АНАЛИЗ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ДЛЯ ОЦЕНКИ РИСКА БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Save this PDF as:
 WORD  PNG  TXT  JPG

Размер: px
Начинать показ со страницы:

Download "АНАЛИЗ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ДЛЯ ОЦЕНКИ РИСКА БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН"

Транскрипт

1 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Я. И. Гладышева АНАЛИЗ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ДЛЯ ОЦЕНКИ РИСКА БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН Тюмень ТюмГНГУ 2012

2 УДК (571.12) ББК Г52 Рецензенты: доктор геолого-минералогических наук, профессор И. П. Попов доктор технических наук, профессор В. В. Паникаровский Д79 Гладышева, Я. И. Анализ среднеюрских отложений севера Западной Сибири для оценки риска бурения глубоких скважин / Я. И. Гладышева. Тюмень : ТюмГНГУ, с. ISBN Научная работа посвящена проблемам поиска перспективных объектов углеводородов на территории севера Западной Сибири и выявлению параметров, подтверждающих их промышленную продуктивность. В монографии рассмотрен анализ материалов бурения глубоких скважин, исследованы характеристики неоднородности среднеюрских отложений и условия формирования пород. В частности, обобщены данные бурения по отложениям тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ) на территории севера Западной Сибири, изучены термобарические показатели и выявлены связи их с продуктивностью объектов. Представленные результаты исследований позволят прогнозировать зоны промышленной значимости, уменьшить степень риска бурения пустых скважин. Издание предназначено для студентов, преподавателей и специалистов-геологов. УДК553.98(571.12) ББК ISBN Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»,

3 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Геологическое строение западной части Надым-Пурского междуречья Геологическое строение южной части Надым-Пурского междуречья Геологическое строение восточной части Надым-Пурского междуречья Геологическое строение северо-восточной части Надым-Пурского междуречья Геологическое строение северной части Надым-Пурского междуречья Оценка параметров определяющих степень риска бурения 69 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 82 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 83 3

4 ВВЕДЕНИЕ Западная Сибирь, начиная с шестидесятых годов двадцатого столетия, и по сей день является основным донором углеводородного сырья России. Но, значительная часть разведанных запасов углеводородов в нефтегазоносных комплексах (апт-альб-сеноманский и верх неокомского) находится на заключительной стадии разработки. Половина начальных суммарных ресурсов составляют прогнозные и перспективные ресурсы, подтвердить которые возможно лишь бурением. Поисково-оценочное бурение на севере Западной Сибири проводится на более глубокие нефтегазоносные комплексы на разведанных площадях и на новых территориях. Подтверждаемость поисково-оценочных работ не высока (менее 30 %). Поэтому возникает задача количественной оценки степени риска бурения поисково-оценочных скважин. В качестве примера автором были исследованы данные глубокого бурения среднеюрского нефтегазоносного комплекса (пласты Ю 2-3 ) на территории севера Западной Сибири (район между Обской губой и Тазовской губой, между реками Надым и Пур). Проведён комплексный анализ палеофациальных условий накопления отложений верхней подсвиты тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ). В пределах исследуемой территории располагаются уникальные по запасам углеводородов месторождения: на востоке - Медвежье, на западе - Уренгойское, на севере Ямбурское. Спутниками этих месторождений являются меньшие по запасам углеводородов и размерам месторождения: на юге крупное Ямсовейское и Юбилейное, на севере Уренгойского месторождения Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское. В тектоническом плане все эти месторождения приурочены к антиклинальным структурам различного порядка. 4

5 1. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ 1.1 Геологическое строение западной части Надым-Пурского междуречья Медвежье месторождение (открыто в 1967 г.) расположено в северозападной части Западно-Сибирской низменности и по площади имеет меридиональную вытянутую форму (рис. 1.1). Условные обозначения: Рис Выкопировка из обзорной карты месторождений севера Западной-Сибири 5

6 Медвежье месторождение характеризуется значительным диапазонам нефтегазоносности. На Медвежьем месторождении залежи углеводородов открыты по всему меловому разрезу от сеномана (пласт ПК 1 ) до бериасс-валанжина (пласты группы Ач), из среднеюрских отложений (пласты Ю 2-3 ) получены притоки углеводородов. В тектоническом плане Медвежье месторождение приурочено к одноимённому мегавалу (структура I порядка), в пределах которого выделены, пять локальных поднятий с севера на юг: Ныдинское, Северо- Медвежье, Средне-Медвежье, Приразломное и Медвежье. Медвежий вал является унаследованной структурой, рост которой начался в доюрское время [1] и продолжался до конца позднего мела. Максимальная амплитуда Медвежьего вала фиксируется на юге (Медвежье локальное поднятие). По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) на западном крыле амплитуда равна 170 м, на более крутом восточном крыле 240 м, абсолютная отметка кровли отражающего горизонта Т в своде Медвежьего поднятия - минус 3030 м. Минимальная амплитуда отмечается на севере (Ныдинское локальное поднятие), где она варьирует от 70 м (запад) до 110 м (восток), кровля в своде поднятия на абсолютной отметке минус 3140 м. По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) сохраняется унаследованное развитие всех выделенных локальных поднятий, на юге фиксируется наиболее крупное по размерам Медвежье локальное поднятие, где в своде абсолютная отметка кровли отражающего горизонта Б (ОГ Б) равна минус 3000 м, амплитуда на западном крыле составляет 150 м, на восточном крыле 220 м. На Ныдинском локальном поднятии отмечается увеличение амплитуды, на западном крыле она составляет около 100 м, на восточном до 140 м, кровля отражающего горизонта Б в своде фиксируется на абсолютной отметке минус 3080 м. По отражающему горизонту Г (кровля сеноманского яруса) также сохраняется унаследованное развитие структур и их размеры. В пределах Медвежьего мегавала по отражающим горизонтам Т (кровля тюменской свиты) и Б (кровля баженовской свиты) выделены многочисленные тектонические нарушения, максимальное количество которых фиксируется на Медвежьем локальном поднятии на восточном крыле, большинство разломов имеют меридиональную направленность. Амплитуды тектонических нарушений уменьшаются вверх по разрезу и по ОГ Г (кровля сеноманского яруса) не фиксируются. Необходимо отметить, что большее количество залежей углеводородов открыто на севере Медвежьего мегавала, в пределах Ныдинского уча- 6

7 стка, в том числе и в ачимовских отложениях, непромышленные притоки углеводородов получены из отложений верхней подсвиты тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ). В пределах Медвежьего месторождения пробурено пять глубоких скважин, в трёх из них проведены исследования керна из пластов Ю 2-3. Скважина 50 располагается в своде Медвежьего поднятия, где кровля пласта Ю 2 фиксируется на глубине 3113 м (рис. 1.2). Керном охарактеризована верхняя часть среднеюрских отложений (Ю 2-3 ). Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 50 Медвежьего месторождения 7

8 Керн верхней подсвиты тюменской свиты в скв. 50 представлен неравномерным частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием последних. Песчаники серые, мелко- среднезернистые, уплотнённые, на карбонатном цементе с прожилками чёрного битума. Алевролиты серые, тонкослоистые, часто перемятые. Аргиллиты темно-серые, чёрные, плотные, средней крепости. Слоистость горизонтальная, иногда косая, реже волнистая. Наблюдаются мелкие стяжения пирита и чешуйки слюды. В керне отмечены прослои угля (толщиной до 15 см) с остатками растений. Общая толщина пластов Ю 2-3 в скв. 50 составляет 93 м, эффективная толщина 26,0 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 5,4 м и в среднем составляет 1,6 м, пористость изменяется от 10 до 15 %, в среднем - 13 %, проницаемость от 0,2 *10-3 мкм 2 до 0,8 *10-3 мкм 2. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,28, расчленённость около 16. Фильтрационноемкостные характеристики пластов Ю 2-3 низкие. Отложения пласта Ю 2-3 в скв. 50 соотносятся с фациями мелководноморского шельфа (зона глинизации), располагающихся в низменных участках побережья. По результатам испытания пласта Ю 2-3 в скв. 50 получен приток воды с плёнкой нефти. Скважина 75 пробурена в пределах свода Ныдинского поднятия, кровля пластов Ю 2-3 фиксируется на глубине 3361 м (рис. 1.3). В скв. 75 керном охарактеризованы верхнеюрские отложения, представлены аргиллитами тёмно-серыми, алевритистыми, массивными, хрупкими, с раковистым изломом, слабо слюдистыми. Разрез тюменской свиты по описанию шлама представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаник полимиктовый, от светло-серого до бурого, мелкозернистого на карбонатно-глинистом цементе порового или порово-базального типа с многочисленными включениями углисто-слюдистого материала. Аргиллит темно-коричневый, плотный. Общая толщина пластов Ю 2-3 в скв. 75 составляет 99 м, эффективная толщина 24,0 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 4,0 м и в среднем составляет 1,2 м, пористость изменяется от 10 до 16 %, в среднем - 13 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,24, расчленённость 20. Фильтрационно-емкостные характеристики пластов Ю 2-3 низкие. Пластовое давление в скв. 75 на глубине 3300 м (пласты Ю 2-3 ) составило 501 физ. атм. (коэффициент аномальности равен 1,52), пластовая температура равна 96 0 С. 8

9 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 75 Медвежьего месторождения 9

10 Отложения пласта Ю 2-3 в скв. 75 условно отнесены к фациям мелководноморского шельфа. В пределах Медвежьего месторождения доюрские отложения были испытаны в центральной части, в скв на глубинах м, по результатам испытаний в трёх объектах получены слабые притоки воды, дебитами около 0,3 м 3 /сут, пластовое давление в среднем составило около 450 физ. атм., коэффициент аномальности равен 1,4. Пластовая температура изменяется от 134 до С. Параметры пластового давления и температуры в скв занижены на %. В выше залегающих интервалах юрских отложений в скв на глубинах 3996 м (абсолютная отметка минус 3934 м) и 3243 м (абсолютная отметка минус 3181 м) по результатам испытаний так же получены слабые притоки флюидов, пластовые давления составили соответственно 596 и 455 физ. атм., а коэффициенты аномальности: 1,49 и 1,4, соответственно. Пластовая температура изменялась от 99,8 (на глубине 3243 м) до С (на глубине 3996 м). В скв. 50 и 51 южной части Медвежьего месторождения были испытаны пласты Ю 2-4 тюменской свиты, где с глубин 3112 и 3124 м (абсолютные отметки минус 3023 и 3034 м) получены фонтанирующие притоки пластовой воды с плёнкой нефти, замеренные пластовые давления составили 432 физ. атм. (скв. 50) и 413 физ. атм. (скв. 51), коэффициенты аномальности равны 1,39 и 1,32, соответственно. Пластовая температура изменялась от 91 до 96 0 С. В скв.51 при испытании верхней подсвиты тюменской свиты в интервале глубин м (абсолютные отметки минус м) получен приток воды, дебитом 2,4 м 3 /сут, пластовое давление на глубине 3107 м составило 371 физ. атм, коэффициент аномальности равен 1,2. Пластовая температура составила 91 0 С. Отмечено, что скважина на стабильный режим работы не вышла, что повлияло на оценку параметра пластового давления, которое не восстановлено. В скв. 52 Медвежьего месторождения при испытании интервала глубин м (тюменская свита) притока не было получено, пластовые параметры не были замерены. На севере Медвежьего месторождения в пределах Ныдинского участка при испытании пластов Ю 2-3 (тюменская свита) в интервале глубин м (скв. 75) (абсолютные отметки минус м) получен приток газа и конденсата. Замеренное пластовое давление на глубине 3300 м равно 501 физ. атм., коэффициент аномальности - 1,52. Пластовая температура на глубине 3300 м составила 96 0 С. Отмечено, что давление не восстановлено. 10

11 С учётом незначительного количества фактического материала (шесть интервалов), а также недостоверных измерений пластовых параметров в юрских отложениях Медвежьего месторождения, был выбран условный тренд для пластового давления и коэффициента аномальности. Для глубины 3100 м принято значение пластового давления 430 физ. атм. и коэффициента аномальности 1,4, а для глубины 4000 м - это значение пластового давления 800 физ. атм. и коэффициента аномальности 2,0, соответственно (рис. 1.4, 1.5). Рпл., физ. атм y = 0.39x Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Медвежьего месторождения Ка y = x Глубина, м Рис Зависимость коэффициента аномальности от глубины замера в юрских отложениях Медвежьего месторождения Значения пластовых температур на Медвежьем месторождении в юрских отложениях имеют прямую зависимость от величины пластовых давлений (рис. 1.6) и тесно связаны с глубиной и с коэффициентом аномальности. Термический градиент на Медвежьем месторождении в юрских отложениях составил 3,0 0 С/100 м (скв.50, 51), на Ныдинском участке в скв. 75 значение термического градиента меньше, около 2,9 0 С/100 м. 11

12 Термобарический коэффициент на Медвежьем месторождении среднем составляет 2,2 0 С/МПа (скв. 50, 51, 1001), на Ныдинском участке около 1,9 0 С/МПа (скв. 75). Рпл., физ атм y = 6.75x Тпл., 0 С Рис Зависимость пластового давления от пластовой температуры в юрских отложениях Медвежьего месторождения Восточнее Ныдинского участка расположены Южно-Падинский и Нерутинский, в пределах первого открыты залежи углеводородов в нижнемеловых отложениях Восточно-Медвежье месторождение. В тектоническом плане исследуемые участки приурочены к центральной части Нерутинской впадины (структура I порядка). На югозападе расположен Восточно-Медвежий структурный мыс (структура II порядка), на нём одноимённое поднятие (структура III порядка), восточнее - Мало-Медвежье локальное поднятии (рис. 1.7). Так же как и Медвежий мегавал Восточно-Медвежье поднятие имеет древнее (палеозойское) заложение и характеризуется унаследованным развитием, но с меньшей амплитудой роста. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) на югозападе исследуемой территории выявлен - Восточно-Медвежий структурный мыс с минимальной абсолютной отметкой минус 3640 м, по изогипсе минус 3880 м он переходит к северу в локальное поднятие - Восточно- Медвежье. В сводовой части его абсолютная отметка кровли по отражающему горизонту Т - минус 3820 м, амплитуда равна 40 м. 12

13 Условные обозначения: Рис Структурная карта по отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) Восточно-Медвежьего месторождения Восточнее отмечается Мало-Медвежье локальное поднятие, амплитуда которого около 20 м, кровля в своде поднятия на абсолютной отметке минус 3850 м. По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) в пределах Восточно-Медвежьего мыса выделяются несколько малоамплитудных поднятий с абсолютными отметками в своде минус 3520 м. По изогипсе минус 3800 м Восточно-Медвежьий мыс объединяется с одноимённым локальным поднятием амплитудой 40 м, абсолютная отметка кровли поднятия в своде - минус 3740 м. По Мало-Медвежьему локальному поднятию амплитуда составляет около 15 м. По отражающему горизонту Г сохраняется унаследованное развитие всех структурных элементов. Минимальная абсолютная отметка Восточно-Медвежьего структурного мыса равна минус 1010 м, по изогипсе минус 1280 м он объединяется с локальными поднятиями. Восточно- 13

14 Медвежье поднятие имеет амплитуду 30 м, абсолютная отметка кровли отражающего горизонта Г в своде - минус 1240 м, а амплитуда Мало- Медвежьего поднятия около 15 м, кровля в своде поднятия на абсолютной отметке минус 1260 м. Тектонические нарушения распространены на всех структурах, максимальное количество на Восточно-Медвежьем структурном мысе. На Южно-Падинской площади пробурено семь глубоких поисковооценочных скважин, в которых отложения тюменской свиты, вскрыты на глубинах от 3892 м (скв. 5031) до 3921 м (скв. 5034) и представлены неравномерным переслаиванием песчаников и аргиллитов (рис. 1.8). В скв керн тюменской свиты выполнен песчаниками светлосерыми, серыми полевошпат-кварцевыми, массивными, мелкозернистыми, плотными, средней крепости, зерна средней окатанности, на глинистом цементе порово-базального типа, слюдистые, ритмичнонеравномерные за счет прослоек углистого материала и аргиллитов. Аргиллиты темно-серые до черного, пелитоморфные, плотные, с многочисленными включениями обугленных растительных остатков, отмечаются тонкие пропластки угля черного, блестящего, достигающие 90 см. Слоистость горизонтальная и волнистая. Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 130 м, эффективная толщина 13 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 3,6 м и в среднем составляет 0,8 м. Пористость пластов Ю 2-3 в скв изменяется от 12 до 18 %, в среднем около 15 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,1, расчленённость 15. Анализ фактического материала указывает, что отложения пласта Ю 2-3 в скв Южно-Падинской площади соотносятся с фациями приморских болот, периодически затапливаемые морем, превращаясь в залив. Такой тип разреза автор характеризует как заглинизированные коллектора с проницаемостью менее 10*10-3 мкм 2 и удельной продуктивностью менее 0.5 (м 3 /сут)/(мпа*м). На Южно-Падинском участке испытания среднеюрских отложений были выполнены в скв и 5034, получены не промышленные притоки углеводородов. Что связано с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов и качеством испытания. На соседнем с Южно-Падинским участком Нерутинском пробурено три поисково-оценочные скважины 1, 2, и 5. Отложения средней юры вскрыты скв. 2 и 5 на глубинах 4008 м и 4102 м, соответственно. 14

