Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений"

На правах рукописи

Потрясов Андрей Александрович ии^иь '

РАЗРАБОТКА ВЕРОЯТНОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз»)

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Пермь 2006

003067460

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете

Научный руководитель: - заслуженный деятель науки РФ,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Галкин Владислав Игнатьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Кашников Юрий Александрович

кандидат технических наук, Савич Анатолий Данилович

Ведущее предприятие: - ООО «Геотехнологии»

Защита состоится 31 января 2007 г. в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.188.03 в Пермском государственном техническом университете по адресу:

614990, г. Пермь, ул. Комсомольский проспект, 29, ауд.423б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ. Автореферат разослан 29 декабря 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

А.В.Растегаев

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» в связи с возрастающей степенью изученности значительно усложнились условия поисков месторождений нефти и газа, так как все крупные и средние антиклинальные структуры в основном обнаружены и опоискованы глубоким бурением. Определенный резерв углеводородов может быть связан со сложно построенными ловушками в ачимовских отложениях. Ачимовская толща на данной территории вскрыта рядом скважин, часть из которых располагается в зонах, где эти отложения нефтеносны, а часть - на площадях, где нефтеносность отсутствует. Для повышения успешности поисковых работ необходимо их научное обоснование на основе количественной оценки нефтегазоносности недр с учетом условий формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов. Достоверный прогноз нефтегазоносности ачимовских ловушек можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к совместному использованию разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Разработка методов оценки нефтегазоносности ачимовских тел до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна в условиях снижения коэффициента успешности нефтепоисковых поисковых работ.

Целью настоящей работы является научное обоснование построения и использования геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности ачимовских тел на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1. Установлении критериев, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел.

2. Статистическом обосновании построения вероятностно-статистических моделей на основе комплексного использования геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев.

3. Построении многомерных геолого-математических моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений.

4. Оценке перспектив нефтеносности выявленных ачимовских ловушек на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения баженовских и берриасс-валанжинских отложений обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел; установлены количественные связи между вероятностью

нефтегазоносности ачмовских отложений и этими критериями. Оценено комплексное влияние геохимических, миграционных и аккумуляционных факторов, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел. Показана эффективность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности для выявленных ачимовских ловушек в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел.

2. Вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности ачимовских тел.

3. Схемы прогноза нефтегазоносности в пределах выявленных ловушек в ачимовской толще на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

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

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

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях 111'ГУ (Пермь, 2005 - 2006), ПТУ (Пермь, 2006), на научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 - 2006), а так же на международных научных конференциях (Москва, 2004), (Геленжик, 2004 - 2005), (Казань, 2006).

Автором опубликовано 37 научных работ, при этом основные результаты диссертации содержатся в 14 работах, в том числе в одной монографии.

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

Объем н структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 198 страницах машинописного текста, иллюстрирован 98 рисунками и содержит 51 таблицу. Список литературы включает 163 наименования.

Содержание работы

В первой главе «Оценка нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений» рассмотрены характеристики органического вещества (ОВ), влияющие на нефтегазоматеринский потенциал берриас-валанжинских отложений [1].

К настоящему времени оценке нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений не уделялось должного внимания. Считалось, что залежи углеводородов в ачимовской толще образовались исключительно за счет нефтегенерирующего потенциала баженовских отложений. Выполненный анализ имеющихся данных по характеристикам органического вещества (ОВ) показал, что берриас-валанжинские отложения при определенных условиях также могут быть отнесены к нефтематеринским породам. Поэтому в работе по результатам пиролитических исследований обоснована диагностика этих пород в отношении нефтегазоматеринского потенциала (НГМП).

Эти результаты используются как эталонные для разработки вероятностной методики отнесения пород к условиям с различным качеством ПГМП. Установлено, что при разработке комплексной методики классификации пород по качеству НГМП необходимо использовать информативные критерии с учетом литологии пород.

Выполненный вероятностно-статистический анализ показал, что характеристики изучаемых показателей, а также их соотношения для пород, обладающих различным НГМП, значительно отличаются. В работе приведены статистические. модели отнесения пород к удовлетворительному качеству НГМП с учетом их литологии.

С помощью этих моделей для территории исследований построены схемы отнесения пород к удовлетворительному НГМП. Анализ схем показал, что изучаемая территория характеризуется удовлетворительными нефтегенерационными свойствами аргиллитов и плохими - алевролитов и песчаников.

Проведенные исследования позволили сделать важный практический вывод о том, что ОВ берриас-валанжинских отложений могло частично участвовать в формировании залежей УВ в ачимовской толще, и особенно это относится аргиллитам.

Во второй главе «Прогнозирование нефтеносности ачимовских тел по геохимическим критериям» выполнены исследования по изучению характеристик ОВ бериасс-валанжинских отложений с целью использования их для прогноза нефтегазоносности ачимовских тел с помощью статистического анализа [1,11].

Для решения данной задачи изучены характеристики ОВ берриас-валанжинских отложений в пределах двух групп скважин: нефтяных и пустых в ачимовских отложениях. Для оценки нефтеносности ачимовских

толщ использовались следующие показатели ОВ: С0рГ, Бхл, Р и Я,т°-Исследовались аргиллиты (Сорга,---) и совместно алевролиты и песчаники

(Соргп,---)-

Оценка информативности вышеперечисленных показателей произведена тремя различными статистическими способами.

Первый способ заключался в том, что для каждого интервала варьирования определялась интервальная вероятность принадлежности к нефтяным скважинам Рн, затем она сопоставлялась со средними интервальными значениями изучаемых показателей для аргиллитов и, аналогично, для песчаников и алевролитов, далее по этим данным определялись парные коэффициенты корреляции г и уравнения регрессии. В дальнейшем по уравнениям регрессии вычислялись значения Рн для всей обучающей выборки и определялся процент правильного распознавания из условия, что для нефтяных скважин правильным считается распознавание, когда Ра> 0,5, а для пустых - когда Рц< 0,5. В случае наличия значимых корреляций между Рн и геохимическими показателями определялось граничное значение показателя при Рн = 0,5. Во вторым способе информативность определялась с помощью вероятностных кривых, а в третьем - с помощью линейного дискриминантного анализа. Во втором и третьем способах процент правильного распознавания определялся из условия, что и в первом случае.

Оценка информативности рассматриваемых критериев по трем предлагаемым способам, а также по общепринятым критериям х~ и / для каждого показателя по аргиллитам, алевролитам и песчаникам приведена в табл. 1.

В качестве примера проанализируем битумоидный коэффициент для аргиллитов.

Средние значения рА Для нефтяных и пустых скважин статистически отличаются как по критерию у?, так и по / (см. табл. 1). Связь между Рц и Ра прямая, статистически значимая, при очень высоком верном распознавании по ней (72,56%). Вероятностная кривая по данному критерию приведена на рис. 1, из которого видно, что она имеет практически линейный вид, правильное распознавание по ней достаточно высокое и равно 70,67%. Процент верного распознавания с помощью дискриминантных функций по (3А несколько хуже, чем по уравнению регрессии и вероятностной кривой (68,67%).

Анализ распределение рА в аргиллитах под нефтяными и пустыми зонами в ачимовской толще показал, что наиболее сильный модальный интервал по рА в пределах нефтяных скважин находится в интервале от 4.5 до 5.0%. В диапазоне 6.5 - 7.0% имеется второй, более слабый модальный интервал. Для пустых скважин наблюдается только один сильно выраженный модальный интервал: 3.5 - 4.0%.

