Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их нефтегазоносности

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их нефтегазоносности"

9 15-4/41

На правах рукописи 0

МАЛЫШЕВА Светлана Валентиновна

РЕГИОНАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ТИПОВ В СВЯЗИ С ПРОГНОЗОМ ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Специальность: 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минерапогических наук

Санкт-Петербург, 2015

Работа выполнена в ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Научный руководитель: Доктор геолого-минералогических наук, профессор

Хафизов Сергей Фаизович

Официальные оппоненты: Доктор геолого-минералогических наук, профессор

Худолей Андрей Константинович

Доктор геолого-минералогических наук Соборное Константин Олегович

Ведущая организация: Федеральное государственное унитарное

научно-производственное предприятие «ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА» (ФГУНПП «Геологоразведка»)

Защита состоится 18 ноября 2015 года в М ч.оо мин. на заседании диссертационного совета Д216.015.01 на базе федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ») по адресу: 105118 Москва, Шоссе Энтузиастов, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГНИ», главное здание, 1 этаж. Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте ФГУП «ВНИГНИ» www.vnigni.ru и в ВАК при Министерстве образования и науки Российской Федерации www.vak.ed.gov.ru.

Автореферат разослан ¿Че^ТгШиЛ 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

( к. г.-м. н. Долматова И. В.

| ГОС.1 ■ • ■ ■- -ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ^А^ОТЫ " " '_

Актуальность темы. В последние годы широкое развитие получил метод регионального моделирования (моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных (УВ) систем или бассейнового моделирования), однако не существует единого алгоритма моделирования, универсального для всех бассейнов. В работе продемонстрированы подходы, оптимальные для бассейнового моделирования с целью изучения и прогноза нефтегазоносности традиционных и нетрадиционных коллекторов бассейнов различных типов.

Цель диссертации заключается в том, чтобы показать взаимосвязь УВ систем с геодинамической природой осадочного бассейна, и предложить возможные алгоритмы моделирования УВ систем в зависимости от типа бассейна, в том числе для прогноза нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов.

Основные задачи:

1. Провести анализ существующих классификаций осадочных бассейнов по принципу их геодинамической природы, определить и систематизировать основные особенности УВ систем бассейнов различных геодинамических типов в связи с определением базовых алгоритмов моделирования УВ систем.

2. Разработать базовые алгоритмы моделирования для бассейнов различных типов на примере бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна и части бассейна Загрос. Сделать рекомендации по применению базовых алгоритмов моделирования для бассейнов других геодинамических типов на основе особенностей их строения и УВ систем.

3. Охарактеризовать особенности формирования УВ систем в изучаемых бассейнах и дать прогноз их нефтегазоносности на основе моделирования.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в установлении наиболее важных для проведения бассейнового моделирования особенностей УВ систем бассейнов различных геодинамических типов, в выработке специфических подходов к моделированию УВ систем с целью прогноза ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов. Кроме этого, в ходе работы сделан ряд выводов относительно строения рассматриваемых в качестве примеров бассейнов, формирования их УВ систем. Создана трехмерная модель Южно-Карского бассейна, на основе которой предложена модель формирования скоплений УВ за счет миграции из глубоких юрских материнских отложений. Сделаны выводы о преимущественной газоносности Северо-Карского бассейна на основе новой предложенной сейсмогеологической модели. Дан прогноз УВ потенциала нетрадиционных коллекторов баженовской свиты в районе Мансийской синеклизы и

выделены перспективные зоны УВ скоплений на основе бассейнового моделирования с учетом формирования «органической» пористости нефтегазоматеринских отложений. Защищаемые положения:

1. Бассейны различных геодинамических типов характеризуются рядом особенностей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем: в бассейнах первой группы, формирующихся в обстановках растяжения и погружения, процессы генерации контролируются погружением, преобладает миграция УВ по проницаемым толщам, распространение материнских пород, коллекторов и региональных покрышек контролируется палеофациальными условиями, широко развиты неантиклинальные ловушки; в бассейнах второй группы, формирующихся в обстановках сжатия, процессы генерации и миграции УВ, формирования ловушек зависят от тектонических процессов, погружение материнских толщ и созревание органического вещества может происходить за счет формирования надвигов, миграция - за счет формирования ослабленных зон вдоль тектонических нарушений, разломов.

2. С учетом отмеченных особенностей УВ систем при бассейновом моделировании следует применять один из четырех базовых алгоритмов, разработанных на примере бассейнов типа надрифтовой депрессии (Южно-Карский бассейн, часть Западно-Сибирского бассейна), пассивной окраины (Северо-Карский бассейн) и орогена столкновения (часть бассейна Загрос). Для бассейнов первой группы следует применять базовые алгоритмы 1 и 2, не предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций, включающие седиментационное моделирование и прогноз распространения и исходного содержания органического вещества в материнских толщах. Для бассейнов второй группы - базовые алгоритмы 3 и 4, предусматривающие проведение сложных структурных реконструкций и моделирование миграции, связанной с разломными зонами. Базовые алгоритмы 2 и 4 предусматривают прогноз ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов - сланцевой нефти и газа.