15 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв Медвежьего месторождения 15

16 В скв. 2 Нерутинской керн тюменской свиты отобран только в верхней части верхней подсвиты (пласт Ю 2 ). Керн представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаник полимиктовый, от темно-серого до серого, мелкозернистый, слюдистый, массивный, достаточно однородный, зерна слабо окатаны, слабой крепости на глинистом цементе порового типа. Алевролит полимиктовый темно-серый, тонкозернистый, средней крепости на карбонатно-глинистом цементе контактного типа. Встречаются линзовидные прослои углифицированого материала. Аргиллит плитчатый, темно-серый до черного, плотный, средней крепости с прослоями угля чёрного, хрупкого. В скв. 2 Нерутинской общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 103 м, эффективная толщина 13 м (рис. 1.9). Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 2 Нерутинской площади 16

17 По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 2,4 м и в среднем составляет 1,0 м, а пористость изменяется от 14 до 19 %. Среднее значение пористости - 16 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 с в среднем равен 0,1, расчленённость Анализ фактического материала указывает, что отложения пласта Ю 2-3 в скв. 2 Нерутинского участка соотносятся с фациями приморских болот, типичные породы которых содержат черные углистые глины и угли. Среднеюрские отложения испытаны в скважинах 2 и 5 Нерутинского участка, положительных результатов не получено. Обобщая фактический материал по глубоким скважинам на Нерутинском и Южно-Падинском участках отметим, что глубина залегания пластов Ю 2-3 (верхняя подсвита тюменской свиты) в этом районе в направлении с запада на восток изменяется от 3361 м (скв. 75) в центральной части Ныдинского участка Медвежьего месторождения до 3892 м - на Южно-Падинском участке (скв. 5031) и далее на восток глубина отложений тюменской свиты фиксируется на 4008 м (скв. 2 Нерутинская) (табл. 1.1). Отложения верхней подсвиты тюменской свиты, представлены неравномерным переслаиванием коллекторов и неколлекторов с преобладанием последних. Мощность прослоев коллекторов в среднем около 0,8 м, песчанистость равна 10 %, пористость в среднем 16 %. То есть на северо-западе исследуемой территории в батский и раннекелловейские века существовала прибрежно-морская равнина (мелководно-морские фации, фации болот, лагун), которая при трансгрессии моря периодически затапливалась. На Южно-Падинском участке (Восточно-Медвежье локальное поднятие) по данным испытания поисково-оценочных скважин 5031 и 5034 из среднеюрских отложений получены признаки углеводородов. Расчетные пластовые давления на глубине 3928 м (скв. 5031) составили 726 физ атм., коэффициент аномальности 1,85, в скв пластовое давление на глубине 4083 м равно 801 физ. атм., коэффициент аномальности 1,96, пластовая температура составила С. В Нерутинской скв. 1 при испытании верхнеюрских отложений интервала глубин м притока не было получено, расчётное пластовое давление составило 750 физ. атм., коэффициент аномальности 1,93. В Нерутинской скв. 5 при испытании юрских отложений также притоков не получено, расчётное давление на глубине 4000 м составило 478 физ. атм (невосстановленное), коэффициент аномальности 1,2, пластовая температура равна С. На основании вышеприведённых барических параметров на Южно- Падинском и Нерутинском участках для глубины 3890 м пластовое давле- 17

18 ние составило 750 физ. атм., коэффициент аномальности 1,93, для глубины 4080 м пластовое давление составило 800 физ. атм., коэффициент аномальности 1,96. С учётом принятых значений и ранее предложенного тренда на Медвежьем месторождении построены зависимости по исследуемым параметрам (рис и 1.11). Рпл., физ. атм y = 0.39x Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Медвежьего месторождения с учётом данных скв и 5034 Южно-Падинского и скв. 1 Нерутинского участков Ка y = x Глубина, м Рис Зависимость коэффициент аномальности от глубины замера в юрских отложениях Медвежьего месторождения с учётом данных скв и 5034 Южно-Падинского и скв. 1 Нерутинского участков Термический градиент на Южно-Падинском участке в юрских отложениях составил 2,7 0 С/100 м (скв.5034), на Нерутинском участке значения термического градиента выше, около 2,8 2,9 0 С/100 м (скв. 5). Термобарический коэффициент на Восточно-Медвежьем месторождении в скв составил 1,4 0 С/МПа. 18

19 По материалам глубокого бурения (табл. 1.1) был построен палеоструктурный профиль в направлении с запада на восток через скважины скв.75 (Ныдинская), 5034 (Южно-Падинская) и 1 (Нерутинская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты (рис.1.12). Общая толщина баженовской свиты на севере исследуемых территорий изменяется в пределах 44 м, а с учётом южной части Медвежья в среднем составляет около 30 м. Отметим, что толщина баженовских отложений не зависит от современной глубины залегания. Так на Ныдинском поднятии в скв. 75 глубина залегания кровли баженовских аргиллитов м, общая толщина равна 44 м. Таблица 1.1 Параметры структурных элементов по основным отражающим горизонтам Медвежьего и Восточно-Медвежьего месторождений Структурные элементы Параметры Медвежье локальное поднятие Ныдинское локальное поднятие Восточно- Медвежье локальное поднятие Мало- Медвежье локальное поднятие Отражающий сейсмический горизонт Т (тюменская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м Пластовая температура, 0 С/глубина замера, м Пластовое давление, физ. атм./ глубина замера, м Коэффициент аномальности/ абс. отметка, м Температурный градиент, 0 С/100 м Термобарический коэффициент, 0 С/МПа Приток, м 3 /сут (скв.50) , (скв.75) , , (скв.5034) , , (скв.5) , ,1 2,9 2,8 2,8 2,2 1,9 1,4 1,5 Qв=86,4 шт =8 мм плёнка нефти газ Qв=3,2 Ндин =1450 м плёнка нефти Qв=2,2 Ндин =1017 м плёнка нефти Отражающий сейсмический горизонт Б (баженовская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м Отражающий сейсмический горизонт Г (покурская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м

20 Рис Палеоструктурный профиль (скв.75 Ныдинская-5034 Южно- Падинская 1 Нерутинская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты 20

21 Восточнее на Восточно-Медвежьем поднятии в скв (Южно- Падинская) кровля баженовской свиты отмечена на глубине 3818 м, общая толщина равна 42 м, ещё восточнее в скв. 2 (Нерутинская) кровля фиксируется на глубине 3908 м, общая толщина 40 м. Увеличение толщины баженовских аргиллитов связано с появлением пропластков песчаников (аномальный разрез), возможно за счёт близости палеосуши, откуда привносился терригенный материал. Значительное изменение общих толщин связано с нижнемеловым периодом (бериасс-валанжин-готерив) при формировании ачимовской и надачимовской толщи. Между общей толщиной ачимовских отложений и глубиной залегания баженовской свиты существует зависимость, где максимальная толщина фиксируется на большей глубине (рис.1.13). Общая толщина ачимовских пластов, м Глубина залегания баженовских глин, м Рис График зависимости общей толщины ачимовских пластов от глубины залегания кровли баженовской свиты 21

22 1.2 Геологическое строение южной части Надым-Пурского междуречья В юго-восточной части от Медвежьего месторождения находятся Марриэтинский и Западно-Ягенетский участки, между которыми расположено Ямсовейское месторождение. В тектоническом отношении Марриэтинский участок расположен в пределах Надым-Тазовской синеклизы и приурочен к отрицательной структуре первого порядка - Танловской впадине. Танловская впадина с запада примыкает к структуре второго порядка Медвежьему крупному валу, а с востока граничит со структурой второго порядка - Ямсовейско- Юбилейным крупным валом (рис. 1.14). Условные обозначения: Рис Структурная карта по отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) Мариэттинского участка 22

23 В пределах Танловской впадины на северо-востоке располагается структура второго порядка Западно-Ямсовейский малый прогиб. На юге Мариэттинского участка выделяется структура второго порядка Киселёвский структурный нос, осложнённый малоамплитудным Танловским локальным поднятием. Севернее Киселёвской структуры расположено Мариэттинское локальное поднятие. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) большую часть северо-востока участка занимает Западно-Ямсовейский прогиб, днище которого фиксируется на абсолютной отметке минус 4140 м, амплитуда прогиба составляет минус 120 м. В центральной части выделены небольшие локальные поднятия (амплитуда около 20 м). По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) сохраняется унаследованное развитие всех структурных элементов. Днище Западно-Ямсовейского прогиба на абс. отметке минус 4060 м, амплитуда прогиба составляет минус 80 м. Амплитуда центральных поднятий по изогипсе минус 3900 м сохраняется около 20 м. По отражающему горизонту Г (кровля сеномана) происходит расширение прогиба, который протягивается с юга на север, днище его на абсолютной отметке минус 1510 м, амплитуда прогиба сохраняется - минус 80 м. Локальные поднятия нивелируются. На Марииэттинском участке пробурены две поисково-оценочные скважины 1 и 2, вскрывшие кровлю тюменской свиты на глубинах 4060 м и 3952 м, соответственно. В скв. 2 Мариэттинской проведён отбор керна из отложений верхней подсвиты тюменской свиты, разрез которой представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис. 1.15). Песчаник серый, мелкозернистый, полевошпат-кварцевый, плотный, массивный с включением редких, тонких, прослоек углистослюдистого материала, цемент глинисто-карбонатный, порового типа. Аргиллит, темно-серый до чёрного, пелитоморфный, плотный, массивный, тонкослоистый, слоистость горизонтальная, слабо-алевритистый, с редкими, мелкими вкраплениями слюдистого материала и углистого детрита. Алевролит серый, темно-серый, плотный, от средней крепости до крепкого, на карбонатно-глинистом цементе. Слоистость горизонтальная, пологоволнистая, линзовидная, в редких пропластках косая с углом падения до 10. В процессе бурения с отбором керна, отбирался шлам, который был представлен на 80 % углем черным, хрупким, плотным. Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 106 м, эффективная толщина 10,2 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 2,0 м и в среднем составляет 23

24 0,8 м, пористость равна в среднем около 12 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,10, расчленённость 15. Отложения пласта Ю 2-3 в скв. 2 Мариэттинской площади отнесены к фациям болот. Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 2 Мариэттинской площади 24

25 Накопление осадков происходило в малоподвижной среде, песчаный материал составляет около 10 %. Такой тип разреза автором отнесён к заглинизированным коллекторам с проницаемостью менее 10*10-3 мкм 2 и удельной продуктивностью менее 0.5 (м 3 /сут)/(мпа*м) [2]. В скв. 1 Мариэттинской проведены испытания юрских отложений, получены слабые притоки газа. Расчётные значения пластовых давлений занижены, так как для глубин 4071 м и 4215 м определены как гидростатические и 426 физ. атм., соответственно. Значения пластовых температур составили С (на глубине 4071 м) и С (на глубине 4215 м). На Мариэттинском участке геотермический градиент в юрских отложениях составил 3,3 0 С/100 м (скв.1). Термобарический коэффициент в среднем составляет 3,2 0 С/МПа (скв. 1, 2). На востоке с Мариэттинским участком граничит Ямсовейское месторождение (открыто в 1970 г.), которое в тектоническом плане находится в пределах Ямсовейско-Юбилейного крупного вала (структура второго порядка) и одноимённого малого вала. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) свод Ямсовейского поднятия фиксируется на абсолютной отметке минус 3000 м, по оконтуривающей изогипсе минус 3280 м амплитуда составляет 280 м. Свод Ямсовейского поднятия по отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) фиксируется на абсолютной отметке минус 2900 м, по оконтуривающей изогипсе минус 3140 м амплитуда составляет 240 м. Западное крыло поднятия более круче, чем восточное. Максимальное количество тектонических нарушений закартировано в центральной части структуры. По отражающему горизонту Г (кровле покурской свиты) поднятие сохраняет унаследованное развитие, свод фиксируется на абсолютной отметке минус 750 м, амплитуда в пределах изогипсы минус 940 равна 190 м. В нефтегазоносном отношении на Ямсовейском месторождении открыты залежи углеводородов в отложениях сеномана и в ачимовских пластах. Среднеюрские отложения вскрыты скв. 83 на 190 м и по результатам испытания интервала глубин м получен приток воды 4,4 м 3 /сут на динамическом уровне 650 м, пластовое давление составило 310 физ. атм., что равно гидростатическому давлению, пластовая температура 88 0 С, геотермический градиент составил 2,9 0 С/100 м (скв.83). Термобарический коэффициент составляет 2,8 0 С/МПа (скв. 83). На западе Ямсовейское месторождение граничит с Западно- Ягенетским участком, где пробурены две поисково-оценочные скважины (скв.10 и 12) вскрывшие среднеюрские отложения на глубинах 3965 м и 4062 м, соответственно. 25

26 Площадь Западно-Ягенетского участка расположена в западной части Тотыдзоттинской впадины, которая с запада ограничена Ямсовейско- Юбилейным валом, с северо-востока Уренгойским мегавалом и Верхнепурским крупным валом, на юге Северным валом и Танловско- Пурпейским, Восточно-Пурпейским крупными прогибами. В центральной части рассматриваемой территории располагается Ягенетский малый прогиб, на северо-западе которого выделена малоамплитудная структура третьего порядка Северо-Ямсовейское локальное поднятие. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) большую часть участка занимает Ягенетский малый прогиб (рис. 1.16), лишь на юге выделяется Северо-Пурпейский структурный нос амплитудой до 300 м. По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) сохраняется унаследованное развитие всех структур, центральную часть участка занимает Ягенетский малый прогиб, днище прогиба фиксируется на абсолютной отметке минус 4100 м, амплитуда его по изогипсе минус 3040 м равна 60 м. На юге участка выявлен Северо-Пурпейский структурный нос амплитудой до 300 м. Рис Структурная карта по отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) Западно-Ягенетского участка, условные обозначения на рис

27 По отражающему горизонту Г (кровля покурской свиты) сохраняется унаследованное развитие всех структур с небольшой нивелировкой поверхности. Северную часть занимает Ягенетский прогиб, днище которого фиксируется на абсолютной отметке минус 1500 м. На юге - сохраняется Северо-Пурпейский структурный нос (амплитуда 280 м). На Западно-Ягенетском участке в скв. 12 проведён сплошной отбор керна из верхней части разреза отложений тюменской свиты (рис. 1.17). Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 12 Западно-Ягенетской площади 27

28 Керн представлен неравномерным переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, темно-серые, средне-мелкозернистые, плотные, зёрна средней окатанности на глинистом цементе порового типа, слюдистые, ритмично-неравномерные за счет аргиллита черного, пелитоморфного, плотного, местами сильно углефицированного, с многочисленными включениями углефицированного растительного детрита, отмечаются линзовидные пропластки сидерита. Слоистость горизонтальная, горизонтально-волнистая. Встречаются пропластки угля черного, хрупкого, мощностью до 0,1 м. Общая толщина пласта Ю 2 составляет 77 м, эффективная толщина 36 м. По данным интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 4,4 м и в среднем составляет 1,2 м, а пористость изменяется от 10 до 18 %, в среднем равна 14 %. Коэффициент песчанистости пласта Ю 2 составляет 0,46, расчленённость 27. Пластовая температура на глубине 4060 м составила С, расчётное пластовое давление равно 565 физ. атм. С учётом анализа фактического материала отложения пласта Ю 2 в скв. 12 Западно-Ягенетской площади отнесены к аллювиальным фациям песков разливов, где накопление терригенного материала происходит при частой смене во времени гидродинамической обстановки. Такой тип разреза автор относит к заглинизированным (слабоактивным) коллекторам с проницаемостью менее 10*10-3 мкм 2 и удельной продуктивностью менее 0.5 (м 3 /сут)/(мпа*м) [2], что подтверждается испытаниями. В скв. 12 при испытании пласта Ю 2 получены лишь признаки углеводородов. В скв. 10 Западно-Ягенетской площади отложения верхней подвиты тюменской свиты (пласт Ю 2 ) вскрыты на глубине 4038 м (проходка 60 м) и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина пропластков коллекторов пласта Ю 2 изменяется от 0,4 до 3,2 м и в среднем составляет 1,4 м. Пористость проницаемых пропластков по данным интерпретации ГИС изменяется от 10 до 18 %, в среднем около 14 %. В скв. 10 Западно-Ягенетской при испытании юрских отложений притоков не получено, пластовые параметры составили: забойное давление на глубине 4060 м 263 физ. атм. (не восстановленное), пластовая температура С. В скв. 12 пластовое расчётное давление (не восстановленное) составило 463 физ. атм. (глубина 4189 м) и равно гидростатическому давлению, пластовая температура 117,6 0 С (глубина замера 4100 м). Из вышезалегающего интервала глубин м получен слабый приток газа. Расчётное пластовое давление (не восстановленное) составило 564,5 физ. атм. (глубина замера 4060 м), коэффициент аномальности 1,37, пла- 28

