Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе композитной методики сейсмических исследований

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе композитной методики сейсмических исследований"

На правах рукописи

БЕЛКИН НИКОЛАЙ МИХАЙЛОВИЧ

Повышение геологической эффективности поисков и

РАЗВЕДКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ КОМПОЗИТНОЙ МЕТОДИКИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ, (на примере Шаимского НГР)

Специальность 25.00.10 - «Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре разведочной геофизики и компьтерных систем

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор O.A. Потапов Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук, профессор А.К. Урупов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Е.А. Козлов

на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять ученому секретарю диссертационного совета.

кандидат технических наук А.Б. Беклемишев

Ведущее предприятие: ТО «СургутНИПИнефть»

Защита состоится ^А-Л. 2005 г. в /У

часов

Автореферат разослан « » 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета.

Л.П. Петров

22 ¿¿г

11131УЗ

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Повышению геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе сейсмических исследований в условиях Западной Сибири отводится важная роль в общем комплексе геофизических работ. Это связано с необходимостью выявления новых перспективных объектов и создания объективной геологической модели исследуемой территории.

До недавнего времени основная информация о детальной внутренней структуре большинства осваиваемых нефтегазоносных бассейнов, и Западной Сибири в частности, характере стратиграфических, тектонических и фациально-формационных соотношений в них поступала главным образом из результатов глубокого бурения. В связи с этим процесс познания многих важнейших для целенаправленных поисков залежей углеводородов (УВ) особенностей строения осадочных комплексов, прежде всего касающихся погребенных некомпенсированных прогибов, клиноформных комплексов, русловых и других образований, как и погребенных тектонических и эрозионных форм, растягивался на долгий период и зависел от развития буровых работ.

В последние годы ситуация существенно изменилась благодаря резкому повышению разрешающей способности и геологической информативности сейсморазведки МОГТ, проведению в значительных масштабах и на новом техническом уровне региональных, поисковых и детальных сейсмических работ. Материалы последних позволяют до бурения или при ограниченном числе скважин выявлять в недрах нефтегазоносного бассейна сложные геологические структуры различного типа, погребенные формы тектонического, эрозионного и аккумулятивного рельефа, косослоистые сейсмические комплексы, намечать литолого-фациальные переходы, зоны вероятного распространения литологически и стратиграфически экранированных ловушек и многие другие объекты. Этому в огромной степени способствовали разработка и развитие методов и приемов сейсмостратиграфической и структурно-формационной интерпретации данных сейсморазведки, программ решения задач прогнозирования геологического разреза. На большей части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции картирование региональных структурных планов и крупных локальных поднятий по основным отражающим горизонтам практически завершено. Быстрый рост изученности и освоенности ресурсов основных нефтегазоносных горизонтов мезозойского комплекса, сопровождавшийся заметным сокращением количества значительных по размерам структур, повышает интерес к целенаправленному опоискованию более сложных по строению комплексов, прогнозу, а также выявлению неантиклинальных ловушек различного генезиса как в относительно изученных, так и в малоисследованных перспективных районах. Шаимский нефтегазодобывающий район (НГР) - один из старейших Западной Сибири, где проблема восполнения ресурсной базы является одной из актуальн " " ость НГР

работами регионального характера недостаточна. Отсутствие достоверной геолого-геофизической основы не может способствовать разработке научно-обоснованной стратегии прогнозирования, поисков и разведки нефтегазовых месторождений. Крупномасштабные буровые работы на ряде эксплуатируемых месторождений показали значительную изменчивость в поведении продуктивных пластов и выявили их недостаточную подготовку поисковым и разведочным бурением. Поэтому, совершенствование методики повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе сейсмических исследований и анализа данных с привлечением материалов бурения, ГИС является одной из актуальных задач нефтяной геологии в Западной Сибири.

Цель работы.

Для нефтедобывающей отрасли, работающей с относительно высокой степенью изученности территории бурением и геофизикой, принципиально важным является совершенствование методики сейсморазведочных работ на всех этапах с целью:

доразведки разрабатываемых и вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений;

изучения сопредельных территорий

выявления и подготовки структурных и неструктурных объектов-спутников с ресурсами категории С3 путем разработки композитной методики сейсмических исследований, совершенствования обработки и комплексной геолого-геофизической интерпретации полученных данных.

Основные задачи.

1. Создание методики повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе каркасной сети композитных профилей предыдущих или выполняемых сейсмических съемок.

2. Исследование и учет факторов при обосновании детальных сейсморазведочных работ.

3. Исследование возможности использования композитной методики сейсмических исследований для целей обоснования единой схемы корреляции продуктивных пластов, взаимной увязки сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемых в Шаимском НГР.

4. Исследование ранее проведенных и анализ современных детальных сейсморазведочных работ в условиях Западной Сибири в рамках предлагаемой методики.

5. Методико-технологические способы решения геологических задач на

этапе обработки и комплексной интерпретации результатов сейсморазведочных работ.

Методика исследований.

Анализ результатов детальных сейсмических исследований по выявленным и подготовленным объектам:

Антиклинальные ловушки (структуры); Неантиклинальные ловушки; Комбинированные ловушки.

Исследование достоверности прогноза объектов и уточнение геологического строения месторождений при решении задач детализации на основе разработанной методики в условиях Западной Сибири.

Научная новизна.

1. Впервые применительно к рассматриваемой территории разработана композитная методика сейсмических исследований направленная на повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений.

2. Предложена технология каркасной сети композитных сейсмических профилей, позволяющая обосновать единую корреляцию отражающих горизонтов (ОГ) и приуроченных к ним продуктивных пластов, взаимную увязку сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемых в различных НГР.

3 Исследована и представлена практическая реализация композитной методики сейсмических исследований для Шаимского НГР, получена региональная геолого-геофизическая основа с построением карт и схем целевой толщи отложений.

4. Получен авторский вариант тектонической схемы исследуемой территории.

5. Показана перспективность использования разработанной автором методики, как основы для успешного решения геологических задач на вновь осваиваемых территориях.

Защищаемые положения.

1. Разработана композитная методика сейсмических исследований, обеспечивающая повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений и получение достоверных результатов при изучении целевой толщи отложений на примере Шаимского НГР.

2. Разработана технология построения каркасной сети композитных профилей, позволяющая реализовать единую корреляцию (ОГ), приуроченных к ним продуктивных пластов, производить взаимную

увязку сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемые в различных НГР.

3. На основе анализа и учета геолого-геофизических факторов, предложены новые методико-технологические приемы, способы обработки и комплексной геолого-геофизической интерпретации материалов сейсморазведки, бурения, ГИС. Это позволило повысить достоверность прогноза нефтегазоносности объектов, оценить их ресурсы и показать эффективность применения методики для поисков и разведки нефтегазовых месторождений.

Практическое значение.

1. Разработанная автором методика впервые была использована при проектировании работ по региональному профилю R-1 и используется при проектировании и проведении детальных сейсморазведочных работ МОГТ, выявлении и картировании ловушек и объектов углеводородов (УВ) в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири.

2. Методика позволяет с высокой степенью достоверности прогнозировать перспективные в нефтегазовом отношении объекты и уточнять геологическое строение выявленных месторождений для их доразведки и рационального размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

Реализация разработки и её апробация.

В работе проанализированы материалы по региональным профилям, детальным и профильным исследованиям в объеме 35558 пог. км профилей МОГТ по методике 2Д и 105 км2 по методике ЗД на площади 71887 км2, материалы бурения и ГИС 452 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Результаты, полученные при выполнении настоящей работы, апробированы при проведении сейсмических исследований, связанных с выявлением и подготовкой 135 структур и обьектов с общими ресурсами нефти по категории Сз - 172,25 млн. тонн и запасами по категории С2 - 16,43 млн. тонн, а также при изучении геологического строения нефтяных месторождений Шаимского НГР. Практическая реализация методических разработок способствовала уточнению геологических моделей, оптимизации поисково-разведочных работ и доразведки Толумского, Мортымья-Тетеревского, Даниловского, Убинского, Филипповского, Новинского и Западно-Ловинского, Потанайского, Картопьинского, Семивидовского, Мулымьинского, Талинского, Ем-Еговского, Пальяновского и др. месторождений. По материалам детальных сейсморазведочных работ последующим поисковым бурением открыто 18 новых месторождений и 30 новых залежей нефти и газа, среди открытых нефтяных месторождений такие как: Северо-Даниловское, Лазаревское, Шушминское, Северо-Шушминское, Сыморьяхское, Пайтыхское, Мансингяхское, Тальниковое, Славинское, Средне-Кондинское, Узбекское, Супринское, Верхне-Супринское и др. Наиболее крупным открытием является Северо-Даниловское месторождение с начальными извлекаемыми запасами нефти 23,1 млн. т. Ввод этого месторождения в

разработку позволил увеличить ежегодную добычу по району в среднем на 1,2 млн.т. Автор принимал непосредственное участие в работах по исследованию Южно-Аганской, Лорьеганской, Пылинской, Кысомской, Мыхлорской, Северо-Тарховской, Рубиновой, Северо-Даниловской, Лазаревской и др. площадей и является первооткрывателем одноименных нефтяных месторождений. Оценка полученных геологических результатов выполнялась совместно с научными подразделениями СургутНИПИнефть, ГУП ХМАО НАЦРН им. В.И. Шпильмана, СибНИИНП и геологическими службами заказчиков геофизических работ ОАО «Сургутнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ОАО «Тюменская нефтяная компания, ООО «Шаимгеонефть» и др.

Основные результаты исследований докладывались на:

научно-практической конференции «Состояние и перспективы развития геофизической службы Главтюменнефтегаза» в г. Тюмени (5-7 сентября 1979г.);

IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Главтюменнефтегаза в г.Тюмени (22-23 апреля 1980г.);

IX Всесоюзной научно-технической геофизической конференции «Состояние и пути повышения эффективности геофизических работ в Сибири и на Дальнем востоке» в г. Красноярске (1-3 октября 1980г.);

V научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ЗапСибНИГНИ «Актуальные вопросы поисков, разведки и оценки углеводородных ресурсов» в г. Тюмени (30-31 марта1981г.);

отраслевом Всесоюзном совещании НТС Министерства нефтяной промышленности в г. Томске (6-10 сентября 1982г.);

отраслевом семинаре «Обобщение опыта работы по ПГР в Западной Сибири» в г. Тюмени (8-11 февраля 1983г.);

выездном заседании секции геологии нефти и газа ученого совета ИГИРГИ по проблеме «Перспективы нефтегазоносности переходного комплекса молодых платформ» в г. Туапсе (14-19 ноября 1983г.);

научно-технической конференции молодых специалистов управления Запсибнефтегеофизика в г. Тюмени (1986г.);

рабочем совещании по рассмотрению результатов региональных сейсморазведочных работ в Миннефтепроме в г. Грозном (6-10 апреля 1987г.);

семинаре Министерства нефтяной промышленности «Применение детальной сейсморазведки для доразведки нефтегазовых месторождений в г. Москве (8-12 декабря 1988г.);

отраслевой научно-практической конференции молодых специалистов Главнефтегеофизики «Состояние и перспективы геолого-геофизических исследований при поисках и разведке углеводородов в г.Тюмени (15-18 мая 1989г.);

научно-практической конференции, посвященной 50-летию геофизических работ в Тюменской области в г. Тюмени (26-27 мая 1998г.);

2-ой, 3-ей и 5-ой научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» в г. Ханты-Мансийске (1999, 2000, 2002 гг.);

научном симпозиуме «Новые технологии в геофизике» в г.Уфе (2001г.); научно-практической конференции «Геомодель - 2001» в г. Геленджике (24-28 сентября 2001г.);

пленарном заседании научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко в г. Тюмени (24 сентября 2002г.);

Всероссийской научно-технической конференции «Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях» в г. Томске (19-21 ноября 2003г.).

Личный вклад.

Основу диссертации составили исследования автора, выполненные в период 1974-2004 гг., при проведении производственных сейсморазведочных работ (обоснование постановки работ, выбор основных параметров наблюдений, обработка, интерпретация) ОАО Тюменнефтегеофизика, а также на этапе научно-исследовательских, тематических, опытно-методических работ, связанных с разработкой методики повышения эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений в условиях Западной Сибири. Автором подготовлено и составлено 23 отчета.

Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 25 работах, в т.ч. одной коллективной монографии.

Объем работы.

Работа состоит из введения, трех глав и заключения. Содержит 181 страниц машинописного текста, 56 рисунков, 11 таблиц. Библиография включает 83 наименования.

Диссертация выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре разведочной геофизики и компьтерных систем. Работа выполнена под научным руководством доктора технических наук, профессора O.A. Потапова.

Автор благодарен за помощь и советы при выполнении и подготовке диссертационной работы научному консультанту, доктору геолого-минералогических наук, профессору А.К. Урупову.. Автор благодарен за помощь и поддержку кандидату технических наук, академику РАЕН Ю.А. Курьянову, доктору геолого-минералогических наук О.М. Мкртчяну, кандидату технических наук, члену-корреспонденту РАЕН В.И. Ибраеву. Автор благодарен коллегам по работе А.Г. Кузнецову, А.Д. Боровых, Н.К. Курышевой, В.А. Дегтеву, Л.Ф. Ващенко и многим другим за участие в обсуждении результатов в процессе выполнения диссертационных исследований, а также В.Г.Ковалеву, Гаевой Е.С. за техническое оформление диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определена цель и сформулированы основные задачи исследований.

Оптимизация топливно-энергетического комплекса страны определяется разработанной Энергетической стратегией России на период до 2020 г., одобренной Правительством РФ. В этом основополагающем документе планируется увеличение добычи нефти с 379 млн.т. в 2002 г. до 445 млн.т. в 2010г., а в 2020г. - до 450 млн.т.; добыча газа возрастет с 595млрд. м3. (2002г.) до 645 млрд.куб.м. в 2010г., а к 2020г. она увеличится до 680 млрд. м3.

Главным районом концентрации геологоразведочных работ и прироста запасов углеводородного сырья на территории суши Российской Федерации в среднесрочной (до 2010г.) и долгосрочной перспективе (до 2020г.), наряду с другими районами (Восточно-Сибирская НГП, Прикаспийский район, Тимано-Печорская НГП), была и остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция и территория Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, в частности. Анализ ресурсной базы Ханты-Мансийского автономного округа-Югры приводит к следующим основным выводам:

- запасы округа позволяют гарантировать выявленными запасами стабильную добычу нефти на уровне 200 млн.т. в год на ближайшие 15 лет;

- не выявленные ресурсы округа способны обеспечить стабильную добычу нефти на стратегическую перспективу - 30 - 50 лет.

