Научная статья на тему 'Катагенетический контроль формирования и размещения залежей углеводородов в ачимовских отложениях северных районов Западной Сибири'

Катагенетический контроль формирования и размещения залежей углеводородов в ачимовских отложениях северных районов Западной Сибири Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
487
105
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
АЧИМОВСКАЯ ТОЛЩА / НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ / УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ / ФАЗОВЫЙ СОСТАВ / КАТАГЕНЕЗ / ПЛОТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ / ACHIMOVSKY STRATUM / OIL AND GAS CONTENT / FORMATION CONDITIONS / PHASE CONTENT / KATAGENESIS / TEIGHT RESERVOIRS

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Соин Дмитрий Александрович, Скоробогатов Виктор Александрович

На основании анализа термобарических условий залегания ачимовской толщи (АТ) северных районов Западной Сибири выявлена зональность распределения залежей углеводородов (УВ) разного фазового состояния. Установлено, что нефтесодержащие скопления распространены во всех интервалах температур и давлений, при этом глубины залегания отдельных нефтяных залежей достигают 4000 м. Распространение газоконденсатных скоплений за редким исключением начинается с глубины 3400 м в зонах геотемператур 95-115 °С и аномально-высоких пластовых давлений (41-64 МПа) с коэффициентом аномальности 1,6-1,9. Преимущественная нефтеносность характерна для южных районов Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), смешанным характером нефтегазоносности отличаются центральные и северные районы НПТР. Рассмотрены вопросы формирования скоплений нефти и газа в ачимовской толще. В частности установлено, что уровень катагенеза практически во всем объеме АТ находится в интервале, соответствующем «нефтяному окну». По мнению авторов, залежи УВ являются сингенетичными отложениям АТ. Современная картина размещения залежей не противоречит расчетам, при этом в ограниченном масштабе допускается возможность перетоков из нижележащих пород. Низкие фильтрационно-емкостные свойства пород обусловливают нахождение части ачимовских залежей в зонах распространения плотных нетрадиционных коллекторов. Коллекторские свойства пород АТ, помимо первичных литолого-фациальных особенностей, находятся в зависимости от глубин их залегания, что обусловлено их гравитационным уплотнением и катагенетическим преобразованием. На основании статистической обработки результатов испытания скважин в АТ, а также распределения разведанных запасов УВ в НПТР положение зоны плотных коллекторов в разрезе прогнозируется на глубинах 3,8-4,0 км и более. Проведенные исследования позволяют прогнозировать наличие залежей, различных по фазовому состоянию УВ в предполагаемых зонах развития АТ в Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областях, а также на прилегающих акваториях. Однако ухудшение качества коллекторов обусловит нахождение части УВ в зонах распространения плотных коллекторов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Соин Дмитрий Александрович, Скоробогатов Виктор Александрович

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Katageneric control over the formation and distribution of hydrocarbons deposits in the Achimovsky deposits of northern areas of the West Siberia

On the basis of the analysis of thermobaric conditions of the Achimovsky stratum (AS) of the norther areas of the Western Siberia, zonality of the distribution of hydrocarbons of various phase state was determined. It was determined that oil containing accumulations are spread throughout all temperature intervals and pressure values, at that, the depth of certain oil accumulations amounts to 4000 m. Distribution of gas condensate accumulations, with rare exceptions, begins from the depth of 3400 m in the zones of geotemperatures 95-115 °С and abnormally high formation pressures (41-64 MPа) with the abnormality coefficient 1,6-1,9. The primary oil content is typical for the southern areas of Nadim-Pur-Tazovsk region (NPTR), central and northern areas of NPTR possess a mixed oil and gas content. Issues of the formation of oil and gas accumulations in the Achimovsky stratum (AS) were reviewed. It was determined that the level of katagenesis virtually in the whole scope of AS lies within the interval corresponding to the «oil window». The authors believe that the hydrocarbons deposits are idiogenous AS deposits. The modern picture of the deposits distribution doesn’t contradict the calculations, at that, the possibility of overflows from the lower strata is allowed for. Low reservoir permeability and porosity determine the location of a part of the Achimosky deposits in the areas of distribution of dense non-conventional reservoirs. The reservoir properties of AS rocks, besides the primary lithologic and facies properties, depend on the depth of their occurrence, which is dependent on their gravitational compaction and katagenesic transformation. On the basis of the statistical processing of wells testing results in As, as well as on the distribution of the prospected hydrocarbons reserves in NPTR, the position of the zone of tight reservoirs in the cross-section is forecast at the depth of 3,8-4,0 km and deeper. The research that was carried out allows forecasting the availability of deposits with various hydrocarbons phase state in the suggested areas of AS development in the Yamal and Gidansk oil and gas producing areas, as well as in the adjacent water beds. However, deterioration of the reservoirs quality will determine the position of a part of hydrocarbons in the areas of distribution of tight reservoirs.

