CC BY
133
Геология нефти и газа
УДК 550.831
ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ПРЕДЪЕНИСЕЙСКОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОПЛОТНОСТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ВДОЛЬ РЕГИОНАЛЬНОГО СЕЙСМОПРОФИЛЯ XIII)
В.И. Исаев, Г.А. Лобова*
Томский политехнический университет E-mail: [email protected] *Югорский государственный университет, г. Ханты-Мансийск E-mail: [email protected]
Геоплотностная модель, построенная вдоль восточной части регионального сейсмопрофиля XIII, в Приенисейской части Ханты-Мансийского АО, позволила провести сопоставительный анализ плотностной структуры отложений и известных зон нефтенако-пления. На траверсе Пякупурский мегапрогиб - Кулынгольская мегаседловина выполнен прогноз зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле, фазовое состояние и возможный источник углеводородов.
Ключевые слова:
Геоплотностная модель, зоны нефтегазонакопления, Предъенисейская часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Key words:
Density model, zones of oil-gas accumulation, Pred'eniseyskaya part of the Western-Siberian oil-and-gas bearing province.
Введение
По оценкам ученых и специалистов, значительные открытия в Ханты-Мансийском АО следует ожидать на малоизученных, окраинных территориях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). В этом отношении интересна Предъенисейская часть провинции. Здесь перспективы связываются с изучением объектов в базальной части осадочного чехла и в протерозойско-палеозойском основании [1]. Основным источником генерации углеводородов (УВ) в осадочном чехле являются битуминозные аргиллиты баженовской свиты и тогурская, радомская битуминозные глинистые пачки шеркалинской свиты. При наличии в разрезе мощных осадочных толщ палеозоя, явно прошедших главную фазу нефтеобразования, их тоже можно рассматривать в качестве источника УВ.
В доюрском комплексе резервуары, скорее всего, представлены вторичными коллекторами, выражающимися в разрезе зонами разуплотнения. Полагаем, что применение геоплотностного моделирования [2] позволяет выявить зоны разуплотнения и выполнить их нефтегеологическую интерпретацию.
Региональная характеристика геологического строения и нефтегазоносности разреза
Плотностная модель строилась вдоль восточной части регионального сейсмопрофиля XIII, в Приенисейской части ХМАО. Геотраверс пересекает ряд структурных элементов I и II порядков центральной части Западно-Сибирской плиты (рис. 1). Структуры приурочены к трем геоблокам [3]: Урен-гойско-Варьеганскому, Колтогорско-Александров-скому, Приенисейскому.
Рассматриваемая территория расположена в зоне сопряжения двух крупнейших структур: Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты. До-кембрийские и палеозойские структуры Сибирской платформы по субпараллельным разломам северо-западного простирания погружаются под мезозойско-кайнозойский чехол Западно-Сибирской плиты.
Изучаемый разрез начинается с Кулынгольской мегаседловины. В осадочном чехле выделяются крупные линейные мегазоны, разделенные между собой седловинами. Структуры носят унаследованный характер и имеют высокую степень корреляции со структурно-формационными зонами фун-
Рис. 1. Обзорная схема территории исследований (на основе тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты [3]): 1) границы тектонических элементов I порядка; 2) границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 3) месторождение УВ и его номер: 367 - Западно-Варьеганское, 409 - Северо-Варьеганское, 427 -Тагринское, 419 - Северо-Хохряковское, 345 - Верхнеколикъеганское; 4) линия моделируемого геотраверса. Вещественный состав пород фундамента: 5) глинистые сланцы; 6) долериты; 7) габброиды; 8) известняки; 9) терригенный комплекс. Возраст отложений: 10) венд-ранний палеозой; 11) силур; 12) поздний палеозой; 13) девон; 14) девон-карбон; 15) карбон; 16) пермо-триасовый промежуточный структурный этаж
дамента [4]. По отражающему горизонту В (кровля юрских отложений) территория представляет собой систему мегапрогибов: Касский, Ларьеган-ский, Толькинский, Ампутинский, Пякупурский. Они разделены между собой рядом вытянутых ме-гавалов: Верхнекаралькинский, Бахиловский, Та-гринский, Варьеганский.