В то же время состояние запасов нефти округа вызывает определенную озабоченность. Динамика абсолютных величин извлекаемых запасов нефти по округу крайне негативная - запасы промышленных категорий за пять лет сократились практически на четверть, несмотря на падение добычи нефти с 230 до 170 млн.т. в год. Главные причины известны: обвальное сокращение объемов геологоразведочных работ в 1991-1995 гг., недостаточные темпы их восстановления в 1996 - 2000гг. Структура запасов нефти округа также ухудшается: из выявленных гигантских и крупных залежей добыто уже около 50% извлекаемых запасов, а из средних и мелких - немногим больше 25%; запасы разбуренных площадей обводнены; значительную долю (7,9%) составляют запасы с коэффициентом извлекаемости менее 0,2 и запасы (9,5%) низкопродуктивных залежей.

Поэтому, учитывая острую необходимость прироста запасов в соответствии с Энергетической стратегией развития России, геофизические методы поисков и разведки (сейсморазведка) будут занимать ведущее место в комплексе геологоразведочных работ.

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДУЕМОЙ ПРОБЛЕМЫ, СОСТОЯНИЕ ЕЁ ИЗУЧЕННОСТИ, ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. Первая глава посвящена анализу состояния изученности решаемой проблемы.

Рассмотрены теоретические и практические аспекты существующих методик и пути их совершенствования. Определены направления исследований. Охарактеризована геологическая обстановка разрезов рассматриваемой территории. 1.1. Общая характеристика геологоразведочных работ и условия их проведения.

Проблеме повышения геологической эффективности сейсморазведки в нефтяной геологии посвящено множество работ и публикаций, которые охватывают широкий спектр задач, а также подходы и попытки их решения. Необходимо отметить узкую направленность ранее проведенных исследований. Многие исследователи основопологающим для повышения геологической эффективности сейсморазведки считают повышение разрешенности за счет: подбора систем наблюдений, расширения частотного спектра регистрируемого сигнала в область высоких частот, расширения аппаратурных возможностей и т.д. При этом совершенно не учитывается, что осадочный чехол в Западной Сибири, представленный терригенными отложениями, для РР и РБ волн является фильтром низких частот. Возможно в других геологических условиях перечисленные выше факторы позволяют получить положительные результаты по повышению геологической эффективности за счет повышения разрешенности сейсморазведки. В условиях Западной Сибири, особенно в Шаимском НГР, положительные результаты в вопросах повышения геологической эффективности сейсморазведки достигаются за счет внедрения новых методик, технологий, не исключая и выше отмеченные факторы. Одной из таких методик является методика композитных профилей. Общие положения, практическая реализация и результаты по данной методике представлены во второй главе.

Геологоразведочный процесс - это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ, позволяющих обеспечить разведанными запасами нефти, газового конденсата и природного газа в соответствии с принимаемыми кондициями для промышленного освоения месторождений (залежей) нефти и газа.

Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии в соответствии с положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ имеет целью установление наиболее рациональной последовательности выполнения различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности прогноза нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений (залежей) нефти и газа.

Виды, объемы работ и методы исследований, применяемые на отдельных этапах и стадиях, должны составлять рациональный комплекс, обеспечивающий качественное решение основных геолого-экономических задач с минимальными затратами сил и средств в конкретных геологических и географических условиях, и соответствовать утвержденным нормативам, инструкциям и руководствам, регламентирующим их проведение.

Геологоразведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями. По завершении каждой стадии оценивается эффективность и обосновываются предложения по дальнейшему проведению работ.

На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса проводятся тематические и научно-исследовательские обобщения. Проводится анализ результатов геологических, геофизических и буровых работ с целью уточнения геологического строения и нефтегазоносности недр, изучения закономерностей пространственного размещений залежей нефти и газа, изменения емкостно-фильтрационных свойств пород и физико-химических характеристик насыщающих их флюидов, научного обоснования направлений и методики проведения дальнейших работ.

Геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости от стоящих перед ними задач, состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на региональный, поисковый и разведочный этапы с выделением в них стадий. В пределах одной территории возможно совмещение во времени различных этапов и стадий.

1.2. Стадийность нефтегазовой сейсморазведки (СНГС) и место каркасной сети на основе композитных профилей как этапа СНГС.

Сейсморазведка является составной частью комплекса геологоразведочных работ. По степени детальности исследований и их назначению выделяют следующие этапы:

1. Региональные сейсмические работы, предназначенные для общего изучения геологического строения обширных территорий, общей оценки перспектив нефтегазоносности, выявления и регионального прослеживания нефтегазоперспективных комплексов пород, выделения районов, представляющих интерес для постановки поисковых работ. Региональная сейсмическая съемка предусматривает расстояние между профилями 50 и более км.

2. Поисковые сейсмические работы, проводимые для выявления и локализации объектов, перспективных на нефть и газ, с целью их подготовки под поисковое бурение.

3. Детальные сейсмические работы, проводимые для изучения формы, строения и структурно-формационных характеристик выявленных объектов с целью подготовки и передачи их под разведочное бурение или для доразведки объектов в процессе разведочного и эксплуатационного бурения.

Как отмечалось выше сейсмические работы (СР) успешно используются на региональном, поисковом и разведочном этапах. Плотность сети наблюдений при площадных работах в зависимости от масштаба съемки и геологической задачи может достигать до 2-х и более км на км2.

Региональный этап дает лишь общее геологическое представление о территории исследований без детальных элементов, но не ограничен локальным участком. И наоборот детальные сейсморазведочные работы ограничены локальным участком, но плотность сети наблюдений и масштаб съемки позволяют детально охарактеризовать геологическое строение площади.

Для решения задачи повышения геологической эффективности сейсморазведки при поисках и разведке нефтегазовых месторождений нами предлагается дополнить СНГС этапом составления каркасной сети

сейсмических профилей на основе композитных профилей детальной сейсмической съемки.

Каркасная сеть композитных профилей позволяет:

выявлять и определять набор косвенных геолого-геофизических информативных признаков для площадного прогноза нефтегазаносности; обосновать единую корреляцию ОГ и приуроченных к ним продуктивных пластов, взаимно увязывать сейсмостратиграфические комплексы, сейсмофациальные единицы;

уточнять внешние контуры нефтеносности известных залежей; выделять перспективные объекты для постановки поисково-оценочного бурения, региональных и площадных сейсморазведочных исследований; строить геолого-геофизические модели выделеных объектов и уточнять геологическое строение резервуаров;

производить подсчет прогнозных ресурсов углеводородов по категории Д и С3 в пределах выделенных объектов;

Выше перечисленные возможности способа каркасной сети композитных профилей полностью отражают актуальные проблемы нефтегазовой геологии, что позволяет считать, предложенный автором способ вполне обоснованным. 1.3. История геологического и геофизического изучения недр нефтегазодобывающих районов Западной Сибири. История геологического изучения.

Вопросу истории развития научных исследований в области геологического изучения недр территории Западно-Сибирской низменности посвящены многочисленные научно-технические и обобщающие работы, историко-публицистическая и мемуарная литература, музейная информация и др.

В отличии от ряда других исследователей на основании собственных наблюдений, изучения и анализа литературных источников, автором выделяется пять этапов (условно) в изучении геологического строения недр. Начальный этап (середина ХУН-конец XIX века) связан с изучением региона отдельными экспедициями, собиравшими сведения общегеологического и физико-географического характера. Исследования эти были маршрутными и проводились в основном вдоль рек Обь, Иртыш, Тура, Ишим и других.

Начало следующего этапа (1930-1947 годы) по праву связывается с именем крупного ученого-нефтяника, академика И.М. Губкина, впервые давшего научное обоснование нефтегазоносности Западной Сибири в выступлениях на выездной сессии Академии наук СССР в Свердловске в 1932 году и в заключительном слове при закрытии Всесоюзного совещания Главнефти и Востокнефти в 1934 году в Москве.

Непродолжительным, но очень важным по информативности полученных материалов является этап 1947-1953 годов, начавшийся с принятия Министерством геологии СССР программы широкомасштабных комплексных работ по поискам нефти и газа в Сибири и закончившийся открытием Берёзовской опорной скважины первого в регионе промышленного газового месторождения.

С открытия Березовского газового фонтана начался четвертый, на настоящий момент самый продолжительный этап изучения рассматриваемой территории, связанный с планомерным продолжением региональных геолого-геофизических исследований Западной Сибири и непосредственными поисками залежей углеводородов (У В). В начале 1954 г. был организован самостоятельный Западно-Сибирский геофизический трест с местонахождением в г. Тюмени, и резко увеличиваются объемы площадных геофизических (гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка) работ, в первую очередь в Берёзовском районе.

К 1992 году заканчивается период «плановой экономики», когда государство осуществляло централизованное управление геологоразведочной отраслью, и наступает пятый этап.

Лишь в последние годы наладилась этапность в проведении геологоразведочных работ, и скважины бурятся только после выполнения сейсмических исследований. Однако по разным причинам, небольшие нефтегазодобывающие компании порой не в силах финансировать и выполнять весь процесс геологоразведочных работ в соответствии с лицензионными соглашениями. Это обострилось и в связи с отменой ставок ВМСБ в 2002 году, когда на повестку дня вышли крупные инвестиционные проекты с их финансированием за счет собственных средств или средств инвесторов. В этой связи просматривается четкое уменьшение мелких компаний и создание консорциумов недропользователей для организации нефтегазодобычи и выполнения крупных проектов. Это может характеризовать начало шестого этапа изучения, совмещающего планомерное исследование крупных территорий и проектов с экономическими интересами инвесторов

1.4. История геофизического изучения и развития детальной сейсморазведки.

Историю открытия и развития Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и чрезвычайно высокие темпы ее освоения, невозможно представить без широкого применения геофизических методов изучения недр. Проводимые с 1948 по 1957 годы, исследования носили региональный характер и были направлены на выявление и изучение крупных тектонических элементов. В результате проведенных геологической, аэромагнитной и гравиметрической съемок масштабов 1:1000000 и 1:200000, параметрического бурения и сейсморазведочных работ MOB масштаба 1:200000 были выделены тектонические элементы 1 порядка: Нижневартовский и Сургутский своды, Шаимский мегавал, Юганская впадина и ряд других структур.

Начало систематических нефтепоисковых геофизических работ в пределах Тюменской области относится к 1948 году.

К середине пятидесятых годов, с расширением объемов сейсморазведочных работ, постепенно теряют свою значимость в деле поисков нефтеносных структур другие методы геофизических исследований ввиду их слабой эффективности. Основным и ведущим методом становится

сейсморазведка. Данные же других методов впоследствии сыграли свою роль при геолого-геофизическом прогнозном картировании региона.

Начиная с 1971 года, впервые был опробован метод общей глубинной точки с 12-ти кратным накоплением сигналов по фланговой системе отстрела Количество сейсмоприемников в группе составляло по 5 штук на канал. Уже в 1973-75 годах все партии перешли к работе этим прогрессивным методом.

В 1984 году впервые на Маслиховском месторождении нефти были проведены работы по методике пространственных наблюдений с 12-кратным накоплением сигнала. Работы велись с помощью одной 48-канальной сейсмостанции типа «Прогресс». Метод пространственного или объемного (трехмерного) профилирования под названием ЗД (три Д) получил широкое признание благодаря повышенной информативности.

Результаты проведенных детальных сейсмических исследований позволили:

- уточнить контуры нефтеносности на месторождениях и резко сократили

количество пробуренных эксплуатационных скважин с отрицательным результатом, за счет их более рационального размещения;

- обоснованно вести подсчет запасов по месторождению за счет детализации и уточнения данных о границах залежей;

- детально изучить периферийные части промысловых площадей с

опоискованием новых месторождений-спутников, приуроченных к небольшим по размерам структурам.

Краткие сведения о геологическом строении и сейсмогеологическая характеристика района исследований.

Территория исследуемого района повсеместно перекрыта толщей отложений четвертичного возраста, которые в известной степени затрудняют изучение его тектонического строения. В этой связи все сведения о глубинном строении осадочного чехла и пород доюрского основания базируются на материалах бурения глубоких скважин и полевых геофизических исследований. Следует также отметить, что практически все глубокие поисковые и разведочные скважины в Шаимском НГР вскрыли породы фундамента, что позволяет иметь сведения о породах, слагающих доюрский комплекс.

В Шаимской зоне выделяется три структурно-тектонических комплекса, вскрытых к настоящему времени скважинами и выявляемых на сейсмических разрезах: домезозойский фундамент, сложенный сильно дислоцированными и метаморфизованными породами различного генезиса; триасовый параплатформенный комплекс (ПСЭ), представленный слабодислоцированными переотложенными породами предыдущих этапов тектогенеза; юрско-кайнозойский осадочный чехол, сложенный преимущественно песчано-глинистыми осадками. Приуральской зоне соответствует даниловский тип разреза, а Игримско-Леушинской зоне соответствует мулымьинский тип разреза.

Сейсмогеологическая характеристика района исследований приводится на основании данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), сейсмического (СК) и акустического (АК) каротажа глубоких скважин, а также региональных и площадных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ.

Поверхностные сейсмогеологические условия неоднородны и не всегда являются благоприятными для постановки сейсморазведочных работ. Они определяются наличием многочисленных техногенных коммуникаций, рек, ручьев, озер, болот, торфяников и резкой изменчивостью верхней части разреза (ВЧР), что создает дополнительные трудности при полевых измерениях и накладывает определенный отпечаток при получении сейсмического материала (временных разрезов) на стадии обработки. Верхняя часть разреза осадочного чехла характеризуется двухслойным строением: первый слой - зона малых скоростей (ЗМС) с пластовой скоростью 400-600 м/с; второй слой с Упл.=1200-1800 м/с, подстилающие ЗМС породы. Толщина ЗМС изменяется от 2 до 15 м. От степени изменчивости строения ВЧР во многом зависит качество полевого сейсмического материала. Ухудшение качества полевого сейсмического материала наблюдается на повышенных участках рельефа (водоразделы, песчаные гривы), а также участках торфяных болот, которые характеризуются низкими пластовыми скоростями (300-400 м/с). Наряду с другими типами волн (полезные и волны-помехи) в районе исследований регистрируется поверхностная волна с кажущейся скоростью 500-600 м/с и частотой 6-10 Гц, интенсивность которой возрастает при нарушении оптимальных условий возбуждения.