Текст научной работы на тему «Катагенетический контроль формирования и размещения залежей углеводородов в ачимовских отложениях северных районов Западной Сибири»

УДК 550.8.011

ДА Соин, В.А. Скоробогатов

Катагенетический контроль формирования и размещения залежей углеводородов в ачимовских отложениях северных районов Западной Сибири

Ключевые слова:

ачимовская толща,

нефтегазоносность,

условия

формирования,

фазовый состав,

катагенез,

плотные

коллекторы.

Keywords:

Achimovsky stratum, oil and gas content, formation conditions, phase content, katagenesis, teight reservoirs.

Песчано-глинистая ачимовская толща (берриас-валанжин) в последнее десятилетие рассматривается как один из главных нефтегазоносных комплексов, обеспечивающих прирост запасов углеводородов (УВ) в северных районах Западной Сибири. Интенсивные геологоразведочные работы (ГРР) на ачимовскую толщу (АТ) начали проводить с конца 1970-х гг. В настоящий момент в пределах Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) в породах АТ открыто около 250 залежей УВ различного фазового состояния на 54 месторождениях, в том числе уникальные по запасам газоконденсатные скопления Уренгойского месторождения (горизонты Ач3-4, Ач5/2-3).

В то же время породы АТ характеризуются наиболее сложным в разрезе Западной Сибири (наряду с юрскими отложениями) геологическим строением. Природные резервуары АТ обладают резкой литолого-фациальной неоднородностью и в большинстве своем средними и пониженными коллекторскими свойствами. Наилучшие коллекторы характеризуются проницаемостью 3-7 мД и пористостью до 16-18 %. Встречаются зоны повышенной карбонатности, которые являются практически непроницаемыми, особенно для нефти. Кроме того, АТ свойственны жесткие термобарические условия залегания. Все это часто негативно сказывается на результативности поисково-разведочных работ (ПРР), проводящихся целевым назначением на АТ.

По мнению большинства исследователей, в геологическом отношении АТ представляет собой фондаформную нижнюю часть неокомского клиноформного комплекса, залегающую непосредственно на верхнеюрских отложениях (баженовская свита волжского яруса). Всего в пределах северных районов ЯНАО выделяется до 35 ориентированных с юга на север клиноформ различного возраста - от бер-риаса в восточных частях до готерива - в западных. Область распространения АТ охватывает центральную и северную части НПТР, а также прогнозируется на п-ове Гыдан, в северо-восточных частях п-ова Ямал и прилегающих к ним акваториях Обской и Тазовской губ.

Большинство исследований последних лет, касающихся АТ, направлено на реконструкцию условий седиментации слагающих ее пород, корреляцию и индексацию выделяемых в их пределах пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Результаты исследований приведены в работах В.Н. Бородкина,

A. М. Брехунцова, ОМ. Мкртчяна, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова,

B. А. Скоробогатова, Л.Я. Трушковой, В.А. Фомичева и др., опубликовано несколько обобщающих монографий [1-4]. Однако вопросам формирования залежей УВ в объеме толщи уделяется недостаточно внимания. Отдельные аспекты онтогенеза УВ в АТ освещены в работах исследователей ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [2, 5, 6].

В связи с недостатком геохимических данных и весьма сложным распределением параметров нефтегазоносности в разрезе о формировании залежей УВ в ачимов-ской толще существует несколько точек зрения. С одной стороны, формирование залежей в АТ могло происходить за счет вертикальной миграции УВ из нижележащих верхне- и среднеюрских отложений, а с другой - за счет собственного генерационноаккумуляционного потенциала.

