CC BY
43
УДК 553.044 (571.1)
КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И АКВАТОРИИ КАРСКОГО МОРЯ
©2017 г. | М.И. Эпов, Г.Г. Шемин
Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, Новосибирск, Россия, [email protected]; [email protected]
QUANTITATIVE FORECAST OF OIL-AND-GAS-BEARING CAPACITY OF REGIONAL JURASSIC SEDIMENTARY RESERVOIRS IN THE NORTH OF WEST SIBERIA AND IN THE KARA SEA
© 2017 I M.I. Epov, G.G. Shemin
Institute of Petroleum Geology and Geophysics, SB RAS, Novosibirsk, Russia, [email protected]; [email protected]
Поступила 05.10.2016 r.
Принята к печати 20.06.2017 г.
Ключевые слова: резервуар; критерии нефтегазоносности; количественная оценка; нефть; газ; конденсат; ресурсы УВ; запасы; объекты нефтегазопоисковых работ.
В статье приведены результаты количественного прогноза нефтегазоносности оксфордского, батского, аален-бай-осского, тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров юрских отложений северной части Западной Сибири и акватории Карского моря на основе ранее разработанных моделей строения и реконструированных условий формирования каждого из отмеченных резервуаров и их составных частей — проницаемых комплексов и флюидоупоров. Изложены тектонические, литолого-фациальные и геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров. Рассмотрены методика и результаты количественной оценки региональных резервуаров с прилагаемыми картами перспектив нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности каждого резервуара. На них выделены земли различных перспектив и первоочередные крупные объекты нефтегазопоисковых работ. Приведена структура ресурсов углеводородов: распределение начальных суммарных ресурсов УВ по фазовому составу, категории ресурсов и запасов, региональным резервуарам и нефтегазоносным областям.
Received 05.10.2016
Accepted for publishing 20.06.2017
Key words: reservoir; criteria ofoil-and-gas potential; quantitative evaluation; oil; gas; condensate; hydrocarbon resources; reserves; sites of oil-and-gas prospecting works.
In this article, the results of quantitative forecast of oil-and-gas-bearing capacity of the Oxfordian, Bathonian, Aalenian-Bajo-cian, Toarcian, Pliensbachian, and Hettangian-Sinemurian regional Jurassic sedimentary reservoirs in the North of West Siberia and in the Kara Sea are reported for the first time. It is based on the previously developed structural models and reconstructed formation conditions of each of these reservoirs and for their constituents — permeable complexes and seal rocks. Tectonic, lithofacial and geochemical criteria of oil-and-gas potential estimation of these reservoirs are explicated. The technique and results of a quantitative oil-and-gas potential evaluation of regional reservoirs are discussed, the charts of oil-and-gas potential, oil potential and gas potential of each reservoir are given. In these charts, areas of various prospectivity levels are shown and major top-priority objects of oil-and-gas prospecting works are marked. The structure of hydrocarbon resources is shown including distribution of initial total hydrocarbon resources by phase composition, categorization of resources and reserves, and by regional reservoirs and petroleum bearing areas.
Громадные ресурсы углеводородного сырья Арктики являются надежным фундаментом обеспечения энергетической безопасности России. Поэтому реализация Энергетической стратегии страны на период до 2030 г. неразрывно связана со стратегией развития арктического сектора Российской Федерации, прежде всего с северной частью Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), включающей Ямало-Ненецкий автономный округ и акваторию Карского моря.
Результаты выполненных нефтегазопоисковых работ свидетельствуют, что залежи нефти и газа на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделены почти во всех крупных стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского осадочного чехла, а также в палеозойском карбонатном комплексе. Они подразделяются па пять нефтегазоносных мегакомплексов: апт-альб-сеномапский, неокомский, юрский, триасовый и палеозойский.
ГЕОЛОГ! 1>
НЕФТИИ
'П 1ЯЛ 7
ГАЗА '
Приведем результаты количественного прогноза пефтегазоносности региональных резервуаров юрского мегакомплекса, который залегает па глубине от 2-3 до 6 км и более и повсеместно распространен в рассматриваемом регионе. В нем, согласно последней количественной оценке (2009), прогнозируется 51 млрд т усл. топлива. Степень изученности этого мегакомплекса геолого-разведочпыми работами в целом пониженная и низкая. В результате выполненных геолого-разведочных работ в юрских отложениях выявлено 143 залежи УВ на 107 месторождениях.
Количественная оценка перспектив пефтегазоносности исследуемого региона, в том числе юрских отложений, началась в 1970-е гг. В последующие годы она проводилась регулярно (один раз в пять лет), а в последние десятилетия — в 1993, 2002 и 2009 гг. [12]. При ее выполнении традиционно оценивались три крупных комплекса юрских отложений: верхнеюрский, среднеюрский и нижнеюрский. В данной статье впервые приведены результаты количественного прогноза нефтегазоносности отмеченных отложений севера Западной Сибири и акватории Карского моря на уровне региональных резервуаров: оксфордского, батского, аален-байосского, тоарского, плинсбахского и геттанг-синем юрского.
Критерии оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров
При количественной оценке перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений исследуемого региона использовались результаты анализа тектонических, литолого-фаци-альпых и геохимических критериев.
Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности применительно к нефтегазоносным районам Западно-Сибирской НГП отражены в работах Н.Н.Ростовцева [11], И.И. Нестерова [10], Ф.Г. Гурари и др. [5], В.А. Конторовича [7] и других исследователей.
При оценке перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений в качестве тектонических критериев использовались их структурные планы и частично интенсивность проявления дизъюнктивной тектоники.
Оценка влияния современных структурных планов па перспективы нефтегазоносности рассматриваемых резервуаров осуществлялась традиционным способом — путем анализа планов, построенных по кровле проницаемых комплексов. Как известно, наиболее благоприятными для накопления УВ (при прочих равных условиях) являются ловушки, расположенные в наиболее приподнятых участках крупных положительных структур. В пределах рассматриваемого региона, согласно «Тектонической карте юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» [8], к подобным структурам относится лишь Мессояхская наклонная гряда.
Склоны этой гряды и наиболее крупные приподнятые участки Внутренней области Западно-Сибирской геосинеклизы, осложненные положительными структурами 1 и II порядков, относятся к перспективным землям. Приподнятые участки Внутренней области геосинеклизы (промежуточные тектонические элементы: седловины, моноклинали) составляют сред-пеперспективпые земли.
Борта крупнейших отрицательных структур (ме-гасинеклиз, гемисинеклиз, мегажелобов) характеризуются малоблагоприятными структурными условиями для аккумуляции УВ в ловушках, а их днища — еще менее благоприятными. Внешний пояс геосинеклизы, являющийся областью «транзита» УВ, относится к низкоперспективным землям.
Влияние дизъюнктивных нарушений на перспективы нефтегазоносности резервуаров нефти и газа обычно обусловлено следующим: в участках проявления дизъюнктивных нарушений часто возникают тектонически экранированные залежи; трещинова-тость пород, сопровождающая разломы, улучшает их фильтрационно-емкостиые свойства; в зонах проявления интенсивной дизъюнктивной тектоники могут разрушаться залежи УВ из-за ухудшения качества флюидоупоров.
Следовательно, дизъюнктивные нарушения влияют на перспективы нефтегазоносности как в позитивном, так и негативном плане. Учитывая это, а также неоднозначность выделения разломов, была выполнена предварительная оценка их влияния на перспективы нефтегазоносности резервуаров. Авторы статьи руководствовались следующим принципом — как более перспективные оценивались участки с наиболее интенсивными дизъюнктивными нарушениями. Исключение составляет лишь Мессояхская наклонная гряда, где они значительно осложнили разрезы юры.
Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений базируются на оценке качества флюидоупоров и проницаемых комплексов. Достоверность оценки качества этих составляющих резервуара в значительной степени зависит от результатов литсшого-палеогеографичесю« реконструкций.
Методические аспекты составления литолого-палеогеографических карт, а также оценка качества флюидоупоров и проницаемых комплексов резервуаров изложены в работах многих исследователей: М.М. Алиева, Т.Ф. Антоновой, К.В. Аширова, А.П. Виноградова, Ф.Г.Гурари, Т.И.Гуровой, В.А.Захарова, М.С. Месежникова, М.Ф. Мирчинка, H.A. Михайлова, И.И. Нестерова, Г.Э. Прозоровича, В.П. Савченко. В настоящей статье были использованы методические приемы, разработанные сотрудниками Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН
ECU и ., О
[14-20], в основу которых были положены результаты исследований названных ученых.
Для оценки литолого-фациальных критериев региональных резервуаров использовался следующий набор карт, составленных для всей территории исследуемого региона: качества георгиевско-баженов-ского, леонтьевского, лайдинского, китербютского и левинского флюидоупоров; толщин коллекторов проницаемых комплексов наиболее изученных оксфордского и батского региональных резервуаров и толщин песчаников для аален-байосского, тоарского, плинсбахского и геттанг-сипемюрского резервуаров.
Геохимические критерии прогноза нефтегазоносное™ юрских отложений севера Западно-Сибирской НГГ1 рассмотрены в работах O.K. Баженовой, Л.Н. Болдушевской, О.И. Бострикова.А.Э. Конто-ровича, А.И.Ларичева, Н.В.Лопатина, В.И.Москвина, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, Л.В. Рылькова, В.А. Скоробогатова, А.Н. Фомина, A.C. Фомичева и многих других исследователей.
При оценке перспектив пефтегазоиосности региональных резервуаров юрских отложений в качестве геохимических критериев использовались результаты исследований нефтегазогенерационного потенциала и катагенеза органических веществ нефте-материнских отложений, которые представлены преимущественно глинистыми образованиями ба-жеповского, леонтьевского, лайдинского, китербютского, левинского горизонтов и пижневасюганского подгоризонта. Масштабы нефтегазообразования и катагенез OB этих отложений наиболее полно описаны в работах О.И. Бострикова, А.Э. Конторовича, А.И. Ларичева, А.Н. Фомина, A.C. Фомичева [ 1 -4,6,13]. Итоговыми результатами этих исследований стали схемы интенсивности генерализации газообразных и эмиграции жидких УВ из пород отмеченных стратиграфических подразделений и схематические карты катагенеза OB в подошве и кровле юрского мегаком-плекса, а также в кровле средпеюрских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Эти графические материалы были использованы для определения геохимических критериев региональных резервуаров юрских отложений.
Методика оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров
При проведении количественной оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений использовалось последнее, утвержденное в 2000 г. «Методическое руководство по количественной и экономической оценке нефти, газа и конденсата России» [9]. Степень изученности этих отложений, а также выявленные промышленные залежи нефти и газа позволили количественно оцепить перспективы их нефтегазоносности геологиче-
ским способом — по удельным плотностям запасов на единицу площади.
