ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 550.812.1 DOI 10.31087/0016-7894-2021-2-93-105

Перспективы нефтегазоносности северо-западной части Западной Сибири

© 2021 г.|С.Л. Белоусов, С.В. Пермяков, А.А. Сокольникова

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия; SLBelousov@tnnc.rosneft.ru; svpermyakov2@tnnc.rosneft.ru; aasokolnikova@tnnc.rosneft.ru

Поступила 02.10.2020 г

Доработана 15.11.2020 г. Принята к печати 18.11.2020 г.

Ключевые слова: ловушка; залежь; месторождение; юрские отложения; геолого-геофизическая изученность. Аннотация: Одним из основных направлений поисково-разведочных работ на современном этапе изученности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является исследование ее бортовых зон. Западная бортовая зона ЗападноСибирского мегабассейна характеризуется благоприятными геологическими предпосылками для обнаружения крупных скоплений углеводородов. Степень геолого-геофизической изученности, особенности формирования юрского интервала разреза, тектоническое строение, а также развитие рассматриваемого бассейна на протяжении всего геологического времени свидетельствуют о его высоких перспективах. На данной территории и ее периферии уже открыты месторождения с залежами нефти и газа, в том числе крупные: на юге — Талинское, на севере — Ярудейское. Установлены залежи разного типа: структурно-стратиграфические — в нижнеюрских отложениях, структурные и структурно-литологические — в среднеюрских. Предполагается наличие аналогичных запасов и в нижне-среднеюрских пластах исследуемой территории, а также залежей в базальных горизонтах верхней юры, сложенных отложениями вогулкинской и трехозерной толщ морского генезиса. Для поисков и разведки месторождений нефти и газа необходимо дальнейшее изучение западной части Западно-Сибирского мегабассейна.

■ Для цитирования: Белоусов С.Л., Пермяков С.В., Сокольникова А.А. Перспективы нефтегазоносности северо-западной части Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2021. - № 2. - С. 93-105. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-2-93-105.

Petroleum potential of north-western part of Western Siberia

© 2021 IS.L. Belousov, S.V. Permyakov, A.A. Sokol'nikova

Tyumen Petroleum Research Center, Tyumen, Russia; SLBelousov@tnnc.rosneft.ru; svpermyakov2@tnnc.rosneft.ru;

aasokolnikova@tnnc.rosneft.ru

Received 02.10.2020

Revised 15.11.2020 Accepted for publication 18.11.2020

Key words: trap; pool; field; Jurassic deposits; geological and geophysical exploration maturity.

Abstract: One of key exploration and prospecting trends in the current stage of West Siberian Petroleum Province studies is investigations of its flanks. Western flank zone of the West Siberian megabasin is characterised by geological factors favourable for large hydrocarbon accumulations discovery. Level of geological and geophysical knowledge, features of the Jurassic interval formation, tectonic framework, and evolution of the considered basin throughout geological time are indicative of its great promise. Oil and gas deposits have already been discovered in the area and its periphery; some of them are classified large. The Talinasky field is discovered in the south, and the Yarudeisky — in the north. The deposits belong to different types, they are: combination — in Lower Jurassic sequences; and structural and lithologically screened — in Middle Jurassic. Similar deposits are expected to be found in the Lower-Middle Jurassic series of the study area. Discovery of accumulations is expected in the basal Upper Jurassic horizons, which are composed of Vogulkinsky and Trekhozerny deposits having marine genesis. Further studies of the western part of the West Siberian megabasin are essential for oil and gas exploration and prospecting.

■ For citation: Belousov S.L., Permyakov S.V., Sokol'nikova A.A. Petroleum potential of north-western part of Western Siberia. Geologiya nefti i gaza. 2021;(2):93-105. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-2-93-105. In Russ.