3. В результате применения алгоритмов установлены особенности формирования УВ систем бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна в области Мансийской синеклизы и части бассейна Загрос:

a) В Южно-Карском бассейне УВ системы между собой взаимосвязаны. Наиболее значимые юрские материнские толщи в предолигоценовое время в центральной части бассейна достигли зоны генерации газа, а в краевых частях бассейна оставались в переделах зоны генерации нефти. Прогнозируется преимущественная газоносность бассейна.

b) В Северо-Карском бассейне ввиду глубокого погружения и высокой степени зрелости предполагаемых материнских толщ, в палеозойском комплексе ожидается преимущественная

газоносность. В качестве перспективных зон нефтегазонакопления выделяется Краснофлотский вал, поднятие Визе и седловина Макарова.

c) В области Мансийской синеклизы Западно-Сибирского бассейна отложения баженовской свиты обладают высоким нетрадиционным ресурсным потенциалом вследствие совокупности высокого содержания органического вещества, его повышенной степени зрелости, и образования «органической» пористости. По площади исследований наиболее перспективные области прогнозируются в районе Северо-Демьянского и Салымского поднятий.

d) В бассейне Загрос в южной части Курдского автономного района Ирака элементы УВ систем формировались на стадии развития бассейна пассивной окраины, заполнение ловушек происходило позднее, на стадии формирования орогена столкновения за счет миграции вдоль региональных разломных зон и надвигов. В связи с этим, перспективы связаны с приразломными структурами, расположенными на пути миграции УВ.

При личном участии автора работы выполнено бассейновое моделирование и анализ УВ систем для Южно-Карского и Северо-Карского бассейнов, западной части Мансийской синеклизы Западной Сибири. Проведено полевое изучение разреза и элементов УВ систем бассейна Загроса в южной части Курдского автономного района Ирака. Обобщены литературные данные и выявлены ключевые особенности УВ систем для различных типов бассейнов, предложены алгоритмы моделирования.

Практическая значимость работы. По результатам моделирования дан прогноз нефтегазоносности и выделены наиболее перспективные области скопления УВ в изучаемых бассейнах. Предложенные алгоритмы моделирования можно рекомендовать к использованию для решения практических задач прогноза ресурсного потенциала для других типов бассейнов, обладающих сходными характеристиками УВ систем, такими как: состав и характер распространения коллекторов, материнских толщ и покрышек, преобладающий тип ловушек, характер миграции углеводородов и др. Показано, в каких типах бассейнов целесообразно оценивать нетрадиционный ресурсный потенциал. Результаты работ выполненных в рамках диссертации использовались при подготовке планов ОАО «Газпром нефть» по лицензированию в РФ. Предложенные алгоритмы моделирования могут быть использованы при разработке методических рекомендаций для проведения бассейнового моделирования.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях: 5lh Saint Petersburg International Conference & Exhibition (EAGE, 2-4 апреля 2012 г., г. Санкт-Петербург); European Geosciences Union General Assembly 2012, (22-27 апреля 2012 г., г. Вена); Международный конгресс GeoHannover 2012:

GeoResourses for the 21s' Century (1-3 сентября 2012 г., г. Ганновер); Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии Французского института нефти и компании «Beicip-Franlab» для решения задач разведки и разработки нефтегазовых месторождений» (19-21 марта 2012 г., г. Тюмень); IX Международная Конференция «Освоение шельфа России и СНГ-2012» (17-18 мая 2012 г., г. Москва); Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии» (25-29 сентября, 2012 г., г. Санкт-Петербург).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 11 работ, включая тезисы и тексты докладов конференций, в том числе 7 статей в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Нефтяное хозяйство, № 12, 2012 (2 статьи); Геология нефти и газа, №1/2, 2012; Нефтяное хозяйство, № 12, 2011 (2 статьи); Нефтяное хозяйство, №12, 2010; Вестник СПбГУ, сер. 7, вып. 4, 2006.

Фактический материал. При выполнении бассейнового моделирования были использованы геолого-геофизические данные ОАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть НТЦ», а также литературные источники и фондовые материалы. Характеристики углеводородных систем для бассейнов различных типов обобщены автором на основе изучения большого объема геолого-геофизической информации по бассейнам мира из опубликованных источников и комплексных баз данных, проводимого автором в течение нескольких лет работы. Кроме этого использованы результаты собственных полевых наблюдений в районе Северного острова архипелага Новая Земля (2005 г.), Скалистых гор (Канада, 2012 г.) и предгорий Загроса (Курдский автономный район Ирака, 2013 г.).

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Общий объем диссертации 138 страниц, в том числе 33 рисунка и 4 таблицы (в приложениях). Список литературы содержит 110 наименований.

Благодарности. Автор выражает благодарность научному руководителю д.г.-м.н., заведующему кафедрой Геологии УВ систем РГУ им. Губкина, Сергею Фаизовичу Хафизову за всестороннюю поддержку при работе над диссертацией и внедрении бассейнового моделирования в практику региональных исследований ООО «Газпромнефть НТЦ». Глубокую признательность автор выражает к.г.-м.н. Наталии Николаевне Косенковой, к.г,-м.н. Юрию Владиславовичу Филипповичу, к.г.-м.н. Владимиру Евгеньевичу Вержбицкому и Виктору Евгеньевичу Васильеву за ценные советы при выполнении работы. Автор признателен за помощь и консультации экспертам Beicip Franlab: к.г.-м.н. Марии Леонидовне Сен-Жермес, Жан-Мари Легль и Пьер Ив Шенет. Большую благодарность автор выражает коллективу ООО «Газпромнефть НТЦ», в особенности, Дмитрию Константиновичу Комиссарову, Роману Ринатовичу Мурзину и всем, кто вместе с автором принимал участие в

работе над региональными моделями, описанными в работе. Также автор выражает благодарность руководству ОАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть НТЦ» за возможность использования материалов для написания диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Углеводородные системы бассейнов различных геодпиамнческих типов