Глубинные сейсмогеологические условия территории в целом благоприятны для постановки сейсморазведочных исследований методом отраженных волн. Толщина отложений осадочного чехла достигает 2300 м. Цикличное чередование в разрезе мезозойско-кайнозойского комплекса слоев с различной акустической жесткостью является определяющим фактором формирования интенсивного поля отраженных волн. Протяженность прослеживания основных и опорных отражающих горизонтов С (кровля отложений нижней подсвиты березовской свиты верхнего мела), Г (подошва кузнецовской свиты нижнего мела), М (подошва кошайской свиты нижнего мела), Б (кровля нижней подсвиты мулымьинской свиты в Игримско-Леушинской зоне и кровля даниловской свиты в Приуральской зоне верхней юры - нижнего берриаса) по материалам региональных профилей составляет многие сотни км. Кроме указанных, в разрезе осадочного чехла выделяются другие, менее выдержанные отражающие горизонты.

С эрозионной поверхностью доюрского основания связан отражающий горизонт А, представляющий собой ярко выраженную поверхность несогласия. По данным метода КМПВ эта граница является преломляющей с Угр.=4,9 - 6,4 км/с. Углы наклона отражающего горизонта А составляют от 1-1,5 до 3-5 градусов. Ниже горизонта А возможно проявление отражающих горизонтов группы К, характеризующих строение толщи промежуточного структурного этажа (ПСЭ) и имеющих углы наклона до 15 и более градусов. С подошвой ПСЭ связан отражающий горизонт А^

Факторы, влияющие на решение геологических задач по данным сейсморазведки.

На основании многочисленных исследований, выполненных лично автором и его непосредственном участии при изучении каротажных диаграмм ГИС, кернового материала и сейсмогеологическом изучении нефтегазовых месторождений Среднего Приобья и Шаимского района, а также обобщения и анализа полученной информации, к основным осложняющим факторам следует отнести:

1. Тонкослоистость осадочного чехла, слабая скоростная и плотностная диффенциация горных пород разреза приводят к сложной интерференционной волновой картине, слабой динамической выраженности отраженных волн на временных разрезах от исследуемых объектов, снижению энергии волн, распространяющихся в среде, за счет рассеяния на многочисленных границах.

2. Небольшие размеры исследуемых геологических тел (объектов) по толщине (от 30 м до полного выклинивания) затрудняют решение задач прогнозирования геологического разреза и детального сейсмогеологического анализа, поскольку их размеры находятся за пределами разрешающей способности сейсморазведки. При исследовании выклинивающихся пластов чаще всего используются косвенные признаки (особенности интерференционной записи, углы наклона и соотношения интенсивности записи отражающих горизонтов и др.) в совокупности с практическим опытом работы интерпретатора. Результаты многолетней проверки бурением сейсмических определений толщины песчаных пластов вогулкинской толщи в Шаимском нефтегазоносном районе позволяют установить нижний предел этих оценок в 8-10 м.

3. Резкая фациальная изменчивость продуктивных толщ характерна для нижнемеловых пластов группы АС4, АС5-6, АС7-9, АС10-12, АВ1-3, АВ4-5 и клиноформного комплекса (ачимовская пачка, пласты Ач1-3) в Сургутском и Нижневартовском районах, а также тюменской свиты и вогулкинской толщи в Шаимском районе. Существенные изменения толщины пластов, чередование песчаных и глинистых пропластков, замещение песчаников глинами приводят к сложной интерференционной записи, затрудняющей изучение исследуемого объекта.

4. Наличие акустически резко выраженных границ, залегающих непосредственно над продуктивным интервалом, например границы баженовской свиты формирующие наиболее интенсивное отражение на временном разрезе, практически исключают возможность изучения пласта Ю| васюганской свиты, особенно при малой толщине разделяющих их отложений.

5. Слабое нефтегазонасыщение отдельных залежей приводит к сглаживанию значений коэффициента отражения на границах залежи и, как следствие, слабым эффектам их проявления в волновом поле.

6. Наличие кратнообразующих границ в разрезе обусловливает формирование многократно отраженных волн в интервале прослеживания волн от целевых горизонтов в нижнемеловых и юрских отложениях. Присутствие многократно-отраженных волн на временных разрезах может приводить к погрешностям при оценке динамических параметров волн и ошибкам в сейсмофациальном анализе изучаемых интервалов геологического разреза.

7. Поглощающие и фильтрующие воздействия и свойства горных пород способствуют ослаблению амплитуд отраженных волн, искажению их соотношений и понижению преобладающих частот.

8. Наличие тектонических нарушений усложняет волновую картину отображающую геологическое строение не только доюрского основания, но и юрских, а также меловых отложений осадочного чехла.

9. Неоднородность верхней части разреза связана с развитием зон растепления и наличия реликтовых многолетнемерзлых пород (ММП). Зона ММП, являясь волноводом, создает интенсивный фон среднескоростных волн-помех, которые затрудняют прослеживание волн от целевых горизонтов.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

На основе представленных выше общей характеристики исследуемой проблемы, состояния ее изученности и геологических условий Шаимского НГР для повышения геологической эффективности сейсморазведки необходимо исследование и решение следующих задач:

1. Разработать методику повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе каркасной сети композитных профилей сейсмической съемки;

2. Исследовать геологические факторы при обосновании постановки детальных сейсморазведочных работ;

3. Исследовать возможность использования методики композитных профилей с целью обоснования единой корреляции ОГ и приуроченных к ним продуктивных пластов, взаимной увязки сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациалышх единиц, выделяемых в Шаимском НГР;

4. Исследовать ранее проведенные и провести анализ современных детальных сейсморазведочных работ в условиях Западной Сибири в рамках предлагаемой методики;

5. Предложить новые методические и технологические приемы, способы решения геологических задач на этапе обработки и комплексной интерпретации результатов сейсморазведочных работ;

6. Создать геолого-геофизическую основу для подсчета ресурсов и запасов нефти и газа.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ.

17

На территории Западной Сибири и особенно в центральной её части за последние 20 лет отработана довольно плотная сеть сейсмических профилей на площадях детальных работ по технологии 2Д, а также проведено множество научных и тематических исследований. Что касается региональных профилей, то их сеть в нефтегазодобывающих районах недостаточная [46].

Нефтегазодобывающие районы Западной Сибири и Шаимский НГР, в частности, весьма слабо освещены региональными сейсмическими исследованиями, соответствующими современному техническому уровню. Это резко ограничивает возможности увязки между собой материалов площадных работ, их целостной геологической интерпретации, а главное не позволяет решать актуальные проблемные вопросы региональной геологии и нефтегазоносности с целью более целенаправленных и эффективных поисков залежей нефти и газа в сложнопостроенных комплексах отложений. Решение этой проблемы может быть осуществлено с помощью сейсмических профилей, собранных из отдельных фрагментов профилей по материалам площадных сейсморазведочных работ на основе, разработанной автором, композитной методики сейсмических исследований, которая включает:

- технологию построения композитных профилей для создания каркасной сети;

- методику создания каркасной сети композитных сейсмических профилей (на примере Шаимского НГР);

- обработку (переобработку) сейсмических материалов прошлых лет с применением современных технологий;

- одномерное и двумерное моделирование;

- комплексную геолого-геофизическую интерпретацию каркасной сети сейсмических профилей.

Композитные профили, как показала практика работ, сокращают затраты на доразведку месторождений и обеспечивают получение новой геологической информации.

2.1. Технология композитных профилей как основы создания каркасной сети для повышения геологической эффективности сейсморазведки.

Композитный профиль - сводный профиль. Профиль состоящий из серии профилей, проведенных вдоль закономерно расположенных параллельных линий.

На начальной стадии определяется схематичное расположение композитного профиля в плане и состав профиля на схеме геолого-геофизической изученности. Определяются пикеты стыковок отдельных профилей детальной съемки, производится компоновка профилей, входящих в состав композитного профиля на бумажных носителях, путём совмещения соседних сегментов по критерию сходства формы записи в местах стыковки. В результате каждый собранный разрез представляет собой неплохо стыкующийся набор сегментов - разрезов, полученных на основе съемок выполненных за весь предшествующий период геологического изучения территории. После уточнения мест сочленения и добавления недостающих сегментов, все сегменты преобразовываются из формата СЦС-3 или других форматов в формат БЕв-У и с помощью пакета РЯОМАХ записываются на жёсткий диск рабочей станции. Если предварительной увязки съёмок не производилось, на пересечениях субрегиональных профилей могут возникнуть существенные невязки. Для уяснения ситуации необходимо сравнение введённых поправок с поправками,

вычисленными для площадных работ разных сейсмопартий в целом. Данное обстоятельство в дальнейшем необходимо учитывать для выбора базовых профилей.

2.2. Разработка методики создания каркасной сети на основе композитных профилей (на примере Шаимского НГР).

В решаемые геологические задачи входят:

- выявление и определение набора косвенных геолого-геофизических информативных признаков для площадного прогноза нефтегазоносности;

- выделение объектов, перспективных для постановки поисково-оценочного бурения, региональных и площадных сейсморазведочных исследований;

- построение геолого-геофизических моделей выделенных объектов;

- подсчет прогнозных ресурсов углеводородов в пределах выделенных объектов (Д и С3);

- пополнение базы данных по материалам сейсморазведки и глубокого бурения в пределах Шаимского района на площади исследований 71887 км2.

Создание каркасной сети.

Сформированные субрегиональные профили скомпонованы на бумажных носителях. Они выполнены независимо друг от друга путём совмещения соседних сегментов по критерию сходства формы записи в местах стыковки профилей. Расстояние между профилями составляет 20-25 км, что значительно дополняет существующую сеть региональных профилей. Ввиду того, что предварительной увязки площадных съёмок разных лет между собой не производилось, на пересечениях субрегиональных профилей возникли невязки, иногда превышающие величину 50 мс, среднеквадратическая невязка составила ±24 мс.

Использовать для увязки всего множества сегментов имеющийся в пакете Landmark автоматический аппарат (Seismic Balance) не удалось, так как он минимизирует невязки только для пересекающихся профилей, а в нашем случае большинство профилей формально не пересекаются. В этой связи, процесс увязки проводился в несколько этапов. Для увязки профилей нами была создана специальная интерактивная программа. Сначала вручную были подкорректированы сдвиги между сегментами независимо для каждого субрегионального профиля, при этом в некоторых случаях пришлось корректировать и фазу. В основном, это была смена полярности профилей всех партий начиная с 1995 года. У восьми профилей пришлось изменить фазу на величину, близкую к 90°. Затем, посредством итерационного применения программы увязки, ценой частичной разбалансировки субрегиональных разрезов удалось уменьшить невязки на их пересечениях. Достигнутая среднеквадратическая невязка на пересечениях составила ±9.5 мс, при образовавшейся невязке на стыках профилей ±7.7 мс.

Следующим этапом явилась увязка после прослеживания горизонтов. Имеющийся в пакете Landmark стандартный аппарат увязки времён применить оказалось невозможно по той же причине. Процедура увязки была построена на предположении относительной гладкости залегания границ в верхах разреза осадочного чехла. Это предположение неплохо подтверждается имеющимися временными разрезами.

Специально было прослежено отражение, предположительно связанное с кровлей талицкой свиты. Значения времён были сглажены и использованы для расчёта грида с размером ячейки 3 км. Размер ячейки выбирался на основе визуальной оценки степени гладкости линий Т0. Далее, описываемая гридом поверхность была снова пересчитана на профили и вычислена разность между пересчитанными и прослеженными временами. Данная разность использовалась как поправка в значения времён всех горизонтов. Среднее значение поправок равно -0.2 мс, среднеквадратичное ±4.6 мс. В результате учета поправки, значение которой изменяется вдоль профилей, почти полностью исчезли невязки как между пересекающимися, так и стыкующимися профилями, а также ликвидировалась часть ложных структур, связанных с недоучётом влияния верхней части разреза при обработке. Правомерность такой увязки в данных условиях оправдана.

Таким же образом были проанализированы все профили, небольшая часть их была исправлена. Особенно существенными оказались невязки на концах профилей. Все профили были проанализированы и краевые эффекты ликвидированы. При этом имеется некоторый риск сглаживания реальных малоамплитудных структур, и многое зависит от опыта интерпретатора, а конкретная экономическая ситуация определяет соотношение между стоимостями риска пропуска структуры и риска разбуривания ложной.

По выше представленной методике составлены 17 композитных профилей, образующих каркасную сеть. Вдоль композитных профилей по линии скважин построены 17 геологических разрезов.

Автором представлен полный цикл обработки сейсмических материалов с использованием оригинальных технологических средств в определенной последовательности, позволяющий повысить геологическую эффективность результатов.

2.3. Совершенствование геосейсмического моделирования.

Проблема геологического моделирования возникает на различных стадиях геологоразведочных работ. На этапе региональных рекогносцировочных работ при поисках залежей углеводородов геологическая модель составляется на основе данных гравиразведки, магниторазведки, электроразведки, региональной сейсморазведки и других съемок. При поисках и разведке за основу при составлении геологической модели используются данные сейсморазведки масштабов 1:100 ООО, 1:50 000 и детальной сейсмической съемки масштаба 1: 25 000.

В освоенных регионах, где степень реализации потенциальных ресурсов УВ составляет 50 % и более, разведка затрудняется тем, что связана с поисками преимущественно небольших по размерам залежей нефти и газа в сложно построенных глубоких горизонтах, неантиклинальных ловушках и малоамплитудных

поднятиях, при этом толщина коллекторов составляет 2-6 метров. Прогноз контуров и характеристик этих залежей требует существенной детализации исследований и не традиционных подходов при интерпретации.

Значительная роль при решении обозначенных задач отводится геосейсмическому моделированию, как составной части геологического моделирования.

Геосейсмическое моделирование позволяет успешно решать ряд прямых и обратных задач сейсморазведки, что особенно важно на этапе интерпретации. В зависимости от рассматриваемой проблемы выбирается одномерное геосейсмическое моделирование или двумерное. Нами проанализирована эффективность использования современных подходов при том и другом моделировании, на основе чего внесены дополнения с учётом существующей специфики.

2.4. Разработка технологии геологической интерпретации результатов, полученных на композитных профилях в пределах Шаимского НГР.

Как показывают исследования, значительное влияние на формирование рельефа поверхности фундамента Шаимского НГР оказывают тектонические элементы северо-западного и северо-восточного простирания.

Для детального анализа структурно-тектонических особенностей территории была применена процедура вычисления и снятия регионального фона. Региональный фон имеет наклон в северо-восточном направлении и представляет собой постепенно выполаживающуюся к востоку волну. Длина волны составляет около 250 км, что неплохо совпадает с одной из гармоник (270 км) структурных волн, образует регулярную гексагональную сеть, чётко коррелирующуюся со структурными элементами.

