CC BY
56
УАК 553.98(571.1)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ MOB ОГТ 3D С ЦЕЛЬЮ ПОДГОТОВКИ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ» В ПРЕДЕЛАХ НЕРУТИНСКОЙ ВПАДИНЫ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.Н.Бородкин (Тюменский государственный нефтегазовый университет), А.Р.Курчиков (Западно-Сибирский филиал «Института нефтегазовой геологии им. А.А.Трофимука» СО РАН), С.А.Варягов (ООО «Газпром добыча Надым»), А.С.Недосекин, А.В.Лукашов, О.А.Смирнов (ООО «ИНГЕОСЕРВИС»), В.В.Шиманский (ФГУ НПП «Геологоразведка»)
В статье приведен УВ-потенциал впадины, показано, что основные перспективы нефтегазоносности связаны со среднеюр-ским и ачимовским нефтегазоносными комплексами. Кроме того, по результатам геолого-разведочных работ даказывается развитие пласта tOi васюганской свиты, продуктивность которого в пределах впадины установлена на ряде площадей. По материалам сейсморазведки 3D не исключено, что данные песчаные образования могут быть связаны с фронтальными частями аномальных разрезов баженовской свиты валанжинского возраста.
С использованием объемной сейсморазведки в разрезе юрско меловых отложений выделена серия сложнопостроенных перспективных объектов, которые по материалам сейсморазведки 2D не картируются.
Ключевые слова: Нерутинская впадина; нефтегазоносные комплексы; ресурсы УВ; клиноформа; аномальный разрез; сейсморазведка 30.
В тектоническом отношении Нерутинская впадина входит в состав Надым-Тазовской синеклизы и осложнена серией локальных поднятий. С востока ограничена Уренгойским, с запада — Медвежьим и с севера — Песцовым валами, на юге граничит с Пангодинским и Ямсо-вейским поднятиями.
С точки зрения стратиграфической изученности разреза мезо-кайнозойский осадочный чехол полностью вскрыт в юго-восточной части впадины в скв. 200 Юбилейного локального поднятия и скв. 414 Уренгойского вала, на западе - в скв. 1001 в пределах Медвежьего вала и на севере - в скв. Ен-Яхинская СГ-7.
В пределах впадины перспективны среднеюрский (пласты Ю24), ачимовский (пласты группы Ач) и неоком-ский (пласты группы БУ, БП) нефтегазоносные комплексы.
Начальные суммарные ресурсы (НСР) (категорий С1+С2+С3+Д1л) УВ в пределах впадины и прилегающих территорий по среднеюрскому, ачимовскому и неоком-скому нефтегазоносным комплексам составляют: нефти - 1071,9 млн т, газа - 4863,8 млрд м3, конденсата — 835,8 млн т. Из них на среднеюрский нефтегазоносный комплекс приходится: нефти — 223,3 млн т, газа — 1058,9 млрд м3, конденсата - 188,4 млн т; на ачимовский: нефти - 670,4 млн т, газа - 3266,9 млрд м3, конденсата -
564,8 млн т; на неокомский: нефти — 138,7 млн т, газа — 538,0 млрд м3 и конденсата — 82,6 млн т [1].
Из приведенных материалов видно, что основные перспективы нефтегазоносности связаны с ачимовским нефтегазоносным комплексом.
На основе анализа литолого-геохимических и сей-смофациальных критериев в работе [2] в составе ачи-мовского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири выделены крупнейшие зоны нефтегазоносности. Они включали территорию от 34-го регионального профиля на севере до 22-го на юге, от клиноформы БТ,2.13Ач18 на востоке до БУ8.9Ач5 на западе (Уренгойский регион). НСР УВ региона составили: нефти — 1667 млн т, газа — 6050 млрд м3, конденсата — 1050 млн т [3].
Нерутинская впадина (зона нефтегазонакопления) в составе выделенных зон также характеризуется высоким УВ-потенциалом ачимовского нефтегазоносного комплекса.
