Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Северного Сахалина на основе бассейнового моделирования

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Северного Сахалина на основе бассейнового моделирования"

На правах рукописи

САВИЦКИЙ Александр Викторович

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШЕЛЬФА СЕВЕРНОГО САХАЛИНА НА ОСНОВЕ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва- 2005

Работа выполнена в ОАО «ДАЛЬМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА» и на

кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета

Московского государственного университета им. М.В.Ломоносова

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Баженова Ольга Константиновна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Маргулис Лазарь Соломонович кандидат геолого-минералогических наук Хромова Инга Юрьевна

Ведущая организация:

Институт морской геологии и геофизики Дальневосточного отделения РАН (ИМГиГ ДВО РАН)

Защита состоится: 23 декабря 2005 г. в 14 ч 30 мин. на заседании диссертационного совета Д.501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В.Ломоносова по адресу 119992, Москва, ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория 829.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова (сектор А, 6-й этаж).

Автореферат разослан ноября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Карнюшина Е.Е.

ОБЩАЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Проблема освоения углеводородного потенциала Охотоморского региона, в первую очередь шельфа о. Сахалин, является важным фактором решения программ социально-экономического развития Дальнего Востока и отвечает стратегическим интересам Российской Федерации.

Текущая добыча углеводородов (УВ) сосредоточена на акватории СевероВосточного Сахалина в пределах Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна (НГБ), где доказанные запасы открытых месторождений составляют не более 30% от общего потенциала островного шельфа.

Качество научного прогноза и эффективность нефтепоисковых работ на шельфе Сахалина и в целом Охотоморского региона должно основываться на теоретических представлениях о генезисе нефти и газа и на всестороннем анализе имеющейся геолого-геофизической и геохимической информации, определяющих достоверность используемой геологической модели объекта.

Целью исследований является оценка перспектив выявления новых скоплений УВ шельфа Северного Сахалина с использованием методов бассейнового моделирования. В работе рассматриваются нефтегазоносные системы двух крайних участков НГБ в пределах шельфовой части- западного - Астрахановского и восточного - Северо-Шмидтовского по критериям генерации УВ в нефтегазоматеринских толщах; аккумуляции УВ в ловушках и их консервации. Эта цель достигалась путем решения следующих основных задач: 1) изучения геологического строения района; 2) реконструкции этапов осадконакопления и структурообразования; 3) выявления основных закономерностей и особенностей формирования температурного режима; 4) изучения истории созревания органического вещества пород и анализ реализации УВ потенциала материнских толщ; 5) определения закономерностей миграции УВ и их аккумуляции в прогнозируемых ловушках; 6) оценка потенциальных ресурсов и геологических рисков.

Научная новизна и практическая ценность заключается в выделении и рассмотрении в осадочном чехле нефтегазоносной системы, определении ее генезиса и степени реализации генерационного потенциала в пределах двух перспективных участков шельфа Сахалина, различающихся степенью своей изученности. Впервые, на основе компьютерных технологий, смоделированы особенности процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ происходящих в изучаемой системе Использование результатов моделирования позволило оценить перс окальных объектов и

ранжировать их по очередности проведения геолого-геофизических работ. Некоторые вопросы и методы изучения нефтегазоносности, рассмотренные в диссертации, решаются и используются для исследуемой части акватории, и Охотоморского региона в целом, впервые.

Фактический материал. В основе диссертации лежат результаты обобщения исследований автора, проводившихся с 1997 года в составе службы интерпретации ОАО «Дальморнефтегеофизика» и связанные с решением вопросов нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря. В работе использован обширный материал производственных отчетов и опубликованных работ по вопросам стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности исследуемого района. Представленная работа была бы невозможна без успехов достигнутых в изучении геологии и нефтегазоносности региона коллективами научных и производственных организаций, а также достижений отечественных и зарубежных исследователей в этой области науки.

Публикации и апробация работы. По теме диссертации персонально и в соавторстве опубликован ряд статей и тезисов. Основные результаты исследований отражены в виде специальных глав в ряде производственных отчетов, а также докладывались на 2-ой Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 2001); Международном научном симпозиуме «Строение, геодинамика и металлогения Охотского региона и прилегающих частей СевероЗападной Тихоокеанской плиты» (Южно-Сахалинск, 2002); Всероссийском совещании, посвященном 90-летию академика Н.А.Шило (XII годичное собрание Северо-Восточного отделения ВМО) «Геодинамика, магматизм и минерагения континентальных окраин Севера Пацифики» (СВКНИИ ДВО РАН, Магадан, 2003); семинаре пользователей Тегтп52Г) (ФИН, Париж, 2003); Международной научно-практической Конференции «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2004); XVIII конференции молодых ученых «Молодые научные резервы Сахалина. Наука и развитие региона» (ИМГиГ ДВО РАН, Южно-Сахалинск, 2004); II Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (РГУНГ им. И.М.Губкина, Москва, 2004).

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы составляет /^страниц машинописного текста, включая -^"рисунков и ^таблиц. Список использованной литературы включает 75 наименований.

Благодарности. Диссертация выполнена в ОАО «Дальморнефтегеофизика» при всесторонней поддержке и помощи главного геолога В В.Куделысина. Научное руководство и постоянное внимание к работе профессора кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова О.К.Баженовой способствовало ее завершению.

Особую благодарность автор выражает руководству ОАО «Дальморнефтегеофизика»: генеральному директору Э.Я.Кроппу и исполнительному директору В.И.Чухонцеву за предоставленную возможность написания данной работы и использование производственных материалов.

Автор искренне признателен кандидатам геол.-мин. наук Г.Е.Яковлеву (МГУ им. М.В.Ломоносова), Л.И.Митрофановой (Дальневосточный филиал ФГУ НПП «Росгеолфонд», г. Южно-Сахалинск), Е.В.Грецкой (ИМГИГ ДВО РАН, г. Южно-Сахалинск), А.Э.Жарову (ОАО «Дальморнефтегеофизика», г. Южно-Сахалинск) за обсуждение ключевых вопросов, советы и замечания при подготовке работы.

Глубокую признательность за помощь по вопросам работы программы Тегш$20 автор выражает зарубежным коллегам Французского Института Нефти компании Вегар-Ргап1аЬ: Б.Таупину, Б.Ероуту, С.Верриер, И.Бобб и М.Сент-Жермес.

Автор выражает благодарность специалистам ОАО «Дальморнефтегеофизика» за многолетнее сотрудничество, возможность консультироваться и обсуждать результаты работ.

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ СЕВЕРНОГО

САХАЛИНА.

За последние десятилетия получена обширная геолого-геофизическая информация, позволяющая составить представление о строении осадочного чехла и фундамента, тектонике и нефтегазоносности Охотоморского региона и акваторий Дальневосточных морей. Систематические геолого-геофизические исследования в Охотоморском регионе начаты в период Международного геофизического года (1957-1958 гг.) и продолжаются до настоящего времени. Наряду с фундаментальными исследованиями, проводимыми в Охотоморском регионе, все большее значение для изучения внутренней структуры осадочного чехла приобретали сейсмические исследования МОВ.

Основным промышленно нефтегазоносным и перспективным из всех осадочных бассейнов, расположенных в Охотоморском регионе, является Северо-Сахалинский НГБ.

Первое месторождение суши — Охинское открыто на севере Сахалина в 1923 году. В 1977 году открыто первое на шельфе нефтегазоконденсатное месторождение Одопту-море, по своим запасам значительно превышающее любое месторождение острова. Всего на шельфе Сахалина открыто 8 месторождений УВ: 2 газовых, 1 нефтегазовое и 5 нефтегазоковденсатных.

По мере накопления геолого-геофизического материала, эволюции общегеологических подходов, развития теории нефтегазообразования менялись и представления о нефтегеологическом районировании региона и его перспективах. В многочисленных работах М.С.Ярошевич, Э.Г.Коблова, O.K. Баженовой, Ю.К.Бурлина, Е.Е.Карнюшиной, А.А.Геодекян, Г.С.Гнибиденко, В.Я.Троцкжа, Л.С.Маргулиса, А.Я.Ильева, Е.В.Грецкой, Н.В.Куликова, Н.А.Деревсковой, Л.П.Иваныниной, А.И.Юрочко и многих других исследователей рассмотрены вопросы литологии и геохимии осадочных образований, дана их сравнительная характеристика, выделены катагенетические и минералогические уровни, с которыми связаны зоны оптимальных коллекторов и флюидоупоров, по комплексу литолого-геохимических параметров определено положение ГЗН, свидетельствующее о нефтегеологической зрелости бассейна.

В данной работе анализ перспектив рассматриваемой территории проведен с позиции нефтегазоносной системы. Нефтегазоносная система определяется как динамическая часть осадочного бассейна, ограниченная региональными барьерами, способная генерировать и аккумулировать УВ и отражающая пространственно-временные взаимосвязи между нефтегазоматеринским и продуктивным пластами, миграцией и местом локализации УВ.

ГЛАВА 2. ОБЩАЯ СТРУКТУРНО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.

