Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской нефтегазоносной провинции на основе технологии бассейнового моделирования

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Орешкин, Игорь Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА МАСШТАБОВ ГЕНЕРАЦИИ И ЭМИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ.

2.1. Методика моделирования процессов нефтегазообразования

2.2. Количественная оценка масштабов эмиграции.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА УПЛОТНЕНИЯ ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩ.

3.1. Оценка положения границы раздела в глинах.

3.2. Алгоритм численного моделирования границы раздела в глинах и послойной оценки объемов вод, мигрировавших по коллекторам.

3.3. Упрощенный способ экспресс расчетов.

4. РЕКОНСТРУКЦИЯ УСЛОВИЙ ЭМИГРАЦИИ, СОХРА-НИЯ И ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТОВ ГЕНЕРАЦИИ.

4.1. Условия реализации генерационного потенциала и оценка степени сохранности эмигрировавших У В в недрах.

4.2. Гидродинамическая расчлененность разреза и возможность оценки вертикальной миграции.

4.3. Выделение нефтегазосборных площадей и полуколичественная оценка их перспективности.

5. ПРОГНОЗ ПЛОТНОСТНЫХ И ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ОСАДОЧНЫХ ПОРОД.

6. УЧЕТ ЭВОЛЮЦИИ ЕМКОСТНОГО ФОНДА ЛОВУШЕК НЕФТИ И ГАЗА.

6.1. Реконструкция изменения емкостных характеристик структурных ловушек во времени и ее использование в прогнозной оценке.

6.2. Связь нефтегазоносности с региональным наклоном.

6.3. Оценка относительного изменения объема структурной ловушки при различных углах регионального наклона.

7. ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ПРОДУКТОВ ГЕНЕРАЦИИ В ПРОЦЕССЕ ВТОРИЧНОЙ МИГРАЦИИ И В ЗОНАХ АККУМУЛЯЦИИ.

7.1. Алгоритм расчета миграционных потерь в матрице породы.

7.2. Оценка растворимости газовых смесей в пластовых водах.

7.3. Прогноз минерализации пластовых вод.

8. ПРОГНОЗ КАЧЕСТВЕННО-ФАЗОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ СМЕСЕЙ.

8.1. Прогноз фазового состояния пластовых смесей.

8.2. Геотермические критерии прогноза фазового состояния углеводородов

8.3. Экспресс-методика оценки качественно-фазовых характеристик прогнозных ресурсов.

9. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРИ ОЦЕНКЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

9.1. Региональный прогноз.

9.1.1. Прикаспийская нефтегазоносная провинция.

9.1.1.1. Обоснование северной и западной границ Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

9.1.1.2. Рассмотрение комплексной модели нефтегазонакопления.

9.1.1.3. Нефтегазогеологическое районирование российской части Прикаспийской НГП.

9.1.2. Оценка влияния дальней латеральной миграции и условий аккумуляции УВ на нефтегазоносность периферийных частей НГБ (впадины Альберта и Прикаспийская).

9.2 Зональный прогноз.

9.2.1. Прогноз фазового состояния флюидов залежей Карачага-накско-Джамбейтинской НГСП.

9.2.2. Особенности формирования месторождений и прогноз неф-тегазоносности юго-восточной части Прикаспийской впадины.

9.3. Локальный прогноз.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской нефтегазоносной провинции на основе технологии бассейнового моделирования"

Представленная диссертационная работа явилась результатом исследований автора в области прогноза нефтегазоносности подсолевых отложений Прикаспийской нефтегазоносной провинции (ПНГП). Первые 10 лет были посвящены вопросам геохимических критериев прогноза, результатом которых явилась кандидатская диссертация. Последние 15 лет автор был ответственным исполнителем и научным руководителем работ по количественной оценке прогнозных ресурсов Прикаспийской НГП, в процессе которых занимался анализом всего спектра процессов, влияющих на формирование скоплений углеводородов и формирование ресурсного потенциала региона. Таким образом, выполненные исследования охватывают «золотой» период поисковых работ в Прикаспийской НГП - открытия от Астраханского до Кашаган-ского месторождений.

