авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

60 лет НИКОЛАЮ ДЕНИСОВИЧУ ЦХАДАЯ

Николай Денисович родился в п. Нижний Доманик Коми АССР. После окончания школы рабо-

тал на нефтешахте, затем учился в Ухтинском индустриальном институте,

получил квалифи-

кацию инженера-механика. Работал заместителем секретаря комитета ВЛКСМ УИИ, предсе-

дателем профкома, руководил студенческими строительными отрядами. В 1984 году окончил

аспирантуру Московского института НиГП им. И. М. Губкина. С 1984 года работает в УГТУ на

должностях: старший лаборант, ассистент, старший преподаватель, доцент, проректор по внешнеэкономическим связям и социальным вопросам, с июня 1997 года и по настоящее время – ректор университета и заведующий кафедрой промышленной безопасности и охраны окружаю щей среды. В 1986 году Н. Д. Цхадая защитил кандидатскую диссертацию. В 1999 году – доктор скую. В 2000 году ему присвоено звание профессора. Направление научной деятельности – систем ная оптимизация условий труда на подземных предприятиях горной промышленности и охрана экосистем, обеспечение безопасности термошахтной технологии добычи высоковязкой нефти.

Основные научно-технические достижения – разработка новых направлений промышленной безопасности: системного подхода к обеспечению безопасности в нефтяных шахтах, методоло гии комплексной оценки воздействия нефтяных шахт на окружающую среду, конструкций много канальных трубопроводов из неметаллических материалов для обеспечения экологической без опасности трубопроводной системы нефтяных шахт.

Николай Денисович – автор около 190 научных и учебно-методических работ, в том числе: монографий, 10 учебников и учебных пособий, обладатель 19 патентов на изобретения.

Благодаря организаторскому таланту ректора и его нацеленности на перспективу, в универ ситете сложилась полноценная непрерывная многоуровневая система подготовки специалистов по 22 специальностям, 8 направлениям бакалавриата и магистерской подготовки, по 18 програм мам ПО. Открыты филиалы УГТУ в городах Усинске, Воркуте и Сыктывкаре. В составе вуза девять факультетов, 33 кафедры, два филиала, институт физической культуры, технический колледж, факультет довузовской подготовки, ИПК, ряд региональных учебно-методических и инновационных центров. Действуют аспирантура, три докторских диссертационных совета. В университете ведут исследования 12 научно-педагогических школ.

Будучи не только грамотным руководителем, но и стратегом, осознающим всю необходи мость следовать в авангарде современной технической мысли, ректор – инициатор превращения УГТУ в крупный центр информационных технологий. Учеными и специалистами Ухтинского государственного технического университета по инициативе Н. Д. Цхадая разработан и реализо ван проект «Создание телекоммуникационного узла глобальной сети Internet в Ухте и развитие сети дистанционного образования на территории Республики Коми». УГТУ – активный участник формирования единого информационно-образовательного пространства нефтегазовых вузов Рос сии.

Одним из показателей престижа выпускников УГТУ являются результаты опроса руководи телей крупных республиканских предприятий, большинство из которых (86%) ориентируют ра ботников на получение высшего образования именно в УГТУ.

Научно-техническую элиту региона объединяет Коми региональное отделение РАЕН, органи зованное на базе УГТУ. При университете также созданы отделение Академии промышленной экологии и Региональный инновационный центр энергосбережений.

Компетентность, целеустремленность и энергия Н.Д. Цхадая по достоинству оценены вузов ской республиканской общественностью: в марте 2004 года он избран председателем совета рек торов вузов Республики Коми.

Н. Д. Цхадая – почетный работник газовой промышленности РФ;

заслуженный работник Республики Коми;

действительный член Академии промышленной экологии РФ;

действительный член Российской академии естественных наук;

председатель Коми регионального отделения РАЕН;

заместитель председателя экспертного совета ВАК;

член межведомственного координа ционного совета по науке при Правительстве РК;

член комиссии по премиям РК в области науки, экономики, образования, культуры, искусства, литературы и журналистики.

Заслуги Н. Д. Цхадая отмечены почетной грамотой Президиума Верховного Совета Республи ки Коми;

почетной грамотой Совета министров Республики Коми;

медалью ордена «За заслуги перед Отечеством» 2-й степени;

нагрудным знаком «За пользу Отечеству» В.Н. Татищева;

по четной грамотой Минобразования РФ;

нагрудным знаком Минобразования РФ;

медалью ордена святителя Иннокентия Московского от Русской православной церкви Московской патриархии;

премией Правительства РФ.

Сердечно поздравляем Николая Денисовича с юбилеем, желаем ему новых свершений, профес сиональных побед, крепкого здоровья и личного счастья.

Ректорат УГТУ Ректорат ТюмГНГУ Коллеги Редакция журнала № 6, 2010 Нефть и газ Contents Matusevich V.M., Ryl’kov А.V., Guschin V.A.

Oil-and-gas bearing water areas of the world – a new milestone of mankind Kislukhin I.V., Kislukhin V.I.

Principles of lithobiostratigraphic zonation of Jurassic and Neocomian deposits in Arctic areas (on the example of Yamal peninsula) Bembel S.R.

Variability of properties of complex geology hydrocarbon deposits Olenova K.Yu.

Correlation of reservoir properties with carbonate rocks texture Rodionov S.P., Sokolyuk L.N., Rychkov I.V.

The analysis of computation error sensitivity at merging the layers of the geological-hydrodynamic model Mamedov T.M., Salavatov T.Sh., Mustafaev V.T., Fataliev V.R Study of bentonitic clay fractional composition influence on variation of the reservoir water pressure Moiseev M.A., Moiseev V.D., Kazak A.V., Korobkov D.A.

Experimental researches of high flow rates of gas through core samples of Achim deposits Musakaev N.G.

Mathematical study of thermal conditions in a well in the presence of the electrical heating source Panikorovskii E.V., Panikorovskii V.V., Maklakova E.A.

Criteria of development targets productivity evaluation Soloviev I.G., FominV.V., Basov S.G., Kozhin A.G.

Criterion and algorithm of stabilization of the submersible pump operation optimal conditions Kustyshev I.A.

Basic tactical approaches to wells abandonment Savinykh Yu.A., Grachev S.I., Medvedev Yu.A., Shatalova N.V.

A technique of the formation waterflooding front leveling Dudin S.M., Zemenkov Y.D., Saranchin N.V., Shabarov A.B.

Modeling of gas condensate phase structure in pipelines Abovsky N.P., Palagushkin V.I., Sapkalov V.I.

Mobile controlled ecologically safe supports for above-ground trunk pipelines Kucheryavyi V.I., Kozlov D.I., Krainev D.S.

Evaluation of the reliability of oil and gas pipelines in the plane stress condition Kapitalchuk T.G., Bacherikov A.S., Kovalenko V.N.

Improvement of efficiency of cathodic protection stations operation Lurie M.V., Pyatakova O.A.

About possible occurrence of hydraulic blows in the main gas pipelines of high pressure Toktosunova B.B.

Natural carboxyl containing polyelectrolytes as stabilizers of drilling mud filtration properties Gerasimova N.N., Kovalenko E.Yu., Sagachenko T.A.

Effect of oil-displacing systems on the distribution and composition of nitrogenous compounds in heavy oils Zhikharev Y.N., Ganyaev V.P., Shapovalova E.A., Latysheva T.I.

Determination of iodine in geothermal waters by square-wave voltammetry Syzrantsevа К.V., Ivanova J.S., Golofast S.L.

The mathematical model of stress – cycle diagram for assessment of endurance capability of conventional pumping unit elements Nassonov V.V.

Fatigue resistance of sucker rods under the influence of corrosion Shuvaev A.N., Guenze D.A.

A mathematical model of permittivity of grounds with a damaged structure Kostin V. E., Logachev V. G.

Modeling of operation of the plant for electric power production from associated etroleum gas Ryadinsky V.Yu.

Decontamination systems of the petroleum complex Abstracts 2 № 6, Нефть и газ НЕФТЬ декабрь В.В. Нсё № 6, 2010 Нефть и газ Содержание Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Матусевич В.М., Рыльков А.В., Гущин В.А.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ АКВАТОРИЙ МИРА – НОВАЯ ВЕХА ЧЕЛОВЕЧЕСТВА Кислухин И.В., Кислухин В.И.

ОСНОВЫ ЛИТОБИОСТРАТИГРАФИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЮРЫ И НЕОКОМА АРКТИЧЕСКИХ ОБЛАСТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ) Бембель С.Р.

ИЗМЕНЧИВОСТЬ СВОЙСТВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Оленова К.Ю.

СООТНОШЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ СО СТРУКТУРНЫМИ ТИПАМИ ПОРОД Бурение скважин и разработка месторождений Родионов С.П., Соколюк Л.Н., Рычков И.В.

АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ СЛОЕВ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ Мамедов T.М., Салаватов T.Ш., Мустафаев В.Т., Фаталиев В.Р.

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА БЕНТОНИТОВОЙ ГЛИНЫ НА ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Моисеев М.А., Моисеев В.Д., Казак А.В., Коробков Д.А.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫСОКОСКОРОСТНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА НА ОБРАЗЦАХ КЕРНА АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Мусакаев Н.Г.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ ОБСТАНОВКИ В СКВАЖИНЕ ПРИ НАЛИЧИИ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРООБОГРЕВА Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Маклакова Е.А.

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ Соловьев И.Г., Фомин В.В., Басов С.Г., Кожин А.Г.

КРИТЕРИЙ И АЛГОРИТМ СТАБИЛИЗАЦИИ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНОГО НАСОСА. КРИТЕРИЙ Кустышев И.А.

ОСНОВНЫЕ ТАКТИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН Савиных Ю.А., Грачев С.И., Медведев Ю.А., Шаталова Н.В.