Введение

Интенсивное изучение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции началось с 1960-х гг. Геологическое изучение этой провинции в основном проводилось в центральной ее части из-за открытия уникальных месторождений нефти и газа. Бортовые зоны Западно-Сибирского мегабассейна на данный момент имеют низкую геолого-геофизическую изу-

ченность1. Такие слабоизученные территории нефтегазоносной провинции наиболее перспективны для обнаружения скоплений УВ среднего и даже крупного размера.

Одним из перспективных направлений поиска месторождений нефти и газа является северо-запад-

1

ЦимбалюкЮ.А., ПаньковаА.А. Создание модели геологического строения нижне-среднеюрских образований Западной Сибири и оценка их ресурсного потенциала : отчет. - Тюмень, 2013.

Рис. 1. Fig. 1.

Стратиграфическое распределение открытых залежей по разрезу Stratigraphie belonging of the discovered pools

Система Отдел Ярус Пласт Приуральская НГО

Березовский НГР

Северо-Алясовское Южно-Алясовское Похромское Чуэльское Деминское Березовское Северо-Игримское Южно-Игримское Нулинтурское Паультурское Сысконсыньинское Пунгинское Горное Шухтунгорское Озерное Северо-Казымское

Меловая Нижний ш> Устремская пачка

Чуэльская пачка

Деминская пачка

о

-О. ч, Юо

Юрская Верхний ГК ГК

Е О- ■i- Юх (П) Г Г Г Г Г Г Г Г Г ГК Г Г Г

Средний -Q Ю2 о о Г

Ю3 о о Г о

Ю4

■Я. Ю5 ГК

Ю6

Ю7

Ю8 о

Ю9

Радомская пачка

Нижний Юш Тогурская пачка

О. Ю11 Кора выветривания

(Л M

N О.

Красноленинское НГО Фроловская НГО

Сергинский НГР Приобский НГР Ярудейский НГР

Окраинное Кислорское Среднелыхминское Остапенковское Бобровское Южно-Амнинское Южно-Лыхминское Змановское Октябрьское Южно-Октябрьское Няргиюганское Сергинское Хопынъюганское Сотэ-Юганское Западно-Вандмортское Овальное Аржановское е о е оск ов * 1 = ? ъо онъ адно Ва ап З Лонгъюганское Среднехулымское Пальниковское Малохой-таркинское Ярудейское Лензитское

■ •

• •

Н ■

Н Н

1 Н 1 1 Г Г Н

ГН Н Н Н Н ГН • Н ■ • Н

ГН Н 5н| НГК И

•

■

■■

ГН Н н

1К

Усл. обозначения рис. 1 Legend items Fig. 1

Н

1

НГК

2

ГН 3 ГК 4 Г

5

6

7

8

Залежи (1-5): 1 — нефтяная, 2 — нефтегазоконденсатная, 3 — газонефтяная, 4 — газоконденсатная, 5 — газовая; 6 — газопроявления при бурении и испытании; 7 — пленка нефти при испытаниях; 8 — граница доюрских отложений

Pools (1-5): 1 — oil, 2 — oil, gas, and condensate, 3 — gas and oil, 4 — gas condensate, 5 — gas; 6 — gas shows when drilling and testing; 7 — oil film when testing; 8 — pre-Jurassic deposits

ная бортовая зона Западно-Сибирского мегабассейна площадью около 200 тыс. км2. Она вытянута с юго-запада, район истока р. Северная Сосьва, на северо-восток до Обской губы и имеет протяженность около 760 км. Согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты (1998), западная граница зоны проходит по Висимско-Хошгортской гряде и включает такие тектонические структуры I порядка, как Березовская моноклиналь, Чуэльский выступ, Верхнеполуйская моноклиналь. Более половины территории зоны относится к нераспределенному фонду недр. В пределах рассматриваемой территории выделяется четыре нефтегазоносных области, в двух из которых (Красноленинская и Фро-ловская) установлена продуктивность нижне-сред-неюрских отложений. Причем в данном интервале содержатся наибольшие запасы УВ. Залежи преимущественно нефтяные, реже смешанного фазового состава (рис. 1).