На основании выполненных стратиграфических исследований нижнемеловых отложений в пределах впадины и прилегающих территорий [4] в составе ачимов-ской толщи выделены клиноформы БУ17.19Ач15, БУ16Ач13.14, БУ15Ач1И2, БУ13.14Ач9.10, БУ12Ач7.8, БУ1011Ач6, и БУ8.9Ач5 (рис. 1). Индексация клиноформ, предложенная авто-
Рнс. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА (А) ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КЛИНОФОРМНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛШИ
НЕРУТИНСКОЙ ВПАДИНЫ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ И РАЗРЕЗ (Б)
I
О
>
и >
у Ямбур^ское
ЭвЛАДпо-Харсутхисил
■ "*■ • Цсййш \ /ГЪри'Чйскл* ЛЛ Г Ч I
Л*нгжямп»41" СИЛ/
Нижнввддыти^'ко
.£н-Яхцнское'' [ . О/ 1
Южно-Песцсаос
Юммо Пес ммия СЛЛ
Мдлохатимскдя )/
Пад'хк*и Нгмм Х«р|ут>.«*а» СЛ1
^«6 >,»«...р^ном СЛЛ Т«бм7«т»ршисм,11 , м ■ в
Седэккхсихш СЛЛ / / Нгщм|-Табй»||»<ош1 СЛЛ ,
' I '' 1
/ ХлбмЖ СЛЛ У - /мамжчГ««™. СЛЛ Ссвсро-Юбмлсйиоо
Уренгойское
Медвежье
Новый Уренгой
Восточно-Медвежье"^--} и «мХЗпно доо-Юбилайиое /
Г "" \ ) I
/ Юбмлвйил« *
Ево-Якимсксх
ЮСиюймое
Малотжи/Ю101и Среднеганомсым
Зягадно^Чохпямиискаи СЛЛ
\ I Стподовая СN
4 Ач 15
убкмиское/ \ \
1 3»пгдчо-1*-.ло«с»»» СЛЛ ярмсим \Дц
Ач 9-10 Ач 11 12 < »
Ач 7-8
к-............
Ш, ш2 Е^Зз Шб (ИЬ
Б
Граница клиноформы: 1 - западная, 2- восточная; 3- контуры сеноманских газовых залежей; 4 - залежи УВ; 5 - индекс клиноформы; 6 - региональный профиль; 7- перспективные объекты (категории Сх+ЛьО
А
О
>
а
о
X
о 08
40 >
и св
е
н
и-Я
5
5
и о
о
(Г
я
о
"О
о
гп X
Рис. 2. СХЕМА КОРРЕЛЯЦИИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ЛИНИИ СКВАЖИН 24. 22, 23 ЗАПАДНО-ЮБИЛЕЙНОГО, 200Р, 100Р ЮБИЛЕЙНОГО. 676Р, 650Р, 281Р, 274Р УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ (по Бородкнну В.Н., Завгородней М.В., Черепанову С.Б., 2015)
"г-'-'ЛГО Юбчитян.м-7/
мщ; Сбтпц-;« })
Юбимйми-ЮОР
Урен)ойси» Й/6Р
Уэ<?мюйсмл*-6?10Р
уврсяал
1Г0ЙСКА1
5УбАч(: »»„А». Ач„
О
ш2
Шз Ш* Ш*
1 - региональные и субрегиональные глинистые пачки; 2 - баженовская свита; 3 - «шоколадные» глины (уренгойская пачка); границы: 4 - фаииального перехода склоновых глинистых образований в песчаники ачимовской толши, 5 - выклинивания ачимовской толши
Рис. 3. ОБЪЕМНОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ (А, Б) И ПЛАСТОВОЕ СЕЧЕНИЕ (В, Г) ЗЭ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ КОНУСОВ ВЫНОСА КЛИНОФОРМ БТпАЯ17 (А), БУгоАч« (Б) ВОСТОЧНО-УРЕНГОЙСКОЙ ЗОНЫ (МОГТ ЗР)
В
1 - прибрежно-мелководная зона (шельф): 2 - бровка прибрежно-мелководной террасы (шельф); 3- каналы мутьевых потоков; 4 - склон прибрежно-мелководной террасы (шельф); 5- основание склона; 6- песчано-алевролитовые конусы выноса мутьевых потоков (турбидиты); 7- граница конуса выноса с дистальными гемипе-лагическими образованиями (зона выклинивания клиноформы БТцАчп)
рами статьи [5], как и для территории Среднего Приобья, включает индекс изохронного шельфового пласта [6] и субрегиональный цифровой индекс, учитывающий возрастное скольжение клиноформ с востока на запад (см. рис. 1).
