Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь)

ПРИЧИНЫ ЗАСОЛОНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД В ПРЕДЕЛАХ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

УДК 550.8

В.С. Воробьев, ООО «Газпромнефть-Ангара» (Санкт-Петербург, РФ),

Vorobev.VS@gazprom-neft.ru

Я.С. Клиновая, ООО «ТННЦ»

В работе дано детальное описание типов фаций, слагающих вендские терригенные отложения в пределах Верхнечонского месторождения. Для каждой из фаций приведены степень цементации пород за счет засолонения (галитизации), фильтрационно-емкостные параметры до вторичного минералообразования и на текущий момент. С учетом накопленных геолого-геофизических данных по месторождению проанализированы основные теории засолонения. Показана связь зон распространения солей в пластах ВЧ1 и ВЧ2 с палеотектоническими процессами и зонами стояния древних водонефтяных контактов (ВНК) на этапах формирования залежи.

Авторами работы установлено, что галитизация является одним из основных факторов, наряду с условиями осадконакопления, определяющим продуктивность скважин в пределах как Верхнечонского месторождения, так и других месторождений непского свода. Максимальная степень заполнения характерна для коллекторов с высокой первоначальной пористостью и проницаемостью (фация мигрирующих русел). Установлено, что галитизация приурочена к разломным зонам, а также к зонам палео ВНК. Горизонтальными и наклонно-направленными скважинами доказано, что по мере удаления от разломов северо-западного простирания, которые были активны на момент засолонения, а также при наличии глинистых минералов (породы с более низкими исходными фильтрационно-емкостными свойствами) в составе породы степень засолонения порового пространства снижается.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ЗАСОЛОНЕНИЕ, ГАЛИТ, ТЕРРИГЕННЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, НЕПСКИЙ СВОД, ВЕРХНЕЧОНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПАЛЕО ВНК, ПЕСЧАНИК, ГРАВЕЛИТ

Для отложений Сибирской платформы характерно наличие пластовых солей и цементация ими других пород. Засолонение распространено по площади и разрезу крайне неравномерно и связано с особенностями осадконакопления региона, а также с палеотектоническими процессами. Наиболее сильному запечатыванию были подвержены кембрийские карбонаты и вендские обломочные породы. В пределах Верхнечонского месторождения (ВЧНГКМ) это преимущественно осинский и верхнечонские продуктивные горизонты. Для других основных месторождений провинции (Чаяндинское, Талакан-ское, Ярактинское, Вакунайское, Тымпучиканское, Игнялинское, Даниловское) проблема прогноза зон улучшенных и засолонен-

ных коллекторов также является ключевой. Песчаные пласты из-за условий их формирования в целом равномерно покрывают изучаемый район работ, отсутствие коллекторов за счет глинизации не характерно. Основную роль играет вторичное минералообра-зование - галитизация и ангидри-тизация, именно наличие солей определяет эффективность бурения скважин и их продуктивность. Накопленный материал современных геофизических исследований, бурения и выполненных ранее научных работ позволил провести анализ основных теорий распределения NaCl в тер-ригенном комплексе ВЧНГКМ, а также сформировать основную гипотезу засолонения пород. С ее применением по вертикальным и наклонно-направленным скважи-

нам, а также по материалам сейсморазведки 3D построены карты процентного содержания галита, использующиеся для прогноза перспективных зон под разведочное и эксплуатационное бурение.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

ВЧНГКМ расположено в Иркутской области на расстоянии 1100 км севернее г. Иркутска. В тектоническом плане оно приурочено к западному склону Непского свода Непско-Ботуобин-ской антеклизы (рис. 1). В нефте-газогеологическом отношении ВЧНГКМ находится на территории Непско-Ботуобинской НГО Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Промышленные запасы углеводородов сосредоточены в осинском (карбонаты),

