Природные резервуары нефти и газа с нетрадиционными плотными глинистыми, карбонатными, осадочно-вулканогенными и кристаллическими породами-коллекторами известны во многих нефтегазоносных бассейнах мира (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин В.С., 1995; Арешев Е.Г, Гаврилов В.П., Донг Ч.Л. и др., 1997). С увеличением глубины освоения недр доля таких разрабатываемых объектов возрастает. Особое внимание привлекают резервуары с кремнисто-глинистыми коллекторами в изученной части разрезов Западной Сибири, Предкавказья, о-ва Сахалин и других регионов, вмещающих огромные ресурсы УВ-сырья. В частности, по оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15 % ресурсов нефти Западной Сибири [4].

Главным фактором, сдерживающим освоение залежей в плотных породах-коллекторах, представляется резко варьирующая величина промышленной нефтегазоносности. Так, результаты разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей нефти баженовской свиты Салымского месторождения показывают, что только 10,5 % разведочных и 5,4 % эксплуатационных скважин имеют дебиты 100 т/сут и более (Хавкин А.Я., 1992), т.е. исходя из условия рентабельности скважин с начальными дебитами нефти, по крайней мере, более 50 т/сут коэффициент успешности бурения не превышает 0,15. Низкая эффективность геологоразведочных работ, высокий процент низкодебитных и "сухих" эксплуатационных скважин, отсутствие надежных критериев оценки извлекаемых запасов характерны также для других месторождений нафтидов с нетрадиционными коллекторами. На наш взгляд, основная причина таких показателей связана с неоправданным применением методики исследований, разработанной для принципиально иных геолого-гидродинамических моделей резервуаров с коллекторами порового типа зоны гидростатического давления (свободной латеральной миграции флюидов).

В природных резервуарах с плотными породами доминируют трещинный и сложный типы коллекторов и аномальное (высокое, реже низкое) пластовое давление флюидов, характерное для зоны геостатического давления (с ограниченной латеральной миграцией). В этих условиях первостепенное значение приобретает геодинамический фактор – палео- и современное напряженно-деформационное состояние пород. Он обусловливает аномальную трещиноватость и кавернозность (эффект Ребиндера), сомкнутость – раскрытость трещин (фильтрационно-емкостные свойства), морфологию, размеры и другие параметры залежей. Поэтому для обоснования региональных и локальных критериев прогноза залежей в плотных породах, их параметров, запасов УВ-сырья, геолого-технологических схем разработки необходим новый методологический подход к исследованиям с построением последовательного ряда геодинамических моделей: зон нефтегазонакопления, месторождений, залежей.

При оценке запасов нефти и газа на всех этапах геологоразведочных работ особо следует отметить необходимость учета геодинамического фактора. В первую очередь это касается залежей с нетрадиционными коллекторами, для которых обычно используется статистический метод подсчета извлекаемых запасов нефти по данным опытной эксплуатации. Однако в связи с резкой изменчивостью строения, продуктивности, гидродинамических и других параметров полученные результаты нельзя переносить на другие залежи даже в пределах отдельно взятого резервуара. Подсчетные параметры необходимо определять на основе геодинамических моделей, так как они несут информацию о современном напряженном состоянии пород in situ, пластовом давлении, температуре, которую необходимо учитывать в процессе экспериментальных исследований физико-механических, деформационно-коллекторских свойств, изменения коэффициента извлекаемых запасов и т.д. Современная техническая база позволяет получать все необходимые параметры пород для количественной характеристики геодинамических моделей залежей УВ с нетрадиционными коллекторами, включая оценку ресурсов и извлекаемых запасов (Петров А.И., Шеин B.C. 1998).

