Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Локально-зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Локально-зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья"

РГБ ОД

- 8 ЙЮН 1393

На правах рукописи

Левинзон Иосиф Липатьевич

Локально-зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь, 1998

Работа выполнена на кафедре «Геология нефти и газа» Пермского государственного технического университета и в АО «Пурнефтсгазгеология»

Научный консультант : - доктор геолого-минералогических наук, профессор

Официальные оппоненты : - доктор гсолого-минералогических наук, профессор

Ведущее предприятие : - Сибирский научно-аналитический центр, г. Тюмень

Защита состоится « 18 » июня 1998 года в 15 часов на заседании Диссертационного совета К 063.66.05 в Пермском государственном техническом университете по адресу

614600, г. Пермь, ГСП-45, ул. Комсомольский проспект, 29а, ауд. 423.

Автореферат разослан «12_» мая 1998 г.

В. И. Галкин

С. А. Шихов

доктор геолого-минералогических наук Т. В. Белоконь

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В настоящее время для территории Западной Сибири остро встала проблема поиска нефти и газа. В сложившейся экономической ситуации, в условиях сокращения бюджетного финансирования, сохранить прирост запасов можно за счет совершенствования форм и методов организации поисково-разведочных работ.

Повышению эффективности поисково-разведочных работ должно способствовать успешное решение задач прогнозирования нефтсгазоносности природных объектов. Достоверность решений может обеспечить сокращение объемов буровых работ на этапах поисков новых месторождений нефти, так как они будут проводится более целенаправленно и меньшим числом скважин.

Анализ результатов и состояния поисковых работ на структурах юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья показывает, что поиски ведутся в большинстве случаев на антиклинальных ловушках. В условиях роста разведашюсти недр, увеличения антиклиналей, не содержащих скоплений УВ, разработка методов оценки нефтегазоносное™ структур на данной территории до постановки на них глубокого поискового бурения является актуальной, так как коэффициент успешности за последние 10 лет снизился. Так по данным Б. В. Никулина коэффициент успешности (Кусп) по территории исследований за последние 28 лет изменяется по определенной зависимости. Используя данную зависимость можно определить, что успешность в 1998 году составит 0,29, что является очень низким показателем.

Юрские отложения в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья являются очень перспективными в отношении нефтегазонос-ности, но достаточно слабоизученными. Об этом свидетельствует то, что коэффициент разведанности ресурсов УВ для нижне-среднеюрского нефтегазоносного комплекса (НГК) по нефти составляет 0,11, по газу - 0,05, для верхнеюрского НГК соответственно 0,22 и 0,18, тогда как данный коэффициент по вышележащему не-окомскому НГК - 0,42 и 0,56.

Таким образом, проблема достоверности методов локально-' зонального прогноза для юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья как никогда актуальна. Для ее решения необходимо разработать такие методы прогноза, которые бы обеспечили максимальную достоверность при оценке перспективности зон и локальных структур, находящихся в их пределах, до начала поискового бу-

рения. Решение данной сложной проблемы возможно только с помощью детального исследования большого количества нефтегазоносных и «пустых» структур с применением вероятностно-статистических методов обработки. На основании анализа и систематизации фактического материала необходимо построение вероятностно-статистических моделей прогноза по установленным информативным критериям.

Цель работы. Целью диссертационной работы является разработка методики прогнозирования нефтегазоносности юрских отложений в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1) выполнение обзора методов локально-зонального прогноза нефтегазоносности;

2) исследовании влияния различных критериев на нефтегазо-носность локальных структур и вертикальный диапазон нефтегазоносности юрских отложений;

3) разработке методики прогнозной оценки нефтегазоносности локальных структур и определение возможного количества нефтегазоносных комплексов в разрезе на основе вероятностно-статистического анализа;

4) зональном районировании Надым-Пур-Тазовского междуречья по степени перспективности нижне-среднеюрского и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов и юрских отложений в целом;

5) прогнозирование выявленных и подготовленных к глубокому бурению структур по степени перспективности.

Научная новизна и защищаемые положения. На основе комплексного анализа установлены основные критерии, контролирующие нефгегазоносность юрских отложений, определена степень их информативности. Установлено, что количество юрских нефтегазоносных комплексов в разрезе локальной структуры зависит от ряда информативных критериев. Доказано, что нефтегазоносные и пустые структуры в равной степени отличаются по группе региональных и локальных критериев.

Впервые для исследуемой территории построены графические модели (вероятностные кривые), характеризующие связь критериев с нефтегазоносностью юрского разреза. Разработаны модели прогнозирования локальных структур , по которым произведена оценка перспектив 179 поисковых объектов. Впервые выполнено зональное вероятностно-статистическое районирование Надым-Пур-Тазовского междуречья по степени перспективности юрских отложений.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

- комплекс критериев, контролирующих нефтегазоносность локальных структур;

- вероятностно-статистические модели прогноза юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья;

- прогнозные вероятностные схемы зонального районирования нефтегазоносности юрских отложений территории исследований.

Практическая ценность положений, выводов и рекомендаций позволяет концентрировать объемы наиболее дорогостоящего в На-дым-Пур-Тазовском междуречье поискового бурения на самых перспективных объектах, избежать затрат на опоисковьгаание малоперспективных объектов.

Реализация работы. Предлагаемые методы прогнозов опробованы на ряде локальных структур, проверяемых глубоким бурением в Надым-Пур-Тазовском междуречье. Результаты исследований вошли в научные отчеты. Методические разработки, касающиеся использования вероятностно-статистического анализа при оценке перспектив нефте газоносности внедрены в ОАО «Пурнефтегазгеология».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на всесоюзных семинарах гг. Тюмени (1990), Москве (1995), ежегодных научно-технических конференциях 111 ТУ (г. Пермь), АО «Пурнефтегазгеология», ЗапСибНИГНИ (г. Тюмень). Основные положения диссертации опубликованы в 11 статьях, 3 монографиях.

В процессе работы автор ощущал поддержку В. С. Бочкарева, В. И. Галкина, О. Б. Качалова, В. А. Каштанова, Н. X. Кулахметова, В. П. Мякишева, Б. В. Никулина, А. А. Нежданова, А. В. Рылькова. Всем им автор выражает искреннюю признательность.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 133 страницах машинописи, иллюстрирован 37 рисунками и 19 таблицами. Список литературы включает 167 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Состояние проблемы прогноза нефтегазонос-ности локальных структур» описываются современные представления данного вопроса.