Участие в геохимическом блоке работ по количественной оценке прогнозных ресурсов региона, а затем и руководство этими работами (оценки на 01.01.88г., 01.01.93г., 01.01.99г.), участие в работе Методического Совета по разработке новой редакции «Методического руководства по количественной и геолого-экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата» [62], убедили автора в том, что рекомендуемый в настоящее время в качестве базового метод сравнительных геологических аналогий в большинстве случаев не приемлем для оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений ПНГП. В частности, неоднократно количественные оценки ряда районов (Уральская область, Жаркамысский свод, Каратон-Тенгизская зона) резко повышались только после открытия соответственно месторождений Карача-ганак, Жанажол, Тенгиз. Всегда причиной этого было отсутствие соответствующего эталона (аналогии) в регионе. Таким образом, в условиях Прикаспийской НГП метод сравнительных геологических аналогий вынужденно идет за поисковым бурением, а не перед ним и по сути не выполняет роль прогнозного метода.

7 ;'

Результатом такого вывода стали исследования автора по разработке безэталонного метода прогноза нефтегазоносности, основанного на моделировании процессов формирования скоплений углеводородов (УВ) на примере изучения условий формирования основных месторождений ПНГП и некоторых других нефтегазоносных бассейнов. Описанию данной методики, являющейся авторской модификацией технологии бассейнового моделирования, посвящена первая часть диссертационной работы.

В процессе выполнения работ по количественной оценке, а также работ по оценке перспектив нефтегазоносности отдельных участков региона дават лись рекомендации о перспективах того или иного участка, зоны, струкуры, которые впоследствии так или иначе были проверены поисковыми работами. В результате вторая часть работы посвящена вопросам практического применения разработанной методики при изучении процессов формирования месторождений УВ и оценке перспектив нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях с анализом их подтверждаемости.

Актуальность исследований, как отмечалось выше, определяется неудовлетворительными результатами прогноза нефтегазоносности методом сравнительных геологических аналогий такого слабо изученного геологического объекта, как Прикаспийская НГП. Это и стало основной причиной необходимости разработки методики, обеспечивающей достоверный добуровой качественный и количественный прогноз, основанный на технологии бассейнового моделирования. Актуальность разработки такой методики подтверждается тем, что в настоящее время практически все ведущие западные нефтяные компании разрабатывают собственные версии и весьма активно используют технологию бассейнового моделирования в практике поисковых работ. При этом в последние годы наряду с достаточно многочисленными публикациями, посвященными результатам таких работ в различных регионах [103-108, 110, 112], в зарубежной научной печати практически исчезли публикации по методическим решениям в данной области.

Второй актуальной задачей исследований является практическое применение разработанной методики при прогнозе нефтегазоносности Прикаспийской НГП на различных уровнях детальности.

Изученность проблемы. Оценить изученность проблемы в области технологии моделирования, с одной стороны весьма несложно. Технология бассейнового моделирования без преувеличения является квинтэссенцией всей нефтегазовой геологии, поэтому изученностью проблемы можно считать уровень знаний во всех разделах этой отрасли наук о Земле. Отметим, что в ведущий блок данной технологии - изучение органического вещества, его катагенеза, процессов и условий генерации и миграции углеводородов большой вклад внесли такие исследователи, как: Н.Б. Вассоевич, В.А. Успенский, И.И. Аммосов, B.C. Вышемирский, С.Г. Неручев, А.Э. Конторович, М.К. Калинко, С.П. Максимов, Г.М. Парпарова, В.А. Чахмахчев, В.А. Соколов,

A.Ю. Намиот, В.К. Шиманский, Н.В. Лопатин, А.Е. Гуревич, Еременко H.A.,

B.В. Пайразян, Н.М. Кругликов, И.А. Волков, Т.П. Жузе, А.Н. Резников, Tissot В., Hunt J., Bostick N., McCrossan R.G., Hacquebard P.A., Landes K.K., Smith J. Кроме того, можно считать, что базу этой методики на протяжении более чем 100 лет существования нефтегазовой геологии закладывали целые поколения исследователей как в перечисленных, так и в «смежных» областях знаний.

Что касается непосредственно разработки методического аппарата технологии бассейнового моделирования, вопрос освещения изученности проблемы значительно сложнее. Как отмечалось выше, несмотря на весьма интенсивные разработки в области бассейнового моделирования в ведущих западных нефтяных компаниях и исследовательских центрах, достаточное количество статей с изложением результатов таких исследований в последние 10 лет, в научной печати практически исчезли методические публикации по данной тематике. В особенности это относится к комплексным методическим решениям. Пожалуй, пока только в российских изданиях последнего времени можно встретить публикации методического характера. Это, в первую очередь, работы С.Г. Неручева, А.Э Конторовича, Н.М. Кругликова, И.А. Волкова, A.B. Шпильмана, К.О. Сэндвик. Вопросам комплексных, системных методических решений посвящены работы A.A. Бакирова, И.В. Высоцкого, Н.И. Буялова, А.Н. Дмитриевского, М.Д. Белонина, J. Burrus, J. Espitalie, Ungerer и других.

