Определение свойств и области распространения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) является важнейшим этапом при бассейновом анализе и оценке ресурсного потенциала нефтегазоносного бассейна. На основе анализа обширной базы геолого-геохимической информации, накопленной на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГу имени М.В. Ломоносова, и комплексирования разномасштабной информации (точечные замеры по керну и региональные палеогеографические карты) оценен генерационный потенциал, восстановалена область распространения и степень катагенетической преобразованности девяти основных нефтегазоматеринских толщ Баренцево-Карского шельфа. Нефтегазоматеринские толщи распространены регионально на Баренцевоморском и Карском шельфе, и их свойства меняются по латерали в зависимости от палеогеографических условий. В периоды максимальных трансгрессий – в позднем девоне, ранней перми, среднем триасе, поздней юре – накапливались толщи, обогащенные сапропелевым органическим веществом (ОВ) и обладающие превосходным генерационным потенциалом. однако и в регрессивные эпохи на фоне периодических трансгрессий накапливались толщи, обогащенные смешаным и гумусовым органическим веществом – нижнекаменноугольная, верхнепермская, нижнетриасовые индская и оленекская, верхнетриасовая НГМТ.
Верхнедевонская глинисто-кремнисто-карбонатная НГМТ содержит до 20,6% (в среднем на толщу – 3%) сапропелевого ОВ, обладает превосходным генерационным потенциалом и прогнозируется в Восточно-Баренцевском мегапрогибе. Верхнедевонская НГМТ вошла в главные зоны газообразования (ГЗГ) и нефтеобразования (ГЗН) на склонах впадин, в то время как во впадинах достигла апокатагенеза. Нижнепермская глинисто-карбонатная НГМТ обогащена смешаным и сапропелевым ОВ (до 4%, в среднем – 1,4%), обладает хорошим и превосходным генерационным потенциалом и развита как на Баренцевоморском шельфе, так и в северо-Карской синеклизе (ахматовская свита). Нижнепермская НГМТ на Баренцевоморском шельфе преимущественно вошла в ГЗГ, а в бортовых частях и на поднятиях – в ГЗН. В северо-Карской синеклизе прогнозируется зрелость на уровне протокатагенеза. среднетриасовая глинистая НГМТ содержит до 11,2% ОВ (в среднем 1,2–1,6%), для нее характерна значительная латеральная изменчивость свойств и типа ОВ – от превосходного генерационного потенциала и сапропелевого ОВ в западной части шельфа до удовлетворительного потенциала и гумусового ОВ в восточной части. среднетриасовая НГМТ на Баренцевоморском шельфе вошла в ГЗН, за исключением депоцентров впадин, где она вошла в ГЗГ. Верхнеюрская глинисто-кремнистая НГМТ содержит до 27,9% ОВ (в среднем – 7,3% в российском секторе шельфа) сапропелевого, в меньшей степени, смешанного типа и характеризуется превосходным генерационным потенциалом. Верхнеюрская НГМТ на большей части Баренцево-Карского шельфа незрелая, вошла в ГЗН в Южно-Карской впадине и в самых прогнутых частях баренцевоморских прогибов.

Шельф Российской Федерации является одним из важнейших полигонов для наращивания углеводородной сырьевой базы. В статье рассмотрены особенности геологического строения шельфов Дальневосточных морей. В охотском море наиболее перспективным остается шельф острова Сахалин, где открыто большое количество месторождений. Шельф Берингова и Японского морей недостаточно изучен, но тем не менее обладает перспективами для поиска скоплений нефти и газа.
Основное внимание уделено особенностям геолого-геофизической изученности и литолого-стратиграфического строения, нефтегазоносности, проведена корреляция основных опорных разрезов охотского моря. уточнено структурно-тектоническое районирование всего Дальневосточного региона с целью выделения зон глубоких прогибов и мощного осадочного чехла для прогноза очагов генерации углеводородов.

В статье рассматриваются элементы органической геохимии в региональном аспекте, целью которого является раздельный количественный прогноз нефте- и газоносности регионов. рассматриваются принципы и результаты балансовых расчётов генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов для различных фациально-генетических типов органического вещества и методы подсчёта масштабов эмиграции углеводородов. В заключение приводится перечень основных закономерностей органической геохимии.

