в каком рнгк разрабатываются пласты ас и бс
В каком рнгк разрабатываются пласты ас и бс
В настоящее время в Западной Сибири накоплен огромный фактический материал по определению ёмкостно-фильтрационных свойств пород (ФЕС) и таких литофациальных параметров, как гранулометрический состав осадков, степень их сортировки, цементации.
Нами сделана попытка комплексного освещения коллекторских характеристик пород различных пластовых резервуаров, закономерностей их изменения в разрезе и по площади с учётом структурно-тектонических факторов в одной из самых крупных по размерам и в то же время наименее изученной в Западной Сибири нефтегазоносной области (НГО) – Фроловской. Она расположена между Красноленинским и Сургутским сводами в пределах одноимённой мегавпадины, осложненной структурами различных порядков (рис.1). Отметим, что использована Тектоническая карта центральных районов Западной Сибири, составленная коллективом авторов под редакцией В.И. Шпильмана, Подсосовой Л.Л., Змановского Н.И. [8].
Нефтеносность неокомских отложений связывают, в основном, с пластами групп АС (черкашинская), БС и Ач (ахская свита). Они сложены преимущественно мелко- и тонкозернистыми аркозовыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами с глинистым цементом.
Для рассматриваемой территории характерны два типа разрезов: неокомский покровный и неокомский клиноформный. Верхние резервуары – это шельфовые пласты, формировавшиеся во времена максимальных скоростей осадконакопления и мощного сноса обломочного материала. Пласты АС, БС достаточно выдержаны по площади, толщина отдельных из них в песчаных горизонтах составляет 10-12 м и более.
Нижние клиноформные резервуары образовались в раннем неокоме, когда скорости накопления осадков были очень низкими, рельеф морского дна был заровнен седиментацией [5]. Инертность тектонической активности обусловила плохую сортировку песчаного материала, значительную литологическую неоднородность пластов, снижение ФЕС пород. Отражением такой обстановки являются ачимовские отложения (пласты Ач). Строение и схема образования этих комплексов изложены в работе [6]. В целом по всем объектам в западном направлении отмечается уменьшение толщин пластов и их песчанистости. Огромная площадь исследования с проявлением различных фациальных обстановок предопределила непостоянство разреза, а также не могла не сказаться на качестве пород-коллекторов. Рассмотрим их характеристики с учётом новых данных.
Результаты определений пористости Кп, проницаемости Кпр и других свойств были выполнены в ЦЛ Главтюменьгеологии (в настоящее время ОАО «ТЦЛ»), ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр» (Кальчинская группа площадей). Было использовано более 2800 анализов Кп, Кпр по 283 поисково-разведочным скважинам, пробуренным в различных участках описываемой НГО.
На рис.2 показано распределение открытой пористости по отдельным шельфовым пластам (группам): АС1-3, АС5-9, АС10-11, АС12, БС1-3, БС4-5, БС6, БС7-8 вниз по разрезу. Каждая группа, перекрывающаяся выдержанной глинистой покрышкой, включает сближенные между собой пласты с примерно близкими физическими свойствами.
В принципе каждая группа, как правило, является соответствующим объектом поиска и разведки. Выделенные подобного рода группы пластов, как показывает практика разработки нефтяных месторождений, обычно совпадают и с самостоятельными (отдельными) объектами эксплуатации.
Итак, та или иная группа пластов представляет собой конкретную геологическую (петрофизическую) систему, чётко опознаваемую в разрезе и характеризующуюся свойственными ей коллекторскими показателями.
На рис.2 видно, что в целом пористость плавно снижается вниз по разрезу от среднего значения 21.6 (пласты АС1-3) до 18% (пласты БС7-8). Отклонением от этой последовательности является пласт БС6, что обусловлено, по-видимому, своеобразием палеогеографической обстановки накопления песчаного материала. Он характеризуется повышенной толщиной, выдержанностью по простиранию относительно вышезалегающих пластов (БС1-3, БС4-5), которые более тонкие и чаще замещаются глинами.
Распределение проницаемости по тем же пластам приведено на рис.3. Видно, что характер её изменения с глубиной более сложный, чем для пористости. Из пластов АС наибольшей средней проницаемостью (45 мД) характеризуются пласты АС10-11, а из группы БС — пласт БС6 (89 мД). Заметим, что пласты АС10-11, как и пласт БС6, выделяются большими значениями толщин и песчанистостью.