Несмотря на весьма большой и представительный объем исследований по данной проблеме, комплексного описания технологии бассейнового моделирования в доступной литературе практически не содержится.

Вопросам оценки перспектив нефтегазоносности Прикаспийской нефтегазоносной провинции посвящено большое количество работ таких исследователей, как Д.Л. Федоров, Э.С. Воцалевский, Н.В. Неволин, Б.М. Куанды-ков, И.Б. Дальян, Ю.А. Волож, В.М. Познер, С.У. Утегалиев, Л.Г. Кирюхин, Ю.С. Кононов, Н.И. Воронин, А.К. Замаренов, В.П. Авров, О.С. Турков, А.И. Шаховой, Н.В. Мизинов, C.B. Яцкевич, В.П. Шебалдин, A.C. Зингер, М.Б. Эздрин, Г.И. Тимофеев, O.K. Навроцкий, Б.А. Соловьев и другие. Фактически усилиями перечисленных и десятков других специалистов были открыты и разведаны все основные месторождения Прикаспийской НГП.

Целью работы является разработка эффективной методики прогноза, обеспечивающей достоверную оценку перспектив нефтегазоносности подсо-левых отложений Прикаспийской НГП на региональном, зональном и локальном уровнях, и ее практическое применение.

Для достижения этой цели потребовалось решить следующие основные задачи:

• разработка, авторской модификации методики бассейнового моделирования;

• обоснование нефтегазогеологического районирования российской части Прикаспийской НГП;

• выявление основных закономерностей нефтегазоносности региона;

• практическое использование разработанной методики при оценке перспектив нефтегазоносности Прикаспийской НГП на региональном, зональном и локальном уровнях.

Исходный материал. Работа базируется на результатах исследований автора в области геохимии органического вещества, формирования и реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород региона. В рамках работ по количественной оценке ресурсов УВ автором совместно с коллегами, анализировался весь имеющийся фактический материал, полученный за периоды, предшествовавшие оценке. В совокупности с анализом материалов прошлых периодов давалось обоснование всего комплекса под-счетных параметров. Такими материалами являются результаты интерпретации геофизических исследований (сейсмо-, электроразведка и другие методы), комплексной обработки результатов бурения параметрических и глубоких поисковых скважин, разведки и подсчета запасов открытых месторождений, результаты совместных исследований со специалистами ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГиРГИ, КазНИГРИ, ВолгоградНИПИнефть, ЮУФ ВНИГНИ, компании EXXON.

Научная новизна заключается в следующем:

• разработана авторская модификация методики бассейнового моделирования, направленная на оперативное решение задач прогноза нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях;

• впервые дано обоснование нефтегазогеологического районирования российской части Прикаспийской НГП, основанное на использовании технологии бассейнового моделирования;

• выявлены основные закономерности формирования нефтегазоносности Прикаспийской НГП, заключающиеся в ведущей роли комплексов - доминант среднедевонско-турнейского возраста;

• предложена и обоснована принципиальная схема фазового состояния УВ в залежах подсолевых отложений Прикаспийской НГП, подтвержденная последующими поисковыми работами.

Личный вклад автора. В течение 20 лет автор являлся соисполнителем, а с 1987 г. ответственным исполнителем и руководителем работ по количественной оценке прогнозных ресурсов Прикаспийской НГП. Это позволило собрать и проанализировать обширный фактический материал по геологическому строению региона, условиям формирования и закономерностям размещения скоплений углеводородов. Под руководством автора разработана «безэталонная» методика оценки перспектив нефтегазоносности (1993), являющаяся авторской модификацией технологии бассейнового моделирования; предложена схема нефтегазогеологического районирования Прикаспийской НГП, основанная на данной методике и впоследствии принятая Центральной межведомственной комиссией. Обоснованы и даны прогнозы перспектив и качественного характера нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях, подтвердившиеся последующими поисковыми работами.

Практическая значимость и реализация результатов работ. Разработанная авторская методика бассейнового моделирования используется в работах по количественной оценке ресурсов УВ Прикаспийской НГП. Это позволило обосновать схему нефтегазогеологического районирования, принципиальную схему фазового состояния УВ в залежах подсолевых отложений, подтверждающуюся результатами поисковых работ последних лет. С использованием разработанной методики при локальном прогнозе обоснованы отсутствие продуктивности на площадях Аккум, Аккудук, Северный Бактыга-рын на Темирском своде и нефтегазоносность структуры Локтыбай на Жар-камысском своде, что подтвердилось последующими поисковыми работами (объединение «Актюбнефтегазгеология»).