Во ВНИГНИ накоплен многолетний опыт построения моделей природных резервуаров на основе геодинамического подхода (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995; [5]). Применяемый при этом палеогеодинамический анализ дополняет традиционные представления о строении и эволюции осадочных бассейнов, зон, конкретных объектов, учет современной геодинамики способствует более объективной и полной интерпретации геофизических материалов (особенно сейсмических) и позволяет в свою очередь прогнозировать по комплексу данных напряженно-деформационное состояние пород и гидродинамику резервуаров. Основными методами построения геодинамических моделей объектов различного ранга являются: 1) комплексная интерпретация аэрокосмических, геологических, геофизических, геохимических, геотермических данных, материалов бурения с учетом современного напряженно-деформационного состояния пород и 2) системный анализ особенностей строения, деформационно-коллекторских свойств, продуктивности, гидродинамики на основе геодинамической концепции формирования природных резервуаров.

Главной особенностью природных резервуаров с нетрадиционными коллекторами является наличие аномальной трещиноватости в виде зон различного морфогенетического типа. Концептуальной основой выявления и документирования таких зон как самостоятельных геологических тел (коллекторов) служит их физическая сущность. По морфологическим признакам и физико-механическим, петрофизическим, деформационно-коллекторским свойствам они контрастно отличаются от седиментогенных тел. Полезный сигнал от наложенных неоднородностей усиливается аномальным (различного знака) современным полем напряжений, обычно характерным для них. Все это позволяет выявлять зоны аномальной трещиноватости многими дистанционными и контактными методами исследований.

Геодинамические модели Астраханского, Карачаганакского, Тенгизского месторождений нафтидов с трещинным и сложным типами карбонатных коллекторов, построенные с применением указанной методики, обсуждались ранее (Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995). Рассмотрим основные особенности геодинамической модели природного резервуара с карбонатно-кремнисто-глинистым коллектором на примере баженовской свиты наиболее изученного Салымского месторождения нефти в Западной Сибири.

Седиментационные неоднородности связаны с изменением по разрезу в осадках глинистого, кремнистого, карбонатного, органогенного (углеродистого, до 10-25 %) вещества. В результате наблюдается чередование пачек, пластов, прослоев различных типов силицитов, кремнисто-карбонатных, глинистых, карбонатно-глинистых и кремнисто-глинистых пород с характерными первичными текстурой и структурой [2, 4]. Породы часто обогащены пиритом, фосфатами, сульфидами и другими аутигенными минералами, а также характерными ассоциациями микроэлементов. Послойное описание свиты на Салымском месторождении в связи с интенсивными деформациями пород и низким выходом керна отсутствует и о разрезе можно судить по отдельным образцам, шламу и материалам ГИС. По данным ГК и НГК (СибНИИП и ЗапСибВНИИгеофизика) устойчиво выделяются три цикла (по 8-14 м), каждый из которых состоит из двух пачек (С и Р) и более мелких корреляционных интервалов (от 1 до 5 м). Пачки C₁, C₂, отчасти С₃ более глинистые с высоким содержанием органики. В низах свиты менее выдержана по площади пачка P₄ (от 1 до 5 м), предположительно карбонатная. Общая мощность баженовской свиты в ненарушенном залегании 35-37 м.

Во главу всех ранее предложенных моделей формирования залежей нефти в баженитах, которые, по существу, отличаются друг от друга лишь в деталях, поставлены седиментационные особенности, высокое содержание и метаморфизм ОВ (Нестеров И.И., 1979; Хавкин А.Я., 1992; [1,2,4]). Так, в связи с низкой первичной пористостью пород для объяснения образования дополнительного коллекторского пространства за счет развитой горизонтальной трещиноватости и сланцеватости привлекаются гипотезы гидроразрыва либо авторазрыва. Широкую известность получила линзовидная геолого-гидродинамическая модель залежи (Хавкин А.Я., 1992; [1, 4]). Однако представлениям о первоначальном локальном линзовидном строении баженовской свиты противоречат многие факторы, прежде всего сущность геодинамической обстановки формирования черносланцевой формации с выдержанным развитием на большой территории слоистых дифференциатов с характерными парагенетическими ассоциациями микроэлементов. Особенности баженовского седиментогенеза сами по себе не могут служить причиной резкого изменения продуктивности по латерали на площади Салымского месторождения. Таким образом, слабой стороной известных моделей остается необоснованность критериев локального прогноза промышленных залежей и технологий их эффективной разработки.