При стратификации разреза неокома в пределах впадины авторы статьи [4] сначала выполнили корреляцию разрезов скважин по линии 106 регионального сейсмического профиля через стратотипы пластов БП (скв. Губкинская-38) и БУ (скв. Уренгойская-17), поскольку в пределах района исследований развиты обе группы пластов. Затем результаты выполненной корреляции передавались на 25-й региональный сейсмический профиль (см. рис. 1), по линии которого осуществлялась корреляция разрезов скважин (рис. 2).
Исходя из изложенных [7] принципов выделения сейсмофациальных комплексов и на основании выполненной сейсмогеологической корреляции, откартирова-ны границы площадного распространения клиноформ-ных образований (см. рис. 1) и изохронных прибреж-но-меловых резервуаров неокома [1].
Нефтегазоносность ачимовско-го нефтегазоносного комплекса в пределах впадины и прилегающих территорий установлена в клино-формах БУП-19АЧ15 (Стерховое, Уренгойское, Самбургское), БУ16Ач1314 (Восточно-Юбилейное, Уренгойское, Табъяхинское), БУ^Ачц.^ (Ямсо-вейское), БУ1з.14Ач9.1о (Песцовое, Западно-Юбилейное), БУ12Ач7.8 (Вос-точно-Медвежье, Песцовое, Западно-Юбилейное) и БУ10.цАч6 (Западно-Песцовое) (см. рис. 1) [8].
В составе ачимовского нефтегазоносного комплекса по результатам сейсморазведочных работ Ю выявлено более 70 перспективных ловушек с суммарным объемом нефти — 554,0 млн т, газа — 1414,4 млрд м3 и конденсата — 286,6 млн т [1]. Перспективы ачи-мовской толщи исследованной территории впервые отмечены в работе [9] и впоследствии подтвердились результатами геолого-разведочных работ. Промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений (пласты Ю2.4) подтверждена на Песцовом, Западно-Песцовом, Южно-Песцовом, Восточно-Юбилейном и западном склоне Уренгойского месторождений [1, 10, 11]. По результатам геофизических работ в составе среднеюрских отложений в пределах исследованной территории подготовлено более 50 перспективных объектов [1] с суммарными ресурсами нефти 181,7 млн т, газа - 395,0 млрд м3 и конденсата - 69,5 млн т.
В отложениях неокомского нефтегазоносного комплекса в пределах впадины и прилегающих территорий промышленная нефтегазоносность установлена на Юбилейном (пласт БУВ), Восточно-Юбилейном (пласт БУ14), Пангодинском (пласт БУ10), Ямсовейском (пласт БУ15), Песцовом (пласты БУ8_д, БУ10), Ен-Яхин-ском (пласты БУ8 9, БУ^-п» БУ12) и Медвежьем (пласты БУ^г, БУ3.4, БУ8_9) месторождениях. В составе этого комплекса по результатам сейсморазведочных работ подготовлено более 60 перспективных объектов с суммарными ресурсами нефти 104,4 млн т, газа — 248,3 млрд м3 и конденсата — 32,15 млн т [1].
Выявленные в составе нефтегазоносных комплексов перспективные объекты связаны с ловушками УВ как структурного, так структурно-литологического и ли-тологического типов с преобладанием сложнопостро-енных объектов.
METODS OF OIL AND GAS DEPOSITS PROSPECTING
Рис. 4. КАРТЫ ПЕРСПЕКТИВ НЕФГЕГАЗОНОСНОСГИ КЛИНОФОРМ БУ16Ач1311, БУх5Ачп.,2 и БУццаАч^ю В ПРЕДЕЛАХ НЕРУТИНСКОЙ ВПАДИНЫ
Выделение последних по данным сейсморазведки 20 часто проблематично, поэтому их оценка в основном производится по категории Д1л. В пределах исследованной территории геолого-разведочные работы проводят предприятия ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Уренгой» и ОАО «Новатэк».