Разработанные автором методические решения и полученные практические результаты широко использовались в работах, выполняемых по заказу компаний Лукойл, Юкос, Сиданко, РАО Газпром и других нефтяных компаний и недропользователей на территории российской части Прикаспийской НГП, в совместном проекте с компанией EXXON.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались автором на конференции Американской ассоциации геологов нефтяников (Санкт-Петербург, 2001г.), международной конференции «Нефтегазонос-ность Казахстана» (Атырау, 2001г.), Научно-практической конференции по изучению шельфа Северного Каспия (Элиста, 2000г.), региональных совещаниях по направлениям региональных и поисково-разведочных работ в По-волжско-Прикаспийском регионе (Саратов, 1998, 1999, 2000, 2001г.г.), Экспертных комиссиях по количественной и геолого-экономической оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата (Гурьев, Саратов, Москва, 1998, 1994г.), Методическом Совете по разработке новой редакции Методического руководства по количественной и геолого-экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата (Москва, 1999г.) и т.д.

Основные положения диссертации изложены в 45 публикациях, в том числе в 3 монографиях (в соавторстве). Методические решения нашли свое практическое применение в 32 научных отчетах, выполненных по заказу МПР России, ГГП «Нижневолжскгеология», ПО «Актюбнефтегазгеология», нефтяных компаний Лукойл, Юкос, EXXON и других.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, девяти глав и заключения, содержание которых изложено на 189 страницах, включающих 15 рисунков и 8 таблиц. Список литературы составляет 112 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Орешкин, Игорь Владимирович

• ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе изложены результаты многолетних исследований автора в области разработки методики (бассейновое моделирование) прогноза нефтега-зоносности и ее практического применения при количественной оценке прогнозных ресурсов и обосновании перспективных направлений геологоразведочных работ на подсолевые отложения Прикаспийской НГП. Авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. В частности, выполнение совместных работ с компанией EXXON по южной части, региона, заняло около 2 лет, тогда как авторская методика позволяет выполнить такие работы за 2-3 месяца. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, компании EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то предложенная авторская методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи.

Практическое применение предложенной методики показало ее высокую эффективность при прогнозе нефтегазоносности, количественной и качественной оценке потенциала углеводородного сырья в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП. В работе большей частью приводятся примеры региональных, зональных и локальных прогнозов автора, дававшиеся до бурения или вскрытия подсолевых отложений и впоследствии подтвердившиеся результатами геологоразведочных работ.

Кроме чисто практических результатов, использование предложенной методики позволило предложить обоснованную и понятную схему нефтега-зогеологического районирования российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также дать обоснование основных факторов, определяющих нефтегазоносность подсолевых отложений региона.

Защищаемые положения.

1. Авторская методика бассейнового моделирования, обличающаяся от известных зарубежных аналогов большей оперативностью решения задачи прогноза, а также более полным учетом баланса генерированных углеводородов и миграционных потерь, в том числе в породах, обычно не идентифицируемых в качестве нефтегазоматеринских.

Предложенная методика дает возможность, не выполняя полный комплекс достаточно громоздких и трудоемких процедур технологии бассейнового моделирования, оперативно решать поставленную прогностическую задачу. Например, дать прогноз преимущественной нефте- или газоносности района или участка НГБ, оценить степень перспективности имеющегося фонда поисковых объектов, быстро оценить влияние тектонического фактора (например, изменения регионального наклона) на формирование и расформирование ловушек и т.д.

2. Нефтегазогеологическое районирование российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Районирование базируется на принципах методики бассейнового моделирования. Выделяются две - Северо-Прикаспийская и ЮжноПрикаспийская нефтегазоносные области, представляющие ; собой две крупнейшие нефтегазосборные площади (зоны дренирования), граница между которыми проводится по осевой линии Цетрально-Прикаспийской депрессии и Сарпинского прогиба. Северо-Прикаспийская НТО характеризуется платформенным онтогенезом нафтидов, для Южно-Прикаспийской НТО характерно весьма существенное влияние подтока УВ из обрамляющих миоге-осинклиналей. В основе выделения нефтегазоносных районов также лежат зоны дренирования более низшего порядка. В зависимости от значения соотношения жидких и газообразных УВ в миграционном потоке выделенные

180

НГР характеризуются как преимущественно нефтегазоносные и газонефтеносные.