Отложения фундамента на участке Пякупурский мегапрогиб - Тагринский мегавал представлены базальтами, черными сланцами и кремнистыми известняками нижнего карбона. По этим породам развита кора выветривания, дезинтегри-
рованные отложения которой формируют ловушки для УВ, получившие название нефтегазоносного горизонта зоны контакта (НГГЗК) [5]. На участке Толькинский мегапрогиб - Бахиловский мегавал возраст фундамента определяется как венд-ранне-палеозойский и сложен кремнисто-глинистыми породами, мраморизованными известняками, эф-фузивами кислого и среднего состава, сланцами. На участке Ларьеганский прогиб - Кулынгольская мегаседловина вскрыты пестроцветные и черные глинистые сланцы и известняки девона и нижнего карбона [6]. Отложения триаса представлены по-
кровными эффузивами или терригенными отложениями туринской серии.
В основании чехла залегают прибрежно-континентальные нижнеюрские отложения (котухтин-ская и худосеевская свиты, ^р-1:). Нижняя часть разреза сложена кварцевыми гравелитами, грубозернистыми песчаниками и перекрыта битуминозной глинистой тогурской пачкой. Верхняя кварце-во-гравелитовая толща переходит в битуминозные глины радомской пачки. Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) объединяет продуктивные пласты Ю10-11.
Среднеюрские континентальные отложения (тюменская свита, 12а-Ь-Ы) подразделяются на три подсвиты. Среднеюрский НГК объединяет пласты Ю2-9. Максимально распространены пласты Ю2-3.
В верхнеюрских отложениях с запада на восток васюганский тип разреза переходит в наунакский, где георгиевская свита выделяется с условностью, а баженовская обладает пониженной битуминозно-стью. В восточной части, в сигово-марьяновском разрезе, наунакская свита увеличивается за счет появления песчаных пропластков (группа Ю1).
Таблица. Сводная характеристика нефтегазоносных районов
В марьяновской свите (возрастной аналог георгиевской), присутствует серия клиноформов группы СГ Верхнеюрский НГК объединяет разнофациаль-ные толщи келловей-кимериджского возраста с пластами Ю11-4 и СГ1-2.
В меловых отложениях к востоку идет сокращение мощностей и существенная глинизация. В подошве куломзинской свиты (К1Ь) выделяются линзы песчано-алевритовых пород (группа Ач). В тарской, вартовской (К1у-Ьг) и покурской (К1а-а1-К2с) свитах клиноформы переходят в субгоризонталь-но-слоистые шельфовые отложения (пласты групп БВ, АВ, ПК). Флюидоупором для этих залежей являются глинистые отложения кузнецовской свиты (К21:). Песчаные разности ипатовской свиты (К2сп-б) образуют пласты-коллекторы группы ИП.
В таблице приводится сводная характеристика нефтегазоносных районов (НГР).
Геоплотностная модель разреза
В результате геоплотностного моделирования был построен разрез [7], гравитационный эффект которого оптимально соответствует наблюденному
НГР Тектоническая приуроченность Месторождения УВ и их номер на разрезе НГК Фазовое состояние залежей Пласты
Вартовский Пякупурский мегапрогиб Западно-Варьеган-ское, 367 Среднеюрский Нефть Ю22
Верхнеюрский Газ, нефть Ю,1-2
Ачимовский Нефть Ач0-4
Меловой Нефть БВ10
Варьеганский Варьеганский мегавал Северо-Варьеганское, 409 Палеозой (кора выветривания) Газ, конденсат НГГЗК
Нижнеюрский Нефть, конденсат, газ ЮВ10-11
Среднеюрский Нефть Ю3, Ю2
Верхнеюрский Нефть Ю11, Ю12
Меловой Нефть бв8
Тагринский мегавал Тагринское, 427 Верхнеюрский Нефть Ю11
Меловой Нефть БВ10-12
Меловой Газ, конденсат, нефть со Б со Б
Меловой Газ, конденсат БВ 3-4
Александров- ский Хохряковская мегаседловина Северо-Хохряковское, 419 Верхнеюрский Нефть Ю11-3
Среднеюрский Нефть Ю2
Бахиловский Бахиловский мегавал Верхне-Коликъеган-ское, 345 Нижнеюрский Нефть ЮВю
Среднеюрский Нефть ЮВ2-9
Верхнеюрский Нефть ювг3
Меловой Газ Ач, БВ
Меловой Газ с нефтяной оторочкой АВ
Меловой Нефть с газовой шапкой ПК
Меловой Газ ИП1-2
Сабунский перспектив- ный Ларьеганский мегапрогиб - Нижнеюрский Среднеюрский Верхнеюрский Неоком - -
Каралькин-ский перспективный Верхнекаралькинский мегавал; Касский мегапрогиб; Кулынгольская мегаседловина - Р21-2 - -
¡Пякупурский мегапрогиб
Варьеганский Ампутинск.