29 стовая температура С (глубина 3400 м), геотермический градиент составил 2,9-3,1 0 С/100 м (скв.10, 12). Термобарический коэффициент на Западно-Ягенетском участке в скв. 12 составляет 1,9 0 С/МПа. С учётом вышеприведенных данных отметим, что глубина залегания кровли тюменской свиты на юге Надым-Пурского междуречья в направлении с запада на восток изменяется от 4155 м (скв. 1) на Мариэттинском участке (максимальная глубина залегания) до 3118 м - на Ямсовейском месторождении (скв. 83) (минимальная глубина залегания) и 4038 м в скв. 10 Западно-Ягенетской. Отложения верхней подсвиты тюменской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, в которых мощность прослоев коллекторов увеличивается с запада на восток от 0,8 м (скв. 1 Мариэттинская) до 1,4 м (скв. 10 Западно-Ягенетская). В этом же направлении происходит опесчанивание отложений, увеличиваются параметры неоднородности: коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 (скв. 2 Мариэттинская) до 0,46 (скв. 10 Западно-Ягенетская), пористость изменяется от 12 % (скв. 1 Мариэттинская) до 16 % (скв. 10 Западно- Ягенетская). На Марриэттинском участке разрез пластов Ю 2-4 соотносится с фациями приморских болот, который располагался вдоль морского побережья. А восточная часть исследуемых территорий (Западно-Ягенетский участок) отнесён к аллювиальными фациями. То есть, на юге исследуемой территории в батский и раннекелловейские века на западе существовала область морских болот периодически затапливаемая морем, где в отложениях верхней части тюменской свиты (пласты Ю 2-4 ) преобладали тонкодисперсные глинистые осадки, доля которых уменьшается с запада на восток. На востоке в пределах палеодолины располагалась поима палеореки. Поиск аллювиальных отложений (фаций рек) с лучшими коллекторскими свойствами на обширных территориях затруднён и возможен лишь на основе современных технологий (проведения сейсморазведочных работ 3Д). По рассмотренным участкам (Мариэттинский, Ямсовейский, Западно-Ягенетский) общая выборка пластовых характеристик для юрских отложений незначительна (три скважины, шесть интервалов) и не качественна, так как при испытании отложений тюменской свиты не было получено значительных притоков флюидов, пластовые замеренные давления невосстановлены и равны гидростатическим. Лишь на Западно- Ягенетском участке в скв.12 в среднеюрских отложениях (пласты Ю 2-3 ) коэффициент аномальности составил 1,4. По материалам глубокого бурения (табл. 1.2) был построен палеоструктурный профиль в направлении с запада на восток через скважины: 1 29

30 (Мариэттинская), 83 (Ямсовейская) и 10 (Западно-Ягенетская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты (рис. 1.18). Таблица 1.2. Параметры структурных элементов по отражающим горизонтам Мариэттинского, Ямсовейского и Западно-Ягенетского участков Структурные элементы Параметры Западно- Ямсовейский прогиб Мариэттинский участок Ямсовейское поднятие Отражающий сейсмический горизонт Т (тюменская свита) Абс. отметка кровли свода/днища, / /-4120 м Амплитуда, м Пластовая температура, 0 С/глубина замера, м Пластовое давление, физ. атм./ глубина замера, м Коэффициент аномальности/ абс. отметка, м Температурный градиент, 0 С/100 м Термобарический коэффициент, 0 С/МПа Притоки (скв.1) Гидрост (скв.83) Гидрост Ягенетский прогиб Западно-Ягенетский участок 117, (скв.12) , ,3 2,9 2,9 2,2 1,9 1,4 Притока нет Притока нет Притока нет Отражающий сейсмический горизонт Б (баженовская свита) Абс. отметка кровли / /-4100 свода/днища, м Амплитуда, м Отражающий сейсмический горизонт Г (покурская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м

31 Рис Палеоструктурный профиль (скв.1 Мариэттинская - 83 Ямсовейская 10 Западно-Ягенетская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты 31

32 Общая толщина баженовской свиты на исследуемых территориях в среднем составляет около 18 м, за исключением в скв. 10 (Западно- Ягенетская). Максимальная глубина залегания баженовской свиты фиксируется на Мариэттинском участке (скв. 1) м, общая толщина её равна 19 м. Восточнее на Ямсовейском поднятии в скв. 83 кровля баженовской свиты отмечена на минимальной глубине 3056 м, общая толщина - 15 м. Ещё восточнее в скв. 10 (Западно-Ягенетская) кровля баженовских отложений фиксируется на глубине 3889 м, общая толщина составила 49 м, где в толще аргиллитов фиксируются пропластки песчаника (аномальный разрез). То есть формирование баженовских аргиллитов на рассматриваемых площадях проходило в менее глубоководной части бассейна по сравнению с восточными, где средняя общая толщина баженовских аргиллитов равна 30 м. Изменение общих толщин в разрезе исследуемых скважин на палеопрофиле связано с нижнемеловым периодом (бериасс-валанжин-готерив). Между кровлей баженовских аргиллитов и подошвой пимской глинистой пачки отмечаются наибольшие по значениям толщины во впадинах и сокращение общей толщины разреза (около 30 %) на Ямсовейском поднятии. Такое различие в общих толщинах связано с тектоническими процессами, которые активизировались после формирования юрских отложений [3] Геологическое строение восточной части Надым-Пурского междуречья Севернее Ямсовейского месторождения расположено Юбилейное месторождение (открыто в 1969 г.), этаж нефтегазоносности которого от верхнемеловых до среднеюрских отложений. В тектоническом отношении Юбилейное месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, структуре второго порядка, осложняющей Ямсовейско-Юбилейный крупный вал, расположенный на западе Надым-Тазовской синеклизы. По отражающему сейсмическому горизонту Т Юбилейное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку и по изогипсе минус 3450 м имеет амплитуду 140 м. Западное крыло более крутое, чем восточное. По отражающим сейсмическим горизонтам Б (кровля баженовской свиты) и Г (кровля покурской свиты) поднятие сохраняет унаследованное развитие с амплитудой поднятия около 140 м. В пределах Юбилейного поднятия выделены тектонические нарушения, которые в большинстве ориентированы с юга на северо-восток. В пределах месторождения пробурено шесть глубоких скважин (100, 200, 1001, 1002, 2001, 2002). 32

33 На Юбилейном месторождении разрез верхней подсвиты тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ) представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, глинистых песчаников, алевролитов, с буроватым оттенком и прослоями углей. Характерен растительный детрит. Песчаные породы плохо отсортированы, характеризуются значительной литологической неоднородностью и резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. Пористость меняется в пределах от 11 до 19 %, среднее значение 14 %, проницаемость не превышает 1,9 *10-3 мкм 2. В пределах северной части Юбилейного месторождения пробурены доразведочные скважины 2001 и 2002 вскрывшие среднеюрские отложения с отбором керна. В скв отложения тюменской свиты вскрыты на глубине 3461 м (рис. 1.19). Верхняя часть разреза (пласт Ю 2 ) охарактеризована керном - неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Аргиллиты от тёмно-серых до чёрных, иногда буроватые, алевритистые, плотные, средней крепости, слоистые. Слоистость линзовидная, нарушенная взмучиванием осадка.отмечаются намывы слюдистого материала по напластованию, включения угля, следы илоедов. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцево-слюдистые, верхней части разреза пятнистые, массивные, средней крепости, на глинистокарбонатном цементе порово-базального типа, с включениями детрита, отмечаются остатки корневой системы. Слоистость пологоволнистая, линзовидная за счёт линз аргиллита, угля, реже горизонтальная. Алевролит серый, крупнозернистый, плотный, крепкий, зёрна средней окатанности. Общая толщина пластов Ю 2-3 в скв Юбилейного месторождения составляет 139 м, эффективная толщина 33,8 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 5,6 м и в среднем составляет 1,8 м, пористость в среднем около 18 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,24, расчленённость Отложения пласта Ю 2 в скв Юбилейного месторождения отнесены автором к фациям лагун, которые представлены переслаиванием маломощных пропластков песчаника, алевролита и аргиллита с преобладанием последнего. Отложения пласта Ю 3 условно отнесены к фациям устьевых баров, где средняя мощность песчаников около 3 м, песчанистость более 0,6. 33

34 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв Юбилейного месторождения 34

35 На Юбилейном месторождения доюрские отложения были испытаны в скв. 200 на глубине 5380 м, по результатам испытаний получен слабые притоки воды, пластовое давление составило 871 физ. атм., коэффициент аномальности равен 1,62, пластовая температура около С, термобарический коэффициент составил 1,68 0 С/МПа. Юрские отложения были испытаны в четырёх скважинах: 100, 200, 1001, 1002, где в скв. 100 получен слабый приток газа. В скв. 200 по результатам испытаний из пластов Ю 6 -Ю 7 (тюменская свита) в интервалах глубин м и м получены слабые притоки воды, пластовые давления составили 823 физ. атм. (глубина замера 5080 м) и 771 физ. атм. (глубина замера 4776 м), а коэффициенты аномальности: 1,62 и 1,61, соответственно. Пластовая температура изменяется от 126 до С, термический градиент в среднем около 2,7 0 С/100 м. Из вышезалегающего пласта Ю 5 (скв. 200) в интервалах глубин м получены притоки воды с плёнкой нефти, пластовые давления составили 613 и 618 физ. атм. (глубины замера 3820 и 3860 м), коэффициенты аномальности около 1,60, пластовая температура равна С. Из пластов Ю 2-3 (скв. 200) в интервалах глубин м и м получены промышленный приток газа дебитом 7,2 тыс. м 3 /сут и воды - 1,0 м 3 /сут, пластовые давления составили 610 и 690 физ. атм. (глубины 3710 и 3680 м), коэффициенты аномальности 1,64 и 1,85, пластовая температура около 97 0 С. В скв из пласта Ю 2-3 в интервале глубин м притока не получено, пластовое давление составило 616 физ. атм., коэффициент аномальности равен 1,76, пластовая температура около С. В интервале глубин м (пласта Ю 2-3 ) получены промышленные притоки газа и нефти, пластовое давление составило 609 физ. атм., коэффициент аномальности равен 1,77, пластовая температура около С. В скв из пласта Ю 2-3 в интервале глубин м получены незначительные притоки смеси газа, воды и плёнка нефти, пластовое давление составило 611 физ. атм., коэффициент аномальности равен 1,75, пластовая температура около С. Анализ зависимостей пластовых характеристик от глубины замера в юрских отложениях Юбилейного месторождения выявил две области распределений (рис. 1.20, 1.21), где большая часть точек располагается в пределах нижнего тренда и характеризуется тесной корреляционной связью, а три точки (скв.200, 1001) пласта Ю 2-3 с повышенными значениями параметров (на 10 %) располагаются выше основного тренда. 35

36 Рпл., физ. атм y = x Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Юбилейного месторождения 2.20 y = x Ка Глубина, м Рис Зависимость коэффициент аномальности от глубины замера в юрских отложениях Юбилейного месторождения Такое распределение связано с блоковым строением залежей углеводородов пласта Ю 2-3 Юбилейного месторождения. Западная залежь (скв. 200, 1001) является по типу пластово-сводовой тектоническиэкранированной, нефтяной. Восточная залежь (скв. 1002) также по типу пластово-сводовая, тектонически-экранированная, но по насыщению - газоконденсатная. В скв отмечаются повышенные значения геотермического градиента (пласт Ю 2-3 ) равного 3,0, тогда как по остальным интервалам исследования геотермический градиент в среднем составляет 2,7. Термобарический коэффициент (пласт Ю 2-3 ) на Юбилейном месторождении в среднем составляет 1,65 0 С/МПа. На севере Мариэттинского участка между Медвежьем и Юбилейным месторождениями находиться Западно-Юбилейный участок, на котором 36

37 пробурено четыре поисково-оценочных скважины (скв. 21, 22, 23, 24), вскрывшие отложения тюменской свиты. В тектоническом плане рассматриваемый участок приурочен к южной части Нерутинской впадины. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) в северной и восточной частях Западно-Юбилейного участка закартирована впадина, максимальная глубина днища фиксируется на севере (абс. отметка минус 4140 м). На юго-западе и юге расположены краевые части положительных структур: западный склон Медвежьего поднятия и северная часть Ямсовейского поднятия (рис. 1.22). По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) сохраняется унаследованное развитие всех структур. Большая часть участка находиться во впадине, сложного изометрического строения, погружённой на север, где днище впадины на абсолютной отметки минус 4040 м. В юговосточной части участка расположен структурный нос северной части Ямсовейского поднятия (по изогипсе минус 3700 м амплитуда 300 м). На западе фиксируется склон Медвежьего куполовидного поднятия (по изогипсе минус 3580 м амплитуда 200 м). Рис Структурная карта по отражающему горизонту Т Западно- Юбилейного месторождения, условные обозначения на рис

38 По отражающему горизонту Г (кровля покурской свиты) происходит нивелировка впадины и обрамляющих её поднятий, уменьшается их амплитуды, для Ямсовейского поднятия - по изогипсе минус 1280 м амплитуда равна 160 м и Медвежьего куполовидного поднятия по изогипсе минус 1320 м - амплитуда 180 м. На Западно-Юбилейном участке открыта нефтяная залежь в абалакской свите. Из среднеюрских отложений в скв. 24 проведён сплошной отбор керна. Керн пластов Ю 2-3 представлен неравномерным переслаиванием песчаников кварцево-биотитовых, серых, прослоями буроватых, мелкосреднезернистых, массивных, средней крепости на карбонатно-глинистом цементе порово-базального типа и аргиллитов темно-серых до черных, иногда с буроватым оттенком (присутствие сидерита), алевритовых с линзами песчаника и алевролита, с прослойками бурого угля и углистобитуминозного вещества, с многочисленными остатками растений и ходов илоедов. Слоистость волнистая, косо-волнистая, за счёт намывов слюдисто-глинистого материала. Встречаются включения тонко-рассеянного и в виде конкреций пирита. Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 128 м, эффективная толщина 32 м, толщина пропластков изменяется от 0,4 до 4,4 м и в среднем составляет 1,7 м. Проницаемые пропластки по данным интерпретации ГИС характеризуются пористостью от 12 до 18 %, в среднем около 15 %, проницаемость изменяется от 0,01 до 10 *10 3 мкм 2, Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,25, расчленённость - 19 (рис. 1.23). Верхняя часть отложений пласта Ю 2 в скв. 24 Западно-Юбилейной площади отнесена к фациям лагун, где на небольшой глубине в застойной водной среде накапливались преимущественно илы, обогащенные растительным детритом. Песчаный материал привносился периодически либо морскими течениями, либо реками. В керне отмечены многочисленные включения бурого угля и остатков растений, ходы донных животных. В пределах пласта Ю 3 по данным геофизических исследований скважин фиксируется мощный пласт коллектора (более 10 м) с повышенными емкостными характеристиками (пористость около 15 %) условно по электрометрии отнесена к прибрежно-морским фациям устьевых баров. Северо-восточнее скважины 24, расположена скв. 22, в которой выполнен отбор керна из верхней подсвиты тюменской свиты. Керн пласта Ю 2 представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Аргиллит от темно-серого до черного, иногда с буроватым оттенком, массивный с линзочками песчаника или алевролита. 38

39 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 24 Западно-Юбилейной площади 39