Таблица 1

Оценка индивидуальной информативности геохимических показателей

Показатель Среднее значение и среднеквадратичное отклонение -числитель; размах значений - знаменатель хУх2, ¡р/и Процент правильного распознавания: 1-я цифра -по линейной модели; 2-я - по вероятностным кривым; 3-я - по ЛДФ

Нефтегазоносные зоны; и=42 Пустые зоны; и=41

а) аргиллиты

С0ргА; % 0.417±0.058 0.31-0.52 0.383±0.042 0.27-0.51 0.71 1.12 62.65; 63.85; 62.65

Бхлд; % 0.022±0.00б 0.011-0.033 0.016+0.004 0.009-0.032 0.95 1.03 66.26; 63.85; 66.26

РА;% 5.238±0.961 2.5-6.9 4.226±1.048 2.5-6.9 1.65 1.53 72.56; 70.67; 68.67

Д,ти; иС 71.5±1.1 69-74 70.6±1.5 69-74 2.03 1.92 65.06; 63.85; 63.85

б) алевролиты и песчаники

Соргп; % 0.178±0.018 0.15-0.23 0.159±0.029 0.11-0.21 0.23 0.41 57.83; 59.03; 50.60

Бхлп;% 0.008±0.002 0.004-0.012 0.007±0.002 0.004- 0.011 0.32 0.46 57.83; 59.03; 57.83

Рп;% 4.67Ы-1.292 1.6-6.7 4.892±1.499 1.6-6.7 0.93 0.63 48.19; 48.19; 50.60

РА, %

Рис. 1. Зависимость Р от (3А для аргиллитов

Согласно современным представлениям, наличие модального интервала в пределах повышенных значений р свидетельствует о присутствии в аргиллитах аллохтонных битумоидов. Повышенные значения рд в пределах зон, где расположены нефтяные скважины, указывают на то, что в этих породах происходили процессы субвертикальной миграции УВ при формировании залежей нефти в ачимовских отложениях. Отметим, что в пределах зон, где скважины не содержат УВ, высоких значений рА практически не наблюдается. Одномодальное распределение рА в пределах пустых зон, вероятно, свидетельствует о том, что здесь процессы субвертитальной миграции УВ происходили менее интенсивно, чем на площадях, где залежи УВ имеются.

Аналогичные исследования выполнены для алевролитов и песчаников (табл.1). Анализ показал, что средние значения для двух классов отличаются незначительно, значения г между Рн и изучаемыми показателями во всех случаях ниже, чем для аргиллитов, связи статистически незначимые и как следствие правильное распознавание находится на уровне 50%.

Все вышеизложенное показывает, что характеристики ОВ берриас-валанжинских отложений в пределах зон, где обнаружены залежи нефти, отличаются от характеристик зон, где залежи отсутствуют. В то же время, выполненный статистический анализ индивидуальной информативности геохимических показателей показывает, что ни по одному из анализируемых критериев невозможно полностью разделить зоны на содержащие и не содержащие нефть в ачимовских отложениях.

Для практической реализации предлагается использовать математическую модель комплексного вероятностного геохимического показателя построенную с помощью пошагового регрессионного

анализа, которая имеет следующий вид:

Ргх= 4,3870 + 0,2585рА- 11,3359Бхла+ 1,3879СОРГ д- 0,0918ЛГГ° +

+ 6,4060СОргп, при Л = 0,95; =25,1;/><0,00000.

Формирование данной модели происходило в следующей последовательности: на первом шаге в модель .был включен критерий рЛ (г=0,81), далее на последующих шагах - тоже характеристики аргиллитов -бхл а. Сорг a, Rvt° (R = 0,89; 0,91; 0,94) и на завершающем этапе - Сорг п (алевролиты и песчаники). Расчеты по обучающей выборке показывают, что в классе при ■Ргх> 0,5 находится большинство нефтяных зон (83,33%), пустых зон - только 14,63%.

Кроме этого с помощью корреляционного анализа установлено, что геохимические характеристики ОВ берриас-валанжинских отложений в значительной степени могли сформироваться за счет субвертикальной миграции У В из баженовской свиты.

Все вышеизложенное свидетельствует о том, что комплексный

геохимический критерий может быть использован при прогнозе нефтеносности ачимовских отложений.

В третьей главе «Характеристика нефтей ачимовской толщи» проанализировано изменения свойств нефтей на исследуемой территории [1,5,6,13]. Установлено, что по своим физико-химическим характеристикам состав нефтей весьма разнообразен. Плотность нефтей изменяется в широком диапазоне от 0,829 г/см3 до 0,912 г/см3, средняя плотность на Сургутском своде несколько выше, чем на Нижневартовском своде и Ярсомовском прогибе. Максимальное среднее содержание серы характерно нефтям Ярсомовского прогиба, содержание парафинов для рассматриваемых тектонических элементов достаточно близко. Среднее значение фракции (НК - 200°С и НК - 300°С) выше на территориях Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода, чем Сургутского свода. Среднее содержание смол и асфальтенов как для тектонических элементов, так и по отдельным площадям изучаемой территории также отличается.

В групповом углеводородном составе нефтей ачимовской толщи содержание метанонафтеновых УВ изменяется от 46% до 67%. Наименьшим содержанием характеризуются нефти Ярсомовского прогиба (Равенская пл.). Повышенное содержание этих УВ отмечается в нефтях Сургутского (Когалымская пл.) и Нижневартовского (Выинтойская пл.) сводов. В нефтях Ярсомовского прогиба наблюдается увеличение доли нефтеноароматических УВ.

С целью получения комплексного различия по свойствам нефтей по Сургутскому и Нижневартовскому сводам исследуемые данные были подвергнуты детальному статистическому анализу с помощью пошагового ЛДА и корреляционного анализов.

Результаты анализа свидетельствуют о том, что несмотря на единство ачимовских нефтей с ОВ баженовской свиты, наблюдаются некоторые отличия в самих нефтях. Предполагая, что нефти ачимовских отложений сформировались за счет ОВ баженовских и в значительно меньшей степени берриасских отложений, будем считать, что специфический состав этих нефтей может быть обусловлен различным соотношением вкладов этих пород в процессы нефтегазообразования отдельных частей данной территории.

Если построить многомерную модель формирования плотности нефти с помощью пошагового регрессионного анализа, то для Сургутского свода имеем следующий вид:

р420 = 0,912 - 0,001527 Ф-200 + 0,001986 АС - 0,000529 Ф-300 + + 0,005268 Ф-20 + 0,000586 СМ; при Я = 0,94; 14,36; р < 0,00000.

Для Нижневартовского свода имеем следующее уравнение регрессии:

р420 = 0,887 - 0,000704 Ф-300 + 0,006965 АС + 0,004956 П -- 0,000429 Ф-200; при Я = 0,89; 3,17; р < 0,00017.

Анализ данных многомерных уравнений показывает, что формирование модельной плотности нефти ачимовской толщи за счет различных компонентов происходило по различным схемам для Сургутского и Нижневартовского сводов и, вероятно, это связано с особенностями процессов нефтегазообразования на территории данных сводов. Поэтому при оценке прогнозных локализованных ресурсов ачимовской толщи на территории ТПП «Когалымнефтегаз» в пределах отдельных ловушек необходимо использовать плотности нефти дифференцированно для Сургутского и Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба.

В четвертой главе «Построение геолого-математических моделей прогноза нефтеносности по миграционно-аккумуляционным критериям» рассмотрены вопросы использования многомерного статистического анализа для районирования территорий по перспективам нефтеносности [1-4, 7-10,12].

Разработка количественных критериев оценки нефтеносности ачимовских тел выполнялась по данным обучающей выборки, состоящей из двух групп скважин - нефтяных и пустых (см. гл.2).

В связи с тем, что залежи У В в ачимовской толще в основном сформировались за счет субвертикальной миграции УВ из баженовской толщи, то в первую очередь исследованы миграционные критерии. В качестве примера рассмотрим, как влияет на нефтеносность плотность интенсивности эмиграции жидких УВ из баженовской свиты (Р£эм)- В пределах нефтяных и пустых зон для этого показателя вычислены средние значения, стандартные отклонения и коэффициенты вариации (табл. 2). Из таблицы видно, что средняя величина РЬЭМ для нефтяных зон примерно в 1,5 раза выше, чем пустых, при этом среднеквадратичные отклонения близки между собой, а интервалы варьирования значений для нефтяных и пустых зон смещены относительно друг друга. По критериям / и / данный показатель является информативным. Кроме того, оценка информативности критерия РЬЭм, как и в гл.2, определялась тремя различными методами. Из табл.2 видно, что все три метода достаточно хорошо контролируют друг друга, правильность распознавания объектов обучающей выборки колеблется в пределах 62-65%, что для решения прогнозных задач явно недостаточно. Поэтому для повышения надежности классификации были дополнительно привлечены критерии, которые описывают возможные пути миграции углеводородов из баженовской нефтематеринской сбиты и их возможную аккумуляцию в ачимовских ловушках.