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТА Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта Дудин С.М., Земенков Ю.Д., Саранчин Н.В., Шабаров А.Б.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТА В ТРУБОПРОВОДАХ Абовский Н.П., Палагушкин В.И., Сапкалов В.И.

МОБИЛЬНЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ ЭКОЛОГИЧНЫЕ ОПОРЫ ПОД НАДЗЕМНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ 4 № 6, Нефть и газ Кучерявый В. И., Козлов Д. И., Крайнев Д. С.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДА ПРИ ПЛОСКОМ НАПРЯЖЕННОМ СОСТОЯНИИ Капитальчук Т.Г., Бачериков А.С., Коваленко В.Н.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ Лурье М.В., Пятакова О.А.

О ВОЗМОЖНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УДАРОВ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ Химия и технология переработки нефти и газа Токтосунова Б.Б.

ПРИРОДНЫЕ КАРБОКСИЛСОДЕРЖАЩИЕ ПОЛИЭЛЕКТРОЛИТЫ СТАБИЛИЗАТОРЫ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А.

ВЛИЯНИЕ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И СОСТАВ АЗОТИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ В ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЯХ Жихарев Ю.Н., Ганяев В.П., Шаповалова Е.А., Латышева Т.И.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИОДА В ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ ВОДАХ МЕТОДОМ КВАДРАТНО-ВОЛНОВОЙ ВОЛЬТАМПЕРОМЕТРИИ Машины, оборудование и обустройство промыслов Иванова Ю.С., Сызранцева К.В., Голофаст С.Л.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ КРИВОЙ УСТАЛОСТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ СТАНКА-КАЧАЛКИ Нассонов В.В.

СОПРОТИВЛЕНИЕ УСТАЛОСТИ НАСОСНЫХ ШТАНГ В КОРРОЗИОННОЙ СРЕДЕ Строительство и обустройство промыслов Шуваев А.Н., Гензе Д.А.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГРУНТОВ НАРУШЕННОЙ СТРУКТУРЫ Информационные технологии Костин В. Е., Логачев В. Г.

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ИЗ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА Проблемы экологии нефтегазовых регионов Рядинский В.Ю.

ДЕКОНТАМИНАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕФЕРАТЫ № 6, 2010 Нефть и газ Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа УДК 553.982 (100) НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ АКВАТОРИЙ МИРА – НОВАЯ ВЕХА ЧЕЛОВЕЧЕСТВА В.М. Матусевич, А.В. Рыльков, В.А. Гущин (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Акватории, шельф, нефтегазоносность, потенциальные ресурсы, запасы нефти и газа, газогидраты Water areas, offshore, oil-and-gas content, potential resources, oil and gas reserves, gas hydrates Oil-and-gas bearing water areas of the world – a new milestone of mankind.

Matusevich V.M., Ryl’kov А.V., Guschin V.A.

The analysis is made of the monograph (a school-book) by N.P.Zapivalov «Oil-and-gas bear ing water areas of the world» where a high estimate is given to the scientific level and educational value of this work for students, postgraduates and specialists in the field of geology and oil-and gas content study. A great importance of water areas for development of petroleum complex of Russia is emphasized.

При обсуждении проблем развития энергетики и других хозяйственных сфер даже на самом высоком – мировом – уровне очень часто звучит утверждение о том, что нефть и газ будут оставаться важнейшим видом топлива и сырья в ближайшем будущем.

Ближайшее будущее – это 20-30-е годы текущего столетия. Берем на себя смелость утверждать, что ведущая роль углеводородного сырья сохранится до конца столетия, и она будет весьма значима в следующем столетии. Альтернативных источников много, но перспективы их использования связаны с грандиозными финансовыми затратами, техническими трудностя ми, изменениями в окружающей среде, перестройками условий проживания человечества (гидроресурсы, ветровая, солнечная энергия и др.), огромной опасностью для всего живого на Земле (атомная, термоядерная энергия). Человечество будет относиться к этим альтерна тивам исключительно осторожно. Хотя добыча углеводородного сырья также связана с большими сложностями и высокой опасностью (последние события в Мексиканском зали ве, США тому яркое свидетельство), последствия нефтегазоаварийности вряд ли могут со поставляться с авариями, например, в атомной энергетике (это и есть наиболее реальная альтернатива нефти и газу). Последствия аварий в сфере атомной энергетики более ката строфичны, и самое главное, они очень длительный период времени негативно действуют непосредственно на самого человека.

Можно задать вопрос: если столь велико значение этих, во многом удивительных по лезных ископаемых, нефти и газа, как следует решать проблему подготовки новых их ре сурсов и запасов? Уже сейчас многие страны испытывают в этом отношении серьезные затруднения. Выход есть. Необходимо начинать освоение глубокопогруженных горизонтов осадочных разрезов (открытие скоплений нефти и газа на глубинах 6 – 7 – 8 км носит эпи зодический характер почти во всех странах мира);

следует активизировать освоение углево дородных ресурсов битуминозных кремнисто - карбонатно-глинистых отложений (домани коиды, бажениты) и др. Один из путей решения проблемы – освоение акваторий мирового океана. В этом направлении уже многое сделано. Достаточно сказать, что в мире поставки «морской» нефти уже составляют более 40% от общего объема е добычи. Однако задач и проблем здесь очень много, и они носят не только геологический характер. Далеко не про К выходу из печати книги Н.П. Запивалова «Нефтегазоносность акваторий мира». – Учеб ное пособие. Новосибирский университет.- Новосибирск. – 2009. – 260 с.

6 № 6, Нефть и газ стыми являются вопросы закрепления акваторий за отдельными государствами (активно обсуждается на межгосударственном уровне разделение территории Ледовитого океана, наверное, недалеко то время, когда так же горячо будут обсуждаться вопросы по Антаркти ке). Немало проблем чисто геологических, начиная с общей оценки потенциала нефти и газа в этом специфическом объекте. Ясно одно: будущее мирового нефтегазового комплекса тесно связано именно с акваториями, пожалуй, самого масштабного и относительно нового источника углеводородного сырья. Его изучение – уже не задача будущего, это задача се годняшняя, имеющая огромное значение для России, одной из обладательниц существен ных по площади акваторий и, в первую очередь, в Арктике, где все проблемы приобретают особую остроту в связи с уникальными природно-климатическими условиями.

Нельзя сказать, что проблема нефтегазоносности акваторий обойдена вниманием. Об этом много публикаций, она довольно оживленно обсуждается в сочетании с политико хозяйственно-экономическими аспектами развития топливно-энергетического комплекса.

Однако публикаций по освещению основных геологических особенностей акваторий и их сравнительному анализу явно не хватает для составления полной картины перспектив их освоения, в том числе в связи с экономическими проблемами развития отдельных госу дарств на близкую и отдаленную перспективы.

Новоя книга известного сибирского геолога-нефтяника, крупного ученого в сфере нефтегазовой геологии Н.П. Запивалова «Нефтегазоносность акваторий мира» – это, без условно, событие. Геологическая общественность нашей страны получила книгу, где про блема нефтегазоносности акваторий мира рассмотрена достаточно полно и многоаспектно.

Автор не только знакомит читателей с историей изучения объекта, его географией, законо мерностями размещения нефтегазоносных бассейнов вообще и в акваториях в частности, геологическим строением крупнейших акваторий мира, включая российский шельф, но и дат вполне определенные прогнозы реализации различных проектов для условий нашей страны. Надо отдать должное автору. Он не стал увлекаться какими-то отдельно взятыми особенностями проблемы, а постарался дать характеристику такой последовательности вопросов, которые в совокупности позволяют получить достаточно полную картину серии акваториальных объектов. Интересными для специалистов и всех интересующихся этой проблемой являются «лирические» отступления от главной проблемы. Книга изобилует данными, которые характеризуют особенности ресурсной базы, запасов нефти и газа, объе мов их добычи в целом по миру и отдельным государствам. Это очень ценная особенность книги, которая превращает е не только в научную монографию и учебное пособие, но и своего рода в справочник по ресурсам углеводородного сырья в региональном и планетар ном масштабах.

Автор не обошел такой сложный вопрос как г а з о г и д р а т ы. Эти природные образо вания, открытые впервые в многолетнемерзлых породах, поразили многих, даже самых ярых скептиков из числа оценщиков ресурсов газа, масштабами накопления (только в Рос сии, 2/3 площади которой заняты многолетнемерзлыми породами, ресурсы гидратных газов оценены в многие десятки триллионов кубометров). Когда же стало известно, что газогид раты – это одна из характерных особенностей чуть ли не всех морей и океанов на планете Земля, включая чудо-озеро Байкал, специалисты поняли всю важность проблемы изучения генезиса газогидратов, закономерностей их размещения, масштабов накопления в различ ных зонах мирового океана, способов их добычи. Все эти вопросы в краткой, но весьма информативной форме нашли свое отражение в книге Н.П. Запивалова. Характерно, что, стремясь к чткости и полноте изложения, автор не ограничивается констатацией фактов, явлений, тенденций, он критически их оценивает. Такой подход имеет место и при изложе нии заключительного раздела книги – «Прогнозы освоения российских акваторий», что, несомненно повышает ценность излагаемых материалов, особенно с учетом особенностей самого автора книги – многоопытного руководителя крупной геолого-разведочной органи зации (объединения), имеющей прямое отношение к самым первым успехам в поисках нефти и газа в Западной Сибири, крупного ученого-геолога, умеющего найти в общей массе нерешенных проблем самые интересные в научно-теоретическом плане и важные в при кладном отношении и наметить оптимальные пути их решения.