Прогнозирование нефтегазоносности по геологическим критериям начало развиваться с шестидесятых годов настоящего столетия. Первоначально прогнозные задачи решались по картам изобар, изолиний ВНК и ГВК (Ростовцев H.H., Никашкин А.И. и др. ). Исполь-

зовался неотектонический метод оценки продуктивности поднятий (Ласточкин А.Н., Мелихов В.А., Горелов С.К., Волков М.Г., Прово-ров В.М., Кабышев Б.П., Спирин JI.H. и др.). Широко применялся для оценки нефтегазоносности возраст ловушек (Бакиров A.A., Ба-киров Э.А., Леворсен А., Савченко Б.Г., Воронин Н.И.).

Для оценки нефтегазоносности использовались графические методы (Салманов Ф.К., Конторович А.З., Галкин В.И. и др.). Большое значение при локальном прогнозе ряд исследователей уделяли местоположению структур относительно разломов (Гаврилов В.П., Кудрявцев H.A., Бескровный Н.С., Бухарцев В.П., Галкин В.И. и др.). Большое внимание также уделяется морфологическим характеристикам самих структур (Левинзон И.Л., Галкин, В.И., Маршаев O.A.).

Одним из путей совершенствования эффективности прогноза является разработка и широкое применение формализованных методов оценки нефтегазоносности, максимально исключающих субъективизм при оценке перспектив. Для этого использовались математические методы обработки информации. Впервые, попытка использовать математические методы для прогноза нефтеносности локальных структур была предпринята в 1964-65 годах А. И. Холиным, А. И. Быковым и Ш. А. Губерманом. Существенную роль в развитии геолого-математических методов сыграли исследования Амурского Г.И., Белонина М.Д., Волкова А.М., Конторовича А.Э., Наливкина В.Д., Галкина В.И., Воробьева В.Я., Нестерева H.A., Шпильмана В.И., Каштанова В.А., Харбуха Дж. У. и др. исследователей.

Методические вопросы прогноза нефтегазоносности изложены в работах Сверчкова Г.П., Кабышева В.П., Палия А.М., Конторовича А.Э., Белонина М.Д., Галкина В.И., Жукова Ю.А., Маршасва O.A., Лядовой H.A., Мерсона М.Э. и др.

На основании изучения печатных фондовых работ, а также в результате собственных исследований было установлено, что наиболее перспективным способом изучения многомерных данных на современном этапе, является статистические многомерные методы. Внедрение вероятностно-статистических методов и ПЭВМ при прогнозе нефтегазоносности позволяет реализовать классический принцип прямых аналогий на количественной основе, изучать большое количество характеристик, ограничить в разумных пределах, влияние субъективного взгляда исследователя, усовершенствовать научные основы прогнозирования. Преимуществом вероятностно-статистических методов является получение решающих правил классификации и выявление в формализованном виде условий, необходимых для развития процессов нефтеобразования и нефтенакопления. Ис-

пользование математического аппарата и ПЭВМ обеспечивает быстроту и воспроизводимость результатов прогноза.

Дальнейшее совершенствование методов прогноза должно быть направлено на:

1) уточнение моделей прогноза;

2) установление критериев, контролирующих нефтегазонос-ность локальных структур в конкретных геологических условиях ;

3) выполнение прогнозирования несколькими взаимосвязанными методами.

4) комплексирование результатов локального прогноза с данными по зональному районированию территории исследований по степени перспективности в отношении нефтегазоносности.

Во второй главе «Особенности геологического строения и нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья» приводится краткая характеристика геологического строения и нефтегазоносности этой территории. Строение ЗападноСибирской плиты освещено в работах H.H. Ростовцева, А.Э. Конто-ровича, B.C. Суркова, A.A. Трофимука, М.Я. Рудкевича, B.C. Боч-карева, Г.С, Ясовича, B.C. Соседкова, Ю.В. Вайполина, Ю.М. Кара-година, A.JI. Наумова, Б.В. Никулина и многих других.

Рассматриваемая территория находится в пределах ЗападноСибирской эпигерцинской плиты, представляющей собой огромную депрессию, которая характеризуется сильной дифференцнрованно-стью мощностей платформенного чехла. В основу тектонического районирования фундамента положен возраст заключительной складчатости, сопровождающийся общим поднятием и отступлением моря, интенсивным магматизмом. Надым-Пур-Тазовское междуречье находится в пределах Центрально-Западно-Сибирской системы герцинид, которая заложилась в силуре-начале девона на коре континентального типа (В.С.Сурков, 1985).

На большей части территории исследований палеозойский фундамент перекрыт осадочным чехлом мощностью до 4,5 км. Уренгойско-Пуровская Шовная зона разделяет территорию на западную и восточную части. Шовная зона не только отражается в морфологии , но и предопределяет изменения в строении западных и восточных частей региона.

На дашюй территории наблюдаются три системы разрывных нарушений: меридионального, северо-восточного и северо-западного простираний.

Юрские отложения на рассматриваемой территории залегают в основании мезо-кайнозойского платформенного чехла. Стратиграфический объем юрских НГК соответствует юрской системе, включающей в себя нижний, средний и верхний отделы ( от плинсбах-тоарского до волжского ярусов). " 1 '

Нижне-среднеюрский НГК слагается преимущественно континентальными отложениями тюменской свигы мощностью до 1 км, залегает на глубинах 2,8 км и перекрыт региональной толщей глин келловейского возраста. На западе, где песчано-алевритовые породы оксфорда ( васюганской свиты) замещаются глинами, мощность покрышки резко увеличивается до 100-250 м; ее образуют глины от келловейского до валанжинского яруса. В составе комплекса выделяется ряд подкомплексов: джангодско-лайдинский, вымско-леонтьевский, малышевский - которые могут отождествляться с самостоятельными резервуарами сложного строения.

Основные пласты-коллекторы Юъ Юз, Ю4 литологические не выдержанные, с относительно невысокими свойствами. Верхнеюрский (васюганский) НГК слагается морскими несчано-алевритовыми породами васюганской на западе, и сиговской и яновстанской - на востоке, свит. Глубина его залегания изменяется от 2,6 - 2,9 км на приподнятых участках до 3,2 - 3,5 км в депрессиях. Васюганский НГК распространен почти на всей описываемой территории за исключением северных частей Северного свода и Еты-пурского мегавала, где проходит граница глинизации проницаемых пород комплекса. Песчаные пласты Ю'ь Ю2ь Ю3Ь Ю41 имеют широкое площадное распространение, последовательно (снизу вверх) выклиниваясь в западном направлении.