На данной территории и ее периферии уже открыты месторождения с залежами нефти и газа, некоторые из них относятся к категории крупных. Например, на юге открыто Красноленинское месторождение, на севере — Ярудейское. Залежи относятся к разному типу: структурно-стратиграфические — в нижнеюрских отложениях, структурные и структур-но-литологические — в среднеюрских.

Методика работ

Для выделения перспективных зон в ниж-не-среднеюрских отложениях выполнен следующий комплекс работ.

1. Сбор максимально доступного объема первичной сейсмической, геологической и комплексной геолого-геофизической информации (сейсмические разрезы по региональным и площадным профилям, сетки гравитационного и магнитного полей, скважины с данными ГИС, описания и результаты лабораторных исследований керна, анализы пластовых флюидов).

2. Создание единого интерпретационного проекта. Взаимная увязка всех имеющихся данных.

3. Комплексная сейсмогеологическая интерпретация с использованием современных программных средств и технологических приемов (картопострое-ние по разномасштабным и нерегулярным данным, сейсмостратиграфический, сейсмофациальный ана-

лизы). Интерпретация ГИС. Построение схем корреляции скважин, уточнение стратификации разреза, построение результирующих сводных структурных карт и карт толщин, картирование линий стратиграфического выклинивания.

4. Литолого-фациальное изучение керна ключевых скважин с использованием современных подходов (потоковые исследования, седиментологический анализ, изучение ихнофаций). Проведение дополнительных петрофизических исследований на современном оборудовании. Изучение и использование геохимических характеристик нефтегазоматерин-ских пород.

5. Построение палеогеографических и литологи-ческих карт. Прогноз изменения качественных характеристик всех элементов нефтегазовой системы (резервуаров, покрышек, нефтегазоматеринских толщ) на основе литофациального состава отложений.

6. Построение геологической карты доюрского основания и анализ состава терригенного материала коллекторов.

7. Палеотектонические реконструкции, анализ истории погружения бассейна и структурообразова-ния.

8. Построение мультимоделей Ш и 2D нефтегазовых систем, прогнозирование путей миграции и фазового состава УВ в зонах нефтегазонакопления.

В работе был использован весь доступный и наиболее разнообразный набор данных: 30 тыс. км сей-сморазведочных работ 2D (региональных — 10 тыс. км, площадных — 20 тыс. км); сетки гравитационного и магнитного поля 1 х 1 км; 500 поисково-оценочных и разведочных скважин со стратиграфическими разбивками (200 — с каротажем, 475 — с результатами испытаний, 330 — с описанием керна, 50 — с определениями фильтрационно-емкостных свойств, 90 — с геохимическими исследованиями, а также 45 дел скважин).

Данные по площади представлены неравномерно, и отмечается различное, преимущественно низкое, качество материалов, связанное с выполнением работ в разные годы.

В ходе работ выполнена сейсмостратиграфиче-ская привязка и корреляция 5 сейсмических отражающих горизонтов в нижне-среднеюрском интервале разреза платформенного чехла (Т4, Т3, Т2, Т1, Т),

о

Рис. 2. Fig. 2.

Принципиальная схема осадконакопления юрских отложений Schematic diagram of Jurassic sedimentation

З»-

Б

Баженовская Б свита и ее аналоги

Абалакская Т свита и ее аналоги

Тх Т,

Тюменская свита

Шеркалинская '"д свита и ее аналоги

А

Доюрское основание

1 ^^ 2 3

10

11

12ШЁ13 Ш

14

---|15

16

1 — морские глины; 2 — предполагаемые зоны повышенной трещиноватости; 3 — биокластические карбонаты; 4 — эстуариевые ар-

гиллиты и алевролиты; 5 — песчаные косы, бары; 6 — алевролитопесчаные отложения заливной дельты; 7 — пляжи, вдольбереговые