Автор сопровождает работу рубрикой – учебное пособие. Мы не сомневаемся, что новая книга Н.П. Запивалова вполне этому соответствует. Студенты многих вузов страны получат возможность ознакомиться с разнообразными особенностями нового для России геологиче ского объекта – акватории мирового океана. По стилю изложения работа полно соответ № 6, 2010 Нефть и газ ствует требованиям образовательного процесса. Однако книга интересна и своим научно прикладным содержанием. По-существу, геологи России получают книгу-справочник по одному из интереснейших и важнейших источников пополнения ресурсов и запасов нефти и газа – акваториям России и основным акваториям мира. Книга очень своевременна. Уже наступает пора самого активного начала освоения углеводородных ресурсов акваторий нашей страны. Можно не сомневаться, что решение акваториальных проблем нефти и газа будет самым непосредственным образом влиять на экономическую (да и политическую) безопасность нашей страны. Книга Н.П. Запивалова, несомненно, ощутимый вклад в это исключительно важное направление.

К сожалению, тираж книги очень мал. По всем достоинствам она заслуживает суще ственно большего тиражирования. Необходимость в этом имеется, и книга заслуживает переиздания. При этом ее необходимо весьма тщательно отредактировать, с учетом учебно го аспекта. Не останавливаясь на всех причинах этого предложения, отметим только одно:

автор широко пользуется термином «вечная» мерзлота. Хорошо известно, что такой мерз лоты в природе нет, она в геологической истории отдельных регионов то появляется, то исчезает. Существует более правильный термин – «многолетнемерзлые» породы. Для сту дентов, а они, несомненно, будут активными читателями книги, вопросы терминологии очень важны.

Книга Н.П. Запивалова будет иметь особо важное значение для выпускников ТюмГНГУ, будущих специалистов в области геологии и разработки месторождений нефти и газа. Хо рошо известно, что выпускники именно этого вуза составляют основу геологической и тех нической служб Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, включая высшее звено – руководство фирм, компаний и их подразделений. Можно не сомневаться, что такая ситуа ция будет иметь место и при освоении очередного сложнейшего нефтегазового объекта – акватории Карского моря. Даже при самых небольших объемах геолого-разведочных работ здесь уже открыты два газовых гиганта. Это только начало.

Сведения об авторах Матусевич В. М., д. г.-м. н., профессор, заведующий кафедрой гидрогеологических и инженерно геологических изысканий, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 25-13- Рыльков А.В., к. г.-м. н., зам. директора по научной работе ЗапСибИПГНГ ТюмГНГУ, профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет Гущин В. А., д. г.-м. н., зав. лабораторией геотехнологий института геологии и геоинформатики, Тюменский государственный нефтегазовый университет Matusevich V.M., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor, academician, Honoured worker in Science and Culture, Head of Department of Hydrogeological and Engineering-Geological Pro specting, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 25-13- Ryl’kov A.V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, RANS, Deputy director for scientific work at ZapSibIPGNG, Tyumen State Oil and Gas University, professor of Department for petroleum geology Guschin V.A., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of Laboratory of Geotechnologies at the Institute of Geology and Geoinformatics, Tyumen State Oil and Gas University _ УДК 551.762.3(571.1) ОСНОВЫ ЛИТОБИОСТРАТИГРАФИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЮРЫ И НЕОКОМА АРКТИЧЕСКИХ ОБЛАСТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ) И.В.Кислухин, В.И.Кислухин (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Литобиостратиграфическое районирование, осадочные образования, корреляционные схемы, полуостров Ямал Lithobiostratigraphic zonation, sedimentary formations, correlation patters, Yamal peninsula Principles of lithobiostratigraphic zonation of Jurassic and Neocomian deposits in Arctic areas (on the example of Yamal peninsula). Kislukhin I.V., Kislukhin V.I.

8 № 6, Нефть и газ The generalization and analysis of the available actual data permitted to introduce significant changes into the adopted (2004 and 2005) correlation patterns of Jurassic and Berriasian-Aptian deposits of the north-west areas in West Siberia. The lithobiostratigraphic zonation of sedimen tary formations of the sedimentary cover lower horizons proposed by the authors may serve as a basis for creation of new correlation patterns of the Arctic areas in West Siberia. Fig. 2, ref. 6.

Доюрское основание Полуостров Ямал расположен в северо-западной части Западно-Сибирской провинции.

На его территории скважинным материалом с различной полнотой охарактеризованы поро ды палеозойского возраста и образования осадочного чехла.

Складчатый фундамент залегает на абсолютных отметках от 1,5 до 4,5 км. Его изучен ность составляет менее 0,3м на км2. Большую роль в изучении глубоко залегающих гори зонтов сыграли региональные сейсмопрофили МОВ ОГТ, выполненные в конце прошлого века. Они позволили уточнить стратиграфическую привязку опорных отражающих гори зонтов почти на всей территории полуострова, повысили достоверность модели строения не только мезозойских, но и более ранних образований. По данным материалов глубоких скважин и сейсморазведки фундамент характеризуется сложным строением и пронизан многочисленными разрывными нарушениями, особенно вблизи зон сочленения осадочного чехла с горными сооружениями Урала и Пай-Хоя.

Триасовая система На полуострове Ямал триасовые образования по всей вероятности могут быть развиты лишь на ограниченной территории [1]. В крайних северо-западных и восточных областях по данным разведочной геофизики выявлено значительное наращивание разреза нижних гори зонтов осадочного чехла (рис.1).

11 f _ _ _ ПК T T T 01 1501 1601 1701 1801 1901 2001 2101 2201 2301 2401 2501 2601 2701 2801 2901 3001 3101 3201 3301 3401 3501 3601 3701 3801 3901 4001 4101 4201 4301 4401 4501 4601 4701 МС Рис.1. Фрагмент регионального сейсмического профиля В настоящее время эти зоны не охарактеризованы бурением. Прогноз расчленения глу боко залегающих осадочных образований в описываемых уступах нами предполагается с учетом новых материалов, полученных при бурении скв. 38 Южно-Ярудейской площади, расположенной в непосредственной близости от Ямальского полуострова. Там вскрыты ранее не охарактеризованные нижние горизонты осадочного чехла. Они достаточно полно представлены керновым материалом, что, на основании возрастных определений, позволи- ло выделить здесь нижние горизонты позднеюрского возраста, а также образования триаса № 6, 2010 Нефть и газ [2]. Не исключено, что в пределах, выявленных на Ямальском полуострове, уступов глубоко залегающие горизонты осадочного чехла будут характеризоваться увеличенными толщина ми раннеюрских образований, а породы, прослеживающиеся в основании, возможно, будут иметь уже триасовый возраст.

Юрская система Нижняя и средняя юра.

В разрезах Западной Сибири в связи с недостаточной фаунистической обоснованностью возрастная граница триасовой и юрской систем устанавливается по изменению таксономи ческого разнообразия флоры, которое проявилось в вымирании типично триасовых Paracal amites, Danaeopsis, Glossophyllum, Cycadocarpidium, Yuccites и в обновлении видового со става хвощевых и папоротников. Двустворчатые моллюски и фораминиферы преобладали в составе биоты. Глубокие скважины на полуострове Ямал вскрыли разрез нижней и сред ней юры, представленный чередованием крупных пачек и толщ преимущественно песчано алевритового и глинистого составов, которые являются надежными реперами при расчле нении и корреляции описываемых отложений. Это обусловлено достаточно четкой диффе ренциацией разреза, незначительной литологической изменчивостью пород и повсемест ным развитием в пределах изученной территории морских и прибрежно-морских образова ний раннесреднеюрского возраста.

На полуострове Ямал особенно важные находки макрофауны обнаружены при изучении керна скважин Арктической (скв. 16), Бованенковской (скв. 67, 116, 121, 130 и др.), Хара савэйской (скв. 45) площадей. В схеме, утвержденной 2004 году, создана достаточно хоро шая основа для детальной биостратиграфической корреляции выделяемых в Западной Си бири местных стратиграфических подразделений [3]. Детальное изучение нижних горизон тов осадочного чехла позволяет предполагать отсутствие толщ, соответствующих геттанг скому и синемюрскому ярусам, на большей части полуострова Ямал. В связи с получением новых данных о плинсбахском возрасте самых нижних горизонтов чехла вероятность стра тиграфического несогласия на границе юры и подстилающих отложений становится более обоснованной. Согласно принятой в г. Новосибирске в 2003 году схеме районирования нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири, полуостров Ямал входит в состав Яма ло-Гыданского литофациального района [4].

Осадочные образования раннесреднеюрского возраста объединены здесь в большехет скую серию (Н.И. Байбародских, 1967), которая включает 7 свит: зимнюю (геттанг – ниж ний плинсбах), левинскую (плинсбах), шараповскую (поздний плинсбах), китербютскую (ранний тоар), надояхскую (тоар-низы аалена), лайдинскую (аален), вымскую (поздний аален – ранний байос), леонтьевскую (байос) и малышевскую (байос – бат).

Перекрываются образования малышевского горизонта слоями, содержащими Praebuchia, обнаруженными в кернах скважин Западной Сибири. Существенное изменение датировок аммонитовых зон приграничных отложений бата и келловея, сделанное в по следнее время на разрезах севера Средней Сибири, повлекло передатировку зон по дву створкам, фораминиферам, палинозонам и т.д., (Б.Н. Шурыгин и др., 2000.). Соответствен но, изменились представления об объеме и положении границ малышевского горизонта, который предлагается рассматривать в объеме от верхов верхнего байоса до верхов бата [4].

Необходимо отметить, что батский возраст определен всего в 2-3-х метрах выше кровли малышевской свиты. Учитывая скользящий возраст границ большинства геологических тел осадочного чехла Западной Сибири, возможности переотложения фаунистических остатков, технические погрешности, вероятно, для практических целей, правильным было бы отож дествление кровли малышевской свиты с окончанием батского времени. В связи с иден тичностью разреза нижней и средней юры в арктических областях нами предлагается обособить здесь один литобиостратиграфический район – Арктический.

Верхняя юра (с келловейским ярусом).

Верхнеюрские осадочные образования на севере Западной Сибири впервые описаны на Приполярном Урале, в Усть-Енисейском районе. Породы позднеюрского возраста на полу острове Ямал залегают на глубинах от 800 до 3200м.