Тенденцию уменьшения пористости клиноформных пластов с глубиной демонстрирует рис.4. Диапазон изменения Кп здесь значительно меньше, чем по шельфовым пластам: от 17.7 по Ач (АС10-12) до 16% в пластах Ач (БС7-8). Особо среди них выделяются пласты Ач (БС6) на Кальчинской группе площадей, расположенных на крайнем юге рассматриваемой мегадепрессии. Какой-либо чёткой закономерности изменения проницаемости по разрезу не наблюдается (рис.5). Причину улучшения ёмкостных свойств (Кп=18%, Кпр=18.3 мД) в этом районе, относительно площадей территории ХМАО, расположенных значительно севернее, мы рассмотрим ниже.
Завершая описание коллекторских характеристик пластов, отметим, что ёмкостно-фильтрационные свойства песчаных пород шельфовых образований в целом значительно выше, чем клиноформных.
Анализ распределений этих параметров позволил получить обобщенные количественные оценки качества коллекторов в целом для всего осадочного чехла Фроловской мегавпадины, применяя классификацию А.А. Ханина, согласно которой в шельфовых пластах коллекторов II класса (500-1000 мД) очень мало (1%). Рост объемов начинается с III класса (100-500 мД) (12.5%). Основной массив составляют коллекторы IV (10-100) и V (1-10 мД) классов 45 и 35.5%, соответственно. На долю VI (
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Геология Приразломного месторождения
Приразломное нефтяное месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности. Приразломная площадь является западным участком группы Салымских месторождений. Поисковое бурение на Приразломной площади ведется с 1981 г. Площадь приурочена к мало-амплитудным локальным поднятиям Салымской структуры III порядка.
В 1982 г. в результате испытания пласта БС4-5 из скважины 154 на Приразломной площади был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м 3 /сут. на 2 мм штуцере. В разработку месторождение было введено в 1986 г. и разрабатывается НГДУ Правдинскнефть. Размеры залежи значительны и составляют 55,4 х 25-31 км. Высота 182 м. По типу залежь литологически ограниченная.
В геологическом строении разреза месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.
В составе юрских отложений рассматриваемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего, объединяющихся в тюменскую свиту.
Абалакская свита сложена темно-серыми, почти чёрными аргиллитами, глауконитами, с остатками раковины, рострами беммнитов. В основании встречаются песчаники.
Толщина абалакской свиты 17 + 32 м.
Баженовская свита. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленный растительный детрит и фауна аммонитов, пелеципод и радиолярий. В Салымском районе баженовская свита является нефтеносной.
Толщина свиты составляет 32 + 46 м.
Меловая система на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел представлен ахской, черкашинской, алымской, викуловской, ханты-мансийской свитами.
В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
На Приразломной площади пласт БС4 сливается с нижележащими образуя нефтеносный горизонт БС4-5, который характерезуется значительными эффективными толщинами. Максимальная эффективная толщина вскрыта в скважине 222 и составляет 21,8 м. Промышленная продуктивность горизонта БС4-5 испытанием в 14 скважинах, 13 из которых дали притоки нефти дебитом от 2,1м 3 /с. до 48 м/ с через 6 мм диаметр. ВНК этой залежи не вскрыт, несмотря на то, что на ее площади пробурено 22 разведочные скважины. Увелечение общей мощности на Приразломной площади происходит в северо-западном направлении, доходя до 50м.
Пласты группы АС на Приразломном месторождении приурочены к песчаникам черкашинской свиты и выделяются в 2 подсчетных объекта АС11 1 и АС11 2.
Залежь пласта АС 11 1 Приразломного месторождения вскрыта в скважине 191, при испытании которой был получен приток нефти дебитом 9,8 м 3 /с при динамическом уровне 663 м. Размеры залежи 6,5 х 4,7 км, высота 13 м, Залежь пластово-сводовая. ВНК по залежи не установлен.