3. Определяющая роль комплексов — доминант эйфельско-нижнефранского и среднефранско-турнейского возраста, контролирующих основные черты нефтегазоносности подсолевого мегакомплекса Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Такая роль выражается в том, что на долю указанных НТК приходится до 80% нефтегазогенерационного потенциала Прикаспийской мегавпадины. Ловушки в отложениях более молодого, среднекаменноугольного - ранне-пермского возраста, содержащие основные в настоящее время известные запасы, продуктивны только в случае флюидодинамической связи с комплексами - доминантами (посредством латеральной или вертикальной миграции).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Орешкин, Игорь Владимирович, Саратов

1. Адилов В.В., Дюнин В.И. Формирование порового давления в уплотняющихся глинистых осадках// Советская геология.-1984.-№ 4. - С. 108-115.

2. Адсорбция углеводородов в условиях пласта. Газовая промышленность, 1970, И 6, с. 3-5.

3. Аксенов A.A., Кирюхин Л.Г, Кучерук Е.В., Размышляев A.A. Основные особенности строения и нефтегазоносно-сти солеродных бассейнов. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1985, вып. 8, с. 18-22.

4. Баркан Е.С., Тихомиров В.В., Лебедев Ё.А., Астафьев В.П. Новые данные о перспективах поисков водор'астворенного газа на больших глубинах. Советская геология, 1984, № 2, с. 11-20.

5. Басков Е.А., Зайцев И.К., Суриков С.Н. Зональность и основные генетические типы вод земной коры // Сов.геология, 1992 г., № 2, С. 113-120.

6. Баталии О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992 г., 271 с.

7. Бережной Н.И. О подсчете толщины сорбционной пленки и влиянии последней на параметры пласта. Известия ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1968, И 11, с. 53-56.

8. Биллинг И.А. Фильтрация в водонасыщенных глинах // Труды международного симпозиума "Инженерно-геологические свойства глинистых пород и процессы в них". М.: Изд-во МГУ, 1972. - с. 25-29.

9. Булатов В.В. Глубинная геомеханика. М., Недра, 1990 г., 261 стр.

10. Бур Я. Динамический характер сорбции. Изд-во "Иностранная литература", 1962.

11. Буряковский Л.А. Моделирование процесса уплотнения карбонатных пород. // Известия АН Азерб. ССР, Серия наук о земле, 1989 г. - № 5, с. 103-110.

12. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джевашир Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. М., Недра, 1982 г., 200 стр.

13. Быков Б.А. Экономический словарь. Алма-Ата, Наука, 1983.-216с.

14. Былинкин Г.П. Нефтегазоматеринский потенциал рассеянного органического вещества подсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины. Диссертация на соискание ученой степени кандидата г.-м. наук, Л., ВНИГРИ, 1982, 214 с.

15. Валуконис Г.Ю., Ходьков А.Е. Геологические закономерности движения подземных вод, нефтей и газов. Л.: ЛГУ, 1973.-303 с.

16. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений. Сб. статей. М. Л., Гостоптехиздат. 1953.

17. Высоцкий И.В. Геология природного газа. М.: Недра. -1979 г.-392 стр.

18. Газообразование при катагенезе, органического вещества осадочных пород. Л., Недра, 1983, 164 с.

19. Геология и геохимия природных горючих газов В.И.Ермаков, Л.М.Зорькин, В.А.Скоробогатов и др. М., Недра,- 1990,315 стр.

20. Геохимические критерии формирования зон нефтегазона-копления в палеозойских и мезозойских отложениях Прикаспийской впадины. Отчет по теме 59. Отв. исп. Навроцкий O.K. Саратов, 1985. 198 с. Фонды. НВНИИГГ.

21. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. Составитель Т.А.Ботнева и др. Труды Всесоюзного НИ геологоразведочного нефтяного института, вып. 251. М., Изд-во Недра, 1985.

22. Геохимические особенности формирования Карачаганак-ского месторождения / О.К.Навроцкий и др. // Советская геология, 1986. -№ 12. с. 109-113.

23. Городнов A.B. Исследование геофлюидодинамических процессов численными методами. М. - 1989. - Деп. ВИНИТИ № 7220-В 89. - 11 с.

24. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. -М.: Недра, 1983.

25. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л.: Недра, 1969 г. - 111 с.

26. Гуревич А.Е., Капченко Л.Н., Крутиков Н.М. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. Л.: Недра, 1972. -271 с.

27. Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.В. и др. Давление пластовых флюидов. Л.: Недра, 1987. - 221 с.

28. Гуревич Г.Р., Карлинский Е.Д. Сепарация природного газа на газоконденсатных месторождениях. М.: Недра, 1982 г.-197 с.

29. Дальян И.Б. Формирование и размещение залежей нефти и газа в подсолевых отложениях восточной окраины Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1987. - N 5.-С. 31-35.

30. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970 г., 239 стр.

31. Ежов Ю.А., Лысенин Г.П. Вертикальная гидродинамическая зональность земной коры // Сов. геология. 1986. № 8. С. 111-120.

32. Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах. М.: Недра, 1986.

33. Жузе Т.П. Роль сжатых газов как растворителей. М. Недра, 1981, 105 с.

34. Ивлев A.A. Модифицированный метод балансового расчета количества эмигрировавших углеводородов. В кн.: Методы оценки нефтегазоматеринского потенциала седи-ментов. М., 1982, с. 107-124.

35. Кайева И.В. Прогнозная оценка свойств газоконденсатных флюидов Днепровско-Донецкой впадины на больших глубинах. Экспресс-информация ВНИИЭгазпром, М., 1983, вып.11, с. 15-18.

36. Калинко М.К., Левшунова С.П. Возможность использования при диагностике нефтегазоматеринских пород информации об адсорбированных углеводородных газах. Геология нефти и газа, 1977, № 2, с. 65.

37. Калинко М.К. Флюидоупоры и их влияние на распределение залежей нефти и газа. В кн.: Состояние и задачи Советской литологии. Т. III., Наука, 1970, с. 71-81.

38. Капченко Л.Н. Преобразование ионно-солевого состава подземных вод нефтегазоносных бассейнов при дегидратации монтмориллонита. // Геология нефти и газа, 1978 г., № 7, стр. 57-60.

39. Киссин И.Г. О типах гидродинамического режима в подземной гидросфере // Доклады АН СССР. 1967. - Т. 175. -№ 5.-с. 1123-1126.

40. Козловцева З.И. Сорбция метанового газа породами-коллекторами в условиях, приближающимся к пластовым. Газовая промышленность, 1972, ИЗ с. 10-13.

41. Козловцева З.И., Багринцева К.И. Изучение сорбционной способности пород по отношению к метану при высоких давлениях. В сб. Геология и разведка газовых и газокон-денсатных месторождений. М., Труды ВНИИЭГазпром, 1971, вып. 2, с. 19-25.

42. Козловцева З.И., Ханин A.A. Влияние связанной воды на свободную удельную поверхность пород коллекторов газа. Геология нефти и газа, 1970, И 11, с. 55-57.

43. Козловцева З.И., Ханин A.A. О сорбции воды и метана породами-коллекторами нефти и газа. Геология нефти и газа, 1970, И 9, с. 38-40.

44. Колодий В.В. Сверхгидростатические пластовые давления и нефтегазоносность. // Советская геология. 1981. - № 6. -с. 21-30.

45. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. 250 с. Труды ОНИИГГИМС, вып. 229.

46. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Нефтегазоносны^ бассейн как самоорганизующаяся система. В кн. «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов» (Труды Первой Международной Конференции) Спб., ВНИГРИ, 1998. с. 144-148.

47. Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли. М.: Недра. - 1984 г., 230 стр.

48. Крайнов С.Р., Швец В.М. Гидрогеохимия. М., "Недра", 1992 г. 462 стр.

49. Критерии и методика прогнозирования нефтегазоносности карбонатных отложений / Аксенов A.A., Зайдельсон М.И., Вайнбаум С .Я. и др. М., Недра, 1986. - 236 с.

50. Критерии раздельной оценки н/ефтеносности и газоносности (на примере Тимано-Печорской провинции) / Г.А.Амосов, М.Д.Белонин, И.С.Гольдберг и др. Л., 1974 (Тр. ВНИГРИ. Вып. 334). - 183 с.

51. Кругликов Н.М., Багдасарян Л.Л., Волков И.А. и др. Миграция и рассеяние нефти и газа в платформенных условиях.-Л.: Недра, 1986. 212 с.

52. Кудельский A.B. Гидрогеологическая зональность земной коры. Проблемы гидрогеохимии и гидродинамики // Проблемы гидрогеохимии и промышленные рассолы. -Минск: Наука и техника, 1983. с. 5-14.