Количественная оценка перспектив нефтегазоносности резервуаров выполнялась по следующей схеме. Сначала, в соответствии с утвержденными принципами и требованиями «Методического руководства...» [9], были выделены и охарактеризованы эталонные участки с подсчетом плотностей начальных суммарных ресурсов УВ. Таких участков для количественной оценки перспектив нефтегазоносности оксфордского резервуара было подготовлено 9, для батского — 17, для аален-байосского — 5, для тоарского и плинсбахского — по 1. Характеристика одного из эталонных участков приведена па рис. 1.
Эти материалы свидетельствуют о том, что данных эталонных участков для оценки перспектив нефтегазоносности аален-байосского, тоарского, плинсбахского и гегтанг-синемюрского региональных резервуаров явно недостаточно для столь обширной территории. Их немногочисленность обусловлена низкой степенью изученности отложений и, как следствие, весьма небольшим числом выявленных залежей УВ, необходимых для создания эталонных участков.
Тем не менее был найден способ оценки перспектив нефтегазоносности отмеченных резервуаров, базирующийся на выявленной закономерности уменьшения плотности начальных суммарных ресурсов УВ сверху вниз по разрезу на отмеченных эталонных участках. В этом же направлении на их территориях сокращается по разрезу нефтяная составляющая УВ. Отмеченные обстоятельства обусловлены несколькими причинами: ухудшением с глубиной фильтрационно-емкостных характеристик проницаемых комплексов и экранирующих свойств флюидоупоров, уменьшением содержания ОВ и увеличением степени его катагенетической преобразованное™ [1,4, 14,15, 17, 19,21].
На основании отмеченных закономерностей спрогнозированы плотности начальных суммарных ресурсов УВ и их фазового состава аален-байосского, тоарского, плинсбахского и геттанг-сипемюрского резервуаров на эталонных участках. В этих резервуарах плотности начальных суммарных ресурсов УВ по отношению к батскому резервуару уменьшены на 50, 70, 85 и 90 % соответственно, как и содержание нефти в них (табл. 1).
Учитывая методические требования, были выделены (по принципу схожести геологического строения) области, оцененные тем или иным эталонным участком. Они, в свою очередь, были разделены на расчетные участки. Результаты такой количественной оценки перспектив нефтегазоносности батского регионального резервуара приведены на рис. 2.
ГЕОЛОГ! 1Я
нешти И ГАЗА
Ö
Рис. 1. Геологическое строение и основные параметры Харампурского эталонного участка
(оксфордский региональный резервуар, горизонт Ю,) Fig. 1. Geological structure and main characteristics of the Kharampursk reference block (Oxfordian regional reservoir, horizon J.J
Начальные геологические запасы и ресурсы УВ эталонного участка
Initial in-place reserves and resources
Месторождение, подготовя енны й о&ьек! Геологические ресурсы УВ
a 2. a О ¿J 3 Категория ресурсов УВ IS И X о 5 s 5 а а с S ? I 3 X 1 ! X X 1 1 X g i 11 a 8 i 5 a > > о г
Нлноглеинаи добы'1,1 о 0 1,7 3.7 4 я
Хдрзмпурсчое ю, о 0 гзя.1 19,5 .'58.6
Соед-^хз рзмттуречов ю. 0 0 3.8 0.3 4.1
С, Гекто-Хз ргмг.урское ю, 11 0 1.3 0.1 u
Фцстиялль^оп ю, 0 О 35.1) 3.5 38,5
4 ilfsepo-WoinypEKoe ю, и 0 1.5 0.1 1.6
X » Злп .«X* рдмпуосмое ю. 0 0 2.0 0 :гЯ
s 1 1?оельсг#>е ю. 1.1 о.г 0 0 Ч
Хлолмпурсчпе ю. 5,1 6,2 ¡1» 7.4 41,6
О (-оеячепярзмпурсное ю, 0 (1 1.3 0.1 м
Фистимльмо* ю, 0 <1 7.0 0.7 7,7
Ч Се ве ро-Иоктурсчое ю. 0 0 0.6 0 0.6
'¿гг, -Хз раыпурское ю, и 0 17,0 0 17,0
Гэр£ЛиСКОе ю, UJ 0,1 0 11 0.4
д, ю, 1.7 1.6 81,5 7.6 S5.8
Итдао no иофлмаюмссмому комплексу ю, М 6,1 418.0 37.S 472,0
Плотность ptxyptou УУВ("МЕ. т/»м) 1Д 1.1 Ь'1,8 1.9 61,9
Структурное положение и нефтегазоносность эталонного участка
(Харампурский вал и прилегающие территории Восточно-Пурской мегаллоноклинали)
Structural position and oll-and-gas potential of tlw reference block (Kharampursk swell and adjacent territories of the E. Purskaya mega-monocline)
J.
Ю;
m
Типовой разрез оксфордский резервуар
(Харампурская ске. 342)
Standard section Oxfordian reservoir (Kharampursk Weil 3«)
Геологический разрез
Geologic^) section
¿? 2
г\ф 3 4
6 E3?IV 8
10| - 12
14 1' . ' . ■ - Г" 16
19 20
22
10 fieri Lc.fe-r 6
Табл. 1. Установленные и прогнозируемые плотности начальных суммарных ресурсов УВ батского, азлен-байосского, тоарского,
плинсбахского и геттанг-синемюрскою региональных резервуаров севера Западно-Сибирской НГП Table 1. Aclual and predicted densities of the initial total resources for the Bathonian, Aalenian-Bajocian, Toarcian, Plinsbach and Hettangian-Sinemurian regional reservoirs in the North of the West Siberian oil and gas bearing province
Региональные резервуары Эталонные участии Прогнозное соотношение плотностей начальных суммарных ресурсов УВ в резервуарах нимней юры на эталонных участках, % Прогнозируемое содержание нефтяной составляющей в резервуарах нижней юры на эталонных участках по отношению к батсмому резервуару, %
Бованенковский Новопортовский Лензитский Береговой IS S X ^ 01 и ГО т 01 X X а. ш со Крайний Новогодний S ж В 00 о X X л с; ID С Стахановский Часельский Черничный Юбилейный Уренгойский Тазовский >s S X и л 2 о. Л £ Тамбейский Малыгинский
Плотности резервуаров УУВ, тыс. т/км® и %
Батский 94,0 100% 92.1 100% 41,2 100 'й 26.7 100 % 9JJ 100% 9^4 100% и 100% 84,9 100% 13,6 100% LS 100% 12,7 100% 34.4 100% 73.9 100% 4М то 6*0 100 % 24,6 100% 36,6 100% 100% 100%
Дален-байосский 48.5 S2 % 17.9 20% 13,8 34% 11 4 4 3 34 5 3 5 14 30 19 3 17,4 70% 17,1 47% 40 75
Тоарский 26.6 28% 12 10 7 2 2 2 21 3 2 3 8 18 12 2 6 9 25 50
Плинсбахский 9 £2 7% 4 3 1 1 1 8 1 1 1 3 7 5 1 3 4 10 20
Геттанг-синемюрский 5 3 2 1 0,5 0,5 0,5 4 0,5 0,5 0,5 2 4 2 0,5 1 2 5 0
Затем сравнивались тектонические, литолого-фациальные и геохимические параметры каждого расчетного участка с эталонами. В их число были включены следующие показатели: гипсометрия современного структурного плана и степень его осложнения дизъюнктивными нарушениями, качество флюидоупоров, толщины коллекторов наиболее изученных оксфордского и батского резервуаров и толщины песчаников остальных резервуаров, нефте-газогеперационный потенциал нефтематеринских пород и степень интенсивности катагенеза содержащихся в них ОВ.
Оценка этих параметров производилась как экспертным путем (табл. 2), так и с использованием непосредственных значений толщин коллекторов, толщин песчаников и отражательной способности витринита %).
На завершающей стадии оценки перспектив нефтегазоносности рассматриваемых резервуаров сначала выполнялась количественная оценка удельных плотностей ресурсов УВ на расчетных участках, затем — оценка ресурсов нефти, газа и конденсата оксфордского, батского, аален-байосского, тоарского,
Усл. обозначения к рис. 1
К структурной карте: 1 — скважины; 2 — контур эталонного участка; 3 — нефтяные залежи; 4 — газовые залежи; 5 — внешний контур ВИН; б — внешний контур ГНК; 7 — тектонические нарушения; 8 — линии геологического разреза; 9 — изогипсы по кровле горизонта IOt; 10 — границы выклинивания коллекторов.
К геологическому разрезу: 11 — глинистые породы межпластовых перемычек; 12 - непроницаемые алевролиты и песчаники; насыщение песчаных пластов: 13 — водяное, 14 — нефтяное.
К литологической колонке: породы (15-22): 15 песчаники, 16 алевролито-песчаники, 17 — алевролиты глинистые и песчанистые,
18 — алевролиты, 19 — алевролиты глинистые, 20 — глины алевритистые, 21 — глины (аргиллиты), 22 — аргиллиты высокоуглеродистые
Legend to Fig. 1
On the structural map: 1 — wells; 2 outlines of the reference block; 3 — oil pools; 4 — gas pools; 5 OWC external contour line; 6 — external contour of OGC; 7 — tectonic faults; 8 — lines of the geological section; 9 — str. contours on top of horizon J,; 10 — lines of reservoir wedging out. On the geological section: 11 — shaly rocks of the interlayer seals; 12 — impermeable siltstones and sandstones; saturation of sandy layers: 13 — water, 14 — oil.
On the lithology column: rocks (15-22) : 15 — sandstones, 16 — siltstone-sandstones, 17 — siltstones with shale and sand, 18 — siltstones,
19 — shaly siltstones, 20 — silty shales, 21 — shales (argillites), 22 — argillites with high carbon content
ГЕОЛОГ! 1Я A
НЕФТОИГДЗА LJ
г X/ 5*7 wr
,IOlHhD Карски» НГО_
Тыдлнсилл НГО
KiMy*t
.Ямдльсклг» ► Г0|
>»<y та
кТурУУЛИСКЛЯ.
.Нздым-Пурска'я]
восточно-Уральская
нга
Фролооскан НГО |
<7Г. Ltlf, 1 /Предьети^искли НГО4
/ Среднеобская НГО
ПайдугиисЛ^я НГО
Рис. 2.
Fig. 2.