В последние годы заметно возрос интерес к осадочным бассейнам, их истории формирования и нефтегазоносности с позиции геодинамики и геотектоники. Среди российских исследователей, уделяющих особое внимание этой проблеме, стоит отметить В.Е. Хаина, К.А. Клещева. B.C. Шеина, В.П. Гаврилова, A.M. Никишина. Ю Г. Леонова и Ю.А. Воложа. Согласно современным представлениям, образование осадочных бассейнов обусловлено горизонтальными движениями литосферных плит и изостатическим выравниванием отдельных их частей (Шеин, 2006). В основе большинства существующих типизаций бассейнов лежит представление о цикличности развития литосферы и земной коры Дж. Вилсона На (рис. I) приведена геодинамическая типизация бассейнов, объединяющая существующие типизации осадочных бассейнов и построенная с целью выявления особенностей их углеводородных (УВ) систем.

На связь УВ систем с геодинамическим типом бассейна впервые обратили внимание Перродон и Массе в 1984 г. Ими была высказана идея о том. что образование и сохранность залежей УВ является результатом организации осадочного заполнения бассейна и его эволюции во времени, а способы переноса энергии и самих флюидов контролируются характером погружения, механизмы которого отражаются в УВ системах. Геодинамический режим определяет состав и характер осадочного заполнения бассейнов, т.е. литолого-фациальный состав отложений, которые могут представлять собой отдельные элементы УВ систем, а также тип формирующихся ловушек (Клещев и др.. 1995). По преобладающему тектоническому режиму бассейны разных геодинамических обстановок были разделены на две группы. Первая группа включает бассейны с преобладающим режимом растяжения и погружения, вторая - с преобладающим режимом сжатия.

1. Континентальный рифт

2. Зарождение океана

3. Пассивная окраина

МГ"

4. Конвергентная окраина с аккреционной призмой

5. Закрытие океанического бассейна

Бассейны континентальных рифтов

ZU

Бассейны

океанических рифтов

Бассейны пассивных окраин

Бассейны пассивных окраин Атлантического типа (магматические/амэгматические)

| Бассейны трансформных окраин

Бассейны активных окраин

Недозакрытие

Преддуговые

бассейны Щ| /""Ч

Междуговые L,' s ^

бассейны

Задуговые бассейны

/

6. континентальная коллизия (Эрогенные бассейны

л »

■а ^ • ip

- Предгорные л ^ *'* (Як

' — u Внешних зо»

! складчатых Д ^ Т ^ Ь :истем _

Межторные ^ ^ ^

Коллапсные (переходный комплекс платформ)

о ^ • •

"Т

л

^^^ Отмирание АЛГ1

АЛГ 1 ЛИГЗ

Инверсированные рифты

Остаточные

Бассейны надрифтовых депрессий

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: Элементы УВ систем: Материнские отложения:

■ Богатые Ш Бедные

т Региональные/локальные Преобладающий тип коллектора:

Терригенный Ш Карбонатный «л Региональный/локальный Преобладающий тип покрышек: -«к- Глинистая

Соленосная <•/" Региональная/локальная

Преобладающий тип ловушек:

/"■Ч Антиклинальные ¡¡^С Неантиклинальные

Тектонически ограниченные Факторы и процессы: Преобладающий тектонический режим: Бассейны с преобладающим растяжением фф Бассейны с преобладающим сжатием Бассейны с преобладающим сдвигом Бассейны с преобладающими

вертикальными движениями (погружение/поднятие) Предлагаемые алгоритмы моделирования:

Базовый алгоритм 1

Преобладающий тепловой режим:

• "Теплые" бассейны

• "Холодные" бассейны Преобладающий механизм миграции:

• Миграция вертикальная ^ и/или латеральная

^ Миграция вдоль тектонических

нарушений Традиционные/нетрадиционные УВ: ^ Традиционные УВ системы Традиционные УВ системы ф и нетрадиционный УВ потенциал (сланцевая нефть/газ)

(на примере бассейнов Карского моря)

^^^ Базовый алгоритм 2

(на примере баженовской свиты Западной Сибири)

Базовый алгоритм 3

(на примере бассейна Загроса)

Базовый алгоритм 4 (теоретическое предположение

на основе комбинирования алгоритмов 2 и 3)

Рис. 1. Особенности УВ систем и предлагаемые алгоритмы моделирования для бассейнов различных геодинамических типов (с использованием иллюстрации для типов бассейнов на основе (Allen, Allen, 2005) с изменениями).

Для первом группы бассейнов характерные особенности УВ систем обусловлены отсутствием значительных деформаций сжатия. Процессы генерации контролируются преимущественным погружением, в некоторых случаях прерывистого характера за счет перерывов в осадконакоплении и эрозии. В таких бассейнах процессы миграции УВ преимущественно осуществляются по проницаемым толщам, дальняя латеральная миграция возможна только при наличии выдержанных региональных покрышек. Распространение материнских пород. коллекторов и региональных покрышек контролируется палеофациальными условиями. Например, в рифтогенных бассейнах региональные материнские толщи и покрышки могут вовсе отсутствовать. В целом, в таких бассейнах широко развиты неантиклинальные ловушки, локализованные в пределах крупных приподнятых зон аккумуляции. Эта группы включает рифтогенные бассейны, бассейны пассивных окраин и надрифтовых депрессий, также к этой группе можно отнести задуговые, коллапеные и остаточные бассейны.