Физическая сущность фильтра-прессинга заключается в резком перепаде давления по взаимно перпендикулярным направлениям в момент образования или раскрытия уже существующих трещин (Петров А.И., 1969). При расхождении стенок трещины давление в образовавшемся пространстве близко к вакууму, а по нормали к стенкам возрастает пропорционально деформации, что приводит к эмиграции (выбросу) подвижных фаз в пустотное пространство. Последующее схождение стенок трещин под действием упругих сил приводит к сжатию флюида в трещине и ее дальнейшее развитие может происходить по типу гидроразрыва. При этом в условиях неравномерного объемного сжатия пород в трещинах происходит перераспределение подвижных фаз в соответствии с ориентировкой главных напряжений сжатия. При субвертикальном максимальном напряжении сжатия флюиды мигрируют из субгоризонтальных в субвертикальные трещины (Петров А.И., 1988).

Процесс деформаций фильтра-прессинга множественный и сопровождается различными физическими эффектами, способствующими генерации УВ, разрыву связей на границе раздела сред, частичному перераспределению вещества. Например, вода сульфатного слоя с растворенными УВ, кремнием, кальцием, рудными элементами при эмиграции в трещины переходит в объемную (ньютоновскую) фазу и сбрасывает указанные компоненты с образованием микролинзовидной текстуры. По мере погружения баженовской свиты на глубину 1,8-2,2 км "регулярные" деформации и фильтр-прессинг привели к удалению воды и высокой гидрофобизации глинистых пород.

Наложенные неоднородности являются важными элементами геодинамической модели баженовского резервуара. Рассмотрим основные из них.

1. Субвертикальные и наклонные амплитудные разломы и зоны аномальной трещиноватости образуют пространственно ориентированные серии, которые группируются в парные динамические системы: 1) азимут 30-40° и 290-300°; 2) азимут 50-60° и 340-350°; 3) азимут 0-10° (субмеридиональная) и азимут 85-95° (субширотная); 4) азимут 320° (проявлена локально). Морфология, последовательность образования или активизации, кинематика, характер разрушения и разуплотнения пород каждой серии нарушений различны и определяются полем напряжений, соответствующим палео- и современной геодинамическим обстановкам. Большинство амплитудных разломов (сбросов, сдвигов, надвигов) прослеживается из фундамента и несет признаки конседиментационного развития (особенно в юре и неокоме). Одни из них пронизывают весь осадочный чехол, другие сменяются по восстанию зонами трещиноватости и затухают на уровне различных горизонтов, в том числе довольно часто в баженовской свите. Амплитуда вертикальной составляющей смещений по разломам на уровне горизонта Б равняется 15-25 м, реже достигает 35-45 м, что приводит к локальному уменьшению (при наклонных сбросах, скв. 26р и др.) или увеличению (при взбросах и надвигах, скв. 70р, до 52 м) мощности баженовской свиты. Горизонтальные смещения по надвигам и сдвигам достигают 300-500 м и за счет скучивания во фронтальной и растаскивания в тыловой частях срывов приводят к образованию аномальных по мощности разрезов баженовской свиты, которые большинство исследователей без учета тектонического фактоpa связывают с гипотетическими особенностями седиментогенеза.

2. Кольцевые разломы и зоны аномальной трещиноватости, в плане и разрезе имеют постоянный радиус кривизны, с глубиной выполаживаются и меняют падение на обратное. Они относятся к откольному типу и отождествляются по генезису с палеосейсмодислокациями (Петров А.И., 1988; Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C., 1995). На уровне горизонта Б радиус кривизны обычно составляет 1-3 и 5-7 км, реже выделяются фрагменты более крупных форм, вложенные друг в друга. Одни из них проникают в фундамент, оконтуривают наложенные мульды, другие развиты в осадочном чехле. При выполаживании кольцевых нарушений в баженовской свите возникают субпластовые зоны аномальной трещиноватости и брекчирования толщиной до 10-12 м с сильным разуплотнением пород (суперколлекторы). Однако амплитудные смещения и повторные срывы на этих участках разломов иногда приводят к рассланцеванию, появлению "окон" в глинистой покрышке и подошве свиты и в итоге к разрушению залежей.