В самом конце батского века началась обширная морская трансгрессия. Верхнеюрские осадочные образования рассматриваются совместно с породами келловейского возраста.

Это обусловлено их генетической связью друг с другом и формированием в едином мор ском бассейне. Буровые и геофизические работы на полуострове Ямал, проведенные за 10 № 6, Нефть и газ последние десятилетия, дали богатый фактический материал по стратиграфии, литологиче ской характеристике и нефтегазоносности верхнеюрских отложений. Комплексный анализ всех имеющихся материалов позволил в значительной степени уточнить геологическое строение и палеогеографию описываемых образований в северо-западных районах Запад ной Сибири, составить объективную модель строения верхнеюрской толщи.

На полуострове Ямал образования позднеюрского возраста расчленяются на абалакскую (или нурминскую) и баженовскую свиты. В южных районах, согласно схеме 2004 года, обособляется даниловская свита [4].

Даниловская свита предложена Ю.В. Брадучаном и Г.С. Ясовичем в 1984 году по разре зу скв. 62 на Даниловском месторождении (инт. 1734 – 1824 м) [5]. В основном это глины аргиллитоподобные от тонкоотмученных до алевритовых. Встречены прослои алевролитов, слабобитуминозных аргиллитов с остатками и отпечатками ихтиодетрита. В кимериджской части разреза отмечаются небольшие прослойки глауконита.

Проведенные исследования разрезов верхней юры на полуострове Ямал показали, что даже в прибортовых районах в непосредственной близости от обрамления при наличии пород волжского возраста в разрезе каждой скважины однозначно по литологическим ха рактеристикам и возрастным определениям фиксируется баженовская свита. Следователь но, для выделения даниловской свиты на полуострове Ямал нет никаких оснований. Разра ботанные нами предложения к новой корреляционной схеме полуострова Ямал не преду сматривает обособления в разрезе верхнеюрских образований даниловской свиты.

Меловая система Нижний мел.

На территории Ямальского полуострова меловые образования имеют достаточно чет кую дифференциацию. Их строение соответствует определенным этапам седиментации и почти совпадает с основными нефтегазоносными комплексами. Каждый из них имеет свой набор фаций, а границы практически являются одновозрастными.

В данной статье рассматриваются только берриас-нижнеаптские осадочные образова ния. В настоящее время официально действующей является корреляционная схема, утвер жденная МРСС в 2005 году.

Берриас-аптские отложения.

Формировались в условиях регрессии моря с уменьшением вверх по разрезу глинистых образований с постепенным увеличением доли пород прибрежно-морского и континенталь ного генезиса. К подошве и кровле рассматриваемых отложений приурочены опорные от ражающие горизонты соответственно «Б» и «М1», которые уверенно прослеживаются на значительной части исследуемого региона. В составе берриас-аптских отложений выделя ются ахская и танопчинская свиты.

Литобиостратиграфическое районирование юрских и берриас-аптских образований полуострова Ямал Литобиостраграфическое районирование – это расчленение территории на отдельные части по степени сходства литологического состава образований, их возрастной датировки, характера нефтегазоносности, истории тектонического развития в целях систематизации и классификации разреза чехла.

В каждом из выделенных районов обособлены стратотипы по одной или двум скважи нам, которые в большей степени характеризуют разрез и его полноту.

Под литобиостраграфическим районом понимается часть территории, обособляющаяся по схожести литологического состава, близким условиям образования осадков, единому возрасту пород и общему характеру нефтегазоносности.

По мере разбуривания структур уточнялось сопоставление юрских и меловых отложе ний в пределах площадей, выявлялись определенные закономерности в литологическом изменении разреза, обособлялись регионально прослеживающиеся геологические тела. До стоверной корреляции разрезов глубоких скважин во многом способствовала большая раз решающая способность современных сейсмических исследований.

В октябре 2003 года в г. Новосибирске проведено межведомственное стратиграфическое совещание, где приняты региональные корреляционные схемы триасовых и юрских образо ваний Западной Сибири.

№ 6, 2010 Нефть и газ В опубликованном варианте выявлены некоторые неточности районирования нижних горизонтов осадочного чехла полуострова Ямал. Поэтому действующая схема нуждается в уточнениях, а в некоторых случаях и изменениях. К сожалению, не появилось достоверных определений, указывающих на геттангский и синемюрский возраст отложений. Не исклю чено, что образования геттанг-синемюрского возраста развиты в северо-западных районах Западной Сибири более ограниченно, чем предполагалось ранее.

Нижне-среднеюрские отложения.

При первом же анализе структурно-фациального районирования (схема 2003 года) об ращают внимание невероятно изрезанные границы районов и областей. За 20 миллионов лет формирования нижне-среднеюрских отложений в каждом из районов встречаются пач ки и толщи, характеризующие различные фациальные условия их накопления. Проведение таких извилистых границ вынуждает пользователя в пределах одного месторождения выде лять в скважинах разные свиты, литология и генезис которых абсолютно идентичны. По этому практическое использование схем нередко оказывается затруднительным. При со ставлении новой схемы авторы исходили из того, что она должна основываться на досто верном фактическом материале, быть понятной и удобной в использовании и обязательно применяться во всех организациях, изучающих нефтегазовый комплекс Западной Сибири.

На схемах 2003 года выделен Нижнеобский район, где предполагается отсутствие ниж неюрских образований, а в объеме средней юры выделена тюменская свита [3]. Границы развития ее трассируются до центральных районов Ямальского полуострова (почти до Бованенковского месторождения), где обособляются зимняя, левинская, шараповская, ки тербютская, надояхская, лайдинская, вымская, леонтьевская и малышевская свиты, то есть присутствует весьма значительный объем нижней юры. Безусловно, описываемая граница должна быть значительно смещена в южном направлении.

В действующей схеме на юго-западе полуострова в районе Байдарацкого месторожде ния показана зона отсутствия нижне-среднеюрских образований. Юрские отложения глубо ким бурением здесь не охарактеризованы, но по данным сейсморазведки толщины нижней и средней юры в пределах Байдарацкого поднятия составляют не менее 200 метров. Без всякого сомнения, зона развития перечисленных выше свит морского генезиса должна быть не только значительно смещена в южном направлении, но и проведена почти по границе полуострова. Таким образом, очевидна необходимость существенного уточнения офици ально действующего структурно-фациального районирования арктических районов Запад ной Сибири.

Верхнеюрские отложения.

Корреляционная схема по верхней юре утверждена МРСС в 2004 году. В ней отражены изменения, зафиксированные и на Ямальском полуострове, где, по нашему предложению, выделена новая свита – нурминская. На схеме ее развитие показано достаточно условно.

Анализ скважинного материала показывает, что песчано-алевритовые породы кимеридж ского возраста охватывают большую территорию, включая крайний запад Тазовского полу острова, а на Ямале он развит на Харасавэйской и Бованенковской площадях (рис.2, а).

Необходимо также отметить, что в сторону Карского моря толщины песчаного материала увеличиваются, улучшаются его коллекторские свойства. Поэтому с полным основанием можно предполагать развитие песчано-алевритовой составляющей в верхнеюрских образо ваниях в Карском море.

В разрезах скважин 64 Ростовцевской и 8 Южно-Нурминской площадей поднят нефте насыщенный керн, что позволяет отнести описанные отложения к перспективным в нефте газоносном отношении, считая их новым поисковым объектом.

Во многих разрезах скважин, расположенных в непосредственной близости от границы развития юрских образований по ГИС и керну выделяются битуминозные аргиллиты баже новской свиты. Например, в керне скважины 51 Северо-Мантойской площади, расположен ной в непосредственной близости от обрамления, авторами описаны битуминозные аргил литы баженовской свиты с остатками ихтиодетрита и мелкими аммонитами.

Позднекимеридж-волжский возраст этих образований установлен микрофаунистами ЗапСибНИГНИ В.К. Комиссаренко, О.Т. Киселвой. Следовательно, с большой степенью достоверности описанные отложения можно отнести к баженовской свите. Вместить между обрамлением и баженовскими аргиллитами даниловскую свиту почти невозможно. Ее вы деление на полуострове Ямал, безусловно, противоречит фактическому материалу.

