Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научное обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Научное обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья"

На правах рукописи

Урасинов Борис Львович

НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТРИАС-ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь 2005

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

В.В.Середин - кандидат геолого-минералогических наук М.Э.Мерсон

Ведущее предприятие: - ОАО «СибНИИНП», г.Тюмень

Защита состоится 20 апреля 2005 г. в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.188.03 в Пермском государственном техническом университете по адресу:

614000. г. Пермь. ГСП-45, ул. Комсомольский проспект, 29, ауд.423.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ПГТУ. Автореферат разослан 18 марта 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

А.В.Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Эффективная работа любого нефтегазодобывающего предприятия невозможна без постоянного развития и освоения сырьевой базы. В свою очередь развитие сырьевой базы невозможно без изучения условий формирования, закономерностей размещения скоплений углеводородов и научного обоснования направлений поисковых работ на основе количественной оценки нефтегазоносности недр. Анализ результатов и состояния поисково-разведочных работ на триасовые и юрские отложения в пределах территории Надым-Пур-Тазовского междуречья показывает, что эффективность работ различна, как по площади исследований, так и по разрезу изучаемых отложений. В условиях различной изученности триасовых и юрских отложений необходимо разработать различные методы прогноза их нефтегазоносности. Для триасовых глубокозалегающих отложений - это в основном региональный прогноз, для юрских - локально-зональный. Более обоснованный прогноз нефтегазоносности в подготовленных к глубокому бурению ловушках можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к обобщению разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Разработка методов оценки нефтегазоносности структур до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна, особенно в последние 10 лет, когда на данной территории наблюдается снижение коэффициента успешности нефтепоисковых поисковых работ.

Целью настоящей работы является научное обоснование и построения геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности для оценки продуктивности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Основные задачи исследований для достижения поставленной пели заключаются в следующем:

1. Установление критериев, определяющих нефтегазоносность триас-юрских отложений, оценка их информативности, установление вероятностно-статистических зависимостей влияния различных факторов на нефтегазоносность локальных объектов.

2. Статистическое обоснование построения моделей прогноза нефтегазоносности триас-юрских отложений на основе изучения содержания органического вещества, его катагенеза, влияния

грабен-рифтов и глубинного сейсмического строения земной коры.

3. Построение геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности триас-юрских отложений, оценка их надежности.

Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения триас-юрских отложений обоснован комплекс информативных показателей, контролирующих нефтегазоносность триас-юрских отложений; установлены количественные связи -между вероятностью нефтегазоносности и различными критериями. Исследовано комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность триас-юрских отложений. Дан анализ эффективности использования разработанных геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности для различных нефтегазоносных комплексов в пределах территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс критериев, контролирующих нефтегазоносность триас-юрских отложений.

2. Вероятностно-статистические модели регионального прогноза нефтегазоносности триасовых отложений и локально-зонального прогноза - юрских отложений.

3. Схемы прогноза нефтегазоносности триас-юрских отложений в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить геолого-экономическую эффективность поисковых работ на нефть и газ.

Реализация работы. Предлагаемые методы прогноза внедрены в ОАО «Пурнефтегазгеология» и использованы при проектировании поисковых работ на нефть и газ.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2000, 2001, 2002, 2003, 2004), а также на региональных научно-практических конференциях в городах Тюмени. Ханты-Мансийске и Ноябрьске.

По теме диссертации опубликовано 9 работ.

Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 154 страницах машинописи, иллюстрирован 37 рисунками и содержит 16 таблиц. Список литературы включает 133 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приведена характеристика геологического строения и нефтегазоносности триас-юрских отложений Западно-Сибирской плиты в пределах Надым-Пур-Тазовского междуречья. В ней представлены современные данные о геологическом строении, а также приведена характеристика основных нефтегазоносных комплексов. Необходимо отметить, что автор диссертационной работы придерживается гипотезы, согласно которой структура мезо-кайнозойских отложений осадочного чехла, их мощность и фациальный состав, а, следовательно, и нефтегазоносность во многом определяются динамикой развития существовавших рифтовых систем.

Суммарная мощность триас-нижнеюрского комплекса осадочных пород увеличивается от 200 м в зонах выступов фундамента до 1500 м в осевой части рифтовых зон.

Значительные мощности и характер осадконакопления создали в целом благоприятные условия для формирования в разрезе скоплений УВ.

Всего в пределах территории исследований сейсмическими работами выявлено и подготовлено по поверхности юрских отложений более 150 локальных структур, на большей части которых юрский НГК был вскрыт хоты бы одной скважиной, триасовые же отложения вскрыты отдельными скважинами (более 20).

Во второй главе «Статистическое обоснование построения моделей прогноза нефтегазоносности триас-юрских отложений» выполнена оценка связи нефтегазоносности с особенностями изменения ОВ пород, с рифтогенными зонами, с особенностями распределения значений 5130у/4 по разрезу с учетом геологического возраста, с влиянием глубинного сейсмического строения на нефтегазоносность вышележащих отложений. Анализ такого широкого спектра показателей обусловлен тем, что научная гипотеза осадочно-миграционного образования углеводородов не всегда объясняет многих особенностей размещения их скоплений, выявленных в пределах конкретных площадей севера Западно-Сибирской НГП. Поэтому в данном разделе работы изучены различные показатели.

Например, авторы монографии [Нежданов А.А. и др., 2000] предлагают рассматривать наличие рифтов и рифтоподобных структур как признак, необходимый для формирования скоплений углеводородов.

В связи с этим автором диссертационной работы выполнена статистическая оценка влияния рифтов и рифтоподобных структур на расположение месторождений углеводородов [8]. Для этого, исходя из соотношений размеров месторождений УВ и рифтов, эмпирическим путем была определена площадь элементарного квадрата, в пределах которого определялись значения изучаемых показателей: площади нефтегазоносности Sn (км2), рифтов и рифтоподобных тел SR (КМ2), а также средняя

глубина кровли верхней юры И] (км).

В дальнейшем было исследовано влияние параметров ЗЯ И Ш на величину .9,,. Визуальный анализ взаимного расположения рифтов, рифтообразных тел и месторождений УВ показывает, что максимальные их концентрации находятся в центральной части района исследований, минимальные - по периферии. Для изучения данного явления было рассмотрено три варианта взаимосвязей Зт ЗЯ И Ш.

Первый вариант заключался в изучении изменения рассматриваемых связей в пределах выделенных рядов квадратов с севера на юг; первый ряд квадратов самый северный, последний - самый южный (табл.1). Отсюда видно, что в первом ряду квадратов на Зп влияет только И]. Для второго ряда квадратов определяющим фактором также является Нр но действие величин ЗЯ на Зп уже начинает проявляться. Отметим, что нефтеносность во втором ряду имеет большее площадное распространение, чем в первом. В следующем ряду при движении на юг величина Зп уже больше зависит от ЗЯ И В меньшей степени от Нг В более южных, четвертом и пятом рядах, значения Зп контролируются ЗЯ; при этом для четвертого ряда значение множественного коэффициента корреляции Я выше, чем для пятого ряда. Для еще более южных, шестого и восьмого рядов, значение Зп зависит от Нр а для седьмого - от ЗЯ.

Второй вариант заключался в изучении изменения связей между Зп, ЗЯ И Ну. по рядам квадратов с запада на восток (табл.1). Из таблицы видно, что первоначально на западе влияние ЗЯ на Зп слабое, в центре наблюдается усиление влияния и на восток - ослабление влияния.