Верхнеюрско-нижнс-меловая суперрегиональная покрышка, экранирующая залежи УВ в регионально продуктивном пласте Ю4, распространена повсеместно и сложена разными глинами: на западе - алевритовыми глинами георгиевской свиты мощностью до 20 м, битуминозными глинами баженовской свиты и слабобитуминозными глинами бсрриасса, а в тех разрезах, где отсутствует песчано-алевритовая ачимовская толща - дополнительно глинами нижнего валанжина мощностью 100-300 м; на востоке покрышку образуют слабобитуминозные и необитуминозные глины кимеридж-берриасского возраста, мощностью 200-250 и более метров.

В главе 3 «Обоснование моделей прогноза» рассматриваются основные характеристики распределения геолого-геофизических показателей в пределах продуктивных и пустых структур, устанавливается их связь с нефтегазоносносгыо, оценивается индивидуальная

информативность показателей, а также предлагаются схемы формирования залежей УВ.

Основой решения задач прогноза является предпосылка, что на территории исследований эталонные, экзаменационные и оцениваемые объекты характеризуются единством геологического строения и историей развития, а также сходством процессов нефтсобразо-вания и нефтегазонакопления. В данной ситуации необходимо выполнить прогноз в пределах территории с одинаковым геологическим строением.

Опыт применения вероятностно-статистических методов показывает, что достаточно эффективно при локальном прогнозе использовать совместно линейный дискриминантный анализ (ЛДА) и метод Байеса (5, 6, 14).

Анализ всех месторождений и пустых структур показал, что они характеризуются различным сочетанием юрских залежей. При этом наблюдаются следующие ситуации:

1) множество поднятий, в которых нефтегазоносны пласты как нижне-среднеюрского, так и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов (НТК).

2) множество поднятий, в которых нефтегазоносны только нижне-среднеюрские отложения.

3) множество поднятий, в которых нефтегазоносны только верхнеюрские пласты.

4) множество поднятий, где в юрских отложениях залежей УВ не обнаружено.

Дальнейшее решение задачи прогноза проводилось по следующей схеме:

1) определение исходного набора показателей и оценка их информативности;

2) построение решающих правил прогнозирования, оценка их достоверности;

3) оценка качества решающих правил;

4) собственно прогноз - определение перспективности прогнозных объектов;

5) анализ результатов прогноза.

В настоящей работе в соответствии с ее основной направленностью ( прогноз нефтегазоносности локальных структур на добу-ровой стадии) исходная совокупность показателей сформирована с учетом следующих основных требований:

1)все показатели можно получить до ввода структур в глубокое бурение;

2) показатели должны отражать основные положения процесса формирования скоплений УВ и вписываться в принятую геологическую модель;

3) показатели должны быть информативными и иметь цифровое выражение.

Поскольку на данном этапе прогноза нефтегазоноспости локальных структур отсутствуют материалы глубокого бурения, в предлагаемом варианте методики прогноза нефтегазоносности на применяемый комплекс показателей накладываются следующие ограничения:

1) в исходной совокупности используются только количественные показатели, т.к. они позволяют выполнять широкий спектр математических действий, что, в свою очередь, способствует наиболее объективным и точным выводам;

2) в исходную совокупность включаются только те показатели, которые можно определить для каждой структуры;

3) не используются показатели, значения которых не имеют достаточной точности и допускают субъективность этих оценок;

4) не применяются показатели, для которых невозможно получить однозначную формализованную характеристику.

В системе факторов, контролирующих нефтегазоносность, тектонические условия являются важнейшими. Под тектоническими условиями нефтегазоносности прежде всего имеют ввиду совокупность признаков геологического строения, которые существенно влияют на характеристики нефтегазоносности (ее масштаб, диапазон распространения залежей нефти и газа в разрезе). Важнейшая роль тектонических условий в размещении и формировании залежей нефти и газа предопределяется тем, что они, помимо непосредственного влияния на нефтегазоносность через структуры и движения, их формирующие, в значительной мере контролируют направленность и ход геохимических, литологических и гидрогеологических процессов. Именно поэтому в диссертационной работе прогнозная оценка локальных структур базируется на исследовании структурно-тектонических критериев, существенное влияние которых на нефтегазоносность юрских отложений вытекает из принятой геологической модели. С учетом задачи прогноза, рассмотренных принципов и ограничений для показателей, модели формирования юрских залежей для оценки нефтегазоносности локальных структур была принята исходная совокупность. Выбранные показатели прогноза

отражают особенности изучаемых локальных объектов и окружающую их региональную геологическую обстановку (13). Все показатели автором разделены на две группы:

1) показатели, характеризующие геотектоническую обстановку;

2) показатели, характеризующие структурную ловушку.

Информативность исследуемых критериев определялась по статистикам Стыодента -1 и Пирсона - -¿2 (11). Некоторые статистические характеристики критериев приведены в табл. 1.

стлтигтгстс ХЛЯАХТЕЛСТЮ» КЕКПТОРШ ЮЧГППЕЯ ПЯОГНШ ЮЯТЕГЛЭОКХЗОСТ* 1йС1.1

Нияы-с&нггир&мя К/'К 1 И'К ¡Кюи«-срвД«««)>^кш< к «ерхнееоскнк ■ ¡хккт отааииия [ • кмит£м мяы*:«1|0 (сбойвен пая оОучвощая виворка)

| м^лмя! стожа - сс«а-«ь.зд«!<ме.к£а£р4тиимо* »¿рьшша,*. С^ДкЛ* строк* - ОТИДаяК*» СЫВЦЮ. аиачеиин.рвлв* »ААЧЁМКИ. ГАМ! строка - гшвдншамм о клолкшим »г^с^тмсстш »фв»ц*,д»:л«млзи»вогэ

ос» лцъюуры ВДгвгдокогнм» структуру Л-дом струкпрх структ>[* Я/стие структур« Кефгс гаэасося* структуры Пустив структуры