Карта, построенная по значениям альтитуд устьев скважин, позволяет оценить рельеф дневной поверхности связанной с неотектоникой. Достоверность такой оценки в пределах месторождений выше, чем на не распределенном фонде земель. Направление регионального наклона глубоких горизонтов отличается от наклона дневной поверхности. Отмечается постепенное изменение направления наклона от северо-восточного по горизонту А до почти восточного по талицкой свите, что свидетельствует об относительном опережающем погружении восточной части территории.

Анализ динамики погружения территории, произведённый для выборочных скважин с помощью графиков накопленных толщин, построенных от кровли тюменской свиты, показывает, что территория Шаимского НГР в целом претерпела погружение, хорошо описываемое кривой логарифма времени. На фоне этой кривой выделяется квазипериодическая вторая гармоника. Период этой гармоники составляет примерно 80 млн. лет, что характерно для Западной Сибири в целом. Анализ графиков показывает, что в юрское время на фоне общего погружения восточные территории испытали локальный подъём. В раннемеловое время скорость погружения увеличивалась в направлении с запада на восток. Центральные районы Шаимского НГР претерпели наименьшие колебания. Большая амплитуда и скорость вертикальных движений.

восточных районов позволяют предположить наличие на их территории более благоприятных условий для образования трещинных коллекторов. Эти выводы справедливы для участков территории вблизи анализируемых скважин, т.е. для конкретных структур. Для того, чтобы составить более общее представление об имевших место движениях данного участка земной коры, толщины в пределах месторождений были усреднены. Таким образом, вместо 300 графиков (столько скважин было взято для анализа) получилось 26. Далее по методике Неймана были получены графики роста структур относительно наиболее погруженного Яхлинского участка. К полученным кривым был применён кластерный анализ с тем, чтобы объединить сходные кривые в небольшое количество групп. Обобщенные графики также, как и одиночные, демонстрируют принципиально различный характер движения в юрское и послеюрское время. В кластеры объединились, в основном, кривые по соседним месторождениям, в плане соединены средние точки участков. Наблюдаются всего два пересечения соединяющих линий. Одно - связанное со скажинами Кетлохского, другое - объединение графиков по скважинам Иусского и Средне-Кондинского с Толумским и Семивидовским месторождениями. Обозначившаяся северо-западная ориентация соединяющих линий, расположенных в той же последовательности, что и графики роста, подтверждает, что вектор максимальных движений имеет северо-восточную направленность. К сожалению, все скважины имеют разбивки, начинающиеся с глубины порядка 400 метров что не даёт возможности проанализировать более поздние движения. Об имевших место новейших движениях можно судить только по изменению наклона дневной поверхности, который, как было отмечено выше, стал юго-восточным.

При сравнении карты альтитуд со структурной картой, видно, что главный положительный элемент глубинного строения - Шаимский мегавал не имеет прямого отражения в рельефе дневной поверхности, скорее, наоборот, ему соответствуют пониженные участки. То же можно сказать и о Даниловском участке, ранее названном Арантурским КП. На карте альтитуд можно выделить формообразующие линеаменты и приподнятые блоки.

Отдельно следует сказать о выделенной кольцевой структуре. Её особое положение в плане представлено расположением скважин Шаимской зоны относительно центра структуры. Расположение скважин контролируется как структурным фактором, так и нефтеносностью, и может служить оценкой и того и другого. В плане просматривается круговая тенденция, причем квантованная по расстоянию от центра. Так, первое кольцо радиусом около 20 километров составляют скважины Даниловского, Тальникового, Казанского, Лопуховского месторождений. Следующее кольцо радиусом около 50 км включает Иусское, Узбекское, Убинское, Филипповское, Лазаревское, Сыморьяхское и др. месторождения. Третье кольцо радиусом около 80 км включает месторождения Шаимского мегавала. На расстоянии выше 100 км расположены Онтохские, Талинские, Ем-Еговские скважины. Оценивая территорию с точки зрения волновой геодинамики, следует рассматривать не только плоско-параллельные фронты волн, но и радиально - расходящиеся. Особое положение отмеченной структуры подчёркивается и расположением гидросети. Реки огибают территорию её расположения, а озёра практически отсутствуют. Частичное

несогласие с выделением элементов на приведённой тектонической карте, а также наличие на ней большого количества новых названий позволили составить авторский вариант тектонической схемы на территорию Шаимского НГР Основой для карты стала генерализованная структурная карта по подошве юрских отложений со снятым региональным фоном. При составлении карты использованы известные ранее названия с имеющихся карт и минимально введены новые названия тектонических элементов.

В рамках крупных элементов, таких как Шаимский мегавал, можно выделить ещё несколько, более меньших по размерам, но автором основное внимание акцентировано на кольцевых элементах. Основными отличиями приведённой схемы от предшествующих являются выделение Верхнекондинской мегавпадины, выделение кольцевых элементов и дуг, отсутствие ортогональной системы разломов Полученная нами схема будет полезна при составлении последующих редакций тектонической карты.

В последнее время многими исследователями в качестве одного из результатов работ представляются так называемые схемы региональных разрывных нарушений, рассекающих исследуемую территорию во взаимно ортогональных (как правило, диагональных) направлениях. Эти нарушения часто доходят до рамок карты, не зависимо от её размеров, тем самым вынуждая предполагать их продолжение за пределы территории и превращение из региональных в глобальные. Между тем, согласно математической теории катастроф, при взаимном перемещении блоков, наряду с правильными рёбрами (к этому классу относятся все линейные разломы, включая трансформные) и тройными точками, в которых соединяются три ребра трёх блоков по типу трёхстороннего перекрёстка, существует ещё только один вид особенностей -это конечные точки. Другими словами, рёбра имеют полное право внезапно заканчиваться, и вовсе нет необходимости продолжать разломы до соединения их в непрерывные линии.

Исследование закономерности распространения вогулкинской толщи на территории Шаимского региона.

Одним из нефтеперспективных объектов в рассматриваемом районе является вогулкинская толща абалакской свиты, кровля которой обозначается индексом «П». В виду малой толщины этих отложений (первые метры), отраженная волна П интерферирует с отражением волны «А», отождествляемой с поверхностью доюрского комплекса. Отложения вогулкинской толщи распространены в присводовых частях средних и крупных структур и полностью отсутствуют на сводах (зонах размыва). Поэтому выделение и картирование границ распространения этой толщи является важной геологической задачей.

Структурно-морфологический анализ проводился с целью выявления статистически значимых связей с фактом наличия в разрезе вогулкинской толщи. Для анализа были привлечены материалы 427 вертикальных скважин, из которых вогулкинская толща выделена в 165. Значения в таблице отбивок были

ранжированы по 1лубине кровли нижнемулымьинской нодсвиты и даниловской свиты.

Рассмотрим связь между глубиной залегания геологических границ и альтитудой, так как над положительными структурами часто находятся пониженные участки рельефа дневной поверхности. Связь между глубиной и альтитудой прямая, т.е. чем больше глубина, тем больше и альтитуда. Для всех горизонтов наблюдается общая закономерность: одному значению альтитуды соответствуют два значения глубины, своё для каждого из двух типов разреза, даниловского (Приуральская зона) и мулымьинского (Игримско-Леушинская зона) т.е. каждой глубине в зависимости от типа разреза соответствует своё значение альтитуды. Учитывая, что даже для неглубоко залегающих горизонтов наблюдаются те же закономерности, можно заключить, что перестройка произошла в очень позднее геологическое время. Ещё более высокий уровень корреляции (коэффициент корреляции равен 0.97) регистрируется при множественной корреляции. Уравнение регрессии выглядит следующим образом: НБ=2.96Ак + 5.28Х+1.01 У- 2307, где АН-альтитуда; X, У- площадные координаты;

Для мулымьинского типа разреза песчаники вогулкинской толщи практически отсутствуют при альтитуде большей 83 метров, но при этой же альтитуде появляются на Даниловском месторождении. При альтитуде большей 94 метров песчаники вогулкинской толщи отсутствуют повсеместно. Линии регрессии имеют различный наклон, что свидетельствует о разной интенсивности структурных перестроек. Вероятно, при структурных перестройках этот участок претерпел изменения, характерные для мулымьинского типа разреза. Наличие вогулкинской толщи соответствует относительно пониженным участкам дневной поверхности. Наиболее тесная корреляционная связь отмечается между кровлей тюменской свиты и кровлей вогулкинской толщи. Ошибка предсказания глубины кровли вогулкинской толщи по глубине кровли тюменской свиты в среднем равна 5-8 м и никогда не превышает 15 метров. Ещё более тесная связь отмечается, если её определять отдельно для мулымьинского и даниловского типов разреза, причём для мулымьинского типа связь более сильная, чем для даниловского. Уравнения регрессии для этого случая: для мулымьинского типа разреза: 2(вогул.)= -41 + 1.0142*2(тюм.); для даниловского типа разреза: г(вогул.)= 127 + 0.91929*2(тюм.).

При отсутствии в разрезе тюменской свиты, можно рассчитывать глубину до вогулкинской толщи по глубине кровли даниловской свиты или нижнемулымьинской свиты:

мулымьинский тип разреза: 2(вогул.)= -21+1.0219*г(н-мулым.) г=0.998; даниловский тип разреза: г(вогул.)= 285 + 0.86845*г(данил.) г=0.979. Из определенных корреляционных зависимостей следует, что:

• При даниловском типе разреза вогулкинская толща присутствует при глубине до кровли даниловской свиты, лежащей в интервале примерно 1630- 1800м и при альтитуде от +83 до +94м (приводится альтитуда стола ротора, альтитуда дневной поверхности на три - четыре метра меньше).

• При мулымьинском типе разреза вогулкинская толща встречается при альтитуде

меньшей + 83 м.

• При обоих типах разреза вогулкинская толща встречается при мощности юрских отложений менее 160м.

В результате проведенного анализа определена функция для оценки вероятности наличия вогулкинской толщи в зависимости от мощности юрских отложений. В полиномиальном выражении (Р=100 - 1.1 *х + 0.003*х2), где х -толщина юрских отложений.

Установлено, что отсутствие в разрезе отложений тюменской свиты примерно вдвое повышает вероятность наличия в нём вогулкинской толщи.

По полученным корреляционным зависимостям можно спрогнозировать границы распространения вогулкинской толщи. Установленные закономерности позволяют считать перспективными на обнаружение вогулкинской толщи юго-западную часть территории и не охваченные бурением отроги Шаимского мегавала.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

В результате выполненных исследований по методике создания каркасной сети на основе композитных профилей получены следующие геологические результаты:

Сформирована увязанная каркасная сеть композитных профилей общей длиной 2135 км;

Определены стратиграфические разбивки по 452 скважинам; Выполнена корреляция ОГ и приуроченных к ним юрских и нижнемеловых отложений;

Построены комплекты карт по горизонтам Б, Т, А (изохрон, скорости, структурные, изопахит);

Построены геологические разрезы по линиям скважин, расположенным вдоль композитных профилей, в широтном и меридиональном направлении, охватывающих изученную бурением территорию.

Разработаны принципы тектонического районирования территории исследований. Составлен авторский вариант тектонической карты Шаимского ИГР;

Исследована закономерность распространения вогулкинской толщи на территории Шаимского региона;

Закартированы линии выклинивания отложений нижне-мулымьинской, даниловской и тюменской свит; На основе косвенных параметров построена карта вероятности наличия в разрезе песчаников вогулкинской толщи;

ГЛАВА 3. Практическое применение разработок и геологические результаты.

3.1. Выявленные перспективы нефтегазоносности в Шаимском НГР.

Основной задачей работ по составлению и анализу региональных композитных профилей каркасной сети, пробуренных поисково - разведочных скважин и построенных на их основе структурных карт, является повышение геологической эффективности детальной сейсморазведки при поисках и разведке нефтегазовых месторождений в Шаимском НГР за счет выявления перспективных ловушек для постановки поискового и разведочного бурения с целью обнаружения залежей углеводородов.

Основные закономерности размещения залежей углеводородов в Шаимском НГР определяются следующими признаками:

выявленные ловушки углеводородов относятся к структурно литологическому типу, иногда с элементами тектонического экранирования; залежи углеводородов, выявленные к настоящему времени, сосредоточены в юрских отложениях (нижняя, средняя юра - тюменская свита, верхняя юра -вогулкинская толща), и коре выветривания доюрского основания при возникновении в ней вторичной пористости и проницаемости; в южной и центральной частях Шаимской зоны распространены преимущественно нефтяные залежи (Трехозерное, Убинское, Яхлинское, Лазаревское, Мулымьинское, Мортымья - Тетеревское месторождения и др.), к северо - западу от Шаимского мегавала выявлены газонефтяные месторождения: Даниловское, Северо - Даниловское, Тальниковое, Иусское и др., далее на север газовые месторождения: Верхнекондинское, Горное, Шухтунгорское;

развитие структур Шаимской зоны от келловейского яруса верхней юры до эоцена палеогенового периода носит унаследованный характер, без контрастных и разнознаковых тектонических подвижек; для структур Шаимской зоны характерно выполаживание структурных планов снизу вверх без изменения местоположения структурных элементов в плане; вогулкинская толща имеет распространение на участках территории, примыкающих к палеовыступам скального доюрского основания к началу верхнеюрской бореальной трансгрессии. Эти палеовыступы являлись местными источниками сноса песчано - алевролитового материала, слагавшими пласты вогулкинской толщи.

К настоящему времени фонд крупноразмерных локальных поднятий в Шаимском районе исчерпан, объектом поисков являются малоразмерные структуры, величина которых составляет первые километры, в связи с этим большое значение приобретает плотность сейсморазведочных профилей на поисковом объекте, позволяющая обосновать его достоверность, детализировать геологическое строение и вероятное распространение коллекторов перспективных горизонтов. Исходя из вышеизложенных закономерностей и на основе анализа всей геолого -геофизической информации выявлены следующие перспективные объекты для постановки поисково - разведочных работ.

Объекты 1.2,3. На Адым - Юганской площади выделены три перспективных объекта : Адым - Юганская структура 1, Адым - Юганская структура

2 и Северо - Навская Адым - Юганскую площадь пересекают региональные композитные профили Ю7 и ЯП. Перспективными отложениями на поиски залежей УВ на данной площади являются нижне - среднеюрские отложения тюменской свиты и, возможно, трещинные породы коры выветривания (К. В.).

Объект 4, Верхне - Чанчарская структура 2 находится в 4.5 км северо

- западнее от собственно Верхне - Чанчарской 1, в купольной части которой пробурена поисковая скважина № 10540. Структуру пересекают региональные композитные профили К 5 и И 11, на которых она контрастно прослеживается по всем отражающим горизонтам.