Таким образом, рассмотрение вариантов размещения квадратов по схемам "север-юг", "запад-восток" показывает, что максимальное влияние ЗЯ на Зп наблюдается в центральной части, где расположено максимальное количество месторождений УВ, а также рифтов и рифтоподобных структур. Поэтому в дальнейшем был рассмотрен третий вариант размещения квадратов, который заключался в том, что крайние ряды квадратов вариантов "север-юг" и "запад-восток" были первоначально объединены в одну модель (модель "кольцо квадратов по периметру").

Затем была составлена кольцевая модель из квадратов, граничащих с периферийными квадратами и расположенными внутри них (первое внутренне кольцо), далее были составлены еще две модели, расположенные одна в другой по мере приближения к центру территории исследований (табл.1). Анализ этих моделей показал, что во втором внутреннем кольце, где средние значения ЗЯ и Зп максимальны, т.е. расположено максимальное количество месторождений и рифтогенных образований, на величину Зп максимальное влияние оказывает ЗЯ, и только затем И]. Отметим, что данная модель характеризуется наиболее высоким значением Я, а также другими статистическими характеристиками, оценивающими ее.

Таблица 1

Зависимости площади нефтегазоносности от площади рифтогенных зон и глубины кровли верхней юры

1 Исследуемый вариант Статистическая модель (пошаговый регрессионный анализ)

Варианты расположения квадратов по схеме "север-юг"

Первый ряд ¿>50,00 Я, - 156,00, Л=0,76, /УЛ=2,7, р<0,21

Второй ряд £„=49,56 Я, - 0,32 & + 385,35, Д=0,78, /у ^=1,1, /><0,23

Третий ряд 4=0,08 6,31 Я, - 14,68, Я-0,69, /уУ/=0,59, /><0,37

Четвертый ряд 4=0,36Sя-7,53, Я=0,71, /у^гЗ,I,р<0,11

Пятый ряд 4=1,24 4- 59,21, Я=0,46, /у?>0,75, р<0,36

Шестой ряд 4= -49,77 Я, - 107,63, Л=0,80, ^',=5,4, /><0,05

Седьмой ряд Л',,=0,40 Л'Л- 4,58, «=0,92, 18,96, /><0,003

Восьмой ряд 4= -33.38 Н, - 71.23. Д=0.66. Уу7у=3,03. /><0.06

Варианты расположения квадратов по схеме "запад-восток"

Первый ряд 4= -23,83 Я, - 34,62, Л=0,45. /у/-,=0,86, /><0,30

Второй ряд 5л=-8,05 Я, + 0,15 5»-19,37, й=0,86, ^=2,7, р<0,03

Третий ряд 4~0,22 4- 34,55 Я, - 65,83, Д=0,64, ад=0,68, р<0,27

Четвертый ряд .9,,=-137.18Я; -1.694 -250,14. Д=0.96, /у/>11,16,/><0.001

Пятый ряд 4=0,36 5,+ 21,32 Я, + 82,58, Л=0,95, /у/т=8,5, /><0,007

Шестой ряд 4=0,02 + 4,02 Я, + 25,89, Я=0,41, ^,=0,16, /><0,069

Седьмой ряд 4=-0.75 Я, + 4.29. Л=0.51. /УГ,=0.81. /><0,37

Варианты формирования квадратов по периметру

Внешний периметр 4—0,75 Я, - 24,87, Я=0,42, ^,=3,8, /><0,039

Первое кольцо 4—34,76 Я, - 86.98, Я=0,42, ^,=2,9, р<0,040

Второе кольцо 4=0,31 4-0,20Я,+ 0,75, Д=0,75,^<=3,1,/><0,004

Центральная часть 4=32,85 Я, - 61,36, Л=0,50, ад=3,9, /><0,11

Таким образом, проведенный статистический анализ свидетельствуют о наличии пространственной связи между

нефтегазоносностью структур и рифтогенностью территорий севера Западной Сибири.

Существование эндогенной составляющей процесса нефтегазо-образования также подтверждают данные, полученные в результате бурения Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6. В этом плане весьма интересным является изучение изотопного состава углерода метана, так как по современным представлениям именно по нему наиболее достоверно определяется генезис компонентов газа.

Приведенный анализ показывает [6], что по характеру распределения значений по разрезу с учетом геологического

возраста и построенных регрессионных связей можно констатировать: по разрезу наблюдается метан различного происхождения: глубинный (в интервале глубин 7,5 - 3,7 км); в основном газ «главной фазы

газообразования» (на глубинах менее 2,5 км); и смешанного генезиса (2,5 -3,7 км).

В работах ряда исследователей (В.А.Амантов, Н.К.Булин А.В. Егоркин, К.Е.Веселов, Т.В.Долецкая) обосновывается идея о влиянии глубинного строения земной коры на нефтегазоносность. Автором диссертации на основании приведенных в работе Н.К.Булина данных выполнена статистическая оценка влияния глубинных сейсмических критериев на распределение вышерасположенных по разрезу в осадочном чехле залежей углеводородов по ряду площадей Западно-Сибирской НГП [4]. При анализе характеристик глубинного сейсмического строения исследовались не только непосредственно под залежами углеводородов, но и под участками, где они к настоящему времени не обнаружены. Эти две группы территорий анализировались по следующим показателям глубинного сейсмического строения: мощность земной коры, среднепластовые скорости продольных сейсмических волн на границах Мохоровичича (Л/) и на границе сейсмического фундамента (F), мощность между границами М и F, приуроченность исследуемых объектов к антиклинальным структурам на границах М и F, количество промежуточных границ, выделенными между границами М и F, количество зон неоднородностей, определенных между границами М и F в пределах изучаемых участков.

Проведенный анализ показывает, что по имеющимся данным не следует отрицать влияние глубинного сейсмического строения на нефтегазоносность вышележащих осадочных отложений. Получить статистически обоснованные индивидуальные критерии для прогноза по ним нефтегазоносности по имеющимся данным не представляется возможным. По мнению автора данной работы, комплекс критериев, описывающих связь глубинного сейсмического строения с нефтегазоносностью, может в определенной мере свидетельствовать о влиянии глубинного строения на нефтегазоносность.

Таким образом, оценивая связь нефтегазоносности с особенностями изменения ОВ пород, с рифтогенными зонами, особенности распределения значений 513CfW4 по разрезу с учетом геологического возраста, влияние глубинного сейсмического строения на нефтегазоносность вышележащих отложений, а также учитывая то, что зоны тектоно-сейсмической активности стимулировали созревание органического вещества и ми1 рацию исходных углеводородов, представляется, что при разработке критериев прогноза глубокопогруженных отложений вышеизложенные в данном разделе работы показатели необходимо учитывать при построении геолого-математических моделей прогноза триас-юрских отложений территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Третья глава «Обоснование построения моделей прогноза» посвящена статистическому анализу факторов, контролирующих

нефтегазоносность триас-нижнеюрских отложений на региональном уровне, а юрских - на локально-зональном. Различная по детальности степень анализа этих двух толщь определяется различной степенью их изученности.

В диссертации автором выполнен детальный статистический анализ всех изучаемых показателей, характеризующих нефтегазоносность [1,3, 9]. Сравнение двух выборок, состоящих из нефтегазоносных и пустых объектов, производилось по средним значениям, среднеквадратичным отклонениям, коэффициентам вариации. Кроме того оценка информативности определялась по трем независимым методам.