Северо-Сахалинский осадочный бассейн занимает акваторию северо-западной части Охотского моря и территорию Северного Сахалина. Бассейн расположен в северной части кайнозойской Хоккайдо-Сахалинской складчато-сдвиговой системы. Его протяжённость в северо-западном направлении составляет более 600 км при ширине 80-120 км и общей площади около 100 тыс. кмг. Глубина погружения фундамента в опущенных блоках составляет от 5 до 10 км. Тектоническое положение бассейна обуславливает его морфологию, особенности строения отдельных участков, типы зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления, а также предопределяет общую направленность развития, что отражается в типе выполняющих отложений.

2.1. Стратиграфия районов исследований.

В строении Северо-Сахалинского бассейна принимают участие два комплекса пород: мезозойский фундамент и кайнозойский осадочный чехол

Фундамент бассейна гетерогенный, в основном это в различной степени дислоцированные мезозойские вулканогенные и терригенные образования. В северной части Охотского моря выходы акустического фундамента на дно изучены в многочисленных станциях драгирования (Васильев, 1984; Корнев и др., 1989а, 19896). Большинство выходов представлено юрско-меловыми вулканическими, вулканогенно-осадочными и интрузивными породами.

На образованиях мезозойского возраста повсеместно с несогласием залегает комплекс нормально-осадочных, реже - вулканогенно-осадочных отложений кайнозоя (осадочный чехол). В основу его стратиграфического расчленения положена стратиграфическая схема северной части Северо-Сахалинского бассейна, базирующаяся на результатах параметрического и поискового бурения на суше и шельфе и на монографически описанных опорных разрезах палеогена и неогена п-ова Шмидта (Геологическая карта.. , 1981; Решения..., 1998). Кайнозойская осадочная толща бассейна разделена на структурно-стратиграфические комплексы, характеризующиеся различной степенью дислоцированности и разделённые поверхностями несогласий- мачигарско-даехуриинский, уйнинский, дагинский, окобыкайский, нутовский и охотско-дерюгинский.

Мачигарско-даехуриинский комплекс имеет эоцен - олигоценовый возраст (Брутман, 1986; Митрофанова и др., 1991; Решения..., 1998) и сформирован кремнисто-глинистыми отложениями, мощностью до 1,5 км. Этот тип разреза в основном сохраняется на Астрахановском участке. На Северо-Шмидтовском участке предположительно выделяется более древняя (палеоцен-нижнеэоценовая ?) толща, выполняющая центральную часть Томинского прогиба и отсутствующая на поднятиях. Рассматриваемый интервал разреза на п-ове Шмидта представлен мачигарской и тумской свитами (Решения...., 1998). Палеогеновый комплекс на сейсмических разрезах имеет специфический рисунок записи с широким развитием косослоистых и хаотичных отражений.

Уйнинский и дагинский комплексы (нижний - средний миоцен) сформировались в условиях быстрого заполнения бассейна, мощностью более 3 км. Существенную роль в формировании фациального облика отложений бассейна сыграло образование дельты крупной реки Палео-Амура (Мишаков, 1969, 1985). При этом, дельтовые фации, характерные для западных районов Сахалина (Астрахановский участок), к востоку

довольно резко переходят в прибрежно-морские, в свою очередь сменяющиеся более глубоководными образованиями на окраине бассейна (Северо-Шмидтовский участок). В Мачигарском и Пильском опорных разрезах п-ова Шмидта стратиграфический диапазон нижнего миоцена установлен в полном объёме и включает отложения верхов тумской и большую часть пильской свиты (Решения.., 1998). На сейсмических разрезах рассматриваемые комплексы выражены различными сейсмофациями: на западе - хорошо коррелируемыми высокоамплитудными протяженными отражениями (Астрахановский участок) и прерывистыми часто холмообразными невыдержанными отражениями переменной амплитуды на востоке (Северо-Шмидтовский участок).

Окобыкайский и нутовский комплексы (средний миоцен - средний плиоцен) включают в себя мощную (до 5 км) песчано-глинистую толщу, составляющую значительную часть объёма Северо-Сахалинского бассейна. Со временем образования толщи связано максимальное прогибание дна бассейна со смещением зоны максимального накопления осадков в восточном направлении. При этом сохраняется общий характер распределения фаций, т.е. в западных районах преобладают мелководные песчаные отложения, в восточных - относительно глубоководные. В опорном Пильском разрезе п-ова Шмидта рассматриваемому стратиграфическому диапазону соответствуют верхняя часть пильской, каскадная, венгерийская, маямрафская и матитукская свиты (Решения..., 1998). Отложения комплексов представлены субпараллельными до расходящегося рисунка, латерально выдержанными и протяженными отражениями.

Охотско-дерюгинский комплекс (верхний плиоцен - квартер) завершает кайнозойский осадочный разрез, и представлен терригенными и биогенно-терригенными литофаниями мелководно-морского и прибрежно-морского генезиса. Максимальная мощность комплекса зафиксирована в Дерюгинском бассейне, где она достигает 5 км. В Пильском опорном разрезе п-ова Шмидта с отложениями комплекса сопоставляется верхняя часть кайнозойского разреза, представленная помырской свитой, которая залегает с размывом на нижележащих отложениях и сложена преимущественно песками, чередующимися с глинисто-алевролитовыми пачками. Волновая картина охотско-дерюгинского комплекса имеет схожие характеристики с волновым полем нутовского комплекса.

2.2. Структурная характеристика.

Северо-Сахалинский бассейн включает в себя Северо-Сахалинский прогиб и обрамляющие его Шмидтовское поднятие и Шмидтовскую складчато-сдвиговую зону.

Складчатые формы, сформировавшиеся в результате позднемиоценовых движений вдоль сдвигов, интенсивно раздроблены многочисленными дизъюнктивными нарушениями, пересекающими всю осадочную толщу.

В составе Северо-Сахалинского прогиба выделяются крупные синклинальные, грабен-синклинальные, антиклинальные и горст-антиклинальные зоны. Антиклинальные зоны представляют собой сложнопостроенные складчатые сооружения, разделенные региональными и зональными разрывами на ряд блоков, автономных по своему строению Длина их достигает 100-200 км при ширине в 15-30 км. Синклинальные зоны относительно просто построены, включают в себя мощные (до 10 км) толщи кайнозойских пород.

Астрахановская антиклинальная зона расположена на западном борту Байкало-Помрьской синклинальной зоны, контролируется правосторонней сдвиговой зоной и прослеживается с суши о.Сахалин в субмеридиональном направлении более чем на 100 км. Она представляет собой систему кулисообразно сочленяющихся брахиантиклиналей: Узловой, Астрахановской (суша), Астрахановской-морской, Центрально-Астрахановской и Северо-Астрахановской, осложненных разломами северо-восточного простирания. По кровле дагинского комплекса Астрахановская морская антиклинальная складка имеет размеры 23x12.5 км (по изогипсе 2.0 км).

В пределах Северо-Шмидтовского участка главной отрицательной структурой является Томинский прогиб, занимающий центральную часть участка и характеризующийся мощным (до 8 км) выполнением осадочного чехла (размеры 100x50 км). В его пределах выделено шестнадцать крупных антиклинальных складок, большая часть которых имеет постседиментационный генезис, сформированных в плиоцен-четвертичный этап развития и сгруппированных в пять антиклинальных зон: Елизаветинскую, Орлинскую, Таликскую, Трехбратскую и Шмидтовскую. Площади складок по разным уровням изменяются от 15 до 200 км2.

2.3. История геологического развития и обстановки осадконакопления.

Исследуемый район расположен в пределах Северо-Сахалинского осадочного бассейна, входящего в состав Охотоморского сектора переходной зоны от Азиатского континента к Тихому океану. Обобщение материалов по геодинамической эволюции региона (Зоненшайн и др., 1990; Геологическая карта .., 1992; Харахинов, 1998; Тектоническая карта ..., 2000; Геология . ., 2002; Кровушкина, Жаров, 2003; Варнавский, 1986, 2004 и др.) свидетельствует, что в истории тектонического развития изучаемого района выделяется три основных этапа• первый - докайнозойский, и два последующих -

кайнозойских (ранне- и позднекайнозойский). Этапы отделены друг от друга периодами крупных структурных перестроек, которые фиксируются в осадочном чехле межрегиональными структурными несогласиями и отражают смену режимов осадконакопления, магматизма и стиля тектонических движений. Первый этап отражает предысторию осадочных бассейнов и становление основных структурно-вещественных неоднородностей их фундамента в дальнейшем повлиявших на ориентировку и морфологию кайнозойских структур. Во второй этап (палеоцен-эоцен) произошло зарождение и развитие рифтогенных структур. Третий этап (олигоцен-плиоцен) соответствует этапу пострифтового прогибания бассейнов и активизации орогенических движений. Олигоцен-раннемиоценовое время знаменует собой начало становления современной морфоструктуры Охотского звена Тихоокеанской островодужной окраины с формированием в его северо-западной тыловой части Северо-Сахалинско-Дерюгинской глубоководной депрессии. Последовательное заполнение этой депрессии обломочным материалом, поступающими с запада, обусловило проградационное строение осадочного бассейна. Важную роль в формировании фациального облика бассейна сыграла дельтовая система Палео-Амура (Мишаков, 1969, 1985), которая сформировала обширную систему дельтовых лопастей проградировавших на восток через Сахалин несколько раз в течение миоцена и плиоцена. Фронт дельты в миоценовое время не простирался на восток дальше, чем окраина современного Сахалина и на север в пределы Томинского прогиба. Только в плиоценовое время дельта простиралась на значительное расстояние на север. Активизация тектонических движений в позднем плиоцене привела к относительному падению уровня моря, и как следствие, постепенному обмелению Северо-Сахалинского бассейна и смещению зон максимального осадконакопления в восточном направлении. Интенсивный позднекайнозойский тектоногенез (плиоцен-квартер) сформировал современный облик региона, сместив область осадконакопления на восток.