3. Очаговые зоны аномальной трещиноватости (дилатансии) широко распространены в верхней части фундамента и осадочном чехле, включая неоком. Обычно они приурочены к узлам пересечения разломов определенной ориентировки и связаны с повторной проработкой активизированных нарушений, смещенных по другим секущим разломам. По данным многих методов исследований для очагов разуплотнения характерны четкие параметрические аномалии. Они устанавливаются по результатам интерпретации аномалий современных вертикальных движений земной поверхности [3]. Очаговые зоны баженовской части разреза в плане изометричные, размером до 300-500 м, реже до 1 км и более в поперечнике; в разрезе овальной и линзовидной формы, толщиной от 30-50 до 150 м и распространяются за пределы свиты. Пластично-хрупкие литотипы в очаговых зонах за счет интенсивной трещиноватости и коррозии под давлением приобретают высокие фильтрационно-емкостные свойства; пластичные существенно глинистые разновидности в этих условиях обычно не испытывают хрупкие разрушения и сохраняют экранирующие свойства. Более того, зона разуплотнения обычно обрамлена зоной уплотненных пород, что придает очагам свойства обособленных природных резервуаров (Петров А.И., 1988; Клещев К.А., Петров А.И„ Шеин B.C., 1995; [5]).

4. Складчатые локальные формы представлены изометричными антиклиналями и синклиналями, линейными флексурами (пликативы поперечного изгиба), приразломными подвешенными прямыми и обратными складками волочения (продольного изгиба). Их амплитуда достигает 35-45 м и соизмерима с вертикальной составляющей смещений по разломам, вдоль которых (или над которыми) они чаще всего формируются и осложняют общий структурный план месторождений. Важной особенностью является отсутствие непосредственной связи промышленных залежей нефти в баженовской свите с локальными положительными структурами.

5. Факторы современной геодинамики, главнейшими из которых являются неоднородное поле напряжений и локальные температурные аномалии.

Современное поле напряжений в виде сложного чередования зон сжатия и относительного растяжения обусловлено рядом причин. На баженовскую свиту извне неравномерно воздействуют гравитационные и тектонические силы; давление перекрывающего неоднородного по плотности и толщине осадочного комплекса в пределах месторождения изменяется приблизительно от 58 до 65 МПа. Со стороны гетерогенно-блокового фундамента, расположенного на небольшой глубине, действуют разнонаправленные силы, способные создать на отдельных участках субгоризонтальные напряжения сжатия, превышающие вертикальную составляющую, на что указывают пологие надвиги, сдвиги, складки продольного изгиба (в виде гофрировки). Чередование пород с различными физико-механическими (деформационными) параметрами, наличие зон нарушения упругой сплошности среды, а также локализованных аномалий термоупругих напряжений и пластового давления осложняют современное поле напряжений по латерали и разрезу баженовской свиты. Все это создает условия сложного изменения тензоров главных напряжений по величине и направлению и в целом напряженно-деформационного состояния пород баженовской свиты с возможным трехосным неравномерным (преобладающим) и равномерным (в пластичных литотипах) сжатием, эпизодическим двух- и одноосным сжатием (в отдельных пластах), кратковременным сжатием и растяжением по разным осям при воздействии волн напряжений сейсмогенной природы (Петров А.И., 1988).

В пределах месторождения разнопорядковая дискретность современного поля напряжений проявляется в высокой дифференциации современных вертикальных движений земной поверхности. В результате наблюдений за годовой интервал на фоне в основном положительных движений с амплитудой до 10 мм выявлены многочисленные локальные аномалии различного знака, достигавшие 25 мм и более [З]. Необходимо, однако, отметить некоторую условность районирования современного поля напряжений в связи с отсутствием непосредственных измерений и низким качеством материалов сейсморазведки.