бары, приливно-отливные отмели; 8 — алевритоглинистые породы озерно-пойменного генезиса; 9 — гравелитопесчаные отложения временных водных потоков; 10 — русловые каналы; 11 — каналы и конусы выноса промоин; 12 — угли; 13 — гравелитопесчаные

отложения русловых каналов; 14 — доюрский фундамент; 15 — поверхность максимального затопления; 16 — трансгрессивная поверхность

1 — marine clay; 2 — supposed zones of higher jointing; 3 — bioclastic carbonates; 4 — estuarine claystone and siltstone; 5 — sand spit, bar;

6 — sandy-siltstone deposits of floodplain delta; 7 — beach, alongshore bar, tidal flat; 8 — silty-clay rocks of lacustrine-floodplain genesis;

9 — gravelite-sandy deposits of temporary water streams; 10 — channels; 11 — channels and fans of swash ways; 12 — coal; 13 — gravelite-

sandy deposits of channels; 14 — pre-Jurassic basement; 15 — maximum flooding surface; 16 — transgressive surface

горизонта Б, условно соответствующего кровле юрских отложений, горизонта А, соответствующего подошве юры.

Концептуальная модель

Принципиальная схема осадконакопления (рис. 2) и фрагмент регионального сейсмического разреза (рис. 3) показывают особенности формирования юрского интервала. В западном и северо-западном направлении к регионально положительным структурам Висимского мегавала и Щучинского выступа происходит сокращение разреза с последовательным выклиниванием сначала нижне-, потом средне- и верхнеюрских горизонтов. В местах налегания трансгрессивных пачек на фундамент раз-

виты базальные слои крупнообломочных песчаников, перекрытые глинистыми толщами [1]. Линии выклинивания региональных циклитов были закар-тированы и вынесены на структурную карту поверхности фундамента (рис. 4).

Интерпретация ГИС и результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств показывают, что пористость и проницаемость по всем скважинам исследуемой территории сопоставимы с пористостью и проницаемостью продуктивных пластов открытых месторождений — возможных аналогов. Наблюдается тенденция улучшения коллекторских свойств в западном и северо-западном направлении по мере уменьшения глубины их залегания.

Т

3

4

5

8

9

Рис. 3. Fig. 3.

Фрагмент временного сейсмического разреза по региональному профилю 25 с примером корреляции отражающих горизонтов в юрском интервале

Fragment of seismic time section along the regional Line 25 with an example of reflectors tracing in the Jurassic interval

Скв. 202 Скв. 201 Скв. 204 Скв. 38

Отражающие горизонты, соответствующие: Б — кровле баженовской свиты и ее аналогов, Т — кровле тюменской свиты, Т1 — кровле сред-нетюменской подсвиты, Т2 — кровле нижнетюменской подсвиты, Т3 — подошве радомской пачки, Т4 — подошве тогурской пачки, А — кровле доюрских образований

Reflecting horizons associated with: Б — Bazhenov Fm Top and its analogues, Т — Tyumen Fm Top, Т1 — Middle Tyumen member Top, Т2 — Lower Tyumen member Top, Т3 — Radomsky package Bottom, Т4 — Togursky package Bottom, А — pre-Jurassic formations Top

V_у

Условия осадконакопления

В рамках седиментологического анализа юрских отложений были выполнены следующие виды работ: описание керна, определение фаций и построение седиментологических разрезов. В результате седи-ментологического анализа по 11 ключевым скважинам были сделаны следующие выводы.

1. Нижнеюрские отложения формировались в континентальных (флювиальные и озерные макрофации) и прибрежно-континентальных (заливы/лагуны) обстановках (рис. 5) [2].