Схема эталонных и расчетных участков для количественной оценки перспектив нефтегазоносное™ батского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП
Schematic map of reference and studied blocks for quantitative assessment of oil-and gas potential of the Bathonian regional reservoir in the North of West Siberian oil and gas bearing province
Залежи УВ (1-3): 1 — нефгяные, 2 — нефтегазовые, 3 — газовые и газоконденсатные; 4 — разрывные нарушения; 5 — объекш, подготовленные для постановки поисково-разведочных работ; 6 — площади, выведенные из бурения с отрицательным результатом. Границы (7-12): 7 — юрского осадочного бассейна, 8 — НГП, 9 — НГО, 10 — административные, 11— эталонных участков, 12 — расчетных участков; 13— номер расчетного участка.
Территории, оцениваемые эталонными участками: 14 — Малыгинско-Тамбейским, 15 — Бованенковским, 16 — Новопорто8Ским, 17 — Лензигским, 18 — Уренгойским, 19 — Юбилейным, 20 — Пальниковским, 21 — Крайним, 22 — Новогодним, 23 — Стахановским, 24 — Береговым, 25 — Тазовским, 26 — Часельско- Верхнечасельским, 27 — Ютырмально-Черничным.
Эталонные участки: 1 — Малыгинско-Тамбейский: а — Малыгинский, 6 — Тамбейский, 2 — Бованенковский, 3 — Новопортовский, 4 — Лензигский, 5 — Уренгойский, 6 — Юбилейный, 7 — Пальниковский, 8 — Крайний, 9 — Новогодний, 10 — Стахановский, 11 — Береговой, 12 — Тазовский, 13 — Часельский, 14 — Верхнечасельский, 15 — Ютырмальский, 16 — Черничный
IOI е
ЬИ 7
U-1 8
1-1 9
1-1 10
|®| 11
12
ÎOI 13
1 1 14
1 1 1S
1 1 16
1 1 17
1 1 18
1 1 19
1 1 20
1 1 21
□ 22
Г 1 23
пз 24
ш 2S
□ 26
ш 27
12 ПЕПи'.'.и , , Ô
Табл. 2. Экспертная оценка влияния гипсометрии современных структурных планов и степени осложнения дизъюнктивными нарушениями, качества флюидоупоров и нефгегазогенерационного потенциала нефтематеринских пород на перспективы нефтегазоносное™ региональных резервуаров севера Западно-Сибирской НГП
Table 2. Expert assessment of dependence of the oil-and-gas potential of regional reservoirs in the North of the West Siberian oil and gas province on their occurrence depths in the present-time structural setup, degree of their complication with disjunctive faults, quality of fluid barriers and oil and gas generative potential of oil source rocks
Гипсометрия современного структурного плана и степень его осложнения дизъюнктивными нарушениями Нефтегазогенерационный потенциал нефтематеринских отложений Качество флюидоупоров
Категории перспективных земель Экспертная оценка Категории перспективных земель Экспертная оценка Качество флюидоупора Экспертная оценка
Высокоперспективные земли 1 Высокоперспектианые земли 1,0 Высокое 1,0
Перспективные земли 0,9
Среднеперспективные земли 0,8 Перспективные земли 0,9 Среднее 0,8
Земли пониженных перспектив 0,7 Земли средних перспектив 0,8 Пониженное 0,7
Неперспективные земли 0,5 Земли пониженных и низких перспектив 0,7 Низкое 0,5
Весьма неперспективные земли 0,4
плинсбахского и геттапг-синемюрского региональных резервуаров исследуемого региона.
На составленных картах перспектив нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности резервуаров приведено тектоническое и иефтегазогеоло-гическое районирование юрского мегакомплекса, выделены земли различных перспектив и объекты первоочередных нефтегазопоисковых работ.
Результаты количественного прогноза нефтегазоносности региональных резервуаров юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП
Результаты выполненного количественного прогноза нефтегазоносности оксфордского, батского, тоарского, аален-байосского, плинсбахского, геттапг-синемюрского региональных резервуаров и юрских отложений в целом представляются следующими.
Оксфордский" региональный резервуар, включающий отложения верхней юры и низы неокома (оксфордский, кимериджский, волжский ярусы и низы берриасского), развит лишь в юго-восточной части рассматриваемого региона (рис. 3).
* Название резервуаров соответствует стратиграфическому объему их проницаемых комплексов.
legend to Fig. 2
Начальные суммарные ресурсы УВ резервуара оцениваются в 9161 млнт усл. топлива, из них нефти — 6971 млнт, газа — 1762 млрдм3 и конденсата — 428 млн т, т. е. в этом резервуаре прогнозируется преимущественно нефть. Запасы и ресурсы УВ резервуара категорий С,, С,+С,, С-„ Д,, Л, и Д,+Д, составляют соответственно: 711, 1181, 1578, 4830, 1572 и 6402 млн т усл. топлива. Следовательно, основная часть прогнозируемых ресурсов УВ оксфордского резервуара (87,1 %) представлена перспективными и прогнозными ресурсами,т. е. степень их разведанпости низкая.
Наибольшие начальные суммарные ресурсы УВ резервуара прогнозируются в 11ур-Тазовской НГО (5347 млнт усл.топлива); существенно меньше — в Надым-Пурской НГО (1571 млнт усл. топлива); еще меньше — в Елогуй-Туруха некой (635 млн т усл. топлива), Гыданской (306млнт усл.топлива), Южно-Кар-ской (289 млнт усл.топлива), Васюганской (282 млнт уст.топлива), Средпеобской (215 млнт усл.топлива) и Предъенисейской (191 млн т усл. топлива) НГО; минимальные ресурсы — в остальных НГО. Следовательно, наибольшие прогнозируемые начальные суммарные ресурсы УВ расположены в юго-восточной части региона там, где продуктивный горизонт Ю, повсеместно распространен.
HC deposits (1-3): 1 — oil, 2 — oil and gas, 3 — gas and condensate; 4 — disjunctive faults; S — sites, prepared for exploration works; 6 — out-of-drilling areas with negative result.
Boundaries (7-12): 7 — Jurassic sedimentary basin, 8 — oil and gas bearing provinces, 9 — oil and gas bearing areas, 10 — administrative, 11 — reference blocks, 12 — studied blocks, 13 — studied blocks number.
Territories assessed by following reference blocks: 14 — Malyginsk-Tambeyskiy, 15 — Bovanenovskiy, 16 — Novoportovskiy, 17 — Lenzitskiy, 18 — Urengoyskiy, 19 — Yubileuniy, 20 — Palnikovskiy, 21 — Krayniy, 22 — Novogodniy, 23 — Stakhanovskiy, 24 — Bérégovoy, 25 — Tazovskiy, 26 — Chaselsk-Verkhnechaselskiy, 27 — Yutyrmal-Chernichniy.
Reference blocks; 1 — Malyginsk-Tambeyskiy: a — Malyginskiy, 6 — Tambeyskiy, 2 — Bovanenovskiy, 3 — Novoportovskiy, 4 — Lenzitskiy, 5 — Urengoyskiy, 6 — Yubileuniy, 7 — Palnikovskiy, 8 — Krayniy, 9 — Novogodniy, 10 — Stakhanovskiy, 11 — Bérégovoy, 12 — Tazovskiy, 13 — Chaselskiy, 14 — Verkhnechaselskiy, IS — Yutyrmalskiy, 16 — Chernichniy
ПОЛОН 1Я A
НЕФТИИГДЭ4 LJ
Рис. 3. Карта перспектив нефтегазоносности оксфордскою региональною резервуара (продуктивный горизонт Ю,) севера Западно-Сибирской НГП
Fig. 3. Map of oil-and-gas potential of the Oxfordian regional reservoir (productive horizon J,) in the North of West Siberian oil and gas province
K>*HO-Kn[)':r r> 'fTi 0
—ч
ч Гыданская.НГО.
юльская'НГО
Дудинка
П
Пур-Таэовокая НПХ
* Игарка
lypcxast НГО[
югуй\ I | ■ 'руханскап НГСЬ
Фроповскчпя HnQ>
'Срвг)необси.1я НГО
Ur » I Првдъвш
Ъйская H ГС
'ине Hi
50 100 КМ
Сапояорд
14 ;ЕГ IL." и ¡г Ô
Усл. обозначения к рис. 3
Границы: 1 — НГП, 2 — НГО, 3 — административные, 4 — юрского осадочного бассейна, 5 — Внутренней области и Внешнего пояса, 6 — надпорядковых структур и структур нулевого порядка, 7 — I порядка, 8 — промежуточных структур, 9 — область и ее граница повсеместного распространения продуктивного горизонта Ю,.
Области очагового распространения горизонта Ю,: 10 — с суммарной площадью распросгранения горизонта от 10 до 20%, 11 — с суммарной площадью распространения горизонта до 10 %.
Категории перспективных земель: 12 — перспективные земли I категории (уд. пл. 50-100 тыс. т УУВ/км:), 13 — перспективные земли II категории (уд. пл. 30-50 тыс. тУУВ/кмг), 14 — среднеперспективные земли I категории (уд. пл. 20-30тыс. т УУВ/км"), 15 — средне-перспективные земли II категории (уд. пл. 10-20 тыс. т УУВ/км2), 16 — земли пониженных перспектив (уд. пл. 5-10 тыс. т УУВ/км"), 17 — низкоперспективные земли (уд. пл. 0-5 тыс. т УУВ/км").
Месторождения: 18 — нефтяные, 19 — нефтегазовые, 20 — газовые и газоконденсагные; 21 — разрывные нарушения; 22 — конгур крупнейшего объекта нефтепоисковых работ — ВэнгапуровскоЧасельской зоны газонефтенакопления. Тектонические элементы:
положительные: надпорядковые структуры и структуры 0 порядка: А — Мессояхская наклонная гряда;
структуры I порядка: I — Северо-Таймырский наклонный мегавал, II — Северо-Гыданский мегавыступ, III — Припайхойский мегавы-ступ, IV — Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал, V — Гыданский мегавыступ, VI — Усть-Портовскии мегавыступ, VII — Яр-удейский мегавыступ, VIII — Медвежье-Нугинский наклонный мегавал, IX — Часельский наклонный мегавал, X — Северный свод; отрицательные: надпорядковые структуры и структуры 0 порядка: А — Карская мегасинеклиза, В — Антипаютинско-Тадибеяхинская мегасинеклиза, С — Большехетская мегасинеклиза, 6 — Надымская гемисинеклиза, Е — Среднепурский наклонный мегажелоб; структуры I порядка: I — Северо-Карская мегавпадина, II — Центрально-Карская мегавпадина, III — Южно-Карская ме-гавпадина, IV — Среднегыданский мегаврез, V — Тадибеяхинский мегапрогиб, VI — Яптиксалинская мегавпадина, VII — Восточно-Антипаютинская мегавпадина, VIII — Северо-Тазовская мегавпадина, IX — Нерутинская мегавпадина, X — Тазовский структурный мегазалив, XI — Верхнетанловская мегавпадина, XII— Среднепурский наклонный мегапрогиб, XIII — Пякупурско-Ампу-тинский наклонный мегапрогиб;
промежуточные: мегамоноклизы: А — Пайхойско-Новоземельская мегамоноклиза, В — Зауральская мегамоноклиза, С — Предтай-мырская мегамоноклиза, D — Предъенисейская мегамоноклиза, Е — Красноленинская мегамоноклиза, F — Южно-Надымская мегамоноклиза;
мега-, мезо-, моноклинали: i — Северо-Карская моноклиза, II — Восточно-Пайхойская моноклиза, III — Северо Мессояхская мегамо-ноклиналь, IV — Долгонская мезомоноклиналь, V — Восточно-Тазовская мезомоноклиналь, VI —Восточно-Пурская мегамоноклиналь,
VII — Красноселькупская моноклиза;
мега-, мезо-, седловины: 1 — Северная мегаседловина, 2 — Южно Карская мегаседловина, 3 — Северо-Часельская седловина.