Объект 5, Лохнесская структура представляет собой контрастную, куполообразную складку изометричной формы, имеет размеры 6.2 на 4.8 км., амплитуду 70 м. Замыкающая изогипса по горизонту «Б» - 1720 м. Перспективными отложениями в пределах структуры ожидаются среднеюрские (пласт Т), эффективная толщина которых составляет 10 - 15 м. Возможно продуктивным окажется и маломощный пласт П вогулкинской толщи, имеющий ограниченное распространение.

Объект 6, Тангинская структура по отражающему горизонту Б и замыкающей изогипсе -1360м имеет размеры 6,4 км на 3,4 км, амплитуду 60 м. Тангинскую площадь в широтном направлении пересекает региональный композитный профиль Я6. По характеру волновой картины между отражающими горизонтами А и Б в пределах Тангинской структуры явно выражено выклинивание нижне - среднеюрских и частично верхнеюрских отложений к своду структуры, что повышает вероятность формирования на ее крыльях коллекторов с высокими ФЕС как в тюменской свите (пласты Т) и Т2) так и вогулкинской толще (пласт П).

Объект 7, Экутальское локальное поднятие выявлено к северо -востоку от Тангинской структуры и по замыкающей изогипсе -1420 м отражающего горизонта "Б" имеет размеры 7.0км на 6.4 км, амплитуду более 20м. На основе анализа временных сейсмических разрезов и схем распространения песчано - алевролитовых отложений, на Экутальской структуре предполагается развитие среднеюрских отложений с содержанием песчано - алевролитовых пластов, эффективная толщина которых составляет 15

- 25 метров. Нефтеперспективными ожидаются пласты Т (тюменская свита) и П (вогулкинская толща).

Объект 8, Ранняя структура представляет собой двухкупольную брахиантиклинальную складку широтного простирания и по замыкающей изогипсе отражающего горизонта Б-1890м имеет размеры 9,4км на 6 км, амплитуду 30 метров. По отражающим горизонтам А и Пз+Т структура также проявляется в виде двухкупольной складки с замыкающими изогипсами, соответственно -1980 м и -1950 м. По результатам сейсмофациального анализа в северной части Ранней структуры прогнозируется улучшение коллекторских свойств (увеличение толщин пласта П) верхнеюрских и батских -раннекелловейских отложений (пласт Юг).

Обьект 9. Ивъинская структура выявлена сейсморазведочными работами MOB ОГТ по редкой сети и находится вне пределов сети композитных профилей. Расстояние между сейсмическими профилями колеблется от 2-4 до 5 км. Анализ сейсмических разрезов ранее проведенных работ и новые данные, полученные автором, указывают на развитие в пределах структуры как верхнеюрских так и среднеюрских отложений с уменьшением их толщин к своду. На склонах структуры Ивъинской структуры предполагается развитие пластов группы Т с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и возможно пластов группы П вогулкинской толщи, имеющих подчиненное значение. Эффективные толщины тюменской свиты 25 - 40 м, вогулкинской толщи 4-10 метров.

Суммарный объем ресурсов нефти категории Сз по всем отмеченным выше объектам составляет 18.2 млн. т нефти и 1.85 млрд. м3 газа.

3.2. Геологические результаты интерпретации регионального композитного профиля Р-1 и площадной съемки.

Методика создания каркасной сети на основе композитных профилей позволяет дополнительно, кроме обозначенных выше возможностей, составлять региональные профили, базируясь на результатах детальных сейсмических съемок. Геологические результаты интерпретации таких профилей дают возможность оценить цикличность условий осадконакопления, выделять по динамическим особенностям волнового поля сейсмостратиграфические единицы, седиментационные комплексы, имеющие региональное распространение. Все перечисленные критерии и оценки регионального характера в последующем учитываются при интерпретации результатов детальной сейсмической съёмки, что несомненно повышает геологическую эффективность сейсморазведки в целом. Рассмотрим последовательно геологические результаты на примере регионального композитного профиля Р-1, составленного на основе методики композитных профилей а также детальной сейсмической съёмки.

В последнее время материалы сейсмических исследований широко привлекаются для изучения тектоно-седиментационной цикличности и структурно-формационного расчленения осадочных бассейнов. Основым критерием при выделении на сейсмическом разрезе естественно обособленных крупных подразделений, соответствующих основным этапам формирования бассейна (сейсмостратиграфических единиц, квазисинхронных седиментационных комплексов и др.), является анализ и типизация волновых полей. В связи со значительным развитием в последние годы в Западной Сибири региональных сейсмических работ анализ волновых полей в комплексе с данными глубокого бурения с целью выделения и исследования строения сейсмических седиментационных комплексов проводится в целом ряде научно-исследовательских и производственных организаций.

Нефтегазоносные осадочные толщи Шаимского и Среднеобского районов по динамическим особенностям волновых полей расчленены на ряд сейсмостратиграфических единиц. На основе сопоставления сейсмической, промыслово-геофизической и литолого-стратиграфической информации охарактеризованы условия формирования и фациальная принадлежность выделенных единиц, дан их сравнительный анализ. На сейсмических разрезах отчетливо намечаются

участки или блоки, резко различающиеся рисунком сейсмической записи и соответствующие различным формационным комплексам триаса и палеозоя.

Материалы регионального сейсмического профиля Р-1 с учетом результатов бурения также несут дополнительную информацию для расчленения разреза Среднего Приобья на сейсмогеологические комплексы, отражающие вертикальную и латеральную структурно-вещественные неоднородности плитного чехла и ПСЭ. В доюрских образованиях, отличающихся от мезозойского чехла существенно усложненной формой сейсмической записи, автором намечается не менее пяти типов волновых полей, соответствующих триасовым (II) и палеозойским (I) сейсмогеологическим комплексам и, возможно, гранито-гнейсовым формациям фундамента.

Более детально доюрский комплекс рассмотрен по материалам площадных сейсморазведочных работ на Рагожниковском месторождении, которое приурочено к Красноленинскому антиклинорию, в зоне глубинного разлома, разграничивающего байкальский Уват-Хантымансийский срединный массив и поздние герциниды Уральской складчатой системы. В пределах исследуемой территории доюрские образования изучены в 23 скважинах. В доюрских образованиях ниже отражения «А» на большинстве временных разрезов интенсивные отражения отсутствуют, либо прослеживаются локально в триасовых впадинах. Большинство пробуренных на участке скважин вскрыли доюрские породы на глубину 30-120 м, что соответствует во временном масштабе 15-60 мс при интервальной скорости распространения продольных волн 4000-4500 м/с. По рисунку сейсмической записи с учетом скважинной информации в волновом поле доюрских образований ниже отражения «А» во временном интервале 2 - 3,4 с выделены 9 отражающих границ, по характеру которых под отложениями осадочного чехла закартирована впадина. На этой площади в доюрских образованиях автором выделены два сейсмостратиграфических комплекса (ССК), отождествленных со складчатым фундаментом и образованиями промежуточного структурного этажа (ПСЭ). Последний именуется, как рогожниковский ССК. В зоне глубинного разлома в волновом поле выделена сейсмофация с хаотичным или полным отсутствием отраженных волн, которая отождествляется с гранитной интрузией (скважина №90), прорвавшей кристаллические сланцы. Последние по степени метаморфизма отнесены к позднему протерозою (скважина № 59).

По внутреннему рисунку, расположению осей синфазности отраженных волн и скважинной информации рогожниковский сейсмокомплекс подразделяется на три подкомплекса: нижний Тр,, средний Тр2 и верхний Тр3. Верхний, в свою очередь, разделён на шесть более мелких сейсмофациальных единиц (СФЕ): Тр3', Тр32, Тр33, Тр34, Тр35, Тр36, средний - на две СФЕ: Тр2', Тр22.

Предложенная нами индексация Тр отображает триасовый возраст (Т) и название рогожниковского сейсмокомплекса, выполняющего одноименную впадину (р). Границы между СФЕ проведены по отражающим горизонтам, проиндексированным по аналогии с вышеописанными: Трг, Тр2', Тр22, Тр31-Тр35.

По материалам сейсморазведочных работ с учетом данных бурения в зоне дезинтеграции и эрозионного среза триасовых вулканогенно-осадочных образований на границе их контакта с юрскими породами прогнозируются структурные ловушки (CJT) и структурно литологические ловушки (СЛЛ), представляющие нефтепоисковый интерес.

Нефтепоисковый интерес представляют резервуары кавернозно-трещинного типа, образовавшиеся в результате вторичных изменений в зоне контакта гранитной интрузии с вмещающими породами. Нефтепроявление, зафиксированное в скважине №59, связано с подобным типом коллектора. Выветрелая и дезинтегрированная часть палеозойских образований представляет собой массивный коллектор, перекрытый эффузивно-осадочными породами триаса. В ближайшей скважине № 851 Красноленинской площади из выветрелой части палеозойских образований получен промышленный приток нефти.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

Рекомендовано 9 перспективных объектов для постановки поисково-разведочных работ, суммарный прогнозный объём ресурсов по категории С3 составляет 18.2 млн. т нефти и 1.85 млрд. м3 газа;

На выявленных объектах рекомендовано бурение семи поисковых скважин общим метражом 13050 м;

Рекомендовано проведение детальных сейсморазведочных работ общим объемом 980 погонных км;

На основе анализа волновых полей в комплексе с данными глубокого бурения в триасовом и палеозойском комплексах выделены 5 типов волновых полей;

По материалам площадных работ детально изучен триасовый комплекс; По результатам интерпретации регионального композитного профиля и площадных работ на Рогожниковской площади выявлены нефтеперспективные объекты в доюрских образованиях;

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В итоге проведенных диссертационных исследований автором изучено влияние основных факторов, определяющих достоверность повышения -геологической эффективности сейсморазведочных работ. Основная часть исследований была направлена на создание методики и способов повышения геологической эффективности детальной сейсморазведки.

Значимость исследований определяется как научными, так и практическими результатами. Основные из них:

1. Анализ результатов ранее проведенных сейсморазведочных работ по геологическому изучению рассматриваемой территории при поисках и разведке нефти и газа.

2. Оценка стадийности геолого-геофизических исследований при подготовке перспективных земель и объектов в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири.

3. Анализ особенностей геологического строения и истории геологического развития района исследований по данным сейсмогеологического анализа временных разрезов МОГТ и бурения.

4 Классификация сейсмостратиграфических комплексов и сейсмофациальных едениц по конфигурации отражающих горизонтов в доюрских отложениях.

5. Предложенные автором методические разработки апробированы на Толумском, Мортымья-Тетеревском, Даниловском, Убинском, Филипповском, Ловинском и Западно-Ловинском, Потанайском, Картопьинском, Семивидовском, Мулымьинском, Талинском, Ем-Еговском, Пальяновском месторождениях и позволили оптимизировать поисково-разведочные работы, провести доразведку, отмеченных месторождений.

6. Открытие 18 новых месторождений и 30 новых залежей нефти и газа, среди них: Северо-Даниловское, Лазаревское, Шушминское, Северо-Шушминское, Сыморьяхское, Пайтыхское, Мансингяхское, Тальниковое, Славинское, Средне-Кондинское, Узбекское, Супринское, Верхне-Супринское и др.

7. Автор принимал непосредственное участие в работах по исследованию Южно-Аганской, Лорьеганской, Пылинской, Кысомской, Мыхлорской, Северо-Тарховской, Рубиновой, Северо-Даниловской, Лазаревской площадей и является первооткрывателем одноименных нефтяных месторождений.

8. Методика, разработанная автором использована при интерпретации материалов 35558 пог. км сейсмопрофилей 2Д и 105 кв. км сейсморазведки ЗД в Шаимском и Красноленинском районах.

9. Подготовлено 135 структур и объектов с общими ресурсами нефти по категории Сз 172,25 млн. тонн и запасами по категории С2 - 16,43 млн тонн.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих опубликованных и подготовленных к печати работах:

1. Результаты детальных сейсморазведочных работ в Западной Сибири при эксплуатации месторождений. Тезисы доклада на IX Всесоюзной научно-технической геофизической конференции "Состояние и пути повышения эффективности геофизических работ в Сибири и на Дальнем Востоке". Секция-Поиски и подготовка нефтегазоперспективных объектов геофизическими методами. Изд-во Центральное правление научно-технического горного общества, Министерство геологии СССР, М., 1980. С.27-30. (Совместно с Бевзенко Ю.П., Клочан В.И., Шмелевым А.К. и др.).

2.0 перспективах нефтегазоносности и рекомендации по направлению геологопоисковых и разведочных работ в восточной части Нижневартовского свода. Тезисы докладов V научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ЗапСибНИГНИ. В кн. Актуальные вопросы поисков, разведки и оценки углеводородных ресурсов. Изд-во Областное правление НТО "Горное", ЗапСибНИГНИ, Дом техники НТО. Тюмень, 1981. С.43-44.

3. Геологическая эффективность детальной сейсморазведки на этапе доразведки нефтяных месторождений. В кн. Применение новых методов и аппаратуры при геофизических исследованиях скважин Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Изд-во ВС НТО, Тюм. обл. совет НТО, Областное правление НТО НГП им. акад. И.М. Губкина. Тюмень, 1984. С.8-20. (Совместно с Курьяновым Ю.И., Тумановым H.H.).

4.Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных шельфовых пластов неокома Среднего Приобья. Советская геология N11, 1985. М., Недра, С.115-122. (Совместно с Мкртчяном О.М., Дегтевым В.А.).

5.Результаты геолого-геофизических работ по выявлению неантиклинальных залежей нефти в нефтедобывающих районах Западной Сибири. В кн. Прогнозирование геологического разреза и поиски сложноэкранированных ловушек. М., Наука, 1986. С. 131-136. (Совместно с Павловым Н.Е., Ишаевым У.Г., Бикбулатовым Б.М.).

6.Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М., Наука, 1987. -126с. (Совместно с Мкртчяном О.М., Трусовым JI.JL, Дегтевым В.А.).

7.Сейсмогеологический анализ юрских и доюрских отложений ЗападноСибирской плиты. Известия Академии наук СССР. Серия геологическая N4, 1987. М., отдельный оттиск. С. 120-126. (Совместно с Бененсоном В.А., Бикбулатовым Б.М., Дегтевым В.А. и др.).

8.Сейсмогеологический анализ доюрских отложений в Среднем Приобье и на юго-востоке Западной Сибири. В кн. Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии. М., Наука, 1988. С. 65-72. (Совместно с Бененсоном В.А., Бикбулатовым Б.М., Ведерниковым Г.В., Самсоновым A.B.).