Э.Э; -1 - ♦! -1 - *1 -1 - -1 - +1 5.1; -1 - -1 - +1 49; -1 - Ч -1 - н

42.0Э; 92; 100; 63;68; 53;60; 85;86; 50;50; 68; 69 60; 68

о:* Ч» «о к, и £ 3.5Ь;У0 " 014Я 1 0.6В; ДО -0.il * 0.91;И1

3.4; -1 - « -1 - +1 -1 - +1 -1 - *\ -1 - П -I - »1 -1 - +1 -1 - +1

8С;0С; 48;100; 74;7*, 7С;72; 8С;76; 57;61; 75; 75 1.43; 0.9 - 4 €4; 62

1.31; 0.9 - 4 0.3-3.4 1.57} 0.9 - 4 0.8 - 3.4 1.53; 0.9 - 4 0.5 - г.? о.а - 4

С5;27; 57; 02 77;6в; 83; 75;С2; 58; «I; 79; 40 • 65; В4

0.88; 0-98 0-е? С. 64; 0-72 о-ва 0.79; 0-69 0 - 83 0.67; 0 - 100 ' 0-92

92;Х; 42; 1С» 70; 56; 43; СО 90; 82; 2.31; 30-290 8; 6* 70; 54 91; 72

2.6; 23 - 270 15 - 170 2.80; 25-280 15-175 15 - 175 2.0; 15 - ЭХ 7 - 300

В2; 6?;И 65; 52 В7;32; 63, И 72; 33 Э7; 52

3.5; ® -•:.*» 5С - гзо г.з; а * 12ПО 5-520 3.1; -13 - 1200 5 - 5ЭО Э.Э; В - 1800 6 - Б»

гэ;гэ: 83; 98; Б4;36; 52; 93; 66; 38; 80; 92; 54; 24 92; 94

1с« в.а i 15-4,53 15.8 15.5.81 г;.о ± 15.3;>'1 11.1 1 *.з. сг ± 13.4; i2.fi » 5.5; ?4

г. 13; 3 - «в в - 45 1.9; 7 - 36 6-45 2.1; « - Эб в - 45 1.9; 5-96 3-45

гг.гз; 73; 94; 53; <2; 72: К. 77; Ы 55; 36 73; 91

!*,»< •Л* 1 г.2; ¿5 £ ¿.5; 8? 13.1 * 4.Э; 49 ь.4 ± г.г, о! и.5а в.З * 4.5; У

4 - 4* Э - £4 1.7; 3 - £3 г - г. 1.?; 4 - £3 2-24 1.7; 4-48 2-24

(1.30; С8\ 96; Б0;46; «С; « 38; 81; во; 40 89; 85

¿4.1 1 г

0.97; 0-64 0-72 О.вг; 0-60 0-72 0.30; 0 - вв 0-72 0.78; 0 - 67 0 - 90

30;С0; £0; 100; 60; 24; 48; 91; 50;СС; 50; 100; 60; £4 50; в?

- 41.3 * б.С; 21 Я 3 * it.6-.r3 35.8* 12.»;33 £4.6 1 14.3; 46

1.01 э - 71 0-74 1.1; 9-86 0-78 73; 53 1.1; 9-71 ' 0-80 1.1; 0 - 9в 0 - 80

7В;00; 46; 1СС; 76,6; 00.5; 42; 88; ; и ; 93

0.79;70Э • гкс 720-£700 0.63;52Э - 2300 5« - гтсо О.Г4;СОО - 1950 620 - 2С5Э 0.83.520 - гззо 430 - Г7ОТ

74; 96; ЭС;40; 87; 70; ' 55;66; 84; 69; 37; 24 85; Я2 .

Четыре первых показателя и параметр Тк характеризуют региональную геотектоническую обстановку, остальные особенности строения и развития ловушек.

Проанализируем индивидуальную информативность некоторых показателей.

Под структурным контролем первого рода (СКО понимается местоположение локальной структуры в пределах крупной тектонической структуры первого порядка. Для юрских огложений в целом по данному критерию средние значения для нефтегазоносных и пустых структур отличаются между собой в 1.7 раза, значительные отличия имеются и по отдельным нефтегазоносным юрским комплексам. Среднеквадратичные отклонения и коэффициенты вариации во всех вариантах для пустых структур выше, чем для заполненных УВ. По критериям I: и х' критерий СК] информативен для всех рассматриваемых эталонных выборок. Для всех юрских отложений в целом нами вычислена линейная взаимосвязь между вероятностью нефтегазоносности структур Р и СК]. Эта связь положительная, значимая, но интервал варьирования величин Р незначителен. Распознавание по данной модели эталонной выборки составляет 55,4%, при этом лучше определяются нефтегазоносные структуры, чем пустые.

Анализ вероятностных кривых по СК1 показывает, что с ростом значений СК1 вероятность наличия залежи во всех изучаемых выборках увеличивается. Необходимо отметить, что построенная по юрским отложениям для западной части территории кривая менее дифференцирована, чем те кривые, которые отражают нефтегазо-носность отдельных комплексов и юрские отложения в целом по На-дым-Пур-Тазовскому междуречью. По ЛДФ по параметру СК] распознавание составляет около 56%, при этом лучше распознаются нефтегазоносные структуры чем пустые.

С использованием ЛДФ для группы нижне-среднеюрских пластов распознавание составляет 50%, верхнеюрских - 64%, совместно - 67%. С использованием вероятностных кривых по изучаемым комплексам лучше распознаются пустые структуры, чем нефтегазоносные, при достаточно удовлетворительной сходимости расчетов по двум методам.

Критерий СК2 показывает местоположение структуры в пределах крупной тектонической структуры второго порядка. Для юрских отложений в целом, как и для отдельных НГК критерий СКг по критериям г и х2 информативен, при этом вероятностные кривые имеют практически одинаковый вид. По данному критерию с использованием вероятностных кривых распознавание лучше, чем при использовании ЛДА. Статистические данные по СК! и СК2, а также наличие связей с Р, анализ ЛДФ и вероятностных кривых

свидетельствуют о том, что наличие положительных структурных форм косвенно контролирует нефтегазопосность локальных структур путем стимуляций и концентраций как латеральных, так и вертикальных потоков УВ, создавая благоприятные условия для миграции и аккумуляции УВ.