2. Среднеюрские отложения тюменской свиты (пласты Ю3-9), накапливались в континентальных обстановках, выделяются озерные и флювиальные фации. Характеристика пласта Ю2 отличается от пластов, расположенных стратиграфически ниже, в сторону преобладания фаций, формировавшихся в пределах прибрежного залива/эстуария, что свидетельствует об усилении влияния моря в период накопления его отложений [3]. Основными коллекторами пласта Ю2 являются маломощные алевритопесчаные отложения заливной дельты, залегающие среди лагунных линзовидно-слоистых алевролитов и аргиллитов.

Рассматриваемая территория в мезозой-кайнозойское время прошла сложный период тектони-

ческого развития. Накопление нижних горизонтов осадочного чехла происходило в межгорных прогибах, нивелируя рельеф доюрского фундамента. Заполнение региональных впадин происходило с более высокой скоростью осадконакопления. К региональным выступам — Висимскому мегавалу и Щучинскому выступу — мощность отложений резко сокращалась вплоть до полного выклинивания. Таким образом, на протяжении всего мезозоя восточная область испытывала погружение, а западная и северо-западная — оставались региональными положительными структурами. В кайнозое в результате раскрытия Северного Ледовитого океана произошла тектоническая активизация, проявившаяся в изменении направлений структурообразования и неравномерном поднятии территории, особенно на севере и северо-западе. Это привело к эрозии верхней части разреза с выпадением толщи мощностью от 200-250 до 800 м. Кайнозойский тектогенез существенно повлиял на структурную перестройку осадочного чехла и перераспределение нефтегазоносности.

По результатам комплексной интерпретации, на основе анализа карт общих толщин, седименто-логического описания керна и результатов ранее выполненных исследований были построены палеогеографические схемы по всем интервалам юрских региональных резервуаров и флюидоупоров [4, 5].

Рис. 4. Fig. 4.

Структурная карта по отражающему горизонту А с наложением линий выклинивания юрских отложений Depth map over A Reflector (Devonian Top) showing geological limits of Jurassic deposits

□ 1

2

4

5

6

7

8

9

10

1 — границы работ; 2 — изогипсы по отражающему горизонту А, м; 3 — скважины; 4 — профили 2D; границы выклинивания (5-10): 5 — баженовской свиты и ее аналогов, 6 — тюменской свиты, 7 — среднетюменской подсвиты, 8 — нижнетюменской подсвиты, 9 — радомской пачки, 10 — тогурской пачки

1 — boundaries of study area; 2 — structural contours of А Reflector, m; 3 — wells; 4 — 2D survey lines; geological limits (5-10): 5 — Bazhenov Fm and its analogues, 6 — Tyumen Fm, 7 — Middle Tyumen member, 8 — Lower Tyumen member, 9 — Radomsky package, 10 — Togursky package

Примеры палеогеографической интерпретации пласта Ю2 средней юры и перекрывающего его верхнеюрского флюидоупора приведены на рис. 6. Зона накопления коллекторов с северо-запада была ограничена областью эрозионной возвышенности,

а с юго-востока — глинистой дистальной частью шельфа. В пределах озерно-аллювиальной области формирования отложений ожидается сплошное распространение коллекторов тюменской свиты, однако их качество неоднородно и определяется приурочен-

о о

Рис. 5. Fig. 5.

Пример седиментологической колонки нижней юры (горелая свита, пласт Ю10) (А), континентальные условия (флювиальные и озерные макрофации) (В) An example of Lower Jurassic (Gorelaya Fm, depositional column, Ю10 unit) (A), continental settings (fluvial and lacustrine macrofacies) (B)

Песчаники тонкозернистые с полого-волнистой слоистостью, подчеркнутой углистым детритом. Отмирание русла, старица

Песчаники средне-мелкозернистые с уплощенными интракластами аргиллита. Русловые отложения

Песчаники средне-мелкозернистые с косой слоистостью, подчеркнутые углистым детритом. Русловые отложения

О

1/> Г) С

1/> —

о

1/>

Алевролиты мелкозернистые

углистые с растительными остатками. Отложения заболачивающихся озер. Скв. 372

Алевролиты крупномелкозернистые с полого-волнистой слоистостью с корневыми остатками.