Оценка индивидуальной информативности миграционных и аккумуляционных критериев

Показатель Среднее значение, среднеквадратичн. отклонение, коэфф-т вариации; % - верхняя строка; размах — нижняя строка г 1,А Зависимость вероятности нефтегазоносное™ зон (Р) от показателей - верхняя строка; интервал варьирования вероятности - нижняя строка Критическое значение показателя: 1-я цифра - по линейной модели, 2-я - по кривой кривой Процент правильного распознавания: 1 -я цифра - по линейной модели; 2-я — по вероятностным кривым; 3-я -поЛДФ

Нефтегазонос кые зоны; «=42 Пустые зоны; я=41

РЛэм, тыс. t/kmz 1558 ±517; 33 700-2450 1061 ±523; 49 300- 1900 0,89 2,3 Ргаэм=0,1202 + 0,0003 РЬэм; 0,21-0,85 1220;1080 62,26; 65,06; 65,06

PLr, км/КМ1 0,36 ±0,12; 33 0,08 - 0,52 0,52 ±0,23; 44 0,08 - 0,92 0,68 1,7 Р„_к = 0,728 - 0,4768 РЬЛ 0,28-0,62 0,48; 0,52 66,26; 66,87; 67,46

dSR 0,53 ±0,36; 68 0-1,0 0,50 ±0,41; 82 0-1,0 0,62 1,2 = 0,4364 + 0,1127 «йд; 0,43 - 0,55 0,50; 0,50 51,81; 51,81; 54,21

MIU п, м 16,7 ±8,5; 51 3-35 20,8 ±12,3; 59 3-43 0,67 1,6 ^мпгп=0,7372-0,0133 МПГп; 0,20 - 0,69 21; 30 50,60; 56,62; 54,21

йпгп 2739 ± 69,3; 3 2660-2885 2746 ± 49;2 2670-2890 0,78 2,2 Р"пгп=3'014-°>00089 Япгп; 0,46 - 0,65 2835; 2835 46,98; 48,19; 50,64

Млов, м 6,5±6,9; 106 0-21 !,4±3,9; 278 0-22 0,76 1,9 РишГ 0,347+0,03 99МП0В; 0,33 - 0,86 4,6; 4,7 69,17; 69,17; 69,17

Мкол, м 8,6±6,1; 71 0-22 3,3±4,5; 136 0-22 0,77 2,1 Рм»».= 0,178+0,ОЗЗЗМкол; 0,15-0,82 8,0; 6,8 70,09; 68,36; 72,28

Мгшс, м 45,1±16,4; 36 1-72 22,6±19,2; 85 1-64 0,93 3,2 А,„сс= 0,184+0,0093 МПЕС; 0,18-0,77 33,0; 30,9 77,49; 77,10; 77,10

МР, м 173±43; 25 45-233 158±29; 18 105-219 0,66 1,6 ^мп=-0,582+0,0063МР; 0,19-0,70 172;170 63,85; 60,39; 57,43

В качестве путей миграции использованы характеристики, описывающие распределение по площади региональных разломов и рифтов, а именно плотность разломов РЬц (длина разломов на единицу площади) и параметр гйд, представляющий собой отношение площади рифтов к площади прямоугольника размеров 20*40 км. Также использованы показатели толщины глинистой подачимовской пачки МПгп (которая экранирует баженовскую свиту) и абсолютных отметок залегания ее кровли (#пгп)-

Результаты анализа миграционных критериев приведены в табл.2, откуда видно, что все рассматриваемые показатели в различной степени являются информативными.

Следующая группу факторов характеризует процессы аккумуляции УВ в ачимовских телах. При оценке аккумуляционных свойств использовались показатели: толщина коллектора в пределах ловушки Млов, толщина коллектора в пределах ачимовской толщи Мкол, толщина песчаника Мпес и структурный показатель МР, который представляет собой разность между абсолютными отметками кровли подачимовской глинистой пачки и поверхности тренда кровли этой же пачки.

Как и ранее, оценка индивидуальной информативности вышеприведенных показателей произведена по трем методам (табл. 2). Из табл. 2 видно, что все изучаемые показатели являются информативными. Для них характерны существенные различия в средних значениях, высокие коэффициенты корреляции (более 0,66), и достаточно высокий процент распознавания нефтегазоносных и пустых объектов (от 60% до 77%).

Таким образом, проведенный вероятностно-статистический анализ миграционно-аккумуляционных критериев свидетельствует, что ни по одному показателю, взятому в отдельности, невозможно разделить объекты на нефтяные и пустые. Поэтому для дальнейшего практического использования предлагается использовать два вероятностных критерия, первый из которых представлял собой геолого-математическую модель, зависящую от комплекса миграционных показателей, а второй - от аккумуляционных.

Математическое выражение для определения вероятности наличия залежей углеводородов по миграционным критериям (Рмиг) было получено с помощью многомерного регрессионного анализа и имеет следующий вид:

Рмиг = -3,23109 + 4,51608^ + 0,58751РИэм + 0,60849РМпгп + +1,12362 РЯпгп + 0,39895РЯ£я, при Д=0,97; Ту^, = 42,1;

где Рщ, Рр1эм, Рмпгп, Рнпгп, Рр1к ~ вероятности соответствующих показателей.

Для определения вероятности наличия залежей УВ по аккумуляционным критериям Рдкк аналогичным образом была получена следующая формула:

Рдкк = -0,369481+0,936580РМпЕС+0,472880 РМлов+0,245270РМкол+ +0,122222 РМР; R = 0,97; Fp/F, = 71,7;

где РМтс, Рм ЛмК0Л' Рм? ~ вероятности соответствующих показателей.

По данным формулам, а также по модели для комплексного геохимического критерия, были вычислены значения РрХ, Рмиг и РА¡<к для нефтяных и пустых зон. Кроме этого, в качестве экзамена были использованы данные но 29 продуктивным скважинам, не вошедшим в обучающую выборку. Анализ значений вероятностей, вычисленных по этим трем комплексным моделям показал, что их значения для нефтяных зон больше 0,5; для пустых зон - меньше 0,5.

Для практической реализации данных показателей наиболее целесообразно построить обобщающую регрессионную модель, учитывающую комплексное влияние Ргх, Р миг и Рдкк на нефтегазоносность ачимовских тел. Данная модель имеет следующий вид:

Ркомп° = -0,0226+ 0,442406РМИГ + 0,351312Рдкк + 0,314880 Ргх; при R = 0,99; F/F, = 150,07; р < 0,000000.

Формирование данной модели происходило в последовательности, приведенной в формуле: Рмиг {г = 0,95); РАКК (г = 0,97); РГх (г = 0,99). То есть главные процессы формирования нефтегазоносности ачимовских тел - это процессы эмиграции УВ из бажеиовской свиты.

Соотношение между Ркомп и другими вероятностями приведено на рис. 2, из которого видно, что на Ркомп максимальное влияние оказывает Рмиг, затем Рдкк и далее РГх, что также хорошо иллюстрирует формирование многомерного уравнения.

Таким образом, проведенный анализ позволяет констатировать, что на основании выявленных информативных критериев разработанны вероятностно-статистические модели для отдельных показателей, многомерные модели (Ргх, Рмиг и Рдкк) и модель определения комплексной вероятности Ркомп Для оценки нефтегазоносности ачимовской толщи. На примере нефтяных и пустых скважин обучающей выборки, а также по экзаменационной выборке, показана высокая надежность разработанных моделей для решения прогнозных задач, что позволяет произвести оценку нефтегазоносности выявленных ловушек в ачимовской толще на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Рис. 2. Гистограммы и корреляционные поля для комплексных параметров

В пятой главе «Использование вероятностно-статистических моделей для анализа перспектив нефтегазоносности выявленных ловушек» изложены результаты достижения поставленной в данной работе основной практической цели исследований [1,14].

С помощью многомерной модели для определения комплексной вероятности нефтегазоносности ачимовских тел Ркомп выполнена оценка перспектив нефтегазоносности в пределах выявленных четырнадцати ловушек, три из которых (ловушки 1, 2, 5) находятся в тагрино-самотлорском седиментационном комплексе (СК), шесть (ловушки 3, 4, 6-9) - в урьевском СК и пять (ловушки 10-14) - в асомкинском СК.

В пределах ловушки 1 значения Ркомп изменяются с юга на север от 0,35 до 0,65. Аналогичные по направленности изменения наблюдаются в ловушках 2, 3, 4, но значения вероятностей здесь имеют другие величины. Западнее находятся ловушки 7, 10, 11, в пределах которых вероятности, в основном, закономерно возрастают с юго-запада на северо-восток. Южнее располагаются ловушки 8, 9, где увеличение значение значений Ркомп в основном происходит с севера на юго-запад, как и у ловушки 13. В пределах наиболее крупных ловушек 12 и 14 закономерного изменения вероятностей не наблюдается, но здесь значения /комп° по всей

территории ловушек больше 0,5. Такое многообразие изменений Ркомп0 по площади отдельных ловушек позволяет предположить, что соотношения Лсомп° и -Рмиг, -Ракк и Ргх в пределах выделенных ловушек будут отличаться от эталонных площадей, что в свою очередь приведет к несколько иному формированию модели Ркомп°-

Поэтому целесообразно изучить соотношения между Ркомп0 и Рмиг, Рахк, Ргх в пределах отдельных ловушек, что позволит оценить, какие вероятностные критерии наиболее сильно влияют на нефтегазопосность в каждом конкретном случае. Для этого исследованы корреляции Ркомл° с Р]ииг, Ракк, ^гх в пределах 14 выявленных ловушек и построены частные модели для них.