Рассматривая соотношение локального и регионального углов наклона кровли юрских отложений, во всех вариантах видим, что для нефтегазоносных структур эти величины в среднем в 1,3 - 1,6 раза выше, чем для пустых; при этом коэффициенты вариации больше для последних, чем для первых. Связь между Р и отношением оь/ар для юрских отложений Надым-Пурской НГО значимая, но характеризуется незначительным размахом значений Р (0,36 -0,56). По критериям I и х,2 данный признак информативен во всех рассматриваемых вариантах. Анализ вероятностных кривых показывает, что при увеличении значений отношений ал/схр вероятность нефтегазоносное™ закономерно повышается. Правильное распознавание одинаково при использовании как линейных моделей, так и вероятностных кривых. Необходимо отметить, что по отношению а^Ахр, в отличие от критериев СК1 и СКЬ лучше распознаются пустые структуры. Это также свидетельствует о разнонаправленно-сти тех процессов, которые происходили при формировании залежей УВ. По мнению автора, критерий а^/ор влияет на интенсивность латеральной миграции УВ из наиболее погруженных частей к ловушкам, а также (совместно с критерием СК2) - на перераспределение нефти и газа между ловушками. Анализ вероятностных кривых показывает, что наибольшим размахом по значениям характеризуется кривая, отображающая нефтегазоносность верхнеюрского НГК, для нижне-среднеюрского НГК кривая менее дифференцирована, интервал варьирования кривой для юрских отложений в целом 0,17-0,76, а для юрских отложений западной части территории исследований незначителен (0,30-0,55). Это свидетельствует о том, что более высокие значения соотношения локальных и региональных углов наклона наблюдаются при заполнении УВ верхних пластов по сравнению с нижними.

Исходя из этого, можно предположить, что процессы массопе-реноса УВ характеризуются более сложными условиями при заполнении верхних ловушек по сравнению с нижними, которые расположены ближе к нефтегазоматеринским породам.

Влияние разломов на особенности распределения скоплений УВ оценивалось в работе (12), путем измерения расстояния от центра структуры до ближайшего регионального разлома (Ц). В сред-

нем значение Ц, для нефтегазоносных структур во всех ситуациях меньше, чем для пустых, при близких среднеквадратичных отклонениях и коэффициентах вариации. Связь между Р и Ьр для юрских отложений в целом значимая, отрицательная, характеризуется широким диапазоном изменений Р ( Р=0,73-0,00063Ьр ), т.е. влияние данного фактора на возможность заполнения ловушки УВ значительно. Анализ этой связи показывает, что при прочих равных условиях максимальное влияние Ьр на нефтегазоносность можно оценить в 73%, тогда как по универсальной модели, по данным В.И.Галкина (1992) оно составляет 68%. Анализ вероятностных кривых Ьр во всех вариантах показывает, что с увеличением расстояния от 0 до 100 км вероятность нефгегазоносности закономерно снижается от 0,65-0,69 до 0,10-0,17.

В значительной мере заполнение ловушек УВ контролируется морфологическими характеристиками: амплитудой (А), площадью (8), размером длинной (1да) и короткой (1Ж) осей структуры. Средние значения А нефтегазоносных структур во всех вариантах в 1,5 - 2,8 раза выше, чем пустых, при высоком значении критерия г и достаточно близких среднеквадратичных отклонениях и коэффициентах вариации. Выполненный анализ вероятностных кривых по этим критериям показывает, что при увеличении их значений вероятность нефтегазоносносги повышается (6, 14).

Изучение палеоструктурного развития нефтегазоносных и пустых структур для всего юрского нефтегазоносного комплекса показало, что наиболее благоприятными условиями для аккумуляции скоплений УВ обладают ловушки, прирост амплитуды которых за меловое время (Ах) составил чуть более 50% от современной амплитуды, за кайнозойское время А^ = 44%, тогда как у пустых Ах = 74%, а Аи = 26%. Связь между Р и А* обратная, значимая, с большим изменением величины Р, а между Р и Ак прямая, с аналогичным изменением Р. Вероятностные кривые по величинам А*1; А^ и Ащ имеют разнонаправленный вид, это показывает, что нефтегазоносные и пустые структуры развивались принципиально по-разному.

Средние значения амплитуд неотектонических движений (А,,) близки для нефтегазоносных и пустых структур. Показатель А„ малоинформативен по критериям I и х2 при всех изучаемых вариантах.

Средние значения мощности отложений ( Т* ) у двух классов структур отличаются незначительно. Вероятностные кривые имеют

резко выраженный одномодальный вид. Связь между Р и Тк отсутствует. По критериям 1: и показатель Тк малоинформативен.

По средним значениям толщины региональной глинистой покрышки для всего комплекса (Т„) нефтегазоносные и пустые структуры отличаются более значительно, чем по Тк, при этом наблюдается сильная положительная связь между Р и Тл.

Автором построены вероятностные кривые различных отношений изучаемых параметров. По критерию интенсивности структур (А/л'Б) вероятностные кривые имеют различный вид для ниж-не-среднеюрского и верхнеюрского НГК. Для верхних пластов повышение интенсивности увеличивает вероятность наличия УВ, а нижних уменьшает, что свидетельствует о том, что заполнение верхних пластов углеводородами, вероятнее всего, происходило за счет материнского потенциала нижерасположенных нефтематерин-ских свойств. Вероятностные кривые по отношениям АЛда и А/1к в основном однонаправленные и характеризуют возможности сохранения скоплений УВ в изучаемых пластах.

Вероятностные кривые и статистические данные свидетельствуют о малой информативности отношения У1да (изометричность структур).

В результате анализа распределения структур по площади исследований автором было подмечено, что нефтегазоносные структуры, в основном, имеют меридиональное направление длинных осей, тогда как для пустых структур оно хаотично. В качестве критерия этого свойства использовался угол между направлением широты и длинной оси структуры о„. ' -

Анализ показал, что достаточно информативными для юрских отложений Надым-Пурской НТО являются налеоструктурные критерии. На данной территории нефтегазоносными в основном являются структуры, увеличение амплитуд которых за меловое время составило 50% от современной амплитуды, а пустыми - структуры с большим приростом амплитуд. Структуры, увеличение амплитуды которых в кайнозое достигло в среднем 44%, являются нефтегазоносными, менее - в основном пустыми. При исследовании пзлео-структурных критериев по всей территории исследования, а также по отдельным группам пластов информативность их значительно ниже.

Достаточно информативной во всех рассматриваемых сочетаниях является группа критериев, характеризующих параметры самих структур. По этим показателям лучше распознаются пустые

структуры. Нефтегазоносны крупные, линейно вытянутые меридионально ориентированные структуры.

Анализ значений толщины региональной покрышки и соотношения локальных и региональных углов наклона показал, что нефтсгазоносность повышается по мере увеличения этих значений. По данным критериям лучше распознаются пустые структуры. Толщина покрышки более 60 м способна экранировать любую залежь в юрских отложениях. Толщина юрских отложений изменяется от 400 до 1600 м, наиболее благоприятные условия аккумуляции углеводородов имеют структуры с толщинами менее 1000 м (11).