Отложения зарастающих озер. Скв. 372

Алевролиты мелкозернистые глинистые с прослоями алевролитов крупнозернистых, стяжения пирита. Следы Р1апоП1е5. Отложения озер.

Скв. 372

Ю

К)

ЬО О ЬО

В

Рис. 6. Fig. 6.

Палеогеографические схемы пласта Ю2 (A) и верхнеюрского флюидоупора (B) Paleogeographic schemes of Ю2 unit (A) Upper Jurassic impermeable bed (B)

• • 1 \ 2 3 4

5 6 * 7 8

9 10 11

1 — скважины; 2 — речные долины; равнины (3-5): 3 — эрозионно-денудационная,

4 — озерно-аллювиальная, 5 — озерно-ал-лювиальная, временами заливаемая морем; 6 — рельеф поверхности фундамента; 7 — дельтовые комплексы; 8 — направление сноса обломочного материала; 9 — существенно аргиллитовый склон; 10 — существенно ар-гиллитовый бассейн; 11 — мощность верхнеюрских глин, м.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4

I — well; 2 — river valleys; plains (3-5): 3 — denudation erosion, 4 — alluvial lacustrine,

5 — periodically sea-drawning alluvial lacustrine;

6 — basement topography; 7 — deltaic sequences; 8 — direction of clastic material transportation; 9 — slope mainly composed of claystone; 10 — basin mainly composed of claystone;

II — thickness of Upper Jurassic shale, m. For other Legend items see Fig. 4

ностью к речным долинам, а также составом пород источника сноса.

Верхнеюрская трансгрессия имела максимальную площадь распространения и создала эффективную глинистую покрышку надо всем нижне-средне-юрским нефтегазоносным комплексом (см. рис. 6). Лишь в присводовой части Висимского мегавала и на бортах Щучинского выступа проходила узкая полоса волноприбойной зоны шельфа, в которой накапливались песчаники вогулкинской и трехозер-ной толщ [6, 7].

Большое влияние на качество коллекторов оказывает состав пород источника сноса. По карте локальных аномалий магнитного поля были выделены интрузии основного состава и протрассированы глубинные разломы, положение которых уточнялось по сейсмическим разрезам. По карте гравитационного поля выделены интрузии гранитоидов. На основе комплексной геофизической интерпретации и данных о составе и возрасте пород был сделан прогноз распространения доюрских комплексов и построена геологическая карта доюрского основания. На эту

Рис. 7. Fig. 7.

Схема распределения коллекторов-резервуаров на примере пласта Ю10 Scheme of reservoir distribution by the example of Ю10 unit

геологическую карту наложены палеогеографические зоны по горизонтам региональных резервуаров и закартированы области речного размыва гранито-гнейсовых пород и области сноса кварц-полевошпатового обломочного материала, образующего песчаные коллекторы наилучшего качества, а также участки речных долин с наибольшей концентрацией таких песчаников (рис. 7).

Моделирование

Бассейновое моделирование Ш позволяет в конкретных точках скважин воссоздать историю погружения и прогрева бассейна, восстановить время начала генерации и степень реализации УВ-потен-циала. Мультимоделирование Ш дает возможность оперативно выполнить предварительную оценку ре-

Рис. 8. Fig. 8.