ГЛАВА 3. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШЕЛЬФА СЕВЕРНОГО САХАЛИНА.

Открытые месторождения УВ северо-восточного Сахалина приурочены к антиклинальным зонам, образующим зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Они сопряжены или находятся внутри Байкало-Помрьского и Пильтун-Чайвинского очагов генерации, охватывающих одноименные синклинальные зоны Преобладающий тип ЗНГН -постседиментационный. По сейсмическим данным к нему относится большинство складок

Северо-Шмидтовского участка. Менее распространены ЗНГН и развитые в их пределах ловушки, сформировавшиеся в процессе конседиментационных тектонических движений (Астрахановский участок) В Сахалинском нефтегазоносном районе большинство месторождений многопластовые и содержат от 6 до 19 продуктивных пластов. Месторождения приурочены, как правило, к антиклинальным структурам и имеют сложное строение. В Северо-Сахалинском НГБ нефтегазовые залежи распределены по всему олигоцен-миоценовому разрезу, а в его экваториальной части известны на двух стратиграфических уровнях: нижнее-среднемиоценовом дагинском и верхнемиоцен-нижнеплиоценовом нижненутовском. Залежи, в основном, связаны с коллекторами порового типа, развитыми в песчано-алевритовых пластах Месторождение нефти связанное с трещинными коллекторами, распространёнными в перекристаллизованных опоках и кремнистых аргиллитах, открыто в нижнее-среднемиоценовой пильской свите (Восточно-Кайганское м-е). Уникальной особенностью района, определяющей его превосходство над другими нефтегазоносными районами региона, является формирование неогеновых отложений (от уйнинского до нутовского комплексов) под влиянием палеодельты Амура. В результате чего сформированы мощные нефтегазоносные системы.

3.1. Нефтегазоносность прилегающих районов.

На суше в пределах Астрахановской зоны открыты Узловое и Астрахановское газоконденсатные месторождения. Залежи газа месторождения Узловое пластово-сводовые и тектонически-экранированные. Всего открыто 18 пластов-коллекторов, из которых: 7 в отложениях окобыкайского, 8 - дагинского, 3 - уйнинского горизонтов. На Астрахановском месторождении открыто 10 залежей У В в коллекторах дагинского горизонта (3 газоконденсатных и 7 газовых). В сводовой части Астрахановской морской структуры летом 2000 г. пробурена поисковая скважина, вскрывшая отложения дагинского горизонта с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) в неоптимальных структурных условиях.

Северо-Шмидтовский участок бурением не изучен. На недавно открытых и еще не разведанных месторождениях (Пела-Лейч, Удачное), расположенных южнее, залежи УВ приурочены к песчаникам верхнемиоцен-нижнеплиоценового возраста, предположительно связанных с подводными конусами выноса

3.2. Нефтегазоматеринские породы и их потенциал.

В Северо-Сахалинском НГБ выделяется два типа нефтегазоматеринских (НМ) пород: кремнистые и терригенно-глинистые, которые широко распространены в пределах

изучаемых участков.

3.2.1. Кремнистые породы.

Результаты геохимических исследований показали, что кремнистые породы шельфа обладают повышенным нефтематеринским потенциалом и условиями для его реализации (Куликов и др., 1997). Кремнистые толщи благоприятны для формирования аутогенной нефтеносности, т.е. являются одновременно нефтематеринскими и нефтесодержащими. Условием формирования аутигенной нефтеносности этих кремнистых толщ является пространственное, а в большинстве случаев и временное единство процессов генерации УВ и трансформации минералов кремнезема, способствующее формированию коллектора (Баженова, 1992).

В изучаемом районе кремнистые и глинисто-кремнистые породы принимают участие в строении как палеогенового так и неогенового разрезов. Мачигарско-даехуриинский комплекс (эоцен-олигоцен) характеризуется постоянством лиголого-фациального состава по площади и сложен преимущественно кремнистыми аргиллитами, накапливавшимися в условиях открытого глубокого моря. По результатам геохимических исследований кремнистых морских отложений поисковой Хангузинской скважины № 1 повышенные концентрации Сорг (0,96-1,45 %) свойственны диатомитам, слагающим верхнюю часть разреза. В опоках и кремнистых аргиллитах количество Сорг снижается до 0,45-1,21 %. Характер распределения н-алканов свидетельствует о смешанном составе исходного ОВ с преобладанием планктоногенной составляющей.

Образования нижнего и среднего миоцена включают отложения уйнинского и дагинского осадочных комплексов (на п-ове Шмидта аналог - пильская свита) мощностью до 2 км, представлены, в основном, глинисто-кремнистыми образованиями. По степени катагенеза (Яо - 0,6-0,9 %) и содержанию РОВ (1,2-1,8 %) толща обладает хорошей генерирующей способностью.

3.2.2. Терригенно-глинистые породы.

Терригенно-глинистые породы имеют гораздо большее распространение в разрезе Северного Сахалина и охватывают весь возрастной интервал кайнозоя.

Уйнинская свита на острове характеризуется алеврито-глинистым составом пород. Содержание Сорг и битумоидов, в этих отложениях, в целом ниже, чем в породах даехуриинской свиты, мода 0.5 % и 0.01 % соответственно.

Дагинский комплекс имеет региональное распространение и представлен толщей переслаивания аргиллитов, песчаников и глин. Условия накопления менялись от

континентальных на западе Северного Сахалина до прибрежно-морских на востоке. Соответственно меняется и состав РОВ от преимущественно гумусового до сапропелевого. Модальные значения Сорг в глинистых разностях - 0.95 %.

Содержание Сорг в глинистых породах окобыкайского комплекса колеблется от 0.3 до 1.2 % в пределах суши. На шельфе эти значения варьируют от 0.8 до 17%. Степень катагенетической преобразованное™ ОВ комплекса изменяется от ПК2 на западе Северного Сахалина до уровня границы МКГМК2 на большей части бассейна. Средние содержания Сорг в глинистых породах нутовского комплекса по разрезу и площади меняются от 0,5 до 1,5 %. Максимум в распределении н-алканов распространяется в области углеводородов С15-С20, что свидетельствует о значительной роли планктоногенной составляющей в составе керогена и о хорошем качестве НМ пород нутовского комплекса.

Таким образом, в Северо-Сахалинском бассейне по геохимическим показателям выделяемые нефтегазоматеринские породы характеризуются преобладанием керогена II типа, по величине водородного индекса относятся к «среднему» типу керогена (более 300 кг УВ/т Сорг). Генерационный потенциал пород оценивается как невысокий и средний. Практически все нефтегазоматеринские толщи имеют строение, благоприятное для отдачи новообразованных УВ, т.е. характеризуются чередованием пачек материнских и коллекторских пород.

3.3. Коллекторы и флюидоупоры.

В пределах Северного Сахалина выделяются коллекторские интервалы во всем кайнозойском разрезе. Лучшими коллекторскими свойсвами в обладают миоцен-плиоценовые дельтовые и мелководно-морские песчаные отложения дагинской, окобыкайской и нутовской свит. Мощность песчаных пластов изменяется от первых метров до 50 м. Пористость продуктивных пластов, по результатам лабораторного анализа керна скважин Астрахановского месторождения, составляет в среднем 19 %, проницаемость 12-87 мД. Верхнемиоценовые песчаники близлежащего к Северо-Шмидтовскому участку разведанного Одоптинского месторождения обладают пористостью до 19-25%, проницаемостью до нескольких сотен мД.

В глинисто-кремнистых отложениях мачигарско-даехуриинского, уйнинского и дагинского комплексов возможно выявление коллекторов трещинного типа. Как коллекторы кремнистые породы относятся к категории «нетрадиционных» и характеризуются высокой пористостью матрицы и ничтожной ее проницаемостью По результатам лабораторных исследований плотность трещин составляет в среднем 134 м/м2

в продуктивной части месторождения Восточный Кайган, 293 м/м2 - на Восточном Эхаби Трещинная проницаемость в среднем достигает 150 мД (Юрочко, 1984).