Первый метод заключается в том, что для каждого интервала варьирования по всем показателям вычислялась интервальная вероятность принадлежности к нефтегазоносным структурам, а затем она сопоставлялась со средними интервальными значениями показателей, далее по этим данным рассчитывался парный коэффициент корреляции -г. Оценка значимости коэффициента г производилась по критерию /. В дальнейшем по данным зависимостям определялись значения вероятностей для всей обучающей выборки. По значениям определялся процент правильного распознавания из условия, что для нефтегазоносных структур правильным считается распознавание в том случае, если для пустых - Кроме этого, при

определялось значение показателя, которое считалось граничным, если связь между являлась статистически значимой. В случае,

когда связь между статистически не значимая, для оценки можно

также определить граничное значение, но в этом случае оно может даже не иметь никакой связи с нефтегазоносностью структур. Использование данного способа целесообразно, когда совместное изменение имеет

однонаправленный вид. Вторым методом явилось использование для прогнозов вероятностных кривых. Особенностью использования вероятностных кривых именно в данной работе является то, что впервые для данной территории сделана попытка описать вероятностные кривые аналитически. И, наконец, третьим методом явилось использование линейного дискриминантного анализа.

Основные статистические характеристики и результаты анализа параметров, характеризующих триас-нижнеюрские отложения, приведены в табл.2.

Анализ табл.2 показывает, что максимальной информативностью обладают показатели: максимальная стадия катагенеза, коэффициент битуминозности и расстояние от объекта до осевой части. Для этих критериев характерны существенные различия в средних значениях, высокие коэффициенты корреляции (более 0,73) и достаточно высокий процент распознавания нефтегазоносных и пустых объектов ( от 50 до 91,6%). При этом ни по одному из них даже на этапе обучения невозможно

Таблица 2

Статистические характеристики критериев прогноза

Числитель - сред.знач-е, сланд. отклонение; Знаменатель - коэфф-т вариации,% Линейная модель прогноза вероятности • Р г Значимость г при />=0,05 Критич. знач-е % прав, распозн-я: 1 цифра -неф/газ. стр., 2-я -пустые

Продуктивные Пустые consi угловой член

Толщина осадочных пород триас-нижнеюрского возраста - тт.п. м

1028+276: 26,8 914.1±350.1: 38,3 -0,05 0,0005 0,72 + 1100 41,6; 58,3

Доля песчаных пород - D„. %

0.42±0.13: 30,9 0.46±0.16: 34.8 0,86 -0,87 -0,42 - 0,41 50,0: 33,3

Поля неЛтематеринских по! юд-Д.,%

0.31 ±0.08: 25,8 0.33±0.11: 33,3 0,38 0,325 0,19 - 0,67

Глубина залегания кровли нижн ей юры - Я/, м

4641±309: 6,6 4424±508.3: 11,5 -0,77 0,0003 0,57 - 4233 66,6; 33,3

Максимальная стал ия катагенеза - К„,

АК! | МК4 | -0,02 | 0,085 0,95 | + | МК; | 58,3; 58,3

Коэффициент битуминозности - В. %

6.1±1.7: 27,8 4.9Í2.I: 27,1 0,06 0,0842 0,86 + 5,2 66,6; 50,0

Коэс |фициен т аномалийности давления - К,

1.56±0.13: 8,3 1.35±0.33: 24,4 -1,51 0,675 0,73 + 1,49 7S,0; 33,3

Расстояние до осевой части Колтогорско-Уренгойского рифта - ¿r„*„ км

23.1±24.8: 31,4 103±60.3: 58,5 0,87 -0,0047 -0,91 + 78,7 91,6; 58,3

разделить скважины на нефтегазоносные и пустые, поэтому в данном случае требуется использовать многомерный подход.

Изученность юрских отложений значительно выше, поэтому и при анализе удалось рассмотреть более широкий набор критериев, а в дальнейшем прогноз нефтегазоносности проводить не на региональном уровне, а более детально - на локально-зональном. Более того информативность критериев изучалась отдельно для нижне-среднеюрского НГК, верхнеюрского НГК и для случая, когда нефтегазоносны совместно оба эти комплекса. Анализировались следующие показатели: амплитуда поднятия А, площадь структуры интенсивность структуры А/ структурный контроль первого (СК1) и второго (СКг)рода, отношение локальною к региональному углу наклона кровли юрского НГК наикратчайшее расстояние от центра структуры до ближайшего регионального разлома ¿р, наикратчайшее расстояние от центра структуры до ближайшего рифта угол между региональным направлением

рифта и направлением длинной оси структуры толщина юрского

нефтегазоносного комплекса толщина региональной глинистой

покрышки тп, прирост амплитуды по кровле юрского НГК за нижнемеловое (ЛК])>, верхнемеловое (Ад) и за кайнозойское (Авремя, амплитуда неотектонических движений содержание органического вещества глубины существования нефтяной фазы Для каждого

из этих показателей в пределах каждого НГК были рассчитаны основные статистические характеристики, построены гистограммы распределения, вероятностные кривые, прогнозные линейные модели, определены критические значения и проценты правильного распознавания классов нефтегазоносных и пустых структур. В качестве примера рассмотрим такой параметр, как амплитуда структуры.

Для нижне-среднеюрского НГК средняя амплитуда нефтегазоносных структур практически в два раза выше средней амплитуды пустых структур. Корреляционная связь между Р и А прямая, статистически значимая. Распознавание, полученное по линейной модели, достаточно высокое,-при этом несколько лучше распознаются пустые структуры (74,4%), чем нефтегазоносные (61,9%). По критериям / и признак является информативным. Связь между Р и А наилучшим образом описывается логарифмической зависимостью, приведенной на рис.1. Отсюда видно, что для значений А до 40 м вероятность наличия залежи возрастает более интенсивно, чем после А> 40 м. Верное распознавание, полученное по вероятностной кривой, а также при использовании метода ЛДФ, составляет около 70%.

По верхнеюрскому НГК среднее значение А для нефтегазоносных структур значительно выше, чем для пустых. Между Р и А наблюдается тесная значимая корреляционная связь, верное распознавание по линейному уравнению регрессии составляет в среднем 75,6%. Здесь необходимо отметить, что критическое значение А для верхнеюрского НГК (Ак = 33,3 м) значительно ниже, чем для нижне-среднеюрского НГК (Ак = 56,4 м). Вероятностная кривая зависимости Р от А приведена на рис.1. Правильное распознавание структур по классам при использовании вероятностной кривой и по методу ЛДФ составляет в среднем 72%.

В случаях, когда нефтегазоносны совместно нижне-среднеюрский и верхнеюрский НГК, средняя А для нефтегазоносных структур в 2,3 выше, чем для пустых структур. Связь между Р и А прямая, статистически значимая. Верное распознавание, полученное по уравнению регрессии, достаточно высокое - 72,7%; 78,6%. Вероятностная кривая по А в случае оценки нефтегазоносности совместно нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложений приведена на рис.1 Отсюда видно, что значения вероятностей изменяются от 0,3 до 0,95. При этом до 80 м набор значений вероятности происходит более интенсивно, чем после того, как А будет больше 80 м. Правильное распознавание по вероятностной кривой, а

1,0

0,8

0.

0,2

0,4

0,6

0,0

0 40 80 120 160 200 240 4 „ ^ А

Рис. 1. Зависимость между Р и А

также с помощью линейных канонических дискриминантных функций изменяется от 61,9 до 80,1%. Лучше распознаются пустые структуры, чем продуктивные.

В целом по трем анализируемым вариантам и трем используемым методам оценки информативности можно констатировать, что при увеличении амплитуды при прочих равных условиях вероятность того, что структура окажется нефтегазоносной, повышается.