Краткая геолого-промысловая характеристика пластов ЮС0, БС21- 22, БС18-20, БС18, БС16-17, БС9, БС8, БС6, БС5, АС11, АС10
Правдинского месторождения
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Геология Петелинского месторождения (Петелинка)
Петелинское месторождение было открыто Главтюменьгеологией в 1979 году. По результатам промышленной разведки залежи нефти установлены в пластах БС1, БС6, ЮС2. Изучение геолого-геофизических материалов показало, что пласты АС4, БС1, БС5, БС6, БС8 являются продуктивными.
В 1988 г. введена в эксплуатацию залежь пласта БС8, в 1989 г. залежь пласта АС4.
Породы палеозойского фундамента в пределах Петелинского месторождения залегают на глубине 3300-3400 м и пробуренными скважинами не вскрыты. Кора выветривания сложена аргиллитами, алевролитами. Мощность коры выветривания до 25 м.
Юрская система представлена тремя отделами: нижнеюрский отдел (низы тюменской свиты) сложен аргиллитами серыми: песчаниками мелкозернистыми. Мощность до 350 м.
Среднеюрский отдел (верхний отдел тюменской свиты) сложен песчаниками тёмно-серыми сцементированными с аргиллитами тёмно-серыми. Общая мощность до 50 м
Верхнеюрский отдел (васьюганская, георгиевская, баженовские свиты) сложен аргиллитами тёмно-серыми, плотными, крепкими с частыми прослоями светло-серого песчаного материала. Мощность 90-100 м.
Меловая система представлена двумя отделами. Нижний отдел (мегионская свита и низы вартовской). В основании мегионской свиты залегает ачимовская пачка, представлена аргиллитами темно-серыми, плотными, с прослоями песчаного материала. В составе ачимовской толщи выделяются пласты БС16-22. Общая мощность 100-160 м.
Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность до 30 м.
Вартовская свита представлена чередованием песчаников серых и светло-серых, алевролитов и аргиллитов. В средней части выделяется продуктивный пласт БС 8.
Нижняя часть вартовской свиты объединяет песчаные пласты БС1-БС6, а верхняя часть вартовской свиты объединяет группу пластов АС4-АС12. Мощность 1100 м.
Верхнемеловой отдел представлен песками, песчаниками, алевролитами светло-серыми, серыми. Мощность 480 м.
Палеогеновая система сложена глинами, алевролитами, кварцевыми песками с прослоями кварца и полевого шпата. Мощность 670 м.
Четвертичная система сложена алювиальными и озёрно-алювиальными образованиями. Встречаются прослои торфа, линзы галечников. Мощность 40-50 м.
По поверхности фундамента район месторождения имеет блоковое строение. Блоки ограничены субмеридиальными и поперечными сбросами амплитудой 50 м. В северной части четко выделяются Средне-Салымское подковообразное локальное поднятие размером 14 х 4 км, амплитудой 20 м. К югу от поднятия выделяется Крючковское локальное поднятие, которое имеет изометрическую форму размером 10 х 7 км и амплитудой 40 м.
Локальные поднятие разделены неглубокой седловиной амплитудой 10 м.
Вверх по разрезу поднятия выполаживается и почти полностью затухает.
На Петелинском месторождении разведаны залежи нефти в песчано-глинистых отложениях нижнего мела (БС1 и БС6).
Залежи нефти пласта БС1 приурочены к кровле песчано-глинистой пачки ахской свиты. Залежи нефти изучены пятью поисковыми и разведочными скважинами, контролируются северным и южным куполами. Залежь нефти на северном куполе является пластово-сводовой и имеет максимальную толщину 4,6 м. Залежь нефти на южном куполе относится к пластово-сводовому типу, имеет узкую водонефтяную и довольно обширную нефтяную зоны. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3,6 м.
Пласт БС1 представлен в основном песчаниками. В разрезе встречаются маломощные прослои и линзочки алевролитов. В кровле и подошве пласта залегают аргиллиты. Общая толщина пласта изменяется от 3 до 8м.
Песчаники серые, мелкозернистые (0,06-0,25, редко 0,4 мм), алевритистые, полимиктовые с глинистым цементом.
Залежь нефти пласта БС6 изучена девятью скважинами. Залежь нефти имеет обширную водоплавующую зону в пределах северного купола, только на южном куполе сформированна чисто нефтяная зона. Толщина на южном куполе и на своде северного купола составляет 11,4 м. В водоплавующей зоне они изменяются от 6,4 до 0 м. Проницаемые пласты БС2, БС3, БС4, БС5 являются водонасыщенными.