мегавал мегапрогиб Тэгрии^кии ; . мегавал
Хохряковская Топькинский мегаседловина Бахиловский мегапрогиб , „.мегавал____________
Ларьеганский Верхнекаралькинский мегапрогиб_____, мегавал ,________Касский мегапрогиб
Кулын гол ьская мега седловина
Западно-Варьеганское Оеверо-Варьеганское Тагринское . З-ВА-194 эо
Северо-Хохряковское 150
Верхнеколикъеганское
Рис. 2. Геоплотностная модель вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (Приенисейская часть ХМАО): графики аномалий силы тяжести в~1) наблюденного поля; 2) априорного разреза; 3) расчетного разреза; 4) послеюрские отложения; разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений, до 0,05 г/см3; юрские отложения (7); их разуплотнения (8) и уплотнения (9) до 0,05 г/см1; Ю) доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (11, 12) до 0,05, на 0,05...0,10 г/см1, соответственно; уплотнениядоюрских отложений (13, 14) до 0,05, на 0,10...0,15 г/см3, соответственно; 15) блокировка разреза при моделировании; 16) месторождение У В и его название; 17) «реперная» скважина
полю (рис. 2). Разуплотнения и уплотнения выделены по отношению к априорным значениям плотности, принятым в соответствии с литологией отложений в «реперных» скважинах 10 Верхне-Са-бунской (В-СА-10) и 194 Западно-Варьеганской (З-ВА-194). В керне доюрские отложения представлены известняками и сланцами известняков. Априорные значения их плотности задавались 2,50 г/см3 до глубины 4 км и 2,65 г/см3 на глубинах 4...7 км.
В расчетном разрезе разуплотнения кровли доюрских отложений (мощности 0,5...1,0 км) получены на участках: Касский мегапрогиб (восточная часть); Верхнекаралькинский мегавал (западная и центральная части); Бахиловский мегавал (восточная и центральная части); Варьеганский мегавал (западная и центральная части); Пякупурский мегапрогиб (центральная и восточная части). Наиболее интенсивное разуплотнение наблюдается в восточной части Касского мегапрогиба и центральной части Бахиловского вала.
Характерную структуру (до глубины 6...7 км) имеют 4 крупные обособленные зоны разуплотнения: в восточной части Касского мегапрогиба; в западной и центральной части Верхнекаралькинско-го мегавала; в восточной части Ларьеганского мегапрогиба и на Бахиловском мегавале; в центральной и восточной частях Пякупурского мегапрогиба и на Варьеганском мегавале. Наиболее интенсивное разуплотнение наблюдается в центральном блоке Касского мегапрогиба, в восточной части Бахилов-ского мегавала, на Варьеганском мегавале.
Юрские отложения разуплотнены в центральной и западной части Варьеганского мегавала и на восточном склоне Бахиловского мегавала.
Послеюрские отложения разуплотнены на участках: Варьеганский мегавал; локально - западный склон Тагринского мегавала; центральная и восточная части Бахиловского мегавала - западный борт Ларьеганского мегапрогиба; восточная часть Касского мегапрогиба - западная часть Ку-лынгольской мегаседловины.