40 Песчаник серый, мелкозернистый, на глинистом, цементе, средней крепости, с остатками углефицированного растительного детрита, корни растений. Алевролит серый, крупно-зернистый песчаный с глинистым цементом. Отмечаются включения пирита, ходы донных животных. Выделяются прослои угля, толщиной от 5 мм до 30 см. Слоистость пологоволнистая, косая. Общая толщина пласта Ю 2 составляет 62 м, эффективная толщина 5 м. Проницаемые пропластки по данным интерпретации ГИС характеризуются пористостью от 11 до 16 %, в среднем около 13 %, толщина пропластков изменяется от 0,4 до 2,2 м и в среднем составляет 0,8 м. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,1, расчленённость 7. Отложения пласта Ю 2 в скв. 22 Западно-Юбилейной площади отнесены автором к фациям болот. Испытания среднеюрских отложений в глубоких скважинах Западно-Юбилейного участка положительных результатов не дал, что связано с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов. По пластам Ю 2-3 (тюменская свита) значения пластовых давлений были рассчитаны по кривым восстановления давлений. В скв. 23 пластовое давление составило на глубине 4145 м физ. атм, коэффициент аномальности равен 1,52, При испытании пласта Ю 1 (абалакская свита) в скв. 23 интервала глубин м получен промышленный приток нефти и на глубине 4000 м расчётное пластовое давление составило физ. атм, коэффициент аномальности равен 1,57, пластовая температура равна С, геотермический градиент 2,9 0 С/100 м. В скв. 24 при испытании пласта Ю 2-3 получен приток фильтрата бурового раствора, а пластовое расчётное давление на глубине 4015 м составило 574 физ. атм, коэффициент аномальности равен 1,43, пластовая температура равна 99,5 0 С, температурный градиент равен 2,5 0 С/100 м. Термобарический коэффициент (пласт Ю 2-3 ) на Западно-Юбилейном месторождении в среднем составляет 1,7 0 С/МПа. Зависимости пластовых характеристик на Западно-Юбилейном месторождении приведены совместно с Юбилейным (рис. 1.24, 1.25), где три значения попадают в область нижнего тренда. 40

41 Рпл., физ. атм y = x Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Юбилейного и Западно-Юбилейного месторождений 2.20 y = x Ка Глубина, м Рис Зависимость коэффициент аномальности от глубины замера в юрских отложениях Юбилейного и Западно-Юбилейного месторождений Восточнее Юбилейного месторождения расположено Уренгойское, которое приурочено к Нижне-Пурскому мегавалу (структура I порядка), вытянутому меридионально с юга на север, также как и Медвежий мегавал. В пределах Нижне-Пурского мегавала расположены структуры второго порядка с юга на север: Южно-Уренгойское, Центрально- Уренгойское, Есетаяхинское, Северо-Уренгойское. Этаж нефтегазоносности уникального по своим размерам Уренгойского месторождения от сеноманских до юрских отложений. По отражающему горизонту Т (кровля тюменской свиты) Нижне- Пурский мегавал является крупным положительным структурным элементом, вытянутым с юга на север. Южная часть мегавала наиболее приподнятая, также как и на Медвежьем поднятии. На Южном куполе минимальная абсолютная отметка минус 3560 м, а на северном 3600 м. Значи- 41

42 тельное количество тектонических нарушений фиксируется в пределах Южно-Уренгойского и Северо-Уренгойского поднятий. Нижне-Пурский мегавал по отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) по изогипсе абсолютной отметки минус 3680 м имеет размеры: длина - около 100 км, ширина изменяется от 15 до 30 км. Мегавал сужается на Северном куполе и в пределах Центральной приподнятой зоны. Наиболее широкий участок Нижне-Пурского мегавала расположен между Центральной приподнятой зоной и Южным куполом. Максимальная амплитуда структуры равна 220 м (Южный купол), в пределах Центральной приподнятой зоны и на Северном куполе амплитуда достигает 160 м. В поперечном сечении вал не симметричен западный склон круче восточного. По отражающему горизонту Г (кровля покурской свиты) происходит незначительное нивелирование структуры Нижне-Пурского вала и сохраняется унаследованное его развитие. В пределах Уренгойского месторождения на среднеюрские отложения пробурено около девяносто глубоких скважин, часть из них охарактеризована керном. В скв. 293 (Южный купол Уренгойского месторождения) отложения тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ) вскрыты с отбором керна. По материалам керна разрез тюменской свиты представлен частым переслаиванием маломощных уплотнённых песчаников серых мелкозернистых, кварц-полевошпатовых, на глинисто-карбонатном цементе порового типа, с углисто-слюдистым материалом по наслоению и глин темносерых, плотных с горизонтальной слоистостью. Отмечены прослои угля. Общая толщина пластов Ю 2-3 равна 125 м, эффективная составляет 17 м, коэффициент песчанистости - 0,14, расчленённость 17. Мощность прослоев песчаников изменяется от 0,2 м до 2,2 м, и в среднем составляет 1,0 м. Вниз по разрезу происходит глинизация разреза (рис. 1.26). Коллекторы пласта Ю 2-3 характеризуются низкими фильтрационноемкостными параметрами: пористость изменяется от 12 до 16 % и в среднем равна 14 %, проницаемость составляет в среднем около 0, мкм 2. Пластовая температура на глубине 3875 м составила С, пластовое давление 525 физ. атм. 42

43 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 293 Уренгойской площади 43

44 Анализ фактического материала позволяет отнести отложения пласта Ю 2-3 в скв. 293 Уренгойской площади к болотным фациям, для которых характерно наличие пропластков угля с пониженными характеристиками радиоактивных методов ГИС, маломощные пропластки коллектора с низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Однако, в керне отмечена трещиноватость, что и обусловило в скв. 293 Уренгойского месторождения получение промышленного притока газа и нефти из пласта Ю 2-3. По результатам анализа термобарических параметров в глубоких скважинах на Уренгойском месторождении для отложений тюменской свиты пластовое давление в среднем составляет 668 физ. атм., коэффициент аномальности 1,8 (рис. 1.27) y = x Рпл., физ. атм Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Уренгойского месторождения Минимальное пластовое давление фиксируется в скв. 414, где при испытании пласта Ю 2 (интервал глубин м) получен приток пластовой воды дебитом 5,7 м 3 /сут, давление составило 577 физ. атм., коэффициент аномальности 1,75. Максимальное пластовое давление равно 759 физ. атм. (глубина замера 4004 м) в скв. 292, коэффициент аномальности 1,9 Термобарический коэффициент на Уренгойском месторождении изменяется от 1,5 0 С/МПа (скв. 782, 292) до 2,2 0 С/МПа (скв. 264, 422) и в среднем составляет 1,8 0 С/МПа Также как и на Юбилейном месторождении, совокупность значений коэффициентов аномальности можно условно разделить на две части с 44

45 двумя трендами, верхнюю с большими значениями коэффициентов аномальности и нижнюю с меньшими (рис.1. 28). Ка y = x Глубина, м Рис Зависимость коэффициент аномальности от глубины замера в юрских отложениях Уренгойского месторождения Термический градиент на Уренгойском месторождении в юрских отложениях изменяется от 2,8 0 С/100 м (скв.292) до 3,2 0 С/100 м (скв. 414, 659) и в среднем составил 3,0 0 С/100 м. На диаграмме распределения термического коэффициента в юрских отложениях (рис. 1.29) фиксируется максимальное частота для значений градиента от 2,8 до 2,9 0 С/100 м. 9 n Термический градиент 0 С/100м Рис Диаграмма распределения термического коэффициента в юрских отложениях Уренгойского месторождения 45

46 С учётом данных бурения скважин (табл. 1.3) был построен палеоструктурный профиль. Направление профиля с запада на восток через скважины: 21 и 23 (Западно-Юбилейные), 200 и 1001 (Юбилейные) и 423 (Южно- Уренгойская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты (рис. 1.30). Общая толщина баженовской свиты на рассматриваемых территориях изменяется не в значительных пределах: от 14 м (скв. 200 Юбилейная) до 24 м (скв. 423 Уренгойская) и в среднем составляет около 19 м. Выдержанность общих толщин баженовских аргиллитов связана со спокойными условиями осадконакопления (трансгрессии моря) и тектонического покоя. Максимальная глубина залегания баженовской свиты фиксируется на Западно-Юбилейном месторождении в скв м, общая толщина баженовских аргиллитов равна 20 м. Таблица 1.3. Параметры структурных элементов по отражающим горизонтам Западно-Юбилейного, Юбилейного и Уренгойского месторождений Структурные элементы Нерутинская впадина Западно-Юбилейное месторождение Юбилейное поднятие Юбилейное месторождение Параметры Отражающий сейсмический горизонт Т (тюменская свита) Абс. отметка кровли / свода/днища, м Амплитуда, м Пластовая температура, 0 С/глубина замера,м Пластовое давление, физ. атм./ глубина замера, м Коэффициент аномальности/ абс. отметка, м Температурный градиент, 0 С/100 м Термобарический коэффициент, 0 С/МПа Приток (скв.23) , (скв.1001) , Южно- Уренгойское поднятие Уренгойское месторождение (скв.423) , ,9 3,1 3,1 1,7 1,7 1,8 Притока нет газ Qв=1,1 м 3 /сут Ндин =2223 м газ

47 Отражающий сейсмический горизонт Б (баженовская свита) Абс. отметка кровли / свода/днища, м Амплитуда, м Отражающий сейсмический горизонт Г (покурская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м Восточнее на Юбилейном локальном поднятии в скв отмечена минимальная глубина баженовской свиты 3388 м, общая толщина её равна 23 м (рис. 1.30). На Южно-Уренгойской структуре в скв. 423 кровля баженовской свиты фиксируется на глубине 3382 м. Различие в залегания кровли баженовских аргиллитов связано с тектонической перестройкой этой части территории после юрского времени. Анализ общих толщин осадочного разреза между основными реперами: кузнецовскими и баженовскими глинами на исследуемых территориях (Западно-Юбилейный, Юбилейный и Южно-Уренгойский участки) позволил отметить близкие их значения, в среднем около 2380 м, расхождения в пределах от 4 до 10 %. Незначительные расхождения в общих толщинах разреза меловых отложений указывает на близкие палеоусловия осадконаопления и тектогенеза в этот период на исследуемых площадях, где основные тектонические процессы происходили после мелового периода [4]. Общая толщина между баженовскими аргиллитами и «шоколадными» глинами максимальное значение имеет на Уренгойской площади и составляет около 900 м, что указывает на близость этой области в раннемеловое время к источникам сноса терригенного материала. Минимальная толщина осадочного неокомского разреза около 740 м на Юбилейной, Ямсовейской площадях. Вероятно тектонический рост Юбилейного поднятия после юрский период повлиял на суммарные отложение палеоосадков. С запада на восток происходит опесчанивание разреза и прежде всего шельфовых пластов. Так на Западно-Юбилейной площади выделяется в сортымской свите нижний шельфовый песчаный пласт БУ 12, на Юбилейной пласт БУ 14, на Уренгойской пласт БУ 18. К северу происходит глинизация разреза и уменьшение песчаных пластов с низу в верх. 47

48 Рис Палеоструктурный профиль (скв Западно- Юбилейные Юбилейные Уренгойская) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты 48

49 1.4 Геологическое строение северо-восточной части Надым-Пурского междуречья Севернее Уренгойского месторождения расположены Ен-Яхинское и Песцовое, которые по сеноманской газовой залежи входят в единый контур газоносности с Уренгойским месторождением. В тектоническом плане Ен-Яхинское и Песцовое месторождения приурочены к структуре второго порядка Песцовому валу, представляющего собой вытянутую в субширотном направлении приподнятую зону протяженностью 100 км при ширине до 30 км, осложненную локальными поднятиями Западно-Песцовым, Песцовым и Ен-Яхинским (структуры третьего порядка). Песцовое поднятие по кровле отражающего сейсмического горизонта Т (кровля тюменской свиты) представляет собой складку, амплитудой около 180 м (рис. 1.31). На западе Песцовое поднятие по изогипсе минус 3800 м объединяется с Западно-Песцовым локальным поднятием, амплитудой 50 м. В восточной части Песцовое локальное поднятие переходит в Весенне-Городское погружение, которое соединяется с Ен-Яхинским локальным поднятием. По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты) Западно- Песцовое, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия сохраняют унаследованное развитие. По изогипсе минус 3750 м все поднятия объединяются, их амплитуды составляют около 50 м, 150 м и 50 м, соответственно. Минимальная абсолютная отметка кровли баженовской свиты фиксируется в своде Песцового локального поднятия и равна минус 3600 м (табл. 4). По отражающему горизонту Г (кровля покурской свиты) Песцовое локальное поднятие выполаживается, его амплитуда по изогипсе минус 1180 м составляет 70 м. По изогипсе минус 1200 м Песцовое поднятие объединяется с Западно-Песцовым поднятием (амплитуда около 40 м). На северо-востоке от Песцового поднятия (район скв. СГ7) картируется малоамплитудное поднятии. Через Весенне-Городское погружение Песцовое поднятие также как и по нижним горизонтам объединяется с Ен- Яхинским поднятием. Структурно-тектонический анализ территории Песцового вала показал унаследованное развитие всех выделенных структур и постепенную их нивелировку. 49

50 Рис. 31. Структурная карта по отражающему горизонту Т Песцового месторождения (условные обозначения на рис. 14) На Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях диапазон нефтегазоносности от верхнемеловых отложений (пласт ПК 1 покурской свиты) до среднеюрских (пласты Ю 2-3 тюменской свиты). В пластах Ю 2-3 открыты газоконденсатные залежи на Песцовом, Западно-Песцовом и Ен-Яхинском месторождениях. На Песцовом месторождении кровля тюменской свиты вскрыта на глубинах 3910 м (скв. 209) 3805 м (скв. 208), 3902 м (скв. 210) (рис 1.32). 50

51 Рис Схема корреляции верхней части юрских отложений по линии скважин Песцового месторождения В разведочной скважине 217 Песцовой площади отложения верхней части тюменской свиты, охарактеризованы керном (рис 1.33). 51

52 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 217 Песцового месторождения 52

53 Керн представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов. Встречаются многочисленные включения угля (толщиной до 10 см) и пирита. Песчаники серые полевошпат-кварцевые, мелкозернистые, участками алевритовые на глинистом цементе средней крепости. Слоистость линзовидная, пологоволнистая, реже горизонтальная с многочисленными включениями детрита по плоскостям. Отмечаются фрагменты подводных оползаний, взмучивания, остатки растений. Алевролиты от серых до темно-серых, полевошпат-кварцевые, преимущественно крупнозернистые, на глинистом цементе, текстура - массивная и слоистая, линзовидная. Аргиллиты тёмно-серые до чёрных, плотные. Общая толщина пласта Ю 2-3 в скв. 217 (Песцовая) составляет 110 м, эффективная толщина около 17,4 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 4,2 м и в среднем составляет 1,6 м, пористость изменяется от 14 до 17 % и в среднем равна 15 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,16, расчленённость равна 11. С учётом данных бурения скважины 217 Песцовой площади, отложения пласта Ю 2-3 отнесены к фациям морских болот, периодически затапливаемые при трансгрессии морем. Фильтрационно-емкостные характеристики низкие, но наличие промышленного притока углеводорода указывает на порово-трещинный коллектор (микротрещины зафиксированы на керне) в разрезе пласта Ю 2- На западе с Песцовой площадью граничит Западно-Песцовый участок, где в центральной части пробурена поисково-оценочная скважина 310, которая вскрыла тюменскую свиту на глубине 4015 м (рис. 1.34). В скв. 310 керн тюменской свиты представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, буровато-серые полевошпат-кварцевые, алевритистые, мелкозернистые, плотные, средней крепости, слюдистые, неравномерные за счет прослоек углистого материала. Алевролиты серые, буровато-серые, мелкозернистые на карбонатноглинистом цементе, с включениями углефицированного детрита. Аргиллиты темно-серые, черные, пелитоморфные, плотные, с тонкослоистой горизонтальной текстурой со стяжениями пирита по всему слою. Отмечены многочисленные включения обугленных растительных остатков и пропластки бурового угля толщиной до 15 см. Слоистость горизонтальная, пологоволнистая, реже косослоистая. 53

54 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 310 Западно-Песцового месторождения Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 124 м, эффективная толщина 24,4 м (рис. 34). По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 1,6 м и в среднем составляет 0,8 м, а пористость изменяется от 12 до 16 %, в среднем - 13 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,20, расчленённость