Выделение перспективных
объектов в разрезе юрско-меловых отложений по данным сейсморазведки ЗО
Наглядным примером использования сейсморазведки 30 при выделении перспективных зон в слож-нопостроенных объектах, являются отложения ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны, примыкающей с запада к Нерутинской впадине.
Первоначально поисково-раз-ведочные работы в пределах зоны проводились по материалам сейсморазведки 20, на базе которой были откартированы границы площадного распространения клино-
Пасцоёо*
Сямо ПгыаЛвщ
1м Яы*стшт
. Ш
Ногяыяноеаасы* ffl
Южно-Пписйоя ' 'v-
Л
vru .
»U .
Сев ер о
ЮЛиатшт
Восточно 85 - Та6ь*х0 4200 Торкинскап
уо
.иЛ
l.etoao Патоа/кюсяаш
• г
iw
и Hmiatftife*
■ i
у,
¡ö/JUf , Л
■■-4?5i IV
» /
:
Ш
■ftt'i* Otunümt»
Cvtumirin»
кабалил uöc шля
БУ.,.,Ач,
□□i И2ЕВЗИ4Е]5
ED; О. Ш,
1 - скважины; 2-граница распространения клиноформы; 3- изо гипсы, м; 4 - ресурсы категорий С^+Ды 5 - промышленные притоки нефти (на балансе не числятся); скважина (числитель - номер, знаменатель - глубина, м): 6 - проектная, 7 -проектная в бурении; залежи: 8 - газоконленсатная, 9- нефтяная
Рис. 5. ОПОЛЗНЕВЫЕ (А, Б) И БРЕКЧЕВИДНЫЕ (В, Г) ТЕКСТУРЫ, ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ВНЕДРЕНИЕМ ПЕСЧАНИКОВ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ В БИТУМИНОЗНЫЕ АРГИЛЛИТЫ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (скв. 100 Юбилейной плошали.
интервал глубин 3708-3729 м, клиноформа БУ15А4Ц.12)
формных образований ачимовской толщи и получена их сейсмогеоло-гическая модель [12]. После проведения сейсморазведки 30 были выявлены конусы выноса, связанные с авандельтовыми системами [13], характеризующиеся максимальными толщинами продуктивных отложений ачимовских образований (рис. 3). Здесь ООО «Газпром добыча Уренгой» целенаправленно проводит эксплуатационное бурение [14].
Схожая ситуация наблюдается и в пределах Нерутинской впадины. По данным сейсморазведки 20 от-картированы границы площадного распространения клиноформ ачимовской толщи [1, 15] (см. рис. 1), в составе которых выделены перспективные объекты. Скв. 42, пробуренная на Украинско-Юбилейной площади (рис. 4), вскрыла кровлю кли-ноформы БУ16Ач13.14 на абсолютной отметке -3428 м, суммарная мощность толщи составила 110 м. Разрез представлен преимущественно продуктивными песчаниками, по данным керна и промысло-во-геофизическим исследованиям (ГИС).
В составе клиноформы БУ15Ачц.12 насыщенные УВ песчаники установлены на Ен-Яхинской, Табъяха-Тар-кинской, Северо-Юбилейной и Юбилейной площадях (см. рис. 4).
Следует отметить, что в скв. 100 Юбилейной площади по керну выявлен аномальный разрез баженов-ской свиты, где наблюдаются оползневые текстуры с включениями прослоек битуминозных аргиллитов в отложениях ачимовской толщи (течение нелитифицированного осадка, рис. 5, А, Б) и внедрение песчаников толщи в литифициро-ванные битуминозные аргиллиты баженовской свиты с элементами брекчирования (см. рис. 5, В, Г). Песчаники нефтенасыщены как непосредственно в ачимовской толще, так и баженовской свите (см. рис. 5, В, Г).