В качестве тектонической основы использована «Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (составили А.Э. Конторович и др. [8])
Legend to Fig. 3
Boundaries: 1 — oil and gas bearing provinces, 2 — oil and gas bearing areas, 3 — administrative, 4 — Jurassic sedimentary basin, 5 — Internal area and External belt. 6 — major structures and structures of 0-order, 7 — structures of 1-order, 8 — intermediate structures, 9 — area of productive horizon J, throughout distribution.
Areas of local areal extent of J;: 10 — total areal extent from 10 to 20 %, 11 — total areal extent up to 10 %.
Categories of prospective lands: 12 — prospective lands of Category I (density = 50-100 thous. toe/km^), 13 — prospective lands of Category II (density = 30-50 thous. toe/km"), 14 — mildly prospective lands of category I (density = 20-30 thous toe/km"), 15 — mildly, prospective lands of category II (density = 10-20 Ihous. toe/km ), 16 — lands of inferior prospective potential (density =- 5-10 thous. toe/km"), 17 — low-potential lands (density = 1-5 Ihousand toe/km').
HC deposits: 18 — oil, 19 — oil and gas, 20 — gas and condensate; 21 — disjunctive faults; 22 — outlines of the largest oil prospecting site, Ihe Vengapurovsko-Chaselskaya zone of gas-and-oil accumulation. Tectonic units:
positive: major structures and 0-order structures: A — Messoyakhskaya sloping ridge;
l-order structures: I — Severo-Taymyrskiy sloping mega-swell, II — Severo-Gydanskiy mega-uplift. III — Pripavkhoyskiy mega-uplift, IV — Bovanenkovsko Nurminskiy sloping mega swell, V — Gydanskiy mega uplift, VI — Ust-Portovskiy mega-uplift, VII — Yarudeyskiy mega-uplift,
VIII — Medvezhe-Nuginskiy sloping mega-swell, IX — Chaselskiy sloping mega-swell, X — Severniy arch;
negative: major structures and 0-order structures: A — Karskaya mega-syneclise, В — Antipayutinsko-Tadibeyakhinskaya mega-syneclise, С — Bolshekhetskaya mega-syneclise, D — Nadymskaya hemi-syneclise, E — Srednepurskiy sloping mega-trough;
l-order structures: I — Severo-Karskaya mega-depression, II — Tsentralno-Karskaya mega-depression. III — Yuzhno-Karska-ya mega depression, IV — Srednegydanskiy mega cut, V — Tadibeyakhinskiy mega-deep, VI — Yaptiksalinskaya mega-depression, VII — Vostochno-Antipayutinsk mega-depression, VIII — SeveroTazovskaya mega-depression, IX — Nerutinskaya mega-depression, X — Tazovskiy structure mega-bay, XI — Verkhnetanlovskaya mega-depression, XII — Srednepurskiy sloping mega-deep, XIII — Pyakupursko-Am-putinskiy sloping mega deep;
intermediate structures: A — Paykhoysko-Novozemelskaya mega-monodise, В — Zauralskaya mega monoclise, С — Predtaymirskaya mega monoclise, D — Predyeniseyskaya mega-monoclise, E — Krasnoleninskaya mega-monodise, F — Yuzhno-Nadymskaya mega-monodise; mega-, meso-, monodises: I — Severn Karskaya monoclise, II — Vostochno-Paykhoyskaya monoclise. III — Severo Messoyakhskaya mega monoclise, IV — Dolgonskaya meso-monodise, V — Vostochno-Tazovskaya meso-monoclise, VI — Vostochno-Purskaya mega-monoclise, VII — Krasnoselkupskaya monoclise;
mega-, meso-, saddles: 1 — Severnaya mega-saddle, 2 — Yuzhno-Karskaya mega-saddle, 3 — Severo Chaselskaya saddle.
"Tectonic map of the Jurassic structural stage of the West Siberian oil and gas province" was used as a tectonic basis (drafted by A.E. Kontoro-vich etal., al. (8|)
ГЕОЛОГ! 1Я
неаэти и гдзд
Q 15
На территории резервуара выделяется шесть категорий земель — от перспективных 1 категории до низкоперспективных. Причем наиболее перспективные из них расположены в юго-восточной части региона (см. рис. 3). Они выражены в виде полосы шириной 100-150 км, простирающейся в северовосточном направлении от Вэнгапуровского мезова-ла до Северо-Часельской седловины. В контурах этих земель выделена Вэнгапуровско-Часельская зона газопефтенакопления, в которой прогнозируется около 500 млн т извлекаемых ресурсов нефти. Она является основным объектом для подготовки запасов нефти в верхнеюрских отложениях севера Западно-Сибирской НГТТ. Области среднеперспек-тивных земель в виде полос шириной 50-150 км огибают вышеотмеченные земли. Внешний контур их распространения совпадает с границей повсеместного развития продуктивного горизонта 10,. На оставшейся большей части прогнозируются земли с пониженными и низкими перспективами.
Батский региональный резервуар повсеместно распространен в рассматриваемом регионе (рис.4). На большей его части он представлен отложениями верхней части средней и верхней юры, а па юго-востоке — только среднеюрскими отложениями ма-лышевского горизонта и пижневасюганского под-горизонта.
Резервуар характеризуется наибольшими перспективами нефтегазоносности. Его начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 25605 млн т уст. топлива, из них нефти — 7348 млн т, газа — 14935 млрд м3 и конденсата — 3322 .млн т,т.е. в этом резервуаре прогнозируется преимущественно газ.
Запасы и ресурсы УВ резервуара категорий С,, С,+С2) С5) Д„ Д2 и Д,+Д,: 579, 2715, 6824, 9674, 6392 и 16066 млн т усл. топлива соответственно. Следовательно, основная часть прогнозируемых ресурсов УВ резервуара (89,4 %) представлена перспективными
и прогнозными ресурсами УВ. Наибольшие начальные суммарные ресурсы УВ резервуара прогнозируются в Гыданской (6623 млн т усл. топлива), Ямальской (5475 млн т уст. топлива) и Южно-Карской (5306 млн т уст. топлива) НГО; меньшие — в Надым-Пурской (2588 млн т усл. топлива), Фроловской (2175 млн т усл. топлива) и Пур-Тазовской (1956 млн т усл. топлива) НГО.
На остальной части НГО начальные суммарные ресурсы УВ составляют лишь 1484 млн т усл. топлива.
Наиболее перспективные земли на нефть и газ батского резервуара (высокоперспективные земли II категории, перспективные) распространены преимущественно в центральной части, включающей Ямальскую НГО, южную и северную части соответственно Гыданской и Пур-Тазовской НГО, а также северную половину Надым-Пурской НГО. На этой территории прогнозируются все выделенные крупнейшие и крупные объекты нефтепоисковых работ: Новопортовско-Нижнемессояхская, Харасавэйско-Нурминская, Песцово-Уренгойская зоны нефтегазо-накопления и Южно-Тамбейский, Геофизический, Ямбургский и Юрхаровский перспективные участки (см. рис. 4). Менее перспективные земли (перспективные и среднеперспективпые земли) развиты во Фроловской и Карской НГО. Земли пониженных перспектив наиболее широко распространены в юго-восточной части региона, а также в западном, северном и северо-восточном окраинных его участках.
Перспективы нефтеносности резервуара распределены несколько иначе. Наиболее перспективные земли на нефть расположены только в южной половине региона, в южных частях Гыданской, Ямальской и Фроловской НГО. Среднеперспективпые земли I категории наиболее широко развиты вблизи более перспективных участков (рис. 5). На остальной, большей части региона, прогнозируются среднеперспективпые земли II категории и земли пониженных перспектив.
Усл. обозначения к рис. 4
1 — границы распространения резервуара; 2 — высокоперспективные земли II категории (уд. пл. 100-150 тыс. тУУВ/км2). Объекты нефтепоисковых работ:
Крупнейшие зоны нефтенакопления: / — Харасавэйско-Нурминская, II — Новопортовско-Нижнемессояхская, III — Песцово-Уренгойская.
(7) Перспективные участки: 1 — Южно-Тамбейский, 2 — Геофизический; 3 — Ямбургский; 4 — Юрхаровский.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 3
Legend to Fig. 4
1 — reservoir boundaries; 2 — high prospective lands of Category II (specific density 100-150 thous. toe/km '). Oil prospecting sites:
7jyi Major zones of oil accumulation: I — Kharasaveysko-Nurminskaya; II — Novoportovsko-Nizhnemessoyakhskaya; III — Pestsovo Urengoyskaya.
Q Prospective sites: 1 — Yuzhno-Tambeuskiy; 2 — Geofizicheskiy; 3 — Yamburgskiy; 4 — Yurkharovskiy.
For other Legend items see Fig. 3
16 ¡Ei iL I . I 0
Рис. 4.
Fig. 4.
Карта перспектив иефтегазоносности батского регионального резервуара (пласты Ю,- K3J севера Западно-Сибирской НГП
Map of oil-and-gas potential for the Bathonian regional reservoir (layers J -J4) in the North of West Siberian oil and gas bearing province
Южио-Карскак 'НГО
Гыданская НГО
Ямэпьскап'НП
]шщнка
VIII/ "I
Пур-Tajohcxan HI
Carexep/i
-П у рения НГО[
■Jioeyu-
'уруханскаи НГ1
Фро/юяскя» НГ^
гСреднеобскан]НГО^
Пред ненужен ская^НГО
Пачдугинсная НГО.