9.Геологические результаты комплексных работ методами ОГП МПВ и ОГТ MOB. Тезисы докладов отраслевой научно-практической конференции молодых специалистов Главнефтегеофизики 15-18 мая 1989. В кн. Состояние и перспективы геолого-геофизических исследований при поисках и разведке углеводородов. Тюмень, 1989. С. 19-21. (Совместно с Торгашовым В.П., Машьяновой Л.И.).

Ю.Методика картирования зон высокой продуктивности на площади месторождений Западной Сибири. В кн. Геологическое изучение и использование недр. Инф. сборник (выпуск 1-2) Комитета по геологии и использованию недр Российской Федерации. М., 1994. С. 24-34. (Совместно с Ворожцовым Л.Н., Самсоновым A.B., Сынгаевским П.А., Курьяновым Ю.А., Дегтевым В.А.).

11 .Применение новых методов сейсморазведки для повышения эффективности геолого-разведочных работ и оптимизации разработки на

месторождениях ОАО Пурнефтегаз. Нефтяное хозяйство N 1, 1996. С.37-39. (Совместно с Колотовым В.М., Крючковым В.В., Кулагиным В.Г., Ли А.А., Чихуновым В.Г., Курьяновым Ю.А., Тиссеном А.П.).

12.Эффективность результатов обработки и интерпретации сейсмических материалов прошлых лет в Урайском регионе Западной Сибири. 1/2005ю Сю 96-101.(Совместно с Курышевой Н.К., Печеркиным М.Ф.).

13.Изучение геологического строения Михайловской площади по данным сейсморазведки МОГТ. В печати. 2005. (Совместно с Ващенко Л.Ф., Черновец Л.В.)

14.Основные направления и результаты детальных сейсморазведочных работ ОАО Тюменнефтегеофизика в Западной Сибири. В кн. Пути реализациии нефтегазового потенциала ХМАО (2-ая научно-практическая конференция). Под редакцией Шпильмана В.И., Волкова В.А. Ханты-Мансийск. 1999. С. 69-72. (Совместно с Курьяновым Ю.А.).

15. Локальный прогноз залежей У В по данным сейсморазведки и аэромагнитной сьемки масштаба 1:50000. В кн. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (3-ья научно-практическая конференция). Под редакцией Волкова В.А. Ханты-Мансийск. 2000. С. 252-256. (Совместно с Ванисовым А.М.).

16. Частотно-резонансный анализ сейсмических данных. В кн. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (5-ая научно-практическая конференция). Под редакцией Карасева В.И., Ахпателова Э.А., Волкова В.А. Ханты-Мансийск. 2002. Том 1. С. 310-313. (Совместно с Ибраевым В.И.).

17.Под контролем геофизики. Региональное приложение к журналу «Нефть и капитал». Серия Нефть Югры. Приуралье. 2002/6. С. 15-18.

18.Прогноз напряженного состояния верхнеюрских отложений Сургутского свода по комплексу ГИС - сейсморазведка. Геология нефти и газа 2002/5. С. 42-45. (Совместно с Ибраевым В.И., Косом И.М.).

19.В.И. Муравленко и нефтяная геофизика в Западной Сибири. Становление и этапы развития. Известия вузов. Нефть и газ. 2002/5. С. 24-32. (Совместно с Курьяновым Ю.А.).

20.Геосейсмическое моделирование при решении задач выделения тонкослоистых коллекторов. Специальный выпуск журнала «ГЕОФИЗИКА».

2003. Технологии сейсморазведки-11.С.22-26.(Совместно с Ибраевым В.И.).

21.Сейсмогеологический анализ юрских отложений и прогноз зон развития коллекторов в условиях Шаимского нефтегазоносного района. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции «Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях». 19-21 ноября. 2003. Томский политехнический университет. Томск.

22.Краткий обзор использования данных сейсморазведки, ВСП (СК), ГИС для площадного прогноза напряженного состояния терригенных отложений до стадии бурения. Специальный вьп1Уш | журнала «Геофизика».

2004. С.35-39.(Совместно с Ибра^вым^Щ"

С. Петербург | •Э ЭМ акт '

11111 И ЧИ1-Р

23.Особенности коллекторов неокомского клиноформного комплекса в южной части Приобской моноклинали. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2004. С.66-70. (Кычкиным А.Н.).

24.Сейсмогеологическое строение доюрских образований Рогожниковского лицензионного участка. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2004. С.77-83. (Совместно с Косом И.М., Курышевой Н.К.).

25 .Новые данные о геологическом строении Пихтового месторождения. В печати. 2005. (Совместно с Ващенко Л.Ф.)

Подписано к печати 27.10.2005 г. Объем 1,8 п.л. Тираж 120 экз. Заказ № 73

ОАО «Тюменнефтегеофизика» 625023, Тюмень, ул. Республики, 173

»22422

РНБ Русский фонд

2006-4 22662

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Белкин, Николай Михайлович

3

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.И

1.1. Общая характеристика геологоразведочных работ и условия их проведения.

1.1.1. Региональный этап. 12 1.1.1.1 Стадия прогноза нефтегазоносности. 12 1.1.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления.

1.1.2. Поисковый этап.

1.1.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов к поисковому бурению. 14 1.1.2.1.2. Подстадия подготовки объектов.

1.1.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей). "

1.1.3. Разведочный этап.

1.1.3.1. Стадия оценки месторождений (залежей).

1.1.3.2. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке.

1.2. Стадийность нефтегазовой сейсморазведки (СНГС) и место каркасной сети на основе композитных профилей как этапа СНГС.

1.2.1. Общие положения.

1.2.2. Условия проведения работ, организационная структура полевой партии.

1.3. История геологического и геофизического изучения недр нефтегазодобывающих районов Западной Сибири. 24 1.3.1. История геологического изучения.

1.4. Краткие сведения о геологическом строении и сейсмогеологическая характеристика района исследований.

1.4.1. Геологическое строение.

1.4.2. Сейсмогеологическая характеристика.

1.4.3.Факторы, влияющие на решение геологических задач по данным сейсморазведки.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРИЕМОВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ.

2.1. Технология построения композитных профилей как основы создания каркасной сети для повышения геологической эффективности сейсморазведки.

2.2. Разработка методики создания каркасной сети на основе композитных профилей (на примере Шаимского НГР).

2.2.1. Создание каркасной сети.

2.2.2. Методические приемы обработки сейсмических материалов с целью повышения геологической эффективности результатов

2.3. Совершенствование геосейсмического моделирования.

2.3.1. Одномерное геосейсмическое моделирование (модификация подбора модели среды).

2.3.2. Одномерное геосейсмическое моделирование (модификация сейсмоакустическое моделирование).

2.3.3. Двумерное моделирование.

2.4. Разработка технологии комплексной геологической интерпретации результатов, полученных на композитных профилях в пределах Шаимского НГР.

2.4.1. Разработка принципов тектонического районирования.

2.4.2. Исследование закономерности распространения вогулкинской толщи на территории Шаимского региона.

ГЛАВА 3. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТОК И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ

РЕЗУЛЬТАТЫ.

3.1. Выявленные перспективы нефтегазоносности в Шаимском НГР.

3.2. Геологические результаты интерпретации регионального композитного профиля Р-1 и площадной съемки.

3.2.1. Сейсмогеологические комплексы доюрских и мезозойских отложений.

3.2.2. Геологические результаты исследования доюрских сейсмогеологических комплексов на основе интерпретации регионального профиля Р-1.

3.2.3. Геологические результаты исследования доюрских сейсмогеологических комплексов на основе интерпретации площадной съемки.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе композитной методики сейсмических исследований"

Оптимизация топливно-энергетического комплекса страны определяется разработанной Энергетической стратегией России на период до 2020 г., одобренной Правительством РФ. В этом основополагающем документе планируется увеличение добычи нефти с 379 млн.т. в 2002 г. до 445 млн.т. в 2010г., а в 2020г. - до 450 млн.т.; добыча газа возрастет с 595млрд. м3. (2002г.) до 645 млрд.куб.м. в 2010г., а к 2020г. она увеличится до 680 млрд. м3.

Основной целью государственной энергетической политики в области недропользования и управления государственным фондом недр является обеспечение России разведанными запасами углеводородного сырья, его рациональная разработка и создание условий для их стабильной добычи в среднесрочной (до 2010г.) и долгосрочной перспективе (до 2020г.). За последние 10 лет ежегодная добыча углеводородов в большей части случаев не компенсировалась приростами их запасов. За этот период из недр было извлечено 3,217 л млрд.т. нефти и 5, 771 трлн. м . газа, а прирост их разведанных запасов составил соответственно 2,616 млрд.т. и 4,897 трлн.м3. Значительного улучшения положения с воспроизводством запасов нефти не произошло и в 2003 г: при ожидаемой добыче 410-415 млн.т. прирост запасов составил 250-270 млн.т. Аналогичная ситуация в 2003 г. и с л л природным газом: при добыче 565 млрд.м . его прирост составил 500 млрд.м . В сложившейся ситуации для сохранения достигнутого годового уровня добычи нефти на перспективу (30 - 50 лет) необходимо значительно увеличить темпы и улучшить качество поиска и разведки недр - это стратегическая задача государства, связанная с обеспеченностью запасами нефти, в значительной мере определяет энергетическую и экономическую безопасность страны. Главным районом концентрации геологоразведочных работ и прироста запасов углеводородного сырья на территории суши Российской Федерации в среднесрочной (до 2010г.) и долгосрочной перспективе (до 2020г.), наряду с другими районами (Восточно-Сибирская НГП, Прикаспийский район, Тимано-Печорская НГП), была и остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция и территория Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, в частности. Анализ ресурсной базы Ханты-Мансийского автономного округа-Югры приводит к следующим основным выводам: запасы округа позволяют гарантировать выявленными запасами стабильную добычу нефти на уровне 200 млн.т. в год на ближайшие 15 лет; не выявленные ресурсы округа способны обеспечить стабильную добычу нефти на стратегическую перспективу - 30 - 50 лет. В то же время состояние запасов нефти округа вызывает определенную озабоченность. Динамика абсолютных величин извлекаемых запасов нефти по округу крайне негативная -запасы промышленных категорий за пять лет сократились практически на четверть, несмотря на падение добычи нефти с 230 до 170 млн.т. в год. Главные причины известны: обвальное сокращение объемов геологоразведочных работ в 1991-1995 гг., недостаточные темпы их восстановления в 1996 - 2000гг. Структура запасов нефти округа также ухудшается: из выявленных гигантских и крупных залежей добыто уже около 50% извлекаемых запасов, а из средних и мелких -немногим больше 25%; запасы разбуренных площадей обводнены; значительную долю (7,9%) составляют запасы с коэффициентом извлекаемости менее 0,2 и запасы (9,5%) низкопродуктивных залежей. В настоящее время накопленная добыча нефти по округу достигла 8- млрд.т. Ежегодно добывается более 200 млн.т., за ближайшие 4-5 лет будет добыто нефти еще 1 млрд.т. Основное влияние на уровень добычи оказывает темп эксплуатационного бурения. Уровень добычи из разбуренных запасов постоянно падает и если в 2000 году добывалось 200 млн.т., то из этих же запасов к 2020 году будет добываться только 40 млн.т., остальные 160 млн.т. необходимо добывать из вновь введенных, разбуренных за эти годы запасов. В 2003 году по сравнению с 2002 годом, объемы поискового бурения и прирост запасов упали в 2,5 раза, тем не менее в 2003 году на территории Ханты - Мансийского автономного округа открыто 19 новых нефтяных месторождений. В целях обеспечения извлекаемыми запасами углеводородного сырья на долгосрочную перспективу, учитывая снижение за последние годы разведанных запасов, совершенно очевидна необходимость увеличения объемов геологоразведочных работ, применение и совершенствование самых современных методик и технологий. Добыча углеводородного сырья не может развиваться без проведения геологоразведочных работ в особенности на стратегическую перспективу.

Поэтому, учитывая острую необходимость прироста запасов в соответствии с Энергетической стратегией развития России, геофизические методы поисков и разведки (сейсморазведка) будут занимать ведущее место в комплексе геологоразведочных работ.

Применяемые сегодня современные методы сейсмической разведки, а также программы обработки и интерпретации позволяют с высокой точностью и достоверностью получать геологическую информацию, поэтому сейсморазведочные работы на сегодняшнем этапе развития геологической отрасли являются одним из основных методов поиска и разведки углеводородного сырья и прироста запасов. Сейсмическая информация имела и в прошлом, и в настоящее время решающее значение в геологоразведочном процессе на этапах региональных исследований, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Фундаментом для решения геологических проблем на этом этапе являются крупные достижения научно-технического прогресса в области сейсморазведки, которые сказались на всех этапах геологоразведочного процесса - региональном, поисковом, детальном и при работе на месторождениях.

На территории Западной Сибири, особенно в центральной и западной ее частях за последние годы отработана довольно плотная сеть сейсмических профилей по технологии 2Д и ЗД. Что касается региональных профилей, то их сеть в нефтегазодобывающих районах недостаточная. Нефтегазодобывающие районы Западной Сибири и Шаимский НГР, в частности, весьма слабо освещены региональными сейсмическими исследованиями, соответствующими современному техническому уровню. Это резко ограничивает возможности увязки между собой материалов площадных работ, их целостной геологической интерпретации, а главное не позволяет решать актуальные проблемные вопросы региональной геологии и нефтегазоносности с целью более целенаправленных эффективных поисков залежей нефти и газа в сложопостроенных комплексах отложений.

Шаимский нефтегазоносный район - один из старейших нефтегазодобывающих районов Западной Сибири, где проблема восполнения ресурсной базы и региональной геологии высвечивается наиболее остро. Отсутствие региональной геолого-геофизической основы юрских и доюрских комплексов отложений не позволяет осуществлять быстрый, эффективный и целенаправленный поиск и разведку нефтегазовых месторождений, осуществлять их прогнозирование.

Решение этой проблемы может быть осуществлено с помощью использования сейсмических профилей, собранных из отдельных фрагментов профилей по материалам площадных сейсморазведочных работ на основе разработанной автором композитной методики сейсмических исследований, которая включает: технологию построения композитных профилей как основу для создания каркасной сети; методику создания каркасной сети композитных сейсмических профилей (на примере Шаимского ИГР); обработку (переобработку) сейсмических материалов прошлых лет с применением современных технологий; одномерное и двумерное геосейсмическое моделирование; комплексную геолого-геофизическую интерпретацию каркасной сети композитных сейсмических профилей. Актуальность работы.

Повышению геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе сейсмических исследований в условиях Западной Сибири отводится важная роль в общем комплексе геофизических работ. Это связано с необходимостью выявления новых перспективных объектов и создания объективной геологической модели исследуемой территории.