Березовская впадина, расположенная на северо-востоке Предпатомского бассейна, является перспективным объектом на поиски углеводородов, о чем говорят нефтегазопроявления, установленные при бурении, наличие структур и природных резервуаров. однако этот район еще недостаточно изучен в связи с низкой плотностью бурения. Геохимическое изучение органического вещества (ОВ) отложений рифея, венда и нижнего кембрия показало, что основным нефтегазоматеринским комплексом являются терригенно-карбонатные отложения венда. Наиболее высоким исходным и остаточным потенциалом обладают породы сералахской свиты, а также отдельные прослои пород с повышенным содержанием водорослевого ОВ в вендском и нижнекембрийском разрезе. Негативное влияние на генерационный потенциал этих отложений могли оказать окисленность ОВ в седиментогенезе и присутствие донных водорослей, что привело к снижению концентраций ОВ и ухудшению типа керогена. Вероятнее всего, именно эти факторы обусловливают более скромные ресурсы Березовской впадины. Вероятно, заслуживает внимания изучение рифейского комплекса, т.к. в расположенной юго-западнее Байкало-Патомской складчатой зоне в среднем и верхнем рифее встречаются высокобогащенные ОВ нефтематеринские породы, преобразованность которых не превышает градаций катагенеза МК₂ -МК₅ .

Древние докембрийские образования Восточной сибири включают нефтегазоматеринские прослои, однако в большинстве случаев их нельзя отнести к высокоуглеродистым, т.к. фактическое содержание органического углерода в данных толщах невысоко и редко превышает 10%. Данный факт влияет на подход к интерпретации имеющихся геохимических результатов и способ отбора представительных образцов. Целью работы стало определение способов верификации пиролитических данных и оценка качества нефтегазоматеринских прослоев нижнего венда по результатам геохимических исследований. Выявлено, что перед анализом катагенетической преобразованности пород по параметру Tmax и определением типа органического вещества из выборки следует исключить пробы с низким генерационным потенциалом или с наличием вторичных эпигенетичных битумоидов, присутствие в разрезе которых подтверждено, и свидетельствует о наличии активной миграции уВ-флюидов в пределах бассейна. После проведения верификации данных произведена оценка нефтегазоматеринских свойств, согласно которой нефтегазоматеринские прослои нижневендского комплекса имеют удовлетворительный и высокий генерационный потенциал с преимущественно вторым типом органического вещества и низкой зрелостью в большей части территории бассейна. Зоны нефтяного и газового окон расположены в пределах крупных впадин и прогибов. отмечается локальный прогрев в областях активного развития разломов, за счет внедрения интрузий и действия гидротерм.

В статье рассматриваются палеоврезы в турнейских известняках Волго-уральского бассейна, выполненные аллювиально-делювиальными отложениями визейского возраста и содержащие прослои углей. Процессы, протекающие в этих отложениях (катагенное сокращение мощности угольных пластов и углистых аргиллитов, агрессивное воздействие продуктов дефлюидизации угольного органического вещества на вмещающие породы и др.), усиливают флюидодинамическую неоднородность внутриврезовых отложений и способствуют эмиграции углеводородов (УВ). К основным нефтегазогенерирующим толщам в каменноугольном разрезе относятся породы турнейского яруса и бобриковского горизонта визейского яруса. Палеоврезы, наряду с площадным распространением визейских углей, могут рассматриваться как очаги флюидогенерации, в том числе жидких и газовых УВ.

Проведен сбор и систематизация информации (фондовые данные, диссертации, научные публикации и др.) о рифейских и вендских отложениях северной части Камско-Бельского авлакогена. По скважинным данным (стратиграфическим разбивкам скважин) и региональным геологическим и сейсмическим профилям проанализированы и уточнены границы распространения отложений рифейского и вендского комплексов этой части Волго-уральского региона и построены карты их тектонического строения. обобщены данные о стратиграфии осадочных толщ верхнепротерозойского комплекса.
Выделены и описаны основные элементы рифей-вендской углеводородной системы. Выделены предполагаемые коллекторские интервалы в протерозойском комплексе, оценены фильтрационно-емкостные свойства пород. На базе геохимической информации (С_орг; Б_ХЛ; Б_СПБ; Б_ПЭ; н.о.; коэффициент β=(Б_ХЛ/С_орг)•100; коэффициент нейтральности (К_н )= Б_ХЛ/Б_СПБ; пиролиза (S₁ , S₂ , PI, HI, OI, TOC)), газовой хроматографии проведен анализ основных нефтематеринских толщ рифей-вендского комплекса.