Фрагмент разреза по северной линии бассейнового моделирования 2D Fragment of section along the line of 2D basin modelling

В

110 120 130 140 150

_L_I_^J_„J_L

0 250 260 270 280 290 км J_I_I_J_L

g 2750-

I-1-1

320 340 360

—I-1-1-I-1-~T

380 400 420 440 460 480

500 520 540 560 580 600

1

2

1 — пути миграции УВ; 2 — аккумуляция УВ 1 — HC migration paths; 2 — HC accumulation

Скв. 103

1750-

2000-

2250-

2500-

3000-

3250-

3500-

3750-

4000-

240

280

сурсного потенциала территории [8]. Бассейновое моделирование Ш проведено в 13 ключевых скважинах. На основе результатов бассейнового моделирования были построены схемы катагенетической преобразованности ОВ для каждой потенциально нефтегазоматеринской породы, позволившие учесть степень его созревания по площади территории. Зоны наибольшего катагенетического преобразования ОВ приурочены к северо-восточной и восточной частям территории. В целом уровень катагенеза ОВ и его состав способствуют образованию смешанной УВ-системы с преобладанием жидких УВ [9, 10].

Для оценки протяженности путей миграции УВ было проведено бассейновое моделирование 2D. По двум ключевым профилям были созданы структурные основы разрезов, а также определены их физические и химические свойства. Оценены пути миграции УВ и заполнение ловушек УВ вдоль профилей. По оценке направлений путей миграции УВ (до 80 км от источника) возможно заполнение УВ потенциальных ловушек

в нижне-среднеюрских отложениях как структурного, так и структурно-стратиграфического типов (рис. 8).

Выводы

На основе установленных закономерностей геологического строения нижне-среднеюрского интервала разреза осадочного чехла было обосновано размещение зон, благоприятных для обнаружения крупных скоплений УВ. Перспективные зоны с ловушками стратиграфического типа приурочены к стратиграфическим выклиниваниям резервуаров на участках врезанных долин. Перспективные зоны со структурными и структурно-литологическими ловушками УВ приурочены к участкам улучшенных коллекторов в пределах аккумуляционных низменностей. Согласно картам плотностей потенциальных ресурсов юрских отложе-ний1, ресурсы выделенных зон, на основе удельных плотностей генерации УВ в нижне-среднеюрских отложениях, предварительно оцениваются в 3 млрд т усл. топлива.

Литература

1. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты. - М. : Мир, 1986. - 439 с.

2. Алексеев В.П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии). - Екатеринбург : УГГУ, 2007. -209 с.

3. РедингХ.Г., Коллинсон Дж.Д., Аллен Ф.А. и др. Обстановки осадконакопления и фации : в 2-х т. / Под ред. Х. Рединга. - М. : Мир, 1990. - Т. 1. 352 с.; Т. 2. 384 с.

4. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления (с рассмотрением кластических осадков). - М. : Недра, 1981. - 439 с.

5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. - Л. : Недра, 1984. - 260 с.

6. Брадучан Ю.В., Гольберт А.В., Гурари Ф.Г., Захаров В.А., Булынникова С.П., Климова И.Г., Месежников М.С., Вячкилева Н.П., Козлова Г.Э., Лебедев А.И., Нальняева Т.И., Турбина А.С. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеография, экосистема, нефтегазоносность). - Новосибирск : Наука, 1986. - 217 с.

7. Амон А.Э., Алексеев В.П., Глебов А.Ф., Савенко В.А. Стратиграфия и палеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). - Екатеринбург : УГГУ, 2010. - 257 с.

8. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. - М. : Научный мир, 2007. - 456 с.

9. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: учебник для вузов. - М. : Недра, 2012. - 460 с.

10. Неручев С.Г., ВассоевичН.Б.,ЛопатинН.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Тр. XV сессии Международного геологического конгресса. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые. - М. : Наука, 1976. - C. 47-62.

References

1. Lider M.R. Sedimentologiya. Protsessy i produkty [Sedimentology. Processes and products]. Moscow: Mir; 1986. 439 p. In Russ.

2. Alekseev V.P. Atlas fatsii yurskikh terrigennykh otlozhenii (uglenosnye tolshchi Severnoi Evrazii). Ekaterinburg: UGGU; 2007. 209 p. In Russ.