.Васюган-с паи НГО
50 0 50 100 км
ГЕОЛОГ! 1Я А
НЕШТИИГДЭА
Рис. S. Карта перспектив нефтеносности батского регионального резервуара (пласты Ю,-Ю.) севера Западно-Сибирской НГП Fig. 5. Map of oil potential for the Bathonian regional reservoir (layers J.-J4) in the North of West Siberian oil and gas bearing province
Усл. обозначения см. на рис. 3, 4
For Legend see Fig. 3, 4
18 I Ige IL. И , , О
Наиболее перспективные земли на газ расположены в центральной и северной частях региона. Перспективные земли распространены на юге Гы-данской, в центральной части Ямальской и на северных окраинных участках Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО (рис. 6). Среднеперспективные земли повсеместно развиты в Южно-Карской, Гыданской, Ямальской и северных частях Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. На юге исследуемой территории в основном прогнозируются земли пониженных перспектив.
В результате выполненных исследований выделены следующие крупнейшие и крупные объекты на выявление новых залежей нефти и газа в батском региональном резервуаре севера Западно-Сибир-ской НГП: Новопортовско-Нижнемессояхская, Хара-савэйско-Нурминская, Песцово-Уренгойская зоны нефтегазонакопления и Южно-Тамбейский, Геофизический, Ямбургский, Юрхаровский перспективные участки (см. рис. 4).
Новопортовско-Нижнемессояхская крупнейшая зона нефтегазонакопления простирается от восточной части Ямальского до западной Гыданского полуостровов. Ее площадь составляет 18 тыс. км2. Степень изученности объекта сейсморазведочными и буровыми работами неравномерная. На его территории открыты крупные Новопортовское и Малоямальское месторождения. В то же время восточное продолжение этого объекта слабо изучено бурением (Парусо-вая, Семаковская и другие площади), поскольку его значительная часть находится в акватории Обской и Тазовской губ. Прогнозируемые ресурсы газа оцениваются около 1 трлн м\
Харасавэйско-Нурмииская крупнейшая зона нефтегазонакопления расположена в западной части п-ова Ямал. Она приурочена к Бованенковско-Нурминскому наклонному мегавалу. Степень изученности объекта сейсморазведочными и буровыми работами неравномерная. На его территории открыт ряд месторождений: Бованенковское, Нейтин-ское и Арктическое нефтегазовые, а также Восточно-Бованенковское и Харасавэйское газовые. В то же время значительная часть территории слабо изучена бурением и здесь возможно открытие новых залежей УВ. Прогнозируемые ресурсы газа резервуара оцениваются в 800 млрд м\
Песцово-Уренгойская крупнейшая зона нефтегазонакопления находится па юго-западном борту Большехетской мегасинеклизы, осложненной Цен-трально-Уренгойским мезовалом. На ее территории прогнозируется распространение перспективных земель. Степень изученности объекта сейсморазведкой и бурением в целом выше, чем в отмеченных зонах. В результате проведения нефтепоисковых работ в его пределах открыты крупные Уренгойское и Песцовое месторождения.
Южно-Тамбейский перспективный участок расположен в северной части п-ова Ямал и приурочен к одноименному куполовидному мезоподнятию. Его площадь составляет 2120 км2. Степень изученности участка сейсморазведочными и буровыми работами невелика. Восточная его половина находится в акватории Обской губы. Прогнозируемые ресурсы газа оцениваются примерно в 100 млрд м\
Геофизический перспективный участок расположен в западной части Гыданского полуострова в пределах одноименного мезовала. Его площадь составляет 1350 км2. Степень изученности объекта сейсморазведочными и буровыми работами низкая. Прогнозируемые ресурсы газа резервуара оцениваются в 100 млрд м3.
Ямбургский перспективный участок расположен в западной части Тазовского полуострова и приурочен к северному борту Большехетской мегасинеклизы. Его площадь его составляет 1870 км2. Степень изученности геолого-разведочными работами крайне низкая. Прогнозируемые ресурсы газа оцениваются в 140 млрд м\
Юрхаровский перспективный участок находится в центральной части Тазовского полуострова, на территории одноименного мезовала. Объект входит в состав Уренгойского нефтегазоносного района. Его площадь составляет 1470 км2. Степень изученности сейсморазведкой и бурением низкая. Прогнозируемые ресурсы газа и нефти оцениваются около 80 млн т усл. топлива.
Аален-бсшосский региональный резервуар включает среднюю и нижнюю части среднеюрских отложений (леонтьевский и вымский горизонты) и практически повсеместно распространен в пределах исследуемого региона (рис. 7).
Перспективы нефтегазоносиосги данного резервуара существенно более низкие, чем Батского. Начальные суммарные ресурсы УВ резервуара оцениваются в 12497 млн т усл. топлива, из них нефти — 3768 млн т, газа — 7471 млрд м3 и конденсата — 1258 млн т, т. е. в этом резервуаре прогнозируется преимущественно газ.
Запасы и ресурсы УВ аален-байосского резервуара категорий С,, С,+С2, С5, Д,, Д2 и Д,+Д> соответственно равны: 186, 495, 2030, 2443, 7528 и 9971 млн т усл. топлива. Доли промышленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов составляют: 4,0; 16,3 и 79,7 % соответственно. Следовательно, в основном прогнозируемые ресурсы УВ-резервуара (96,0%) представлены перспективными и прогнозными ресурсами.
Наибольшие начальные суммарные ресурсы УВ прогнозируются в Южно-Карской (3918 млн т усл. топлива) НГО; несколько меньше — в Ямальской (2695 млн т усл. топлива) и Гыданской (2061 млн т уст. топлива) НГО; еще меньше — в Надым-Пурской
~Л 19
нешти и -аза 1 1 j
Рис. 6.
Flg. 6.
Карта перспектив газоносности батского регионального резервуара (пласты Ю;-Ю.,) севера Западно-Сибирской НГП
Map of gas potential for the Bathonian regional reservoir (layers J,-J,,) in the North of the West Siberian oil and gas bearing province
Южно-Карскап'НГО
Гыдаискап НГО
Ямальская НГО.
Дудинки
VIII MTJ V
Пур-Тазовснап HI
Надым-Пурская НГО}
^Елояуй- J
мТурухэмсгая Н/чЯ
Фроновскан НГС
'Ъреднеобска^НГО^
j Про йъонуСойская НГО
•инск.
.Варюган-с/ая НГО
Усл. обозначения см. на рис. 3, 4
For Legend see Fig. 3,4
20 Ieml и . (■ ô
Рис. 7.
Fig. 7.
Карта перспектив нефтегазоносности ааленбайосского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП
Map of oil and gas potential for the Aalenian-Bajocian regional reservoir in the Noah of the West Siberian oil and gas bearing province
ГыОансыая НГО
\Ямот.скал,НГО
Г VIII ^Jb
Пур-Тазоасизя НГО
Надым-Пурскал НПО,
Восточно- ц Уральская НГО
I Елогуй- ' 1 • Туру ханская НГО1
Фролове кая НГО •
Среднеоб^хаи.НГО'
Продърнисойснал НГО
Паид&инскзи НГО/
SO 0 50 100 км
Дудинка
1 — бесперспективные земли (удельная плотность < 1 тыс. т усл. топлива/км2). Остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4
1 — unpromising lands (resource density < 1 thous. toe/km'). For other Legend items see Fig. 3,4
ГЕОЛОГ! 1Я A
НЕФТОИГДЗА LJ
(1661 млн т усл. топлива), Фроловской (958 млн т усл. топлива) и Пур-Тазовской (935 млн т усл. топлива) НГО. Минимальные объемы начальных суммарных ресурсов УВ предполагаются в пределах остальных НГО. Их начальные суммарные ресурсы УВ составляют 271 млн т усл. топлива.
Наиболее перспективные земли на нефть и газ аален-байосского резервуара (перспективные земли II категории и локально I) преимущественно распространены на ранее выделенных объектах нефтепо-исковых работ: Новопортовско-Нижнемессояхской, Харасавэйско-Нурминской, Песцово-Уренгойской зонах нефтегазонакопления и на Ямбургском, Юр-харовском перспективных участках. Кроме того, они развиты почти на всей территории Припайхой-ского мегавыступа, Рагозинского мезовала и других локальных участках на севере рассматриваемого региона (см. рис. 7).
Среднеперспективные земли резервуара охватывают почти всю его северную и центральную части, а также Надым-Пурское междуречье.
Земли пониженных и низких перспектив резервуара повсеместно распространены на обширной юго-восточной части региона, а также на западных, северных и северо-восточных окраинных участках.
Тоарский региональный резервуар (средняя и нижняя части ааленского, верхняя половина тоар-ского ярусов) почти повсеместно распространены в рассматриваемом регионе, лишь в окраинных западной, северной и восточной его частях отложения отсутствуют (рис. 8).
Начальные суммарные ресурсы углевородоро-дов оцениваются в 8513 млн т усл. топлива, из них нефти — 1342 млпт, газа — 6114 млрд м5 и конденсата — 1058 млн т, т.е. в этом резервуаре прогнозируется преимущественно газ.
Запасы и ресурсы УВ категорий С,, С,+С,, С5, Д,, Д, и Д,+Д, составляют соответственно: 18, 125, 273, 1426, 6691 и 8117 млн т усл. топлива. Следовательно, почти все прогнозируемые ресурсы УВ (98,5 %) представлены перспективными и прогнозными.
Наибольшие суммарные ресурсы УВ прогнозируются в Южно-Карской НГО (2897 млпт усл. топлива); меньшие — в Гыданской (1689 млн т усл. топлива), Ямальской (1587 млпт усл. топлива) и Надым-Пурской (951 млн т усл. топлива) НГО; еще меньше — во Фроловской (615 млнт усл. топлива) и Пур-Тазовской (613 млпт усл. топлива) НГО; минимальные ресурсы УВ — в Среднеобской (103 млн т усл. топлива), Елогуй-Турухапской (28 млн т усл. топлива), Васюганской (18 млн т усл. топлива), Предъ-енисейской (7 млн т усл. топлива) и Пайдугинской (6 млн т усл. топлива) НГО.
Ресурсы УВ тоарского резервуара распределены по территории региона неравномерно (см. рис. 8). Наиболее перспективные земли (перспективные II категории, среднеперспективные) прогнозируются в северо-западной, центральной и юго-западной частях региона. Почти вся остальная часть территории — земли пониженных и низких перспектив, а па крайнем юго-востоке (Елогуй-Туруханская, Предъе-иисейская НГО) предполагаются бесперспективные земли.
Перспективы нефтеносности почти повсеместно низкие. Только в крайней юго-западной части региона (Фроловская НГО) прогнозируются участки земель пониженных и средних перспектив.