Аналогичный анализ был выполнен по каждому параметру. Наиболее информативными являются критерии, в которых участвуют как характеристики, описывающие сами структуры (А, 5, А/^Б), так и условия, где они находятся (СК), СКг, <Х„/(Хр, Ьр, £рифт, ССрИфт). Также информативными являются С0рг, от, И А„. Исследуемые палеоструктурные критерии являются малоинформативными.

Для уточнения выявленных особенностей, воссоздания схем формирования УВ был проведен корреляционный анализ связей между рассмотренными признаками. В качестве меры взаимосвязей использовался линейный коэффициент корреляции г, который определялся в двух вариантах: первый вариант - для нефтегазоносных структур (скважин), второй - для пустых. При этом обращалось внимание не только на тесноту связи, но и, самое главное, на отличие связей для структур (скважин) нефтегазоносных и пустых.

В качестве примера приведем корреляционные поля между показателями Сорг И //„сфт (Рис.2). Показатель Сарг имеет сильную корреляцию для нефтегазоносных структур с //нефт и практическое отсутствие взаимосвязи между ними для пустых структур.

4700 4600 4500 4400 4300 4200 4100 4000

0,0 0,4 0.9 1,2 1,6 2,0 2,4 2.0 0,0 0,4 0,8 1,2 1.6 2,0 2.4 2.6

нефтяные пустые

г

^-орг

Рис.2. Корреляционные поля межд\ параметрами СорГ и Инф

Таким образом, изучение геологического строения с привлечением статистического анализа показывает, что нефтегазоносные и пустые структуры достаточно сильно отличаются между собой. В то же время установлено, что ни по одному из анализируемых критериев невозможно прогнозировать наличие углеводородов в изучаемых отложениях, но можно выделить те критерии, которые несут максимальную информацию о продуктивности объектов и которые в дальнейшем можно использовать при комплексной вероятностной оценке.

В четвертой главе «Прогнозная оценка нефтегазоносности» определены процедуры оценки нефтегазоносности структур (площадей) и в дальнейшем на их основании обоснованы наиболее перспективные объекты для постановки глубокого поискового бурения [1.9]. Для решения поставленной задачи были сформированы обучающие выборки. Для триас-нижнеюрских отложений обучающая выборка была составлена по

нефтегазоносным и пустым скважинам. По юрским нефтегазоносным комплексам обучающая выборка составлена по более, чем 100 структурам.

Для оценки перспектив нефтегазоносности автором использовались три независимых метода: методы условных комплексных вероятностей на основании использования вероятностных кривых и линейных моделей, а также пошаговый дискриминантами и регрессионный анализы. При использовании вероятностных кривых и уравнений линейной регрессии учитывались только те показатели, которые геологически хорошо объяснимы.

Необходимо отметить, что при использовании метода условных комплексных вероятностей (УКВ) конкретные значения вероятности какого-либо параметра определялись по вероятностным кривым и по линейным уравнениям регрессии. Затем определялись комплексные условные вероятности. В случае использования вероятностных кривых определялась условная комплексная вероятность Рвм. при применении уравнений регрессии -

Структура считается перспективной в отношении нефтегазоносности, если определенные по вышеприведенной формуле величины Рц» И Рт >0,5.

Для контроля полученных значений автором был применен

линейный дискриминантный анализ (ЛДА). При этом использовался не просто ЛДА, а пошаговый, который позволяет сузить признаковое пространство исследуемых критериев, т.е. использовать для расчетов наиболее информативные из них.

При использовании пошагового дискриминантного анализа на первом этапе с помощью методов ЛДА строится линейная дискриминантная функция (ЛДФ).

С помощью построенных канонических ЛДФ вычисляются значения вероятности принадлежности к канонической линейной дискриминантной функции нефтегазоносных структур- Затем значения с помощью пошагового линейного многомерного регрессионного анализа сопоставляются с изучаемыми показателями, и строятся многомерные уравнения определения Рим. Использование последовательно методов ЛДА и пошагового регрессионного анализа позволяет более просто интерпретировать полученные результаты, например, проанализировать знаки в уравнениях по каждому из показателей, реально оценить «вклад» каждого показателя в полученную комплексную вероятность, устранить влияние неодинакового количества данных, используемых при построении моделей.

На конечном этапе для анализируемого НГК строится комплексная модель, по которой определяются значения Рк, учитывающие совместно величины Рм, Рш, Рмы.

В качестве примера рассмотрим реализацию предложенных методических приемов для верхнеюрского нефтегазоносного комплекса. При вычислении значений Рпм были использованы следующие показатели,

определенные по уравнениям регрессии:

: А. 5. ЛЛ& а/Ор, Ат С,

орг-

при

определении Рт использовались построенные вероятностные кривые по А, Б, а„/Ор, 1рф, !р, Орифп тк, А„, Сорг. Значения Рт и Рш для обучающей выборки (111 структур) и прогнозных структур (80) были рассчитаны по формуле УКВ. Статистические характеристики обучающей выборки следующие: для нефтегазоносных структур значения Рт изменяются от 0,1 до 0,95 при среднем 0,76 ± 0,27; значения Рт варьируют также от 0,1 до 0.95 при среднем 0.71 ± 0,22. Среднее значение для пустых структур равно 0,19 ± 0,22; Рш - 0,19 ± 0,17, при вариации в первом и втором случаях от 0 до 0,7.

Нефтегазоносность верхнеюрских НГК в пределах локальных структур можно оценить по следующей многомерной зависимости:

Рмк = -0,27 + 0,135<хл/ар +0,142 СК2 + 0,238 Сорг+ 0,023 Ак2 - 0,00036 А -- 0,00043Н„ф + 0,056СК| - 0,001Арифт + 0,033АНБ + 0,00035 - 0,00053 т„+ + 0,019 А„ + 0,018 Ал - 0,0002 Ат при Я = 0,96; /у/", - 5,8; р< 0,0000.

Из вышеприведенной формулы видно, что формирование регрессионной модели происходило по 14 этапам, причем на первых трех этапах значение коэффициентов корреляции изменилось от 0,69 (а,7«р) до 0,88 (СК2, Сорг), а затем увеличение значений К происходило незначительно: 0,89 - 0,96.

С помощью данной формулы верно расклассифицировано 82,00% нефтегазоносных и 93,44% пустых структур, т.е. распознавание достаточно высокое.

Среднее значение Рш для нефтегазовых структур равно 0,69 ± 0,24; для пустых — 0,19 ± 0,18.

Для верхнеюрского НГК значения Рк определяются по зависимости:

Рк = -0,14 + 0,368 Рт + 0,298 Рж + 0,693 Рш\ при Я = 0,96;

Среднее значение Рк для нефтегазоносных структур равно 0,76 ± 0,23; пустых - 0,15 ± 0,15. По критерию t среднее значение по Рх характеризуется более сильным различием, чем по Рцм, Р^ц И Рым.

Корреляционные поля между приведены на рис. 3.

Отметим, что все связи между собой являются прямыми и статистически значимыми, коэффициенты корреляции изменяются от 0,87 до 0,98. Коэффициенты корреляции между вероятностями для нефтяных структур варьируют от 0,72 до 0,92 и являются статистически значимыми. Для пустых структур минимальный г наблюдается между - 0,72

ЛИ,), остальные коэффициенты изменяются от 0,84 до 0,92.