12 № 6, Нефть и газ РУСАНОВСКОЕ РУСАНОВСКОЕ # S # S ЛЕНИНГРАДСКОЕ ЛЕНИНГРАДСКОЕ # S # S S # # S Северо-Гыданский # S S # # S # S # S S # S # # S S # S # S # S # S # # S S # S # ## SS # S S # # S # S ## SS МАЛЫГИНСКОЕ ## SS МАЛЫГИНСКОЕ # S S # # S ## SS # S S # # S # S S # # S # S # S S # # S # S S # # S # S # S S # # S # S # S S # S # S # S # # S # S S # # S # S ТАСИЙСКОЕ ТАСИЙСКОЕ S # # S # S S # # S # S # S S # # S # S # S S # # S # S # S S # # S # S S # # S # S СЕВЕРО-ТАМБЕЙСКОЕ # S СЕВЕРО-ТАМБЕЙСКОЕ S # ШТОРМОВОЕ ШТОРМОВОЕ # S S # S # # S # SS # # S # S S # # S СЯДОРСКОЕ СЯДОРСКОЕ S # ## SS # S # S S # # S # S S # # S # S # S # S # S S # # S S # S # # S ЗАПАДНО-ТАМБЕЙСКОЕ ЗАПАДНО-ТАМБЕЙСКОЕ # S # S SS ## S # # S S # # S S # # S ## SS # S S # S # # S S # # S S # Фро # S # S # S S # S # SS ## S # S # S # # # ## S SSS SS ## S # # S # S # S # S S # S # SS ## # S # S # S ЮЖНО-ТАМБЕЙСКОЕ S # ЮЖНО-ТАМБЕЙСКОЕ # ## # # S SS S S # S лов # S # S # S S # SS ## # S ## # # SS S S # S # S ХАРАСАВЭЙСКОЕ ХАРАСАВЭЙСКОЕ S # # S # S S # # S S # ## SS # S S # # S # S # S # S SS ## S # # S # S # ## S SS SSS ## # # S # S S # S # S # # S S # S # # S S # S # S # ско ## SS S # # S S # S # # S S # S # S # S # S # # S S # # S # S # S # S # S S # S # # S S # S # # S S # S # УТРЕННЕЕ S # S # УТРЕННЕЕ # S # S # S -Там S # S # S # # S # S # S S # SS ## ## SS # S # S S # S # # S S # ## SS # S бей # S ## SS # S СЕВЕРО-БОВАНЕНКОВСКОЕ S # S # СЕВЕРО-БОВАНЕНКОВСКОЕ S # S # # S S # S # S # ЗАПАДНО-СЕЯХИНСКОЕ # S # S S # ЗАПАДНО-СЕЯХИНСКОЕ S # # S # S # S S # S # SS ## S # # S S # S # ски # S # S # S S # S # S # # S # S # S S # # S # S # S S # ВЕРХНЕТИУТЕЙСКОЕ # S S # S # # ВЕРХНЕТИУТЕЙСКОЕ S S # S # # S S # S # S # # S S # S # S # S # # S S # S # S # S # S # КРУЗЕНШТЕРНСКОЕ S # й # S S # # S КРУЗЕНШТЕРНСКОЕ S # S # # S # S ## SS # S # S S # # S S # S # # S # S S # SS SS ## # # # S SS ## S # ## SS # S # S # S # S # S # S # S # S S # ий S # # S # S SS ## # S # S # S # S S # # S S # S # # S S # # S ## SS # S # S # S БОВАНЕНКОВСКОЕ # S БОВАНЕНКОВСКОЕ S # S # # S # S # S ск S # # S # S S # SS ## # S S # S # # S S SS ### # S SS ## # S S # S # S # S # S # # S S # S # S # # S # S ий SS ## S # ль SS ## S # # S S # # S # S # S S # S # SS ## S # # S S # # S SS ## S # S # # S # S S # S # S # S # S # ма Южно-Гыданский S # S # S # # S # S # S # S НЕРСТИНСКОЕ # S S # анск НЕРСТИНСКОЕ -Я S # # S ро S # S # S # # S ве S # НЕЙТИНСКОЕ НЕЙТИНСКОЕ S # S # # S # S # S S # S # # S # S Се БАЙДАРАЦКОЕ S # БАЙДАРАЦКОЕ Гыд # S # ## S SS # S S # SS ## # S # S S # # S # S ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ S # S # S # S # ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ # S # S S # S # S # # S S # # S Ну # S # S S # S # S # S # # S S # # S S # S # S # S # # S S # АРКТИЧЕСКОЕ # S S # S # АРКТИЧЕСКОЕ S # S # # S ВОСТ-БУГОРНОЕ # S SS ## S # ВОСТ-БУГОРНОЕ S # S # # S рм S # # S # S # S ин S # # S S # # S ск S # S # S # # S SS ## # S S # СРЕДНЕЯМАЛЬСКОЕ # S S # СРЕДНЕЯМАЛЬСКОЕ ий S # # S S # ЧУГОРЬЯХИНСКОЕ ЧУГОРЬЯХИНСКОЕ S # S # # S ## SS УСТЬ-ЮРИБЕЙСКОЕ S # # S УСТЬ-ЮРИБЕЙСКОЕ # S S # # S СЕВЕРО-КАМЕННОМЫССКОЕ # S S # S # СЕВЕРО-КАМЕННОМЫССКОЕ SS ## # S НУРМИНСКОЕ НУРМИНСКОЕ S SS S # ## # SS ## S ## S # SS # # S # S # S SS ## SS ## S # S # # S S # # S # S ХАМБАТЕЙСКОЕ # S ХАМБАТЕЙСКОЕ S # S # S # СЕВЕРО-ПАРУСОВОЕ S # S # СЕВЕРО-ПАРУСОВОЕ # S S # # S # S # S S # # S ### SSS # S S # ## SS S # # S РОСТОВЦЕВСКОЕ # ## S SS # S S # S # S # # S # S S # РОСТОВЦЕВСКОЕ # S S # S # # S # S S # S # S # S # # S S # # S # S КАМЕННОМЫССКОЕ S # S # МАЛОЯМАЛЬСКОЕ S # # S # S S # КАМЕННОМЫССКОЕ # S # S S # S # МАЛОЯМАЛЬСКОЕ S # SS ## S # S # # S # S S # # S # S # S S # # S # S S # # S # S S # # S # S ОБСКОЕ ОБСКОЕ # S # S # S S # # S S # # S S # S # # S S # # S S # S # S # # ## S SS S # S # # S S # # S # S S # S SS # ## # S S # SS S ## # # S S # # S # S SS S S S S ## # # # # SS S ## # S # S # S # # S # S й S # S # SS S S S S ## # # # # # S S SS S S S # ## # # # # S # S# S S # # S S # # S # ## # S SS S # ## # # # S SS S S S S # # S S # # S # S # S S # S # # ## # S SS S # S S # S # # S # S # S # S SS S ## # S# # S S # # S # S # S S # # S # S # S ки #S S S # S SS ## S ## # SS S SS ## # ## S # S # # S # S # S # S S S SS # # ## кий # S S # SS S S S ## # # # # S # S # S # S # # ## # # S S SS S S НОВОПОРТОВСКОЕ # S # # ## S S SS S # S # S # S # # S # S ## # ### SS S SSS # ## # S SS S # S НОВОПОРТОВСКОЕ S # # S # # # ## # S S S SS S # S # # ## # S S SS S # S # S S ## S S SS # ## ## SS S # S # S # # # ## # S S SS S## SS S # # ## S SS ## # ## SS S SS SSS S S S S ## # # # # # ## SS S # # S SS ## # ### # # S SSS S S ## SS SS S ## # S # ### # # # # # SSS SS S S S SSS ### ьс SS ## ## SS # S ### # # SSSS S S # S # SS S S S ## # # # S # S SS # ## SSSS ### # # S S # Щучи S # # S Щучи # S S # # S # S # S нс ал # S гойс # S нс выст кий ОЕ # S S # выст кий # S ОЕ # S # S S # РГСК Ям РГСК уп уп S # Приполярно ЯМБУ # S ЯМБУ # S о S # S # Урен S # Зауральский # S # S жн S # б) а) S # S # S # S # S # S # # S S # S # УРЕНГОЙСКОЕ S # S # S # S # S # # S SS ## УРЕНГОЙСКОЕ S # # S S # # S SS S ## # # S Ю # S S # S # # S S # # S # S # S# S S # # S S # ## SS # S ТАНУСАЛИНСКОЕ S # # S # S # S # S # S # S SS ## ТАНУСАЛИНСКОЕ # S S # # S S # S # # S # S S # # S # S # S # S ПЕСЦОВОЕ S # S # S # # S ПЕСЦОВОЕ S # # S # S S # Рис.2. Литобиостратиграфическое районирование полуострова Ямал:

а – верхняя юра;

б – берриас-аптские отложения.

В битуминозных аргиллитах нигде не зафиксированы фаунистические остатки позднее волжского возраста. Становится совершенно очевидным повсеместное формирование в позднеюрское время на полуострове Ямал битуминозных аргиллитов баженовской свиты.

Их отсутствие на некоторых территориях, испытавших в раннем берриасе восходящие дви жения, обосновано размывами части осадочных образований. Сейсмический материал поз воляет также предполагать развитие битуминозных аргиллитов на значительной территории Карского моря.

Нижнемеловые отложения.

Последняя схема берриас-аптских отложений принята в 2005 году МРСС в качестве корреляционной. Ее авторы на полуострове Ямал обособили западный и восточный подрайоны субмеридионального простирания. В первом из них, в составе ахской свиты выделены тонкодисперсные глинистые образования. Однако на ряде площадей по каменно му материалу зафиксировано присутствие песчано-алевритовых отложений ачимовской толщи (Сядорская, Пяседайская), которая, по мнению составителей, отсутствует в описыва емом районе. В восточном подрайоне (по схеме 2005 года) обособляются новопортовская, ачимовская, нулмуяхинская толщи, сеяхинская и арктическая пачки, но отмеченные оса дочные образования частично охватывают и западные районы полуострова. Арктическая пачка почему-то показана в составе нулмуяхинской толщи, в то время как она перекрывает указанные образования. Пласты группы ТП1-26 начинаются с кровли танопчинской свиты, а в схеме 2005 года – с середины свиты. Не проведена граница, разделяющая Восточно Ямальский и Гыданский подрайоны. Отмечены также другие, менее значимые, неточности.

Нами предлагается новое районирование, где обособляются Северо-Ямальский и Юж но-Ямальский подрайоны (рис. 2, б).

Граница их раздела проводится по линии глинизации всех продуктивных песчано алевритовых пластов новопортовской и нулмуяхинской толщ. В Северо-Ямальском подрай оне ахская свита сложена преимущественно глинами, с присутствием на ряде площадей северных районов полуострова ачимовской толщи, возраст которой датируется валанжин скими и готеривскими спорово-пыльцевыми спектрами, а, в единичных случаях, малочис ленными находками микрофауны. Южно-Ямальский подрайон характеризуется значитель № 6, 2010 Нефть и газ ным содержанием песчано-алевритового материала в ахской свите. Здесь обособляются новопортовская и нулмуяхинская толщи [6].

Предложенное авторами литобиостратиграфическое районирование нижне среднеюрских, верхнеюрских и берриас-аптских образований выполнено на основе много численного фактического материала, закономерностей в изменении разреза осадочного чехла на полуострове Ямал. Описанные выше исследования могут служить основой для создания новых корреляционных схем арктических районов Западной Сибири.

Список литературы 1. Региональные стратиграфические схемы триасовых отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2004. - 12с.

2. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Лукомская К.Г. и др. Двойная асимметрия Западно-Сибирской геосинеклизы. // Горные ведомости. №9 (40). 2007. - С. 6-21.

3. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и приня тию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск. 2003. - С. 77-105.

4. Региональные стратиграфические схемы юрских отложений Западной Сибири. - Новосибирск, 2004.

5. Брадучан Ю.В., Ясович Г.С. Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири, Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 188. - Тюмень, 1984. - С.31-39.

6. Кислухин И.В. Юрские и нижнемеловые отложения полуострова Ямал. //Палеонтология, био стратиграфия и палеобиогеография бореального мезозоя. Материалы научной сессии. - Новосибирск, академическое издание «Гео», 2006. С.189-191.

Сведения об авторах Кислухин И.В., ассистент кафедры «Геология нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, Институт геологии и геоинформатики, тел.:(3452)251- Kislukhin I.V., assistant lecturer of the Department «Geology of oil and gas», Tyumen State Oil and Gas University, Institute of Geology and Geoinformation Science, phone +7 (3452) 251- Кислухин В.И., д.г.-м.н., профессор кафедры «Геология нефти и газа», Тюменский государствен ный нефтегазовый университет, Институт геологии и геоинформатики, тел.: (3452)251- Kislukhin V.I., Doctor of Science, professor of the department «Geology of oil and gas», Tyumen State Oil and Gas University, Institute of Geology and Geoinformation Science, phone +7 (3452) 251- УДК 553. ИЗМЕНЧИВОСТЬ СВОЙСТВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С.Р. Бембель (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Уровень организации, модель, месторождение, углеводороды, разведка, разработка Organization level, field model, hydrocarbons, exploration, development Variability of properties of complex geology hydrocarbon deposits. Bembel S.R.

The issues of complexity levels of hydrocarbon deposits geological models, of adequacy of a priori conceptions of their structure when putting them into operation are discussed. On the exam ple of one of the fields the evolution of conceptions of the productive formation geological struc ture is reviewed. Fig. 2, ref. 5.

Одной из основных причин низкой рентабельности добычи на месторождениях Запад ной Сибири является поспешный ввод в разработку сложнопостроенных, поэтому недораз веданных, месторождений. Мировой опыт в нефтегазовой индустрии убедительно показы вает, что во всех регионах истинная структура промышленных запасов углеводородов, устанавливаемая в процессе освоения и длительной разработки месторождений, принципи ально иная и более сложная, чем принятая изначально при проектировании схем разработ ки.

Структурная и информационная дифференциация уровней организации вещества Земли 14 № 6, Нефть и газ требует для каждого из этих уровней адекватных технологий поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых.

Нарушение принципа адекватности является серьезной методологической ошибкой, ко торая на практике приводит либо к пропущенным неоткрытым месторождениям, либо к резкому удорожанию при разработке недоразведанных месторождений. Одним из главных признаков, указывающих на необходимость перехода на иной, чаще более высокий уровень организации среды, является высокая степень изменчивости свойств осваиваемых геологи ческих объектов, невозможность получить приемлемый результат, если использовать тра диционные, относительно простые модели геологических сред.

В последние годы в геологии получил широкое распространение системный подход. За долго до того, как начало оформляться соответствующее научное направление, в геологии широко использовались и системный подход и модели [1]. Широко используются графиче ские модели, позволяющие сводить сложную картину геологического строения к простой схеме и выявляющие важнейшие свойства объектов, что способствует успешности прове дения поисковых и разведочных работ.

Рассмотрим свойства сложнопостроенных залежей углеводородов (УВ), представляю щих более высокую степень организации среды по сравнению с традиционной пластовой моделью. Характер разных уровней сложности геологических моделей залежей УВ нагляд но демонстрирует несколько этапов познания геологического строения почти любой из вестной залежи или месторождения УВ (рис. 1).

Рис. 1. Характер различных уровней сложности моделей залежей УВ Так, исходная пластовая модель (см. рис. 1, а) представляет априорную модель на этапе поиска и разведки (такие представления, как правило, мы составляем по данным редкой сети поисково-разведочного бурения и сейсморазведочных работ этого этапа). По данным, полученным на этом этапе и представляющим зачастую весьма грубую модель залежи, со ставляются подсчетные планы и рассчитываются геологические запасы УВ, а также проек ты пробной эксплуатации первоочередных участков месторождений.


Следующим этапом жизни любого месторождения является его промышленная дораз ведка, когда проводятся детализационные сейсморазведочные работы по более густой сет ке, бурится ряд дополнительных разведочных скважин, начинается эксплуатационное буре ние на первоочередных участках. В результате представления о геологическом строении залежи часто переходят за рамки единой пластовой модели, появляются локальные неодно родности со своим характером распределения их по площади (см. рис. 1, б). Как правило, итогом этого этапа работ является новый подсчет запасов месторождения и составление проектных документов по технологическим решениям разработки, так как уточняются № 6, 2010 Нефть и газ представления о форме залежи, структуре и величине запасов, а это требует детального рассмотрения возможностей их освоения и разработки.

Следом за этапом доразведки и пробной эксплуатации наступает активная разработка всего месторождения, когда в основном вся площадь разбуривается по проектной эксплуа тационной сетке скважин. На этом этапе по результатам бурения эксплуатационных сква жин, данных геофизических исследований скважин (ГИС), опробования и динамики разра ботки строятся детальные карты геолого-промысловых параметров по всему месторожде нию, проводятся дополнительные исследования керна, свойств пластовых флюидов и газа, гидродинамические исследования и прочее. На этом этапе мы получаем еще более деталь ное представление о геологическом строении залежей, индивидуальные характеристики распределения коллекторских свойств внутри каждой отдельной залежи и в целом по пло щади (см. рис.1, в). На данном этапе составляются трехмерные цифровые геологические модели, являющиеся основой для успешной разработки, так как только подробное знание всех характеристик неоднородностей и особенностей каждой залежи может обеспечить продолжительную и эффективную работу каждой скважине. Только в варианте трехмерных моделей удается совместно учесть все виды информации. Как правило, на этом этапе со ставляются дополнения к технологическим схемам и проектам разработки, учитывающие новые представления о геологическом строении залежей УВ, свойств насыщающих флюи дов, опыт и динамику первых лет эксплуатации месторождения. Без постоянного контроля развития представлений о структуре запасов на месторождении и принятия соответствую щих решений при проведении геолого-технологических мероприятий при разработке не возможно будет оценить уже и структуру остаточных запасов, и продвижение фронтов во ды, и т. д.

Проблема разведки и разработки залежей УВ, имеющих тонкослоистую и линзовидную текстуру, остается одной из наиболее трудно разрешимых в нефтегазовой индустрии [2]. В Западно-Сибирском регионе в категорию таких сложнопостроенных объектов попадают, прежде всего залежи ачимовской пачки в нижнемеловых песчано-глинистых отложениях.

Кроме того, в процессе освоения большинства нефтяных месторождений установлено, что и многие другие нефтегазоносные интервалы во всем меловом разрезе очень часто имеют аналогичную структуру. Традиционное представление о пластовой модели залежей, поло женное в основу разведки и разработки, стало серьезным мешающим фактором почти на всех этапах освоения месторождений УВ. Без решения этой проблемы нельзя рассчитывать на устойчивую и рентабельную добычу углеводородного сырья.

Система из гидродинамически слабо связанных тонкослоистых и линзовидных резерву аров обладает свойствами, принципиально отличающимися от свойств однородного мощно го пласта с выдержанными верхней и нижней границами, требуя специфического к ней подхода. Перечислим только главные из характерных свойств и следствий проявления та ких объектов.

1. На этапе разведки при корреляции сейсморазведочных данных и промыслово геофизических диаграмм необходимо выделить устойчивые реперные интервалы разреза.

Последними чаще всего являются не сами нефтенасыщенные слоистые интервалы, а пере крывающие и подстилающие их существенно более выдержанные глинистые пласты, кото рые и должны быть использованы для структурных построений [3].

2. Быстрая латеральная изменчивость внутренней текстуры тонкослоистых залежей приводит к формированию неустойчивой формы отраженного импульса от них, что и дела ет некорректными какие-либо попытки стратиграфической увязки сейсморазведочных и промыслово-геофизических данных непосредственно в этих интервалах разреза.

3. Традиционный метод законтурного заводнения [4], корректный для пластовых моде лей залежи, теряет эффективность для систем, состоящих из тонких линзовидных пропласт ков из-за слабой латеральной проницаемости всей системы в целом. Часто возникает кин жальное обводнение эксплуатационных скважин в сводовых частях структур за счет про рыва пластовых вод по вертикали (из-за слишком интенсивной разработки) из нижних об водненных пропластков [4].

4. Мозаичный характер пространственного распределения очагов с улучшенными кол лекторскими свойствами в системах тонкослоистых линзовидных резервуаров вызывает необходимость постановки детальных геолого-разведочных работ с высокой степенью раз решения по вертикали и латерали (например, высокоразрешающей сейсморазведки 3D), по 16 № 6, Нефть и газ результатам которых должна строиться технологическая схема разработки подобных ме сторождений [3].

5. Субвертикальные зоны деструкции [3] горных пород, надежно картируемые с помо щью сейсморазведки 3D в Западной Сибири, контролируют не только очаги высокодебит ной добычи, но и участки наиболее вероятного кинжального обводнения в залежах по добного типа.

Условия формирования залежей углеводородов с тонкослоистой и линзовидной тексту рой принципиально отличается от моделей однородных по литологическому составу интер валов разреза, прежде всего, существенно локальным в пространстве и во времени импуль сным режимом осадконакопления [5]. Быстрое чередование низко- и высокоэнергетических обстановок в морском бассейне, по нашему мнению, обусловлено импульсным режимом сейсмотектонической активности в локальных очагах, расположенных непосредственно на территории будущего месторождения.