Весьма интересными представляются данные по распределению залежей различного фазового состояния по площади и разрезу северных районов Западной Сибири. В породах АТ открыты нефтяные (Н), газоконденсатные (ГК) и нефтегазоконденсатные (НГК) скопления. Интервал глубин нефтегазоносности составляет 2300-4150 м, температур - 65-120 °С, пластовых давлений - 23-65 МПа. Отличительной особенностью является широкое распространение нефтесодержащих скоплений, которые открыты во всех районах НПТР с доказанной продуктивностью толщи. По количеству единичных залежей (по сравнению с газоконденсатными) также значительно лидируют нефтесодержащие. Анализ термобарических условий залегания УВ указывает на то, что нефтесодержащие скопления АТ распространены во всех интервалах температур и давлений, при этом глубины залегания отдельных нефтяных залежей на Уренгойском и Северо-Самбургском месторождениях достигают 4000 м. Распространение газоконденсатных скоплений за редким исключением начинается с глубины 3400 м в зонах геотемператур 95-115 °С и аномально-высоких пластовых давлений 41-64 МПа с коэффициентом аномальности 1,6—1,9. Эти зоны охватывают центральные и северные части НПТР в ареале Большого Уренгоя и Ямбургского месторождения (рис. 1). б

т, °с

60 70 80 90 100 110 120 130

Анализ распределения залежей УВ показывает, что преимущественная нефтеносность характерна для южных районов НПТР. Смешанным характером нефтегазоносности отличаются центральные и северные районы НПТР. Вместе с тем наличие нефтяных скоплений на глубинах 4,0 км требует объяснения их формирования.

В связи с этим актуальными являются данные о типе, составе и содержании органического вещества (ОВ) в глинистых и алевролитовых породах, слагающих АТ, а также об их катагенетической преобразованности.

По данным исследователей ООО «Г азпром ВНИИГАЗ», ОВ в сероцветных морских глинах АТ в НПТР имеет смешанный сапропелевогумусовый состав, часто с преобладанием гумусовой компоненты. Содержание в глинах и алевролитах Сорг относительно небольшое (в среднем - около 1,0-1,5 %).

Степень катагенеза ОВ является наиболее важным параметром, влияющим на генерационный потенциал нефтегазопродуцирующих пород. В большинстве случаев она определяется по показателю отражения витринита (ПОВ) угольных включений (R°, %). В северных районах Западной Сибири углистые включения и угли изучены подробно. В частности, это касается баррем-аптских и среднеюрских отложений. Накоплен значительный объем данных

т, °с

60 70 80 90 100 110 120 130

О НГК Д ГК

б

Рис. 1. Зависимость фазового состояния УВ-залежей в ачимовской толще ЯНАО от условий залегания: а - термобарических; б - глубинных

(более 500 определений ПОВ), охватывающий разрез от сеномана до низов юры включительно. Однако в неокомской части разреза угольных включений и отдельных пластов углей становится меньше, особенно в его нижних частях (в объеме берриас-валанжинских пород). Таким образом, фактических данных о катагенезе ОВ непосредственно в породах АТ крайне мало.

В связи с этим катагенетическая преобразованность АТ оценена интерполяционно от наиболее изученных выше- и нижележащих неокомских и среднеюрских отложений, по которым достаточно надежно построены региональные и областные схемы изменения уровня катагенеза. На основании использования фактического кернового материала районов НПТР и данных о предполагаемых областях распространения пород АТ в смежных Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областях (НГО) составлена прогнозная схема катагенеза на уровне «условной» кровли АТ (поверхность самого верхнего проницаемого горизонта, имеющего скользящий возраст). Согласно расчетам, породы в кровле АТ находятся на уровнях катагенеза МК1-МК3 на всей территории центральной и северной частей НПТР, Ямальской и Гыданской НГО, достигая стадии МК4 в более погруженных зонах (рис. 2).

Необходимо отметить, что, несмотря на относительно небольшие мощности АТ и подстилающих ее верхнеюрских баженовских и аба-лакских глин (100-400 м в сумме), катагенез подстилающих среднеюрских отложений характеризуется более высокой степенью преобразованности - МК3 на большей части территории (до МК4 в погруженных частях). Это обусловлено гораздо большим градиентом катагенеза в юрских отложениях, чем в вышележащих меловых, о чем свидетельствует график изменения R° с глубиной (рис. 3).

Существенно меньший градиент катагенеза в неокомских отложениях (по сравнению с юрскими) обусловливает относительно невысокие уровни катагенетической преобразованности. Даже на глубинах 4000 м расчетные значения R° варьируются в пределах 0,70-1,05 %. Таким образом, уровень катагенеза пород АТ практически во всем объеме находится в интервале градаций МК1-МК3, что соответствует «нефтяному окну» - стадии интенсивной битумогенерации. Современное размещение нефтесодержащих залежей в АТ соответствует уровню катагенеза вмещающих толщ.

