скв. 110Р отмечается промышленное содержание йода до 25 мг/л.

Воды рассматриваемого комплекса высоконапорные, термальные, насыщены растворенным газом метанового состава (до 94 %). Содержание азота 0,5-21,7%, углекислоты до 17,44%, гелия 0,019%.

Неокомский водоносный комплекс отделяется от вышезалегающего апт-альб-сеноманского комплекса чернореченской толщей и регионально выдержанным водоупором алымской свитой, суммарная толщина которых достигает 200 м.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс (апт-альб-сеноманский водоносный горизонт).

Стратиграфически приурочен к интервалу разреза уватской, ханты-мансийской и викуловской свит (нижний и верхний мел). Разрез комплекса представлен неравномерно чередующимися песками, слабосцементированными песчаниками, алевролитами, хаотично переслаивающимися с глинами. Преобладают песчаные породы. Строение комплекса - представляет собой беспорядочное линзовидное переслаивание обладающих различными фильтрационно-емкостными свойствами проницаемых пород и непроницаемых глинистых отложений (иногда опесчаненных).

По данным соседнего Салымского лицензионного участка, где проводился подсчет запасов вод данного комплекса, наилучшими коллекторскими свойствами обладают проницаемые отложения викуловской верхней и ханты-мансийской нижней подсвит, средневзвешенные параметры которых составляют: Кп=29,3%; 27,9% и Кпр=449,94 мД; 514,62мД, соответственно. Комплекс выдержан по площади и в разрезе. Водовмещающие отложения комплекса содержат высоконапорные, самоизливающиеся в ненарушенных условиях, термальные подземные воды.

На соседних месторождениях распространен преимущественно хлоркальциевый тип вод, встречается также хлормагниевый и гидрокарбонатно-натриевый. Минерализация воды по району изменяется от 11-19,2г/л. Содержание натрия и калия в воде составляет 3,7-7,5 г/л и 0,03-0,08 г/л, соответственно, кальция 0,05-0,34 г/л, магния 0,025-0,096г/л, хлора 5,5-12,3г/л, гидрокарбонат-иона 0,2-1,0г/л. Из микрокомпонентов в воде содержатся: йод в количестве до 17 мг/л, бром до 60,6мг/л, бор до 12мг/л, фтор до 0,7 мг/л. Водо-растворенные газы комплекса имеют преимущественно метановый состав с содержанием тяжелых углеводородов до 3,25% и углекислого газа 0,8 - 2%. Газовый фактор подземных вод изменяется в пределах 0,1 - 0,6 л/л.

Комплекс апт-альб-сеноманских вод изучен, как источник вод для поддержания пластового давления при разработке залежей нефти. Лабораторными опытами доказано, что использование этих вод обеспечивает повышение нефтеотдачи на 3,5 - 4,5% по сравнению с водами из поверхностных источников. При закрытой системе сбора и закачки в нефтяные пласты подземные воды этого водоносного комплекса не вызывают активной коррозии оборудования. На Северо-Салымском месторождении с момента разработки для поддержания пластового давления закачено 11,3тыс.м³ сеноманской воды. Существует возможность использования апт-альб-сеноманских скважин, пробуренных для создания оторочки и выполнивших свое назначение, для забора минеральных термальных вод этого комплекса с бальнеологическими целями [5].

1.7 Запасы нефти и растворенного газа

В рамках подсчета по Салымскому месторождению неокомских отложений (включая месторождения Салымское и Приразломное). В 1996 г. выполнен пересчет запасов по Северо-Салымскому месторождению с утверждением в ГКЗ РФ по пластам АС₁₁, БС₆, БС_7-8. Начальные запасы нефти и расворенного газа в целом по месторождению по категории В+С1 составили: геологические - 94076тыс.т, извлекаемые - 33808 тыс.т.

В период с 1996 по 2007 гг. в пределах лицензионного участка пробурена одна разведочная скважина и одна скважина на лицензионном участке Салымского месторождения, привлеченная для оконтуривания залежи, исследован керн из разведочных скважин 5017П и 5018Р, отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы нефти. В 2007г. на промежуточной площади Северо-Салымского месторождения сейсмопартией 74/07 в разведочной скв.147 проведено внутрискважинное сейсмопрофилирование (ВСП), сейсморазведочные работы МОВ по профилю 74070010, проходящему через данную скважину. Новая информация позволила уточнить контуры нефтеносности и подсчетные параметры по Промежуточной и Западно-Милявской площадям Северо-Салымского месторождения.