По степеням тектонического контроля и расстояниям до региональных разломов плохо распознается группа пластов нижне-среднеюрского НТК.

Анализ индивидуальной информативности показывает, что ни по одному из критериев невозможно полностью разделить структуры на нефтегазоносные и пустые. Поэтому автором проанализировано как происходит разделение по обучающей выборке в зависимости от различного количества используемых признаков во всех вариантах.

Влияние количества анализируемых признаков при построении геолого-математических моделей приведено в работе (14). Анализ критериев, входящих в построение геолого-математических моделей показывает, что во всех моделях присутствуют интенсивность структуры, размер короткой оси, отношение амплитуды к длине короткой оси, параметры Тк и , а также показатели развития структур.

Для уточнения выявленных особенностей, воссоздания схем формирования залежей УВ был проведен корреляционный анализ связей между рассмотренными признаками для нефтегазоносных и пустых структур (13). В качестве меры взаимосвязей использовался линейный коэффициент корреляции, который определялся в трех вариантах: первый вариант - без учета нефтегазоносности, второй -для нефтегазоносных структур, третий - для пустых структур. При этом обращалось внимание не только на силу связей, но и, самое главное, на отличие связей для структур, содержащих скопления нефти и газа и пустых. Для всей толщи юрских отложений взаимосвязи между морфологическими характеристиками нефтегазоносных структур в целом теснее, чем для пустых.

Очень информативным при разделении обучающей выборки на нефтегазоносные и пустые структуры является критерий ЬР , поэтому его связям с другими показателями было уделено особое вни-

мание (12). Анализ корреляционных связей показывает, что максимальные различия в них получены при сопоставлении ЬР с амплитудой структур и с параметром Т„. Если для нефтегазоносных структур взаимозависимости этих параметров с ЬР велики, то для пустых структур такие связи практически отсутствуют.

При анализе распределения нефтегазоносных и пустых структур по интервалам удаления от разломов получены следующие данные: в интервале 0-20 км находится 18 струкгур из которых 11 нефтегазоносны, в интервале 20-40 км - 12 структур из которых 5 нефтегазоносны, в интервале 40-60 км - 6 структур из которых 3 нефтегазоносны, в интервале 60-80 км - 8 струкгур из которых 2 нефтегазоносны и , наконец в интервале 80-100 км - 6 структур, из них только одна нефтегазоносная.

По величине Т„ в зависимости от расстояния от разломов установлено, что при расстоянии до 50 км происходит закономерное уменьшение мощности покрышек над нефтегазоносными структурами, распределение над пустыми поднятиями хаотично. Величина отношения Тп над пустыми структурами на расстоянии от разломов до 40 км больше 1, в интервале 40-100 км меньше, что свидетельствует о разном соотношении толщин в зависимости от ЬР .

Разломы в значительной мере по территории исследования влияют на те характеристики, которые отвечают за сохранность скоплений углеводородов. В определенной мере разломы контролируют и развитие различных по нефтегазоносности структур, о чем свидетельствуют связи ЬР с А* и Аи. По мнению автора, все это свидетельствует о том, что наблюдается принципиальное различие в развитии нефтегазоносных и пустых структур.

Таким образом, изучение геологического строения с привлечением статистического анализа позволяет считать, что процесс генерации УВ происходит в мощной (до 1,5 км) тюменской свите ( очевидно, она является главным источником углеводородов), а заполнение ловушек углеводородами в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья контролируется как региональными, так и локальными критериями (6,7,10,11,13,14).

Юрские отложения по всей территории исследований вступили в главную зону нефтеобразования уже к концу раннего - началу позднего мела. Принимая во внимание хорошую связь толщины покрышки на нефтегазоносных структурах с кайнозойским этапом формирования структур, можно предположить, что именно в кайнозойское время происходило заполнение ловушек УВ. При этом они испытали этап наиболее интенсивного развития, что свидетельствует, о том, что юрские залежи в основном молодые, а их местоположе-

ние в достаточно большей мере контролируется структурными показателями. Отсутствие надежных глинистых покрышек внутри тюменской свиты, значительное влияние дизъюнктивных нарушений на нсфтегазоносность позволяют сделать вывод о возможности вертикальной миграции УВ из низов тюменской свиты, а возможно, и из более древних толщ, которые также обладают значительным неф-тегазоматеринским потенциалом. В данной главе на качественном уровне приводится обоснование перспектив нефтегазоносности до-мезозойских отложений (2, 3, 8).

В четвертой главе «Прогнозирование нефтегазоносности структур, зональное районирование по степени перспективности» описывается процедура выполнения прогнозной оценки, представлены геолого-математические модели прогноза, произведено ранжирование локальных структур по степени перспективности. Прогнозирование выполнялось двумя способами с использованием формулы Байеса и линейного дискриминантного анализа (6, 7, 10, 11, 13, 14). Эффективность применения вероятностно-статистического анализа оценена по эталонной и экзаменационной выборкам.

Например, для Губкинской структуры вероятность наличия залежи в зависимости от амплитуды составляет 0,67, по площади -0,83 и т.д. Затем определяем комплексную вероятность наличия залежи в юрских отложениях с учетом всех значений вероятностей по отдельным критериям. Так, общая вероятность наличия залежи в юрских отложениях по комплексу критериев для Губкинской структуры составляет 0,95.

Таким образом, в результате расчетов определена вероятность наличия залежи УВ для всех нефтегазоносных и пустых структур эталонной и экзаменационной выборок. При проверке эталонной и экзаменационной выборок использовали следующее решающее правило: при P(Wi/x,n) > 0,5 структуры относятся к классу нефтегазоносных, при P(Wi/Xm) < 0,5 - к классу «пустых».

Для практической реализации при оценке нефтегазоносности юрских отложений использовалась следующая формула: Z = - 0,0329 А+ 0,0544 1да + 0,1639 1£ + 0,1093 А/1К + 0,0118 Ц, +

0,251 lCKj + 0,2902 СК2 - 0,0028 Тг + 0,0030 Тк'+ 0.6276 aja^ -

0,0160 А,! - 0,0069 оц + 2,0662 ;

где Тг1 - величина толщины комплекса в зависимости от расстояния до разломов, остальные обозначения были приведены выше.