Рис. 7. ОБОСНОВАНИЕ ВЫДЕЛЕНИЯ ЛОВУШКИ ОКСФОРДСКОГО ВОЗРАСТА (пласт Ю,) ПО МАТЕРИАЛАМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ЗР (по Феоктистовой О.В. и др., 2015)
Расчет куба псеедоимпедднса
Выделение ловушки
Карта изешаяит
иеш; | отрожмЭДимм ropHJuM». чн Ь и Т
Обоснованна граничных 1иачении
t>j и» »лс чаядочгаэа
С «ймтурйм УС
KJCIU XVUW^RUKJ
В скв. Северо-Юбилейная-85, пробуренной ОАО «Новатэк», отложения клиноформы продуктивны как по керну, так и ГИС. В разрезе клиноформы БУ1з.14Ач9.10 промышленная нефтегазоносность установлена на Песцовом и Восточно-Мед-вежьем месторождениях (см. рис. 4). В пределах последнего в составе клиноформы выделяются три пласта - БУ14Ач10, БУ13Ач92 и БУ13Ач91 общей мощностью песчаников более 70 м. В скв. Ен-Яхинская СГ-7, пробуренной в центральной части клиноформы, в керне отмечаются с коричневым оттенком плитчатые, за счет горизонтальных трещин, песчаники с запахом УВ. По результатам экстракции образцов в аппарате Сокслета и люминисцентно-биту-минологического анализа [16] установлено, что коллекторы насыщены легкой нефтью.
На Западно-Юбилейной площади в разрезе клиноформ БУ13.14Ач9.ю и БУ12Ач7.8 получены притоки нефти с пластовой водой.
Следует отметить, что в пределах Нерутинской впадины, наряду с перспективными среднеюрским, ачи-мовским и неокомским нефтегазоносными комплексами, нефтегазоносность установлена и в верхнеюрских отложениях, связанных с верхневасюганской подсви-той (пласт Ю,) оксфордского возраста.
К началу оксфордского века практически вся территория Западно-Сибирской равнины представляла морской бассейн с резко асимметричным строением дна. Расчлененный рельеф дна моря и скорости опускания обусловили различный характер осадконакопле-ния в отдельных частях бассейна седиментации. Отложения формировались на огромных пространствах морского мелководья с небольшими уклонами дна, что благоприятствовало накоплению аккумулятивных наносов. Здесь выделяются литолого-фациальные зоны всех шести классов песчано-глинистых пород, которые последовательно в восточном направлении (к берегу) сменяют друг друга [11].
Граница фациального замещения пласта Ю, непроницаемыми породами проходит существенно восточнее Уренгойского вала (Кислухин В.И. и др, 2007), а появление в песчаных фациях пласта в пределах Нерутинской впадины (западнее Уренгойского вала) на Ямсо-вейской, Западно-Юбилейной и других площадях, по-видимому, связано с авандельтовым комплексом речных систем, пересекающих Тодыттзотинскую впадину в районе исследований.
По результатам геолого-разведочных работ в южной части впадины, проводимых ООО «Газпром добыча Надым» на Западно-Юбилейной площади, в песчаных разностях пласт установлен в разрезе ряда скважин (рис. 6), в скв. 23 получена нефть с пластовой водой. По материалам сейсморазведки 30 выделены сейсмофа-ции, имеющие пологое клиноформное строение с на-
Рис. 8. «АНОМАЛЬНЫЙ» РАЗРЕЗ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ЗАПАДНО-ЮБИЛЕЙНОЙ ПЛОЩАДИ
1 - рекомендуемая поисковая скважина; стратиграфический срез отражающего горизонта Б по кубу мгновенных частот
Рис. 9. СЕЙСМОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВ Ю2 3 и Ю4 СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НЕРУТИНСКОЙ ВПАДИНЫ
А - карта изопахит между отражающими горизонтами Тюгг -Тюгз, Б - пропорциональный срез в интервале отражающих горизонтов Тюгг - Тюгз, В -карта амплитуд, взвешенная по частоте, Г- карта сейсмофаций, Д - пропорции ильный срез в интервале отражающих горизонтов Т10Г4, Е - отображение сейсмических образов русловых тел
клоном на запад. Применение сейсмических атрибутов и инверсии позволило оконтурить границу распространения пластов-коллекторов ловушки.
На разрезах псевдоимпедансов в целевом разрезе отчетливо выделяется область повышенных значений, что можно объяснить наличием песчаного тела и его вкладом в распределение коэффициентов импедансов. При оконтуривании ловушки пласта К^ использовалась технология, представленная на рис. 7.