Vorobjev V.S., Gazpromneft-Angara LLC

Causes of salinization of terrigenous rock within the Verkhnechonskoe field

The work presents a detailed description of types of facies that compose Vendian terrigenous deposits within the Verkhnechonskoe Field. Each facie has a decree of rock cementation through salinization (galitization), porosity and permeability properties before the secondary mineral formation and at the present moment. With due regard for accumulated geology and geophysics data on the field, the main theories of salinization are analyzed. One presents a relation of salt distribution zones in beds BH1 and BH2 with paleotectonic processes with ancient oil-water contact (OWC) standing zones at the deposit formation stages. The authors have established that galitization is one of the main factors, apart from depositional conditions, that determine the deliverability of wells within the Verkhnechonskoe Field, and other fields of the Nepsk arch. The maximum filling degree is peculiar to containers with a high initial level of porosity and permeability (migrating channel facie). It is established that galitization is confined to fault zones and to paleo OWC zones. By the example of horizontal and controlled directional wells it is proved that the further from faults of the north-west course, which were active at the time of salinization, and provided that there are clay minerals in the composition of rock (rock with lower initial porosity and permeability properties), the lesser the degree of salinization of the pore space is.

KEY WORDS: SALINIZATION, ROCK SALT, TERRIGENOUS DEPOSITS, NEPSK ARCH, VERKHNECHONSKOE FIELD, PALEO OWC, SANDSTONE, GRAVELITE.

усть-кутских (карбонаты), Преображенском (карбонаты) и верх-нечонских (обломочные породы) продуктивных горизонтах (рис. 2). В настоящее время разрабатываются терригенные отложения верхнечонских пластов (ВЧ1 и ВЧ2), залегающих на архей-про-терозойском выветрелом и ме-таморфизованном фундаменте [1, 2].

Месторождение открыто в 1978 г. По запасам оно относится к крупным и находится на второй стадии разработки. В 2005 г. начато эксплуатационное бурение, а в октябре 2008 г. объект был введен в разработку. К середине 2015 г. пробурено около 500 скважин, 350 из которых - горизонтальные (проектная длина ГС - 500 м). На площади проведен большой объем геофизических исследований, включающий 100%-е покрытие территории лицензионного участка сейсморазведкой 3D, качественный комплекс геофизических исследований скважин (ГК, НГК, АК, БК, МБК, КС, КВ) в разведочных и расширенный (дополнительно ЯМК, СГК, ГГКП, ГГКЛп, FMI, азимутальные ГИС и пр.) - в эксплуатационных скважинах. Богатый объем кернового материала и данных ГИС позволил создать петрофизическую модель [3, 4], применение которой обеспечивает возможность коли-

Основные месторождения

1. Верхнечонское

2. Ярактинское

3. Дулисьминское

4. Вакунайское

и Тымпучиканское

5. Талаканская группа

6. Чаядинское

7. Игнялинское - основные разломы

?! - изогипсы,км

и

Рис. 1. Верхнечонское месторождение на обзорной карте

- 950м

- 1220м

Фундамент

I Неколлектор

1 Соль _ I Карбонаты

Терригенные отложения

3 Зоны засолонения песчаника

Рис. 2. Схематичный геологический разрез

чественного прогноза не только коллекторских свойств обломочных пород, но и доли пор, занятых вторично отложившимися минералами (в первую очередь, галита). Именно этот параметр дает возможность выполнить детальный анализ теорий образования и распределения NaClв терригенном разрезе.

СТРОЕНИЕ ПЛАСТОВ ВЧ, И ВЧ2

Пласты ВЧ1 и ВЧ2характеризуются сложным строением из-за невыдержанности коллекторов, обусловленной фациальной изменчивостью песчаников и их вторичным засолонением. По 38 добывающим вертикальным скважинам ВЧНГКМ отобран керн и проведены общие и специальные его исследования. Выделены 11 литотипов и 8 фаций, слагающих объект разработки. Толща имеет неоднородное строение. Она накапливалась в прибрежно-континентальных условиях под влиянием ритмичного чередования двух основных факторов: сноса терригенного материала с возвышенностей на северо-западе и трансгрессии моря с юго-востока. По мере наступления моря и накопления терригенных осадков источник сноса материала отдалялся на северо-запад, а глубина бассейна осадконакопления увеличива-

лась. Об этом свидетельствуют как литолого-петрографические исследования керна, так и основанные на рентгенофазовом анализе (РФА) геохимические модули Fe/Mn, Ti/Zr. Первый является индикатором глубины бассейна осадконакопления[5] и увеличивается снизу вверх по разрезу. Второй отражает лучшую сохранность цирконов по сравнению с титансодержащими минералами при длительной транспортировке [6] и уменьшается от подошвы объекта ВЧ к его кровле. Высокие значения модуля Ti/Zr говорят о том, что источник материала расположен недалеко от образованных пород.