Пласт БС6 представлен песчаниками и алевролитами. В северной части залежи появляются пропластки аргиллитов. Иногда встречаются прослои углей и углистого детрита. Толщина пласта колеблется от 16 до 23 м.
Отложения пласта БС5 представлены песчаниками средне-мелкозернистыми светло-темно-коричневого (в зависимости от степени нефтенасыщенности) цвета с прослоями аргиллитов темно-серых, массивных с остатками органики. Встречаются прослои, толщиной до 1 м песчаника светло-серого, плотного, слюдистого, непроницаемого.
По минералогическому составу коллекторы пласта БС5 имеют аналогичную характеристику как и коллекторы пласта БС6.
Пласт ЮС2 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,4 до 3,6 м. Песчаники разнозернистые, алевролитовые, полимиктовые, со слюдисто-глинистым или глинисто-карбонатным цементом. Обломочная часть плохо отсортирована, имеет размеры от 0,04 до 0,8 мм.
Вязкость нефти пласта БС6 при стандартных условиях изменяется от 25 до 53,1 мПа*с.
Краткая характеристика залежей
Петелинского месторождения
В каком рнгк разрабатываются пласты ас и бс
ПРОБЛЕМА ИНДЕКСАЦИИ И НОМЕНКЛАТУРЫ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ЮРЫ И НЕОКОМА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ (системно-литмологический аспект)
Ю.Н. Карогодин, В.А. Казаненков, С.В. Ершов (ИГНГ СО РАН), С.А. Рыльков (Департамент государственного контроля и перспективного развития в сфере природопользования и охраны окружающей среды МПР России по Уральскому федеральному округу), И.А. Плесовских (СибНАЦ)
При решении таких актуальных вопросов геологии нефти и газа, как установление закономерностей пространственно-временного размещения залежей УВ в пределах крупных территорий (нефтегазоносные области, районы и их части), выявление условий их формирования, одной из важнейших задач является разработка принципов и правил номенклатуры и индексации продуктивных горизонтов и пластов. Без этого невозможны эффективный анализ и обобщение материалов. Под термином «продуктивный горизонт» нами понимается проницаемое породное тело-коллектор, достаточно выдержанное по площади и в разрезе.
В терригенном разрезе мезозоя Западной Сибири продуктивные и потенциально продуктивные отложения представлены преимущественно песчаниками разнообразного минерального состава, характеризующимися различными гранулометрическими разностями, в той или иной степени глинистыми и алевритистыми.
В пределах одного района (или зоны) продуктивный горизонт может быть представлен как единое, преимущественно песчаное или песчано-алевритовое тело. В разрезе другого, соседнего, района он может состоять из нескольких проницаемых пластов, разделенных относительно непроницаемыми пачками глин.
В практике геологов-нефтяников не существует какого-либо общего, единого, унифицированного подхода к номенклатуре и индексации продуктивных пластов и горизонтов. Его нет даже среди геологов, работающих в пределах одного нефтегазоносного бассейна.
В настоящее время необходима разработка унифицированного подхода к номенклатуре и индексации продуктивных пластов и горизонтов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, хотя это и сложная задача, поскольку на баланс приняты запасы УВ, составлены и действуют схемы разработки месторождений и т.д. по существующим в организациях системам номенклатуры и индексации продуктивных пластов и горизонтов. По этой причине, какой бы логичной ни была вновь предлагаемая система индексации пластов, она не будет принята в производственных организациях. Целесообразно разработать предложения, улучшающие и упрощающие существующую систему и открывающие перспективу решения данной проблемы в будущем.
Именно в таком ракурсе и следует рассматривать данную статью.
Краткий обзор существующей системы номенклатуры и индексации продуктивных пластов и горизонтов юры и неокома Западной Сибири
Поскольку разрез мезозоя Западной Сибири является главным объектом как добычи жидких УВ, так и прироста их запасов, то решение проблемы упорядочения (в идеале унификации в будущем) номенклатуры этих продуктивных пластов и горизонтов весьма важно.