До недавнего времени основная информация о детальной внутренней структуре большинства осваиваемых нефтегазоносных бассейнов, и Западной Сибири в частности, характере стратиграфических, тектонических и фациально-формационных соотношений в них поступала главным образом из результатов глубокого бурения. В связи с этим процесс познания многих важнейших для целенаправленных поисков залежей углеводородов (УВ) особенностей строения осадочных комплексов, прежде всего касающихся погребенных некомпенсированных прогибов, клиноформных комплексов, русловых и других образований, как и погребенных тектонических и эрозионных форм, растягивался на долгий период и зависел от развития буровых работ.

В последние годы ситуация существенно изменилась благодаря резкому повышению разрешающей способности и геологической информативности сейсморазведки МОГТ, проведению в значительных масштабах и на новом техническом уровне региональных, поисковых и детальных сейсмических работ. Материалы последних позволяют до бурения или при ограниченном числе скважин выявлять в недрах нефтегазоносного бассейна сложные геологические структуры различного типа, погребенные формы тектонического, эрозионного и аккумулятивного рельефа, косослоистые сейсмические комплексы, намечать литолого-фациальные переходы, зоны вероятного распространения литологически и стратиграфически экранированных ловушек и многие другие объекты. Этому в огромной степени способствовали разработка и развитие методов и приемов сейсмостратиграфической и структурно-формационной интерпретации данных сейсморазведки, программ решения задач прогнозирования геологического разреза. На большей части ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции картирование региональных структурных планов и крупных локальных поднятий по основным отражающим горизонтам практически завершено. Быстрый рост изученности и освоенности ресурсов основных нефтегазоносных горизонтов мезозойского комплекса, сопровождавшийся заметным сокращением количества значительных по размерам структур, повышает интерес к целенаправленному опоискованию более сложных по строению комплексов, прогнозу, а также выявлению неантиклинальных ловушек различного генезиса как в относительно изученных, так и в малоисследованных перспективных районах. Крупномасштабные буровые работы на ряде эксплуатируемых месторождений показали значительную изменчивость в поведении продуктивных пластов и выявили их недостаточную подготовку поисковым и разведочным бурением. Поэтому, совершенствование методики повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе сейсмических исследований и анализа данных с привлечением материалов бурения, ГИС является одной из актуальных задач нефтяной геологии в Западной Сибири.

Цель работы.

Для нефтедобывающей отрасли, работающей с относительно высокой степенью изученности территории бурением и геофизикой, принципиально важным является совершенствование методик сейсморазведочных работ на всех этапах с целью: доразведки разрабатываемых и вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений; изучения сопредельных территорий; выявления и подготовки структурных и неструктурных объектов-спутников с ресурсами категории Сз путем разработки композитной методики сейсмических исследований, совершенствования обработки и комплексной геолого-геофизической интерпретации. Основные задачи.

1. Создание методики повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе каркасной сети композитных профилей предыдущих или выполняемых сейсмическх съемок.

2. Исследование и учет факторов при обосновании постановки сейсморазведочных работ.

3. Исследование возможности использования композитной методики сейсмических исследований для целей обоснования единой схемы корреляции ОГ и приуроченных к ним продуктивных пластов, взаимной увязки сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемых в Шаимском НГР.

4. Исследование ранее проведенных и анализ современных детальных сейсморазведочных работ в условиях Западной Сибири в рамках предлагаемой методики.

5. Методико-технологические способы решения геологических задач на этапе обработки и комплексной интерпретации результатов сейсморазведочных работ.

Методика исследований.

Анализ результатов детальных сейсмических исследований по выявленным и подготовленным объектам:

Антиклинальные ловушки (структуры); Неантиклинальные ловушки; Комбинированные ловушки.

Исследование достоверности прогноза объектов и уточнение геологического строения месторождений при решении задач детализации на основе разработанной методики в условиях Западной Сибири.

Научная новизна.

1. Впервые применительно к рассматриваемой территории разработана композитная методика сейсмических исследований направленная на повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений.

2. Предложена технология каркасной сети композитных сейсмических профилей, позволяющая обосновать единую корреляцию отражающих горизонтов (ОГ) и приуроченных к ним продуктивных пластов, взаимную увязку сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемых в различных НГР.

3. Исследована и представлена практическая реализация композитной методики сейсмических исследований для Шаимского НГР, получена региональная геолого-геофизическая основа с построением карт и схем целевой толщи отложений.

4. Получен авторский вариант тектонической схемы исследуемой территории.

5. Показана перспективность использования разработанной автором методики, как основы для успешного решения геологических задач на вновь осваиваемых территориях

Защищаемые положения.

1. Разработана композитная методика сейсмических исследований, обеспечивающая повышение геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений и получение достоверных результатов при изучении целевой толщи отложений на примере Шаимского НГР.

2. Разработана технология построения каркасной сети композитных профилей, позволяющая реализовать единую корреляцию (ОГ), приуроченных к ним продуктивных пластов, производить взаимную увязку сейсмостратиграфических комплексов, сейсмофациальных единиц, выделяемые в различных НГР.

3. На основе анализа и учета геолого-геофизических факторов, предложены новые методико-технологические приемы, способы обработки и комплексной геолого-геофизической интерпретации материалов сейсморазведки, бурения, ГИС. Это позволило повысить достоверность прогноза нефтегазоносности объектов, оценить их ресурсы и показать эффективность применения методики для поисков и разведки нефтегазовых месторождений.

Праю-ическое значение.

1. Разработанная автором методика впервые была использована при проектировании работ по региональному профилю R-1 и используется при проектировании и проведении детальных сейсморазведочных работ МОГТ, выявлении и картировании ловушек и объектов углеводородов (УВ) в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири.

2. Методика позволяет с высокой степенью достоверности прогнозировать перспективные в нефтегазовом отношении объекты и уточнять геологическое строение выявленных месторождений для рационального размещения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.

Реализация разработки и её апробация.

В работе проанализированы материалы по региональным профилям, детальным и профильным исследованиям в объеме 35558 пог. км профилей МОГТ по методике 2Д и 105 км2 по методике ЗД на площади 71887 км2, материалы бурения и ГИС 452 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Результаты, полученные при выполнении настоящей работы, апробированы при проведении сейсмических исследований, связанных с выявлением и подготовкой 135 структур и обьектов с общими ресурсами нефти по категории Сз - 172,25 млн. тонн и запасами по категории С2 - 16,43 млн. тонн, а также при изучении геологического строения нефтяных месторождений Шаимского НГР. Практическая реализация методических разработок способствовала уточнению геологических моделей, оптимизации поисково-разведочных работ и доразведки Толумского, Мортымья-^ Тетеревского, Даниловского, Убинского, Филипповского, Ловинского и Западно-Ловинского,

Потанайского, Картопьинского, Семивидовского, Мулымьинского, Талинского, Ем-Еговского, Пальяновского и др. месторождений. По материалам детальных сейсморазведочных работ последующим поисковым бурением открыто 18 новых месторождений и 30 новых залежей нефти и газа, среди открытых нефтяных месторождений такие как: Северо-Даниловское, Лазаревское, Шушминское, Северо-Шушминское, Сыморьяхское, Пайтыхское, Мансингяхское, Тальниковое, Славинское, Средне-Кондинское, Узбекское, Супринское, Верхне-Супринское и др. Наиболее крупным открытием является Северо-Даниловское месторождение с начальными извлекаемыми запасами нефти 23,1 млн. т. Ввод этого месторождения в разработку позволил увеличить ежегодную добычу по району в среднем на 1,2 млн.т. Автор принимал непосредственное участие в работах по Ь исследованию Южно-Аганской, Лорьеганской, Пылинской, Кысомской, Мыхлорской, Северо

Тарховской, Рубиновой, Северо-Даниловской, Лазаревской и др. площадей и является первооткрывателем одноименных нефтяных месторождений. Оценка полученных геологических результатов выполнялась совместно с научными подразделениями СургутНИПИнефть, ГУП ХМАО НАЦРН им. В.И. Шпильмана, СибНИИНП и геологическими службами заказчиков геофизических работ ОАО «Сургутнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ОАО «Тюменская нефтяная компания, ООО «Шаимгеонефть» и др.

Основные результаты исследований докладывались на: научно-практической конференции «Состояние и перспективы развития геофизической службы

Лг,

Главтюменнефтегаза» в г. Тюмени (5-7 сентября 1979г.);

IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Главтюменнефтегаза в г.Тюмени (22-23 апреля 1980г.);

IX Всесоюзной научно-технической геофизической конференции «Состояние и пути повышения эффективности геофизических работ в Сибири и на Дальнем востоке» в г. Красноярске (1-3 октября 1980г.);

V научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ЗапСибНИГНИ «Актуальные вопросы поисков, разведки и оценки углеводородных ресурсов» в г. Тюмени (3031 марта 1981г.); отраслевом Всесоюзном совещании НТС Министерства нефтяной промышленности в г. Томске (6-10 сентября 1982г.); отраслевом семинаре «Обобщение опыта работы по ПГР в Западной Сибири» в г. Тюмени (8-11 февраля 1983г.); выездном заседании секции геологии нефти и газа ученого совета ИГИРГИ по проблеме «Перспективы нефтегазоносности переходного комплекса молодых платформ» в г. Туапсе (1419 ноября 1983г.); научно-технической конференции молодых специалистов управления Запсибнефтегеофизика в г. Тюмени (1986г.); рабочем совещании по рассмотрению результатов региональных сейсморазведочных работ в Миннефтепроме в г. Грозном (6-10 апреля 1987г.); семинаре Министерства нефтяной промышленности «Применение детальной сейсморазведки для доразведки нефтегазовых месторождений в г. Москве (8-12 декабря 1988г.); отраслевой научно-практической конференции молодых специалистов

Главнефтегеофизики «Состояние и перспективы геолого-геофизических исследований при поисках и разведке углеводородов в г.Тюмени (15-18 мая 1989г.); научно-практической конференции, посвященной 50-летию геофизических работ в Тюменской области в г. Тюмени (26-27 мая 1998г.);

2-ой и 3-ей научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» в г. Ханты-Мансийске (1999, 2000гг.); научном симпозиуме «Новые технологии в геофизике» в г.Уфе (2001г.); научно-практической конференции «Геомодель - 2001» в г. Геленджике (24-28 сентября 2001г.); пленарном заседании научно-технической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко в г. Тюмени (24 сентября 2002г.);

Всероссийской научно-технической конференции «Геофизические методы при разведке недр и экологических исследованиях» в г. Томске (19-21 ноября 2003г.). Личный вклад.

Основу диссертации составили исследования, выполненные при непосредственном участии и под руководством автора в период 1974-2004 гг., при проведении сейсморазведочных работ (обоснование постановки работ, выбор основных параметров наблюдений, обработка, интерпретация. выдача рекомендаций на бурение скважин), а также на этапе научно-исследовательских, тематических, опытно-методических работ, связанных с разработкой методики повышения эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений в условиях Западной Сибири. Автором подготовлено и составлено 23 отчета. С 1990 г. по настоящее время, совместно с геологической службой заказчиков, принимал личное участие в разработке, составлении и выдаче геологических заданий на проведение сейсморазведочных, опытно-методических и тематических работ, разработке и выдаче рекомендаций на бурение скважин, анализе полученных результатов, ежегодных отчетов о результатах геофизических работ ОАО «Тюменнефтегеофизика», разделов по обоснованию первоочередных объектов и основных направлений геофизических работ Главтюменнефтегаза при составлении комплекснвх проектов в СибНИИНП (с 1986 по 1995 гг.), аналитических записок по анализу геолого-геофизической изученности и эффективности детальных сейсморазведочных работ для ТПП «Урайнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Тюменская нефтяная компания» и ее дочерних подразделений: ННП Нижневартовск, ТНК-Нягань, ОАО «Тюменнефтегаз», обоснованию поисково-разведочных работ (с 1996 по 2004 гг.) на нераспределенном фонде недр в Ханты-Мансийском автономном округе. Публикации.

Основные положения диссертации опубликованы в 25 работах, в т.ч. одной коллективной монографии.

Объем работы.

Работа состоит из введения, трех глав и заключения. Содержит 181 страниц машинописного текста, 56 рисунков, 11 таблиц. Библиография включает 83 наименования.

Диссертация выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре разведочной геофизики и компьтерных систем. Работа выполнена под научным руководством доктора технических наук, профессора O.A. Потапова.

Автор благодарен за помощь и советы при выполнении и подготовке диссертационной работы научному консультанту, доктору геолого-минералогических наук, профессору А.К. Урупову, которому автор выражает свою глубокую признательность и благодарность за поддержку и внимание при выполнении работы.

Автор благодарен за помощь и поддержку доктору технических наук, академику РАЕН Ю.А. Курьянову, доктору геолого-минералогических наук О.М. Мкртчяну, кандидату технических наук, член-корреспонденту РАЕН В.И. Ибраеву. Автор благодарен коллегам по работе А.Г. Кузнецову, А.Д. Боровых, Н.К. Курышевой, В.А. Дегтеву, Л.Ф. Ващенко и многим другим за участие в обсуждении результатов в процессе выполнения диссертационных исследований, а также В.Г. Ковалеву, Е.С. Гаевой за техническое оформление диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Белкин, Николай Михайлович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В итоге проведенных диссертационных исследований автором изучено влияние основных факторов, определяющих достоверность повышения геологической эффективности сейсморазведочных работ. Основная часть исследований была направлена на создание методики и способов повышения геологической эффективности сейсморазведки. Методика, разработанная автором, используется при выявлении и картировании ловушек и объектов УВ по данным детальной сейсморазведки МОГТ. Новые приемы и методики комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, бурения и ГИС на основе сейсмогеологического анализа позволили наметить наиболее перспективные участки и зоны в доюрских образованиях, существенно уточнить условия формирования и геологическое строение юрских отложений. Показано, что конфигурация отражающих горизонтов, общий облик сейсмостратиграфических комплексов и сейсмофациальных едениц обусловлены геологическим строением и литологией доюрских образований, позволяющая предложить методику выявления и картирования ловушек УВ и прогнозировать в их пределах наличие постседиментационных коллекторов.

Значимость исследований определяется как научными, так и практическими результатами. Основными из них являются:

1. Анализ результатов ранее проведенных сейсморазведочных работ по геологическому изучению рассматриваемой территории при поисках и разведке нефти и газа.

2. Оценка стадийности геолого-геофизических исследований при подготовке перспективных земель и объектов в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири.

3. Анализ особенностей геологического строения и истории геологического развития района исследований по данным сейсмогеологического анализа временных разрезов МОГТ и бурения.

4. Классификация сейсмостратиграфических комплексов и сейсмофациальных едениц по конфигурации отражающих горизонтов в доюрских отложениях.