55 С учётом вышеприведённого материала, отложения пласта Ю 2-3 в скв. 310 Западно-Песцовой площади соотносятся с фациям лагун. Такой тип разреза автор относит к заглинизированным коллекторам. При испытании отложений тюменской свиты приток не получен. На Ен-Яхинском месторождении отложения тюменской свиты вскрыты шестью скважинами. В поисково-оценочной скважине 612, проведён отбор керна из верхней части среднеюрских отложений (пласты Ю 2-3 ). Керн представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (рис. 1.35). Песчаники полевошпатово-кварцевого состава с глинистым, глинисто-карбонатным, реже карбонатным цементом, светло-серые, мелкозернистой структуры, массивной и слоистой текстуры. Отмечаются тонкие слюдисто-глинистые прослои черного цвета. Содержат многочисленные микровключения углефицированного детрита, слюды и глауконита. Алевролиты светло-серого, серого цвета, слюдисто-полевошпатово - кварцевого состава с глинистым и глинисто-карбонатным цементом, крупно и мелкозернистой структуры, слоистой текстуры.часто встречаются прослои светло-серых песчаников и темно-серых аргиллитов. Слоистость горизонтальная и линзовидно-волнистая. Аргиллиты тёмно-серые глинистые, участками углистые, массивной и тонкослоистой текстуры изза содержания алевритового материала. Присутствуют многочисленные обрывки углефицированной флоры и детрита. Общая толщина пластов Ю 2-3 в скв. 612 составляет 103 м, эффективная толщина 32 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 4,8 м и в среднем составляет 1,3 м, пористость изменяется от 12 до 19 %, в среднем равна 14 %, проницаемость от 0,2 *10-3 мкм 2 до 6,1 *10-3 мкм 2. По данным исследования керна открытая пористость изменяется от 6,8 до 16,5 %, проницаемость от 0,2 *10-3 мкм 2 до 0,4 *10-3 мкм 2, карбонатность от 0,3 до 13,7 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,31, расчленённость 24. Анализ фактического материала указывает, что отложения пластов Ю 2-3 в скв. 612 соотносятся в кровельной части с фациями мелководного шельфа, разрез подошвенной части пластов Ю 2-3 с морскими болотными фациями. Фильтрационно-емкостные параметры коллекторов фаций мелководного шельфа имеют лучшие характеристики, чем болотные. Из верхней части отложений тюменской свиты в скв. 612 получен промышленного притока углеводородов. 55

56 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 612 Ен-Яхинского месторождения 56

57 На Песцовом, Западно-Песцовом месторождениях в отложениях тюменской свиты пластовое давление изменяется от 760 физ. атм (глубина замера 3870 м) до 810 физ. атм (глубина замера 3880 м), в среднем составляет 780 физ. атм, коэффициент аномальности в среднем около 2,0. Пластовая температура в среднем равна С, термический градиент изменяется от 2,8 0 С/100 м (скв.218) до 3,0 0 С/100 м (скв. 210, 211) и в среднем составил 2,95 0 С/100 м. На Ен-Яхинском месторождении пластовое давление в среднем составляет 720 физ. атм. (глубина замера 3900 м), коэффициент аномальности 1,85. Пластовая температура в среднем равна С, термический градиент в среднем составил 2,7 0 С/100 м. На исследуемых месторождениях зависимости между барическими параметрами (пластовое давление и коэффициент аномальности) и глубиной замера не имеют тесной корреляционной связи и фактически находятся в диапазоне физ. атм. (рис. 1.36, 1.37). 900 y = x Рпл. физ. атм Глубина, м Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Песцового и Ен-Яхинского месторождений Для Песцового месторождения значения барических параметров выше на 10 % чем для Ен-Яхинского. Термический градиент на Песцовом и Западно-Песцовом месторождениях в юрских отложениях в среднем составляет около 2,9 0 С/100 м (скв. 300, 210). На Ен-Яхинском месторождении термический градиент в среднем равен 2,7 0 С/100 м (скв. 611, 612). 57

58 Ка 2.40 y = x Глубина, м Рис Зависимость коэффициент аномальности от глубины замера в юрских отложениях Песцового и Ен-Яхинского месторождений Термобарический коэффициент на исследуемых месторождениях в среднем составляет около 1,5 0 С/МПа. В пределах исследуемых месторождений по данным бурения (табл. 1.4) построен палеоструктурный профиль в направлении с запада на восток через скважины: 310 и 300 (Западно-Песцовые), 210 (Песцовая), 612 и 614 (Ен-Яхинские) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты (рис 1.38). Общая толщина баженовской свиты на рассматриваемых территориях изменяется: м (Песцовое месторождение), м (Ен-Яхинское месторождение) и м (Западно-Песцовое месторождение). Максимальная глубина залегания м фиксируется на Западно-Песцовом месторождении в скв. 310, восточнее на Песцовом локальном поднятии (скв. 217) отмечена минимальная глубина вскрытия баженовской свиты 3723 м. На Ен-Яхинском месторожении в скв. 614 кровля баженовской свиты фиксируется на глубине 3768 м. Изменение общей толщины баженовских арргилитов в направлении от Западно-Песцового локального поднятия к Песцовому и Ен-Яхинскому указывает на влияние тектонических процессов в период формирования осадочной толщи. 58

59 Таблица 1.4 Параметры структурных элементов по отражающим горизонтам Западно-Песцового, Песцового и Ен-Яхинского участков Структурные элементы Западно- Песцовое поднятие Песцовое поднятие Ен-Яхинское поднятие Параметры Отражающий сейсмический горизонт Т (тюмеская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м Пластовая температура, 0 С/глубина замера, м Пластовое давление, физ. атм./ глубина замера, м Коэффициент аномальности/ абс. отметка, м Температурный градиент, 0 С/100 м Термобарический коэффициент, 0 С/МПа (скв.300) , (скв.209) , , (скв.611) , ,9 2,9 2,8 1,5 1,5 1,5 Приток газ газ газ Отражающий сейсмический горизонт Б (баженовская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м Средняя общая толщина, м Отражающий сейсмический горизонт Г (покурская свита) Абс. отметка кровли свода, м Амплитуда, м

60 Рис Палеоструктурный профиль (скв Западно-Песцовые 210 Песцовое Ен-Яхинские) по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты 60

61 По общим толщинам осадочного разреза между основными реперами: кузнецовскими и баженовскими глинами на исследуемых территориях отмечено минимальные значения на Западно-Песцовом поднятии около 2500 м, максимальные значения на Песцовом поднятии около 2600 м. Необходимо отметить, что значения общих толщин между основными маркирующими нижнемеловыми пластами (баженовские глины, «шоколадные» глины над пластом БУ 8 0 и глины пимской пачки над пластом БУ 1 ) возрастают с запада на восток на 5-10 %, в этом же направлении происходит опесчанивание осадочной толщи. Тогда как для верхнемелового разреза общая толщина увеличивается к Песцовому поднятию, что указывает на тектонические преобразования в этот период. 1.5 Геологическое строение северной части Надым-Пурского междуречья Северо-западнее Песцового месторождения располагается Ямбургское, диапазон нефтегазоносности, которого от сеномана до среднеюрских отложений. Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге с Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. В северной части мегавала выявлено одноимённое куполовидное поднятие, которое осложнено локальными поднятиями: Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское. По морфологическим признакам, Ямбургское поднятие относится к антиклинальной структуре позднего заложения. Ямбургское поднятие по кровле отражающего сейсмического горизонта Т (кровля тюменской свиты) представляет собой антиклиналь, вытянутую в широтном направлении с запада на восток, амплитудой около 480 м по изогипсе минус 4100 м (рис. 1.39). На северо-востоке от Ямбургского поднятия выделяется Северо-Няхартинское локальное поднятие, амплитудой около 40 м. 61

62 Рис Структурная карта по отражающему горизонту Т Ямбургского месторождения (условные обозначения на рис. 1.14) Ямбургское поднятие по горизонту Б оконтуривается изогипсой минус 3850 м, с общей амплитудой структуры 250 м. В нижней части разреза отмечаются тектонические разрывы. По отражающему горизонту Г (кровля покурской свиты) Ямбургское локальное поднятие выполаживается. По своей структуре Ямбургское локальное поднятие сходно с Песцовым, хотя имеет более сложную изометрическую форму и значения амплитуд по основным отражающим горизонтам Ямбургского локального поднятия на 30 % выше, чем на Песцовом. Нужно отметить и сходность на этих поднятиях этажа нефтегазоносности и прежде всего, промышленную нефтегазоносность отложений тюменской свиты, где открыты залежи углеводородов в пластах Ю

63 В пределах Ямбургской площади пробурено пять глубоких скважин, вскрывших отложения средней юры (тюменской свиты). В скв. 183 Ямбургского месторождения кровля пласта Ю 2 вскрыта на глубине 4314 м (рис. 1.40), разрез тюменской свиты охарактеризован керном. Породы верхней подсвиты тюменской свиты представлены частым, неравномерным переслаиванием алевролитов, аргиллитов и редко песчаников, отмечены многочисленные прослои угля. Песчаники светлосерые и серые, полевошпат-кварцевые, мелко- и среднезернистые, массивные, крепкосцементированные, на глинистом цементе с включениями растительного детрита. Слоистость горизонтальная, волнистая, изредка косая. Алевролиты серые, мелкозернистые, глинистые, кварцполевошпатовые, тонкослоистые, крепкие. Аргиллиты темно-серые, крепкие плотные. Слоистость наклонная под углом 80 о к оси керна, волнистая. Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 124 м, эффективная толщина 14 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 3,0 м. В среднем толщина пропластков коллекторов составляет 1,0 м, пористость изменяется от 12 до 15 %, в среднем - 13 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,11, расчленённость 14. То есть фильтрационно-емкостные характеристики пластов Ю 2-3 низкие. С учётом вышеприведённого материала, отложения пластов Ю 2-3 в скв. 183 Ямбургского месторождения отнесены автором к фациям лагун, где преобладают глинистые осадки, однако наличие промышленного притока углеводородов из этих пластов, указывает на вторичные процессы. В скважине 501 Ямбургской кровля пластов Ю 2-3 фиксируется на глубине 4035 м, где в верхней части отмечены пропластки коллекторов с более высокими коллекторскими свойствами (рис. 1.41) чем в скв. 183 Ямбургской. Керн верхней подсвиты тюменской свиты в скв. 501 представлен неравномерным (от тонкого до грубого) переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием последних. Песчаники светло-серые и серые, мелкозернистые, кварц-полевошпатовые, на глинистом цементе базально-порового типа с включением углистого детрита и чешуек слюды, встречаются прослои угля. Алевролиты темно-серые, крупнозернистые, песчанистые. Аргиллиты темно-серые, чёрные, плотные, средней крепости. Слоистость плоскопараллельная, иногда косая, реже волнистая под углами 70 о к оси керна; присутствуют текстуры взмучивания осадка. 63

64 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 183 Ямбургского месторождения 64

65 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 501 Ямбургского месторождения 65

66 Общая толщина пластов Ю 2-3 в скв. 501 составляет 109 м, эффективная толщина 26,4 м. По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,6 до 7,2 м и в среднем составляет 1,8 м. Пористость изменяется от 14 до 20 % и в среднем равна 15 %, проницаемость изменяется от 0,4 *10-3 мкм 2 до 10,2 *10-3 мкм 2. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет около 0,24, расчленённость -15. Отложения пласта Ю 2-3 в скв. 501 Ямбургской соотносятся в кровельной части с фациями мелководного шельфа, ниже с болотными фациями. Испытания пласта Ю 2-3 в скв. 501 не проводились. Юго-западнее Ямбургского месторождения расположено Харвутинское, где открыта газоконденсатная залежь в отложениях тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ). В скв. 253 Харвутинского месторождения проведён отбор керна в отложениях верхней части среднеюрских отложений (пласты Ю 2-3 ). Кровля пласта Ю 2 (скв. 253) вскрыта на глубине 3845 м (рис. 1.42). Керн тюменской свиты представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, кварц-полевошпатовые, алевритистые, мелкозернистые, плотные, средней крепости, на глинистом цементе контактнопорового типа с включениями углистого детрита. Текстура преимущественно массивная. Алевролиты серые, мелкозернистые на карбонатноглинистом цементе, с включениями углефицированного детрита. Аргиллиты темно-серые, черные, плотные, с включениями обугленных растительных остатков. Слоистость пологоволнистая, местами горизонтальная. Общая толщина пластов Ю 2-3 составляет 129 м, эффективная толщина 24,8 м (рис. 1.42). По данным интерпретации ГИС толщина пропластков коллекторов пластов Ю 2-3 изменяется от 0,4 до 3,2 м и в среднем составляет 0,8 м, а пористость изменяется от 12 до 20 %, в среднем 14,5 %. Коэффициент песчанистости в пластах Ю 2-3 составляет 0,19, расчленённость 35. Пластовое давление на глубине 3880 м составило 723 физ. атм, пластовая температура равна С, коэффициент аномальности - 1,86. С учётом вышеприведённого материала, отложения пласта Ю 2-3 в скв. 253 Харвутинской площади соотносятся с фациями лагун. По результатам испытания верхней части тюменской свиты были получены промышленные притоки углеводородов, что указывает на вторичные процессы, наличие трещиноватости. 66

67 Рис Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю 0 -Ю 2-3 в скв. 253 Харвутинского месторождения 67

68 На Ямбургском месторождении в отложениях тюменской свиты пластовое давление изменяется от 780 физ. атм (глубина замера 4230 м) до 810 физ. атм (глубина замера 4084 м), в среднем составляет 795 физ. атм, коэффициент аномальности пластового давления в среднем около 1,9. Пластовая температура в среднем равна С, термический градиент в среднем около 2,7 0 С/100 м. Термобарические параметры на Ямбургском месторождении были получены по трём скважинам (скв. 180, 182, 183). Для увеличения выборки использовались дополнительные данные по соседним месторождениям Харвутинскому (скв. 253, 257) и Парусовому (скв. 1010). На исследуемых месторождениях зависимости между барическими параметрами (пластовое давление и коэффициент аномальности) и глубиной замера близки к корреляционной связи (рис. 1.43, 1.44). Рпл., физ. атм y = 0.2x Глубина., м Условные обозначения месторождений: Рис Зависимость пластового давления от глубины замера в юрских отложениях Ямбургского, Парусового и Харвутинского месторождений 2.20 y = x Ка Глубина., м Рис Зависимость коэффициента аномальности от глубины замера в юрских отложениях Ямбургского, Парусового и Харвутинского месторождений 68

69 Харвутинское месторождение расположено на юго-западе Ямбургского и его барические характеристики близки по своим значениям, тогда как на Парусовом месторождение, расположенном северо-западнее Ямбургского значения барических параметров ниже. Термобарический коэффициент на Ямбургском месторождении изменяется от 1,4 до 1,5 0 С/МПа, на Харвутинском в среднем около 1,4 0 С/МПа, на Парусовом около 1,8 0 С/МПа. 1.6 Оценка параметров, определяющих степень риска бурения Обобщая вышеприведённые данные материала бурения отложений верхней части тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ) в пределах севера Западной Сибири (междуречье Надым и Пур) отметим, что глубины залегания кровли пласта Ю 2 изменяются в диапазоне от 3100 м (скв. 50 Медвежья) до 4200 м (скв. 183 Ямбургская). Отложения тюменской свиты залегают под толщей верхнеюрских осадков (мощность в среднем 90 м), которые заканчиваются глинистыми отложения баженовской свиты (толщина в среднем около 25 м). Разрез пластов Ю 2-3 представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием последних. Песчаники полевошпат-кварцевые, реже кварцевые, от светло-серых до тёмно-серых, иногда с буроватым оттенком, от мелкозернистых до среднезернистых, крепкие, зёрна средней окатанности, Цемент глинистый с различной степенью карбонатизации. Алевролиты серые, темно-серые, от тонкозернистых до крупнозернистых, от сильно песчанистых до сильно глинистых, от средней крепости до крепких, на карбонатно-глинистом цементе, слюдисто-полевошпаткварцевого состава. Аргиллиты, от серых до чёрных, плотные, средней крепости, часто углистые. Текстура пород разнообразная: массивная, горизонтальная, косая, волнистая, линзовидная, встречаются взмучивания. Наблюдаются мелкие стяжения пирита, встречается сидерит, глауконит, обрывки углефицированной флоры и детрита, ходы донных животных, многочисленные прослои угля достигающие толщины 90 см. Общая толщина пластов Ю 2-3 на изучаемых территориях в среднем составляет 120 м. Мощность прослоев коллекторов изменяется от 0,4 м до 7 м и в среднем равна 1,2 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 0,46, максимальное значение фиксируется на юго-востоке исследуемой территории (скв. 12 Западно-Ягенетская). В среднем коэффициент 69