Уплотнения разреза сосредоточены «сквозной» зоной в пределах Толькинского мегапрогиба.
Нефтегеологическая интерпретация
геоплотностного разреза
При интерпретации плотностной модели преследовалось решение следующих задач: 1) провести сопоставительный анализ плотностной структуры отложений и известных зон нефтегазонакопления; 2) дать прогноз зон нефтегазонакопления. Ниже приводятся результаты интерпретации (рис. 3-5).
Над разуплотненной зоной доюрских отложений в Пякупурском мегапрогибе расположено крупное нефтегазовое Западно-Варьеганское месторождение (рис. 3). Источниками образования УВ в среднем и верхнеюрском НГК, вероятнее всего, являются нижнеюрские тогурская (1^) и радом-ская (М) пачки, а отложения георгиевской (§г) сви-
ты служат покрышкой для этих комплексов. Генерация нефти для залежей мелового НГК происходит, вероятно, в баженовской свите (Ъ§) и ачимов-ской пачке (ач), а разуплотненные триасовые эффу-зивы кислого состава, органогенные известняки нижнего палеозоя могут служить резервуарами для УВ, генерируемых здесь глинистыми прослоями.
Рис. 3. Схема нефтегеологической интерпретации геоплот-ностной модели на участке Пякупурский мегапрогиб: залежи с указанием индекса пласта - 1) нефти; 2) газа с нефтяной оторочкой; 3) материнские отложения; 4) региональный флюидоупор; 5) послеюрские отложения; 6) юрские отложения; 7) доюрские отложения, их разуплотнения (8) до 0,05 г/см3; 9) прогнозируемые зоны нефтегазонакопления в доюрском комплексе и их литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала
Крупное Северо-Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся над «сквозной» зоной разуплотнения, приурочено к Варъеганскому мегавалу (рис. 4). Формирование залежей разного фазового состояния в юрских нефтегазоносных комлексах происходило, вероятно, за счет нефтематеринских тогурской и радом-ской пачек и баженовской свиты, а разуплотнения
Рис. 4. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участке Варьеганский мегавал - Хохряковская мегаседловина: залежи с указанием индекса пласта - 1) газоконденсатнонефтяная; 2) газоконденсатная; разуплотнения (3) и уплотнения (4) послеюрских отложений до 0,05 г/см3; разуплотнения (5) и уплотнения (6) юрских отложений до 0,05 г/см3; разуплотнения (7) на 0,05...0,10 г/см3и уплотнения (8, 9) до 0,05, на 0,10...0,15 г/см3доюрских отложений, соответственно. Остальные условные обозначения здесь и далее те же, что на рис. 3
Бахиловскии Ларьеганский Верхнекаралькинский мегаседловина
Рис. 5. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участке Бахиловский мегавал - Кулынгольская мегаседловина: залежи с указанием индекса пласта - 1) нефтяная с газовой шапкой; 2) газовая; 3) перспективные комплексы плитного чехла
в структуре юрских и меловых отложений способствуют миграции нефти и формированию в них залежей. Генерация газоконденсата для залежи в зоне дезинтегрированной коры выветривания могла происходить как в нижнеюрской материнской толще, так и в терригенно-карбонатных отложениях палеозоя, преобразование нефтематеринских пород в которых соответствует уровню зрелости органического вещества конца мезокатагенеза -началу апокатагенеза (МК32-АК1) [8]. В разуплотненных отложениях палеозоя на глубине свыше 3,5 км следует также ожидать скопления сухого и конден-сатного газа.
Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к центральной части Тагринско-го мегавала (рис. 4). Для продуктивного неоком-ского клиноформного комплекса материнскими являются, по-видимому, баженовская свита и ачи-мовская пачка. Для газовых залежей в отложениях мелового комплекса материнским источником является ачимовская пачка, для нефти - перетоки в разуплотнения меловых пород баженовских нефтей. Очаги генерации нефти тогурской и радом-ской пачек, вероятно, «перекрыты» аргиллитами георгиевской свиты и «работают» только для пласта Ю11.