Вторая группа бассейнов, формирующихся в преобладающих обстановках сжатия, характеризуется наличием значительных деформаций в осадочном чехле. Особенности УВ систем заключаются в том, что процессы генерации и миграции УВ во многом зависят от тектонических процессов. Погружение материнских толщ и созревание органического вещества (ОВ) в таких бассейнах может происходить за счет формирования надвигов. Миграция происходит за счет формирования ослабленных зон вдоль тектонических нарушений, разломов. Вместе с тем, разломные зоны могут являться экранами на пути миграции флюидов, осложняя дальнюю латеральную миграцию, что может приводить к формированию залежей на небольшом удалении от очага генерации. Тектонические нарушения могут приводить к сообщаемости УВ систем разных стратиграфических комплексов и приводить к смешению УВ из разных источников в залежах. Формирование широкого спектра разнообразных ловушек также напрямую связано с тектоническими процессами. При интенсивных деформациях происходит расформирование и переформирование ранее образованных залежей, потери УВ. Наиболее вероятна сохранность залежей в тех ловушках, заполнение которых происходило (либо происходит, если процессы не завершены) после основных событий складчатости.

Эта группа бассейнов включает бассейны орогенов столкновения (передовых прогибов и внешних зон складчато-надвиговых поясов, межгорные бассейны), преддуговые и междуговые бассейны активных окраин. В качестве исключения, к этой группе можно также отнести бассейны пассивных окраин с интенсивно деформированным осадочным чехлом за счет гравитационной тектоники.

Глава 2. Метод моделирования УВ систем

По определению (Нат$с11е1, КаиегаиГ, 2009), модель УВ систем - это цифровая модель, в которой взаимосвязанные процессы УВ систем и их результаты могут быть воспроизведены с целью их лучшего понимания и прогноза. Модель УВ систем позволяет воссоздать в цифровом формате процессы генерации, миграции, аккумуляции и потери нефти и газа в УВ системе в течение геологического времени. Основная цель моделирования УВ систем - снижение геологических рисков, связанных с заполнением ловушек.

Впервые метод бассейнового моделирования появился в '80-ых годах прошлого века. Метод постоянно развивался и со временем превратился в широко используемый инструмент для изучения и прогноза нефтегазоносности бассейнов. Ключевые этапы, традиционно выполняемые при моделировании УВ систем вне зависимости от применяемого программного обеспечения (ПО), включают: постановку задач и определение уровня детальности работы; отбор и подготовку входных данных: наполнение модели информацией; восстановление истории погружения бассейна; расчеты тепловой модели и определение степени зрелости материнских отложений; калибровку тепловой модели; расчеты объемов генерации и эмиграции УВ, определение критического момента; оценку путей миграции, объемов скоплений УВ и их фазового состава; оценку достоверности результатов моделирования миграции УВ по отношению к выявленным скоплениям: калибровку свойств литологических типов в модели, свойств разломов и т.п.; качественную и количественную оценку скоплений УВ.

Глава 3. Особенности моделирования УВ систем бассейнов различных типов

На примере бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна (область Мансийской синеклизы) и бассейна Загроса в южной части Курдского автономного района Ирака предложены возможные базовые алгоритмы моделирования УВ систем для бассейнов с преобладающим режимом растяжения и погружения (1 группа) и для бассейнов с преобладающим режимом сжатия (2 группа).

Южно-Карский н Северо-Карский бассейны разделены Северо-Сибирским порогом и отличаются по возрасту формирования и своему строению (Клещев, Шеин, 2008). ЮжноКарский бассейн является частью Западно-Сибирского мегабассейна с позднепалеозойским (герцинским) фундаментом и представляет собой бассейн надрифтовой депрессии (рис. 2 ). Осадочный чехол представлен отложениями триаса, юры, мела, палеогена и четвертичного возраста. В основании чехла залегает синрифтовый комплекс, заложенный в перми-триасе (Никишин и др., 2011).

ц^д Южно-Карский бассейн Северо-Сибирский порог Северо-Карский бассейн

Рис. 2. Схематический разрез шельфа Карского моря по линии опорного профиля 3-АЯ на основе данных Севморгео (Вержбицкий. Малышева и др.. 2012)

УВ системы Южно-Карского бассейна предполагаются но аналогии с Ямало-Гыданским регионом (Скоробогатов и др., 2003: Скоробогатов и др.. 2006), а также с учетом результатов седиментационного моделирования, выполненного с целью прогноза распространения коллекторов и потенциальных материнских отложений (рис. 3) (Малышева и др., 2011).

Коллектор ♦ ♦ й ♦

Покрышка

Формирование ловушек Генерация и миграция УВ

Аккумуляция

Консервация

Эратема

Отдел

НГМ горизонт

Кайнозой

Критическая точка

Рис.3 Схема элементов и процессов УВ систем Южно-Карского бассейна (Малышева и др..

2011).

Проведенное моделирование показало, что аптские возможные материнские толщи находятся на стадии катагенеза не выше МК1. а основная генерация происходила в юрских возможных материнских горизонтах, достигших зрелости к моменту основных тектонических событий, которые завершили формирование структурного плана в предолигоценовое время (рис.4).

а) б)

Рис. 4. Значения коэффициента трансформации керогена в отложениях тшпон-берриасского (баженовского) НГМ горизонта (а) и положение зоны «нефтяного окна» (зеленым), «газового окна» (красным) и зоны крекинга нефти (фиолетовым) в эоценовое

время (б).