Перспективы газоносности следующие. В регионе выделяются земли от бесперспективных до перспективных II категории. Наиболее перспективные из них распространены лишь в окраинной северозападной, частично в центральной и локально в юго-западной частях. Большая же часть территории региона — земли пониженных и низких перспектив, а также бесперспективные земли.
Плинсбахский региональный резервуар (нижняя половина нижнетоарского, верхняя половина верх-неплипсбахского ярусов) распространен на большей части региона. Лишь в окраинных западной, северной и восточной его частях отложения отсутствуют (рис. 9).
Начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 3331 млн т усл. топлива, из них нефти — 211 млн т, газа — 2732 млрд м' и конденсата — 388 млн т, т.е. в этом резервуаре прогнозируется в основном газ.
Запасы и ресурсы УВ категорий С,, С,+С2, С-„ Д,, Д2 и Д,+Д, соответственно равны: 14,26,69,695,2541 и 3236 млпт усл.топлива. Процентное отношение промышленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ составляет: 0,8; 2,1 и 97,1 % соответственно.
Наибольшие начальные суммарные ресурсы УВ прогнозируются в Южно-Карской (799 млн т усл. топлива), Ямальской (733 млп т усл. топлива), Гыданской (670 млн т усл. топлива) и Надым-Пурской (481 млн т усл. топлива) НГО; меньшие — в Пур-'Газов-ской (287 млн т усл. топлива) и Фроловской (283 млн т усл. топлива) НГО, а минимальные ресурсы УВ — в Среднеобской (41 млн т усл. топлива), Елогуй-Туру-ханской (18 млптусл. топлива), Васюганской (11 млн т усл. топлива), Пайдугинской (7 млн т усл. топлива) и Предъенисейской (1 млн т усл. топлива) НГО.
Распределение начальных суммарных ресурсов УВ плинсбахского резервуара в целом подобно то-арскому (см. рис. 9). Наиболее перспективные земли (среднеперспективные II категории и земли пониженных перспектив) также прогнозируются в северо-
22 nEI'ILOi . , Û
Рис. 8. Карта перспектив нефтегазоносное™ тоарскою регионально резервуара севера Западно-Сибирской НГП Fig. 8. Map of oil and gas potential for the Toarcian regional reservoir in the North of the West Siberian oil and gas province
Усл. обозначения см. на рис. 3, 4
For Legend see Fig. 3, 4
ГЕОЛОГ! 1Я
неаэти и гдзд
Q 23
Южна-Карская НГО
Гыданская'НГО
Пур• ТазооскагцНГО
Надым-Пурскап НГО,
rj Восточно- 4 f Уральская НГО
' Елоауй-I Туру ханская НГО
СФролоаская НГ01
Среднеобская НГО
'Преф&нЬсойская HI
\Br,/olCCKJ. П^инс^ НГОj
Рис. 9.
Fig. 9.
Карта перспектив нефтегазоносности плинсбахского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП
Map of oil and gas potential for the Pliensbachian regional reservoir in the North of the West Siberian oil and gas province
)ж*о*Карскан ИГО
Гыданская НГО ■',.
Дудинка
Ямальская ИГО
гПур-Тазоаская НГО 11
vu» \\ ix
Надым-Пурская НГ&
г 1 (X.
чурухансная НГО]
Восточно-Урапьскан НГО1
Фролооская НГО >
"СреднеобскаяJjrÖt
ТредЪйнчсеЬснди h
Пай'дуиннккая НГО*
1йсюеанская
1 Ш:о ■
50 0 50 100 км
Усл. обозначения см. на рис. 3, 4, 7
For Legend see Fig. 3, 4, 7
24 nEflLOi ■ ' Ш
западной, центральной и юго-западной частях региона, а на остальной громадной территории — низкоперспективные и бесперспективные.
Перспективы нефтеносности резервуара весьма низкие: почти повсеместно в регионе прогнозируются бесперспективные, и лишь на большом участке Фроловской НГО — низкоперспективные земли.
Перспективы газоносности резервуара ниже, чем тоарского. Распределение по территории аналогично таковому для суммарных ресурсов. Наиболее перспективные земли (среднеперспективные II категории и земли пониженных перспектив) в основном распространены в северо-западной, центральной и юго-западной частях региона.
Геттанг-синемюрский региональный резервуар
залегает в основании юрских отложений и наименее распространен. Он развит в центральных, наиболее прогнутых его частях, причем в южных районах его отложения местами отсутствуют (рис. 10). Начальные суммарные ресурсы УВ относятся к прогнозным категории Д,и оцениваются в 1334 млн тусл.топлива, из них газа — 1131 млрд м' и конденсата — 203 млн т. Нефть в резервуаре не прогнозируется.
Наибольшие начальные суммарные ресурсы УВ прогнозируются в Гыдапской (379 млнт усл. топлива), Южно-Карской (338 млнт усл. топлива) и Ямальской (275 млн т усл. топлива) НГО; меньшие — в Надым-Пурской (178 млнт усл. топлива) и Пур-Тазовской (146 млн т усл. топлива) НГО. В остальных областях — Средпеобской, Васюганской, Фроловской, Елогуй-Туруханской и Пайдугииской — прогнозируется всего лишь 17,8 млн т усл. топлива.
Перспективы газоносности геттаиг-сипемюр-ского резервуара самые низкие. На территории резервуара выделяются земли трех категорий. Земли пониженных перспектив распространены лишь в пределах Мессояхской наклонной гряды, на остальной огромной территории региона — пизкоперспек-тивные и бесперспективные земли (см. рис. 10).
В юрских отложениях в целом на севере Западной Сибири и акватории Карского моря прогнозируется 60443 млн т усл. топлива, из них нефти — 19639 млн т (32,5 %), газа - 34 146 млрд м3 (56,5 %) и конденсата — 6658 млн т (11,0 %).
Среди региональных резервуаров наибольшими ресурсами УВ обладает батский резервуар (25605 млн т усл. топлива), существенно меньшими — аален-байосский (12497 млнтусл.топлива), оксфордский (9160 млн т усл. топлива), тоарский (8515 млнт усл. топлива) и минимальными — плинсбахский (3331 млн т уст. топлива) и геттанг-синемюрский (1335 млн т усл. топлива).
Запасы и ресурсы УВ юрских отложений региона категорий С,, С,+С2, С„ Д,, Д, и Д,+Д2 соответственно
равны: 1506, 4542, 10774, 19068, 26057 и 45 127 млн т усл. топлива. Процентное отношение промышленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ составляет: 7,5; 17,8 и 74,7% соответственно. Следовательно, основная часть прогнозируемых ресурсов юрских отложений (92,5 %) представлена перспективными и прогнозными ресурсами, т.е. степень их разведанпости низкая.
Наибольшие суммарные ресурсы УВ прогнозируются в Южно-Карской (13546 млн т усл. топлива), Гыдапской (11728 млн т уст. топлива) и Ямальской (10886 млн т усл. топлива) НГО; меньшие — в Пур-Тазовской (9284 млн туст. топлива) и Надым-Пурской (7430 млн т усл. топлива) НГО; еще меньшие — во Фроловской (4051 млн т усл. топлива) НГО. В остальных семи нефтегазоносных областях начальные суммарные ресурсы УВ юрского комплекса составляют 3518 млн т усл. топлива.
Наиболее перспективные земли на нефть и газ горских отложений (высокоперспективные I и II категорий, перспективные I и II категорий) распространены в Новопортовско-Нижнемессояхской, Вэн-гапуровско-Часельской, Харасовэйско-Нурминской, Песцово-Уренгойской и вновь выделенной Северной зонах нефтегазопакоплепий, а также в Южно-Там-бейском, Геофизическом, Ямбургском, Юрхаровском перспективных участках (рис. 11).
Северная зона газопефтепакоплепия расположена в южной части региона, в Надым-Пурской НГО. Она приурочена к одноименному своду, ее площадь составляет 5900 км2. Степень изученности объекта достаточно высокая. В ее пределах открыты Губкин-ское и Северо-Губкинское месторождения, а также подготовлено к бурению Заиадно-Пурпейское поднятие. Тем не менее этот объект до настоящего времени остается перспективным для подготовки запасов нефти и газа.
Перспективы нефтеносности юрских отложений на большей части территории региона оцениваются как среднеперспективные земли II категории и земли пониженных перспектив. Лишь в его южной часги выделяются перспективные и среднеперспективные земли I категории. Они прогнозируются в пределах Новопортовско-Нижнемессояхской, Вэигапуровско-Часельской, Песцово-Уренгойской зонах нефтегазо-накопления, а также на Медвежье-Нумгинском ме-гавале и в южной части Фроловской НГО.
Перспективы газоносности юрских агложений представлены землями различных перспектив. Наиболее перспективные из них (высокоперспективные II категории и перспективные земли) выделены в северной и центральной частях региона, в основном в охарактеризованных объектах нефтегазопоисковых работ.
ГЕОЛОГ! 1Я
нешти И ГАЗА
Q 25
Рис. 10.
Fig. 10.
Карта перспектив нефтегазоносности геттанг-синемюрского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП
Map of oil and gas potential for the Hettangian-Sinemurian regional reservoir in the North of the West Siberian oil and gas province
ЮжнсрКарскаЯН! Oj
Г'ыданская НГО
Дуди»-н»
Ямальская НГО'
Пур-Таэонская Н!\
iа дым-
i Ьлоау&ь ■ТуруханскаяпГ 01
\ •> W
Фролооская НГ(.
'Срчдмео6ская!Н1кО
Пррдъоншебиская НГО\
\ Па иду ¿и некая нго!
Салехаца
Остальные усл. обозначения см. на рис. 3, 4, 7
For other Legend Items see Fig. 3, 4. 7
26 -¡EC :L С ,, ()
Рис. 11.
Fig. 11-
Карта перспектив иефтегазоносности юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП
Map of oil and gas potential for the Jurassic deposits in the North of the West Siberian oil and gas province
Гыдянскан НГО
ЯмальснаяНПО,
Дуц№11&
""/ Г!|
Пур-Та.юъскя'й HI
C&niixapii
•Пурскап НГО,
ГЛОйуи- | г^руханскаи НГО'
Фролиасная НГО
гСрвднво6с наяНГ (
шнснап НГО,
1 — высокоперспективные земли I категории (уд. пл. 150-200 тыс. т УУВ/км2)
1 — high prospective lands of Category I (specific density 150-200 thous. toe/km2)
7S1 Крупнейшие зоны нефтенакопления: IV — Песцово-Уренгойская; V — Северная. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3,4,7
^ The largest zones of oil and gas accumulation. IV-Pestsovo-Urengoyskaya; l/-Severnaya. For other Legend items see Fig. 3,4, 7
ГЕОЛОГ! 1Я A
НЕФТИ И "АЭА
№ 4( 2017
Заключение
В статье приведены результаты количественного прогноза нефтегазоносности оксфордского, батского, аален-байосского, тоарского, плинсбахско-го и геттанг-синемгорского региональных резервуаров юрских отложений севера Западной Сибири и акватории Карского моря, которые базируются на основе ранее разработанных моделей их строения с учетом современных представлений о масштабах иефтегазообразовапия иефтематерипских отложений и степени катагенеза содержащегося в них органического вещества.