В связи с наличием аномальных разрезов баженов-ской свиты, которые в пределах района исследований установлены как по керну (см. рис. 5), так и материалам сейсморазведки 30 (рис. 8), стратификация данного линзообразного тела неоднозначна. В частности, если исходить из модели формирования аномальных разрезов баженовской свиты [13], то данные песчаники могут отвечать фронтальной части аномального разреза (см. рис. 8), генетически связанного с отложениями ачимов-ской толщи, возраст которой по многочисленным находкам аммонитов [5, 13] определен как валанжинский.
Для уточнения вораста песчаников предполагаемого пласта К^ (см. рис. 6) в скв. 22 (интервалы отбора керна 4050-4058; 4058-4066 м) и скв. 24 (интервалы отбора керна 3875-3889; 3889-3895; 3895-3908; 3908-3914 м) Западно-Юбилейной площади необходи-
мо проанализировать образцы на спорово-пыльцевой анализ. В случае подтверждения валанжинского (не оксфордского) возраста песчаников вопрос о развитии пласта Ю^ т.е. отложений васюганской свиты, в пределах Нерутинской впадины исключается. С этой же целью рекомендуется бурение поисковой скважины в зоне аномального разреза (см. рис. 8) со вскрытием среднеюрских отложений. Именно в данной зоне прогнозируются максимальные толщины песчаников.
Пример подготовки перспективных объектов по материалам сейсморазведки 3D в районе работ ООО «Газпром добыча Уренгой» в разрезе среднеюрских отложений был показан авторами статьи ранее [10]. Район исследований расположен в северо-восточной части Нерутинской впадины, в зоне ее сочленения с Уренгойским мегавалом. В пластах Ю2.4 были выделены слож-нопостроенные ловушки УВ, связанные с русловыми фациями (рис. 9), из которых на соседнем Песцовом месторождении (скв. 208) был получен мощнейший аварийный фонтан газоконденсата (Нежданов A.A. и др., 2002) дебитом около 1 млн м3/сут.
Таким образом, на основании изложенного можно отметить, что применение в геолого-разведочном процессе сейсморазведки 3D является важнейшим инструментом для выделения сложнопостроенных объектов, которые не фиксируются по материалам сейсморазведки 2D.
Литература
1. Бородкин В.Н. Характеристика геологического строения и перспективы нефтеносности нижнемеловых отложений Нерутинской впадины и сопредельных территорий севера Западной Сибири / В.Н.Бородкин, А.Р.Курчиков, К.О.Забаев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2012. — № 2.
2. брехунцов A.M. Выделение крупнейших зон нефтега зонакопления в ачимовском клиноформном комплексе севера Западной Сибири на базе литолого геохимических и сей смофациальных исследований / A.M.Брехунцов, В.Н.Бородкин и др. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы академической Межд. конф. ЗапСибНИИГГ. - Тюмень, 2007.
3. Бородкин В.Н. Новые данные о перспективах нефтегазоносного ачимовского клиноформного комплекса в пределах юго-восточной части Нерутинской впадины / В.Н.Бородкин и др. // Горные ведомости. - 2009. — № 6.
4. Забое K.O. Стратиграфо-корреляционная основа геологического моделирования ачимовской толщи в пределах Нерутинской впадины и сопредельных территорий севера Западной Сибири / К.О.Забое, В.Н.Бородкин // Горные ведомости. - 2009. - № 8.
5. Бородки н В.Н. Характеристики геологического строения и нефтегазоносности ачимовского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири / В.Н.Бородкин, А.Р.Курчиков. -Новосибирск: Изд во СО РАН, 2015.
6. Карогодин Ю.Н. Сиквенс-стратиграфическая модель ачимовской толщи Нижневартовского свода Западной Сибири / Ю.Н.Карогодин, В.В.Глебов, С.В.Ершов и др. - М.: Изд-во ВНИГНИ, 1995.
7. Курчиков А.Р. Стратиграфическое расчленение разреза неокомских отложений Западной Сибири на объекты исследования, их индексация и сейсмогеологическое картирование / А.Р.Курчиков, В.Н.Бородкин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2011. - № 2.