Палеорельеф дна бассейна на момент накопления непской свиты имел вид изрезанной рифей-ским оледенением слаботерраси-рованной поверхности. Процесс осадочной дифференциации вещества интервала ВЧ2, вероятно, происходил следующим образом. На отложения фундамента и коры выветривания ложились гравели-товые покровы (рис. 3а), толщина которых определяется неровностями рельефа фундамента. По мере наступления морского бассейна осаждение крупнозернистого материала контролировалось тремя уровнями террас ЮЗ-СВ простирания: первая -вблизи скв. 98, 108, 107, 48; вто-

рая - 102, 40, 1436; третья - вдоль линии выклинивания пласта ВЧ2. Отличительным литотипом покровов являются гравелиты. Формирование дресвяно-гравелитовых отложений проходило на стадии пенепленизации архейско-ранне-протерозойского гранито-гней-сового фундамента платформы при активной роли физического и химического выветривания кристаллических пород. По генезису комплекс является гетерогенным и включает материал пролюви-ально-делювиального и элювиального генезиса, с характерной плохой сортировкой обломочного материала и его слабой окатан-ностью. Некоторые специалисты полагают, что формирование базальных гравелитов связано с флювиально-гляциальными процессами [7]. По данным ГИС, пачка уверенно выделяется по ГК, обладая характерными повышенными значениями, существенно превышающими радиоактивность в аргиллитах за счет примеси монацита. Верхняя часть пласта ВЧ2 в значительной степени глинизирована. Ее формирование связано с илисто-песчаным мелководьем (рис. 3б). Накопление алевролитов и песчаников происходило в относительно умеренных гидродинамических условиях при ритмичных периодических приливно-отливных колебаниях уровня бассейна. В массиве отложений отмечаются зоны улучшенных свойств, связанные с фацией прилив-но-отливных каналов (рис. 3в). Песчаники в них откладывались в активных гидродинамических условиях при ритмичной смене направления потока во время периодических приливно-отлив-ныхколебаний уровня бассейна. Перемещение обломочного материала по приливно-отливным каналам обусловило сортировку песчаников и их максимальную зрелость. Глинистый материал встречается в виде интракластов, представляющих собой фрагменты глинисто-алевритистых коро-

чек илистого и илисто-песчаного мелководья. Толщины пласта ВЧ2 изменяются от 0 м на северо-западе месторождения до 21 м на юго-востоке, составляя в среднем 12 м.

Пласт ВЧ2 отделяется от ВЧ1 развитой не повсеместно перемычкой, мощность которой увеличивается в юго-восточном направлении до 25 м, а отложения представлены преимущественно аргиллитами. Перемычка на территории ВЧНГКМ образовывалась в условиях мелководного бассейна, на что указывает большое количество песчаных примесей внутри нее.

Накопление отложений ВЧ1 происходило в зоне береговой линии: частично в обстановках временных потоков, частично в обстановках приливно-отливной зоны. Преобладают породы из осадков, формировавшихся во временных палеопотоках с повышенной скоростью переноса обломочного материала, который поступал с северо-запада и широким шлейфом переносился в восточном направлении. Осадки рассматриваемой территории - с примесью гравийных и крупнозернистых зерен. Другой вид направления палеопотоков прослеживается на северо-востоке и юге. Это осадки временных палеопотоков с пониженной скоростью переноса обломочного материала, сложенных преимущественно породами алеврито-глинистого состава. В отличие от первого вида здесь породы лучше отсортированы, значительно меньше по гранулометрическому составу [8]. В нижней части разреза уверенно прослежена фация конусов выноса (рис. 3г). Ее формирование происходило в условиях активного привноса в краевую зону бассейна осадконакопления грубообломочного материала с континента. Активная импульсивная динамика проявляется в наличии разнообразного дресвяно-гравийного и даже дресвяно-галечного материала с низкой