Эти результаты были использованы при количественной оценке ресурсов углеводородов Российской Федерации, выполненной большим коллективом геологов под руководством ВНИГНИ по состоянию на 01.01.2009 г.
Количественная оценка выполнена геологическим способом по удельным плотностям запасов па единицу площади, который является составной частью метода геологических аналогий. При оценке перспектив нефтегазоносности малоизученных бурением аален-байосского, тоарского, плиисбахско-го и геттанг-синемюрского резервуаров, в которых выявлено сравнительно небольшое число залежей УВ, использовались эталонные участки батского резервуара с учетом выявленной авторами закономерности уменьшения сверху вниз по разрезу значений плотности начальных суммарных ресурсов УВ и возрастания газовой составляющей УВ.
Среди региональных резервуаров наибольшими ресурсами УВ обладает батский резервуар, существенно меньшими — аален-байосский, оксфордский, тоарский, а минимальными — плинсбахский и гет-танг-синемюрский, т.е. сверху вниз по разрезу перспективы нефтегазоносности уменьшаются. В этом же направлении сокращается нефтяная составляющая УВ. Это обусловлено ухудшением с увеличением глубины резервуаров фильтрационно-емкостных характеристик проницаемых комплексов и экранирующих свойств флюидоупоров, уменьшением содержания ОВ и увеличением его катагенетической п реобра зованности.
Оксфордский резервуар распространен лишь в юго-восточной части региона. В более северных и западных районах отмечается полная или почти пол-пая заглинизировапность проницаемого комплекса. Начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 9161 млн т усл. топлива, из них нефти — 6974 млн т, газа — 1762 млрд м\ Доли запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ: 12,9; 17,2 и 69,9% соответственно. Наиболее перспективные земли (перспективные земли I и 11 категорий) прогнозируются в центральной части Пур-Тазовской и юго-восточной
части Надым-Пурской НГО. В контурах этих земель выделена Вэигапуровско-Часельская зона газоне-фтенакопления, в которой прогнозируется 500 млн т извлекаемых ресурсов нефти.
Батский резервуар распространен повсеместно. Начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 25 605 млн т усл. топлива, из них нефти — 7348 млн т и газа — 14935 млрд м\Процентное отношение запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ: 10,6; 26,7 и 62,7 % соответственно. Наиболее перспективные земли (высокоперспективные земли II категории, перспективные земли) прогнозируются преимущественно в центральной части, включающей Ямальскую НГО, южную и северную части Гыдапской и Пур-Тазовской НГО соответственно, а также северную половину Надым-Пурской НГО. В этом регионе прогнозируются крупнейшие и крупные объекты нефтегазопоисковых работ: Новопортов-ско-Нижнемессояхская, Харасавэйско-Нурминская, Песцово-Уренгойская зоны нефтегазонакопления и Южно-Тамбейский, Геофизический, Ямбургский и Юрхаровский перспективные участки.
Аален-байосский резервуар распространен почти повсеместно. Начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 12497 млн т усл. топлива, из них нефти — 3768 млн т, газа — 7471 млрд м\ Процентное отношение запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ: 4,0; 16,3 и 79,7 % соответственно. Наиболее перспективные земли (перспективные II категории), как и батского резервуара, прогнозируются в Новопортовско-Нижнемессояхской, Харасавэйско-Нурмипской, Песцово-Уренгойской зонах нефтегазонакопления и па Ямбургском, Юрхаровском перспективных участках, а также почти на всей площади Припайхойского мегавыступа и Рагозииского мезовала.
Тоарский резервуар распространен почти повсеместно. Начальные суммарные ресурсы УВ оцепива-ютсяв8513млн тусл. топлива, из них нефти — 1342 млн т, газа — 6114 млрд м\ Доли запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ: 1,46; 3,21 и 95,33% соответственно. Наиболее перспективные земли (перспективные II категории, среднеперспективные I категории) прогнозируются в северо-западной части Южно-Кар-ской, центральной и южной частях Ямальской, южном окончании Гыдапской и в северных участках На-дым-Пурской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО.
Плинсбахский резервуар развит в основном во Внутренней области Западно-Сибирской геосине-клизы. Начальные суммарные ресурсы УВ оцениваются в 3331 млн т усл. топлива, из них нефти — 211 млн т, газа — 2732 млрд м\ Процентное соотношение запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ составляет 0,8; 2,1 и 97,1 % соответственно. Наиболее перспективные земли (среднеперспективные II
28 !ehl ■ , О
категории и земли пониженных перспектив) прогнозируются в участках, перечисленных для тоарского резервуара.
Геттанг-сипемюрский резервуар развит в центральных, наиболее погруженных частях. Начальные суммарные ресурсы УВ относятся к прогнозным категории Д2 и оцениваются в ] 334 млн т усл. топлива, из них газа — 1131 млрд м' и конденсата — 203 млн т. Перспективы нефтегазоносности самые низкие. Наиболее перспективные земли (земли пониженных перспектив) прогнозируются в Мессоях-ской наклонной гряде.
В целом в юрском комплексе севера Западной Сибири и акватории Карского моря прогнозируется 60443 млн т усл. топлива, из них нефти — 19639 млнт, газа — 34146 млрд м' и конденсата — 6658 млн т. В отложениях верхней, средней и нижней юры они оценены в 9161, 38102 и 13180 млн т усл. топлива соответственно. Приведен пая авторская количественная оценка перспек тив нефтегазоносности отмеченных крупных нефтегазоносных комплексов и в целом юрских отложений имеет близкие значения с соответствующими показателями последней официальной количественной оценки 2009 г.
Литература / References
1. Бостриков О.И., Фомичев А.С. Нефтегазопроизводящие свойства континентальных нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты // Современные геохимические методы диагностики нефтематеринских отложений. - М.: Наука, 1986. - С. 141-150.
Bostrikov O.I., Fomichev A.S. Oil and gas generation properties of the Middle-Lower Jurassic continental deposits of the West Siberian plate. In: Trofimuk A.A., Kontorovich A.E., eds. Sovremennie geokhimicheskie metody diagnostiki neftematerinskikh otlozheniy. Moscow: Nauka; 1986. pp. 141-150.
2. Бостриков О.И., Канторович А.Э., Фомичев А.С, Масштабы генерации и эмиграции углеводородов в верхнеюрских и меловых нефтегазоносных комплексах Западно-Сибирской плиты // Результаты работ по Межвед. регион, научн. прогр. «Поиск» за 1992-1993 гг. - Новосибирск: Изд.-во СО РАН, НИЦ ОГГМ СО РАН, 1995. - Часть II. - С. 66-70.
Bostrikov O.I., Kontorovich А.Е., Fomichev A.S. Extent of generation and emigration of hydrocarbons in the Upper Jurassic and Cretaceous oil-and-gas plays of the West Siberian plate. Rezultaty rabol po Mezhvedomstvennoy regionalnoy nouchnoy programme «Poisk» ¿a 1992-1993. Part II. Novosibirsk: SO RAN. NITs OGGM SO RAN; 1995. pp. 66-70.
3. Бостриков О.И., Ларичев А.И., Фомичев А.С. Закономерности накопления рассеянного органического вещества и масштабы нефтеобразования в верхнеюрских материнских отложений Западно-Сибирской плиты // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: материалы научно-практической конференции. - Санкт Петербург: Изд-во ВНИГРИ, 2010. - С. 205-2013.
Bostrikov O.I., Larichev А. /., Fomichev A.S. Regularities in accumulation of dispersed organic matter and extent of oil generation in the Upper Jurassic oil source deposits of the West Siberian plate. Neftegazogeologicheskiy prognozi perspektivy razviliyo neftegazovogo kom-pleksa vostoka Rossii: materialy nauchno-prokticheskoy konferentsii. St. Petersburg: VNIGRI; 2010. pp. 205-2013.
4. Бостриков О.И., Ларичев А.И., Фомичев А.С. Геохимические аспекты изучения нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-потенциала [Электронный ресурс) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. -Т. 6 - № 3. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/l/31_2011.pdf.
Bostrikov O.I., Larichev A.I., Fomichev AS. Geochemical aspects of studying the Lower-Middle Jurassic deposits of the West Siberian plate in connection with assessment of their HC potential. Neftegazovaya geologiya. 2011;6(3):1-19. Available at: http://www.nglp.ru/rub/l/31_2011.pdf.
5. Гурари Ф.Г., Конторович A3., Острый Г.Б. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях Западно-Сибирской низменности // Геология нефти и газа. - 1966. - № 6. - С. 5-11.
Gurori F.G., Kontorovich А.Е., Ostriy G.B. On the role of disjunctive faults in the process of formation of oil and gas accumulations in the Jurassic and Cretaceous deposits in the West Siberian lowland. Geologiya nefti i gaza. 1966;(6):S-11.
6. Конторович A3., Фомин A.H., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. - № 11. - С. 1191-1200.
Kontorovich А.Е., Fomin A.N., Krasavchikov V.O., Istomin A.V. Catagenesis of organic matter at the top and bottom of the Jurassic play of the West Siberian mega-basin. Geologiya igeofizika. 2009;50(11):1191-1200.
7. Конторович В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2009. -№ 4. - С. 461-474.
Kontorovich V.A. Mesozoic and Cenozoic tectonics and oil and-gas potential of West Siberia. Geologiya i geofizika. 2009;(4):461-474.
8. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович A3., Красавчиков В.О., Конторович А.А., Супруненко О.И. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 11-12. -С. 1832-1845.
Kontorovich V.A., Belyaev S.Yu., Kontorovich A.E., Krasavchikov V.O., Kontorovich A.A., Suprunenko O.I. Tectonic structure and history of development of the West Siberian geosyneclise in Mesozoic and Cenozoic. Geologiya i geofizika. 2001;42{11-12):1832-1845.
ГЕОЛОП 1Я A
НЕФТОИГДЗА LJ
№ 4( 2017
9. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / Под ред. К.А. Клещева, А.Э. Конторовича, Н.А. Крылова и др. - М.: Изд-во ВНИГНИ, 2000. - 189 с.