По расчетам авторов, в ареале Ямбугского и Уренгойского месторождений на площади 10 тыс. км2 в породах АТ было генерировано около 25 трлн м3 газа и 10 млрд т жидких УВ [6]. В силу высокой глинистости и весьма ограниченного распространения песчаных прослоев процессы эмиграции УВ из АТ были незначительны: по оценкам авторов, для газа -до 50-60 %; от генерированной массы битумо-идов - до 30 %. Процессы вторичной миграции также были ограничены внутрирезервуарным пространством отдельных линз-горизонтов АТ без каких-либо масштабных межрезервуарных перетоков УВ по латерали (из одних горизонтов АТ - в другие).

Генерированные УВ аккумулировались в прилегающих к нефтегазоматеринским породам замкнутых литологических ловушках и образовывали залежи различного типа по фазовому состоянию, которые по мере их погружения могли трансформироваться в газоконденсатные или смешанные нефтегазоконденсатные скопления с высоким содержанием конденсата и небольшими нефтяными оторочками.

Влияние разломной тектоники, активно проявившейся в новейшее время (неоген) на нефтегазоносность АТ (в том числе на сохран-ность/переформирование залежей в ней) до сих пор остается недостаточно исследованным, несмотря на установленные или прогнозируемые на многих месторождениях севера Западной Сибири разноамплитудные разломы. Пока о таком влиянии в переформировании залежей в среднеюрских и вышележащих горизонтах АТ с большой долей уверенности можно говорить на Ямсовейском, Северо-Комсомольском, Западно-Таркосалинском, Харампурском и Русском месторождениях.

Некоторые исследователи указывают на наличие возможных перетоков и даже гидродинамической связи среднеюрских и ачимов-ских горизонтов Уренгойского месторождения [7, 8, 9]. Однако, по-видимому, если подобные перетоки и наблюдались, то они имели ограниченный характер. Об этом свидетельству -ют различия в геохимическом составе юрских и ачимовских УВ, а также высокое (но существенно разное) содержание конденсата в газе (от 200-250 до 350 г/м3 и более).

На наличие гидродинамической изолированности АТ может косвенно указывать распределение пластовых давлений в центральных и северных районах НПТР, характеризующееся

Рис. 2. Схема катагенеза ОВ в кровле ачимовской толщи (верхний песчано-алевролитовый горизонт)

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Н, м 6000

О о ,5 1 ,0 1 ,5 2 ,0 2 ,5 3

< □ Р О

апт неоком юра

□ □ □

□ : U □ Й □

Рп,, □ * ж

..'1 %

ж 1 аа * 41 , А

/ L А А А д д

д ?4дд * A , СА

Д АД

Рис. 3. Зависимость величины ПОВ угольных включений (R°, %) от глубины залегания в Надым-Пурской области Западной Сибири

резкой неоднородностью и аномальностью, в том числе в одних и тех же горизонтах по ла-терали. Такая гидродинамическая изолированность определяется общим неоднородным строением природных резервуаров и низкими ФЕС коллекторов.

Зоны пониженных ФЕС зачастую создают изолированные участки-блоки, которые мозаично распределены в плане и разрезе. При этом часть запасов УВ оказывается расположенной в зоне плотных «нетрадиционных» коллекторов. Для прогноза зон их распространения были рассмотрены данные по результатам испытания глубоких скважин в породах АТ северных и центральных частей НПТР.

В целом испытанные горизонты АТ характеризуются различной продуктивностью, в отдельных случаях получены высокие притоки с максимальными дебитами газа с конденсатом

до 400 тыс. м3/сут и жидких УВ до 170 т/сут. Однако большинство испытанных объектов характеризуются низкопродуктивными и полупромышленными значениями дебитов пластовых флюидов. Различия в продуктивности (помимо технологических) во многом находятся в зависимости от геологических причин, в первую очередь - от коллекторских свойств природных резервуаров.

Проведенные статистическая систематизация и анализ результатов испытаний в зависимости от различных геологических параметров выявили наибольшую зависимость продуктивности скважин от глубины залегания коллекторских толщ - заметное уменьшение продуктивности скважин начинается с глубин

3,8 км. Так, доля сухих и непромышленных объектов составляет 29-30 % (с дебитами менее 10 тыс. м3/сут для газа и менее 3 т/сут для

нефти и воды) в интервале глубин 3,4-3,8 км и увеличивается до 53 % на глубинах 3,8-4,0 км и более, а доля промышленных (с дебитами более 30 тыс. м3/сут для газа и более 10 т/сут для нефти) сокращается от 51 до 24 % соответственно (таблица, рис. 4).