Рис.3. Гистограммы распределения вероятностей Рт, Р„„, Рки И Р, и корреляционные поля между ними для верхнеюрских отложений

По значениям составлены прогнозные схемы

нефтегазоносности верхнеюрских отложений [9]. В качестве примера одна из этих схем приведена на рис.4.

Анализ схем прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений, построенных по четырем методам показывает, что они достаточно хорошо контролируют друг друга; перспективными для поисков залежей углеводородов являются достаточно большие участки на западе, юге и в центральной части изучаемой территории. Их суммарная площадь составляет примерно половину от всей территории. Рассмотрим распределение перспективных прогнозных структур. По всем четырем методам однозначный положительный прогноз дан на 34 структуры, что в три раза превышает количество перспективных структур в нижне-среднеюрских отложениях. Также необходимо отметить, что в данной ситуации значения вероятностей у перспективных структур существенно выше, чем в предыдущем случае. А это в свою очередь свидетельствует о более надежных прогнозных оценках нефтеносности локальных структур в верхнеюрских отложениях. Для четырех подготовленных структур, а именно для В.-Толькинской, Вэрской, Малохарампурской и Ю.-Тэрельской, однозначный прогноз по различным методам не получен,

Рис. 4. Схема прогноза нефтегазоносности по вероятности Рк верхнеюрских отложений

но вероятностные оценки в большинстве случаев находятся в зоне неопределенности.

Аналогичные исследования были выполнены для триас-нижнеюрских, нижнее-среднеюрских и совместно нижнее-средне- и верхнеюрских отложений.

В диссертации приведена схема прогноза нефтегазоносности триас-нижнеюрских отложений. Она построена по метоттике УКВ с использованием следующих информативных показателей: Р, Ка К„

(см. табл.2).

Анализ этой схемы показывает, что наиболее перспективными для поисков углеводородов отложениях являются северо-западная и юго-западная части из) чаемой площади. На этих участках значение вероятности превышает 0,5. К ним приурочены следующие структуры, которые также имеют нефтеносность и в юрских отложениях: Уренгойская, Айегенская, Ваньеганская, Варьеганская, Западно-Варьеганская, Новомолодежная, Новосеганская, Северо-Варьеганская, Стахановская, Тагриновская, Ровинская, Восточно-Вынгапурская, Южно-Таркосалинская. Необходимо отметить, что максимальные перспективы нефтеносности с вероятностью выше 0,7 связаны с юго-западной частью изучаемой площади.

Если сравнивать прогнозную схему триас-нижнеюрских отложений с прогнозной схемой верхнеюрских отложений, приведенной на рис.4, то можно констатировать, что в региональном плане они достаточно хорошо контролируют друг друга. А это в свою очередь позволяет на региональном уровне прогнозировать нефтегазоносность слабо изученных триас-нижнеюрских отложений по нефтегазоносности хорошо изученных верхнеюрских отложений.

Таким образом использование построенных математических моделей и построенных с их помощью схем прогноза нефтегазоносности по различным НГК, позволяет достаточно надежно прогнозировать наличие залежей углеводородов в подготовленных локальных структурах в юрских НГК и на региональном уровне прогнозировать нефтегазоносность триас-нижнеюрских отложений по нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты диссертационной работы заключаются в следующем.

Для территории Надым-Пур-Тазовского междуречья, характеризующейся раличной эффективностью поисково-разведочных работ как по площади, так и по разрезу, научно обоснована методика выбора первоочередных объектов с целью постановки глубокого бурения.

Выполнено статистическое обоснование построения моделей прогноза триас-юрских отложений на основе изучения содержания органического вещества, его катогенеза, влияния грабен-рифтов и глубинного сейсмического строения земной коры.

Основным практическим результатом выполненных научных исследований является разработка геолого-математических моделей оценки продуктивности локальных объектов в триасовых и юрских отложениях. Причем для триасовых отложений, в связи со слабой степенью их изученности, использовались только региональные критерии, а для юрских - к ним были добавлены еще и локально-зональные.

Для решения данной задачи был выполнен детальный статистический анализ геолого-геофизических показателей для продуктивных и непродуктивных структур в пределах изучаемых нефтегазоносных комплексов. Результаты исследований позволили установить показатели, контролирующие продуктивность структуры, выполнить оценку их информативности, как с вероятностно-статистических, так и с геологических позиций. С помощью многомерных статистических методов построены такие вероятностно-статистические модели, которые при определенном количестве используемых показателей позволяют производить прогнозирование нефтегазоносности структур с минимальными ошибками. Прогнозирование выполнялось с помощью линейного дискриминантного, пошагового регрессионного анализов и способом условных комплексных вероятностей. Выполнено сопоставление этих методов между собой, а также детальный анализ каждого метода в отдельности. Для каждого нефтегазоносного комплекса были построены карты перспектив нефтегазоносности, установлена зональность в распределении залежей углеводородов, что в свою очередь позволило наметить дальнейшие направления геолого-разведочных работ на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

На основании полученных геолого-математических моделей произведена вероятностно-статистическая оценка подготовленных объектов к глубокому нефтепоисковому бурению и их ранжирование по степени перспективности.

Основные положения и научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Прогноз нефтегазоносности локальных структур в отложениях юрского комплекса Надым-Пур-Тазовского междуречья /// Нефть и газ: Вестник ПГТУ, 2000. № 3. С. 19-27 (в соавторстве с Галкиным В.И., Левинзоном И.Л., Козловой И.А.).

2 О возможности прогнозирования нефтегазоносности ачимовских отложений в южной части Надым-Пуровского района// Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2002, № 11. С. 4-5 (в соавторстве с Невоструевым Э.Г., Галкиным В.И., Растегаевым А.В.).

3 Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности нижней юры Надым-Тазовского междуречья Западно-Сибирской НГП // Геология и геофизика, Новосибирск, СО РАН, 2002, т.43, № 12, С. 1107-1123. (в соавторстве с Шеминым ГГ., Нехаевым А.Ю., Красавчиковым В.О. и др).

4 О влиянии глубинного сейсмического строения земной коры на нефтегазоносность осадочного разреза (на примере Западно-Сибирской НГП) // Наука-производству. М., 2003, № 10 (66). С.9-10 (в соавторстве с Галкиным В.И., Растегаев А.В., Козловой ИА., Невоструевым Э.Г.).

5 О закономерностях распространения ачимовских тел в южной части Надым-Пуровского района // Наука-производству. М., 2003, № 10 (66). С. 11-12. (в соавторстве с Невоструевым Э.Г., Галкиным В.И., Растегаевым А.В.).

6 Особенности изменения изотопного состава углерода метана Надым-Пур-Тазовского междуречья // Геологическое изучение и использование недр. Научно-технический информационный сборник / 0 0 0 «Геоинформцентр».- М., 2003, Вып.1, С.3-7 (в соавторстве с Галкиным В.И., Пономаревым ВА.. Поповым С.Г.).

7 Прогнозирование пластовой температуры в нефтяных залежах (на примере месторождений Надым-Пур-Тазовского междуречья // Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. нефтегазовый институт, 2004. № 5. С.74-78 (в соавторстве с Невоструевым Э.Г., Растегаевым А.В..

8 Роль рифтогенеза в формировании скоплений углеводородов в Западной Сибири// Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. Нефтегазовый институт, 2004. № 5. С.34-36 (в соавторстве с Невоструевым Э.Г.).

9 Обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья // Материалы XXXIII научно-технической конференции, посвященной 75-летию Пермской нефти. Перм гос. техн. ун-т. Пермь, 2004. С.