С этой же целью разработаны модели по ловушкам для критериев Ракк', Рмиг', Ргх по формирующим их показателям.

На примере ловушки 1 исследуем закономерности формирования комплексной вероятности нефтеносности от Рмиг.-Ракк и Ргх-

В табл. 3 приведено уравнение регрессии для определения вероятности нефтегазоносности Ркомп1 в пределах первой ловушки. Значения Ркомп1. рассчитанные по эталонной и частной моделям практически не отличаются. Однако, последовательность формирования модели Ркомп' изменилась по сравнению с эталонной: на первом шаге в модель был включен критерий Ракк', далее - Рмиг1, затем - Ргх'. Это связано с тем, что Ркомп1 имеет максимальную корреляционную связь с Ракк' (г = 0,91), далее - с РМИг' (г = 0,80) и наконец - с Ргх' (г = 0,43).

Значения Ракк' в основном зависят от РмПЕС' и Рмкол', а в значительно меньшей степени - от Р^ (см. табл. 3), как и в эталонной модели. Критерий Рмиг' в основном определяется значениями Рмпгп' и Р^х ■ Также достаточно сильно на Рмиг' влияют Рл.эм' и Рр^- Величина Р//пгп' имеет отрицательное влияние на Рмиг'- Величина Ргх формируется в основном за счет Ррд', как и в случае с обучающей выборкой.

В табл. 3 приведены средние, минимальные и максимальные значения, а также их вклад в процентах в формирование Ркомп' Для параметров Рдкк\ -Рмиг', -Ргх'- Анализ таблицы показывает, что процент вклада Ракк1 в Ркомп' изменится от 22,6% до 28,5%, по Рмиг' - от 23,5% до 31%, по Ргх' - от 64,6% до 40%. Это свидетельствует, что в зависимости от величины Ракк'> -Рмиг' и Ргх' значения Ркомп' могут сильно варьировать.

Для того, чтобы понять, какие именно показатели обусловливают изменения вероятностей по площади первой ловушки построим корреляционные поля между Ркомп' и Ракк1, Рмиг' и Ргх' (рис. 3).

Анализ средних значений и корреляционного поля показывает, что вероятность геохимического критерия в пределах ловушки всегда более 0,5, изменяется в небольших пределах и слабо коррелируется с Ркомп'-Вероятности аккумуляционного и миграционного критериев хорошо

Характеристики вероятностно-статистических моделей по первой ловушке

Показатель Многомерные уравнения регрессии

Для определения Ркомп1 Для определения Рмиг', Лиск', Ргх'

Коэфф-ты уравнения; Л = 0,97 Рср1 ± о Показатель Значение г Коэфф-т уравнения Рее ± а

тш-тах тт-тах

Ракк 0,3445 0,40(26.31 ±0,14 0,24(22,6)-0,57(28,5) 0,98 0,8271 0,31(27.71±0,11 0,18(22,7)-0,41(25,4)

■^мкол 0,83 0,2691 0.27(24.11 ±0.16 0,15(18,9)-0,56(34,7)

Рм 0,38 ОД 429 0,54(48,21 ± 0,06 0,46(48,2) - 0,64(39,7)

Ь1 -0,0042

Рикг 0,4067 0.43(28,5) ±0,13 0,25(23,5)-0,63(31,5) ?МПП1 0,83 0,4866 0,42(17,691 ±0,13 0,25(12,1)-0,56(20,1)

/V 0,80 3,6152 0,52(21.81 ±0,01 0,50(24,4)-0,54(19,4)

Рр¿э1 0,70 0,6649 0,47(19,71 ± 0,06 0,43(20,8)-0,56(20,1)

Рпя1 0,66 0,5371 0,41(17.21 ±0,06 0,37(17,8)-0,51(18,3)

-0,48 0,6708 0,56(23.51 ±0.03 0,52(25,0)-0,61(21,9)

Ъ1 -2,5534

Ргх1 0,2820 0,69(45,21 ±0,08 0.57(64,6) - 0,80(40,0) V 0,95 0,8893 0,67(31,7) ±0,08 0,52(37,0)-0,77(39,8)

V -0,15 2,3064 0.51(28.21 ±0,01 0,49(29,8) - 0,52(26,9)

Р^т 0,47 2.3681 0,63(34.81 ±0,00 0,63(38,4)-0,64(33,2)

6' -2,5753

б1 0,0179

0,70

0s

0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40

0,35

J 1

=1 2

□ •: □ «с

................. • С ........

f Ь ■ «

4

П 5

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

P,

• миг о AKK

* ГХ

Рис. 3. Корреляционные поля между Ркомп и Рдкк > Рмиг и Ргх

коррелируются между собой и с критерием Ркомп'- Наблюдается их влияние на Ркомп' как в зонах с вероятностью более 0,5, так и в зонах с вероятностью менее 0,5, что в основном и обуславливает изменение Ркомп' по площади ловушки.

Рассмотрим, как соотносятся между собой вероятностные критерии на участках с различной величиной Ркомп' в пределах ловушки. На крайней северо-восточной части ловушки, где Ркомп1-5" 0,5, на нее положительно влияют все три показателя (Рдкк, Рмиг и -Ргх), при этом максимальное влияние оказывает показатель Ргх, затем - Рмиг и далее -Ракк. вероятности которых также более 0,5 (рис. 3, кластер 1). При снижении Ркомп' до 0,62 (кластер 2) происходило увеличение влияния Ргх и уменьшение - Рдкк и Рмиг > причем более сильно влияет Рдкк но сравнению с Рмиг- При Ркомп' = 0,5 (кластер 3) уже Рдкк и Рмиг становятся значительно менее 0,5, и величина Ркомп' на этом уровне формируется в основном за счет вероятностного геохимического показателя, равного 0,74. Южная часть ловушки характеризуется значениями Ркомп < 0,45. Ей соответствуют кластеры 4 и 5, которые характеризуются низкими значениями миграционного и аккумуляционного критериев (порядка 0,3) и высокими значениями (около 0,7) вероятностного геохимического показателя.

Все вышеизложенное показывает, что даже в пределах территории ловушки 1, не самой большой по площади, наблюдаются различные сочетания влияния Рмиг, Рдкк, Ргх на Ркомп', т.е. формирование нефтегазоносности происходило по сложной схеме.

По аналогичной схеме выполнен анализ показателей, формирующих комплексные критерии РМиг\ Ракк' и Ргх' (табл. 3).

Из табл.3 видно, что вклад показателей, из которых формируются комплексные критерии, значительно меняется, поэтому различные сочетания их могут привести к изменениям значений Ркомп' в пределах первой ловушки.

Выполненный анализ показал, что формирование различных значений Ркомп' в пределах площади первой ловушки объясняется совокупностью тех условий, которые существовали при субвертикальной миграции УВ из баженовской НГМТ, и условиями их аккумуляции в различных частях ловушки.

Аналогичные исследования выполнены и для остальных тринадцати ловушек.

Для ранжирования выявленных ловушек по степени перспективности нефтегазоносности были подсчитаны прогнозные ресурсы в интервалах изменения Ркомп Для каждой ловушки (табл. 4).

Из табл. 4 видно, что ловушки обладают разными величинами прогнозных ресурсов категории О^. Максимальными геологическими ресурсами обладают ловушки 9-я, 12-я, 13-я, которые характеризуются и высокими средними значениями комплексной вероятности. Используя схемы изменения значений Ркомп в пределах ловушек, а также параметры оценки ресурсов, было рассчитано распределение ресурсов категории Дл в пределах интервалов изменения значений Ркомп Для каждой ловушки (табл. 4). Анализ данной таблицы показывает, что минимальными средними значениями Ркомп характеризуется 6-я ловушка, максимальными - 14-я. Сопоставление средних интервальных значений Ркомп с0 значениями ресурсов Дл показало, что между ними существует значимая корреляционная связь (г = 0,33; ,). Исходя из значений вероятности Ркомп и величин ресурсов £>1Л определена последовательность дальнейшего изучения выявленных ловушек,. Первыми предлагается изучить неразбуренные части 14-й (Ркомп'4 = 0,87; Лд1Л = 87,2 млн т), 13-й (Ркомп13 = 0,815; Я0]Л = 153,7 млн т) и 12-й ловушек (Ркомп'2 = 0,675; Р0,л = 372,7 млн т). По 12-й ловушке необходимо отметить, что в пределах очень большой площади (5 = 758 км2) вероятности Ркомп'2 изменяются значительно от 0,55 до 0,80, причем максимальное количество ресурсов находится в диапазоне 0,65 - 0,70 (37,9%). Вероятно, данные, имеющиеся по этой ловушке, необходимо изучить более детально, особенно её восточную часть. По остальным ловушкам оценку перспектив нефтегазоносности ачимовской толщи необходимо уточнить по новым статистическим моделям, которые .будут построены с учетом результатов глубокого бурения в неразбуренных частях 12-й, 13-й и 14-й ловушек.