В целом, в кайнозойском разрезе присутствуют поровые коллекторы различных классов, в том числе и высокоемкие - 1-Ш классов (по А.А.Ханину) (Геология..., 2000) с тенденцией уменьшения их емкостно-фильтрационных свойств с глубиной. В кремнистых толщах распространен глобулярно-трещинный коллектор с удовлетворительными ЕФС.

Основные экранирующие толщи были сформированы, в основном, в течение трансгрессивных циклов осадконакопления. Флюидоупорами для всех типов резервуаров служат глинистые пласты или глинистые пачки с прослоями алеврито-песчаных пород. По условиям распространения они относятся к субрегиональным, зональным и локальным, мощностью от 10-12 до 8-90 м, редко свыше 100 м. Плотность глин, в среднем, составляет 2.3 - 2.5 г/см3. Пористость уменьшается с глубиной погружения пород от 25 % до 5 %. Проницаемость - 0.001 - 0 008 мД.

Наиболее благоприятная для нефтегазонакопления глубина погружения 2-4 км -зона оптимального сочетания коллекторских и экранирующих свойств пород (Коблов, 1997). Дальнейшее погружение и уплотнение пород приводит как к ухудшению ФЕС коллекторов, так и условий консервации залежей за счет трещинноватости глинистых покрышек Вместе с тем, наиболее качественная в районе окобыкайская покрышка сохраняет залежи на глубине 4850 м (Усть-Эвайское месторождение).

3.4. Возможные типы ловушек.

Преобладают ловушки антиклинального типа, большинство из которых является антиклиналями полного контура, осложненных разрывными нарушениями. Поэтому большинство ловушек имеют тектоническое экранирование, что характерно и для Астрахановского участка. Для разведанных месторождений северо-восточного шельфа характерно выклинивание и глинизация песчаных пластов на восток и связанный с этим структурно-литологический тип ловушек. Широкое развитие комбинированных ловушек со значительной ролью при их формировании седиментацинного фактора предполагается и на Северо-Шмидтовском участке.

ГЛАВА 4. ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ.

В данной работе рассматривается возможность применения метода бассейнового моделирования для изучения нефтегазоносных систем Охотского моря на основе

использования программного продукта Temis2D, разработанного Французским Институтом нефти, имеющего богатый опьгг в применении данных технологий в нефтегазовой отрасли.

4.1. Состояние проблемы.

Основы бассейнового анализа были разработаны в нашей стране в 50-х годах И.О.Бродом, Н А.Еременко, И.В.Высоцким. Дальнейшее развитие учения о бассейновом анализе получило в работах Н.Б Вассоевича, В.Е.Хаина и других выдающихся геологов В конце 70-х - начале 80-х годов в бассейновый анализ вводится системный подход, который позволяет наиболее эффективно представить интегрированную информацию об изучаемом осадочном бассейне. Для изучения геологических объектов ранга от осадочного бассейна до элементарного осадочного тела необходимо оптимальное использование информации характеризующей как структуру изучаемого объекта, так и физико-химические процессы происходящие в его пределах. На современном этапе развития геологических наук, особенно нефтегазопоискового направления, бассейновое моделирование становится необходимой и важной дисциплиной, задачей которой является изучение осадочных бассейнов как целостных природных систем, установление их структуры и состава, генезиса и этапов развития. Моделирование процесса развития осадочного бассейна во времени требует комплексного (системного) подхода в изучении его истории. Эта история определяется как концептуальная модель и отражает наше понимание объекта исследований. От того, насколько близка концептуальная модель к реальной геологической системе, зависит точность и валидность результатов математического моделирования В общих чертах, на основе связей и взаимоотношений, различных геолого-геохимических параметров общепринятых в нефтегазовой геологии, бассейновое моделирование представляет собой стадийный процесс, направленный на решение вопросов генерации УВ нефтегазоматеринскими породами, их аккумуляции в ловушках и консервации образовавшихся скоплений.

4.2. Методологические основы, некоторые термины и данные используемые в моделировании.

Принципы, стадийность и методология бассейнового моделирования на основе компьютерных технологий достаточно широко освещены в литературе (Burrus et al., 1991, 1992, 1996; Duddy et al., 2003; Hermanrud C„ 1993; Hunt et al, 1991; Tissot et al, 1987; Ungerer et al., 1990; Schneider et al., 1993, 1996; Sweeney et al., 1990; и др) Основой для построения двухмерных геологических моделей является временной сейсмический профиль. Учитывая современную геометрию осадочного бассейна, в комплексе с

сейсмофациальным анализом представляется возможным восстановить мощность осадочных комплексов, последовательность их погружения, скорость седиментации для разных этапов осадконакопления и масштабы эрозии. Для оценки параметров ФЕС разреза в моделировании используется зависимость, представляющая собой разницу между эффективным стрессом и поровым давлением (уравнение Терцаги) (Marapa, 1982).

Палеотемпературный анализ основан на прослеживании палеотектонической эволюции осадочного бассейна в изменяющемся в геологическом времени тепловом режиме с момента заложения бассейна до современного этапа его развития.

В численных моделях предполагается, что нефть имеет органическое происхождение и образуется путем деструкции ОВ (керогена) при достижении ИМ толщей соответствующих температур (ГЗН). Математическая модель разложения керогена и образования УВ основана на уравнении Аррениуса, использующем энергию активации. Данная модель рассматривает образование углеводородов путем многочисленных параллельных и/или последовательных реакций (Тиссо, Вельте, 1980; Applied..., 1993).

При моделировании потоков флюидов в бассейнах используется физический многофазовый закон Дарси. Двухмерные модели позволяют рассматривать степень совмещения физических явлений, ответственных за природную систему (Burrus, 1991).

Таким образом, моделирование позволяет установить соотношение характеристик объектов и процессов исследования, а так же произвести отбор наиболее существенных параметров исследуемого явления и отбросить многие другие несущественные переменные.

4.3. Модели нефтегазоносных систем Северо-Сахалинского ОБ.

Моделирование применялось в пределах Астрахановского и Северо-Шмидтовского участков шельфа Северо-Сахалинского осадочного бассейна, характеризующемся максимальными концентрациями УВ в Охотоморском регионе.

В районе Астрахановского участка, на основе сейсмопрофилей, был выбран разрез протяженностью 95 км субмеридионального простирания от Узловой структуры на суше острова до Астрахановской-морской.

Расчленение разреза на комплексы и их литологическое выполнение основано на сейсмических данных и результатах бурения скважин прилегающей суши, а так же на результатах палеофациального анализа. Палеогеновый комплекс в районе исследований представлен главным образом глинисто-кремнистой толщей пород. Седиментация неоген-четвертичных отложений проходила под воздействием дельты Палео-Амура и разрез

представлен глинисто-песчаной толщей с долей песчаных пластов 40-50%. Установлено, что величина уплотнения этих пород с глубиной погружения составила менее 30%.

Тепловой поток, температура и отражательная способность витринита, измеренные в породах разреза осадочного бассейна, вместе с историей эволюции бассейна, легли в основу геотермической модели и являются основными факторами, контролирующими правильность выбора исходных параметров при моделировании (иг^егег, 1990). Мощность земной коры, около 30 км, установлена по профилю ГСЗ 11-М (Сахалин-Шантары) (Тектоносфера..., 1992).

Предположения о характере распространения РОВ и его генетическом типе основаны не только на геохимических исследованиях, но и в результате реконструкций обстановок осадконакопления. Для характеристики материнских пород изучаемого разреза были приняты значения исходного генерационного потенциала керогена от 2.4 до 2.7 мг УВ/г породы для глинистых и кремнистых разностей материнских пород соответственно. Модальные значения содержания в них Сорг приняты 0.9 % и 1.0 %, соответственно. Меньшими значениями генерационного потенциала обладают песчано-глинистые разности пород (от 1.35 до 1.9 мг УВ/г породы).

В начале миоцена материнские породы нижней части даехуриинского комплекса вступили в ГЗН при погружении на глубины 1.5-2.0 км, а к позднему миоцену процессы генерации углеводородов в них достигли максимальной интенсивности. К началу плиоцена палеогеновые материнские отложения полностью реализовали свой потенциал. Общее количество сгенерированных в материнских породах мачигарско-даехуриинского комплекса УВ составило 2.3 - 2.5 кг/т породы.

С начала среднего миоцена условий соответствующих ГЗН достигли глинистые отложения раннего миоцена (уйнинский комплекс). Начало эмиграции новообразованных УВ из данного интервала разреза фиксируется на границе завершающей стадии седиментации дагинского комплекса. С позднего миоцена в ГЗН находятся НМ породы нижнего-среднего миоцена (дагинский комплекс).

В начале плиоцена градаций катагенеза соответствующих ГЗН достигли средне-верхнемиоценовые глинистые материнские породы окобыкайского и нутовского комплексов. Выход УВ из материнских пород изменяется от 1.55 (для песчано-глинисгых разностей) до 2.3 (для алеврито-глинистых пород) кг УВ/ т породы.