Важной особенностью баженовского резервуара является наличие положительных контрастных (горизонтальный градиент до 6 °С/км и более) локальных температурных аномалий на фоне характерного для Салымского месторождения регионального геотемпературного поля с высокой плотностью теплового потока (до 78 мВт/м²). Наиболее значительная разница температуры 59 °С наблюдается между скв. 231 (79 °С) и скв. 141 (138,5 °С). Большинство исследователей связывают природу локальных аномалий с повышенной радиоактивностью, преобразованием ОВ и другими процессами, протекающими в баженовской свите [1, 4]. Однако расчеты не подтверждают эту концепцию. Пространственное совпадение градиентных зон температур и современных вертикальных движений земной поверхности, их связь с активными разломами указывают на механизм формирования локальных температурных аномалий – конвективный тепломассоперенос по разломам и узлам их пересечения из фундамента. На подобную природу температурных аномалий в юрских отложениях Салымского месторождения в 1973 г. указывали В.С. Мелик-Пашаев и др. Кроме того, температурная подпитка частично может происходить за счет диссипации механической энергии при деформациях пород и в меньшей мере за счет экзотермических реакций. По времени образования или повторной подпитки аномалии являются новейшими, так как по расчетам продолжительность их существования не превышает 5-10 тыс. лет.

Рассмотренная геодинамическая модель принята за основу при анализе нефтеносности баженовской свиты по результатам испытания разведочных и эксплуатационных скважин Салымского месторождения. Это позволило выявить критерии локализации промышленных залежей, которые характеризуются высокими фонтанными притоками (более 15 т/сут) вскрывающих скважин. Установлены следующие основные критерии и особенности формирования резервуара:

1. Активные в новейшее время зоны разрывных нарушений определенной пространственной ориентировки, проникающие в баженовский резервуар из фундамента, кольцевые нарушения, узлы пересечения различных морфогенетических типов разломов и связанные с ними очаговые зоны аномальной трещиноватости. В объеме этих зон при деформации пластично-хрупких карбонатно-кремнисто-глинистых литотипов с низкой матричной пористостью (средние значения 3 % из 224 определений [4]) формируются тела с трещинным и сложным типами коллекторов.

Увеличение пустотного пространства при нарушении сплошности горных пород является их фундаментальным свойством. В процессе деформаций за пределом упругости при неравномерном объемном сжатии породы разуплотняются (увеличивают объем) за счет пустотного пространства вновь возникающих и раскрытия существующих трещин (Павлова Н.Н., 1975; Клещев К.А., Петров А.И., Шеин В.С., 1995; [5]). Такой процесс принято называть дилатансией, которая часто сопровождается интенсивным растворением и выщелачиванием пород (коррозией под давлением) с образованием каверн и "катаклизтов". При экспериментальных исследованиях плотных аргиллитов подобных баженитам и в условиях, адекватных их залеганию, оптимальное увеличение объема составляет 4-5 %, в ряде образцов достигает 12 % и более (Павлова Н.Н., 1975);

коэффициент проницаемости увеличивается в 10-10⁶ раз с фильтрацией в последовательности: микропоры – микротрещины –> каверны – мезо-, макротрещины –> мета-, мегатрещины.

В ранее предложенных моделях формирования залежей в баженовском резервуаре заполнение трещинного коллектора нефтью обосновано недостаточно и неадекватно масштабу генерации, миграции, дифференциации и запасам промышленных скоплений УВ. При более широком подходе к проблеме, учитывающем все особенности строения резервуара, очевидно главное условие первичной и вторичной миграции, концентрации УВ – это разрушение слабопроницаемого каркаса баженитов и образование объемных зон дополнительного пустотного пространства с пониженным давлением. Этим условиям наиболее полно отвечает процесс дилатансии в зонах аномальной трещиноватости, сопровождаемый фильтром-прессингом подвижных фаз.

Вторичная направленная миграция УВ по зонам нарушения сплошности пород строго ориентирована в пространстве в соответствии с неоднородным полем напряжений и неравномерным объемным сжатием. В латеральной миграции в баженовском резервуаре важная роль принадлежит откольным разрывным нарушениям, которые в пологой своей части охватывают значительные площади нефтематеринских пород. Они развиваются в импульсном режиме и по принципу крупномасштабного фильтра-прессинга "перекачивают" (нагнетают) нефть в активные очаговые (линзовидные) и линейные зоны дилатансии либо в благоприятных условиях сами образуют субпластовые ловушки.