3. Sedimentary Environments: Processes, Facies and Stratigraphy. 3rd edition. In: Reading H.G., ed. John Wiley & Sons; 2009. 704 p.

4. Reineck H.E., Singh I.B. Depositional Sedimentary Environments (With Reference to Terrigenous Clastics). Springer-Verlag Berlin Heidelberg; 1980. 551 p. DOI: 10.1007/978-3-642-81498-3.

5. Muromtsev V.S. Elektrometricheskaya geologiya peschanykh tel — litologicheskikh lovushek nefti i gaza [Electrometric geology of sand bodies — oil and gas stratigraphic traps]. Leningrad: Nedra; 1984. 260 p. In Russ.

6. Braduchan Yu.V., Gol'bert A.V., Gurari F.G., Zakharov V.A., BulynnikovaS.P., Klimova I.G., Mesezhnikov M.S., Vyachkileva N.P., Kozlova G.E., LebedevA.I., Nal'nyaeva T.I., Turbina A.S. Bazhenovskii gorizont Zapadnoi Sibiri (stratigrafiya, paleografiya, ekosistema, neftegazonosnost') [Bazhenov Horizon of Western Siberia. Stratigraphy, paleogeography, ecosystem, oil bearing capacity]. Novosibirsk: Nauka; 1986. 217 p. In Russ.

7. Amon A.E., Alekseev V.P., GlebovA.F.,Savenko V.A. Stratigrafiya i paleografiya mezozoisko-kainozoiskogo osadochnogo chekhla Shaimskogo neftegazonosnogo raiona (Zapadnaya Sibir') [Stratigraphy and paleography of the Mesozoic-Cenozoic sedimentary cover of the Shaim oil and gas region (Western Siberia)]. Ekaterinburg: UGGU; 2010. 257 p. In Russ.

8. Galushkin Yu.I. Modelirovanie osadochnykh basseinov i otsenka ikh neftegazonosnosti [Modeling of sedimentary basins and assessment of their oil and gas potential]. Moscow: Nauchnyi mir; 2007. 456 p. In Russ.

9. Ermolkin V.I., Kerimov V.Yu. Geologiya i geokhimiya nefti i gaza: uchebnik dlya vuzov [Geology and geochemistry of oil and gas: textbook for universities]. Moscow: Nedra; 2012. 460 p. In Russ.

10. Neruchev S.G., Vassoevich N.B., Lopatin N.V. O shkale katageneza v svyazi s nefteobrazovaniem [Catagenesis scale in the context of oil and gas generation]. In: Tr. XV sessii Mezhdunarodnogo geologicheskogo kongressa. Doklady sovetskikh geologov. Goryuchie iskopaemye. Moscow: Nauka; 1976. pp. 47-62. In Russ.

Информация об авторах Сергей Леонидович Белоусов

Эксперт

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Россия, Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: SLBelousov@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0002-7997-3723

Сергей Викторович Пермяков

Главный специалист

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Россия, Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: svpermyakov2@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0002-0216-8822

Information about authors Sergei L. Belousov

Expert

Tyumen Petroleum Research Center, 79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: SLBelousov@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0002-7997-3723

Sergei V. Permyakov

Chief Specialist

Tyumen Petroleum Research Center, 79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: svpermyakov2@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0002-0216-8822

Анастасия Алексеевна Сокольникова

Начальник отдела

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625000 Россия, Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1 e-mail: aasokolnikova@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0001-6561-8512

Anastasiya A. Sokol'nikova

Head of Department Tyumen Petroleum Research Center, 79/1, ul. Osipenko, Tyumen, 625000, Russia e-mail: aasokolnikova@tnnc.rosneft.ru ORCID ID: 0000-0001-6561-8512

НА ПРАВАХ РЕКЛАМЫ

ПОЧТП РОССИИ

2021

Год науки

и технологий в России

Специальная подборка научных и научно-популярных изданий

Подпишитесь уже сейчас!