53. Кудельский A.B. Гидрогеологическая зональность и гидрохимия земной коры. / / Геохимия природных вод. Труды второго международного симпозиума. Л.: Гидроме-теоиздат, 1985.-С. 149-155.

54. Кудельский A.B. Литогенез, проблемы гидрогеохимии и энергетики нефтегазоносных бассейнов // Литология и полезные ископаемые. 1982. - № 5. - с. 101-116.

55. Кулиев A.M., Алиев А.И., Григорян Э.В. Исследования процессов сорбции УВ породами. Газовая промышленность, 1971, И 2, с.8-9.

56. Кулиев A.M., Расулов A.M., Агакишев H.A. и др. Исследование адсорбции бензиновых УВ при высоких давлениях на силикагеле НС-62. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1969, И 8, с. 39-41.

57. Лысенин Г.П., Ежов Ю.А. Гидрогеодинамическая обусловленность нефтегазоносности // Геология нефти и газа. 1987.-№3.-с. 30-35.

58. Максимов С.П. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. М., Недра, 1964, 485 с.

59. Максимов С.П., Ларская Е.С., Хахаманова И.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения. // Геология нефти и газа. 1976. - № ll.-c. 11-22.

60. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М.: Недра, 1976.

61. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. -М.: ВНИГНИ, 2000. 158 с.

62. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М.: ВНИГНИ, 1983. - 215с.

63. Миграция и рассеяние нефти и газа в платформенных условиях. Л.: Недра, 1986. - 212 с.

64. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.: Недра, 1983. -175 с.

65. Навроцкий O.K., Федоров Д.Л. и др. Генезис Астраханского газоконденсатного месторождения и возможное фазовое состояние углеводородов. // Советская геология, 1983, №7, с. 11-19.

66. Навроцкий O.K., Федоров Д.Л. и др. Геохимические особенности формирования Карачаганакского месторождения. // Советская геология, 1986, №2, с. 109-113.

67. Неручев С.Г. Нефтегазопроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: "Недра", 1969 г.

68. Неручев С.Г., Моисеева О.Б., Климова Л.И., Смирнов C.B. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти и газа в ловушках. Геология и геофизика, 2000, т.41, № 8, с. 1145-1164.

69. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Балансовые методы моделирования нефте- и газообразования. В кн. «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов» (Труды Первой Международной Конференции) Спб., ВНИГРИ, 1998. с. 18-28.

70. Новосилецкий Р.М. Водорастворенные газы зон ABIT .Д -новый источник энергии // Геология нефти и газа. 1982. -№8.-с. 53-57.

71. Образование и распространение нфти. Тиссо В., Вельте Д. -М.: Мир, 1981.

72. Озерская М.Л., Подоба Н.В. Физические свойства осадочного покрова территории СССР. М., Недра, 1967.

73. Орешкин И.В. Бассейновое моделирование: история создания, методология, практические результаты. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. - Вып. 28. - с. 7-10.

74. Орешкин И.В. Генетические критерии оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений северо-запада Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. -, 1983. -N10.-С. 20-25.

75. Орешкин И.В. Использование объемно-генетического метода при оценке прогнозных ресурсов УВ Прикаспийской впадины. //Геология нефти и газа. 1991. - № 1.-е. 26-28.

76. Орешкин И.В. Нефтегазогеологическое районирование, условия формирования месторождений и модели нефтега-зонакопления в подсолевом мегакомплексе Прикаспийской нефтегазоносной провинции. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. - Вып. 26.-е. 42-47.

77. Орешкин И.В. Особенности формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности юго-восточной части Прикаспийской впадины. //Геология нефти и газа. 1992. -№ Ю.-с. 10-12.

78. Орешкин И.В., Постнова Е.В., Шестакова Т.Д. Условия формирования залежей углеводородов и локальный прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины // Недра Поволжья и Прикаспия. 1991. - Пробный выпуск. - с. - 33-39.

79. Орешкин И.В., Тяжева О.В. Комплекс критериев прогноза нефтегазоносности подсолевых структур и качественно-фазовых характеристик флюидов. В кн. Прогнозирование геологичеиского разреза в Прикаспийской впадине. Саратов, 1987, - с. 68-76.

80. Постнова Е.В., Орешкин И.В. и др. О состоянии ресурсной базы нефти и газа Прикаспийской мегавпадины. // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. - Вып. 27. - с. 7-11.

81. Прикаспийская впадина важнейший регион наращивания нефтедобычи в СССР / Н.Н.Лисовский, А.А.Новиков, Н.А.Крылов и др. // Геология нефти и газа. - 1987. - N 10. -С. 7-12.

82. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. Л.: Недра, 1986, - 248 с.

83. Прогноз палеотемператур и степени катагенетической преобразованности органического вещества подсолевых отложений Прикаспийской впадины / Навроцкий O.K., Былинкин Г.П., Орешкин И.В. и др. // Геология нефти и газа, 1982, №4, с. 28-32.

84. Прошляков В.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллек-торские свойства осадочных пород на больших глубинах. М., Недра, 1987 г.

85. Резников А.Н. и др. Вероятностно-статистическое моделирование преобразований терригенных коллекторов в зоне катагенеза. Геология нефти и газа, 2001, № 1, с. 33-41.

86. Рогозина Е.А. Газообразование при катагенезе органического вещества осадочных пород. Л.: Недра, 1983.

87. Роль глинистых минералов в преобразовании GB и формировании порового пространства коллекторов. Т.Т.Клубова. М.: Наука, 1965.

88. Справочник по геохимии нефти и газа. Науч. редактор С.Г.Неручев. СПб.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -576 с.

89. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М., Недра, 1978 г., 235 стр.

90. Стетюха Е.И. Уравнения корреляционных связей между физическими свойствами горных пород и глубиной их залегания. М., Недра, 1964 г.

91. Успенский В.А. Опыт материального баланса процессов, происходящих при метаморфизме угольных пластов. -Известия АН СССР., Сер. геологическая, 1954, № 6, с. 94100.

92. Файф У., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. -М.: Мир, 1981.-436 с.

93. Федоров Д.Л. Формации и нефтегазоносность подсолевого палеозоя окраинных впадин Европейской платформы. -М.: Недра, 1979 г.

94. Федоров В.Д., Гильманов Т.Г. "Экология", изд-во МГУ, . 1980.-464с.

95. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М., Мир, 1982 г.-701с.

96. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983, 231 с.

97. Элланский М.М., Б.Н.Еникеев. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1991 г. -205 с.

98. Югай Т.А. К прогнозной оценке терригенных коллекторов позднего девона северо-западной окраины Прикаспийской впадины, ее бортовой зоны и обрамления. В. кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., МИНХиГП, 1980, с. 183-188.

99. Яковлев В.М., Толмачева Г.И. Гидродинамические закономерности размещения и условия формирования скоплений У В в Предкавказье. В кн.: Индикаторы обстановок формирования залежей УВ. М., 1988 г., с. 42-59.

100. Berg R.R., Gangi A.F., 1999, Primary migration by oil-generation microfracturing in low-permeability source rocks: application to the Austin Chalk, Texas: AAPG Bulletin, V 83, No 5, P. 727-756.

101. Burrus J., Espitalie J., et al., 1995, Integrated basin modeling: from theory to practical applications, AAPG Short Course Notes, Sept. 9-10, Nice, IFP, 167 p.

102. Burrus J., et al., 1996, Physical and numerical constraints on oil expulsion and accumulation in the Bakken and Lodgepole petroleum systems of the Williston Basin (Canada-USA): Bulletin of Canadian petroleum geology, V 44, No 3, P. 429-445.

103. Burrus J., Osadetz K., et al., 1996, A two- dimensional regional basin model of Williston basin hydrocarbon systems: AAPG Bulletin, V 80, No 2, P. 265-291.

104. Deroo G., Powell R.G. et al., 1977, The origin and migration of petroleum in the Western Canadian sedimentary basin, * Alberta. A geochemical and thermal maturation study: Geological Survey of Canada, Bulletin 262, P. 163.

105. Durand B., 1988, Understanding of HC migration in sedimentary basins (present state of knowledge): Organic Geochemistry, 13, 445-459.

106. Landes K.K. Eometamorphism and oil and gas in time and cpace. Part 1. AAPGBull, 51 (6), p. 828-841, 1967.

107. Lee M-K., Williams D.D., 2000, Paleohydrology of the Delaware Basin, Western Texas: overpressure development, hydrocarbon, and ore genesis: AAPG Bulletin, V 84, No 7, P. 961974.

108. Smith J. The dynamics of shale compaction and evolution of pore-fluid pressure. Mathematical geology. - 1971. - V/ 3 -#3-p/ 239-263.

109. Ungerer P., Burrus J., et al., 1990, Basin evaluation by integrated two-dimensional modeling of heat transfer, fluid flow, hydrocarbon generation, and migration: AAPG Bulletin, V 74, No 3, P. 309-335.