Наряду с преобладающим мнением о сингенетичности нефти в баженитах выдвигаются аргументы о ее частичной либо значительной миграции по разрывным нарушениям из подстилающей юрской части разреза и палеозойских осадочных пород. На это указывают обнаруженные в нефтях "миграционные" юрские и палеозойские спорово-пыльцевые комплексы, наличие смешанных нефтей различного состава с пятнистым распределением по площади Салымского месторождения [1, 4], аномально высокие пластовые давления (АВПД) и температуры. Для образования высокотемпературных пластовых аномалий конвективной природы и АВПД миграция нефти вверх по разрезу должна происходить струйно и иметь высокие скорости подобно подъему магмы при вулканических извержениях (Петров А.И., 1988). Эти условия обеспечиваются при импульсном режиме развития разломов, когда заполнение зоны трещиноватости флюидами и их быстрое продвижение происходят по типу механизма фильтра-прессинга и последующего гидроразрыва.

Нефть может мигрировать с различной глубины по одному или нескольким каналам, ассимилировать УВ баженовской нефтематеринской толщи, скопившиеся к этому времени в зонах аномальной трещиноватости, и поэтому существенно различаться по составу. В этом случае АВПД в залежи формируется в результате нагнетания нефти в притупленную вершину разлома в пластичных баженитах, заполняющей трещинный коллектор под давлением, не превышающим предельное давление прорыва глинистой кровли (58-65 МПа). В дальнейшем устанавливается АВПД, соответствующее величине бокового давления в разновидности пород с раскрытыми вертикальными трещинами, которые имеют самый высокий коэффициент бокового распора. Другими словами, АВПД определяет охват резервуара вертикальными раскрытыми трещинами.

Для оценки нефтеносности важное значение имеет изолированность залежей друг от друга, на что указывают различные пластовые температуры, давления, состав нефтей. При гидродинамическом прослушивании скважин в таких залежах необходимо учитывать возможность быстрого появления сигнала в результате изменения напряженно-деформационного состояния пород при воздействии на пласт, а не только вследствие непосредственной гидродинамической связи. Например, на опытном участке при закачке в скв. 558 большого объема воды (23,5 тыс. м³) в соседней скв. 557 на расстоянии 306 м сигнал проявился через 15 мин, а вода появилась только через 15 сут, скорее всего, в результате гидроразрыва. Изменение напряженного состояния пород в пласте-коллекторе при снижении давления в эксплуатационных скважинах и его влияние на деформационный процесс и извлечение нефти исследовали Р.И.Медведский и К.В.Светлов (1986). Баженит последовательно проходит три стадии деформации: упругую, пластичную и дилатансионного разрушения, что отражается на индикаторных диаграммах, графиках зависимости суммарного отбора нефти от текущего пластового давления и коэффициента продуктивности от забойного давления.

2. Сохранность глинистой покрышки в кровле и изолирующего гидроупора в подошве баженовского резервуара. Наличие пачек пластичных существенно глинистых литотипов в составе баженовской свиты, а также в перекрывающих и подстилающих толщах создает условия изоляции и АВПД резервуара в целом и пластично-хрупких трещиноватых пластов-коллекторов внутри него. Однако в результате срывов по пологим разломам и амплитудных смещений по субвертикальным и крутопадающим разрывам сплошности изоляция баженовского резервуара может быть нарушена, о чем свидетельствует наличие аномальных разрезов свиты. При этом не исключено, что определенные динамокинематические типы разломов могут способствовать образованию тектонически экранированных ловушек.