Для оценки перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрского НГК рекомендуется использовать следующую ЛДФ:

Ъх.2 = 0,0131 А + 0,0056 Б + 0,7706 ЛЛ& - 0,0941 1да - 0,2711 1К-0,1319 А/1 - 0,4117 А/1Х - 4,2695 У 1 да - 0,0015 Ц + 0,0003 А/Ьр - 0,3188 СК, + 0,3269 СК2 - 0,0023 Тк + 0,0032 Тк' + 0,0007 А„ - 0,1193 А^- 0,0808 А^ + 19,4973;

Для оценки перспектив нефтегазоносности верхнсюрского НГК рекомендуется использовать следующую ЛДФ:

Ъъ = 0,1022А/\& - 0,0001 ]да - 0,0688 1 ж + 0,0106 А/)да - 0,1124 АЛК + 0.0043ЬР - 0,3034С1С2 + 0,0005Т к' -0,60777«^ - 0,0243Ай -0,0017 +3,2038;

Для совместного прогноза нефтегазоносности нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложений можно применял, следующую ЛДФ:

г1.гз = -0,0073А+ 1,1377Аг>/8 - 0,08311к- 0,4854А/1К - 5,7543 + 0,0192 Ьр - 0,0039 Тк + 0,0048 Тк 1 - 0.37987 «,/ор + 0,0224 А«+ 8,6321.

В диссертации приведены расчеты с использованием комплексной условной вероятности и линейного дискрим!шантного анализа по 179 структурам. По этим данным построены схемы перспектив нефтегазоносности в виде изовероятностей принадлежности к нефтегазоносным структурам по нижне-среднегорскому НГК, верхнеюрскому НГК, совместно по нижне-среднеюрскому и верхнеюрскому НГК и юрским отложениям в целом. Выполнен детальный анализ этих схем.

Автором, с помощью вычисления коэффициента линейной корреляции (г), проведено сопоставление расчетов выполненных по двум методам по эталонной и прогнозной выборкам. Для нижне-среднеюрского НГК по эталонным структурам г=0,60 , по прогнозным - г=0,33. Для верхнеюрского НГК по эталонным структурам г-0,85 , по прогнозным - г=0,84. Совместно для нижне-среднеюрского и верхнеюрского НГК по эталонным структурам г-0,76 , по прогнозным - г=0,50. По обучающей выборке представляющей в основном Надым-Пурскую НГО соответственно - 0,66 -для эталонных и 0,50 - для прогнозных . По обобщенной выборке -0,76 - для эталонных и 0,70 - для прогнозных. Из этих данных видно, что наиболее сходятся результаты по верхнеюрскому НГК и юрским отложениям в целом, которые характеризуются наиболее пред-

сгавительными равномерно распределенными по Надым-Пур-Тазовскому междуречью эталонами.

В качестве примера приведем схему перспектив нефтегазонос-ности в юрских отложениях в целом (рис. ). Анализ распределения изовероятностей показывает, что западная часть территории более перспективна чем восточная, но и в пределах западной части имеются локальные участки, ограниченные изовероятностью нефтегазо-носности 0,25. В пределах восточной части также есть перспективные участки с изовероятностью 0,75.

В табл.2 приведено распределение нефтегазоносных и пустых структур по изучаемым вариантам. Анализ данной таблицы показывает, что месторождения нефти и газа распределены в пределах зон с различной вероятностью достаточно закономерно : в зонах с изовероятностью менее 0,25 в основном расположены пустые структуры (46-90%), нефтяных структур значительно меньше (3-12%). В зоне изовероятностей 0,25-0,50 - находится 11-24% нефтегазоносных структур и 5-39% - пустых. На площадях с изовероятносью 0,50-0,75 - соответственно 25-43% нефтегазоносных структур и 0-20% пустых структур и на участках с изовероятностью нефтегазоносное™ более 0,75 находится 31-53% нефтегазоносных структур и 0-12% пустых структур.

Табл.2

Распределение нефтегазоносных и пустых __структур в пределах зон изовероятностей

способы прогноза

зоны вероятностей <0,25 I 0,25-0,50 I 0,50-0,75 I >0,75 распределение количества структур в % нефт пуст нефт пуст нефт пуст, нефт пуст

Нижне-средне-юрский нефтегазоносный комплекс

РО^/х») РлДА

Р

10 12

69 86

77

15 12

24

10 И

19

32 28

28

13

о

43 48

40

верхнегорскии нефтегазоносный комплекс

РС^/х.,) РлДА

Р

52

53

58

10 19

18

20 31

21

32 38

35

16 12

18

50 38

41

12 4

3 0 О

нижне-среднс-юрский и вернеюр-

ский нефтегазоносные комплексы совместно

Р(ТУАп)

ГЛДА

Р

11

5

84

90

85

11 11

11

10 5

15

25 41

31

53 43

52

юрские отложения в целом

Р^/ХоО

РлДА р

45

58

46

15

23

18

30 23

39

34

43

38

20 14

12

48 31

40

4

0

8

6

О

0

6

3

Рис. Схема перспектив нефтегазоносности юрских отложений.

I - изовероятности принадлежности к нефтегазоносным структурам; 2 - нефтегазоносная структура; 3 - пустая структура; 4 - структура, по которой дается прогноз; 5 - граница нейду нефтегазоносными областями; 6 - Надым-Пурская НГО; 7 - Пур-Тазовская НГО

Анализ распределения пустых и нефтегазоносных структур в отношении изовероятностей, имеющих региональное распространение, показывает, что целесообразно наряду с индивидуальной оценкой прогнозных структур по геолого-математическим моделям использовать в качестве дополнительных критериев их местоположение в зонах изовероятностей. По мнению автора, наибольшие перспективы имеются в том случае, если структура находится в зоне ограниченной изовероятностью 0,75 (высокоперспективная зона), зону между изовероятностями 0,5-0,75 следует считать перспективной, зону в интервале 0,5-0,25 - средненерспективной и зону ограниченную изовероятностью 0,25 - малоперспективной.

Например, по нижне-среднеюскому НТК на юго-западе расположены Айеганское, Ваньяганское, Варьяганское, З.Варьяганское и С.Варьяганское месторождения, а в непосредственной близости от них находятся Валюшинская, Сардаковская, Ампутинская структуры, сами характеризующиеся высокой вероятностью и находящиеся в высокоперспективной зоне. Или другие, прогнозные структуры, имеющие индивидуальную высокую вероятность, но расположены в зонах с меньшей зональной перспективностью, т.е. расположенные между изовероятностями 0.25 - 0.50. При выборе первоочередных объектов под поисковое бурение необходимо учитывать зональную и индивидуальную компоненты прогнозов. Наиболее перспективными объектами в нижне-среднеюрском НТК следует считать структуры, расположенные западнее изовероятности 0.5.