б

—--. я • Ю

д

Рис. 3. Основные типы фаций, слагающие продуктивный объект ВЧ: а - эрозионное налегание гравелитов фации гравелитовых покровов на породы фундамента; б - переслаивание глинистых алевролитов и разнозернистых песчаников фации илисто-песчаного мелководья; в - песчаники с хорошей сортировкой и разнонаправленной слоистостью фации приливно-отливных каналов; г - гравелиты фации конусов выноса с доломитовой цементацией; д - песчаники с разнонаправленной слоистостью верхней части фации мигрирующих русел

степенью окатанности и зрелости, базальных эрозионных поверхностей, частых поверхностей внутриформационных врезаний. По аналогии с гравелитовыми покровами ВЧ2 для фации конусов выноса характерна повышенная радиоактивность. Выше по разрезу залегает основная продуктивная пачка пласта, сложенная фацией мигрирующих русел (рис. 3д) временных палеопотоков. Накопление песчаников мигрирующих русел происходило в условиях активной флювиальной гидродинамики,что проявляется в развитии серий крупной однонаправленной косой слоистости, наличии перемещенного гравийного материала, частых поверхностях внутриформационных врезаний. В подошве пачек фации мигрирующих русел (МР) типичны эрозионные поверхности врезания в подстилающие фации конусов выноса (КВ), илистого (ИМ) и илисто-песчаного мелководья (ИПМ). В кровле пласта ВЧ1 отмечаются отложения прилив-но-отливных каналов, схожие с одноименной фацией интервала ВЧ2. В пределах ВЧ1 приливно-от-

ливные каналы формируют пачки мощностью 0,6-1,3 м, в то время как в ВЧ2 - от 0,2 до 1,0 м. Толщины ВЧ1 изменяются от 7 м на северо-западе месторождения до 23 м на юго-востоке, составляя в среднем 12 м.

Степень галитизации пустотного пространства неравномерна и изменяется от первых процентов до практически полного заполнения. На небольшом расстоянии (первые десятки и сотни метров) литологическое строение пластов может кардинально меняться [9]. Более того, засолонение по-разному проявляется в различных типах пород и фаций. Исследование количества солей на керне, основанное на данных рентге-ноструктурного анализа, отмы-ва пород от галита дистиллированной водой, описания шлифов показывают, что наибольшему засолонению подвержены первоначально лучшие коллекторы с минимальной глинистостью и максимальными значениями пористости/проницаемости. И наоборот, высокоглинистые песчаники практически не содержат в настоящее время NaCl (рис. 4).

а

в

г

ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(0 н

с; о а ш ш с;

(О

о ш н

о Щ

т

с;

о *

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 О

I'

Г

Ш

г

И  -*—„*-.- -

_У*»_И__* а___, **_а_ •_

10 20 30 40

Количество галита, %

50

60

Рис. 4. Взаимосвязь количества галита и алеврито-глинистого материала по керновым данным для пластов ВЧ1 и ВЧ2 Верхнечонского месторождения

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 О

8

* О

1 " 9 • «

5 ^ ,

3 6

Фации

Фации

0 - Сублитораль

1 - Базальная

трансгрессивная брекчия

2 - Илистое мелководье

3 - Илисто-песчаное

мелководье

4 - Приливно-отливный

канал

5 - Мигрирующие русла

6 - Конусы выноса

7 - Мигрирующие

гравийные покровы

Рис. 5. Распределение галита по фациям пластов ВЧ1 и ВЧ2 Верхнечонского месторождения