В используемом в настоящей работе методе, моделирование сфокусировано на учете миграции двухфазного потока - водного и углеводородного. Разломы на путях миграции

УВ, являясь непроницаемыми экранами в силу своей сколовой природы, препятствовали движению УВ и способствовали формированию тектонически-экранированных залежей.

С позднемиоценового времени флюидоупоры уйнинского комплекса приобрели свои экранирующие свойства, что способствовало сохранению залежей в даехуриинском комплексе. Интенсивная разгрузка дельты Палео-Амура привела к перекомпенсированному осадконакоплению и нивелированию конседиментационного роста Астрахановской-морской складки. Поэтому зон аккумуляции углеводородов в дагинском и окобыкайском комплексах, а также в нижненутовском подкомплексе здесь в это время не было. В последующие этапы эволюции бассейна, к середине плиоцена, зоны аккумуляции существовали в пределах Узлового и Астрахановского месторождений суши.

Активизация инверсионных движений в квартере вызвала значительный подъем территории и последовавший размыв пород в районе исследований. В это время был окончательно сформирован структурный план исследуемого района. Масштабная эрозия пород, а также активизация многочисленных разломов привели к ухудшению качества флюидоупоров за счет образования литогенетической трещиноватости глинистых пород всех комплексов и, по-видимому, для Астрахановской-морской складки такие покрышки не могли полностью обеспечить сохранность залежей УВ.

Предполагается наличие залежей УВ приуроченных к коллекторам уйнинского, «

дагинского и окобыкайского комплексов в северной и южной частях (блоках) структуры, связанных с тектонически-экранированными ловушками. Необходимо отметить, что одно из перспективных направлений поисков залежей углеводородов в районе исследований связано с трещинными коллекторами в кремнисто-глинистых отложениях мачигарско-даехуриинского комплекса.

По своим параметрам Северо-Шмидтовский участок соответствует рангу возможно нефтегазоносного района. Основным очагом генерации УВ рассматриваемого участка является Томинский прогиб. Общая мощность осадочного выполнения прогиба изменяется от 0,4 до 8 км Для моделирования, на основе сейсмических профилей, был выбран разрез протяженностью более 130 км пересекающий Томинский прогиб в северо-восточном направлении от Шмидтовской складки на западе до Таликской складки на северо-востоке.

В отличие от Астрахановского участка здесь нет скважин, поэтому определяющими для прогноза литологии, в данном случае, являются геофизические данные. Осадочный чехол, как и в пределах Астрахановского участка, сложен породами палеогенового и неогенового возрастов. В результате использования скоростного анализа для прогноза

литологии разреза получена литологическая модель изучаемого разреза. На основе метода реконструкции геометрической эволюции отложений, учитывая современный облик бассейна, была восстановлена мощность осадочных комплексов и последовательность их погружения.

В пределах рассматриваемого прогиба величина теплового потока принята равной 60 мВт/м2 (Тектоносфера..., 1992). Среднее значение геотермического градиента составляет 3.3 °С на 100 метров. Мощность коры изменяется от 25 до 28 км (Тектоническая..., 2000). Плотности пород фундамента - от 2 650 до 2.950 г/см3. При существующих геотермических условиях материнские породы достигали градаций катагенеза, соответствующих началу ГЗН, при погружении на глубины 1.6-1.7 км.

Исходный генерационный потенциал ОВ изменяется от 0.9 мг УВ/г породы в песчано-глинистых разностях до 2.4 мг УВ/г породы в алевритовых разностях (мода Сорг 0.8 %). Максимальные значения потенциала (2.5 мг УВ/г породы) приняты для глинистых и кремнистых пород палеогенового и средне-позднемиоценового возраста (мода Сорг 0.95 %).

В современной структуре бассейна в очаге находятся миоценовые отложения дагинского и окобыкайского комплексов, погруженные на глубину более 2.5 км.

Наибольших масштабов процессы генерации УВ в палеоцен-эоценовых НМ толщах достигли в среднем миоцене, когда они находились на глубинах 2.6-4.3 км (температура 120-170 °С, йя - 0.7-1.4 %) при достижении породами градаций катагенеза МК3 - МК». Олигоценовые глинистые породы достигли таких же условий в начале позднего миоцена. К началу плиоцена палеогеновые НМ породы почти полностью реализовали свой нефтематеринский потенциал.

С позднего миоцена в ГЗН вступили глинистые отложения нижнего миоцена. Начало эмиграции датируется поздним миоценом, когда породы были погружены на глубины 1.6-1.7 км при температуре 75-90 °С (Яо - 0.45-0.55 %). Наибольшая генерация УВ отмечается на современном этапе эволюции бассейна, когда породы уйнинско-дагинского комплекса реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал более чем наполовину (коэффициент трансформации 0.64-0.8). Процессы генерации УВ в НМ породах окобыкайского и нутовского комплексов еще не достигли максимальной интенсивности и находятся на стадии катагенеза ГЖ3-МК1. В целом, выход углеводородов из материнских пород изменяется от 0 5 до 2.4 кг УВ/т породы.

Эволюция УВ насыщения коллекторских интервалов в пределах прогнозируемых ловушек характеризует динамику миграции УВ флюидов в бассейне. Так, снижение УВ насыщения в коллекторах палеогенового комплекса в прогнозируемых ловушках, после достижения максимальных значений, свидетельствует о ремиграции УВ из сформировавшихся скоплений в первую очередь за счет вертикальной миграции в ловушки располагающиеся гипсометрически выше.

Одной из причин этого перераспределения, вероятно, является недостаточная для сохранения образовавшихся залежей мощность флюидоупора, а в некоторых случаях и плохое качество покрышки (глубина погружения менее 2 км). На современном этапе развития прогиба максимальные масштабы эмиграции УВ флюидов отмечаются в центральной части разреза и охватывают отложения миоценового возраста.

Результаты моделирования подтвердили возможность обнаружения залежей УВ в ловушках различного генезиса. Так, в пределах изучаемой части Томинского прогиба предполагается наличие пластово-сводовых, литологически и тектонически-экранированных ловушек приуроченных к песчаным телам конусов выноса и турбидитов.

Таким образом, подводя итог вышеизложенного, становится очевидным наличие в пределах Северо-Шмидтовского участка шельфа нефтегазоносной системы эоцен-миоценового возраста. В разрезе присутствуют НМ толщи, характеризующиеся генерационным потенциалом достаточным, при существующих геотермических условиях, для осуществления процессов генерации, эмиграции и формирования залежей УВ. Предполагается развитие пластового резервуара с долей коллекторов в разрезе до 20%. Наиболее перспективными на наличие залежей УВ являются мачигарско-даехуриинский, дагинский и окобыкайский осадочные комплексы.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ УВ И ГЕОЛОГИЧЕСКИХ

РИСКОВ.

В данной работе предпринята попытка оценить вклад количественных параметров полученных численных моделей в конечный результат - прогнозные ресурсы выделенных перспективных объектов, которые представляют собой то количество УВ, которое может быть сосредоточено в залежах за всю эволюцию бассейна. Степень изученности участков позволяет выполнить оценку неразведанных углеводородов на уровне локализованных ресурсов категории Д1л.

В основу подсчета ресурсов УВ изучаемых участков акватории Северного Сахалина положен объемно-генетический метод, учитывающий объем осадочного выполнения и генерационные возможности пород. В расчетах использовалась величина реализации генерационного потенциала (2.0 кг УВ/т породы, Креал 0.025 и 0.03 для Северо-Шмидтовского и Астрахановского участков соответственно), учитывающая эмиграционный и аккумуляционный потенциалы, выраженные в виде соответствующих коэффициентов. В качестве исходных данных для оценки локализованных ресурсов использованы суммарные мощности продуктивных пластов (в среднем 0.2 км для Северо-Шмидтовского участка) и их насыщенность УВ по результатам моделирования. Таким образом, прогнозные ресурсы по объектам Томинского прогиба изменяются от 37 млн.т УТ (Уральская ловушка) до 360 млн.т УТ (Шмидтовская ловушка). Ресурсы Астрахановской-морской антиклинальной складки оцениваются в 43 млн. т УТ. Полученные результаты подсчета ресурсов позволяют отнести Астрахановский участок шельфа Северного Сахалина к перспективным территориям с плотностью локализованных ресурсов нефти и газа 0.2-0.5 млн. т УТ на км2, а Северо-Шмидтовский - 1-2 млн. т УТ на км2.

Основной задачей при оценке рисков была не сложность и точность расчетов, а возможность определения главных типов геологических рисков, с которыми возможно столкновение при выполнении проектов дальнейших работ. Для оценки геологических рисков, учитывая полученные результаты моделирования, были рассмотрены следующие категории, характеризующие нефтегазоносные системы и определяющие их перспективность: генерация УВ материнскими породами, миграция УВ, наличие коллекторских интервалов, ловушек и консервация возможных залежей УВ. Основной риск Астрахановского участка связан с сохранностью залежей УВ, а Северо-Шмидтовского - с проблематичностью свойств коллекторов. Проведенный анализ позволил ранжировать изучаемые объекты для дальнейшего проведения разведочных работ.

