Многие нефтегазоносные бассейны мира характеризуются наличием залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции углеводородов из нефтематеринских пород в расположенные ниже пласты, обладающие коллекторскими свойствами. Примером являются верхнеюрские отложения, широко распространенные на всех континентах. Крупные залежи известны на территориях Западно-Сибирского бассейна, Персидского и Мексиканского заливов, Северного моря. К нефтематеринским породам, являющимся источником нефти указанных залежей, относят верхнеюрские глинистые разности морского генезиса.

Атуальность проблемы. Нефтяная промышленность Западной Сибири вступила в новый этап развития. В течении ряда лет добыча нефти в регионе падает. Между тем Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция уже почти пол века была и останется на многие годы главной базой добычи нефти в России. Имеется несколько направлений работы по преодолению сложившейся ситуации. Одно из них – активное вовлечение в разработку залежей нефти в юрских отложениях.

Известно, что в ХМАО количество начальных извлекаемых запасов нефти,  содержащихся в пластах с проницаемостью менее 10 мД, составляет около трех миллиардов тонн. С целью повышения эффективности их выработки в 2010-2011  гг. в горизонтальных скважинах (ГС), пробуренных на низкопористые слабопро ницаемые коллектора, начали проводить множественные гидроразрывы. Однако,  только создания разветвленной системы стволов и трещин, охватывающих весь продуктивный горизонт, недостаточно.

Известно, что смачиваемость оказывает влияние на нефтегазоконденсатоотдачу пласта, виды зависимостей относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от насыщенности, смачиваемость влияет на остаточное водо– и нефтенасыщение, электрические и другие геолого – технологические свойства пласта.
Существует множество методов воздействия на нефтегазовый коллектор с целью получения привлекательного в экономическом плане притока углеводородного (УВ) сырья.

Настоящая работа посвящена геохимичесьсим критериям условий образования нефти и прогаоза нефтегазоносности Сибирской платформы в пределах Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз и Катангской седловины.

Объектом исследования являются органическое вещество (ОВ) верхнедокембрийских нефтепроизводивших толщ в пределах центральных и южных районов Сибирской платформы и ее складчатого обрамления и рифейские, вендские, нижнекембрийские нефти южных районов Сибирской платформы.

Изучение Арктической части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна началось в конце 30-х – начале 40-х годов прошлого столетия. Геологоразведочные работы того периода проводились под руководством Т.К. Емельянцева в Нордвикском районе, Н.А. Гедройца в Усть-Енисейском районе, В.Н. Сакса в низовьях реки Енисей и др.

Объект исследования — органическое вещество (ОВ) и породы куонамского комплекса отложений нижнего и среднего кембрия, распространенного на севере и востоке Сибирской платформы. В куонамский комплекс объединяют собственно куонамскую свиту, ее фациальные и возрастные аналоги (иниканскую, сэктэнскую, синскую, шумнинскую свиты) и так называемые хорбусуонский и кычикский «языки» (Конторович, Савицкий, 1970, Бахтуров и др., 1988).

ктуальность темы диссертации. Исследование напряженно деформированного состояния пористой среды и порового давления мотивировано необходимостью решения различных прикладных задач, при добыче полезных ископаемых и строительстве сооружений, а также в таких областях как экология и медицина. В первую очередь здесь можно отметить задачу обеспечения устойчивости процесса бурения через водо-, газо- и нефтенос ные пласты, которая требует понимания характера изменения напряжений в пористой среде и порового давления флюида вокруг скважины. Учет перераспределения напряжений и изменения порового давления также важен при добыче нефти и газа, когда обеспечение притока добываемого флюида к скважине, происходит за счет закачивания воды в формацию. Кроме того, анализ напряженно-деформированного состояния фундамента и окружающе го массива с учетом течения грунтовых вод и возможного обводнения явля ется важным звеном при проектировании строительных сооружений. <...>

Актуальность темы. Первоочередной задачей на современном этапе  развития нефтедобывающего комплекса России является преодоление многолетних негативных процессов в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи. Поэтому возрастает значимость внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), в первую очередь:
• на возрастающей доле месторождений с трудноизвлекаемыми запасами;
• на не введенных в промышленную разработку месторождениях, содержащих нетрадиционные ресурсы в нефтематеринских породах баженовской свиты (БС).

Ранний протерозой, а еще более точно временной интервал 2.2 – 1.8 млрд лет, являлся одним из ключевых периодов в мировой геологической истории в течение которого произошло объединение архейских блоков земной коры в кратоны, часть из которых сформировали первый надежно доказанный суперконтинент Колумбия. Сибирский кратон не является исключением. В настоящее время практически всеми исследователями признается точка зрения о завершении процесса формирования Сибирского кратона в качестве единой крупной структуры в раннем протерозое [Rosen et al., 1994; Хаин, 2000; Розен, 2001, 2003; Rosen, 2002; Мазукабзов и др., 2006; Gladkochub et al., 2006; Smelov, Timofeev, 2007; Глебовицкий и др., 2008а].