70 песчанистости около 0,2, расчленённость равна 19. Пористость изменяется от 11 до 20 % и в среднем равна 14 %, проницаемость около 1,2 *10-3 мкм 2. Фильтрационно-емкостные параметры пластов Ю 2-3 верхней подсвиты тюменской свиты низкие [5]. Отложения пласта Ю 2 на большей части исследуемой территории отнесены к фациям морских болот, лагун, периодически заливаемых при трансгрессии морем. Для разреза этого типа фаций характерно частое переслаивание коллекторов (толщиной в среднем около 1,2 м) и неколлекторов с преобладанием последних, наличие многочисленных прослоев угля, растительного детрита, ходов донных животных, высокая расчленённость и низкий коэффициент песчанистости от 0,1 до 0,2. Фации мелководноморского шельфа условно (отсутствие фактического материала в северной части исследуемой территории) выделены в трёх зонах, которые вытянуты с севера на юг в меридиональном направлении, подобно бухтам на территориях между современными реками Надым, Пур и Таз. Автор не исключает возможность существования этих зон как отдельных мелких морских водоёмов в период регрессии моря. Первая зона (западная) - на северо-западе в районе Медвежьего, вытянута параллельно реки Надым, вторая (центральная) - восточнее от Ямбургского через Ен- Яхинское к Уренгойскому месторождению, параллельно реки Пур. Третья зона (восточная) условно (по данным исследования фауны) выделена в районе месторождений Тазовского и Заполярного, пересекает верхнюю часть реки Таз. Фации мелководноморского шельфа характеризуются большей мощностью пропластков коллекторов - более 2,5 м, коэффициент песчанистости изменяется от 0,25 до 0,35. В керне присутствуют зёрна глауконита, стяжения пирита, морская фауна. Аллювиально-русловые фации автором выделены на Западно- Ягенетском участке в скв. 12. Фации песков разливов, которые формировались при частой смене гидродинамической обстановки и представлены неравномерным чередованием коллекторов (толщина в среднем около 3 м) и неколлекторов. Коэффициент песчанистости около 0,5. В керне присутствуют пропластки сидерита, угля, растительный детрит. Для выделения фаций использовался комплексный анализ материала бурения: электрометрические модели фаций, параметры микро- и макронеоднородности, послойное описание керна. Необходимо отметить, что группой учёных института ЗапСибНИГ- НИ в 1976 г. под редакцией академика И.И. Нестерова был выпущен атлас литолого-палеографических карт юрского и мелового периодов Западно- 70

71 Сибирской равнины. Исследуемая территория (район между Обской губой и Тазовской губой) для среднеюрского периода (ааленский, байосский, батский и раннекелловейский века) располагалась на большей части в зоне прибрежной равнины заливаемая морем и лишь на северо-востоке в районе современных рек Пур и Таз выделялись две вытянутые зоны мелководного моря. Позже по результатам изучения фауны и споропыльцевого анализа по единичным глубоким скважинам (СГ6, СГ7) ряд исследователей этот район полностью отнесли к морю и мелководной части шельфа, а южную и крайнюю западную часть к прибрежной равнине. Фактические данные бурения скважин позволяют скорректировать ранее предложенные палеофациальные карты для отложений верхней подсвиты тюменской свиты (пласт Ю 2 ) на изучаемой территории, где зоны современных антиклинальных структур второго порядка в среднеюрское время были расположены в зоне мелководной части шельфа, а прилегающие территории к фациям лагун и болот (рис. 1.45). Условные обозначения: Рис Палеофациальная карта пласта Ю 2 Надым-Пурского междуречья 71

72 То есть, на севере Надым-Пурского междуречья в батский и раннекелловейские века существовала прибрежноморская обстановка, но она не полностью занимала всю территорию, а в виде врезов или локальных пониженных зон (мелководные моря), между которыми распространялась прибрежная равнина (периодически затапливаемая при трансгрессии моря) с лагунами и болотами, где в разрезе пластов Ю 2-3 преобладают глинистые осадки с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Однако, наличие промышленных притоков углеводородов из отложений тюменской свиты на Уренгойском, Юбилейном, Ен-Яхинском, Песцовом, Западно-Песцовом, Ямбургском, Харвутинском месторождениях указывают на влияние вторичных процессов преобразования терригенных пород - трещеноватости, которая повлияла на получение промышленных притоков флюидов. Трещиноватость в породах тюменской свиты подтверждена данными керна и обусловлена прежде всего тектоническими движениями, которые в Западной Сибири в мезозойское и кайнозойское время проявились на протяжении пяти основных этапов: доюрское, ранне- среднеюрское, нижнемеловое, верхнемеловое и кайнозойское время. На изучаемой территории основные изменения толщин связаны с меловыми отложениями и лишь на юге (Медвежье, Ямсовейское) фиксируется уменьшение толщин в юрский период. По построенным палеоструктурным профилям по подошве баженовской свиты на конец накопления покурской свиты и карте общих толщин баженовской свиты, выявлено, что общая толщина баженовских аргиллитов в среднем составляет около 25 м. Максимальные значения общих толщин баженовских аргиллитов фиксируются на северо-западе (скв. 75 Ныдинская площадь) и на юго-востоке (скв. 12 Западно-Ягенетская площадь) более 40 м, где выделяются аномальные разрезы. Аномальность таких разрезов, вызвана увеличением общей толщины за счёт присутствия в глинистых породах песчано-алевролитовых линз. Возможно, эти участки в волжский век располагались недалеко от источника сноса терригенного материала, как с северо-запада так и с юго-востока, откуда водными течениями привносился песчаный материал. Максимальные значения общих толщин обычных баженовских аргиллитов более 30 м отмечено на Ямбургском и Ен-Яхинском месторождениях, что связано с зоной глубоководного моря в волжском веке. В этой же зоне отмечены и максимальные толщины верхнеюрских отложений (более 120 м), тогда как на остальной территории толщина их около 90 м. Минимальные толщины баженовских отложений фиксируются на Медвежьем и Ямсовейских поднятиях менее 15 м, что указывает на перестройку этих структур уже в волжский век, но основной рост их пришёлся 72

73 на неокомское время. Общая толщина терригенного неокомского разреза на этих крупных антиклинальных структурах меньше на 30 % чем на соседних территориях. Формирование отложений баженовской свиты на севере Западной Сибири проходили в относительно спокойных (в тектоническом отношении) условиях глубоководного моря, но изменение общей толщины и состава пород указывает на локальные преобразования. Отметим, что рост антиклинальных структур, к которым приурочены залежи углеводородов в юрских отложениях (пласты Ю 2-3 ) связан, прежде всего, с верхнемеловым периодом. Анализ данных бурения скважин по среднеюрским отложениям тюменской свиты (пласты Ю 2-3 ) на рассматриваемых площадях позволил обобщить статистику различных параметров, в том числе и термобарических. Из шестнадцати изучаемых площадей лишь на семи получены промышленные притоки углеводородов в отложениях тюменской свиты (табл. 1.5). Диапазон современных глубин залегания продуктивных залежей углеводородов изменяется от 3300 м до 4080 м (абсолютные отметки минус м). Все залежи углеводородов приурочены к литологическим ловушкам, которые расположены на антиклинальных структурах с амплитудами от 80 до 320 м. На непродуктивных объектах пластов Ю 2-3 глубина залегания кровли варьирует в большем диапазоне: от 3070 до 4215 м (абсолютные отметки минус м). Структуры с глубинами менее 3100 м (абсолютные отметки минус м) приурочены к поднятиям и характеризуются большими значениями амплитуд как на Медвежьем и Ямсовейском, где значения амплитуд более 240 м, но формирование этих структур - доюрское. Структуры с глубинами более 3500 м связаны либо с малоамплитудными локальными поднятиями (менее 40 м), либо с отрицательными структурами впадинами. Пластовые давления в залежах углеводородов пластов Ю 2-3 изменяются в диапазоне от 500 до 810 физ. атм. и в среднем составляет около 700 физ. атм., коэффициенты аномальности в диапазоне от 1,6 до 2,1 и в среднем равно 1,9 (рис. 1.46). Пластовые давления в непродуктивных объектах пластов Ю 2-3 изменяются в более широком диапазоне от 310 до 800 физ. атм., но средняя величина их в отличие от продуктивных пластов меньше на 20 % и равна 560 физ. атм., коэффициенты аномальности изменяется от 1 до 1,8, средняя величина около 1,5. 73

74 В плане распределение коэффициента аномальности пластового давления для севера Западной Сибири представлено на карте (рис. 1.46). Условные обозначения: Рис Карта коэффициента аномальности пластового давления (пласты Ю 2-3 ) в пределах севера Надым-Пурского междуречья 74

75 Таблица 1.5 Параметры отложений тюменской свиты месторождений (участков) севера Западной Сибири Месторождение/ участок Средняя общая толщина пласта Ю0 (баженовская свита), м Глубина/ абс. отметка Залегания пласта Ю2-3 (тюменская свита), м Амплитуда структур по ОГ Т (тюменская свита), м Пластовое давление, физ.атм Коэффициент аномальности Пластовая температура, 0 С Термический градиент, 0 С/100 м Продуктивность пласта Ю2-3 Медвежье Ныдинское Восточно-Медвежье Нерутинский Мариэттинс-кий Ямсовейское Западно-Ягенетский Юбилейное Западно-Юбилейный Уренгойское Западно-Песцовое Песцовое Ен-Яхинское Ямбургское Харвутинское Парусовое ,4 96 3,0 Признаки (плёнка нефти) 501 1,6 96 2,9 Незначительный приток , ,8 Признаки (плёнка нефти) , ,8 Признаки (плёнка нефти) , ,3 нет ,0 88 2,9 нет , ,9 Признаки УВ , ,1 Промышленный , ,9 нет , ,1 Промышленный , ,9 Промышленный , ,9 Промыш , ,8 Промыш ленный , ,7 Промыш ленный , ,7 Промыш ленный , ,0 нет 75

76 На территории между Обской губой и Тазовской прослеживаются три зоны с максимальными коэффициентами аномальности пластового давления (рис. 1.46). Основная зона аномальности (коэффициент аномальности около 2,0) приурочена к Песцовому, Ен-Яхинскому и Западно-Песцовому локальным поднятиям, где открыты залежи углеводородов в пластах Ю 2-3. Эта зона протягивается к Ямбургскому поднятию (коэффициент аномальности около 2,0). Здесь также подтверждена промышленная продуктивность пластов Ю 2-3 тюменской свиты. Линия аномальности более 1,7 на юге охватывает территории Уренгойского и Юбилейного месторождений, на севере распространяется до Северо-Парусового месторождения. Во всех этих месторождениях обнаружены залежи углеводородов в пластах Ю 2-3. Вторая зона аномальности (коэффициент аномальности более 1,9) фиксируется на востоке в районе Заполярного и Тазовского месторождений, где тоже открыты залежи углеводородов в пластах Ю 2-3. Третья зона аномальности (коэффициент аномальности более 1,8) расположена на западе рассматриваемой территории. Здесь открыты залежи углеводородов в среднеюрских отложениях на Сандыбинском и Лензитском месторождениях. Значительные промышленные притоки углеводородов из залежей пластов Ю 2-3 получены там, где коэффициент аномальности около 2. В диапазоне, где коэффициент аномальности 1,7-1,8, притоки углеводородов на порядок меньше. Зоны, где коэффициент аномальности менее 1,6 на исследуемой территории по результатам бурения не подтвердили продуктивность или были получены лишь признаки углеводородов. По термическим параметрам (пластовая температура) исследуемые объекты (пласты Ю 2-3 ) имеют близкие значения. в среднем около С (рис. 1.47). 76

77 Рис Карта пластовых температур в пластах Ю 2-3 в пределах севера Надым-Пурского междуречья Максимальные значения пластовых температур в среднеюрских отложениях (пласты Ю 2-3 ) более С фиксируются на отдельных локальных участках, частота их встречаемости низкая (рис. 1.48). 77

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ, ПРОГРАММЫ «ПЕТРОФИЗИКА» И «ФИЕСТА»

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ, ПРОГРАММЫ «ПЕТРОФИЗИКА» И «ФИЕСТА» СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ, ПРОГРАММЫ «ПЕТРОФИЗИКА» И «ФИЕСТА» Борисов М.А. (ЗАО "Пангея") Тел./факс: (095) 244 12 29, 244 12 56, 244 12 57 borisov@pangea.ru

Подробнее

«Югорский. НИИ информационных технологий» ООО «Антел-Нефть» (метод. Common Scattering Point)

«Югорский. НИИ информационных технологий» ООО «Антел-Нефть» (метод. Common Scattering Point) «Югорский НИИ информационных технологий» ООО «Антел-Нефть» Метод прямого поиска трещинно кавернозных коллекторов по стандартным сейсмическим данным (метод Common Scattering Point) 1 Теоретические основы

Подробнее

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА Нефтегазопромысловая геология отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением

Подробнее

Познакомить студентов с теоретическими и практическими основами комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин.

Познакомить студентов с теоретическими и практическими основами комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. 1 1. Цели и задачи дисциплины: 1. Цель изучения: ознакомление студентов с алгоритмами определения коэффициентов пористости, глинистости, нефтегазонасыщения в межзерновых коллекторах, коллекторах с рассеянной

Подробнее

ПРИМЕРЫ ПРОЯВЛЕНИЯ АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ВОДО- И ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ СЕВЕРА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

ПРИМЕРЫ ПРОЯВЛЕНИЯ АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ВОДО- И ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ СЕВЕРА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ 1 УДК 622.24:532.11:552.578.061.4(470.1) Фенин Г.И, Старостина С.Б, Чумакова О.В., Толкова Е.В., Щепелина Т.Н. ПРИМЕРЫ ПРОЯВЛЕНИЯ АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ВОДО- И ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ

Подробнее

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПМ ВСП ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ УСТЬ-ЧЕКУПСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПМ ВСП ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ УСТЬ-ЧЕКУПСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПМ ВСП ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ УСТЬ-ЧЕКУПСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ А.А. Рубцов, Д.В. Ерух, Ю.Д. Мирзоян ОАО НПО «Нефтегеофизприбор», г. Краснодар EFFICIENCY OF PM VSP USAGE DURING SUPPLEMENTARY

Подробнее

КОДЗЫДЪЕЛЬСКАЯ СВИТА ВЕРХНЕГО ДЕВОНА НИЖНЕГО КАРБОНА СЕВЕРНОГО УРАЛА В НОВОМ СТРАТИГРАФИЧЕСКОМ ОБЪЕМЕ

КОДЗЫДЪЕЛЬСКАЯ СВИТА ВЕРХНЕГО ДЕВОНА НИЖНЕГО КАРБОНА СЕВЕРНОГО УРАЛА В НОВОМ СТРАТИГРАФИЧЕСКОМ ОБЪЕМЕ УДК 551.734.5/.735.1(470.13) 1 Журавлев А.В., Соболев Д.Б. КОДЗЫДЪЕЛЬСКАЯ СВИТА ВЕРХНЕГО ДЕВОНА НИЖНЕГО КАРБОНА СЕВЕРНОГО УРАЛА В НОВОМ СТРАТИГРАФИЧЕСКОМ ОБЪЕМЕ В статье дана литологическая и биостратиграфическая

Подробнее

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ Утверждено распоряжением Минприроды России от 01.02.2016г. 3-р МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ I. Общие сведения 1. Настоящие Методические

Подробнее

Первый опыт построения геологической модели с использованием ПО tnavigator на примере месторождения «А» Иванов Дмитрий Николаевич.

Первый опыт построения геологической модели с использованием ПО tnavigator на примере месторождения «А» Иванов Дмитрий Николаевич. Первый опыт построения геологической модели с использованием ПО tnavigator на примере месторождения «А» Иванов Дмитрий Николаевич май 2016 Содержание Вводная информация об объекте моделирования Загрузка

Подробнее

ПОСТРОЕНИЕ КАРТЫ ГИДРОИЗОГИПС АНАЛИЗ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАЙОНА. Практикум

ПОСТРОЕНИЕ КАРТЫ ГИДРОИЗОГИПС АНАЛИЗ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАЙОНА. Практикум Горный факультет Кафедра геологии и геодезии ПОСТРОЕНИЕ КАРТЫ ГИДРОИЗОГИПС АНАЛИЗ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАЙОНА Практикум Новокузнецк 2005 Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное

Подробнее

УСЛОВИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

УСЛОВИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ УСЛОВИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ Площадь участка работ 15 x 15 км. В геоморфологическом отношении рассматриваемая площадь представляет собой морскую аккумулятивную равнину с абсолютными отметками -20м на севере,

Подробнее

Геология нефти и газа

Геология нефти и газа Геология нефти и газа УДК 550.834.05(571.56) ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ КЕМБРИЙСКОГО КОМПЛЕКСА В ПРЕДЕЛАХ МИРНИНСКОГО ВЫСТУПА (НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ АНТЕКЛИЗА) О.О. Абросимова, С.И. Кулагин ОАО «Сибнефтегеофизика»,

Подробнее

Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная ceйсморазведка

Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная ceйсморазведка Геодинамический шум залежей углеводородов и пассивно-активная ceйсморазведка Л. А. Максимов, кандидат геолого-минералогических наук. Г. В. Ведерников, доктор геолого-минералогических наук. Г. Н. Яшков.