Распределение значений ресурсов в зависимости от вероятностей нефтегазоносности

Значения Ркомп Номера выявленных ловушек

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Ловушки 1-14

Ресурсы л в пределах интервалов, млн.т

ОД 0-0,15 0,9 0,9

0,15-0,20 2,8 2,8

0,20-0,25 3,8 3,8

0,25-0,30 2,1 3,9 6,0

0,30-0,35 1,3 3,4 0,9 2,0 7,6

0,35-0,40 3,9 0,8 6,1 0,9 3,0 3,8 0,8 19,3

0,40-0,45 5,3 3,2 19,7 0,3 0,205 5,4 10,7 1,6 46,4

0,45-0,50 3,9 5,7 11,6 2,3 5,9 10,8 2,4 5,5 48,1

0,50-0,55 4,7 7,7 2,6 7,5 31,7 35,2 5,6 4,6 99,6

0,55-0,60 20,9 3,9 8,1 25,8 65,3 13,3 29,9 167,2

0,60-0,65 2,9 1,7 4,6 9,3 75,4 14,6 69,7 178,2

0,65-0,70 4,4 5,8 5,7 121,3 16,5 142,4 3,6 299,7

0,70-0,75 6,0 7,5 28,2 80,5 24,7 146,9

0,75-0,80 2,2 9,8 45,6 36,5 4,0 98,1

0,80-0,85 0,9 0,9 33,6 19,2 54,6

0,85-0,90 29,1 35,0 64,1

0,90-0,95 26,2 25,0 51,2

0,95-1,00 4,0 4,0

Алсум 42,9 15,2 32,5 40,5 42,9 13,5 5,1 49,6 347,2 84,4 11,1 372,7 153,7 87,2 1298,5

р ср -Пдамп 0,525 0,721 0,784 0,605 0,506 0,316 0,482 0,579 0,606 0,582 0,433 0,675 0,815 0,870

Основные результаты и выводы

1. На основании статистического анализа характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений установлено, что за счет ОВ аргиллитов происходило формирование определенного количества УВ, которое могло участвовать в заполнении ловушек в ачимовской толще.

2. Установлено, что в результате субвертикальной миграции УВ из баженовских отложений произошли изменения характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений.

3. По ряду геохимических данных берриас-валанжинских отложений построена статистическая модель комплексного геохимического критерия Ргх, который на локально-зональном уровне отображают нефтегазоносность ачимовской толщи.

4. Установлено, что в пределах Сургутского и Нижневартовского сводов физико-химические свойства нефтей ачимовской толщи отличаются, в то же время, по своим свойствам они близки к нефтям юрских и нижнемеловых отложений. Вероятно, различие в составе нефтей ачимовской толщи по территории исследований связано с тем, что некоторое количество углеводородов на отдельных наиболее погруженных участках могло образоваться за счет удовлетворительного нефтематеринского потенциала берриас-валанжинских отложений и могло участвовать в формировании залежей в ачимовских отложениях.

5. По критериям, которые описывают процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской свиты и их аккумуляции в пределах ачимовских тел, разработаны математические модели, позволяющие оценить на вероятностном уровне нефтегазоносности ачимовских тел по комплексному аккумуляционному Рдкк и миграционному Рмиг критериям. По значениям Рмиг> Ракк, Ргх построено уравнение регрессии, позволяющее определить комплексную вероятность нефтегазоносности ачимовской толщи Ркомп-

6. Рассчитаны Ркомп и построены карты изовероятностей в пределах 14-и выявленных ловушек. Сопоставление значений комплексных вероятностей с величинами прогнозных ресурсов, позволило огранжировать выявленные ловушки по степени перспективности. Кроме того, для понимания процессов формирования залежей УВ в пределах отдельных ловушек были построены индивидуальные уравнения регрессии для критериев Рмиг, Ракк, Ргх и Ркомп- Анализ показал, что формирование залежей УВ на различных участках происходило в соответствии с комплексной моделью, но в каждом конкретном случае наблюдались индивидуальные особенности, присущие только этой ловушке.

Основные положения и научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

Монографии:

1. Потрясов A.A. Применение вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских толщ (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») / Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2006.- 198 с.

Статьи:

2. Кисилев В.В., Шестоух Т.В., Потрясов A.A. и др. Изучение продуктивных горизонтов неокомской толщи на землях ТПП «Когалымнефтегаз» по данным сейсморазведки ЗД // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (шестая всерос. научн.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», 2003. - с.32-38.

3. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Валеев Г.З, и др. Применение метода НВСП для уточнения границ залежей на Северо-Кочевском месторождении // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (седьмая всерос. научн.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», 2004. -с.178-187.

4. Ильиных С.И., Керусов А.И., Потрясов A.A. и др. Прогноз коллекторских свойств нефтеперспективных объектов в неокомских отложениях при комплексном использовании технологии ДФМ, данных псевдоакустической инверсии и динамического анализа // Тезисы докладов VI-ой международной научно-практической конференции «Геомодель»/ г. Геленджик, 12-18 сентября 2004 г. - с.36-38.

5. Потрясов A.A., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И. и др. Состав нефтей северных районов Сургутского свода // Геология нефти и газа. - 2004. - №4. - с.23-26.

6. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Ларичев А.И. и др. Состав нефтей юрских и нижнемеловых отложений Северо-Восточных районов Сургутского свода // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (материалы седьмой Международной конференции): М.: ГЕОС, 2004. -с.421 -422.

7. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Овчаренко A.B. и др. Опыт совершенствования геологической модели сложнопостроенных ловушек по данным комплекса геофизических методов // Тезисы докладов VII-ой международной научно-практической конференции «Геомодель» г. Геленджик, 11-17 сентября 2005 г. -с.119-120.

8. Потрясов A.A. Прогноз мощности коллекторов в ачимовской толще// Наука-производству. - М., 2006, №1. С. 71-73

9. Потрясов A.A. Связь мощности песчаников ачимовской толщи с динамическими параметрами сейсмической записи (на примере Кочевской и Северо-Кочевской площадей)// Наука производству. - М., 2006, №1. С 25-28.

10. Потрясов A.A., Растегаев A.B. Нефтегазоносность ачимовской толщи на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз»// Горные ведомости. - 2006, №5. С. 26-29.

11. Потрясов A.A. Использование характеристик органического вещества берриас-валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских тел// Минеральное сырье Урала. -2006, № 3(6).-с.45-51.

12. Потрясов A.A. Оценка влияния толщин коллекторов на нефтегазоносность ачимовских тел// Геология и полезные ископаемые Западного Урала (Сборник статей по материалам региональной научно-практической конференции). - Перм. ун.-т. Пермь, 2006.-с.110-111.

13. Потрясов A.A., Галкин В.И. Характеристика нефтей ачимовской толщи в пределах северной части Сургутского свода// Геология и полезные ископаемые Западного Урала (Сборник статей по материалам региональной научно-практической конференции). -Перм. ун.-т. Пермь, 2006. - с.111-113.

14. Потрясов A.A. Оценка нефтегазоносности ловушек, выявленных в ачимовских отложениях по комплексу критериев// Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. № 6. - с. 19-24.

Подписано в печать 21.12.06. Формат 60X90/16. Набор компьютерный. Тираж 100 экз. Объём 1,0 уч.изд. п.л. Заказ № 695/2006.

Издательство

Пермского государственного технического университета 614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к.113 тел. (342)219-80-33

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Потрясов, Андрей Александрович

Введение.

1. Оценка нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений.

2. Прогнозирование нефтеносности ачимовских тел по геохимическим критериям.

3. Характеристика нефтей ачимовской толщи.