5. Предложенные автором методические разработки апробированы на Толумском, Мортымья-Тетеревском, Даниловском, Убинском, Филипповском, Ловинском и Западно-Ловинском, Потанайском, Картопьинском, Семивидовском, Мулымьинском, Талинском, Ем-Еговском, Пальяновском месторождениях и позволили оптимизировать поисково-разведочные работы, провести доразведку, отмеченных месторождений.

6. Открытие 18 новых месторождений и 30 новых залежей нефти и газа, среди них: Северо-Даниловское, Лазаревское, Шушминское, Северо-Шушминское,

Сыморьяхское, Пайтыхское, Мансингяхское, Тальниковое, Славянское, Средне-Кондинское, Узбекское, Супринское, Верхне-Супринское и др.

7. Автор принимал непосредственное участие в работах по исследованию Южно-Аганской, Лорьеганской, Пылинской, Кысомской, Мыхлорской, Северо-Тарховской, Рубиновой, Северо-Даниловской, Лазаревской площадей и является первооткрывателем одноименных нефтяных месторождений.

8. Методика, разработанная автором использована при интерпретации материалов 35558 пог. км сейсмопрофилей 2Д и 105 кв. км сейсморазведки ЗД в Шаимском НГР.

9. Подготовлено 135 структур и обьектов с общими ресурсами нефти по категории Сз 172,25 млн. тонн и запасами по категории С2 - 16,43 млн. тонн.

Интенсивное развитие методических и технических средств сейсморазведки за последние годы привело к повышению точности и детальности изучения геологического разреза юрских и меловых отложений, наметить перспективные участки и зоны в доюрских образованиях. Существенную роль в познании структурно-вещественного и формационного состава пород доюрского основания, юрских и нижнемеловых отложений осадочного чехла, блоковой тектоники, модели осадконакопления, корреляции, сопоставлению и увязке между собой всех нефтегазосодержащих шельфовых пластов неокома сыграл композитный региональный профиль Р-1 протяженностью 400 км, отработанный в Среднеобском районе на правобережье р.Оби через известные Лянторское, Федоровское, Урьевско-Поточное, Аганское, Самотлорское (северная часть), Ново-Молодежное месторождения, на котором отработаны: однотипный подход при проектировании, методика и технология исследований, одновременный отстрел в течение полевого сезона (участки по 100 км каждый силами 4-х партий с перекрытием между ними 2,5-5 км), единый граф обработки и интерпретации, решение поставленных геологических задач и др.

Результаты проведенных исследований позволяют считать, что предложенная автором методика повышения геологической эффективности поисков и разведки нефтегазовых месторождений на основе сейсмических исследований с целью выявления и подготовки структур-спутников и создания детальной геолого-геофизической модели залежей является целесообразной и эффективной.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Белкин, Николай Михайлович, Москва

1. Авербух А.Г., Гольфанд A.A., Гогоненков Г.Н. Применение цифровой сейсморазведки для прямых поисков нефтегазовых залежей. М.: ВИЭМС. (Обзор). 1979. -69с.

2. Азимут судьбы. Хроника, воспоминания, материалы к 300-летию горно-геологической службы России в Ханты-Мансийском автономном округе. Ханты-Мансийск: ГУИПП «Полиграфист». 2000. -192с.

3. Анализ эффективности сейсморазведки ЗД при работах на нефть и газ. Тезисы докладов научно-практической конференции "Геомодель 2001" (24-28 сентября 2001г.). Геленджик. 2001. (Белкин Н.М. совместно с Курьяновым Ю.А., Кобзовым В.Г., Кычкиным А.Н.).

4. Балмышева Н. Потапов С. Под редакцией Шедченко А. История геологического поиска. К 50-летию открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. М. Пента. 2003. -288с.

5. Белкин Н.М. Под контролем геофизики. Региональное приложение к журналу «Нефть и капитал». Серия Нефть Югры. Приуралье. 2002/6. С. 15-18.

6. Белкин Н.М. Первые результаты научно-исследовательских, опытно-методических и тематических работ треста Тюменнефтегеофизика; В кн. Нам 35! (к 35-летию ОАО Тюменнефтегеофизика). Банк культурной информации. Екатеринбург, 1999. С. 98-104.

7. Белкин Н.М. Позвал фонтан . В кн. «Тюменнефтегеофизика на рубеже тысячелетий». Екатеринбург. Банк культурной информации. 2004. С. 90-92.

8. Бондарев В.И., Крылатков С.М., Крылаткова H.A., Силина Т.С. Новые возможности метода многократных перекрытий на этапе детальных работ. Геофизика. 1/2003.

9. Боярских Г.К., «Березовский газоносный район, тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 40», Тюмень, 1971.

10. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г. Баженовский горизонт Западной Сибири. Новосибирск, "Наука", 1986г.

11. Великопольский С.Д., Переплеткин Ю.И. Соратники: Поколение Виктора Муравленко. Тюмень. 2002. -400с.

12. Геосейсмическое моделирование при решении задач выделения тонкослоистых коллекторов. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2003. Технологии сейсморазведки-11. С. 22-26.(Белкин Н.М. совместно с Ибраевым В.И.).

13. Геология нефти и газа Западной Сибири/ А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. -М.: Недра. 1975. -678с.

14. Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных толщ Западной Сибири. Геология нефти и газа № 7. 1983. С. 49-56.

15. Губкин И.М. Учение о нефти. М. 1932. -440с.

16. Елисеев В.Г., «Шаимский район, тр. ЗапСибНИГНИ, вып 43», Тюмень. 1971.

17. Журавлев Е.Г. Тектонические предпосылки поисков нефти и газа в доюрских образованиях Западно-Сибирской плиты. Геология нефти и газа. 3/1984. С. 35-39.

18. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Кора выветривания фундамента и её влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. Москва, "Недра", 1976.

19. Зонн М.С., Корж М.В., Крылов H.A., Ермаков В.И. и др. Юрские субугленосные формации эпигерцинских плит и их нефтегазоносность//Формационный анализ в нефтяной геологии. М.: 1981. С. 21-39.

20. Зубков М. Ю., Шелепов В. В., Печёркин М. Ф., Васильев О. Е. Перспективы промышленной нефтеносности кровельной части доюрского комплекса Шаимского района. Сборник «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 1999.

21. Иванов К.П. Триасовая трапповая формация Урала. М.: Наука. 1974.

22. Изучение геологического строения Михайловской площади по данным сейсморазведки МОГТ. В печати. 2005 (Белкин Н.М. совместно с Ващенко Л.Ф., Черновец Л.В.).

23. Инструкция по сейсморазведке. М., 1986. -80с.-Y-. 30. Толковый словарь английских геологических терминов, в 3- томах. М.: Мир. 1977, подредакцией М. Гери, Р. Мак-афи мл., К. Вульфа и под редакцией Л.П. Зоненштейна.

24. Каракин A.B., Курьянов Ю.А., Павленкова Н.И. Разломы, трещиноватые зоны и волноводы в верхних слоях земной оболочки. -М.: ВНИИгеосистем, 2003. -230с.

25. Кирда Н.П., Некрасов С.Ю., Ветошкин П.Н. и др. Новые направления поисков месторождений нефти и газа в Западной Сибири .- М. ОИГГиМ СО РАН. Геология нефти и газа. 1995.

26. Кирда Н.П., Фрадкина А.Ф Новые данные по стратиграфии триаса Западной Сибири. Новосибирск.: Геология и Геофизика. 1997. 38/6. С. 1062-1069.

27. Т* 34. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья посейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). — Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. -374с.

28. Краткий обзор использования данных сейсморазведки, ВСП (CK), ГИС для площадного прогноза напряженного состояния терригенных отложений до стадии бурения. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2004. С.35-39.(Белкин Н.М. совместно с Ибраевым В.И.).

29. Криночкин В.Г., Голубева Е.А., Кармацких М.В. Триасовый сейсмокомплекс Среднего Приобъя. Специальный выпуск к 50-летию ОАО Хантымансийскгеофизика. Геофизика. 2001. С. 73-77.

30. Кузнецов В.И. Элементы объемной ЗД сейсморазведки: Учебное пособие для студентов вузов. Тюмень: Издательство «Тюмень». 2004. -272с.

31. Кулахметов Н.Х., Хафизов Ф.З. Западная Сибирь крупнейшая нефтегазоносная провинция мира. Этапы открытия и освоения. Тюмень. Издательство ТГУ, 2000. -228с.

32. Кунин Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа. М. Недра. 1981. -304с.

33. Кунин Н.Я. Новые возможности сейсмостратиграфических исследований при т ч региональных работах на нефть и газ. Советская геология. 11/1983. С. 109-120.

34. Кунин Н.Я., Иогансон Л.И. Геофизическая характеристика и строение земной коры Западной Сибири. М., 1984. -218с.

35. Кунин Н.Я., Кучерук Е.В. Сейсмостратиграфия в решении проблем поиска и разведки месторождений нефти и газа. М.: ВИНИТИ, 1984. -198с. (Месторождения горючих ископаемых; Т. 13).

36. Мкртчян О.М. Некоторые аспекты геологического изучения Западной Сибири на современном этапе развития ГРР на нефть и газ. -В кн.: Геология и направления поисков нефти и газа. -М.: ВНИГНИ, 2003. С.71-80.

37. Муравленко В.И. и нефтяная геофизика в Западной Сибири. Становление и этапы развития. Известия вузов. Нефть и газ. 2002/5. С. 24-32. (Белкин Н.М. совместно с Курьяновым Ю.А.).

38. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М. Недра. 1971. -464с.

39. Нестеров И.И. Сериал «Первоткрыватели свойств и сокровищ Земли», Тюмень. -2001. -531с.

40. Новые данные о геологическом строении Пихтового месторождения. В печати. 2005 (Белкин Н.М. совместно с Ващенко Л.Ф.).

41. ОАО Тюменнефтегеофизика 35 лет. Геофизический вестник N 4, 1999. С. 29-32. (Белкин Н.М. совместно с Курьяновым Ю.А.).

42. Особенности коллекторов неокомского клиноформного комплекса в южной части Приобской моноклинали. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2004. С.66-70.•у^ (Белкин Н.М. совместно с Ващенко Л.Ф., Кычкиным А.Н.).

43. Открытому акционерному обществу Тюменнефтегеофизика 40 лет. В кн. «Тюменнефтегеофизика на рубеже тысячелетий». Екатеринбург. Банк культурной информации. 2004. С. 19-27. (Белкин Н.М. совместно с Курьяновым Ю.А.).

44. Патрикеев Н.Б. Молодежь в летописи открытий (1950 1970). Историко-публицистический очерк. Ханты-Мансийск: ГУИПП «Полиграфист». 2003. -165с. с илл.

45. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: ВНИГНИ, 1983. -15с.

46. Прогноз напряженного состояния верхнеюрских отложений Сургутского свода по комплексу ГИС сейсморазведка. Геология нефти и газа 2002/5. (Белкин Н.М. совместно с Ибраевым В.И., Косом И.М.).

47. Пузырев Н.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. Введение в общую сейсмологию. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. -301с.

48. Рябухин Г.Е., Бурштар М.С., Музыченко Н.М., Рейхман И.Р., Судариков Ю.А., Табасаранский З.А., Фомкин К.В., Юркевич Т.Я., Якубов A.A. Нефтегазоносные провинции и области СССР. М. Недра. 1969. 476с.

49. Салманов Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. М. Недра. 1974. -280с.

50. Сборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. М.: СЭВ, 1982. Т. 1. Сейсморазведка. -434с.

51. Сегаль Ю.З., Яицкий H.H., Колечин A.A., Хоронжин В.В., Зерчанинова JI.A. Новые данные о геологическом строении Приуральской части Западно-Сибирской плиты. Отечественная геология. №12. 1992. С. 81-83

52. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М., Наука, 1987. -126с. (Белкин Н.М. совместно с Мкртчяном О.М., Трусовым Л.Л., Дегтевым В.А.).

53. Сейсмогеологический анализ юрских и доюрских отложений Западно-Сибирской плиты. Известия Академии наук СССР. Серия геологическая N4, 1987. М., отдельный оттиск. С. 120-126. (Белкин Н.М. совместно с Бененсоном В.А., Бикбулатовым Б.М., Дегтевым В.А.).

54. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных шельфовых пластов неокома Среднего Приобья (Белкин Н.М. совместно с Мкртчяном О.М., Дегтевым В.А.) -М.: Недра, «Советская геология», № 11, 1985. С. 115-122.

55. Сейсмическая стратиграфия. Под редакцией Пейтона Ч.Е. т. 1 и 2. М. Мир. 1982. С. 846.

56. Сериал «Первоткрыватели свойств и сокровищ Земли». Нестеров Иван Иванович.Тюмень. 2001. —531с.

57. Сейсмогеологическое строение доюрских образований Рогожниковского лицензионного участка. Специальный выпуск журнала «Геофизика». 2004. С.77-83. (Белкин Н.М. совместно с Кос И.М., Курышевой Н.К.).

58. Трофимук A.A., Вышемирский B.C. Проблема нефтеносности палеозоя ЗападноСибирской низменности. Геология нефти и газа. 2/1975. С. 1-7.

59. Усовершенствование методики обработки и интерпретации, геологический анализ и обобщение материалов сейсморазведки. Там же. Екатеринбург. 1999. С. 138-139. (Белкин Н.М. совместно с Тумановой J1.B.).

60. Цибулин И.Л. Оценка перспектив нефтепоисковых работ в зоне контакта осадочного чехла и доюрского основания на Нежданной площади. Геофизика. 6/2004. С.3-5.

61. Частотно-резонансный анализ сейсмических данных. В кн. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (5-ая научно-практическая конференция). Ханты-Мансийск. 2002. Том 1. С. 310-313. (Белкин Н.М. совместно с Ибраевым В.И.).

62. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982г.

63. Шпильман В.И., Солопахина Л.А., Пятков В.И. Новая тектоническая карта центральных районов Западной Сибири». Сборник «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», 1999.

64. Эффективность результатов обработки и интерпретации сейсмических материалов прошлых лет в Урайском регионе Западной Сибири. Технологии сейсморазведки. 1/2005. С.96-101. (Белкин Н.М. совместно с Курышевой Н.К., Печеркиным М.Ф.).

65. Mkrtchan О.М. Some aspects of geological studies of Western Siberia at a contemporary stage of geological prospecting for oil and gas. -Geology and trends of searches for oil and gas. -M VNIGNI, 2003. p.71-80.

66. Tom R. «Tectonique des plagues et theorie des catastrophes», «Asterisque», 1978, №59-60.