УВ системы Южно-Карского бассейна не изолированы, и залежи УВ во всех стратиграфических интервалах (прежде всего в меловых) могут иметь смешанные источники. Зоны нефтегазонакопления, выделенные по результатам проведенного моделирования, показаны на (рис.5). Так как в бассейне могли происходить одновременно вертикальная и латеральная миграция, не наблюдается выраженной зональности фазового состава. Перспективы связаны с тремя комплексами терригенных отложений: юрским, верхнеюрско-аптским и альб-сеноманским.

По результатам моделирования преобладают ресурсы газа, но также прогнозируется некоторая доля жидких УВ в составе нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. Подтверждением этого прогноза стало недавнее открытие «Победа» на Университетской структуре, содержащее легкую нефть. Наибольшие перспективы связаны с Обручевским валом (рис. 5).

Северо-Карский бассейн «подстилается» относительно жестким блоком фундамента, возраст консолидации которого, согласно существующим представлениям, дорифейский (Грамберг и др., 2004), позднедокембрийский (Шипилов, Берниковский, 2010), либо позднебайкальский. По результатам переинтерпретации сейсмических данных в ООО «Газпромнефть НТЦ» была предложена новая модель геологического строения СевероКарского бассейна, основанная на выделении основных несогласий, разделяющих различные по своей внутренней структуре сейсмокомплексы (рис. 6). В основании чехла было выделено предордовикское несогласие (Вержбицкий, Малышева и др., 2011)

1. С_____/ 2. '"'X,.. з. "«Я- 4.

Условные обозначения:! - зоны с установленной нефтегазоносностью и перспективные; 2 — бесперспективные зоны: 3 - в колонке: доля жидких и газообразных УВ.

Лис. 5. Прогнозируемые зоны нефтегазонакопления Южно-Карского бассейна по результатам моделирования (Малышева и др., 2011).

Рис. 6. Схематический геологический профиль Северо-Карского бассейна по линии сейсмопрофиля 3-АР (Вержбицкий. Малыи/ева и др.. 2011).

Сеееро-Сибирский порог уеГнени* к^нофпотский Присеаершемельский св

ят тая ' ' V,. 1 < «V с,

Р"""""".............. , ; в. и?.у.е о,,

о-э-о.

На основе этой модели было выполнено седиментационное и бассейновое моделирование Северо-Карского бассейна. УВ системы этого бассейна предполагаются на основе геологических данных по островам Новой Земли (в том числе полученных автором во время полевых исследований), и Северной Земли. Предполагаемые УВ системы связаны с палеозойским структурно - вещественным комплексом, сформированным на стадии развития пассивной окраины (рис. 7).

Эратема Палеозой

Система Силур Деюи шик Карбон Пермь

Отдел Нижний Средина Верхний Веилок Лршда, Нижний Средний Верхний

Ярус в о.,;о„ олк 5» 0: 0, 0,-10„ о о„

НГМ горизон! • • • •

Коллектор 0 Ф 0

Покрышка ■ ■ ■

Формирование ловушек ©

Генерация и миграция УВ 5 . В. »=- ----

Аккумуляция •

Консервация •—

• Критический момент

Рис. 7. Схема элементов У В систем Северо-Карского бассейна.

Главными нефтегазоматеринскими толщами бассейна могут быть глинистые и глинисто-карбонатные отложения нижнего ордовика, нижнего и верхнего силура, нижнего девона, предположительно содержащие морское ОВ (кероген 11 типа). Коллекторами могут выступать терригенно-карбонатные ордовикско-нижнедевонские и терригенные среднедевонские отложения. Покрышками могут служить глинистые толщи нижнего и верхнего девона (Вержбицкий, Малышева и др., 2012).

Одним из основных результатов проведенного моделирования стал вывод о вероятной преимущественной газоносности Северо-Карского бассейна в связи с большими глубинами погружения и высокой зрелостью материнских отложений ордовикского, силурийского и девонского возраста, в частности, в области Присевероземельского прогиба и прогиба Святой Анны. К моменту формирования основных структурных элементов бассейна, связанному с герцинскими событиями складчатости на прилегающей островной суше условия для генерации нефти сохранялись только в районе Центрально-Карского поднятия (рис.8). С этого времени УВ мигрировали в направлении крупных поднятий и аккумулировались в области поднятия Визе, седловины Макарова и на склоне Известинской моноклинали. Часть УВ могла скапливаться на восточном склоне Присевероземельского прогиба (рис. 9). Основные залежи УВ прогнозируются в пределах указанных крупных региональных

поднятий в карбонатно-терригенных коллекторах ордовикско-нижнедевонского комплекса, а также в терригенных коллекторах среднего девона (Вержбицкий, Малышева и др., 2012). Распределение жидких УВ определяется простиранием крупных структурных элементов и сосредоточено на крыльях мегавалов и поднятий.

а) б)

Рис.8 Значения коэффициента трансформации керогена в отложениях пражского НГМ горизонта (а) и положение «нефтяного окна» (зеленым), «газового окна» (красным), зоны крекинга нефти (фиолетовым) и зоны полной реализации НГМ потенциала после пермского

аплифта (б).

доля жидких и газообразных УВ).