По-видимому, величины дебитов скважин (помимо первичных литолого-фациальных особенностей) находятся в зависимости от глубин залегания пластов-коллекторов, что связано как с гравитационным уплотнением, так и с катагенетическими преобразованиями, которые начинают заметно сказываться на ФЕС коллекторов уже на глубинах 3,8-4,0 км и более, однако все же в меньшей степени, чем в ситуации для более погруженных нижне-среднеюрских отложений [10, 11]. Вероятно, именно процессами наложенного литоэпигенеза объясняется столь резкое увеличение доли непромышлен-

ных и полупромышленных притоков, начиная с глубин более 3,8 км. Это также подтверждается распределением открытых разведанных запасов УВ категорий А + В + С1 в АТ, более 90 % которых сосредоточено на глубинах 3,4-3,8 км и менее 10 % - на больших глубинах.

Таким образом, в геологическом отношении АТ представляет собой весьма сложный нефтегазоперспективный объект. Ответ на вопрос о формировании залежей до настоящего времени неоднозначен. Требуются дальнейшие геохимические исследования, а также подробное изучение влияния на нефтегазоносность АТ тектонических разрывных нарушений в пределах различных зон и месторождений.

По мнению авторов, залежи УВ, сформировавшиеся в АТ, представляют собой результат преимущественной автоаккумуляции: современная картина размещения залежей УВ

Категории скважин с различными дебитами

№ Категории скважин с различными дебитами Газ, тыс. м3/сут Нефть (вода), т/сут

VI Высокопродуктивные 301-1000 101-300

V Среднепродуктивные 101-300 31-100

IV Низкопродуктивные 31-100 11-30

III Полупромышленные 11-30 3-10

II Непромышленные 3-10 1-3

I Нефтегазопроявления Менее 3 Менее 1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Количество скважин, %

I I VI - IV -

промышленные

□ iii

■ полупромышленные

□ ii - i

■ непромышленные

Рис. 4. Распределение скважин с различными величинами дебитов в породах АТ в зависимости от глубин ее залегания

не противоречит расчетам; перетоки из нижележащих пород были возможны, но ограничены и, по-видимому, только газовой составляющей.

Согласно данным проведенных исследований, в предполагаемых зонах развития АТ в Ямальской и Гыданской НГО, а также на прилегающих акваториях ожидается развитие различных по фазовому состоянию УВ-залежей -как газоконденсатных с повышенным содер-

Список литературы

1. Гурари Ф.Г Строение и условия формирования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) / Ф.Г. Гурари. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 с.

2. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири / В.И. Ермаков,

В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев //

Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: Геоинформмарк, 1997. - 134 с.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

3. Курчиков А.Р. Условия формирования и атлас текстур пород ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири / А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин,

А.В. Храмцова; под ред. Б.Н. Шурыгина; Зап.-Сиб. фил. Ин-та нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН,

ОАО «СибНАЦ». - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2010. - 130 с.

4. Нежданов А.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири

(на примере Самбургско-Уренгойской зоны) /

A. А. Нежданов и др. - М.: АГН, 2000. - 247 с.

5. Скоробогатов В.А. Роль разломов в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев,

B. А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. -

C. 112-131. 6

6. Давыдова Е.С. Проблемы изучения, оценки и освоения углеводородного потенциала ачимовской толщ (берриас-валанжин) Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири /

Е.С. Давыдова, И.Б. Извеков, Г.Р. Пятницкая и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). - С. 81-90.

жанием конденсата, так и нефтяных, и залежей типа ГКН/НГК. Однако ухудшение качества коллекторов обусловит нахождение части сформировавшихся УВС в зонах распространения плотных «нетрадиционных» коллекторов на глубинах 3,8-4,0 км и более, что подтверждается результатами испытаний глубоких скважин и распределением разведанных запасов УВ в разрезе НПТР.

7. Кузьминов В.А. Картирование зон разломно-трещинного разуплотнения с целью прогноза высокодебитных участков в отложениях ачимовской толщи Уренгойского НГКМ /

В.А. Кузьминов, Л.С. Салина, Р.Г. Семашев

и др. // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран. - 2-е изд., перераб. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. - С. 180-187.