4. Построение геолого-математических моделей прогноза нефтеносности по миграционно-аккумуляционным критериям

5. Использование вероятностно-статистических моделей для анализа перспектив нефтегазоносности выявленных ловушек

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений"

Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» в связи с возрастающей степенью изученности значительно усложнились условия поисков месторождений нефти и газа, так как все крупные и средние антиклинальные структуры в основном обнаружены и опоискованы глубоким бурением. Определенный резерв углеводородов может быть связан со сложно построенными ловушками в ачимовских отложениях. Ачимовская толща на данной территории вскрыта рядом скважин, часть из которых располагается в зонах, где эти отложения нефтеносны, а часть - на площадях, где нефтеносность отсутствует. Для повышения успешности поисковых работ необходимо их научное обоснование на основе количественной оценки нефтегазоносности недр с учетом условий формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов. Достоверный прогноз нефтегазоносности ачимовских ловушек можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к совместному использованию разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Разработка методов оценки нефтегазоносности ачимовских тел до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна в условиях снижения коэффициента успешности нефтепоисковых работ.

Целью настоящей работы является научное обоснование использования геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности ачимовских тел на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Основные задачи исследований для достижения поставленной цели заключаются в следующем:

1. Установление критериев, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел.

2. Статистическое обоснование построения вероятностно-статистических моделей на основе комплексного использования геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев.

3. Построение многомерных геолого-математических моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений.

4. Оценка перспектив нефтеносности выявленных ачимовских ловушек на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения баженовских и берриасс-валанжинских отложений обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел; установлены количественные связи между вероятностью нефтегазоносности ачмовских отложений и этими критериями. Исследовано комплексное влияние геохимических, миграционных и аккумуляционных факторов, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел. Показана эффективность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности для выявленных ачимовских ловушек в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел.

2. Вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности ачимовских тел.

3. Схемы прогноза нефтегазоносности в пределах выявленных ловушек в ачимовской толще на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

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

Структура диссертационной работы соответствует основным направлениям исследований.

В работе выполнена оценка нефтематеринского потенциала берриас-валанжинских отложений с помощью детального вероятностно-статистического анализа характеристик ОВ этих отложений.

Кроме этого, в данной работе обоснована возможность использования характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских толщ. Обоснованием использования характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений может служить наличие в этих породах аллохтонных битумоидов. По мнению автора работы, процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской нефтематеринской свиты через подачимовские породы различного литологического состава могут по-разному изменить в них состав ОВ. Явление дифференциации ОВ в породах различного состава повышает информативность его при оценке нефтеносности ачимовских толщ.

При разработке методики вероятностно-статистической оценки нефтеносности ачимовских отложений использовано несколько различных разработанных автором методов оценки информативности характеристик органического вещества.

Кроме этого, в работе выполнен детальный статистический анализ состава нефтей ачимовской толщи. Полученные результаты анализа, вероятно, также помогут более обоснованно оценивать перспективы нефтегазоносности ачимовских отложений.

Далее с помощью детального вероятностно-статистического анализа установлены критерии, описывающие процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской свиты и геологические условия, которые позволяют мигрирующим УВ накопиться и сохраниться в пределах ачимовских тел.

Проведенный анализ позволил построить многомерную математическую модель, учитывающую геохимические, миграционные и аккумуляционные критерии, которая позволила определить комплексную вероятность нефтегазоносности в пределах выявленных ачимовских тел.

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

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2005 - 2006), ПГУ (Пермь, 2006), на научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 - 2006), а так же на международных научных конференциях (Москва, 2004), (Геленжик, 2004 - 2005), (Казань, 2006).

Автором опубликовано 37 научных работ, в том числе по теме диссертации - 14 работ.

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

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 198 страницах машинописного текста, иллюстрирован 98 рисунками и содержит 51 таблицу. Список литературы включает 163 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Потрясов, Андрей Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время повышения точности и достоверности прогнозирования нефтегазоносности ачимовских тел можно достигнуть только на основе комплексного вероятностно-статистического анализа показателей, характеризующих различные процессы формирования залежей углеводородов, в том числе характеристик органического вещества пород. Если, например, имеется информация по характеристикам ОВ, то по ним можно определить качество нефтегенерирующих свойств пород, оценить перспективы их нефтегазоносности, использовать эти данные для оценки процессов генерации углеводородов.

Выполненный статистический анализ характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений показал, что аргиллиты характеризуются значениями вероятностей отнесения к удовлетворительному качеству НГМП по всей территории исследований больше 0,5, т.е. характеризуются удовлетворительными нефтегенерационными свойствами пород. По характеристикам ОВ алевролитов и песчаников значения вероятностей отнесения к удовлетворительному качеству НГМП во всех случаях значительно меньше 0,5, т.е. они относятся к породам с плохими нефтематеринскими свойствами. Это свидетельствует о том, что за счет ОВ аргиллитов берриас-валанжинских отложений происходило формирование некоторого количества У В, которое могло участвовать в заполнении УВ ловушек в ачимовских толщах.

Выполненные исследования показали, что по характеристикам ОВ берриас-валанжинских отложений возможно построить статистические модели, которые свидетельствуют о том, что в результате субвертикальной миграции УВ из баженовских отложений произошли изменения характеристик ОВ этих отложений. Построенные статистические модели по характеристикам ОВ берриас-валанжинских отложений показывают, что они действительно на локально-зональном уровне отображают нефтегазоносность ачимовских толщ. Выполненный анализ позволил по комплексу геохимических данных обосновать комплексный геохимический критерий Ргх. В данном случае нужно иметь в виду, что при прогнозе нефтегазоносности геохимические модели не могут быть основными. Необходимо обязательное комплексирование их с моделями, которые характеризуют местоположение ловушек в пределах ачимовской толщи.

В третьей главе выполнен анализ составов нефтей ачимовской толщи, который показал, что они достаточно сильно отличаются в пределах северных частей Сургутского и Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба. Кроме этого, использование корреляционного и дискриминантного анализов также свидетельствуют о том, что в пределах как Сургутского, так и Нижневартовского сводов свойства нефтей также отличаются. В то же время по своим физико-химическим свойствам нефти ачимовской толщи близки к нефтям юрских и нижнемеловых отложений, расположенным на территории исследований. Вероятно, различие в составе нефтей ачимовской толщи по территории исследований связано с тем, что некоторое количество углеводородов на отдельных наиболее погруженных участках могло образоваться за счет удовлетворительного нефтематеринского потенциала берриас-валанжинских отложений и могло участвовать в формировании залежей в ачимовских отложениях.

Исследование показателей, характеризующих процессы миграции УВ из баженовской нефтематеринской свиты, и влияние самих ачимовских ловушек приведены в четвертой главе данной работы.

В данной главе рассмотрены вероятностные критерии, которые описывают, во-первых, процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской свиты, и, во-вторых, те условия, которые позволяют мигрирующим УВ накопиться и сохраниться в пределах ачимовских тел. Эти задачи, как и те, которые были решены ранее, авторы решают с помощью вероятностно-статистического анализа. Все это позволило установить вероятностные оценки нефтегазоносности ачимовских тел по комплексу аккумуляционных (Рдкк) и миграционных (Рмиг) критериев. По значениям Р^ж, Ракк, Ргх построено уравнение регрессии, по которому представляется возможным определить комплексную вероятность нефтегазоносности ачимовских толщ.

Выполненный в пятой главе анализ корреляционных полей между Лсомп и /'миг, Ракк, Ргх по обучающей, экзаменационной выборкам и по ловушкам показал, что не во всех случаях эти поля совпадают. Для понимания процессов формирования залежей УВ в пределах отдельных ловушек были построены индивидуальные уравнения регрессии. Анализ показал, что формирование залежей УВ на различных участках происходило в соответствии с комплексной моделью, но в каждом конкретном случае наблюдались индивидуальные особенности, присущие только этой ловушке. Также в этой главе приводится материал по сопоставлению значений комплексных вероятностей с величинами прогнозных ресурсов, которое позволило установить очередность изучения всех 14 выявленных ловушек. Первоочередными для изучения являются 13-я и 14-я ловушки, обладающие максимальными значениями Ркомп и ресурсами Остальные ловушки рекомендуется изучать после получения новых данных в пределах этих объектов.

Автор надеется, что предложенные методические приемы по построению вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности ачимовских тел по комплексу вероятностных критериев будут использованы в практике поисковых работ и позволят повысить их эффективность. О том, что внедрение данных разработок необходимо, свидетельствуют данные, приведенные в монографии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Потрясов, Андрей Александрович, Пермь

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

2. Амурский, Г.И. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносности локальных структур молодых платформ / Г.И. Амурский и др.. М., 1980. - 246 с.

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

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

5. Бакиров, A.A. Методология системного анализа при прогнозировании нефтегазоносности недр / A.A. Бакиров // Проблемы нефте-геологического районирования. М., 1986. - С. 3 - 10.