Итак, даже краткое перечисление свойств сложнопостроенных залежей углеводородов, проявляющихся при поиске, разведке и разработке показывает более высокий уровень ор ганизации вещества этих сложнопостроенных геологических объектов. В соответствии с принципом адекватности для освоения этих объектов необходима разработка новой геоло гической концепции и новых технологий поиска, разведки и добычи.

Ожидаемый практический результат работ на этом, более высоком, уровне организации геологической среды – освоение значительной части тех запасов углеводородов, которые на традиционном уровне относятся к забалансовым запасам.

В качестве примера развития представлений о геологическом строении, характеристи ках и свойствах залежей и структуры запасов УВ можно привести краткую историю Ва рынгского месторождения, расположенного в непосредственной близости от Верхне Коликъеганского месторождения.

Варынгское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1988 году, введено в раз работку в 1993 году. Продуктивными являются нижнемеловые (пласты БВ 11 и БВ131) и верхнеюрские отложения (пласты ЮВ11 и ЮВ12-3). Основным объектом эксплуатации явля ется пласт БВ13.


При сдаче объекта БВ13 в разработку, то есть по завершении этапа поисковых ГРР и ста дии предварительной разведки, нефтегазоконденсатная залежь пласта БВ131 была вскрыта 10 разведочными скважинами, имея размеры 9х10 км и высоту около 45 м. При проведении корреляции объекта БВ13 та часть пласта, которая имела в пределах контура нефтеносности насыщение газ или нефть, индексировалась как БВ131, а нижняя часть с насыщением вода, как правило, была отнесена к пласту БВ132. Такое разделение позволило значительно упростить априорную модель объекта и представить запасы подсчетного объекта как пласта БВ131, имеющего в западной части границу выклинивания коллекторов, газовую шапку и характеризовавшегося максимумом эффективных толщин в юго-восточной части площади.

Эксплуатационное разбуривание началось в сводовой части структуры, значительным числом скважин естественно вскрыли газонефтяную часть объекта. На тот момент на ме сторождении не было подготовлено системы сбора свободного газа, большинство газовых скважин решили углубить до вскрытия нижнего объекта - ЮВ1.

Оставшиеся на объекте БВ13 скважины стали быстро терять давление, дебиты падали, возрос газовый фактор, хотя расчеты, проведенные, исходя из представления о единой свя занной залежи, расположенной на ярко выраженном поднятии и имевшей достаточный по тенциал по законтурному питанию пластовыми водами, не подтверждали столь быстрого и значительного (до 50-80 МПа) падения пластового давления. Этот вопрос требовал разре шения, к тому же остро встала задача по размещению системы поддержания пластового давления.

Таким образом, только результаты эксплуатации и данные разбуривания площади объ екта БВ13 позволили изучить геологическое строение этого горизонта детально. В объеме горизонта БВ13 выделено четыре песчаных пласта, в которых выделены отдельные залежи УВ, разделенные глинистыми перемычками различной мощности. Каждый из пластов, представлен серией прослоев, отличающихся по мощностям, коллекторским свойствам и характеру насыщения. Все выделенные пропластки имеют северо-западное простирание и линзовидное строение.

№ 6, 2010 Нефть и газ Представление о структуре запасов УВ на основном объекте месторождения измени лось. Объект БВ13 больше не является единым пластом, это серия отдельных линз песчани ков, представляющих четыре пласта БВ130, БВ131 (рис. 2), БВ132 и БВ133.

Рис. 2. Структурная схема по кровле пласта БВ 131, совмещенная с картой эффективных толщин: 1 – разведочные скважины;

2 – эксплуатационные скважины;

3 – зона неколлектора;

4 – внешний контур нефтеносности;

5 – внешний контур газоносности В первых трех пластах выделяются нефтегазоконденсатные залежи, в последнем пласте – нефтяная. Выполненная оценка геологических запасов по проведенным построениям по казала, что они несколько ниже ранее утвержденных ГКЗ. Уменьшение запасов связано, прежде всего, с уменьшением объема нефтесодержащих пород, что можно объяснить более дробным расчленением объекта БВ13 на четыре отдельных пласта. Это стало возможно по сле проведения интерпретации материалов ГИС и выполненной детальной корреляции гео логического разреза в продуктивной части пласта БВ13 при разбуривании эксплуатационной сеткой скважин большей части месторождения.

В уточненной геологической модели сложнопостроенный объект БВ13 представляет си стему отдельных, часто разобщенных и гидродинамически не связанных малоразмерных и маломощных пластов и пропластков, составляющих отдельные залежи УВ, контролируе мые структурным фактором, границами выклинивания и разнообразием физических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов. Размеры выделенных по отдельным пла стам залежей составляют от 200-250 м до 5-10 км;

размеры неоднородностей, оказывающие существенное влияние на процесс разработки (локальные зоны отсутствия коллекторов, ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств, локальные газовые шапки и т.д.) опреде лены от 150 до 500-700 м.

Имея более детальные и близкие к действительности априорные представления о струк туре запасов, строении и свойствах залежей и геологических объектов на данном месторож дении или любом другом, при проектировании разработки легче можно подобрать и эффек тивные способы эксплуатации месторождения. Знание реальной структуры запасов позво 18 № 6, Нефть и газ лило бы своевременно и грамотно принимать технологические решения, способствующие повышению нефтеотдачи объектов разработки, экономическому росту предприятия, послу жило бы интересам владельца недр и недропользователя.

Очевидно, что постановка детализационных работ методами сейсморазведки 3D на эта пе доразведочных работ до ввода месторождения в эксплуатацию позволила бы уточнить истинную геолого-промысловую модель месторождения.

Отмечаемое нарушение адекватности реального геологического строения месторожде ния применяемой его модели проявляет на этапе поиска, разведки и подсчете запасов и на этапе проектирования и реализации технологической схемы разработки. Оба этапа пред ставляют звенья одной цепи процессов, имеющих единую цель – повышение надежности и рентабельности добычи продукции.

Список литературы 1. Волков А.М. Иерархическая система математических моделей в геологии / Часть 1. Модели. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. – 130 с.

2. Мясникова Г.П., Шпильман В.И. Методы выявления перспективных зон и месторождений нефти и газа. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. – 125 с.

3. Бембель P.M. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. – Новосибирск: Наука. Сиб.отд ние, 1991. – 152 с.

4. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т.2. – 352 с.

5. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов и др.;

под ред. В.И. Ермакова, А.Н. Кирсанова. – М.:

Недра, 1995. – 464 с.

Сведения об авторе Бембель С.Р., к.г.-м.н., доцент кафедры «Промысловая геология нефти и газа», Тюменский госу дарственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 25-11-58, е-mail: Bembel_SR@surgutnefegas.ru Bembel S.R., Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, associate professor, Department for Petroleum Geology, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 25-11-58, е-mail:

Bembel_SR@surgutnefegas.ru _ УДК 552. СООТНОШЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ СО СТРУКТУРНЫМИ ТИПАМИ ПОРОД К.Ю. Оленова (Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина) Карбонатные отложения, породы коллекторы, петрофизические измерения, Тимано-Печорская провинция Carbonate deposits, reservoir rocks, petrophysical measurements, Timan-Pechora province Correlation of reservoir properties with carbonate rocks texture. Olenova K.Yu.

The correlation of porosity values with certain reservoir rock types of carbonate deposits has been found based on lithology studies and petrophysical measurement results. The porosity distri bution curves have been drawn for each structural type of rocks, as well as a common curve of porosity distribution and the plot of correlation of porosity and permeability values have been obtained. Fig. 9, table 1, ref. 7.

В нижнепермских карбонатных отложениях Колвинского мегавала (Тимано-Печорская провинция) открыта серия нефтяных месторождений. Выявление взаимосвязи коллектор ских свойств с типом карбонатных пород-коллекторов – один из важных элементов изуче ния адекватной модели залежи, достоверного подсчета запасов. Решение этой задачи по влекло настоящее сообщение. Были обработаны результаты петрофизических исследований более 3000 образцов керна 6 скважин и проведено их сопоставление со структурными ти пами пород. Последнее, равно как и характер пустотного пространства, изучалось в шлифах под микроскопом.

№ 6, 2010 Нефть и газ Выделены и описаны три главных типа пород:

известняки микрокомковато-сгустковые водорослевые c органогенным детритом;

известняки органогенно-обломочные с яснокристаллическим цементом: криноидно мшанковые и фораминиферово-водорослевые разновидности;

известняки биогермные: тубифитовые, микрокодиевые, водорослевые и палеоапли зиновые разности.

Известняки микрокомковато-сгустковые водорослевые c органогенным детритом пред ставляют достаточно плотную микросгустковую структуру, что обусловливает невысокую емкость с преобладанием микропористости. В участках наличия органогенного детрита появляется межформенная и внутриформенная пористость, которая увеличивается из-за процессов выщелачивания и образования микрокаверн. Это отражает бимодальность кри вой распределения пористости (рис. 1), где одна совокупность значений 9-10% характеризу ет основную чуть более плотную матрицу данного типа пород-коллекторов, а большие зна чения – 13-14% – участки детритовой структуры и развития микрокаверн. Среднее значение пористости составляет 10,12%.

40. 35. Рис. 1.

30. Кривая распределения 25. пористости в известняках n, % 20. микрокомковато-сгустковых 15. водорослевых с органогенным 10. детритом 5. 0. 7-8% 9-10% 11-12% 13-14% 15-16% пористость, % Известняки криноидно-мшанковые с яснокристаллическим цементом характеризуются относительно равномерным распределением составных частей [1] и, соответственно, рав номерным распределением пустотного пространства и достаточно хорошей проницаемо стью. Емкостное пространство в данном типе пород представлено межформенными и внут риформенными (преимущественно в ячейках мшанок) порами.