3. Современное неоднородное поле напряжений во многом определяет продуктивность зон разуплотнения баженовского резервуара. Основной промышленный интерес представляют залежи нефти, приуроченные к зонам современного пониженного сжатия (относительного растяжения), накопленная добыча в пределах которых превышает 85 %. На участках повышенного сжатия, даже при благоприятном сочетании других критериев, дебиты скважин низкие, нестабильные, резко падают при депрессиях на пласт 10-20 МПа и более, что объясняется закрытием трещин, имеющих низкий коэффициент сжимаемости в баженитах (n*10^-2 МПа^-1). В условиях аномального сжатия все скважины, вскрывающие баженовский резервуар, "сухие" и с непромышленными притоками, в том числе скв. 705 с горизонтальным стволом.

4. Локальные положительные аномалии температурного поля относятся к потенциально важному критерию локального прогноза залежей в баженовской свите. Расчеты показывают, что пластовые температурные аномалии в залежах должны проявляться на дневной поверхности в виде полезного сигнала. Они могут быть выявлены методами аэрокосмической разносезонной ИК-съемки в разное время суток, наземной радиотепловой съемки и разноглубинными измерениями в скважинах. Методология таких исследований апробирована на других месторождениях.

5. Критерии "ноу-хау" включают дополнительные признаки, методические способы и приемы, позволяющие выделять среди прогнозируемых локальных объектов наиболее перспективные залежи и оптимальные точки заложения рентабельных скважин.

Таким образом, природные резервуары с нетрадиционными породами-коллекторами вмещают огромные ресурсы УВ-сырья, которые распределены крайне неравномерно по площади и разрезу. Для повышения рентабельности их освоения разработан принципиально новый методологический подход к исследованиям с построением последовательного ряда геодинамических моделей: нефтегазоносный бассейн, зона нефтегазоносности, месторождение, залежь. Геодинамические факторы, особенно современное неоднородное поле напряжений, деформационно-коллекторские свойства пород должны учитываться на всех этапах проведения геологоразведочных и эксплуатационных работ, а также при оценке запасов.

Геодинамическая модель баженовского резервуара с кремнисто-глинистым коллектором является концептуальной, поскольку она несет принципиально новую информацию о строении и нефтеносности месторождений салымского типа, позволяющую прогнозировать локальные залежи и обосновывать заложение скважин с ожидаемыми высокими дебитами. Авторы надеются, что они создают научно-практические предпосылки для эффективного освоения УВ-ресурсов баженовской свиты и других доманикитовых комплексов, которые в ближайшие годы, несомненно, станут ведущими объектами нефтедобывающей отрасли.

Неотложным направлением дальнейших исследований являются разработка и совершенствование методологии картографирования современного напряженного состояния пород в пластовых условиях и на этой основе экспериментальное определение физико-механических, деформационно-коллекторских и других слабо изученных параметров доманикитов. Это позволит количественно охарактеризовать геодинамические модели залежей нафтидов с нетрадиционными породами-коллекторами, включая оценку ресурсов и извлекаемых запасов.

1. Клубова Т.Т., Халимов Э.М. Нефтеносность баженовской свиты Салымского месторождения. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
2. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты /Под ред. Т.В. Дорофеевой. - М.: Недра, 1992.
3. Современная геодинамика и нефтегазоносность /Отв. ред. Н.А. Крылов, В.А. Сидоров. – М.: Наука, 1989.
4. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты / Под. ред. Ф.Г. Гурари. - М.: Недра, 1988.
5. Petrov A.I., Kleshev K.A., She-in V.S. Modern Geodynamics and Types of Natural Hydrocarbon Reservoirs. Geodynamics Evolution of Sedimentary Basins // Proceedings of the International Symposium held in Moscow, May 18-23, 1992. - Paris: Editions Technip, 1996. -P. 423-433.

In the structure of natural reservoirs of the Bazhenov type with siliceous-clayey traps the active of new time, linear, annular, and hearth-like zones of anomal jointing are identified. In the course of deformation of hard rocks in the mentioned zones the reservoirs of jointy and complex types are formed. The local subdivision of commercial pools in these zones and flow rates of wells are under the effect of the contemporary non-homogenous field of stress the regional subdivision of which made the base for the forecast of spudding areas of the wells with high flow rates.