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

7. Беляков, С.Л. Стратиграфические исследования, основанные на эвстатических колебаниях /С.Л. Беляков, Ю.Б. Гладенков // Стратиграфия, геологическая корреляция. 1993. - Т.1. - № 6. - С.3-9.

8. Беспалова, С.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности неоком-ских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям / С.Н. Беспалова // Геология нефти и газа. 1983. - № 12.

9. Ю.Бочкарев, B.C. Геодинамика Западной Сибири /B.C. Бочкарев // Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Научное бурение в России. Пермь: КамНИИКИГС, 1996. - Вып. 4. - С.297 - 308.

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

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

12. Вейл, П.Р. Относительные изменения уровня моря по береговому подошвенному налеганию / П.Р. Вейл, P.M. Митчем мл., С.Томсон // Сейсмическая стратиграфия; пер. с англ. 4.2. - М.: Мир, 1982.- 846 с.

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

14. Влияние динамических процессов в земной коре на формирование месторождений нефти и газа / А.И. Варшавский и др. // ДАН СССР. 1981.-Т. 257.-№3.-С. 1357- 1362.

15. П.Волков, A.M. Прогноз нефтегазоносности локальных поднятий методами распознавания образцов / A.M. Волков // Тр. ЗапСиб-НИГНИ. 1975. - Вып. 88.- 108 с.

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

17. Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления / В.П. Гаврилов. М.: Недра, 1975. - 258 с.

18. Гаврилов, В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере / В.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. 1988. -№ 10.-С. 1-8.

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

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

21. Галкин, В.И. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности / В.И. Галкин, Ю.А. Жуков, М.А. Шишкин. Екатеринбург: УрО РАН, 1992. - 112 с.

22. Галкин, В.И. Комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур / В.И. Галкин, O.J1. Мар-шаев // Экспресс-информ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. -М., 1990. -Вп.5. С. 16-21.

23. Галкин, В.И. О возможности использования характеристик органического вещества берриас-валанжинских отложений для оценки миграции углеводородов из баженовской свиты / В.И. Галкин, A.A. Потрясов // Горные ведомости. 2006. - №5. - С. 30-36.

24. Галкин, В.И. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазонос-ности локальных структур / В.И. Галкин, A.B. Растегаев, C.B. Галкин. Екатеринбург: УрО РАН, 2001. - С. 300.

25. Галкин, В.И. Прогноз нефтегазоносности локальных структур в отложениях юрского комплекса Надым-Пур-Тазовского междуречья / В.И. Галкин и др. // Нефть и газ: Вестник ПГТУ. 2000. -№ 3. - С.19 - 27.

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

27. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович и др.. М.: Недра, 1975. - 679 с.

28. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносных локальных структур молодых платформ / Г.И. Амурский и др.. -М., 1980.-246 с.

29. Гиршгорн, Л.Ш. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской толщи севера Западной Сибири / Л.Ш. Гиршгорн, B.C. Соседков // Геология нефти и газа. 1990. -№3.-С. 26-29.

30. Губницкий, В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях / В.М. Губниц-кий // Современные проблемы нефти и газа: сб. докл. М.: Изд-во ИГиРГИ, 2001.-С. 333-337.

31. Гурари, Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Ф.Г. Гурари / Тр. ин-та СНИИГГиМС. Л., 1959. - Вып. 3. - 174 с.

32. Гурари, Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов / Ф.Г. Гурари // Геология и геофизика. - 1994. - № 4. - С. 19-26.

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

34. Демина, A.M. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур с применением математической статистики / A.M. Демина, Э.М. Халимов. ВНИИОЭНГ. - М., 1978. - 71 с.

35. Дэвис, Дж. Статистика и анализ геологических данных / Дж.Дэвис. М.: Мир, 1977. - 572 с.

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

37. Еханин, А.Е. Морфологическое районирование ачимовской толщи с целью поиска структурных и неструктурных ловушек / А.Е. Еханин, В.И. Шпильман // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978. - Вып. 132. - С. 97 - 101.

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

39. Зависимость между характером развития локальных поднятий и их нефтегазоносностью (на примере Западно-Сибирской низменности) / Е.И. Бенько и др. // Нефтегазовая геология и геофизика. 1964. - Вып.18. - С.18 - 26.

40. Захаров, В.А. Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна / В.А. Захаров и др. // Геология и геофизика. 1998. -Т.39. - № И.-С.1492-1504.

41. Зингер, A.C. Газогидрохимические критерии оценки нефтегазоносности локальных структур / A.C. Зингер. Саратов: Изд-во Сарат. гос. ун-та, 1966. - 476 с.

42. Калинин, В.В. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз» /

43. B.B. Калинин, B.M. Тарасов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. -№10. - С. 30-35.

44. Карогодин, Ю.Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литологический аспект / Ю.Н. Карагодин, C.B. Ершов, B.C. Сафонов. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.-252 с.

45. Катагенез и нефтегазоносность / М.Г. Парпарова и др.. Л.: Недра, 1981.-240 с.

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

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

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

49. Корчагина, Ю.И. Методы оценки генерации углеводородов в неф-тепродуцирующих породах /Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова. -М.: Недра, 1983.-220 с.

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

51. Кремс, А .Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа / А.Я. Креме, Б.Я. Вассерман, Н.Д. Матвиевская. М.: Недра, 1974. - 336 с.

52. Кудрявцев, H.A. Глубинные разломы и нефтяные месторождения / H.A. Кудрявцев. Л.: Недра, 1963.-220 с.

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

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

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

56. Левинзон, И.Л. Прогноз нефтегазоносности локальных структур / И.Л. Левинзон, В.И. Галкин, O.A. Маршаев; Перм. гос. техн. ун-т. -Пермь, 1997,-70 с.

57. Лопатин, Н.В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец. М.: Наука, 1987. - 144 с.

58. Лопатин, Н.В. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья / Н.В. Лопатин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 7. - С. 7 - 22.

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

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

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

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

63. Математические методы в геологии и геофизике / М.М. Эллан-ский и др.. М.: Недра, 1972. - 200 с.

64. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры ЗападноСибирской плиты / под ред. чл.-корр. АН СССР B.C. Суркова. -М.: Недра, 1986.- 149 с.

65. Меленевский, В.Н. Методические рекомендации по применению пиролитического метода в органической геохимии / В.Н. Меле-невский. Новосибирск, 1991. - 42 с.

66. Мельников, Н.В. Строение неокома (группа пластов БС) в западной части Сургутского свода / Н.В. Мельников, Г.Д. Ухлова // Стратиграфия и палеонтология Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2000. - С. 157-164.

67. Методология локального прогноза нефтегазоносности / В.И.Шпильман и др. // Локальный прогноз нефтегазоносности Западно-Сибирской геосинклинали. Тюмень, 1989.- С. 12-15.

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

69. Мкртчян, О.М. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных пластов неокома Среднего Приобья / О.М. Мкртчян, Н.М. Белкин, В.А. Дегтев // Советская геология. -1985.-№ 11. С.115-122.

70. Мкртчян, О.М. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири / О.М. Мкртчян и др.. М.: Наука, 1987.- 126 с.

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

72. Наумов, А.Л. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири / А.Л. Наумов, Ф.З. Хафизов // Геология нефти и газа. 1986. -№ 6. - С. 31-35.

73. Нежданов, A.A. Зоны аномальных разрезов баженовского горизонта Западной Сибири / A.A. Нежданов / Тр. ин-та ЗапСиб

74. НИГНИ. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень, 1985. - С. 27 - 35.

75. Нежданов, A.A. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / A.A. Нежданов // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. Новосибирск: Наука, 1990. - С. 60 - 79.

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

77. Нежданов, A.A. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / A.A. Нежданов, В.А. Пономарев, H.A. Турен-ков. М.: Изд-во Академии горных наук, 2000. - 247 с.

78. Нестеров, И.И. Локальный прогноз нефтегазоносности / И.И. Нестеров // Локальный прогноз нефтегазоносности ЗападноСибирской геосинклинали. Тюмень, 1989. - С. 7 - 11.

79. Нестеров, И.И. Триас-юрский период развития Западной Сибири / И.И. Нестеров, B.C. Бочкарев // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: наука, 1991. - С. 110-116.

80. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. ЗападноСибирский бассейн / А.Э. Конторович и др.[. Новосибирск, 1994.-201 с.

81. Нефтегазообразование на больших глубинах Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта / И.Д. Полякова и др. // Геохимия. -1994. № 1.-С. 111 - 121.