На рис. 5 приведена статистика распределения галита по фациям ВЧ1 и ВЧ2 Верхнечонского месторождения. Максимальному вторичному выполнению поваренной солью подвержена фация мигрирующих русел пласта ВЧ1. Результаты отмыва стандартных 30-миллиметровых образцов показывают, что до галитизации эти породы обладали крайне высокими фильтрационно-ем-костными свойствами. Так, пористость образцов фации МР для ближайших к Верхнечонскому Тымпучиканского, Вакунайского и Игнялинского месторождений в среднем составляла 14,6 % при текущих 7,6 %, а проницаемость - 1173-10-6 мкм2 при текущих

92^10-6 мкм2. Для КВ и гравийных покровов, засолонение которых сопоставимо, пористость составляла 12,5 % при текущих 10 %, а проницаемость - 1750-10-6 мкм2 при текущих 17610-6 мкм2. В противоположность коллекторам изначально высокого класса глинисто-алевритовые комплексы (включая песчаные прослои внутри них) засолонены слабо. Начальные пористость и проницаемость равнялись 11,6 % и 50^100-10-6 мкм2 по сравнению с текущими 9 % и 25^50-10-6 мкм2.

В ряде научных публикаций обсуждается роль засолонения. С одной стороны, это процесс, уменьшающий долю коллекторов в пласте и их фильтрационно-ем-

костные свойства, но с другой -галит запечатывает залежи,обеспечивая их сохранность. Приведенная статистика по исходным и текущим параметрам пластов совместно с доказанным блоковым строением месторождений Непско-Ботуобинской антекли-зы (экранирующая роль крупных разломов не вызывает сомнений для большинства месторождений нефтегазоносной области) позволяет авторам уверенно характеризовать засолонение как негативный фактор.

ПРИЧИНЫ ЗАСОЛОНЕНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД

Существует большое количество теорий галитизации пустотного пространства терри-генного комплекса в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. Подавляющее большинство их сходятся в том, что ЫаС1 в порах -вторичный минерал, поступивший в вендские отложения из вышележащих пластов в качестве рассола посредством гравитационного просачивания, а также по активным разломам и зонам высокой трещиноватости, в дальнейшем кристаллизовавшийся из него. Стадиальный анализ, выполненный в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» на основе структурных взаимоотношений аутигенных минералов в шлифах, показал их устойчивый ряд: регенерация кварца ^ хлорит, серицит, гидрослюда ^ карбонаты ^ сульфаты ^ галит. Схожая последовательность - инкорпорация и регенерация зерен кварца и полевого шпата ^ кар-бонатизация и выщелачивание ^ ангидритизация ^ галитизация [7] - отмечается по Ярактинскому, Вакунайскому, Тымпучиканскому и Игнялинскому месторождениям [10] и зарубежным формациям [11, 12].

Занимавшиеся геологией месторождений Восточной Сибири специалисты приводят доводы в пользу того или иного процесса, внесшего наибольший вклад по

Рис. 6. Приуроченность засолонения к крупным разломным зонам

выпадению солей в порах из высокоминерализованных рассолов. В.И. Городничев и Д.И. Дро-бот, а также А.В. Городнов и В.Н. Черноглазов [13, 14] показывают влияние траппового магматизма на нефтегазоносность и вторичное преобразование пород ярактинского горизонта одноименного месторождения. Поскольку на ВЧНГКМ трапповые тела расположены на глубинах в первые сотни метров, а целевой интервал находится на расстоянии около 1 км от магматических образований, влияние последних на вторичные процессы в пластах ВЧ вызывает определенные сомнения и не установлено. Л.А. Барышев [15] связывает внутриконтурную галитизацию с разломной тектоникой. Анализ более чем 250 добывающих скважин показал, что данная гипотеза подтверждается в ряде случаев, особенно для крупных разломов северо-западного простирания (рис. 6).

И.А. Кальвин [16] и А.С. Анциферов [17] доказывают, что наиболее интенсивное выпадение солей происходило в результате снижения температур при региональных подъемах платформы и неоднократных оледенениях территории. Максимально сильное выпадение NaCl происходило в юрско-меловой период. Следует с ними согласиться. Анализируя

керновый материал, данные ГИС по скважинам и материалы сейсморазведки 3D, авторы установили, что галитизация не могла проходить раньше, чем в ордовике-девоне, поскольку только в это время накопилась критическая масса перекрывающих терри-генные пласты пород и начался активный отжим эллизионных вод из вендских глин и песчаников. Позднее мела процесс осаждения солей также маловероятен исходя из пространственного распределения галита по пластам ВЧ, в целом связанного с палеокартами на данный момент времени.