В статье рассматривается литология и геохимия органического вещества отложений верхнего девона-нижнего карбона (карбонатный девон) восточной части Южно-Татарского свода. Породы этого возраста обладают высоким генерационным потенциалом, обусловленным повышенными концентрациями органического вещества (ОВ) и его фитогенным и зоофитогенным составом. они относятся к нетрадиционным источникам углеводородов. Генерационный потенциал зависит от фациальной обстановки и преобразованности ОВ – наиболее высоким потенциалом обладают карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные ритмиты доманикового горизонта.

Исследования перспектив нетрадиционных источников углеводородов являются одним из основных современных направлений. На территории Предкавказья к высокоуглеродистой формации относится хадумская свита, которая рассматривается в качестве нетрадиционного источника, и в которой выявлены газовые, газоконденсатные и нефтяные месторождения. строение, перспективы и закономерности распределения месторождений в олигоцен-раннемиоценовых отложениях являются одними из наиболее актуальных вопросов геологии.
Рассмотрены основные этапы формирования позднеэоценовых и раннеолигоценовых отложений и палеогеографическая зональность хадумского горизонта майкопской серии в пределах Предкавказья. На основании комплексного анализа результатов сейсмических и литолого-палеогеографических исследований выделены перспективные зоны для поисков новых скоплений углеводородов в хадумском горизонте.

В пределах восточной части впадины Фукан основные продуктивные горизонты приурочены к пермскому и юрскому нефтегазоносным комплексам (НГК), в которых выделяются среднепермские (вордский-кептенский ярусы) и нижне-среднеюрские (геттангский-батский ярусы) нефтегазоматеринские породы (НГМП). В статье рассматриваются нефтегазоматеринские свойства среднепермских и нижне-среднеюрских пород, молекулярный состав битумоидов НГМП и нефтей, а также интерпретируются особенности состава биомаркеров в них с позиций осадочно-миграционной теории генерации нефти. объяснены причины различия свойств и состава нефтей разных НГК. Показано, что состав углеводородных флюидов залежей определяется не только геолого-геохимическими условиями седиментации нефтегазоматеринских отложений, но также связан с процессами миграции и последующими вторичными изменениями в скоплении. По составу и свойствам выделены три группы нефтей: пермские и юрские тяжелые нефти с легким изотопным составом углерода и наличием β-каротана и гаммацерана, они подверглись биодеградации разной степени, что зависело от геологических условий существования залежей; пермские средние по плотности (0,84 и 0,87 г/см³ ) нефти, состав биомаркеров которых очень близок к аналогичному составу первой группы и юрские легкие нефти с высоким содержанием твердых парафинов и более тяжелым изотопным составом углерода, почти не содержат β-каротана и концентрации гаммацерана низкие.

Баженовская высокоуглеродистая формация (БВУФ) представляет собой нетрадиционный высокоуглеродистый резервуар, границы которого в разрезе и на площади выделяются по величине концентрации аквагенного органического вещества в породах. Приведено строение обобщенного разреза БВУФ в зоне развития баженовской и тутлеимской свит, в котором выделены шесть коррелируемых пачек, стратиграфический объем которых сопоставим в разных частях бассейна. Для каждой пачки дана литолого-стратиграфическая характеристика, минерально-компонентный состав и латеральная изменчивость. описаны индикаторы условий формирования, позволяющие уточнить геологическую историю бассейна: мощность и выдержанность пачек, фосфориты, туфовые и костеносные горизонты, альгинитовые прослои, радиоляритовые слои, спикуловые известняки и известняки с текстурой «con-in-con», интенсивно пиритизированные породы. описаны особенности строения и латеральной выдержанности пластов радиоляритов исходя из модели их формирования в зоне действия течения. сформированы и описаны два типа моделей седиментации: островного типа и внутрибассейновых поднятий в различных гидродинамических обстановках относительно течения. Полученные результаты позволяют анализировать литологическое строение БВУФ в разных частях бассейна и прогнозировать выдержанность и свойства основных литологических пластов, в том числе тех, с которыми часто связана промышленная нефтеносность БВУФ.