Зона восточнее изовероятности 0.25 в основном зонально малоперспективна на поиски залежей нефга и газа в нижне-среднеюрских отложениях, кроме зоны, где наблюдается площадное увеличение вероятностей. В пределах данной зоны открыты месторождения: Яровое, Черничное, Ютырмальское, Верхнечасельское, Известинское, Термокарстовое. Площадь, расположенная между изовероятностями 0.25 - 0.50, обладает средней степенью зональной перспективности.

Приведенные данные убедительно свидетельствуют о том, что построенные схемы прогноза нефтегазоносности отложений эффективно «работают» и их можно рекомендовать к использованию при прогнозной оценке нефтегазоносности локальных структур.

Предложенные методические приемы позволяют по мере получения новой информации переформировать обучающую выборку, строить зональные схемы перспектив нефтегазоносности по нужным вариантам на необходимые промежутки времени и более точно прогнозировать нефгегазоносностъ локальных структур.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты диссертации заключаются в следующем:

- уточнены и в процессе .практической реализации проверены основные принципы зонально-локального прогнозирования нефтега-зоносности, используемые при поисковых работах;

- в. результате детального анализа нефтегазоносности юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья установлено, что месторождения отличаются по числу нефтегазоносных комплексов и по их положению в разрезе. Показано, что различный диапазон нефтегазоносности требует создания индивидуальных геолого-математических моделей прогноза;

- выполнен детальный анализ информативности критериев. Показано, что нефтегазоносные и пустые структуры отличаются как по региональным, так и по локальным критериям. Впервые построены и детально исследованы вероятностные кривые используемые при прогнозировании нефтегазоносности юрских структур как в целом, так и по отдельным нефтегазоносным комплексам ;

- впервые выполнен комплексный анализ критериев, определяющих различную нефтегазоносность юрских отложений ;

- на основе комплекса информативных критериев разработаны геолого-математические модели прогноза нефтегазоносности юрских отложений с использованием формулы Байеса и линейного дискри-минантного анализа;

- впервые выполнено зональное районирование изучаемой территории по степени перспективности юрских отложений в целом и по отдельным нефтегазоносным комплексам. Анализ построенных зональных схем показал, что происходит постепенный переход от высокоперспективных зон к перспективным и малоперспективным ;

- сведения о наиболее вероятном распределении залежей в разрезе юрских отложений являются важнейшей информацией при планировании поисковых работ на нефть и газ. Разработанная методика прогноза может быть составной частью при оценке перспектив нефтегазоносности юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья... ,

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Продуктивность васюганских (сиговских) отложений юга Надым-Пурской нефтегазоносной области по данным геологоразведочных работ // Геология, геофизика и разработка нефтяных

месторождений, M., 1992, №7. С. 1-7 (в авторстве с Качаловым О.Б., Никулиным Б.В)

2. Домезозойские образования Пур-Тазовского междуречья (Тюменская область) - новый нефтегазоносный объект Западной Сибири // Доклады Академии наук, 1992. Том 326, №2. С. 309-312 ( в авторстве с Каштановым В.Л., Никулиным Б.В., Филипповым Ю.Ф.)

3. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности домезозойских образований Пур-Тазовского междуречья (Тюменская область) // Геология и геофизика, 1993, №8. С. 38-45 ( в авторстве с Каштановым В.Л., Никулиным Б.В., Филипповым Ю.Ф.)

4. Геология и нефтегазоносность домезозойских образований Пур-Тазовского междуречья // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень-Тарко-Сале, 1995. С. 206-214 ( в авторстве с Каштановым В.Л., Никулиным Б.В., Филипповым Ю.Ф.)

5. Применение вероятностно-статистических моделей при подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению (монография). Пермь, 1996. 59 с. (в авторстве с Растегаевым A.B., Галкиным С. В., Галкиным В.И.)

6. Прогнозирование нефтегазоносности структур в различных геоструктурных зонах (монография) // Труды ПермНИПИнефть, Пермь, 1996, 66 с. (в авторстве с Галкиным В.И., Мерсоном М.Э., Шурубором O.A. и др.)

7. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур вероятностно-статистическими моделями // Нефть и газ. Известия вузов, Тюмень, 1997, №1, с. 31-35 (в авторстве с Галкиным В.И., Галкиным C.B., Пономаревым В.А.)

8. Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири (Пур-Тазовского междуречье, Тюменская область). Геология нефти и газа, 1997, №5. С. 4-7. ( в авторстве с Каштановым В.Л., Никулиным Б.В., Филипповым Ю.Ф.)

9. Закономерности размещения и прогноз литологически замкнутых резервуаров в платформах неокома Пуровского района Западной Сибири // Тез. докл. Международного синпозиума 23-27 мая 1997 г. Санкт-Петербург, 1997. С. 110 (в авторстве с Трушковой Л. Я., Шиманским В.В., Никулиным Б.В.)

10. Прогноз нефтегазоносности локальных структур юрского комплекса Надым-Пурской нефтегазоносной области. Газовая промышленность, №8. С.45-47. (в авторстве с Галкиным В.И., Маршае-вым O.A., Никулиным Б.В., Пономаревым В.А.)

11. О некоторых вопросах прогноза нефтегазоносности юрского нефтегазоносного комплекса Надым-Пурской нефтегазоносной

области //' Геология месторождений полезных ископаемых. Пермь, 1997. С. 20-25 (в авторстве с Галкиным В.И., Маршаевым O.A., Никулиным Б.В., Пономаревым В.А.)

12. О роли разломов в нефтсгазоносности юрского нефтегазоносного комплекса Надым-Пурской ИГО // Геология месторождений полезных ископаемых. Пермь, 1997. С. 49-52 (в авторстве с Галкиным В.И., Маршаевым O.A.)

13. Критерии прогноза нефтегазоноспости юрского комплекса Надым-Пурской НГО. Геология нефти и газа. 1997, №11. С. 15-17.

14. Прогноз нефи; газоносности локальных структур (монография). Пермь, 1997. 57 с. (в авторстве с Галкиным В.И., Маршаевым O.A.)

Сдано в печать 5.05.98 г. '¿ормат 60x6Vl6. Объем I уч.-из. л. Тираж 100.Заказ IC39. Ротапринт ПГТУ.