Базовый алгоритм 1 (рис. 10). разработанный на примере бассейнов Карского моря, в основе своей имеет традиционно выполняемые при бассейновом моделировании операции с некоторыми дополнениями, представленные в определенном порядке, демонстрирующем логически последовательный процесс и зависимость каждой последующей операции от результатов предыдущей. Алгоритм включает несколько этапов работы, выполняемых в последовательности, указанной стрелками: 1 - сбор данных (сейсмических, ГИС. геохимических, температурных, литологических); 2 - создание сейсмогеологической (структурной) модели; 3 - структурные реконструкции (восстановление размытых толщин, исходных мощностей солей при диапиризме. незначительных смещений по разломам): 4 -создание седиментационной (литологической) модели; 5 - расчет и калибровка тепловой модели (по скважинным данным, результатам исследования керна, образцов из обнажений), 6 - прогноз распространения и качества материнских отложений по площади и разрезу: 7 -построение карт содержания Сорг (по данным Яоск-Еуа!, СагЬо1о§, пересчету данных гамма-каротажа): 8 - расчет коэффициента трансформации керогена (ТЯ); 9 - построение карт исходного содержания Сорг; 10 - расчет объемов генерации УВ: И - оценка объемов эмигрированных УВ: 12 - моделирование миграции УВ: 13 - определение соотношения времени миграции УВ и формирования ловушек; 14 - оценка объемов и состава УВ скоплений; 15 - калибровка модели по наличию и составу выявленных УВ скоплений: 16 -оценка объемов и состава УВ скоплений и других расчетных параметров; 17 - ранжирование перспективных объектов и вероятностная ресурсная оценка с учетом возможного заполнения ловушек и фазового состава.

Этот алгоритм может быть применен для бассейнов, отнесенных к первой группе бассейнов, формирующихся в преобладающих обстановках растяжения и погружения: рифтогенные бассейны, бассейны пассивных окраин и надрифтовых депрессий, задуговые, коллапсные и остаточные бассейны.

В связи с распространением неантиклиналъных ловушек и необходимостью прогноза распространения коллекторов, покрышек и материнских толщ бассейновое моделирование для таких бассейнов должно включать этап седиментационного моделирования. Моделирование миграции должно учитывать проницаемые свойства разреза, проницаемость разломов для осуществления миграции может играть второстепенную роль.

1. Сбор данных:

- сейсмических -ГИС

- геохимических

- литологических

- температурных

2. Создание сейсмогеопогической| 30 модели

(структурная модель)|

3. Структурные реконструкции 30 модели (сдвиги, сбросы, диапиры, эрозия)

5. Расчет и калибровка тепловой модели (по скважинным данным, по обнажениям)

4. Создание седиментационной 30 модели (литологическая модель)!

6 Прогноз распространения]

качества материнских отложений по площади и разрезу

Т

8. Расчет

коэффициента

трансформаций

10. Расчет

объемов генерации УВ

7 Построение карт Сорг - Роск-еуа!

• Гамма-каротаж

• СагЬо!од_

9 Построение карт исходного] Сорг

11. Оценка объемов эмигрированных! УВ

13. Определение соотношения времени миграции и формирования ловушек

12. Моделирование! миграции УВ в 30

14. Оценка объемов и состава УВ скоплений!

15. Калибровка по наличию

и составу известных] УВ скоплений

17. Ранжирование перспективных объектов| и вероятностная ресурсная оценка с учетом возможного заполнения ловушек I

фазового состава -,-

16. Оценка объемов и состава УВ скоплений и др расчетных параметров

Рис.10. Алгоритм .моделирования УВ систем бассейнов с преобладающим режимом растяжения (базовый алгоритм 1).

Рис.11. Алгоритм моделирования бассейнов с преобладающим режимом растяжения и погружения для прогноза нетрадиционного

углеводородного потенциала сланцевых толщ (базовый алгоритм 2).

На основе опыта моделирования района Мансийской ен пекл ты ЗападноСибирского бассейна с целью прогноза нефтегазоносности нетрадиционных коллекторов баженовской свиты (Малышева и др.. 2012) предложен базовый алгоритм 2 (рис.11.). Залежи нефти и газа в нетрадиционных коллекторах известны уже несколько десятилетий, в том числе в России (Дорофеева, 1983: Нестеров. 1979). но до сих не существует универсальных и общепринятых методик оценки их ресурсного потенциала и полного понимания природы порового пространства, формирующего коллектор. Применение бассейнового моделирования для прогноза ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов является относительно новым направлением.

Область исследований, для которой было проведено моделирование с целью оценки УВ потенциала баженовской свиты, включает часть Западно-Сибирского бассейна, а именно западную часть Мансийской синеклизы (Салымское и Демьянское поднятия, примыкающие к ним Сытоминскую и Усть-Демьянскую впадины, Салымский прогиб) и восточную часть Красноленинской моноклизы (рис. 12).

Салымское поднятие

Салымский 1прогиб

Демьянское поднятие

Усть-Демьянская впадина

Сытоминская впадина

Щ

Рис. 12.Область исследований и основные структурные элементы на основе тектонической карты юрского структурного этажа (А.Э. Конторович. 2001).

По результатам моделирования установлено, что процессы генерации УВ в отложениях баженовской свиты по площади исследований происходят не равномерно, а локальный очаг генерации в пределах области исследований протягивается меридионально от Северо-Демьянского до Салымского поднятия (рис. 13). За счет формирования органической пористости при деструкции керогена, которая по расчетам достигает 7%, отложения

баженовской свиты могут содержать от 100 до более 1000 тыс. т. УВ/км2. максимальные содержания прогнозируются в центральной части области исследований (рис. 13).

50 км

СытомЛнская впадина\

\

— — — •«. N

^ САлымское \ < 100 тыс. т. УВ/км2 \ поднятие ,

' > Салынский / /

проги^

л \

^ удемьянское . поднятие у

"V ✓ I

Рис. 13. Зрелость отложений (Ко, %) баженовской свиты и содержание УВ по результатам моделирования.