Интересной с точки зрения вторичных преобразований пород является модель Р.С. Сахиб-гареева, согласно которой в приконтактовой зоне нефтяных залежей происходят интенсивные процессы вторичного преобразования коллекторов, главным результатом которых является формирование поясов вторичных хемогенных цементов. По керну ВЧНГКМ выделяются несколько уровней палеоконтактов [18]. К сожалению, в настоящий момент по поисковым и разведочным скважинам ВЧНГКМ сохранились лишь общее описание керна, таблицы фильтра-ционно-емкостных свойств. В то же время с начала разработки накоплен колоссальный объем

исследований по новым скважинам - детальное описание керна, огромный объем общих и специальных исследований. С применением этих данных создана петрофизическая модель, позволяющая определять помимо основных параметров еще и коэффициент засолонения пород (КзаП). Наблюдается достаточно уверенная корреляция Кза|( в пространстве. Выделяется основное направление анизотропии (северо-восточного простирания - 53°). Согласно вариограм-

Уровень засолоненияI

Уровень засолонения II

] УВ-залежи

Зона вторичной цементации коллекторов галитом

— Палео ВНК

Линии толщин между кровлей ' непской свиты и подошвой осинского горизонта

Уровень засолонения

Уровень засолонения IV

Рис. 7. Схема засолонения пород непской свиты:

а - принципиальная модель вторичной цементации галитом порового пространства вблизи палеоуровней ВНК; б, в - карты степени засолонения пластов ВЧ1 и ВЧ2 (показаны цветной заливкой), совмещенные с изопахитами венд-кембрийского комплекса

мному анализу ранг по основной оси - 11 км, по второстепенной -4 км. Чтобы определить пространственное положение палеоконтактов на момент их формирования, необходимо восстановить палеорельеф кровли терригена. Авторами выполнены указанные построения на кембрий-ордовикское время. Более правильными были бы палеореконструкции для юры или мела, но из-за перерывов в осадконакоплении в посткембрийское время данная задача видится невыполнимой. Оптимальным для восстановления палеоположения кровли терригена является построение карты толщин между подо-

швой осинского горизонта (Б1) и кровлей пласта ВЧ1. Перед формированием пласта Б1 рельеф был относительно выровнен за счет накопления пачки подосинских солей (до 10-15 м). Карты коэффициента засолонения, построенные с учетом описанной выше анизотропии и совмещенные с изолиниями толщин между пластами Б1 и ВЧ1, полностью подтверждают данную теорию (рис. 7). По мере заполнения ловушки углеводородами происходило оттеснение воды и увеличение площади нефтеносности на юго-восток. Выделяется четыре уровня палео ВНК (I, II, III и IV). Уровень V, отмеченный

на картах рис. 7б и 7в, соответствует описанному выше законтурному этапу. Представленная теория подтверждается прямыми исследованиями минералогии по методу рентгеноструктур-ного анализа. Зоны вторичной цементации, максимально отмеченные в верхнем терригенном пласте, отчетливо видны в керне скважин.

ВЫВОДЫ

Восстановление условий на момент вторичной цементации, керновые исследования, а также ГИС по добывающим скважинам позволяют авторам сделать следующие выводы.

1. Галитизация - один из основных факторов (вторичный процесс), наряду с условиями осадконакопления определяющий продуктивность скважин в пределах как Верхнечонского месторождения, так и других месторождений непского свода.

2. Максимальная степень заполнения характерна для коллекторов с высокой первоначальной пористостью и проницаемостью (фация мигрирующих русел дис-тальной части аллювиальных конусов), наличие глинистых минералов в составе породы снижает исходные фильтрационно-ем-костные свойства и возможную степень галитизации пустотного пространства.