Главным объектом начального этапа поисково-оценочных работ в пределах Широтного Приобья и своеобразным полигоном, на котором отрабатывалась методика расчленения разреза, корреляции и индексации продуктивных пластов неокома, был Сургутский свод (Сургутское и Усть-Балыкское месторождения). Впервые (1961 г.) песчаные пласты неокома были обозначены буквами русского алфавита сверху вниз в Сургутской опорной скважине. На следующий год из-за явного неудобства применения такой маркировки на практике буквы были заменены римскими цифрами от I до XXV, также сверху вниз, как это принято, например, на Сахалине, Южном Каспии (Азербайджан) и др. Эта номенклатура песчаных пластов была распространена и на Нижневартовский свод. Примерно в это же время А.А. Карапетовым было предложено разделение неокомских отложений, заключенных между алымской и баженовской свитами, на три крупных объекта. Группа пластов между алымской свитой и пимской пачкой глин готеривского возраста получила обозначение А. Пласты ниже пимской пачки до XVII пласта были выделены в объект Б, а все нижележащие отнесены к объекту В.
В феврале 1986 г. в Тюмени состоялось очередное совещание по проблеме индексации и корреляции продуктивных горизонтов мезозойских отложений Западной Сибири [1]. На нем, в частности, был рассмотрен вопрос соотношения основных разрезов и индексации неокомских отложений и рекомендовано сохранить выделенные ранее стратотипические разрезы неокомских отложений Западной Сибири. Также были предложены новые гипостратотипические разрезы неокомских отложений с индексацией продуктивных отложений [1, с. 56]. Кроме этого, решением подтверждены представления участников совещания о соотношении продуктивных пластов различных районов с различной индексацией.
Песчаным пластам ачимовской толщи рекомендовано присваивать самостоятельные индексы Ач с цифровым символом, обозначающим их порядковый номер сверху вниз в разрезе каждой площади.
Таким образом, к настоящему времени создана достаточно дробная схема расчленения осадочного разреза с выделением песчаных пластов в каждом нефтегазоносном районе. Это нашло отражение в региональных стратиграфических схемах Западно-Сибирской равнины, в частности в последней, принятой и утвержденной МСК в 1991 г. [3].
Неудобство и недостатки существующей схемы номенклатуры и индексации продуктивных горизонтов юры и неокома
Неудобство существующей системы, точнее, схемы, номенклатуры и индексации продуктивных пластов заключается в том, что она не отвечает современным представлениям о строении неокома, базируясь на ошибочной и устаревшей субпараллельной (субгоризонтальной) стратиграфической модели неокома, в то время как бесспорно доказано (геологическими, палеонтологическими, геофизическими данными и, наконец, материалами бурения, полученными по весьма густой сети огромного числа разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин) клиноформное строение неокома. Это основной ее недостаток, которым обусловлено множество других противоречий и неудобств.
Исходя из представлений о клиноформной модели неокома (Наумов А.Л., 1977; Мкртчян О.М. и др., 1987; Карогодин Ю.Н. и др., 1996), можно вынести на обсуждение ряд принципов создания более логичного варианта системы номенклатуры продуктивных пластов и горизонтов неокома. Однако при этом не следует забывать, что при радикальных изменениях необходимо учитывать как груз традиций, так и утвержденные запасы по ранее принятой номенклатуре. В производственных организациях и ГКЗ не будут радикально менять номенклатуру и индексацию продуктивных горизонтов. В настоящей статье предпринята попытка показать противоречивость существующей номенклатуры продуктивных горизонтов и дать свои предложения по некоторому ее улучшению и совершенствованию.
Предложения по совершенствованию системы номенклатуры и индексации продуктивных пластов и горизонтов юры и неокома
Выдвигая предложения по совершенствованию системы номенклатуры неокомских пластов, не следует менять аббревиатуру (АБ, АВ, АС, БС и т.д.) там, где она уже принята и вошла в различного рода документы (ГКЗ, схемы разработки месторождений и др.), хотя и нет особой логики в буквенном обозначении групп пластов с добавлением первой, начальной буквы названия структурно-фациального и/или нефтегазоносного района.