Лицензия ЛР № 020370

Сдано в печать 2.03.05. Формат 60x84/16. Объём 1,0 уч.изд.пл. _Тираж 100. Заказ 1090._

Печатная мастерская ротапринта ГИТУ.

25.00

1278

Ш>

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Урасинов, Борис Львович

Введение.

1. Характеристика геологического строения и нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Надым -Пур-Тазовского меж- 6 дуречья.

2. Статистическое обоснование построения моделей прогноза нефтегазоносности триас-юрских отложений.

3. Обоснование построения прогнозных моделей.

4. Прогнозная оценка нефтегазоносности триас-юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научное обоснование перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья"

Актуальность проблемы. Эффективная работа любого нефтегазодобывающего предприятия невозможна без постоянного развития и освоения сырьевой базы. В свою очередь развитие сырьевой базы невозможно без изучения условий формирования, закономерностей размещения скоплений углеводородов и научного обоснования направлений поисковых работ на основе количественной оценки нефтегазоносности недр. Анализ результатов и состояния поисково-разведочных работ на триасовые и юрские отложения в пределах территории Надым-Пур-Тазовского междуречья показывает, что эффективность работ различна, как по площади исследований, так и по разрезу изучаемых отложений. В условиях различной изученности триасовых и юрских отложений необходимо разработать различные методы прогноза их нефтегазоносности. Для триасовых отложений - это в основном региональный прогноз, для юрских - локально-зональный. Более точный прогноз наличия залежей углеводородов в подготовленных к глубокому бурению ловушках может обеспечить учет различных по геологическому смыслу критериев, контролирующих нефтегазоносность. При таком объединении критериев необходим единый подход к обобщению разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Разработка методов оценки нефтегазоносности структур на данной территории до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна, особенно в последние 10 лет, когда наблюдается существенное снижение коэффициента успешности поисковых работ.

Целью настоящей работы является научное обоснование и построения прогнозных геолого-математических моделей на основе использования комплекса информативных показателей для оценки нефтегазоносности триас-юрских отложений на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

Основные задачи исследований для достижения поставленной цели заключаются в следующем:

1. Установление критериев, контролирующих нефтегазоносность триас-юрских отложений, оценка их информативности, установление вероятностно-статистических зависимостей влияния различных факторов на нефтегазоносность локальных объектов.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Урасинов, Борис Львович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Территория Надым-Пур-Тазовского междуречья характеризуется различной эффективностью поисково-разведочных работ как по площади исследований, так и по разрезу изучаемых отложений. Для научного обоснования выбора первоочередных объектов с целью постановки глубокого бурения необходимо определить степень перспективности того или иного нефтегазоносного комплекса. Одним из прогрессивных путей решения данной задачи является прогнозирование нефтегазоносности на основе вероятностно-статистического анализа.

На первом этапе было выполнено статистическое обоснование построения моделей прогноза триас-юрских отложений на основе изучения содержания органического вещества, его катогенеза, влияния грабен-рифтов и глубинного сейсмического строения земной коры.

Основным практическим результатом выполненных научных исследований является разработка геолого-математических моделей оценки продуктивности локальных объектов в триасовых и юрских отложениях. Причем для триасовых отложений, в связи со слабой степенью их изученности, использовались только региональные критерии, а для юрских - к ним были добавлены еще и локально-зональные.

Для решения данной задачи был выполнен детальный статистический анализ геолого-геофизических показателей для продуктивных и непродуктивных структур в пределах изучаемых нефтегазоносных комплексов. Результаты исследований позволили установить показатели, контролирующие продуктивность структуры, выполнить оценку их информативности, как с вероятностно-статистических, так и с геологических позиций. С помощью многомерных статистических методов построены такие вероятностно-статистические модели, которые при определенном количестве используемых показателей позволяют производить прогнозирование нефтегазоносности структур с минимальными ошибками. Прогнозирование выполнялось с помощью линейного дискриминантного, пошагового регрессионного анализов и способом условных комплексных вероятностей. Выполнено сопоставление этих методов между собой, а также детальный анализ каждого метода в отдельности. Для кавдого нефтегазоносного комплекса были построены карты перспектив нефтегазоносности, установлена зональность в распределении залежей углеводородов, что в свою очередь позволило наметить дальнейшие направления геолого-разведочных работ на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья.

На основании полученных геолого-математических моделей произведена вероятностно-статистическая оценка подготовленных объектов к глубокому нефтепоисковому бурению и их ранжирование по степени перспективности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Урасинов, Борис Львович, Пермь

1. Аксенов A.A., Воробьев В.Я. Состояние и основные направления повышения эффективности локального прогноза нефтегазоносности // Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Вып. 2 (22). М., 1989. 32 с.

2. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. М.: Наука, 1980.-110 с.

3. Амурский Г.И., Белонин М.Д., Берето А.Я. и др. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносности локальных структур молодых платформ. М., 1980. 246 с.

4. Аплонов C.B. Палеогеодинамика Западно-Сибирской плиты // Советская геология. 1989. № 7. - С. 27 - 36.

5. Афанасьев Ю.Т. Система рифтов Западной Сибири (Тектоника и нефтегазоносность). М.: Наука, 1977. - 102 с.

6. Бакиров A.A. Методология системного анализа при прогнозировании нефтегазоносности недр // Проблемы нефтегеологического районирования. М., 1986. С. 3 10.

7. Башков А.Н. О прогнозировании катагенетической зональности триас-юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья // Геологическое изучение и использование недр / ЗАО «Геоинформмарк».-М., 1999, выпуск 4.- С.3-7.

8. Башков А.Н. Прогноз фазового состояния УВ триас-юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья // Геология Западного Урала на пороге XXI века. Сб. тезисов конференции ПГТУ.-Пермь, 1999.- С.213.

9. Белоконь T.B. Проблемы нефтегазоносности больших глубин // Геология нефти и газа. 1998. № 6. С. 13-21.

10. Белонин М.Д. Методические аспекты прогноза нефтегазоносности земель // Геология нефти и газа. 1977. № 12. С.32 37.

11. Бененсон В.А. Геолого-геофизические особенности доверхне-палеозойских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с их нефтегазоносностью // Геология нефти и газа. 1989. № 12.

12. Беспалова С.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям // Геология нефти и газа. 1983. № 12.

13. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России, вып. 4. Пермь, КамНИИКИГС, 1996, с. 297-308.

14. Булин Н.К., Егоркин A.B. Региональный прогноз нефтегазоносности недр по глубинным сейсмическим критериям. Москва, 2000, 192 с.

15. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти // Избранные труды. М.: Наука, 1986. 366 с.

16. Вебер В.В. Ранняя генерация и миграция основные факторы залегания нефти на любых глубинах // Особенности формирования залежей нефти и газа в глубокозалегающих пластах. М.: Наука, 1960. С. 28-38.

17. Винниковский С.А. Закономерности формирования и перспективы открытия зон нефтегазонакопления // Критерии поисков зон нефтегазонакопления: Сб. науч. тр. М.: Наука, 1979. С. 168-171.

18. Волков А.М. Прогноз нефтегазоносности локальных поднятий методами распознавания образцов // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1975. Вып. 88.108 с.

19. Воронин Н.И. Влияние региональных наклонов на формирование ловушек нефти и газа // Геология нефти и газа. 1984. №8. С. 50 -53.

20. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефте-газонакопления. М.: Недра, 1975. 258 с.

21. Гавриш В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа. Киев.: Наукова думка, 1968. 168 с.

22. Галкин В.И. К вопросу построения генетической модели прогнозирования нефтегазоносности недр // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 1989. С. 24-32.