Подробнее

ГРОМОВЫХ СЕРГЕЙ АНДРЕЕВИЧ

ГРОМОВЫХ СЕРГЕЙ АНДРЕЕВИЧ На правах рукописи ГРОМОВЫХ СЕРГЕЙ АНДРЕЕВИЧ ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ (на примере месторождений Красноярского края) Специальность 25.00.15

Подробнее

ВЗАИМОСВЯЗЬ ТРАДИЦИОННЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ. А.И. Обжиров ТОИ ДВО РАН им.в.и.ильичева,

ВЗАИМОСВЯЗЬ ТРАДИЦИОННЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ. А.И. Обжиров ТОИ ДВО РАН им.в.и.ильичева, ВЗАИМОСВЯЗЬ ТРАДИЦИОННЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ А.И. Обжиров ТОИ ДВО РАН им.в.и.ильичева, e-mail: obzhirov@poi.dvo.ru Введение Важно отметить, что разграничение на традиционные и нетрадиционные

Подробнее

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ПРОФИЛЬНОГО И ВЕРТИКАЛЬНОГО ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ. Цаган-Манджиев Т.Н.

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ПРОФИЛЬНОГО И ВЕРТИКАЛЬНОГО ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ. Цаган-Манджиев Т.Н. VIII Всероссийская научно-техническая конференция "Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России" 1-3 февраля 010 года, Москва Российский государственный университет НЕФТИ и ГАЗА им. И.М.

Подробнее

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ МЕДВЕЖЬЕГО МЕГАВАЛА

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ МЕДВЕЖЬЕГО МЕГАВАЛА Технологии сейсморазведки, 2, 2011, с. 49 58 http://ts.ipgg.nsc.ru ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ МЕДВЕЖЬЕГО МЕГАВАЛА УДК 550.8:553.98(571.4) В.В. Черепанов 1, В.С. Парасына

Подробнее

ООО «НЕФТЕГАЗБУРСЕРВИС» Материалы для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин

ООО «НЕФТЕГАЗБУРСЕРВИС» Материалы для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин Материалы для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин ТУ 2458-243-00147001-2002 ООО «НЕФТЕГАЗБУРСЕРВИС» Универсальная технологическая жидкость VIP (УТЖ VIP) Использование

Подробнее

АНОМАЛИИ КИНЕМАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОЛН, ОТРАЖЕННЫХ ОТ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

АНОМАЛИИ КИНЕМАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОЛН, ОТРАЖЕННЫХ ОТ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2. Маловичко А. К-, Тарунина О. Л. Высшие производные гравитационного потенциала и их применение при геологической интерпретации аномалий. М., Недра, 1972. 3. Пузырев Н. Н. Определение элементов залегания

Подробнее

Ткаченко Максим Александрович

Ткаченко Максим Александрович Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» На правах рукописи Ткаченко Максим Александрович ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Подробнее

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО БИТУМА (НА ПРИМЕРЕ МОРДОВО- КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО БИТУМА (НА ПРИМЕРЕ МОРДОВО- КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Открытое акционерное общество «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») На правах рукописи ГИМАЕВ ИРЕК ХАНИФОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО БИТУМА (НА ПРИМЕРЕ

Подробнее

КРИСТАЛЛЫ ТВОРЧЕСТВА

КРИСТАЛЛЫ ТВОРЧЕСТВА МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

Изучение распределения концентраций водорода в осадочном чехле юго-западной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Изучение распределения концентраций водорода в осадочном чехле юго-западной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. УДК 550.84.094.1 Изучение распределения концентраций водорода в осадочном чехле юго-западной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Шевченко Игорь Валерьевич, технический директор, к.г.м.н.,

Подробнее

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ АРКТИЧЕСКИЙ И АНТАРКТИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ. Таруса, 2013 г.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ АРКТИЧЕСКИЙ И АНТАРКТИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ. Таруса, 2013 г. ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ АРКТИЧЕСКИЙ И АНТАРКТИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ Ледовые карты и ледовые наблюдения на трассах современного Северного Морского Пути. доклад

Подробнее

Коммерческое предложение

Коммерческое предложение Коммерческое предложение о продаже земельного участка площадью 9,2597 га расположенного в административных границах Счастливского сельского совета Девелопер: ООО «Сити-Cтейт» Киевская область 2010 2 Содержание

Подробнее

Развитие методики прогнозирования добычи после проведения ГРП в условиях ограниченности данных на Ямбургском ГКМ

Развитие методики прогнозирования добычи после проведения ГРП в условиях ограниченности данных на Ямбургском ГКМ Развитие методики прогнозирования добычи после проведения ГРП в условиях ограниченности данных на Ямбургском ГКМ Результаты проведенных работ по гидравлическому разрыву неокомского пласта на Ямбургском

Подробнее

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ В тиши кабинетов и лабораторий геологов, в далеких таежных экспедициях зарождаются будущие громкие успехи нефтяников. Им первым открываются

Подробнее

1. Состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья

1. Состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья ИТОГИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА ПО СОСТОЯНИЮ НА 01.10.2014, ОЖИДАЕМОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В 2014 ГОДУ И ПЛАНЫ НА 2015 ГОД 1. Состояние минерально-сырьевой базы углеводородного

Подробнее

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГРАВИМЕТРОВОЙ СЪЕМКИ В КРЫМСКОМ И АБИНСКОМ РАЙОНАХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГРАВИМЕТРОВОЙ СЪЕМКИ В КРЫМСКОМ И АБИНСКОМ РАЙОНАХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ II. Б. Сажала ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГРАВИМЕТРОВОЙ СЪЕМКИ В КРЫМСКОМ И АБИНСКОМ РАЙОНАХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ В 1951 г. в Крымском и Абинском районах Краснодарского края была выполнена детальная гравиметровая съемка

Подробнее

Месторождение «Долгинское»: статус и перспективы.

Месторождение «Долгинское»: статус и перспективы. Месторождение «Долгинское»: статус и перспективы. ООО «Газпромнефть-Сахалин» Управление по обеспечению производства Алексей Фадеев 18.11.2014 Газпром нефть 1 Общее представление о Печорском море ТЕКУЩИЕ

Подробнее

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА: Н. А. ЕРЕМЕНКО, Г. В. ЧИЛИНГАР «ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ

Подробнее

Технология комплексного термобарохимического воздействия на пласт

Технология комплексного термобарохимического воздействия на пласт Технология комплексного термобарохимического воздействия на пласт Технология PetroBOOST Сочетание теплового, механического и химического воздействий Управляемый, многостадийный термогазохимический процесс

Подробнее

Мерзлотные исследования Выпуск X. Гарагуля Л.С., Гордеева Г.И., Полтев Н.Ф., Смирнов В.В., Боголюбова А.Н.

Мерзлотные исследования Выпуск X. Гарагуля Л.С., Гордеева Г.И., Полтев Н.Ф., Смирнов В.В., Боголюбова А.Н. Мерзлотные исследования 1970 Выпуск X Гарагуля Л.С., Гордеева Г.И., Полтев Н.Ф., Смирнов В.В., Боголюбова А.Н. О ФОРМИРОВАНИИ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД В УСЛОВИЯХ ПОЙМЫ НИЖНЕГО ЕНИСЕЯ (район г. Дудинки)

Подробнее

5 класс Банк заданий. Модуль 2. Мини 1. Земля и её внутреннее строение

5 класс Банк заданий. Модуль 2. Мини 1. Земля и её внутреннее строение 5 класс Банк заданий. Модуль 2. Мини 1 Земля и её внутреннее строение 1. Определите, какие из следующих утверждений являются верными, а какие неверными? Укаж ит е ист инност ь или лож ност ь вариант ов

Подробнее

Рисунок 2 - Выбор необходимых полей для конвертации в las файл.

Рисунок 2 - Выбор необходимых полей для конвертации в las файл. Автоматизация процессов подготовки данных для построения цифровых моделей и оформления проектных документов в части разработки нефтяных месторождений Р.Р. Бильданов, А.Ф. Сафаров (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

ТЕХНОГЕННЫЕ АККУМУЛЯТИВНЫЕ ФОРМЫ РЕЛЬЕФА В БЕРЕГОВОЙ ЗОНЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ БАЛТИКИ

ТЕХНОГЕННЫЕ АККУМУЛЯТИВНЫЕ ФОРМЫ РЕЛЬЕФА В БЕРЕГОВОЙ ЗОНЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ БАЛТИКИ ТЕХНОГЕННЫЕ АККУМУЛЯТИВНЫЕ ФОРМЫ РЕЛЬЕФА В БЕРЕГОВОЙ ЗОНЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ БАЛТИКИ О.В. Басс, РГУ им. И. Канта, г.калининград Л.А. Жиндарев, МГУ, г. Москва 1 Процесс изменения природных комплексов под воздействием

Подробнее

НЕСТЕРЕНКО АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

НЕСТЕРЕНКО АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ На правах рукописи НЕСТЕРЕНКО АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК НЕОКОМСКИХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных

Подробнее

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТЕ НДПИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТЕ НДПИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ В РАСЧЕТЕ НДПИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Янин К.Е. Тюменский государственный нефтегазовый университет В статье проведена оценка

Подробнее

Каталог картографической продукции

Каталог картографической продукции Каталог картографической продукции Автономное учреждение Ханты-Мансийского автономного округа Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования имени В.И.Шпильмана» Тематические карты по

Подробнее

и использования углеводородов Повышение нефтеотдачи пластов 4 (3) 2014 Технологии добычи

и использования углеводородов Повышение нефтеотдачи пластов 4 (3) 2014 Технологии добычи УДК 622.276.6 Поинтервальная обработка призабойной зоны терригенных пластов намывом проппантовой пробки The Interval s Bottom-Hole Treatment of Terrigenous Formations to Inwash of Proppant s Plug Д.А.

Подробнее

Обработка сейсмических данных в пакете Prime (Прайм) как способ анализа и проверки геологических гипотез

Обработка сейсмических данных в пакете Prime (Прайм) как способ анализа и проверки геологических гипотез Обработка сейсмических данных в пакете Prime (Прайм) как способ анализа и проверки геологических гипотез Кузнецов Иван Константинович Директор департамента интерпретационной обработки сейсмических данных

Подробнее

И.А.МАРАЕВ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ СКВАЖИН

И.А.МАРАЕВ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ СКВАЖИН МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ

Подробнее

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное учреждение Высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

ПРОГНОЗ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ ОСНОВА СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕГИОНОВ

ПРОГНОЗ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ ОСНОВА СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕГИОНОВ 1 УДК 553.98.042(470+571) Григоренко Ю.Н. ПРОГНОЗ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ ОСНОВА СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕГИОНОВ Дано краткое изложение состояния открытий крупных месторождений в Российской Федерации, а также

Подробнее

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ИНФОРМАТИВНОСТИ ДАННЫХ ГИС С ЦЕЛЬЮ ВЫДЕЛЕНИЯ ЗОН НАЛОЖЕННОГО ЭПИГЕНЕЗА В ПЕСЧАНИКАХ-КОЛЛЕКТОРАХ

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ИНФОРМАТИВНОСТИ ДАННЫХ ГИС С ЦЕЛЬЮ ВЫДЕЛЕНИЯ ЗОН НАЛОЖЕННОГО ЭПИГЕНЕЗА В ПЕСЧАНИКАХ-КОЛЛЕКТОРАХ УДК 550.832.532 И.А. Мельник ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ИНФОРМАТИВНОСТИ ДАННЫХ ГИС С ЦЕЛЬЮ ВЫДЕЛЕНИЯ ЗОН НАЛОЖЕННОГО ЭПИГЕНЕЗА В ПЕСЧАНИКАХ-КОЛЛЕКТОРАХ Показан алгоритм вычисления концентраций железа, бора,

Подробнее

востока на запад включает четыре комплекса: венд-нижнеполеозойский терригенный, среднепалеозойский карбонатный, триасовый терригенный

востока на запад включает четыре комплекса: венд-нижнеполеозойский терригенный, среднепалеозойский карбонатный, триасовый терригенный УДК 553.98 К ВОПРОСУ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ ПАССИВНОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ОКРАИНЫ НА ПРИМЕРЕ ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЯ. Пирожкова М.А., Юркина К.В. научный

Подробнее

Реконструкция кинематических характеристик разрывных нарушений и поля палеонапряжений для Урмано-Арчинской площади (Нюрольская впадина)

Реконструкция кинематических характеристик разрывных нарушений и поля палеонапряжений для Урмано-Арчинской площади (Нюрольская впадина) Лаборатория тектонофизики им. М.В. Гзовского ИФЗ РАН Четвертая молодежная тектонофизическая школа-семинар Реконструкция кинематических характеристик разрывных нарушений и поля палеонапряжений для Урмано-Арчинской

Подробнее

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ

АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ Б.А. Григорьев, А.Е. Рыжов, Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова, Е.О. Семенов, М.М. Орман (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Матричная нефть

Подробнее

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСТ Р (проект, первая редакция) ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ, НЕФТЕГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

Подробнее

PRIME Технологии сбора, обработки и хранения данных ГИС. Уфа, 2014 г.

PRIME Технологии сбора, обработки и хранения данных ГИС. Уфа, 2014 г. PRIME Технологии сбора, обработки и хранения данных ГИС Уфа, 2014 г. PRIME - это единая технология работы с данными ГИС: 1. Визуализация и редактирование 2. Открытый ствол, инклинометрия 3. Цементометрия

Подробнее

ЛИТЕРАТУРА Green К.А., Ecosystem modeling for the southern ocean//antarctic Journal. US. 1977.05.12. i 4. P. 34-35.

ЛИТЕРАТУРА Green К.А., Ecosystem modeling for the southern ocean//antarctic Journal. US. 1977.05.12. i 4. P. 34-35. 160 учитывалась также конкуренция криля и копепод за один вид пищи фитопланктон. Б результате моделирования были получены ситуации многолетних изменений в экосистеме при различном уровне промысла крупных

Подробнее

УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ КАЗАНСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Том 155, кн. 1 Естественные науки 2013

УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ КАЗАНСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Том 155, кн. 1 Естественные науки 2013 УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ КАЗАНСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Том 55, кн. Естественные науки 203 УДК 550.84:553.98 ВЛИЯНИЕ ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ БС И ЮС

Подробнее

ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ МИНЕРАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ВОДОЗАБОРАХ Н.В. Фисун Цели и задачи мониторинга

ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ МИНЕРАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ВОДОЗАБОРАХ Н.В. Фисун Цели и задачи мониторинга 1 ОБЪЕКТНЫЙ МОНИТОРИНГ МИНЕРАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ВОДОЗАБОРАХ Н.В. Фисун Цели и задачи мониторинга Мониторинг подземных вод система регулярных наблюдений за изменением режима подземных вод

Подробнее

МАРКШЕЙДЕРИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

МАРКШЕЙДЕРИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Министерство образования и науки Республики Казахстан Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева Б.М.Жаркимбаев, Т.Калыбеков, К.Б.Рысбеков МАРКШЕЙДЕРИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Подробнее

Замечания и предложения Автор Норма проекта. Комментарии

Замечания и предложения Автор Норма проекта. Комментарии Сводная таблица 1 замечаний и предложений к проекту федерального закона «О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации в части введения системы налогообложения в

Подробнее

Тема 4. Стратиграфическая основа. Стратиграфические подразделения и схемы. Стратиграфический кодекс.

Тема 4. Стратиграфическая основа. Стратиграфические подразделения и схемы. Стратиграфический кодекс. Тема 4. Стратиграфическая основа. Стратиграфические подразделения и схемы. Стратиграфический кодекс. 4.1. СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ОСНОВА Стратиграфической основой для проведения геологических работ служит стратиграфическая

Подробнее

Танкер-газовоз Pioneer Aerial

Танкер-газовоз Pioneer Aerial «Владивосток-СПГ» Содержание Сжиженный природный газ... 3 «Газпром» на мировом рынке СПГ... 5 «Владивосток-СПГ»... 7 Ресурсная база проекта «Владивосток-СПГ»... 9 Киринское газоконденсатное месторождение...

Подробнее

К ВОПРОСУ О РАСЧЕТЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ ПОТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. Долгов Д.В.

К ВОПРОСУ О РАСЧЕТЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ ПОТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. Долгов Д.В. К ВОПРОСУ О РАСЧЕТЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ ПОТОЧНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Долгов Д.В. В статье выполнены экспериментальные исследования дифференциального разгазирования нефтей нефтенасыщенных объектов БВ-10, БВ-18,

Подробнее

РИСКИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ВЫБОРУ НАПРАВЛЕНИЙ И ОБЪЕКТОВ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ

РИСКИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ВЫБОРУ НАПРАВЛЕНИЙ И ОБЪЕКТОВ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ УДК 330.131.7:553.98.042(26) 1 Назаров В.И., Калист Л.В. РИСКИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ВЫБОРУ НАПРАВЛЕНИЙ И ОБЪЕКТОВ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ В статье обозначены различные виды

Подробнее

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОГО ВИДА ТРАССЕРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ВОДОНАПОРНЫХ СИСТЕМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОГО ВИДА ТРАССЕРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ВОДОНАПОРНЫХ СИСТЕМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НОВОГО ВИДА ТРАССЕРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОГЕННЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ВОДОНАПОРНЫХ СИСТЕМ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ М.Г. Тарасов, А.М. Никаноров, Н.М. Трунов Гидрохимический институт, ООО НПП

Подробнее

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Министерство образования и науки Красноярского края Краевое государственное бюджетное образовательное учреждение начального профессионального образования «Профессиональное училище 22» Рассмотрено на заседании

Подробнее

Репозиторий ВГУ. Определение нефтепроницаемости почв и грунтов расчетным методом. Определение нефтепроницаемости почв УДК 504.5:552.578.2:502.