Конечно, установленные значения не являются окончательными величинами, а отражают принятую в данной работе концептуальную модель объектов исследования. В дальнейшем, в зависимости от принятия той или иной модели различными исследователями эти величины будут отличаться.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Выполненные исследования показали, что бассейновое моделирование позволяет изучать геологические объекты не только в хорошо изученных областях, но и оценивать

перспективность малоизученных территорий. Представленные результаты численного моделирования свидетельствуют о широком спектре решаемых вопросов при оценке перспектив нефтегазоносности, а некоторые вопросы, поднятые в работе, еще ждут комплексного рассмотрения.

Так, в пределах Астрахановской антиклинальной зоны, помимо выделения нефтегазоносной системы, определения динамики ее развития, установлена причина отсутствия залежей УВ в сводовой части антиклинальной структуры, сделано предположение о наличии возможных залежей, связанных с тектоническим экранированием в периклинальных частях складки. Для Северо-Шмидтовского участка, как малоизученной территории, произведена попытка решения задач наличия нефтегазоносной системы, моделирования процессов происходящих в ней и как результат прогноз возможных скоплений УВ в прогнозируемых ловушках. Этот район не является Северным Сахалином в традиционном понимании, где основные перспективные объекты связаны с песчаниками дельтового генезиса, поэтому основным направлением ГРР является тщательная седиментологическая и петрофизическая интерпретация сейсмических данных.

В работе защищаются следующие положения.

1. В разрезе шельфа Северного Сахалина выделяется нефтегазоносная система эоцен- » миоценового возраста, различающаяся нефтегеологическим режимом и характером возможной нефтегазоносности в пределах Астрахановского и Северо-Шмидтовского участков.

2. Моделирование онтогенеза нефти и газа Северо-Сахалинского НГБ позволило определить, что одним из основных факторов определяющих перспективность Северо-Шмидтовского участка является пространственное и временное совпадение очага генерации и зон аккумуляции УВ, а на Астрахановском участке - тектонический режим.

3. Проградационное строение осадочного чехла определяет развитие поровых коллекторов дельтового генезиса на западе НГБ (Астрахановский участок), а на востоке (Северо-Шмидтовский) - приуроченных к отложениям конусов выноса и турбидитов.

4. Проведенная оценка перспектив нефтегазоносности локальных объектов определила, что значительными перспективами обладают миоценовые отложения Томинского прогиба. Залежи УВ Астрахановской-морской антиклинальной складки контролируются тектоническими экранами.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Куделькин В.В., Кровушкина O.A., Савицкий A.B. Оценка масштабов нефтегазообразования в осадочных бассейнах северной части Охотского моря. // Теория и практика морских геолого-геофизических исследований Тезисы докладов 2-ой Международной конференции. - Геленджик, 2001. С. 200-205.

2. Кровушкина O.A., Савицкий A.B. Моделирование осадочных бассейнов северной части Охотского моря на основе компьютерной технологии Temispack. // Строение, геодинамика и металлогения Охотского региона и прилегающих частей Северо-Западной Тихоокеанской плиты: мат. межд. научного симпозиума, Южно-Сахалинск, 2002: Тезисы докладов,- Южно-Сахалинск: ИМГиГ ДВО РАН, 2002. Т.2 - с. 71-74.

3. Кровушкина O.A., Савицкий A.B. Моделирование нефтегазоносных систем Магаданского осадочного бассейна на основе компьютерной технологии Temispack. // Геология нефти и газа, №6,2002. С. 34-4.

4. Савицкий A.B. Прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотоморского региона с использованием компьютерной технологии Temispack. // Геодинамика, магматизм и минерагения континентальных окраин Севера Пацифики: В 3-х т.: Материалы Всероссийского совещания, посвященного 90-летию академика Н.А.Шило (ХП годичное собрание Северо-Восточного отделения ВМО). - Магадан: СВКНИИ ДВО РАН, 2003. Т.2 -с. 35-37.

5. Кровушкина O.A., Савицкий A.B. Использование компьютерных технологий при оценке нефтегазоносного потенциала осадочных бассейнов. // Сборник тезисов докладов

1 Международной научно-практической Конференции «Настоящее и будущее сырьевой базы

морской нефтегазовой промышленности России». - СПб., ВНИГРИ, 2004. С. 101-103.

6. Кровушкина O.A., Савицкий A.B. Использование компьютерных технологий при оценке нефтегазоносного потенциала осадочных бассейнов. // Геодинамика, геология и

» Нефтегазоносность осадочных бассейнов Дальнего Востока России: Доклады

международного научного симпозиума. Южно-Сахалинск, 24-28 сентября 2002 г. Том 1. -Южно-Сахалинск: ИМГиГ ДВО РАН, 2004. С. 65-77.

7. Савицкий A.B. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотоморского региона на основе компьютерных технологий И Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Актуальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа Материалы VII Международной конференции. - М., ГЕОС, 2004. С. 442-443.

8. Савицкий A.B. Моделирование нефтегазоносных систем осадочных бассейнов Охотского моря. // XVIII конференция молодых ученых «Молодые научные резервы Сахалина. Наука и развитие региона»: Тезисы докладов. - Южно-Сахалинск, ИМГиГ ДВО РАН, 2004. 84 с. - с. 4-7.

9. Савицкий A.B. Использование результатов численного моделирования при подсчете ресурсов углеводородов шельфа Северного Сахалина. Н Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. Материалы VIII Международной конференции. - М., ГЕОС, 2005. С. 393-395.

Отпечатано в Сахалинской областной топографии Подписано в печать 15 II 2005 г Формат 60 к 84/16 Печать офсетная Печатных листов 1/2 Тираж 100экз Заказ № 3021

»2334?

РНБ Русский фонд

2006-4 27594

i

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Савицкий, Александр Викторович

Введение.

Глава 1. История геолого-геофизического изучения Северного Сахалина

Глава 2. Общая структурно-стратиграфическая характеристика.

2.1. Стратиграфия районов исследований.

2.2. Структурная характеристика.

2.3. История геологического развития и обстановки осадконакопления.

Глава 3. Условия формирования нефтегазоносности шельфа Северного

Сахалина.

3.1. Нефтегазоносность прилегающих районов.

3.2. Нефтегазоматеринские породы и их потенциал.

3.2.1. Кремнистые породы.

3.2.2. Терригенно-глинистые породы.

3.3. Коллекторы и флюидоупоры.

3.4. Возможные типы ловушек.

Глава 4. Численное моделирование нефтегазоносных систем.

4.1 .Состояние проблемы.

4.2.Методологические основы, некоторые термины и данные используемые в моделировании.

4.3. Модели нефтегазоносных систем Северо-Сахалинского осадочного бассейна.

Глава 5. Оценка потенциальных ресурсов УВ и геологических рисков.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Северного Сахалина на основе бассейнового моделирования"

Актуальность работы. Проблема освоения углеводородного потенциала Охотоморского региона, в первую очередь шельфа о. Сахалин, является важным фактором решения программ социально-экономического развития Дальнего Востока и отвечает стратегическим интересам Российской Федерации.

Текущая добыча углеводородов (УВ) сосредоточена на акватории СевероВосточного Сахалина в пределах Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна (НГБ), где доказанные запасы открытых месторождений составляют не более 30% от общего потенциала островного шельфа.

Качество научного прогноза и эффективность нефтепоисковых работ на шельфе Сахалина и в целом Охотоморского региона должно основываться на теоретических представлениях о генезисе нефти и газа и на всестороннем анализе имеющейся геолого-геофизической и геохимической информации, определяющих достоверность используемой геологической модели объекта.

Целью исследований является оценка перспектив выявления новых скоплений УВ шельфа Северного Сахалина с использованием методов бассейнового моделирования. В работе рассматриваются нефтегазоносные системы двух крайних участков НГБ в пределах шельфовой части: западного -Астрахановского и восточного — Северо-Шмидтовского по критериям 4 генерации УВ в нефтегазоматеринских толщах; аккумуляции УВ в ловушках и их консервации. Эта цель достигалась путем решения следующих основных задач: 1) изучения геологического строения района; 2) реконструкции этапов осадконакопления и структурообразования; 3) выявления основных закономерностей и особенностей формирования температурного режима; 4) изучения истории созревания органического вещества пород и анализ реализации УВ потенциала материнских толщ; 5) определения закономерностей миграции УВ и их аккумуляции в прогнозируемых § ловушках; 6) оценка потенциальных ресурсов и геологических рисков.

Научная новизна и практическая ценность работы заключается в

• выделении и рассмотрении в осадочном чехле нефтегазоносной системы, определении ее генезиса и степени реализации генерационного потенциала в пределах двух перспективных участков шельфа Сахалина, различающихся степенью своей изученности. Впервые, на основе компьютерных технологий, смоделированы особенности процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ происходящих в изучаемой системе. Использование результатов моделирования позволило оценить перспективные ресурсы УВ локальных объектов и ранжировать их по очередности проведения геолого-геофизических работ. Некоторые вопросы и методы изучения нефтегазоносности, рассмотренные в диссертации, решаются и используются для исследуемой части акватории, и Охотоморского региона в целом, впервые.