82. B.И. Галкин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1947. - № 2. - С. 6 - 9.

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

84. Обстановка осадконакопления и фации / Х.Г. Рединг и др.. М.: Мир, 1990.-Т. 1,2.-736 с.

85. Оленин, В.Б. Нефтегазоносность и тектоника плит / В.Б. Оленин, Б .А. Соколов // Изв. АН СССР. Сер. Геология. 1975. - № 7.1. C. 125 134.

86. Онищук, Т.М. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской нефтегазоносной области / Т.М. Онищук, A.JI. Наумов, JI.A. Векслер // Геология нефти и газа. 1977. - № 6. -С. 32-36.

87. Особенности состава нефтей баженовской свиты западного склона Сургутского свода / Н.Я. Медведев и др. // Тез. докл. науч. совещ. Новосибирск: СОРАН НИЦ ОИГГМ, 1999. -С. 26-30.

88. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей / И.И. Аммосов и др.. М.: Недра, 1977. - 156 с.

89. Палий, A.M. Локальный прогноз нефтегазоносности / A.M. Палий, Б.П. Кабышев // Нефтяная и газовая промышленность. -1986. № 2. - СЛ0 -13.

90. Панченко, A.C. Раздельное прогнозирование залежей нефти и газа / A.C. Панченко. М.: Недра, 1985. - 200 с.

91. Потрясов A.A. Состав нефтей северных районов Сургутского свода / А.А.Потрясов и др. // Геология нефти и газа. 2004. -№4. - с.23-26.

92. Потрясов A.A. Состав нефтей юрских и нижнемеловых отложений Северо-Восточных районов Сургутского свода / А.А.Потрясов и др. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (материалы седьмой Международной конференции): М.: ГЕОС, 2004. с.421-422.

93. Потрясов, A.A. Прогноз мощности коллекторов в ачимовской толще / A.A. Потрясов // Наука производству. - М., 2006. - №1. - С.71-73.

94. Потрясов, A.A. Связь мощности песчаников ачимовской толщи с динамическими параметрами сейсмической записи (на примере Кочевской и Северо-Кочевской площадей) / A.A. Потрясов // Наука производству. - М., 2006. - №1. - С 25 - 28.

95. Потрясов, A.A. Нефтегазоносность ачимовской толщи на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // A.A. Потрясов,

96. A.B. Растегаев // Горные ведомости. 2006. - №5. - С. 26 - 29.

97. Потрясов A.A. Применение вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских толщ (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») / А.А.Потрясов // Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2006. 198 с

98. Потрясов, A.A. Использование характеристик органического вещества берриас-валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских тел /A.A. Потрясов // Минеральное сырье Урала. 2006. - № 3(6).-С.45 - 51.

99. Потрясов A.A. Характеристика нефтей ачимовской толщи в пределах северной части Сургутского свода / А.А.Потрясов,

100. B.И.Галкин // Геология и полезные ископаемые Западного Урала (Сборник статей по материалам региональной научно-практической конференции). Перм. ун.-т. Пермь, 2006. - с.111-113.

101. Потрясов A.A. Оценка нефтегазоносности ловушек, выявленных в ачимовских отложениях по комплексу критерев / А.А.Потрясов // Нефть и газ. 2006. № 6. - с. 19-24.

102. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э.Конторович и др. // Геология нефти и газа. 1998.-№ 9.-С. 2-9.

103. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. - 54 с.

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

105. Рудкевич, МЛ. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции / МЛ. Рудкевич. -Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1976.

106. Рудницкая, Д.И. Опыт использования системы REAPACK при изучении месторождений нефти и газа Западной Сибири / Д.И. Рудницкая и др. // Геофизика. 1996. -№ 3. - С.19-24.

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

108. Седаева, K.M. О термине «клиноформа» / K.M. Седаева // Бюл. МОИП. Отд. Геология. 1989.-Т. 64.-Вып. 1.-С. 62-65.

109. Сейсмическая стратиграфия / под ред. Пейтона. М.: Мир, 1982.-Ч. 1,2.- 846 с.

110. Селли, Р.К. Дельтовые фации и геология нефти и газа. Достижения в нефтяной геологии / Р.К. Селли. М.: Недра, 1980. - С. 201 -228.

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

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

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

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

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

116. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности / под ред. H.H. Ростовцева. М.: Недра, 1968. - 215 с.

117. Сурков, B.C. Перспективы нижне-среднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа / B.C. Сурков и др. // Геология нефти и газа. 1998. - № 11. - С.8 - 20.

118. Сурков, B.C. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна / B.C. Сурков и др. // Отечественная геология. 1997. -№ 3. - С. 31.

119. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности /

120. B.Д. Наливкин и др. // Геология нефти и газа. 1977. - № 2. - С. 7-12.

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

122. Толковый словарь английских геологических терминов. М.: Мир, 1977.-Т. 1.- 586 с.

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

124. Урасинов, Б.Л. О закономерностях распространения ачимов-ских тел в южной части Надым-Пуровского района / Б.Л. Урасинов и др. // Наука производству. - М., 2003. - № 10 (66).1. C.И 12.

125. Урасинов, Б.Л. О возможности прогнозирования нефтегазоносности ачимовских отложений в южной части Надым-Пуровского района / Б.Л. Урасинов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2002. - № 11.-С.4-5.

126. Условия формирования и закономерности распространения некоторых продуктивных горизонтов верхнеюрско-нижнемеловых отложений Широтного Приобья / З.П. Валюжевич и др. // Тр. инта ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976.-Вып. 1 И. - С. 12 - 49.

127. Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа / под ред. E.B. Каруса. М.: Недра, 1986. - 325 с.

128. Фомичев, A.C. Нефтематеринские свойства меловых отложений Западно-Сибирской плиты по данным пиролиза / A.C. Фомичев, Л.И. Богородская, А.И. Ларичев // Матер, конф. 30 октября -1 ноября 2001 г.-М.: ВНИГНИ, 2001. С. 37-38.

129. Фрик, М.Г. Нефтематеринские свойства глубокопогруженных триасовых и юрских отложений / М.Г. Фрик // Геохимия. 1994. -№6.-С. 21 -24.

130. Хант, Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. М.: Мир, 1982.-703 с.

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

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

133. Черников, К.А. Критерии раздельной оценки нефтеносности (на примере Тимано-Печорской провинции) / К.А. Черников. JL, 1974.- 183 с.

134. Шадрин, А.Н. К вопросу о генезисе клиноциклитов / А.Н. Шадрин // 3 века горно-геологической службы России: матер. регион, конф. геологов Сибири и Дальнего Востока и Северо-Востока России. Томск: ГалаПресс, 2000. - Т. 1.-С. 169-170.

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

136. Ясович, Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья / Г.С. Ясович // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981. - Вып. 166.-С.51 -59.

137. Daily, G.C. Pendulum effect and Niger Delta prolific belts / G.C. Daily //AAPG Bull.- 1976. Vol.60. - №5.- P. 1543 -1549.

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

139. Hedberg, H.D. Continental Margins from Viewpoint of the Petroleum Geologists / H.D. Hedberg // AAPG Bull. 1970. - Vol. 54. -№ l.-P. 137-141.

140. Marjanac, T. Danlin Group Sequence Stratigraphy in the Northern North Sea: A Model for cook Sandstone Deposition / T. Marjanac, R.J. Steel //AAPG Bull.-1997. -Vol. 81. № 2.- P. 276-292.

141. Mutti, E. Seismoturbidites: a new group of resedimented deposition / E. Mutti // Marine Geology. Vol. 55. - № 1 - 2. - P. 103 -116.

142. Peters, K.E. Geochemistry of selected oils and rocks from the central portion of the West Siberian Basin / K.E. Peters at al. // Russia, AAPG Bull. 1993. - Vol.77. - P. 863 - 887.

143. Schmoker, J.W. Use of formation density logs to determine organic carbon in devonian shales of the western Appalacian basin / J.W. Schmoker // Bull, of US Geol. Surv. 1993. - 1909 - P. 71 - 74.

144. Schmoker, J.W. Determination of organic-matter content of Appalacian Devonian shales from gamma-ray logs / J.W. Schmoker // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1981. -Vol. 65. - № 7. - P. 1285 - 1298.

145. Szatmari, P. Petroleum Formation by Fisher Tropsch synthesis in plate tectonics / P. Szatmari // AAPG Bull. - 1989. -Vol. 73. - № 8. -P. 989-998.1. Фондовая литература

146. Зверев, К.В. Особенности терригенного осадконакопления в неокоме Северного Приобья и позднем мелу Усть-Енисейского района: дис. . канд. геол.-минер. наук. Т. 1-2. Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН, 1999.