3. Горизонтальными скважинами доказано увеличение доли солей по мере приближения к разломам северо-западного простирания.

4. Внутриконтурное засоло-нение развито вблизи основных четырех палеоуровней ВНК, установленных в керне скважин, по данным ГИС и палеотектониче-ских реконструкций.

ЛИТЕРАТУРА

1. Воробьев В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Сибирской платформы (на примере Верхнечонского месторождения) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 10. С. 27-32.

2. Карих Т.М., Иванюк В.В., Немчинова М.Б., Вилесов А.П. Вещественный состав фундамента Верхнечонского месторождения и их отражения в структуре поверхности «фундамент - осадочный чехол» по данным сейсморазведки (Сибирская платформа) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 12. С. 13-21.

3. Бобров С.Е., Бовыкин А.А. Построение петрофизической модели с применением кластерного анализа при типизации пород по данным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2010. № 11. С. 35-37.

4. Щетинина Н.В., Гильманов Я.И., Анурьев Д.А., Бусуек Е.С. История развития петрофизической модели верхнечонского горизонта // Науч.-техн. вестник ОАО «НК «Роснефть». 2015. № 3. С. 30-38.

5. Резников А.Н. Железо-марганцевый коэффициент как показатель обстановки осадконакопления // Изв. вузов. (Сер. «Нефть и газ».) 1961. № 1. С. 19-22.

6. Интерпретация геохимических данных / Под ред. Е.В. Скляра. М.: Интермет Инжиниринг, 2001. 288 с.

7. Коновальцева Е.С. Вторичные процессы в породах-коллекторах продуктивных отложений ярактинского месторождения // Нефтегазовая геология: Теория и практика. 2010. Т. 5. № 1. [Электронный ресурс.] Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2/18_2010.pdf (дата обращения: 11.04.2017 г.).

8. Гурова Т.И., Чернова Л.С., Богданова В.Н. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1988. 254 с.

9. Воробьев В.С., Истомина Я.С. Основные причины засолонения пород терригенного комплекса на Верхнечонском месторождении // Тезисы к конференции «Геобайкал-2014».

10. Воробьев В.С., Шакирзянов Л.Н., Жуковская Е.А. Закономерности распределения коллекторов и интервалов засолонения в терригенном комплексе венда Чонской группы месторождений (Восточная Сибирь) // Тезисы к конференции «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений». СПб., 2015.

11. Huurdeman A.J.M., Breunese J.N., Al-Asbahi A.M.S., et al. Assessment of halite-cemented reservoir zones. Journal of Petroleum Technology, 1991, Vol. 43, Р. 518-523.

12. Schenk C.J. and Schmoker J.W. Role of halite in the evolution of sandstone porosity, upper Jurassic Norphlet formation, Mississippi salt basin. GCAGS and Gulf Coast SEPM 43rd Annual Meeting, Shreveport, Louisiana, October 20-22, 1993.

13. Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П. Определение фильтрационно-емкостных свойств засолоненных коллекторов в терригенных отложениях непского свода Восточной Сибири // Каротажник. 2012. № 12. С. 26-41.

14. Городничев В.И., Дробот Д.И. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность продуктивных отложений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. 1981. № 12. С. 9-14.

15. Барышев Л.А., Барышев А.С. Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения // Геология нефти и газа. 2008. № 4. С. 46-54.

16. Кальвин И.А., Моисеев В.А., Буторов В.В. Условия кристаллизации соли в поровом пространстве коллекторов Непского свода // Геология нефти и газа. 1990. № 6. С. 23-25.

17. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. 2003. № 6. С. 499-510.

18. Сахибгареев Р.С., Самсонов Б.В. Этапы формирования Верхнечонского газонефтяного месторождения. Прогноз нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе. Л.: ВНИГРИ, 1988. С. 155-162.