Фактический материал. В основу диссертации легли результаты обобщения исследований автора, проводившихся с 1997 года в составе службы интерпретации ОАО «Дальморнефтегеофизика» и связанных с решением вопросов нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря. В работе использован обширный материал из производственных отчетов и опубликованных работ по вопросам стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности исследуемого района. Представленная работа была бы невозможна без успехов достигнутых в изучении геологии и нефтегазоносности региона коллективами научных и производственных

• организаций, а также достижений отечественных и зарубежных исследователей в этой области науки.

Публикации и апробация работы. По теме диссертации персонально и в соавторстве опубликован ряд статей и тезисов. Основные результаты исследований отражены в виде специальных глав в производственных отчетах, а также докладывались: на 2-ой Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 2001); Международном научном симпозиуме «Строение, геодинамика и

• металлогения Охотского региона и прилегающих частей Северо-Западной

Тихоокеанской плиты» (Южно-Сахалинск, 2002); Всероссийском совещании, посвященном 90-летию академика Н.А.Шило (XII годичное собрание СевероВосточного отделения ВМО) «Геодинамика, магматизм и минерагения континентальных окраин Севера Пацифики» (СВКНИИ ДВО РАН, Магадан,

2003); семинаре пользователей Temis2D (ФИН, Париж, 2003); Международной научно-практической Конференции «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (ВНИГРИ, Санкт-Петербург,

2004); XVIII конференции молодых ученых «Молодые научные резервы Сахалина. Наука и развитие региона» (ИМГиГ ДВО РАН, Южно-Сахалинск, 2004); II Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (РГУНГ им. И.М.Губкина, Москва, 2004).

Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы составляет 143 страницы машинописного текста, включая 45 рисунков и 6 таблиц. Список использованной литературы включает 75 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Савицкий, Александр Викторович

Заключение.

Основной идеей работы являлась геологическая задача сравнения перспектив нефтегазоносности двух участков шельфа Северного Сахалина с целью прогноза ресурсов УВ локальных объектов. В качестве основного метода для ее решения использован метод бассейнового моделирования с применением компьютерных технологий. Построение численной модели на основе имеющихся геолого-геофизических и геохимических данных позволило проследить особенность формирования залежей УВ. Выполненные исследования показали, что бассейновое моделирование позволяет изучать геологические объекты не только в хорошо изученных областях, но и оценивать перспективность малоизученных территорий.

Так, в пределах Астрахановской антиклинальной зоны, помимо выделения нефтегазоносных систем, определения динамики их развития и процессов, происходящих в них, установлена причина отсутствия залежей УВ в сводовой части антиклинальной структуры, сделано предположение о наличии возможных залежей, связанных с тектоническим экранированием в периклинальных частях складки. Для Северо-Шмидтовского участка, как малоизученной территории, произведена попытка решения задач наличия нефтегазоносной системы, моделирования процессов происходящих в ней и как результат прогноз возможных скоплений УВ в прогнозируемых ловушках. Этот район не является Северным Сахалином в традиционном понимании, где основные перспективные объекты связаны с песчаниками дельтового генезиса, поэтому основным направлением ГРР является тщательная седиментологическая и петрофизическая интерпретация сейсмических данных.

Представленные результаты моделирования свидетельствуют о широком спектре решаемых вопросов при оценке перспектив нефтегазоносности как отдельно взятых участков Северо-Сахалинского осадочного бассейна, так и всего Охотоморского региона, а некоторые вопросы, поднятые в работе, еще ждут комплексного рассмотрения.

В работе защищаются следующие положения:

1. В разрезе шельфа Северного Сахалина выделяются нефтегазоносная система эоцен-миоценового возраста, различающаяся нефтегеологическим режимом и характером возможной нефтегазоносности в пределах Астрахановского и Северо-Шмидтовского участков.

2. Моделирование онтогенеза нефти и газа Северо-Сахалинского НГБ позволило определить, что одним из основных факторов определяющих перспективность Северо-Шмидтовского участка является пространственное и временное совпадение очага генерации и зон аккумуляции УВ, а на Астрахановском участке - тектонический режим.

3. Проградационное строение осадочного чехла определяет развитие поровых коллекторов дельтового генезиса на западе НГБ (Астрахановский участок), а на востоке (Северо-Шмидтовский) - приуроченных к отложениям конусов выноса и турбидитов.

4. Проведенная оценка перспектив нефтегазоносности локальных объектов определила, что значительными перспективами обладают миоценовые отложения Томинского прогиба. Залежи УВ Астрахановской-морской антиклинальной складки контролируются тектоническими экранами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Савицкий, Александр Викторович, Москва

1. Ампилов Ю.П. Стоимостная оценка недр. М., Геоинформцентр, 2003. -274 с.

2. Баженова O.K. Ранняя генерация нефти и перспективы нефтеносности небольших глубин // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор / МГП «Геоинформмарк». М. 1992. - 52 с.

3. Борукаев Ч.Б. Словарь-справочник по современной тектонической терминологии / РАН. Сиб. отд-ние. Объед. ин-т геологии, геофизики и минералогии. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - 69 с.

4. Брутман Н.Я. Палиностратиграфия палеоген-неогеновых отложений Сахалинской области. Дис. . канд. геол.- мин. наук. Оха на Сахалине., 1986. -С. 134-147.

5. Васильев Б.И. и др. Абсолютный возраст интрузивных пород подводных возвышенностей Охотского моря / Доклады АН СССР т.278, №6,1984.

6. Варнавский В.Г., Малышев Ю.Ф. Восточно-Азиатский грабеновый пояс. // Тихоокеанская геология. 1986. №3. - С.3-12.

7. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. - 368 с.

8. Вахтеров Г.П. Геотермические особенности Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна. / Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. М.: Научный мир, 1997. - С. 70-80.

9. Веселое О.В., Соинов В.В. Новые данные о тепловом потоке в Охотском море. Сб. Земная кора и верхняя мантия Азиатской части Тихоокеанского кольца. Южно-Сахалинск: ИМГиГ ДВНЦ АН СССР, 1975.

10. Геодекян А.А. и др. Интерпретация результатов газово-геохимических исследований Охотского моря. // Океанология, XVII. 1977. № 2.

11. Геологическая карта СССР. Масштаб 1:1000000. Объяснительная записка лист N- 53, 54. Николаевск-на-Амуре. Л.: ВСЕГИИ, 1981.

12. Геологическая карта Дальнего Востока СССР. Масштаб 1:1500000. Объяснительная записка. Санкт-Петербург, 1992.

13. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Изд. МГУ, 2000. - 382 с.

14. Геология и нефтегазоносность Охотско-Шантарского осадочного бассейна. / Варнавский В.Г., Жаров А.Э., Кириллова Г.Л., Кровушкина О.А., Кропп Э.Я., Куделькин В.В., Троян В.Б., Чуйко Л.С. Владивосток: ДВО РАН, 2002.-148 с.

15. Гладенков Ю.Б., Баженова O.K., Гречин В.И., Маргулис Л.С., Сальников Б.А. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность. М.: ГЕОС, 2002. - 225 с.

16. Гнибиденко Г.С. и др. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Охотского моря. -М.: ВНТИЦ, 1975.

17. Гнибиденко Г.С. Тектоника дна окраинных морей Дальнего Востока. -М.: Наука, 1979.

18. Гнибиденко Г.С., Ильев А .Я. О составе, возрасте и скоростях сейсмических волн «акустического» фундамента в центральной части Охотского моря / ДАН СССР. т.229, 1976.

19. Грецкая Е.В., Ильев А.Я., Гнибиденко Г.С. Углеводородный потенциал осадочно-породных бассейнов Охотского моря: Препринт Южно-Сахалинск, 1992. - 52 с.

20. Грецкая Е.В. Исходный нефтегазоматеринский потенциал органического вещества осадков (на примере впадин Охотского моря). Владивосток: ДВО АН СССР, 1990.-111 с.

21. Данченко Р.В. Литология и коллекторские свойства кремнистых нефтеносных отложений неогена Сахалина. Автореф. дис. . канд. геол.-мин. наук. М., 1983.-22 с.

22. Деревскова Н.А. Роль процессов литогенеза в формировании коллекторских свойств кайзойских нефтегазоносных отложений северовосточного шельфа острова Сахалин. Автореф. дис. . канд. геол.-мин. наук. М.: ВНИГНИ, 1992. 27 с.

23. Дмитриевский А.Н. Системный подход в геологии нефти и газа. Общие принципы использования системного подхода в геологии // Геология нефти и газа.-1993.№ 10.-С. 2-4.

24. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. М.: Наука, 1990. Кн. 2. - 335 с.

25. Коблов Э.Г. Закономерности размещения и условия формирования месторождений нефти и газа Сахалинской нефтегазоносной области. / Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. М.: Научный мир, 1997. - С. 3-25.

26. Коблов Э.Г., Харахинов В.В. Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотского моря / Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа. — М.: Научный мир, 1997.-С. 26-56.