Иногда отмечается снижение пористости, связанное с наличием микрита, большей ча стью приуроченного к внутриформенным пустотам, и процессами уплотнения обломочного материала. Данные факты указывают на более спокойную гидродинамику среды обстановки осадконакопления. Такие породы достаточно типичны, их пористость составляет 11-12% (рис. 2).

25. Рис. 2.

20. Кривая распределения 15. пористости в известняках n, % органогенно-обломочных 10. криноидно-мшанковых 5. с яснокристаллическим 0. цементом 2% 4% 6% 8% % 2% 4% 6% 8% 0% 2% - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость,% Последующая промывка осадка и развитие процессов выщелачивания приводят к уве личению пористости. Микрит присутствует только в некоторых ячейках мшанок, отмечает ся чуть менее плотная «упаковка» форменных элементов. Доминирует межформенная по ристость, внутриформенная присутствует, но развита в меньшей степени. Наличие таких пород, по-видимому, связано с кратковременными периодами выведения осадка в зону промывки. Породы характеризуются значениями пористости 15-16%.

20 № 6, Нефть и газ В некоторых разностях отмечается более однородная текстура, структура, характеризу ющаяся достаточно хорошей сортировкой, почти полное отсутствие микрита вследствие активной гидродинамики среды осадконакопления, а также более крупные пустоты выще лачивания по сравнению с аналогичными породами, характеризующими предыдущий пик.

Благодаря этому отмечается равномерная меж- и внутриформенная пористость с хорошей проницаемостью обоих типов пустот (20-21%). Слабая обособленность данного пика связа на, вероятно, с тем, что условия для формирования таких пород возникали достаточно крат ковременно.

Среднее значение пористости для пород этого типа составляет 12%, что несколько выше пористости в предыдущем типе.

Для известняков органогенно-обломочных фораминиферово-водорослевых с яснокри сталлическим цементом характерны несколько различный состав водорослевой компонен ты: разнообразные виды зеленых, синезеленых, а также багряных водорослей;

существен ные различия межформенного заполнения. Эти факторы проявляются в резкой неоднород ности петрофизических параметров (рис. 3).

На кривой прослеживается 4 обособленных пика, которые соответствуют значениям по ристости: 3-4%;

11-12%;

15-16%;

19-20%.

В этом типе пород среднее значение пористости еще более высокое по сравнению с предыдущими двумя типами пород – 12,81%.

30. Рис. 3.

25. Кривая распределения пористости 20. n, % в известняках 15. органогенно-обломочных 10. фораминиферово-водорослевых 5. с яснокристаллическим 0. цементом 2% 4% 6% 8% 11 % 13 % 15 % 17 % 19 % 21 % 23 % 25 % 27 % 8% - - - - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % Таким образом, в рассмотренных первых трех типах пород наибольшими значениями пористости (порядка 12%) обладают органогенно-обломочные криноидно-мшанковые и фораминиферово-водорослевые известняки, но последние характеризуются высокой неод нородностью развития этого параметра.

Биогермные породы характеризуются более сложным внутренним строением, которое зависит от индивидуальных особенностей конкретного биогермостроителя (палеоаплизины, водоросли, тубифиты, микрокодии), и межкаркасного материала и, конечно, от постседи ментационных условий [2]. Вследствие всего этого в биогермных породах наблюдается более сложная структура пустотного пространства по сравнению со структурой пустот ор ганогенно-обломочных известняков.

Известняки биогермные тубифитовые [3] имеют плотный каркас.

Межкаркасное пространство бывает часто заполнено микрокомковато-сгустковой мас сой, где все пространство между комками и сгустками либо заполнено спаритом и, соответ ственно, плотное (пористость до 4%), либо с мелкими порами, образовавшимися в обста новках промывки и выщелачивания – емкостное пространство в них связано с межкаркас ным заполнителем (пористость приурочена к значениям 7-8%).

Наличие крупных первичных межкаркасных пустот, иногда с крустификационным (фреатическим) цементом и отсутствие в них какого-либо заполнения обусловливает высо кую пористость (20-21%) данных разностей пород (рис. 4). По-видимому, такие условия формирования пород создавались лишь локально и периодически.

Для известняков биогермных тубифитовых характерны самые низкие средние значения пористости среди рассматриваемых типов пород-коллекторов – 7,6%.

№ 6, 2010 Нефть и газ 25. 20. Рис. 4.

15. n, % Кривая распределения пористости 10. в известняках биогермных тубифитовых 5. 0. 2% 4% 6% 8% % 2% 4% 6% 8% 0% 2% - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % Известняки биогермные микрокодиевые имеют также достаточно прочный каркас. Он либо почти без заполнения межкаркасного пространства (с первичными межкаркасными пустотами или без таковых – более плотный), либо с заполнением промежутков каркаса органогенно-детритовым карбонатным материалом в количестве до 35-40%.

Наблюдаются также чередующиеся линзовидные и волнисто-слоистые фрагменты по род, сложенные собственно микрокодиевыми колониями и микрокомковато-сгустковой массой, которые представляют относительно плотные разности.

В соответствии с вышеуказанными особенностями литологического строения распреде ление пористости в известняках биогермных микрокодиевых носит отчетливо выраженный бимодальный характер с небольшим обособлением третьего пика (рис. 5).

Породы, представляющие довольно плотные однородные микрокодиевые колонии, имеют небольшое количество межкаркасных и внутрикаркасных пустот, характеризуются значениями пористости 5-6%.

Разности, сложенные крупными однородными колониями, в которых развита межкри сталлическая внутрикаркасная пористость, а межкаркасное пространство содержит какое либо количество заполняющей массы, представляющей органогенно-обломочную пористую составляющую. Таким породам соответствует наиболее выраженный пик кривой распреде ления пористости со значениями пористости 10-12%.

По-видимому, такие разновидности каркасов микрокодий и заполняющей массы фор мируются в экологически различных обстановках.

Локальные проявления процессов выщелачивания и вадозные условия цементации по ложительно сказываются на формировании пустотного пространства пород, что проявляет ся в некотором увеличении емкости пород (16-17%).

Среднее значение пористости биогермных микрокодиевых известняков – 10,24%, не сколько большее по сравнению с тубифитовыми разностями.

25. 20. Рис. 5.

15. n, % Кривая распределения пористости 10. в известняках биогермных 5. микрокодиевых 0. 2% 4% 6% 8% % 2% 4% 6% 8% 0% - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % Следующий тип биогермных пород – известняки биогермные водорослевые, представ ляются одним из наиболее сложных по текстурно-структурным особенностям.

Основная масса пород представлена микрокомковато-сгустковой синезеленой водорос левой массой, в которой преобладают часто сильно перекристаллизованные пластины и чехлы зеленых водорослей, в меньшей степени – остатки багряных водорослей, тубифитов и микрокодий.

22 № 6, Нефть и газ Кроме того, присутствует органогенно-обломочная составляющая в количестве от 15 до 45%. В создании каркаса породы участвуют, вероятно, филлоидные и синезеленые водорос ли.

Типы пор очень разнообразны: меж- и внутрикаркасный, межформенный, внутрифор менный (в камерах фораминифер, остатках Tubiphуtes, ячейках мшанок), вместоформен ный;

отмечается микропористость синезеленых водорослей.

Разности, формирующиеся в крайнем мелководье, о чем свидетельствует наличие ва дозной цементации [4], где часто опресненные воды не полностью заполняют межформен ное пространство [5] (каплевидный цемент), имея первично несколько большую пори стость, в дальнейшем даже несколько увеличенную при выщелачивании. Процесс выщела чивания – унаследованный, главным образом, по первичным седиментационным пустотам.

Для этого типа характерна различная направленность вторичных процессов: наряду с развитым процессом выщелачивания, в отдельных разностях пород активно проявляются процессы кальцитизации и перекристаллизации (в том числе по водорослевым чехлам), снижающие первичную пористость, вплоть до полного ее отсутствия.

Среднее значение пористости в биогермных водорослевых известняках несколько большее по сравнению с первыми двумя рассмотренными типами биогермных пород разре зов (тубифитовыми и микрокодиевыми) и составляет 12,57%. Распределение ее в этом типе имеет мономодальный характер с пиком, соответствующим значениям пористости 11-12%, и неясно выраженным поднятием кривой на значениях пористости 17-18% (рис. 6).

25. 20. Рис. 6.

15. Кривая распределения пористости n, % 10. в известняках биогермных 5. водорослевых 0. 2% 4% 6% 8% % 2% 4% 6% 8% 0% 2% 4% - - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % Последний исследуемый тип пород – известняки биогермные палеоаплизиновые [3].

Каркас представлен субгоризонтально расположенными, достаточно крупными пластинами палеоаплизин. Межкаркасный заполнитель обилен и сложен двумя встреченными разно видностями: микрокомковато-сгустковым и органогенно-обломочным материалом.

Пористость присутствует внутри пластин палеоаплизин – внутрикаркасная и в породе заполнителе – межкаркасная, которая, в свою очередь, включает преимущественно меж форменные, реже внутриформенные поры. Межкаркасная пористость обладает большей проницаемостью нежели внутрикаркасная, что связано с достаточно плотной (микритовой) структурой стенок пластин биогермостроителя.

Биогермные палеоаплизиновые известняки обладают наивысшими значениями пористо сти среди всех рассмотренных типов пород, среднее значение которой – 17,57%. Распреде ление пористости носит явно выраженный бимодальный характер (рис. 7), что соответству ет, по-видимому, двум разновидностям пород-заполнителя. Микрокомковато-сгустковое выполнение межкаркасной пористости – более плотное.

25. 20. Рис. 7.

15. Кривая распределения пористости n, % 10. в известняках биогермных палеоаплизиновых 5. 0. 2% 4% 6% 8% 11 % 13 % 15 % 17 % 19 % 21 % 23 % 25 % 27 % 8% - - - - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % № 6, 2010 Нефть и газ Кроме того, существенную роль в увеличение пористости вносит влияние процессов выщелачивания [6], проявленных только в ограниченном количестве случаев.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.