REFERENCES

1. Vorobyev V.S. Oil and Gas Content Prospects of the Foundation of the Siberian Platform

2. Karikh T.M., Ivanyuk V.V., Nemchinova M.B., Vilesov A.P. Material Composition of the Foundation of the Verkhnechonskoe Field and their Reflections in the Surface Structure «Foundation - Sedimentary Cover» According to Seismic Data

3. Bobrov S.E., Bovykin A.A. Construction of a Petrophysical Model with the Use of a Cluster Analysis when Typing Rocks According to Well Geophysical Examination Data. Neftyanoe khozyaistvo = Petroleum Business, 2010, No. 11, P. 35-37.

4. Shchetinina N.V., Gilmanov Ya.I., Anuryev D.A., Busuek E.S. History of the Development of a Petrophysical Model of the Verkhnechonskoe Horizon. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik NK «Rosneft'» = Scientific and Technical Bulletin of Rosneft Oil Company OJSC, 2015, No. 3, P. 30-38.

5. Reznikov A.N. Ferromanganese Coefficient as an Index of the Depositional Environment. Izvestiya vuzov = Journal of Higher Educational Institutions

6. Geochemical Data Interpretation. Under the Editorship of E.V. Sklyar. Moscow, Intermet Engineering, 2001, 288 p.

7. Konovaltseva E.S. Secondary Processes in Containers of Productive Sediments of the Yaraktinsk Field. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology. Theory and Practice, 2010, Vol. 5, No. 1. Access mode: http://www.ngtp.ru/rub/2/18_2010.pdf

8. Gurova T.I., Chernova L.S., Bogdanova V.N. Lithology and Accumulation Conditions of Oil and Gas Reservoirs of the Siberian Platform. Moscow, Mineral Resources, 1988, 254 p.

9. Vorobyev V.S., Istomina Ya.S. Principal Causes of Salinization of Rock within the Verkhnechonskoe Field. Theses to the Conference «Geobaikal-2014».

10. Vorobyev V.S., Shakirzyanov L.N., Zhukovskaya E.A. Partitioning Behavior of Containers and Intervals of Salinization in the Terrigenous Vendian Complex of the Chonsk Group of Fields

11. Huurdeman A.J.M., Breunese J.N., Al-Asbahi A.M.S., et al. Assessment of halite-cemented reservoir zones. Journal of Petroleum Technology, 1991, Vol. 43, P. 518-523.

12. Schenk C.J. and Schmoker J.W. Role of halite in the evolution of sandstone porosity, upper Jurassic Norphlet formation, Mississippi salt basin. GCAGS and Gulf Coast SEPM 43rd Annual Meeting, Shreveport, Louisiana, October 20-22, 1993.

13. Gorodnov A.V., Chernoglazov V.N., Davydova O.P. Establishing Porosity and Permeability Properties of Salinized Containers in Terrigenous Deposits of the Nepsk Arch of Eastern Siberia. Karotazhnik = Core Logger, 2012, No. 12, P. 26-41.

14. Gorodnichev V.I., Drobot D.I. Impact of the Trap Mechanism upon Oil-and-Gas-Bearing Capacity of Productive Sediments of the Nepsk-Botuobinsk Oil and Gas-Bearing Area. Geologiya i geofzika = Geology and Geophysics, 1981, No. 12, P. 9-14.

15. Baryshev L.A., Baryshev A.S. Multivariate Physical-Geological Model of the Verkhnechonskoe Oil and Gas Condensate Field. Geologiya nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 2008, No. 4, P. 46-54.

16. Kalvin I.A., Moiseev V.A., Butorov V.V. Salt Crystallization Conditions in the Pore Space of Containers of the Nepsk Arch. Geologiya nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 1990, No. 6, P. 23-25.

17. Antsiferov A.S. Metamorphism of Salt Solutions and Salinization of Oil and Gas Containers of the Leno-Tungussk Oil and Gas-Bearing Province. Geologiya i geofzika = Geology and Geophysics, 2003, No. 6, P. 499-510.

18. Sakhibgareev R.S., Samsonov B.V. Formation Stages of the Verkhnechonskoe Oil and Gas Condensate Field. Forecast of Oil and Gas Accumulation and Local Facilities on the Siberian Platform. Leningrad, All-Russia Petroleum Research Exploration Institute, 1988, P. 155-162.