Репозиторий ВГУ. Определение нефтепроницаемости почв и грунтов расчетным методом. Определение нефтепроницаемости почв УДК 504.5:552.578.2:502. УДК 504.5:552.578.2:502.521 Определение нефтепроницаемости почв и грунтов расчетным методом В.Е. Савенок, Е.В. Шаматульская Учреждение образования «Витебский государственный университет имени П.М. Машерова»

Подробнее

ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОЛНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ

ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОЛНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ Ò ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИИ УДК 553.98(262.81) ББК 26.3 ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОЛНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова В статье показаны преимущества

Подробнее

С.К. Кныш, Н.В.Гумерова, А.К.Полиенко ОСНОВЫ СТРУКТУРНОЙ, ИСТОРИЧЕСКОЙ И РЕГИОНАЛЬНОЙ ГЕОЛОГИИ

С.К. Кныш, Н.В.Гумерова, А.К.Полиенко ОСНОВЫ СТРУКТУРНОЙ, ИСТОРИЧЕСКОЙ И РЕГИОНАЛЬНОЙ ГЕОЛОГИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» С.К. Кныш, Н.В.Гумерова, А.К.Полиенко ОСНОВЫ

Подробнее

Котельникова Елена Михайловна. Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти (на примере месторождений Западной Сибири)

Котельникова Елена Михайловна. Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти (на примере месторождений Западной Сибири) Российский Университет Дружбы Народов Кафедра месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера Инженерный факультет На правах рукописи Котельникова Елена Михайловна Разработка метода экспресс-оценки

Подробнее

ЛЕКЦИЯ 2 ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ

ЛЕКЦИЯ 2 ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ ЛЕКЦИЯ 2 ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ ОБ ОСНОВАНИИ ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ Верхние слои земной коры, на которых возводится здание, называются грунтами. Толща грунтов, расположенная непосредственно под зданием и воспринимающая

Подробнее

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА МОДУЛЯ (ДИСЦИПЛИНЫ)

РАБОЧАЯ ПРОГРАММА МОДУЛЯ (ДИСЦИПЛИНЫ) УТВЕРЖДАЮ Директор ИПР Дмитриев А.Ю. 201 г. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА МОДУЛЯ (ДИСЦИПЛИНЫ) На 2014-2015 учебный год Концепции нефтяной геологии Направление (специальность) ООП 21.03.01 «Нефтегазовое дело» Номер

Подробнее

ФОРМИРОВАНИЕ СОЛЯНЫХ КУПОЛОВ И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЮЖНОЙ ЭМБЫ

ФОРМИРОВАНИЕ СОЛЯНЫХ КУПОЛОВ И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЮЖНОЙ ЭМБЫ ТРУДЫ ВСЕСОЮЗНОГО НЕФТЯНОГО НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОГО ИНСТИТУТА (ВНИГРИ) ВЫПУСК 207 Г. Е.-А. АЙЗЕНШТАДТ и К. В. АНТОНОВ ФОРМИРОВАНИЕ СОЛЯНЫХ КУПОЛОВ И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ЮЖНОЙ ЭМБЫ ГОСУДАРСТВЕННОЕ

Подробнее

ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ «ШЕЛЛ» В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ СЛАНЦЕВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ШФЛУ В КАНАДЕ

ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ «ШЕЛЛ» В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ СЛАНЦЕВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ШФЛУ В КАНАДЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ «ШЕЛЛ» В ОБЛАСТИ РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ СЛАНЦЕВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ШФЛУ В КАНАДЕ Общая информация «Шелл» занимается в Канаде разведкой нефти, природного газа и других углеводородов. Такая геологоразведка

Подробнее

«Интегрировано при разработке»

«Интегрировано при разработке» Особенности версии TIGRESS 6.0.1 «Интегрировано при разработке» Общие сведения TIGRESS 6.0.1 Новый вид приложений (используется GTK) Добавлена поддержка платформ Windows и MacOS СУБД Oracle 11.2 и SQLite

Подробнее

С О Д Е Р Ж А Н И Е. 1.Общая часть Погружение свай Погружение и извлечение винтовых анкерных свай...7

С О Д Е Р Ж А Н И Е. 1.Общая часть Погружение свай Погружение и извлечение винтовых анкерных свай...7 С О Д Е Р Ж А Н И Е 1.Общая часть...3 2.Погружение свай...4 3.Погружение и извлечение винтовых анкерных свай...7 4.Испытания свай статическими осевыми вдавливающими, выдергивающими и горизонтальными нагрузками...9

Подробнее

РОЛЬ МИКРООРГАНИЗМОВ ВО ВТОРИЧНОМ ИЗМЕНЕНИИ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ

РОЛЬ МИКРООРГАНИЗМОВ ВО ВТОРИЧНОМ ИЗМЕНЕНИИ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ Производственный опыт 23 методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях. М.: ВНИИгеосистем, 2014. 352 с. Доклад на конференции Ядерная

Подробнее

МАКСИМУМ КОНТРОЛЯ, СТАБИЛЬНОСТЬ, ВЫСОКИЙ РЕЗУЛЬТАТ

МАКСИМУМ КОНТРОЛЯ, СТАБИЛЬНОСТЬ, ВЫСОКИЙ РЕЗУЛЬТАТ МАКСИМУМ КОНТРОЛЯ, СТАБИЛЬНОСТЬ, ВЫСОКИЙ РЕЗУЛЬТАТ Для новой серии долот PDC Voyager компания Varel разработала конструкции, которые обеспечивают плавный рабочий момент, высокую управляемость при наклонно-направленном

Подробнее

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет» Зундэ Дмитрий Алексеевич

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет» Зундэ Дмитрий Алексеевич Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет» На правах рукописи Зундэ Дмитрий Алексеевич Разработка методики дифференциации

Подробнее

КОНЦЕПЦИЯ ВОСХОДЯЩЕЙ ОТРАБОТКИ КРУТОПАДАЮЩИХ РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Семинар 13

КОНЦЕПЦИЯ ВОСХОДЯЩЕЙ ОТРАБОТКИ КРУТОПАДАЮЩИХ РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Семинар 13 Д.Ю. Минаев, Э.И. Богуславский, 2005 УДК 622.274.4 Д.Ю. Минаев, Э.И. Богуславский КОНЦЕПЦИЯ ВОСХОДЯЩЕЙ ОТРАБОТКИ КРУТОПАДАЮЩИХ РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Семинар 13 О дним из направлений повышения эффективности

Подробнее

Сферические оболочки, образующие земной шар: Атмосфера Гидросфера Литосфера и барисфера

Сферические оболочки, образующие земной шар: Атмосфера Гидросфера Литосфера и барисфера Сферические оболочки, образующие земной шар: Атмосфера Гидросфера Литосфера и барисфера Горы тектонические наиболее распространенные, возникшие в результате поднятия отдельных участков земной коры. Характеризуются

Подробнее

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Министерство образования и науки РФ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К.

Подробнее

НЕФТЬ. Просто о сложном. Выпуск 1. приложение к журналу

НЕФТЬ. Просто о сложном. Выпуск 1. приложение к журналу приложение к журналу НЕФТЬ. Выпуск 1 Просто о сложном 2015 Июль август Приложение к журналу «Сибирская нефть» Координатор проекта Блок корпоративных коммуникаций ОАО «Газпром нефть» www.gazprom-neft.ru

Подробнее

ОСОБЕННОСТИ ТЕКУЩИХ КЛИМАТИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЙ В РЕГИОНЕ ЮЖНОГО УРАЛА

ОСОБЕННОСТИ ТЕКУЩИХ КЛИМАТИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЙ В РЕГИОНЕ ЮЖНОГО УРАЛА Вестник Челябинского государственного университета. 2011. 5 (220). Экология. Природопользование. Вып. 5. С. 44 49. О. Ю. Ленская, М. Г. Ботова ОСОБЕННОСТИ ТЕКУЩИХ КЛИМАТИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЙ В РЕГИОНЕ ЮЖНОГО

Подробнее

Е.Н. БЫЛИНСКИЙ ВЫЯВЛЕНИЕ НОВЕЙШИХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ ПУТЕМ ИЗУЧЕНИЯ РЕЧНЫХ ДОЛИН

Е.Н. БЫЛИНСКИЙ ВЫЯВЛЕНИЕ НОВЕЙШИХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ ПУТЕМ ИЗУЧЕНИЯ РЕЧНЫХ ДОЛИН Е.Н. БЫЛИНСКИЙ ВЫЯВЛЕНИЕ НОВЕЙШИХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ ПУТЕМ ИЗУЧЕНИЯ РЕЧНЫХ ДОЛИН Наиболее надежный способ выявления новейших тектонических движений геоморфологическими методами заключается в выделении

Подробнее

«Юный знаток географии» Очный тур 6 класс

«Юный знаток географии» Очный тур 6 класс Государственное бюджетное образовательное учреждение дополнительного образования детей Псковской области «Псковский областной центр развития одаренных детей и юношества» Областной конкурс «Юные дарования»

Подробнее

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический

Подробнее

Глава 5 Критерии выделения генетических типов пирокластических отложений андезитовых вулканов

Глава 5 Критерии выделения генетических типов пирокластических отложений андезитовых вулканов Глава 5 Критерии выделения генетических типов пирокластических отложений андезитовых вулканов Различия инженерно-геологических особенностей генетических типов пирокластики андезитовых вулканов описаны

Подробнее

Рецензент(ы) А.И. Ларин, СТИ НИТУ МИСиС Методические указания составлены на основе рабочей программы учебной дисциплины «Горное дело» и требований гос

Рецензент(ы) А.И. Ларин, СТИ НИТУ МИСиС Методические указания составлены на основе рабочей программы учебной дисциплины «Горное дело» и требований гос МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ СТАРООСКОЛЬСКИЙ ИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕСИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

Подробнее

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА, НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ ГАЗА, НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ

Подробнее

Зависимость параметров прочности от условий нагружения образцов грунта при одноплоскостном срезе

Зависимость параметров прочности от условий нагружения образцов грунта при одноплоскостном срезе 1 Зависимость параметров прочности от условий нагружения образцов грунта при одноплоскостном срезе Болдырев Г.Г., Болдырева Е.Г., Идрисов И.Х., Крестинина В.В. ООО «Геотек» В ГОСТ 12248-96 «Грунты. Методы

Подробнее

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ФУНДАМЕНТОВ ОПОР ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ФУНДАМЕНТОВ ОПОР ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ УДК ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ФУНДАМЕНТОВ ОПОР ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ ОАО «Фундаментпроект» Проблемы проектирования фундаментов трасс линейных сооружений

Подробнее

Котляров Владимир Николаевич

Котляров Владимир Николаевич На правах рукописи Котляров Владимир Николаевич РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ИССЛЕДОВАНИЕ ИХ НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ Специальность 25.00.17

Подробнее

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОРДОВИКСКО-ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА КУРЕЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ В.С. Старосельцев, Т.А. Дивина

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОРДОВИКСКО-ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА КУРЕЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ В.С. Старосельцев, Т.А. Дивина Геология и геофизика, 2011, т. 52, 8, с. 1165 1171 УДК 551.733:56 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОРДОВИКСКО-ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА КУРЕЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ В.С. Старосельцев, Т.А. Дивина Сибирский научно-исследовательский

Подробнее

О ВОЗМОЖНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПАЛЕОРЕЛЬЕФА СКЛОНА ПЕТРОВСКОЙ СОПКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ. Рылов Е.С.

О ВОЗМОЖНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПАЛЕОРЕЛЬЕФА СКЛОНА ПЕТРОВСКОЙ СОПКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ. Рылов Е.С. УДК 550.837.76 141 О ВОЗМОЖНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПАЛЕОРЕЛЬЕФА СКЛОНА ПЕТРОВСКОЙ СОПКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Рылов Е.С., (5 курс) Камчатский государственный университет имени В.Беринга,

Подробнее

СОВЕТ МИНИСТРОВ ЛУГАНСКОЙ НАРОДНОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ. от 04 октября 2016 г г. Луганск

СОВЕТ МИНИСТРОВ ЛУГАНСКОЙ НАРОДНОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ. от 04 октября 2016 г г. Луганск СОВЕТ МИНИСТРОВ ЛУГАНСКОЙ НАРОДНОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 04 октября 2016 г. 533 г. Луганск Об утверждении Порядка проведения государственной экспертизы и оценки запасов полезных ископаемых в Луганской

Подробнее

Исследование свойств поверхностно-активных веществ (ПАВ) с целью применения в методах увеличения нефтеотдачи пластов

Исследование свойств поверхностно-активных веществ (ПАВ) с целью применения в методах увеличения нефтеотдачи пластов Исследование свойств поверхностно-активных веществ (ПАВ) с целью применения в методах увеличения нефтеотдачи пластов Д.В. Нуриев (институт «ТатНИПИнефть») Особенностью современного этапа развития нефтяной

Подробнее

14. Струйные течения 1 14. СТРУЙНЫЕ ТЕЧЕНИЯ

14. Струйные течения 1 14. СТРУЙНЫЕ ТЕЧЕНИЯ 14. Струйные течения 1 14. СТРУЙНЫЕ ТЕЧЕНИЯ Ранние визуальные наблюдения за дрейфом перистых облаков указывали на существование сильных и преобладающе зональных ветров в верхней тропосфере. Визуальные

Подробнее

Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ 1 1. Пластовые давления Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений

Подробнее

ГЕНЕЗИС ДОЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ РОГОЖНИКОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗУЧЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ АЛКАНОВ)

ГЕНЕЗИС ДОЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ РОГОЖНИКОВСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗУЧЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ АЛКАНОВ) Геохимия Т. 2: Система вода порода в условиях зоны гипергенеза / отв. ред. тома Б.Н. Рыженко. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. 389 с. 5. Колубаева Ю.В., Шварцев С.Л., Копылова Ю.Г. Геохимия вод северной

Подробнее

ИЗУЧЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СВОЙСТВ (АСПО) В СУЗУНСКОЙ НЕФТИ

ИЗУЧЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СВОЙСТВ (АСПО) В СУЗУНСКОЙ НЕФТИ УДК 665.6 ИЗУЧЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СВОЙСТВ (АСПО) В СУЗУНСКОЙ НЕФТИ Глуз К.О., магистрант 2-го года обучения гр. ТХ-М-15; Салтыкова С.Н., доцент,

Подробнее

Отчет о работах, выполненных на этапе 7. Владивосток. Переход п. Владивосток- п. Коринто (Никарагуа),

Отчет о работах, выполненных на этапе 7. Владивосток. Переход п. Владивосток- п. Коринто (Никарагуа), Отчет о работах, выполненных на этапе 7. Владивосток. Переход п. Владивосток- п. Коринто (Никарагуа), 25.10-12.12.2014 Маршрут и сроки. 25-28.10.2014 стоянка в п. Владивосток. Задержка выхода с 11 до 21

Подробнее

КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ И МЕТОДИКА ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫХ «СЛАНЦЕВЫХ» ФОРМАЦИЯХ РОССИИ

КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ И МЕТОДИКА ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫХ «СЛАНЦЕВЫХ» ФОРМАЦИЯХ РОССИИ 1 DOI: http://dx.doi.org/10.17353/2070-5379/47_2015 УДК 56:551.762(571.65) Жарков А.М. Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научноисследовательский геологоразведочный

Подробнее

Экспериментальные исследования деформативности грунтового основания, укрепленного грунтоцементными колоннами

Экспериментальные исследования деформативности грунтового основания, укрепленного грунтоцементными колоннами Экспериментальные исследования деформативности грунтового основания, укрепленного грунтоцементными колоннами Малинин А.Г., Гладков И.Л., Жемчугов А.А., Салмин И.А. (ГК «ИнжПроектСтрой») В настоящее время

Подробнее

ОГЛАВЛЕНИЕ Часть I. Глинистые образования в Земной коре Часть II. Природа глин

ОГЛАВЛЕНИЕ Часть I. Глинистые образования в Земной коре Часть II. Природа глин ОГЛАВЛЕНИЕ Введение... 10 Часть I. Глинистые образования в Земной коре...15 Глава 1. Глины как природные дисперсные системы...17 1.1. Термины и определения...17 1.2. Распространенность... 19 1.3. Генезис...20

Подробнее