Базовый алгоритм 2 включает несколько этапов работы. Первые 9 этапов от сбора и анализа данных до построения карт исходного содержания Сорг выполняются в той же последовательности, что и в базовом алгоритме 1. В отличие от алгоритма 1. при оценке нетрадиционного ресурсного потенциала сланцевых толщ, главной задачей является определение общих объемов генерации углеводородов и объемов остаточных углеводородов, поэтому появляется несколько дополнительных этапов: 10 - расчет пустотного пространства «органической» пористости; 11 - расчет емкости адсорбции (при оценке объемов сланцевого газа); 12 - расчет объемов генерации УВ. После завершения трех последних этапов выполняется этап 13 - оценка ресурсного потенциала нетрадиционных коллекторов (сланцевых толщ). Кроме этого, дополнительный этап данного алгоритма - это уточнение кинетических параметров разложения керогена путем калибровки параметров керогена-аналога, так как в случае нетрадиционных коллекторов (сланцевой нефти и газа) это является одним из критических факторов, определяющих время генерации, состав и количество УВ. По предложенному базовому алгоритму 2 возможно оценивать ресурсный потенциал нетрадиционных коллекторов сланцевых толщ для бассейнов надрифтовых депрессий и рифтогенных бассейнов.

На основе анализа УВ систем бассейна Загрос в южной части Курдского автономного района Ирака, результатов проведенного в «Газпромнефть НТЦ» бассейнового моделирования для этого региона, а также опубликованных результатов бассейнового моделирования для других складчатых областей предложен базовый алгоритм 3.

Бассейн Загрос (Месопотамский бассейн) расположен на северо-востоке Арабской плиты, преимущественно на территории Ирака (рис.14), и характеризуется многостадийной историей развития от палеозоя до четвертичного периода. Наиболее значим с точки зрения нефтегазоносности мезозойский этап развития пассивной окраины Нео-Тетиса (поздняя пермь - ранний триас), а также этап формирования предгорного прогиба, примыкающего к коллизионной зоне Таурус-Загрос.

Структурный домен фронта складчатой системы Зафоса

1

Структурный домен предгорного прогиба и скпадчато-надвиговой зоны

Голоцен Вериний Мел

Бахтиэри Нижний Мел

Верхний Фарс НЮряиТриас

Нижний Фарс ЩЛал«яой Джерибе фундамент

Опигоцен и Эоиен^ ЩПапеоилн

I Гззоконденсэт

К Газоконденсат {перспективные объекты)

■ нефть

Глинисты« фаики

Нефть (перспективные объекты) Нефть или таз [перспективные объекты) Нефтепроявпенин при испытаниях

Рис 14. Схематический геологический разрез бассейна Загрос ЮЗ-СВ направления (по материалам www.westernzagros.com с изменениями).

В бассейне выделяют УВ системы мезозойского и кайнозойского возраста (рис. 15). Многими авторами отмечается факт перетоков флюидов между УВ системами, этим процессам способствует активный тектонический режим региона (Аяга\¥1 е1 а1, 2010; .Ыввт, 2006). Элементы УВ систем формировались на стадии развития бассейна пассивной окраины

По результатам 20 моделирования установлено, что заполнение ловушек происходило на стадии формирования орогена столкновения за счет миграции вдоль региональных разломных зон и надвигов. В связи с этим, перспективы связаны с приразломными структурами, в том числе с поднадвиговыми складками (рис.16).

® Критический момент

Рис. 15. Схема У В систем бассейна Загрос

Потенциальные ловушки Открытые скоплений УВ Выходы УВ на поверхность

Потенциальные ловушки Потенциальные ловушки

Рис. 16. Результаты 2й моделирования У В систем по одному из композитных профилей бассейна Загрос (УВ насыщение по результатам расчетов миграции).

Базовый алгоритм 3 (рис.17) предусматривает проведение сложных структурных и палинспастических реконструкций (этап 3 - структурные реконструкции 20/30 модели для восстановления исходной геометрии бассейна при надвигах, гравитационной тектонике, срывах, соляном диапиризме, сложных сдвиговых дислокациях), для которых требуется либо применение специальных модулей программного обеспечения, либо отдельных программных продуктов для таких реконструкций.

Базовый алгоритм 3 может быть применен для бассейнов второй группы, формирующихся в условиях преобладающего сжатия: бассейны орогенов столкновения (бассейны передовых прогибов и внешних зон складчато-надвиговых поясов, межгорные бассейны), преддуговые и междуговые бассейны активных окраин. Также этот алгоритм можно применять для бассейнов пассивных окраин с ярко выраженной гравитационной и соляной тектоникой, где имеет место как локальное растяжение, так и локальное сжатие.

1. Сбор данных:

- сейсмических -ГИС

- геохимических

- литологических

- температурных

5. Уточнение кинетической схемы керогена

2. Создание сейсмогеологической 30 модели

(структурная модель)

3. Структурные реконструкции 30 модели (надвиги, диапиры, срывы)

4, Создание седиментационной зЬ модели (литологическая модель)

6. Расчет и калибровка

тепловой модели

(по скважинным данным)

=Е=

9. Расчет

коэффициента

трансформации

7. Прогноз распространения и качества материнских отложений по ппощади и оазрезу

8. Построение карт Сорг

- Яоск-еуа1

- Гамма-каротаж

- СагЬо!од

11. Расчет

объемов генерации УВ

12. Оценка объемов эмигрированных УЕ

14 Определение соотношения времени миграции и формирования ловушек

17. Оценка объемов и состава УВ скоплений и др. расчетных параметров

13. Моделирование миграции УВ в 30 с учетом разломов

15. Оценка объемов и состава УВ скоплений

16. Капибровка по наличию и составу известных УВ скоплений

Рис.17. Алгоритм моделирования У В систем бассейнов с преобладающим режимом сжатия (базовый алгоритм 3).