23. Галкин В.И., Жуков Ю.А., Шишкин М.А. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности. Екатеринбург: УрОРАН, 1992.112 с.

24. Галкин В.И., Маршаев O.JL, Мерсон М.Э. Комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур // Экспресс-информ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. М., 1990. Авп.5. С. 16-21.

25. Галкин В.И., Растегаев A.B., Галкин C.B. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур, УрО РАН, Екатеринбург, 2001, С.300.

26. Галкин В.И., Урасинов Б.Л., Левинзон Б.Л., Козлова И.А. Прогноз нефтегазоносности локальных структур в отложениях юрского комплекса Надым-Пур-Тазовского междуречья III Нефть и газ: Вестник ПГТУ, 2000. №3. С. 19-27.

27. Галушкин Ю.И., Лопатин Н.В., Емец Т.П. Численное моделирование эволюции катагенеза отложений юры и триаса // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России, вып. 4.Пермь, КамНИИКИГС, 1996, с. 279 -286.

28. Геологическое строение фундамента Западно-Сибирской плиты. Л.: Недра, 1971.

29. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 509 с.

30. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносных локальных структур молодых платформ / Г.И. Амурский, М.Д.Белонин, А.Я.Берето и др. М., 1980. 246 с.

31. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г., Соседков B.C. Окраины осадочных палеобассейнов севера Западной Сибири как объекты нефтегазопоисковых работ// Геология нефти и газа. 1988. -№ 4.

32. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1983. 187 с.

33. Демина A.M., Халимов Э.М. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур с применением математической статистики / ВНИИОЭНГ. М., 1978.71 с.

34. Дэвис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977. 572 с.

35. Емец Т.П., Лопатин Н.В., Симоненкова О.И. Нефтегазоматеринские свойства глубокопогруженных отложений тюменской свиты ЗападноСибирского бассейна // Условия нефтеобразования на больших глубинах. М.: Недра, 1988. - С. 93 - 97.

36. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Новые данные о катагенетической приеобразованности органического вещества базальных горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской плиты // Докл. АН СССР.-1990. Т. 314, №5.-С. 1197- 1201.

37. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1997. № 2. - С. 17 - 22.

38. Жуков Ю.А. Распределение промышленных запасов нефти и газа по глубинам в мезозое Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1968. № 2. С. 65 71.

39. Зингер А.С. Газогидрохимические критерии оценки нефте-газоносности локальных структур. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1966. 476 с.

40. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А.Польстер, Ю.А.Висковский, В.А.николенко и др. М.: Недра, 1984.-200 с.

41. Кабышев Б.П. О связи нефтегазоносности с неотектоническими движениями на древней платформе // Геология нефти и газа. 1985. № 2.С.З -14.

42. Катагенез и нефтегазоносность / Парпарова М.Г., Неручев С.Г., Жуков A.B. и др. Л.: Недра, 1981. - 240 с.

43. Каштанов В.А. и др. Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1997. №5.

44. Керимов В.Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках. М.: Недра, 1987. 206 с.

45. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных регионов. М.: Недра, 1988. - 223 с.

46. Конторович А.Э. Геолого-математическое моделирование как основа современных методов прогноза нефтегазоносности. Тр. СНИИГГиМС, 1977. Вып. 249. С. 2-15.

47. Конторович А.Э., Луговцев А.Д., Фотиади Э.Э. Современные подходы к оценке перспектив нефтегазоносности // Тр. СНИИГГиМС. 1972. Вып. 138. С. 4-11.

48. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах. М.: Недра, 1983, 220 с.

49. Крамбейн У., Кауфмен М., Мак-Кеммон Р. Модели геологических процессов. М.: Мир, 1973. - 150 с.

50. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974.336 с.

51. Кудрявцев H.A. Глубинные разломы и нефтяные месторождения. Л.: Недра, 1963.220 с.

52. Кунин Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа. М.: Недра, 1981. 276 с.

53. Лаврушко И.П. Решающие факторы формирования и критерии поиска крупных месторождений нефти и газа // Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор / ВНИИ экон. минер, сырья и геол.-разв. работ (ВИЭМС). М., 1988. - 47 с.

54. Ларин В.И. Количественная оценка процессов газонакопления. М.: Недра, 1982. 160 с.

55. Ласточкин А.Н. Неотектонические движения и размещение залежей нефти и газа // Тр. ВНИГРИ. Л.: Недра, 1974. Вып. 327. 68 с.

56. Ласточкин А.Н., Резанов Л.Н. Использование геолого-геоморфологических методов при поисках нефти и газа. М., 1979. 63 с.

57. Левинзон И. Л. Критерии прогноза нефтегазоносности юрского комплекса Надым-Пурской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 1997. - № 11.

58. Левинзон И.Л., Галкин В.И., Маршаев O.A. Прогноз нефтегазоносности локальных структур. ПГТУ. Пермь, 1997. 70 с.

59. Луценко Б.Н. Районирование территории северных НГО Западной Сибири по степени перспективности выявления прогнозируемых локальных структур // Геология нефти и газа. 1986. - № 7.

60. Мавлютов Ш.Ш. Предпосылки и возможности использования структурно-геоморфологических методов в Обь-Тазовском междуречье. Применение математических методов и ЭВМ в геологии. Тюмень, 1988. С. 65-74.

61. Максимов С.П., Киров В.А., Ларкин В.Н. О минимальной амплитуде структурных ловушек, способных аккумулировать промышленныескопления нефти и газа в платформенных условиях // Докл. АН СССР. 1972. Т.205, №6. С. 1436-1438.

62. Математические методы анализа при изучении закономерностей формирования и размещения углеводородных скоплений / М.Д. Белонин, К.П. Иванова, В.Д.Наливкин и др. // Обзор ВИЭМС. Сер. Математические методы исследований в геологии. М., 1973. 50 с.

63. Математические методы в геологии и геофизике / М.М.Элланский,

64. A.И.Холин, Г.И. Зверев, А.П. Петров. М.: Недра, 1972. 200 с.

65. Методология локального прогноза нефтегазоносности /

66. B.И.Шпильман, Г.И.Плавник, Л.Г.Судат, В.Н.Гаврилов // Локальный прогноз нефте-газоносности Западно-Сибирской геосинклинали. Тюмень, 1989. С. 12-15.

67. Миллер P.A., Кан Дж.С. Статистический анализ в геологических науках. М.: Мир, 1965. 482 с.

68. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Лазарев B.C. Критерии и методы количественной оценки нефтегазоносности слабо изученных крупных территорий // Советская геология. 1976. № 1. С. 28 39.

69. Невоструев Э.Г., Урасинов Б.Л., Расстегаев A.B. Прогнозирование пластовой температуры в нефтяных залежах (на примере месторождений Надым-Пур-Тазовского междуречья // Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. нефтегазовый институт, 2004. № 5. С.74-78.

70. Нежданов A.A., Никулин Б.В., Куренко М.Б., Огибенин В.В. Достоверность прогноза перспективы выявления углеводородных залежей различных типов в неокомских отложениях южной части Надым-Тазовского междуречья. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1986.-С. 24-32.

71. Нежданов A.A., Пономарев В.А., Туренков H.A., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. -М.: Издательство Академии горных наук, 2000. 247 с.

72. Нестеров И.И. Локальный прогноз нефтегазоносности // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. Тюмень, 1989. С. 7-11.