По результатам проведенных работ в 2008г. выполнен оперативный пересчет запасов УВ Северо-Салымского месторождения, где были переоценены запасы Западно-Милявской и Промежуточной площадей пластов БВ₆ и БВ_7-8 таблица 1.1

Таблица 1.1. По продуктивным пластам на Северо-Салымском месторождение числятся запасы

Категория	Пласт	Залежь	Геологические запасы тыс.т.	Извлекаемые запасы тыс.т.	КИН
	АС111	Основная залежь
Категория В			49 481	15 413	0,311
	АС111	Западно-Милявская
Категория С1			886	195	0,220
	БС6	Основная залежь
Категория В			- 24 261	11 203	0,462
	БС6	Западно-Милявская
Категория С1			1 504	696	0,462
	БС6	Промежуточная залежь
Категория С1			1 268	585	0,462
	БС7-8	Основная залежь
Категория В			20 334	7 192	0,354
	БС7-8	Промежуточная залежь
Категория С1			2 925	1 170	0,400
Категория С2			2 847	139	0,400

В целом по месторождению начальные запасы нефти по категориям В+С₁ составили: геологические - 99391 тыс. т, извлекаемые - 35869 тыс. т; по категории С₂: геологические - 4115 тыс.т, извлекаемые - 1724 тыс.т. Рис. 1.4.



Рис. 1.4. Распределение начальных геологических запасов по пластам

Более 96% начальных геологических запасов Северо-Салымского месторождения отнесено к категории промышленных (В+С₁), что свидетельствует о хорошей изученности месторождения.

По состоянию изученности на 01.04.2008 г. запасы, числящиеся на Государственном балансе, обоснованы в достаточной степени и в уточнении не нуждаются [6].

2. НЕОКОМСКИЙ КОМПЛЕКС

Как известно, неокомский комплекс Западной Сибири (ЗС) является основным объектом добычи нефти (более 90% от общей добычи) в регионе. Это и весомый (более 70%) объем добычи жидких углеводородов в России. Неоком Западной Сибири наиболее реальный объект прироста запасов углеводородов и их добычи, по крайней мере, в первой четверти XXI века. Однако это будут месторождения и залежи иного типа, чем те, что открывались ранее, то есть с более сложной структурой запасов и значительными глубинами продуктивных горизонтов.

Оптимистические прогнозы обнаружения крупных скоплений углеводородов (УВ) в неокомском комплексе вполне обоснованы и подкрепляются открытиями последних лет в различных районах Западной Сибири. Так, в зоне восточного борта Ханты-Мансийской синеклизы выявлена гигантская Приобская нефтеносная зона. На севере, в Заполярье выявлена крупнейшая Восточно-Уренгойская зона газоконденсатных залежей (Брехунцов и др., 1999г.), контуры которой пока еще до конца не установлены. Не исключено, что в этой зоне окажутся весьма крупные запасы газа и конденсата. Можно предположить, что все месторождения находящиеся в неокомском продуктивном комплексе связаны с особым типом ловушек, а именно с неструктурными ловушками углеводородов.

Неоком, в отличие от других нефтегазоносных комплексов Западной Сибири (верхнеюрского, апт-альбекого, сеноманского и др.), является не только наиболее значимым, но и весьма сложным по своему строению. Эта сложность во многом определяется клиноформным строением, которое, как утверждают некоторые исследователи, до конца не доказано.

Ряд известных геологов по-прежнему отрицают клиноформное строение неокома, считая, что на сейсмопрофилях отражается лишь некий физический эффект (Нестеров, 1992 г.; Онищенко, 1994 г. и др.).

Формированием элементов клиноформ в различных фациальных обстановках обусловлено разнообразием типов резервуаров, ловушек и связанных с ними залежей УВ. Все это усложняет прогноз, поиск, разведку и эксплуатацию залежей.

Некоторые сложности изучения, а также выявления скопления углеводородов возникают из-за принадлежности данного типа отложений к различным фациям, палеогеоморфологическим и палеотектоническим обстановкам, что отрицательно сказывается на поисках углеводородов, а также затрудняет интерпретацию продуктивных пластов и горизонтов данного комплекса [7].

2.1 Представления о геологическом строении и условиях формирования неокомского комплекса Фроловской НГО

В данной главе будет рассмотрена геологическая модель строения неокомского комплекса от главенствующей горизонтально-слоистой модели до принятой на сегодняшний день клиноформной модели. Термин "клиноформа" был применен для обозначения трех различных обстановок осадконакопления в пределах континентального склона: шельф (ундаформа), склон (собственно клиноформа) и подножие шельфового склона (фондоформа).

Представления о клиноформном строении неокомских продуктивных пластов стали основными благодаря существенному увеличению за последнее время выполненных сейсмической съемок и увеличения количества скважинной и палеонтологической информации. Идея связи этих пластов с клиноформами принадлежит А.Л. Наумову, который во второй половине 1970 - х годов обосновал и разработал новую косослоистую модель клиноформных отложений. В этой модели неокомские отложения рассматриваются как циклически построенная толща, образовавшаяся в результате бокового наращивания континентального склона. Формирование неокомского комплекса происходило в условиях сравнительно глубоководного от 250м до 950м морского бассейна. Обломочный материал поступал в основном с Сибирской платформы, Енисейского кряжа, Алтае-Саянской и Таймырской складчатых областей, и в меньшей степени с Урала. Этой неравномерностью поступления обломочного материала обусловлена асимметрия строения неокома: депоцентры толщи сдвинуты к Уралу относительно оси палеобассейна, а Приуральская зона значительно уже Приенисейско-Саянской зоны. Таким образом, основные перспективы нефтегазоносности неокомского комплекса приурочены именно к восточным клиноформам.