27. Коблов Э.Г., Харахинов А.В. Сейсмоскоростной анализ: технология и опыт применения для прогноза геологического разреза: Тез. докл. Международной геофизической конференции. СПб.: 2000. - С. 124-126.

28. Корнев О.С., Неверов Ю.Л., Калинин А.И. Результаты работ Охотоморской экспедиции на НИС «Пегас» (Рейс 28): Препринт Южно-Сахалинск, 1989а.-22 с.

29. Корнев О.С., Неверов Ю.Л., Нарыжный В.И., Кочергин А.В., Булгаков Р.Ф., Маляренко А.Н. Результаты Охотоморской экспедиции на научно-исследовательском судне «Пегас» (Рейс 31): Препринт Южно-Сахалинск, 19896.-40 с.

30. Кравченко Т.П. Ресурсоведение нефти и газа: Учебное пособие. М.: ГЕОС. 2004. - 196 с.

31. Кровушкина О.А., Жаров А.Э. Тектоническая эволюция и строение осадочных бассейнов северной части Охотского моря. // Геология нефти и газа. 2003. № 1.-С. 21-27.

32. Крылов Н.А., Бурлин Ю.К., Лебедев Л.И. Нефтегазоносные бассейны континентальных окраин. М.: Наука, 1988. - 248 с.

33. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности / В.Г.Варнавский, Э.Г. Коблов, Р.Л. Буценко и др. М.: Наука, 1990. - 270 с.

34. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. Пер. с англ. М.: Недра, 1982. - 296 с.

35. Маргулис Л.С. Секвенсстратиграфия и нефтегазоносность Охотоморского региона. Автореф. дис. . докт. геол.-мин. наук. Санкт-Петербург, 2002. 50 с.

36. Мишаков Г.С. К вопросу о палеогеографии Северо-Сахалинского неогенового седиментационного бассейна / Результаты исследований по геологии и нефтегазоносности Сахалина: Тр. ВНИГРИ, Вып. 255. Южно-Сахалинск, 1969. - С. 46-59.

37. Мишаков Г.С., Бабаева Н.И., Ковальчук B.C. Условия накопления неогеновых отложений Северного Сахалина. // Советская геология. 1985. № 7. - С. 56-68.

38. Осадочные бассейны Дальнего Востока СССР и перспективы их нефтегазоносности. Л.: Недра, 1987.

39. Решения Межведомственных региональных стратиграфических совещаний по палеогену и неогену восточных районов России-Камчатки, Корякского нагорья, Сахалина и Курильских островов. Объяснительная записка к стратиграфическим схемам. М.: ГЕОС, 1998.

40. Рождественский B.C., Сапрыгин С.М. О гидротермальных проявлениях о.Сахалин, связанных с грязевым вулканизмом и газонефтеносностью // Вопросы геологии Сахалина и Курильских островов. Владивосток, Тр.СахКНИИ, вып. 31, 1974. - с. 227-234.

41. Строение земной коры в области перехода от Азиатского континента к Тихому океану. — М.: Наука, 1964.

42. Сычев П.М., Веселое О.В., Волкова Н.А., Соинов В.В. Тепловой поток и геодинамика западной части Тихого океана // Тихоокеанская геология. 1986. №6.-С. 43-55.

43. Тектоносфера Тихоокеанской окраины Азии. Гордиенко В.В., Андреев А.А., Биккенина С.К. и др. Владивосток: ДВО РАН, 1992. - 238 с.

44. Тектоника континентальных окраин северо-запада Тихого океана. М.: Наука, 1980.

45. Тектоническая карта Охотоморского региона. Масштаб 1:2 500 ООО. Федеральная служба геодезии и картографии России / Е.Г.Арешев, Н.А.Богданов и др.; Редакторы: Н.А.Богданов, В.Е.Хаин. - М., 2000.

46. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1980.-502 с.

47. Толковый словарь английских геологических терминов. Под ред. М.Гери и др. М.: Мир, 1977.

48. Троцюк В.Я. Прогноз нефтегазоносности акваторий. М.: Недра, 1982. -200 с.

49. Туезов И.К. Литосфера Азиатско-Тихоокеанской зоны перехода / ДВНЦ АН СССР, СахКНИИ. Новосибирск: Наука, 1975.

50. Туезов И.К., Епанешников В.Д., Хаякава М. Геотермия. Региональные проблемы. Моделирование. Практическое приложение. М.: Недра, 1995. -303 с.

51. Харахинов В.В. Тектоника Охотоморской нефтегазоносной провинции: Автореф. дис. . докт. геол.-мин. наук. Оха-на-Сахалине: СахалинНИПИМорнефть, 1998. 77 с.

52. Элланский М.М. Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии: Учебное пособие для вузов. М.: РГУНГ им. И.М.Губкина, 2000. - 80 с.

53. Юрочко А.И. Совершенствование методики определения коллекторских свойств кремнистых нефтесодержащих отложений (на примере пиленгской свиты Сахалина): Автореф. дис. . канд. геол.-мин. наук. М.: ВНИГНИ, 1984. -24 с.

54. Applied Petroleum Geochemistry. Edited by M.L.Bordenave, Technip. Paris, 1993.-524 p.

55. Burrus J., Kuhfiis A., Doligez В., Ungerer P. Are numerical models useful in reconstructing the migration of hydrocarbons? A discussion based on the Northern

56. Viking Graben. // W.A.England, A.J.Fleet, (Eds.). Petroleum migration. The Geological Society, Spec. publ. № 59. London, 1991. - P. 89-111.

57. Burrus J., Brosse E., Choppin de Janviy G., Grosjean Y., Oudin J.-L. Basin modeling in the Mahakam delta based on the integrated 2D model Temispack. Proceedings of the Indonesian Petroleum Assosiation 21st meeting, Jakarta, 1992. -P. 23-44.

58. Burrus J., Osadetz K., Wolf S., Doligez В., Visser K., Dearborn D. A two-dimentional regional basin model of Williston Basin hydrocarbon systems. // AAPG Bull., V. 80, № 2, 1996. P. 265-291.

59. Demaison G., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems // AAPG Bull., V. 75, № 10, 1991.-P. 1626-1643.

60. Duddy I.R., Erout В., Green P.F., Crowhurst P.V., Boult P.J. Timing constrains on the structural history of the Western Otway Basin and implications for hydrocarbon prospectivity around the Morum high, South Australia // APPEA Journal, 2003.-P. 59-83.

61. Hermanrud C. Basin modeling techniques an overview // Basin modelling: Advances and Aplications. Edited by A.G.Dore et al. NPF Special Publication 3, Elsevier, Amsterdam, 1993. - P. 1-34.

62. Hunt J.M., Lewan M.D., Hennet R.J-C. Modeling oil generation with time-temperature index graphs based on the Arrhenius equation // AAPG Bull., V. 75, №4, 1991.-P. 795-807.

63. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system from source to trap: AAPG Memoir 60, 1994. - 655 p.

64. The petroleum geology and hydrocarbon potential of the Sea of Okhotsk, Russia. Simon Petroleum Technology Limited, Llaududno, Gwynedd, United Kingdom, 1993.-574p.

65. Tissot B.P., Pelet R., Ungerer P. Thermal history of sedimentary basins, maturation indices, and kinetics of oil and gas generation // AAPG Bull., V. 71, № 12, 1987.-P. 1445-1466.

66. Ungerer P., Burrus J., Doligez В., Chenet P.Y., Bessis F. Basin evaluation by integrated two-dimentional mogeling of heat transfer, fluid flow, hydrocarbon generation, and migration // AAPG Bull., V. 74, № 3, 1990. P. 309-335.

67. Schneider F., Potdevin J.L., Wolf S., Faille I. Mechanical and chemical compaction model for sedimentaiy basin simulators // Tectonophysics, № 263, 1996. -P. 307-317.

68. Vear A. Analysis of the Dampier sub-basin petroleum systems using integrated 2D modeling techniques // APPEA Journal, 1998. P. 339-349.

69. Список опубликованных работ.h

70. Моделирование нефтегазоносных систем Магаданского осадочного бассейна на основе компьютерной технологии Temispack. // Геология нефти и газа, №6, 2002. С. 34-41 (Соавтор О.А. Кровушкина).

71. Прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов Охотоморского региона с использованием компьютерной технологии Temispack. // Геодинамика, магматизм и минерагения континентальных окраин Севера Пацифики: В 3-х т.:

72. Ч Материалы Всероссийского совещания, посвященного 90-летию академика

73. Н.А.Шило (XII годичное собрание Северо-Восточного отделения ВМО). -Магадан: СВКНИИ ДВО РАН, 2003. Т.2 с. 35-37.

74. Моделирование нефтегазоносных систем осадочных бассейнов Охотского моря. // XVIII конференция молодых ученых «Молодые научные резервы Сахалина. Наука и развитие региона»: Тезисы докладов. — Южно-Сахалинск, ИМГиГ ДВО РАН, 2004. 84 с. с. 4-7.