8. Медведев Н.Ф. Влияние тектонического фактора на формирование природных резервуаров ачимовской толщи района Большого Уренгоя / Н.Ф. Медведев,

A. В. Жаворонкова, Л.В. Ягупова // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. -М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 99-106.

9. Семашев Р.Г. Флюидодинамические особенности формирования и размещения скоплений УВ в ачимовской толще района Большого Уренгоя / Р.Г. Семашев,

Г.М. Зайчиков // Сырьевая база газовой отрасли России и перспективы ее развития в XXI веке. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. - С. 41-49.

10. Ермаков В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири /

B. И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1988. - № 11. - С. 17-22.

11. Соин Д.А. Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф) / Д. А. Соин,

B. А. Скоробогатов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -

C. 59-65.

References

1. Gurari F.G. Structure and conditions of formation of clinoforms of the Western-Siberian plate (history of ideas’ formation) / F.G. Gugari. -Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2003. - 141 p.

2. Ermakov VI. Geological-geochemical and tectonic factors of the gas-bearing capacity forecast of

the north of the Western Siberia / VI. Ermakov, VA. Skorobogatov, N.N. Solovyev // Geology, methods of prospecting, exploration and evaluation of deposits of fuel-energy feedstock. -M.: Geoinformmark, 1997. - 134 p.

3. Kurchikov A.P. Formation conditions and rock texture atlas of rocks of Achimovskiy clinoform complex of the north of the Western Siberia /

A.R. Kurchikov, V.N. Borodkin, A.V Khramtsova; under the editorship of B.N. Shurygina; West.-Sib. branch of of the Institute of Oil and Gas Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB

of the RAS, OJSC SibNATS. - Novosibirsk: Publishing house of the SB of the RAS, 2010. -130 p.

4. Nezhdanov A.A. Geology and oil-gas bearing capacity of Achimovskiy strata of the Western Siberia (by the example of the Samburgskiy-Urengoy zone) / A.A. Nezhdanov et al. -

M.: AGN, 2000. - 247 p.

5. Skorobogatov VA. Role of faults in the generation, evolution and destruction of oil and gas accumulations in the sedimentary cover of northern and south-eastern areas of the Western Siberia / VA. Skorobogatov, N.N. Solovyev,

VA. Fomichev // Gas-bearing capacity forecast of Russia and bordering countries. - M.: VNIIGAZ, 2000. - P. 112-131.

6. Davydova E.S. Problems of studying, assessment and development of hydrocarbonic potential of Achimov thickness (Berriasian - Valanginian) of Nadym-Pur-Tazovsky region of Western Siberia / E.S. Davydova, I.B. Izvekov, G.R. Pyatnitskaya et al. // Vesti gazovoy nauki: Resource support problems of Russian oil-producing regions up

to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. -№ 5 (16). - P. 81-90.

7. Kuzminov VA. Mapping of fault-fracture decompression zones for the purpose of forecasting high-yield area in deposits of the Achimovskiy strata of the Urengoyskiy OGCF / VA. Kuzminov, L.S. Salina, R.G. Semashev

et al. // Problems of natural gas geology of Russia and bordering countries. - 2-nd edit., revis. - M.: VNIIGAZ, 2007. - P. 180-187.

8. Medvedev N.F. Impact of a tectonic factor on the formation of natural reservoirs of the Achimovskiy stratum of the Bolshoy Urengoy region / N.F. Medvedev, A.V Zhavoronkova,

L. V Yagupova // Forecast of gas bearing capacity of Russia and bordering countries. -

M. : VNIIGAZ, 2000. - P. 99-106.

9. Semashev R.G. Fluid dynamic peculiarities of formation and location of hydrocarbon accumulations in Achimovskiy stratus of the Bolshoy Urengoi region / R.G. Semashev,

G.M. Zaychikov // Raw materials base of the gas industry of Russia and its development prospects in XXI century. - M.: VNIIGAZ, 2001. - P. 41-49.

10. Ermakov VI. Thermal subsurface conditions of gas-oil bearing capacity of Jurassic sediments of northern areas of the Western Siberia /

VI. Ermakov, VA. Skorobogatov // Oil and gas geology. - 1988. - № 11. - P.17-22.

11. Soin D.A. Pressure and temperature conditions of gas-and-oil occurence of northern regions of Western Siberia (land and shelf) / D.A. Soin,

VA. Skorobogatov // Vesti gazovoy nauki: Resource support problems of Russian oil-producing regions up to 2030. - M.: Gazprom VNIIGAZ, 2013. - № 5 (16). - P. 59-65.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.