73. Обзор методов прогноза нефтегазоносности локальных ловушек и методологии их прогноза / В.Д.Наливкин, М.Д. Белонин, Н.И.Буянов // Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. М.: Наука, 1981. С. 6-15.

74. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей / Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. и др. М.: Недра, 1977.- 156 с.

75. Палий A.M., Кабышев Б.П. Локальный прогноз нефтегазоносности // Нефтяная и газовая промышленность. 1986. № 2. С. 10 -13.

76. Панченко A.C. Раздельное прогнозирование залежей нефти и газа. М.: Недра, 1985.200 с.

77. Петухов A.B. О роли литолого-структурных и геохимических барьеров в процессе формирования полей аномальных концентраций над залежами нефти и газа // Докл. АН СССР. 1977. Т. 236. № 5. С. 1222 1225.

78. Петухов A.B. Принципы подбора исходных признаков для прогноза нефтегазопосности локальных площадей математическими методами // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. 1973. № 9. С. 23 26.

79. Полякова И.Д., Борукаев И.Д. Геохимические особенности образования и разрушения нефти на больших глубинах // Геология нефти и газа. 1999. - № 3 - 4. С. 34 - 39.

80. Применение вероятностно-статистических моделей при подготовке структур к глубокому бурению / Растегаев A.B., Галкин C.B., Галкин В.И., Левинзон И.Л. Пермь: ПГТУ, 1996. - 61 с.

81. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин и др. М.: Недра 1981. 337 с.

82. Прогнозирование нефтегазоносное™ локальных структур различных геотектонических зон / В.И.Галкин, Т.В.Фофанова, Н.А.Лядова и др. // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 1990. С. 46-51.

83. Прогнозирование структур, перспективных на газ и нефть в Западной и Восточной Сибири на базе системного прогноза и математических методов количественной комплексной интерпретации / В.С.Славкин,

84. B.Е.Зиньковский, В.М.Островский и др.// Обзор, информация. Сер. Геология и разведка разовых и газоконденсатных месторождений. М., 1988. Вып.5.46 с.

85. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносное™ / Под ред.

86. C.П.Максимова. М.: Недра, 1987. С.185-195.

87. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / Конторович А.Э., Нестеров И.И., Лившиц В.Р. и др. // Геология нефти и газа. 1998. № 9. С. 2 - 9.

88. Рудкевич М.Я. и др. Нефтегазоносные комплексы ЗападноСибирского бассейна. М.: Недра, 1988. - 303 с.

89. Рудкевич М.Я. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции. Свердловск: Средне-Уральское кн. Изд-во, 1976.

90. Салманов Ф.К. Критерии оценки нефтегазоносности локальных поднятий в неокомских отложениях Широтного Приобья // Геология нефти и газа. 1976. С.11-18.

91. Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных отложений на севере Западно-Сибирской плиты // Условия нефтеобразования на больших глубинах. М.: Недра, 1988. С. 88-92.

92. Соколов Б.А. Нефтегазоносность большин глубин в свете эволюционно-динамической концепции нефтегазоносности недр // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988. - С. 7- 13.

93. Соловьев H.H. Тектонодинамическая оценка условий формирования месторождений новое направление изучения нефтегазоносных территорий // Геология нефти и газа. - 1986. № 1. С. 6-11.

94. Стадник Е.В. Новые рекогносцировочные методы геохимических поисков нефти и газа // Обзор, информ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. М., 1984. 51 с.

95. Старобинец И.С. О механизме дифференциации газообразований углеводородов при миграции // Тр. ВНИИЯГГ. М., 1975. Вып. 22. С. 38-56.

96. Строение земной коры района Тюменской сверхглубокой скважины / Сурков B.C., Девятов В.П., Жеро О.Г. и др. // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России, вып. 4. Пермь, КамНИИКИГС, 1996, с. 308 -316.

97. Структура земной коры района Тюменской сверхглубокой скважины / В.Г.Сурков и др. // Геология и геофизика, 1993, № 1.

98. Султанаев A.A. О переформировании залежей нефти в Усинском месторождении Тимано-Печорской провинции // Перспективы нефтегазоносности Тимано-печорской провинции. JL, 1979. С. 139 -145.

99. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М.: недра, 1981.

100. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П. и др. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология нефти и газа. 1998. №11.- С.8 - 20.

101. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов JI.B. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна // Отечественная геология. 1997. - № 3. С. 31.

102. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоиосности / В.Д.Наливкин, М.Д.Белонин, В.С.Лазарев, Г.П.Сверчков // геология нефти и газа. 1977. № 2. С. 7- 12.

103. Тимурзиев А.И. Методика оценки нефтегазоиосности локальных структур // Геология нефти и газа. 1988. № 2. С.13-16.

104. Торсунов A.B., Звягин Г.А., Попов С.Г. Прогноз АВПД и напряженного состояния горных пород в разрезе Тюменской СГ-6 // Результаты бурения и исследования Тюменской сверхглубокой скважины. Сборник тезисов. Пермь, 1995. - С. 60 - 62.

105. Удот Г.Д. Локальные структуры Печорской плиты в связи с нефтегазоносностью. Л.: Наука, 1979. 95 с.

106. Урасинов Б.Л., Невоструев Э.Г. Роль рифтогенеза в формировании скоплений углеводородов в Западной Сибири// Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. Нефтегазовый институт, 2004. № 5. С.34-36.

107. Урасинов Б.Л., Невоструев Э.Г., Галкин В.И., Расстегаев A.B. О закономерностях распространения ачимовских тел в южной части Надым-Пуровского района // Наука-производству. М., 2003, № 10 (66). С.11-12.

108. Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа / Под ред. Е.В.Каруса. М.: Недра, 1986. 325 с.

109. Фрик М.Г. Нефтематеринские свойства глубокопогружепных триасовых и юрских отложений // Геохимия. 1994. - №6. - С. 21 — 24.

110. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982. 703 с.

111. Харбух Дж. У., Давтон Дж.Х. Применение вероятностных методов в поисково-разведочных работах на нефть. М.: Недра, 1981, 243 с.

112. Холин А.И. Использование математических методов для прогноза нефтегазоносности локальных структур. М.: Недра, 1970. 107 с.

113. Черников К.А., Сверчков Г.П.Критерии раздельной оценки нефтеносности (на примере Тимано-Печорской провинции). JL, 1974. 183 с.

114. Шпильман А.В., Шутько С.Ю. Геологическое моделирование. Создание и мониторинг геологических моделей // Геология нефти и газа. 1999. - № 3 - 4. С. 49 - 53.

115. Grace J.D., Yart G.F. Gigant gas fields of northern West Siberia / Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1986. V.70, No.7, p.830 852.

116. Heydari E. The role of burial diagenesis in hydrocarbon destruction and H2S accumulation, upper jurassic Smackover Formation, Black Creek field, Mississippi / Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1997. V.81,No. 1, p. 26-45.

117. Meyer B.L., Nederlof M.N. Identification of sours-rocks on wireline logs by density / resistivity and sonic transit time / resistivity crossplots / Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1984. V.68, No. 2, p. 121-129.

118. Schmöker J.W. Use of formation density logs tj determine organic carbon in devonian shales of the western Appalacian basin // Bull, of US Geol. Surv. 1993. - 1909 - p. 71 - 74.

119. Schmöker J.W. Determination of organic-matter content of Appalacian Devonian shales from gamma-ray logs / Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1981. V.65,No. 7, p. 1285 1298.

120. Waples D.W. Time and temperature in petroleum formation: application of Lopatin's method of petroleum Exploration / / Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1980. V.64, No. 6, p. 916 926.