· как правило, наиболее мощное песчаное тело, если оно не размыто, находится в кровле клиноциклита, т.е. приурочено к его финально-регрессивному элементу;
· чем выше ранг цикл и та (клиноциклита), тем «ярче» (по общей и эффективной мощности, площади распространения) проявляется песчаное тело.
Яркой иллюстрацией сказанного являются огромные скопления нефти в верхних пластах группы А (АВ и АС), в том числе и гигантская залежь Самотлорского месторождения. Группа пластов А приурочена к финально-регрессивным образованиям циклитов разного ранга. Барремскими отложениями с пластами группы А заканчивается крупный юрско-неокомский (В зарубежных стратиграфических схемах баррем не входит в состав неокома.) циклит (нексоциклит), эти же образования являются финально-регерессивными пимского (готерив-барремского) регионального и нескольких зональных циклитов в его составе.
В подавляющем большинстве центральных и северных районов провинции базальные песчаники неокома, как и морских отложений юры (васюганской и георгиевской свит), обладают значительно худшими ФЕС по сравнению с песчаниками регрессивных частей циклитов. Однако эту закономерность не следует переносить на периферийные районы Западной Сибири и тем более другие регионы (например, бассейны Сибирской платформы), а также преимущественно континентальные толщи с иной структурой циклитов (Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А., 1988).
Шельфовые песчаники принято обозначать буквами А и Б с добавлением аббревиатуры названия нефтегазоносного района и порядкового номера, увеличивающегося сверху вниз. На последнем совещании по вопросам корреляции и индексации продуктивных пластов [1] к обозначению ачимовских пластов рекомендовано добавлять аббревиатуру Ач с цифровым символом, обозначающим порядковый номер сверху вниз в разрезе каждой площади (выделено нами).
Подобный подход неприемлем для ачимовской толщи. Учитывая то, что ее песчаные пласты являются возрастными глубоководными аналогами мелководных шельфовых пластов и горизонтов широкого стратиграфического диапазона, целесообразно использовать следующее правило: сохранить за ачимовскими пластами индексацию шельфовых пластов и горизонтов с добавлением аббревиатуры Ач. Например, ачимовский пласт, возрастной аналог шельфового пласта БСП 2 будет иметь обозначение Ач БСП 2 и т.д. (см. рисунок ). Подобная номенклатура и индексация ачимовских пластов отражают связь во времени формирования шельфовых пластов и горизонтов с соответствующими им пластами ачимовской толщи, а также их возрастное скольжение.
На данном этапе, пока большинством геологов не приняты предлагаемые «правила игры», следует сохранить в индексации аббревиатуру нефтегазоносных районов. Но при переходе целиком на системно-литмологическую основу индексации необходимость в этом отпадет. Номенклатура и индексация будут общими для неокома всего седиментационного бассейна и состоять из аббревиатуры названия циклита (клиноциклита) и порядкового номера песчаного тела (пласта и горизонта) сверху вниз. На данном этапе исследования с целью усовершенствования, но некоренного преобразования системы номенклатуры и индексации продуктивных горизонтов неокома предлагается использовать лишь отдельные положения и правила системно-литмологического подхода.
В континентальных и субконтинентальных разрезах, в составе которых пока затруднительно однозначно выделить циклиты, вероятно, следует оставить принятую номенклатуру и индексацию продуктивных горизонтов. Это касается покурской и танопчинской свит, усть-тазовской, уренгойской серий и некоторых других стратиграфических подразделений мела.
В преддверии обсуждения стратиграфических схем мезозоя и кайнозоя Западной Сибири необходимо рассмотреть на семинарах и коллоквиумах важнейшие вопросы стратиграфии, в том числе номенклатуры и индексации продуктивных горизонтов.
The article is devoted to the problem of nomenclature and indexing of Jurassic-Neocomian productive horizons and formations of central areas of West Siberia. Non-recognition for a long time the Neocomian clinoformed structure has lead that for each oil-and-gasbearing (or structural-facial) area the geologists began proposing and using the own areal indexing of productive formations. Number of areas and names is being increased and along with them the number of areal nomenclatures and indexing of productive formations generally not corresponding even with correlation and indexing of adjacent areas. This became a serious barrier to the regional and even zonal generalization of obtained materials, evaluation of resources and oil and gas potential prognosis.
Analysis of the present-day situation is given in the article and ways of its solution are proposed.