Methodology manual for quantitative and economical assessment of resources of oil, gas and condensate in Russia. In: K.A. Kleshchev,
A.E. Kontorovich, eds. Moscow: VNIGNI; 2000.189 p.
10. Нестеров И.И. Критерии прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1969. - 335 с.
Nesterov I.I. Criteria of prediction of oil-and gas potential. Moscow: Nedra; 1969. 335 p.
11. Ростовцев H.H. Тектоническая схема Западно-Сибирской низменности по подошве платформенных мезо-кайнозойских отложений с элементами палеотектоники. - Л.: Гостоптехиздат, 1961. - 12 с.
Rostovtsev N.N. Schematic tectonic map of the West Siberian lowland on the bottom surface of the Meso-Cenozoic platform deposits with elements of paleo-tectomcs. Leningrad: Gostoptekhizdat; 1961.12 p.
12. Судат H.B., Сулейманова Л.О. К истории количественной оценки углеводородного потенциала мезозойско-кайнозойских отложений Западной Сибири и Тюменской области // Горные ведомости. - 2005. - № 10. - С. 18-27.
Sudot N.V., Suleymanova L.O. To the history of quantitative assessment of hydrocarbon potential of Mesozoic and Cenozoic deposits in West Siberia and Tyumen oblast. Gornyie vedomosti. 2005;( 10): 18-27.
13. Фомин A.H. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. - Новосибирск: Изд-во ИНГГ СО РАН, 2011. - 331 с.
FominA N. Catagenesis of organic matter and the oil-and-gas potential of Mesozoic and Paleozoic deposits of the West Siberian mega-basin. Novosibirsk: INGG SO RAN; 2011. 331 p.
14. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Фомин A.H., Рябкова Л.В., Бейзель А.Л., Беляев С.Ю., Деев Е.В., Зиновьев С.В., Косяков Д.В., Красавчиков
B.О., Лапин П.С., Терешенков Г.М. Критерии и оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ нижней юры севера Западно-Сибирской НГП // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ: Сб. науч. докл. Всерос. науч.-практ. коиф. Кн. первая. - Пермь, 2001- С. 107-132.
Shemin G.G., Nekhaev A.Yu., Fomin A.N., Ryabkova L.V., Beyzel A.L., Belyayev S.Yu., Deyev E.V., Zinovyev S.V., Kosyakov D.V., Krasavchikov V.O., Lapin P.S., Tereshenkov G.M. Criteria and assessment of oil-and-gas potential of deeply buried Lower Jurassic series in the North of the West Siberian oil and gas bearing province. Kriterii otsenki neftegazonosnosti nizhe promyshlenno osvoennykh glubin i opredelenie prioritetnykh napravleniy geologorazvedochnykh robot: Sbornik nouchriikh dokladov Vserossiyskoy nauchno-prakticheskoy konferentsii. Book 1. Perm; 2001. pp. 107-132.
15. Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Нехаев А.Ю., Щекочихина Н.А., Бадера С.А. Опыт разработки седиментационных моделей, оценки качества коллекторов и флюидоупоров на примере келловейских и верхнеюрских отложений севера Западной Сибири // Пути реализации газового потенциала ХМАО: Шестая научно-практическая конференция. Том I. - Ханты-Мансийск, 2003. - С. 198-206.
Shemin G.G., Beizel A.A., Nekhaev A.Yu., Badera S.A. Experience in sedimentation modeling and evaluation of reservoirs quality and fluid barriers based on history case of the Callovian and Upper Jurassic deposits in the North of West Siberia. Puti realizatsii gazovogo potentsiala KhMAO: Shestaya nauchno prakficheskaya konferentsiya. Vol. I. Khanty Mansiysk; 2003. pp. 198-206.
16. Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Нехаев А.Ю., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П., Бочкарев B.C. Литолото-палеогеографические реконструкции келловейских и верхнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП как основа оценки их экранирующих и емкостных свойств // Горные ведомости. - 2004. - № 3. - С. 17-30.
Shemin G.G., Beizel A.L, Nekhaev A.Yu., Brekhuntsov A.M., Deshchenya N.P., Bochkarev US. Reconstruction of lithologyand paleogeography of the Callovian and Upper Jurassic deposits in the North of the West Siberian oil and gas bearing province as a basis of assessment of their fluid barrier and reservoir properties. Gorniye vedomosti. 2004;(3):17-30.
17. Шемин Г.Г. Модель строения, условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП и прилегающей акватории Карского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,- 2004. - № 10. - С. 29-43.
Shemin G.G. Structure, formation conditions and oil-and-gas potential models of the Upper Jurassic deposits in the North of the West Siberian oil and gas bearing province and adjacent offshore area of the Kara Sea. Geologiya, geofiziko i razrabotka neftyanykh i gazovikh mestorozhdeniy. 2004;{10):29-43.
18. Шемин Г.Г., Первухина H.B. Строение и перспективы нефтегазоносности с выделением крупных объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. - 2009. - № 1. -
C. 13-19.
Shemin G.G., Pervukhina N.V. Structure and oil-and gas potential with identification of large-scale oil prospects in the Bathonian regional reservoir in the North of the West Siberian oil and-gas province. Geologiya nefti i gaza. 2009;(1):13-19.
19. Шемин Г.Г. Строение и количественная оценка перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП // Геоложя и минерально-сырьевые ресурсы Сибири, - 2010. - № 3. - С. 3-19.
Shemin G.G. Structure and quantitative assessment of oil-and-gas potential of the Middle Jurassic deposits in the North of the West Siberian oil and gas bearing province. Geologiya i mineralno-syryeviye resursy Sibiri. 2010;(3):3-19.
30 IEC1L ■ . t 0
20. Шемин Г.Г., Микуленко И.К., Сюрин А.А., Щекочихина Н.А., Юстус Н.С. Модели строения и количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров нижнеюрских отложений севера Западно -Сибирской НГП // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2011. - № 2. - С. 53-68.
Shemin G.G., Mikulenko I.К., Syurin A.A., Shchekochkino N.A., Yustus N.S. Structure and quantitative assessment models oF oil-and-gas potential of regional reservoirs of the Lower Jurassic deposits in the North of the West Siberian oil and gas bearing province. Geologiya i mineralno-syryeviye resursy Sibiri. 2011;(2):53-68.
21. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Бейзель А.Л., Первухина Н.В. Филырационно-емкосгные свойства резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП и закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 10. - С. 20-26.
Shemin G.G., Nekhayev A.Yu., Beizel A.L., Pervukhina N.V. Reservoir properties of Jurassic reservoirs in the North of the West Siberian oil and gas bearing province and regularities of their variation according to depth of their occurrence. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovikh mestorozhdeniy. 2011;(10):20-26.
_nr __ n _ D(. ,4UftnDU П(дпмс<ав юдачинс'м 900 «Pf-^форм... йммйекик чолог^чесчийхотлт- ^осгзслигчян
ринология ,1-инворм &9Л | Б-юаШpodpiska^minresrusju www.ттгкпк.ги
Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управлений» - зго всегда качественная и актуальная аналитика, научные статьипо проблемам состояния, развития и освоения минерально-сырьевой базы России
Журнал енлючен в международно реоератизнуо базу данных и систему цитирования Сео1М, зарегистрирован в системе Российского индекса научного цитирования а также входит в перечень росшйсних рецензируемых научны) изданий (Перечень ВАК) * в которых должны быть спублико-еаны основныэ научные результаты диссертацийна соискание уеных степеней докторе® и и.андида'ов наук
РЕКЛАМА
ГЮЛОП 1Я А
НЕФТОИГДЗА
ВАЛЕРИЮ ДМИТРИЕВИЧУ КАМИНСКОМУ — 70 ЛЕТ
10 сентября 2017 года исполняется 70 лет генеральному директору ФГБУ «ВНИИОкеангеология», доктору геолого-минералогических наук, члену-корреспонденту РАН, Валерию Дмитриевичу Каминскому.
В 1970 г. Валерий Дмитриевич окончил Ленинградский государственный университет по специальности «Геофизические методы поисков и разведки полезных ископаемых» и был принят на работу в Научно-исследовательский институт геологии Арктики (НИИГА).
За годы работы в институте он участвовал в 22 экспедициях в различных морях и океанах, в том числе в 7 экспедициях в сложнейших условиях Северного Ледовитого океана, в большинстве из них — в качестве руководителя. По результатам экспедиционных и научно-аналитических исследований В.Д. Каминским опубликовано более 150 печатных работ в отечественных и зарубежных журналах, под его редакцией и в соавторстве выпущено 10 монографий. Эти работы отражают новые сведения о глубинном строении, истории геологического развития и минеральных ресурсах арктической континентальной окраины и шельфовых морей России и Мирового океана. В 2016 г. Валерий Дмитриевич был избран членом-корреспондентом Российской Академии наук.
В настоящее время В.Д. Каминский руководит выполнением ряда работ, приоритетных для Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации и Федерального агентства по недропользованию- Роснедра, имеющих огромное государственное значение. Так, по Охотскому морю был собран и обработан большой объем геолого-геофизических и батиметрических данных, преобразованных в серию специализированных карт. Они стали основным аргументом при обосновании континентальной природы участка морского дна в центре моря за пределами 200-мильной зоны, что позволило полностью взять акватории Охотского моря под юрисдикцию России. В настоящее время аналогичная работа ведется в ФГБУ «ВНИИОкеангеология» в отношении Внешней границы континентального шельфа в Северном Ледовитом океане.
Валерий Дмитриевич ведет активную научно-общественную деятельность, является членом Ученых Советов геологических организаций, в том числе Горного Совета при полномочном представителе Президента Российской Федерации в Северо-Западном федеральном округе, Морского Совета при губернаторе Санкт-Петербурга, Научно-экспертного Совета по Арктике и Антарктике при Совете Федерации, а также членом экспертного совета Морской Коллегии.
В.Д. Каминский отмечен ведомственными и правительственными наградами, в том числе Орденом Почета, Почетным званием «Заслуженный геолог Российской Федерации», знаками «Почетный полярник» и «Почетный разведчик недр», медалью ордена «За заслуги перед Отечеством II степени» и другими государственными и ведомственными наградами. Валерий Дмитриевич — дважды Лауреат премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники (2003 и 2012 гг.).
Уважаемый Валерий Дмитриевич, в день Вашего знаменательного юбилея желаем Вам многих лет творческой интересной работы на благо нашей отрасли и страны, доброго здоровья и семейного благополучия!
Редколлегия журнала «Геология нефти и газа»