В работе представлены результаты комплексных исследований керна тутлеймской свиты 16 скважин, пробуренных на площади 900 км2 в районе Каменной вершины Красноленинского свода. Площадь характеризуется изменчивостью структурного плана, сохранившегося со времени накопления отложений свиты и повлиявшего на строения её разрезов. При описании разных типов разреза используются регионально прослеживаемые литологические пачки, которые четко фиксируются по керну и на диаграммах каротажа. В статье приведены результаты корреляции разрезов, показывающие изменчивость тутлеймской свиты по площади, выделены типовые разрезы для погруженной, склоновой и сводовой части исследуемого участка. установлено, что в разрезе могут присутствовать два разных по типу коллекторских интервала: радиоляритовый и кремнисто-фосфатный со значениями средней пористости 7% и 15%, соответственно. слои радиоляритов формируют основной потенциально-продуктивный интервал, выявлены во всех типах разреза на одном или двух стратиграфических уровнях: в разрезах сводового типа только в третьей пачке, в склоновых и погруженных разрезах – в первой, второй и третьей пачках. Кремнисто-фосфатный пласт в пятой пачке тутлеймской свиты является характерной чертой только разрезов сводового типа. Полученные результаты исследований позволяют с большой точностью прогнозировать распространение потенциально-продуктивных интервалов тутлеймской свиты и её стратиграфических аналогов на разных площадях.

В работе на основании анализа большого объема традиционных исследований: измерения коэффициентов пористости, проницаемости, пиролитических измерений, совместно со специальными замерами: изотопного состава карбонатных пород, температуры гомогенизации газово-жидких включений, исследований состава пород под растровым электронным микроскопом совместно с описанием петрографических шлифов, авторами предложена модель деятельности гидротермально-метасоматических систем, приуроченных к тем или иным структурным элементам. Модель позволяет обобщить выявленные результаты воздействия гидротермальнометасоматических систем на фильтрационно-ёмкостные свойства пород баженовско-абалакского комплекса: конструктивной в плане процессов выщелачивания и повышения коллекторских свойств и деструктивной в плане массового минералообразования, закупоривающего поровое пространство, вплоть до образования вторичных флюидоупоров.

В настоящее время широко используется термин «органическая петрология» для микроскопического изучения органического вещества (ОВ) пород.
В мире имеется большое количество статей по органическим мацералам на примере регионов, где добывается сланцевая нефть и газ. Неслучайно появился новый термин «органическая петрология» вместо «углепетрографии», так как были описаны и названы новые мацералы, встречающиеся в рассеянном ОВ. Так, наряду с альгинитами (ранее единственным термином, описывающим нефтематеринское ОВ сапропелевого типа) появился битуминит и битум. Битуминит неоднороден, поэтому выделяют его разновидности, такие как «постгенерационный битуминит» и «атипичный битуминит». одним из типичных компонентов баженовской свиты наряду с вышеописанными являются остатки мягких тел радиолярий. Все эти органические мацералы имеют близкий показатель отражения, однако небольшие отличия все-таки присутствуют.
Многолетние исследования ОВ пород Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна позволили выявить признаки нефтеобразования, которые легко устанавливаются при стандартных микроскопических исследованиях.
К таким признакам относятся: изменение цвета мацералов, различное свечение нефтематеринских компонентов (все из группы липтинита), появление битумных оторочек, появление постгенерационного битуминита, возникновение вторичной пористости.

В работе приведены результаты изучения углеводородных соединений из открытых и запечатанных смолисто-асфальтеновыми соединениями пор пород тутлеймской свиты (стратиграфический аналог баженовской свиты) и нижележащих юрских отложений на территории Каменной вершины Красноленинского свода. Целью работы было не только изучить возможную миграцию углеводородов по разрезу и площади, но и оценить изменчивость состава битумоидов пород относительно структурного плана изучаемого участка по разрезу, а также нетрадиционных коллекторах. Показано, что разные обстановки осадконакопления, связанные со структурным планом площади, и дополнительный прогрев пород приводят к изменениям состава углеводородов не только в открытых, но и в запечатанных порах, как по площади распространения тутлеймской свиты, так и в отдельных интервалах одной скважины. установлено, что в отложениях может накапливаться органическое вещество, которое может несколько отличаться по природе в пределах толщи, что приводит к различиям в протекании процессов генерации, аккумуляции и миграции углеводородных соединений. Показано, что на состав битумоидов в породах тутлеймской свиты также влияют процессы миграции углеводородов из нижележащих отложений.