Северо-Хохряковское месторождение (рис. 4) нефти с залежами в верхне- и среднеюрском НГК сформировалось в зоне дополнительного источника тепла, создаваемого крупным магматическим образованием, вероятно, базальтового состава, расположенным в Толькинском мегапрогибе. Основным источником углеводородов здесь, вероятно, является баженовская свита.
Над «сквозной» зоной разуплотнения к восточному склону Бахиловского мегавала приурочено крупное Верхнеколикъеганское месторождение с залежами УВ различного фазового состояния (рис. 5). Залежи открыты в пластах от нижнеюрского до верхнемелового НГК. Источником УВ юрских НГК являются, вероятно, материнские то-гурская и радомская пачки, для мелового НГК -баженовская свита и ачимовская пачка. Возможна генерация нефти, газоконденсата и газа и доюр-скими отложениями - кремнисто-глинистыми породами нижнего палеозоя-венда. Зоны разуплотнения фундамента могут служить резервуарами, представленными трещиноватыми кремнисто-глинистыми породами, мраморизованными известняками, эффузивами кислого и среднего состава.
Перспективной зоной, в отношении нефтегазо-носности, можно считать разуплотненные доюр-ские образования Верхнекаралькинского мегавала. Здесь генерация УВ может осуществляться как тогурской и радомской пачками, так и глинистыми пропластками в терригенно-карбонатных породах девона и карбона. Зоной аккумуляции для залежей нефти и газа могут служить трещиноватые магматические породы триаса.
На участке Ясский мегапрогиб - Kулынголь-ская мегаседловина нефтепроизводящими, вероятно, являются битуминозные радомская и тогурская пачки. Доюрские образования, возможно, представлены слабометаморфизованными терригенными и карбонатными осадками среднего палеозоя. Можно предположить, что УВ генерируются и в них. Разуплотненные в восточной части Касского мегапрогиба кислые эффузивы триаса представляются перспективными зонами аккумуляции нефти и газа. В результате вертикальной миграции УВ из юрских и доюрских зон генерации в разуплотненные меловые отложения на участке сочленения Касского мегапрогиба и Кулынгольской мегаседловины могут быть образованы залежи в меловых отложениях.
Заключение
1. Выполненное сопоставление месторождений, распространения нефтегазоносных комплексов с плотностной структурой фундамента и плитного чехла показало их согласованность. Над разуплотненной зоной доюрских отложений в Пякупурском прогибе расположено крупное нефтегазовое Западно-Варьеганское месторождение. K «сквозной» зоне разуплотнения Варье-ганского мегавала приурочено крупное Северо-Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение. Залежи углеводородов Тагринского нефтегазоконденсатного месторождения тяготеют к разуплотненному меловому комплексу. K «сквозной» зоне разуплотнения восточного склона Бахиловского мегавала приурочено Верхнеколикъеганское месторождение углеводородов с залежами разного фазового состояния. Формирование залежей нефти Северо-Хохряковского месторождения можно объяснить наличием дополнительного источника тепла, создаваемого крупным магматическим образованием, вероятно базальтового состава, расположенным в непосредственной близости, в Толькинском мегапрогибе.
2. В пределах Приенисейской части Ханты-Мансийского автономного округа выполнен прогноз зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле. ^упная зона нефтегазо-накопления с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами прогнозируется в доюр-ском разрезе Бахиловского мегавала. ^улная зона нефтегазонакопления с залежами сухого и конденсатного газа прогнозируется в доюрском разрезе Пякупурского мегапрогиба и Варьеган-ского мегавала. Зоны нефтегазонакопления с залежами неясного фазового состава прогнозируются в доюрском разрезе на сочленении Ясского мегапрогиба и Kулынгольской мегаседловины и на Верхнекаралькинском мегавале. Резервуары нефти прогнозируются в неокомском комплексе в зоне сочленения Ясского мегапрогиба и Kулынгольской мегаседловины.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ^стырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. - 183 с.
2. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонако-пления по результатам геоплотностного и палеотемпературно-го моделирования // Геофизический журнал. - 2002. - Т. 24. -№ 2. - С. 60-70.
3. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Ред. Э.А. Ахпателов, В.А. Волков,
В.Н. Гончарова и др. - Екатеринбург: Изд-во «ИздатНаукаСер-вис», 2004. - 148 с.
4. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (новая серия). Лист Р-44,45. - Верхнеим-батск. Объяснительная записка / Отв. ред. В.С. Сурков, А.Е. Бабушкин. - СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 1998. - 171 с.
5. Шутько С.Ю., ^рьянова Н.И. Новые данные о приконтакт-ной зоне платформенного чехла и палеозойских образований Северо-Варьеганского и Варьеганского месторождений // Геология нефти и газа. - 1989. - № 11. - С. 14-16.
6. Елисеев В.Г., Тепляков Е.А. Новые данные о геологическом строении восточной части Ханты-Мансийского округа -ЮГРЫ. Т. 1 // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Ред. В.И. Карасев, Э.А. Ахпателов, В.А. Волков. -Ханты-Мансийск: Изд-во «ИздатНаукаСервис», 2006. -
С. 92-98.
7. Исаев В.И. Плотностная модель доюрских отложений вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Западно-Сибирской плиты) // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ / под ред. Р.Х. Муслимова и А.И. Ларочкиной. - Казань: Изд-во Казанского гос. ун-та, 2006. - С. 106-108.
8. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. -2004. - Т. 45. - № 7. - С. 833-842.
Поступила 23.03.2010 г.
УДК 552.578.2.4
ВЛИЯНИЕ КАТАГЕНЕТИЧЕСКИХ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА Ю/ ХВОЙНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Е.Н. Осипова, А.В. Ежова
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Приводится состав породообразующей части и цементирующего материала в коллекторах пласта Ю1 Хвойного нефтяного месторождения (Томская область). Установлена зависимость коллекторских свойств пород от вторичных преобразований, среди которых отмечаются трещинообразование, растворение, интенсивная слюдизация, пелитизация полевых шпатов и регенерация кварца.
Ключевые слова:
Нефтяное месторождение, коллектор, песчаник, кварц, полевые шпаты, цемент Key words:
Petroleum deposit, reservoir, sandstone, quartz, feldspar, cement
Каждый бассейн породообразования представляет собой сложно построенную флюидно-породную систему. Это воды, погребённые в осадках, воды эли-зионные, т. е. выделившиеся при напряжённых термобарических условиях из кристаллических решёток различных минералов, жидкие и газообразные углеводороды, генерируемые органическими веществами (ОВ), многие газы, генерируемые тем же ОВ, а также СО2, возникающий в результате гидролиза карбонатов. Сюда же могут поступать снизу ювенильные флюиды по разломам из фундамента. Породы постоянно претерпевают изменения своих вещественных составов, структур и текстур. Проблемы преобразования осадочных пород решались многими отечественными и зарубежными учёными, такими как А.В. Копелиович, Н.Б. Вассоевич, Н.М. Страхов, Л.В. Пустовалов, Б.А. Лебедев, У.Х. Твенхофелл и др. с начала XX столетия до сегодняшнего дня, совершенствуясь, при получении новой информации.
Каждое месторождение имеет свои особенности, каждый объект (пласт) индивидуален. Как повлияли катагенетические преобразования пород Хвойного месторождения на коллекторские свойства пласта Ю11, исследовали авторы данной статьи.
Хвойное нефтяное месторождение расположено на восточном склоне Нижневартовского свода Томской области (рис. 1). Нефтенасыщенным является пласт Ю11, приуроченный к верхней части васюганской свиты келловей-оксфордского возраста. Изучение пород этого пласта проводилось для оценки коллекторских свойств путём детального петрографического анализа керна в шлифах (с помощью поляризационного микроскопа) из скважин 3, 6 и 8. В задачу исследований входило определение вещественного и количественного состава породообразующей части и цементирующего материала песчаников, гранулометрического состава и укладки зёрен.