8. Бородкин В.Н. Перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи в пределах Нерутинской впадины / В.Н.Бородкин и др. // Известия вузов «Нефть и газ». — Тюмень. -2010. - № 2.
9. Нестеров И.И. Прогноз нефтегазоносности ачимов ской толщи северной центриклинали Нижнепурского мегапро-гиба / И.И.Нестеров, В.Н.Бородкин, В.И.Высоцкий и др. // Сов. геология. — 1988. — № 11.
10. Бородкин В.Н. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности юрско-меловых отложений северной периклинали Уренгойского мегавала / В.Н.Бородкин, А.Р.Курчиков, А.С.Недосекин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2016. - № 3.
11. Курчиков А.Р. Характеристика геологического строения и нефтегазоносности юрского нефтегазоносного комплекса Западной-Сибири / А.Р.Курчиков, В.Н.Бородкин. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2015.
12. Брехунцов A.M. Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны и методики их разведки / A.M.Брехунцов, В.Н.Бородкин, Н.П.Дещеня и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 1999. — № 5.
13. Нежданов A.A. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной-Сибири / А.А.Нежданов, В.А.Пономарев, Н.А.Туренков и др. — М.: Изд-во Академии горных наук, 2000.
14. Приоритетные направления развития Уренгойско го комплекса (35 лет «Газпром добыча Уренгой»). - М.: Недра, 2013.
15. Бородкин В.Н. Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности ачимовского клиноформного комплекса в пределах Нерутинской впадины / В.Н. Бородкин и др. // Горные ведомости. - 2008. - № 5.
16. Брехунцов A.M. Предварительные геологические данные, полученные по результатам бурения сверхглубокой скважины СГ-7 Ен-Яхинской при забое 5050 м (Западная Сибирь) / A.M.Брехунцов, В.Н.Бородкин, В.С.Бочкарев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 4-5.
О Коллектив авторов, 2015
Владимир Николаевич Бородкин, профессор,
доктор геолого-минералогических наук, komgort@mail.ru;
Аркадий Романович Курчиков, директор,
доктор геолого-минералогических наук, arkurchlkov@tmnsc.ru;
Сергей Анатольевич Варягов, заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, manager@nadym dobycha.gazprom.ru;
Антон Сергеевич Недосекин, первый заместитель генерального директора, канлилат геолого минералогических наук, anedosckln@lngeos.info;
Андрей Викторович Лукашов, генеральный директор, alukashov@lngeos.info;
Олег Аркадьевич Смирнов, главный геолог, кандидат геолого минералогических наук, osmirnov@ingeos.info;
Владимир Валентинович Шаманский, директор,
доктор геолого-минералогических наук, geo@geolraz.com.
3D CDP SEISMIC REFLECTION SURVEY FOR HYDROCARBON RESOURCE BASE DEVELOPMENT OF PJSC "GAZPROM" COMPANIES WITHIN THE NERUTINSKAYA DEPRESSION AND ADJACENT AREAS OF NORTH WESTERN SIBERIA
Borodkirt V.M. (Tyumen State Oil and Gas University), Kurchikou AH. (West Siberian Branch of AA.Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS), Variagov SA. (OOO "Gazprom Dobycha Nadym"), Medosekin A3., Lukashoo A.V., Smimou OA. (OOO "INGEOSERVIS"), Shimanskii V.V. (FGCJ NPP "Geologorazvedka")
The paper presents hydrocarbon potential of the depression and shows that principle oil and gas prospects are connected with the mid-Jurassic and the Achimov oil and gas complexes. Also geological exploration gives evidence for the development of J] horizon of the Vasyugan suite which is defined productive on a number of areas. According to 3D seismic survey data these sand deposits could be related to the frontal parts of the Valanginian Bazhenov suite anomalous sections.
3D seismic survey in the Jurassic-Cretaceous deposits section distinguished a range of promising complex structured objects which could not be mapped with 2D seismic survey.
Key words: Nerutinskaya depression; oil and gas complexes; hydrocarbon resources; clinoform; anomalous section; 3D seismic survey.