Целью работы является прогноз фильтрационной способности коллекторов по данным керна и ГИС на стадии петрофизического исследования пород до начала активной разработки объекта.
Все результаты получены по данным порометрических характеристик пород на примере викуловских отложений Красноленинского свода. На образцах керна установлены закономерности изменения размеров пор и их вклад в суммарную фильтрацию в зависимости от литофизического типа породы. Предложена классификация пород по радиусам пор, разработана методика оценки фильтрационной способности коллекторов по данным ГИC с расчетом долевого участия каждого прослоя в планируемом интервале перфорации.

По-видимому, наиболее признанной в настоящее время в геологическом мире методологией прогноза строения осадочных толщ является концептуальная база стратиграфии секвенций (Sequence stratigraphy), в основе которой лежит комплексный анализ сейсмической, стратиграфической и седиментационной информации об осадочных образованиях, структура и фациальное наполнение которых регулируются изменениями относительного уровня моря. В этом отношении нижний мел Западно-Сибирского региона представляет собой уникальный объект, характеризующий весь спектр обстановок обломочной седиментации – от относительно глубоководных до континентальных, чутко реагирующих на смену условий их существования. Возможность использования результатов секвенс-стратигафического анализа для решения прагматических задач нефтяной геологии базируется на реконструкции процессов седиментогенеза прошлого, а понимание этих процессов – ключ к построению генерализованной осадочной модели, позволяющей разрабатывать модели, применимые к уникальным локальным объектам, встречающимся в нижнемеловом разрезе.

Развитие компьютерных технологий позволяет не только оптимизировать процесс геологического изучения нашей планеты, но и создавать принципиально новые подходы в работе с большими массивами геологических данных. Это привело к переходу формализации геологических знаний и информации от описательной формы к технологической, т.е. направленной на индустриальное применение унифицированных подходов. В статье дается объяснение понятию «технология» применительно к наукам о Земле («G&G-технология» – Geology & Geophysics Technology). Приведен пример прямого и реверсного алгоритма изучения месторождений углеводородов.
Cтадийность создания новых G&G-технологий и изменение уровня информационной насыщенности на каждом этапе этого процесса выдвигают определенные требования при подборе геологических объектов для тестирования и верификации полученного результата. рассмотрен практический пример набора критериев для верификации технологии по картированию зон трещиноватости, и описана важность баланса теоретических, методологических и практических элементов изучения и моделирования месторождений полезных ископаемых.

В нашем обзоре мы рассматриваем российский и, в основном, зарубежный опыт технологии «цифрового керна», а именно – возможности создания цифровой модели внутреннего строения керна и моделирования в такой модели многофазных потоков в масштабе пор. Помимо детального анализа методик наша работа дает ответ на ключевой для индустрии вопрос: если технология «цифрового керна» действительно позволяет эффективно решать задачи нефтегазового промысла, то почему она до сих пор этого не делает несмотря на обилие научных работ в этой области? В том числе, приведенный в обзоре анализ позволяет прояснить в целом скептическое отношение к технологии, а также ошибки R&D работ, которые привели к такому мнению внутри нефтегазовых компаний. В заключении мы даем краткую оценку развития технологии в ближайшем будущем.

В статье рассмотрены принципиальные возможности использования результатов геохимических и гидрогео-химических исследований органического вещества, нефтей и вод в нефтегазовой геологии, в том числе и для объектов, находящихся на стадии разработки. Показано, что геохимические исследования нефтей и вод позволяют делать более корректные выводы о наличии или отсутствии флюидодинамической связанности разных эксплуатационных объектов. Исследования органического вещества и нефтей позволяют (посредством бассейнового моделирования) оценить вклад в формирование нефтеносности разных нефтематеринских толщ. Выполнение в комплексе работ гидрогеохимических исследований попутных вод и вод, используемых в системе поддержания пластового давления, не только активно дополняют собой знание о наличии или отсутствии флюидодинамических связей между пластами и эксплуатационными объектами, но и делают возможным оценку индексов насыщения, которые позволяют нам выявить потенциально возможные минеральные фазы при солеотложении, а значит, и позволят предотвратить возможность нежелательного отложения солей. Приведенные выводы базируются на результатах комплексных геолого-геохимических исследований, выполненных авторами для одного из месторождений Красноленинсого свода Западной сибири, находящегося на стадии разработки, а также на предыдущем опыте авторов.