2. Создание сейсмогеологической 30 модели

(структурная модель)

1. Сбор данных:

- сейсмических -ГИС

- геохимических

- литологических

- температурных

3. Структурные реконструкции 30 модели (надвиги, диапиры, срывы)

5. Уточнение кинетической схемы керогена

6. Расчет и калибровка

тепповой модели

(по скважинным данным)

1-

тг

4. Создание седиментационной

зЬ модели

(литологическая модель]

7. Прогноз распространения и качества материнских отложений по площади и разрезу_

8. Построение карт Сорг: Роск-еуа1 Гамма-каротаж СагЬо1од_

11. Расчет емкости адсорбции (при оценке сланцевого газа)

9. Расчет

коэффициента

трансформации

12. Расчет объемов пустотного пространства "органической" пористости

14. Оценка ресурсов нетрадиционных УВ

13. Расчет объемон генерации УВ

17. Определение соотношения времени миграции и формирования ловушек

10. Построение карт исходного Сорг

15. Оценка объемов эмигрированных УВ

16. Моделирование миграции УВ в 30

18. Оценка объемов и состава УВ скоплений

20. Оценка объемов и состава УВ скоплений и др. расчетных параметров

19. Калибровка по наличию и составу известных УВ скоплений

Рис. 18. Алгоритм моделирования У В систем с преобладающим режимом сжатия для прогноза нетрадиционного углеводородного

потенциала сланцевых толщ (базовый алгоритм 4).

Особенности УВ систем таких бассейнов требуют применения специальных программных средств, позволяющих осуществлять моделирование процессов УВ систем параллельно со структурными реконструкциями, а при расчете миграции учитывать доминирующую роль разломов и их проводящие/экранирующие свойства.

Некоторые бассейны с преобладающим режимом сжатия (например, бассейны предгорных прогибов и инверсированные рифты) и их части могут быть рассмотрены с точки зрения нетрадиционного ресурсного потенциала при условии, если нефте- или газогенерирующие отложения залегают на технически достижимых глубинах. Для прогноза нетрадиционного ресурсного потенциала таких бассейнов предлагается проведение бассейнового моделирования с применением базового алгоритма 4 (рис. 18). Этот алгоритм предложен на основе теоретических предположений и представляет собой обобщение алгоритмов 2 и 3.

Заключение

Региональное моделирование применяется для анализа УВ систем бассейнов различных типов, однако единого универсального алгоритма, одинаково эффективного для типов бассейнов, не существует. В результате данной работы было показано, что бассейны определенных геодинамических типов характеризуются схожими особенностями УВ систем, которые позволяют выделить две основные группы: 1) бассейны, формирующиеся в условиях преобладающего растяжения и погружения; 2) бассейны, формирующиеся в условиях преобладающего сжатия. В бассейнах обеих групп могут существовать предпосылки к развитию нетрадиционных коллекторов в материнских отложениях. При моделировании бассейнов одной из групп целесообразно использовать один из четырех предложенных базовых алгоритмов, которые были разработаны на основе опыта моделирования бассейнов Карского моря, части Западно-Сибирского бассейна, и части бассейна Загроса.

В результате изучения и моделирования данных бассейнов были предложены модели развития их УВ систем и формирования залежей, что позволило дать прогноз ресурсного потенциала и выделить наиболее благоприятные зоны скопления углеводородов. Для ЮжноКарского бассейна прогнозируется преимущественная газоносность альб-сеноманских и юрских отложений, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные скопления возможны в вехнеюрско-аптских отложениях. Отсутствие ярко-выраженной зональности фазового состава по площади бассейна и по разрезу обусловлено смешением УВ из различных источников и возможностью как вертикальной, так и латеральной миграции. Прогноз по заполнению одной из многочисленных ловушек на акватории Карского моря подтвержден положительными результатами бурения на Университетской структуре.

В Северо-Карском бассейне на основе предложенной сейсмогеологической модели предполагаемые материнские отложения в ордовикском и девонском интервале разреза в пределах прогибов достигли зоны генерации газа, за счет этого прогнозируется преимущественная газоносность палеозойского разреза. Небольшая доля жидких УВ в залежах ожидается в пределах крупных региональных поднятий. В районе поднятия Краснофлотского вала может быть сосредоточена основная доля всего ресурсного потенциала бассейна.

В районе Мансийской синеклизы Западно-Сибирского бассейна на основе моделирования с расчетом «органической» пористости нефтегазоматеринских отложений была локализована перспективная в плане нетрадиционного ресурсного потенциала баженовской свиты область, вытянутая субмеридионально и охватывающая Салымское и Демьянское поднятия. Плотность геологических ресурсов по результатам моделирования может достигать 1 млн. т. УВ/км2 и более.

Для бассейна Загрос (в южной части Курдского автономного района Ирака) с помощью бассейнового моделирования были проанализированы различные сценарии развития УВ систем и подтверждена важная роль разломов в миграции и аккумуляции УВ. Перспективы нефтегазоносности связаны с различными тектонически-ограниченными и комбинированными ловушками, ассоциированными с надвиговыми зонами, которые еще не опоискованы бурением.

Ценность предложенных алгоритмов заключается в том, что они детализируют существующий подход к моделированию нефтегазоносных бассейнов. Сложность алгоритма и требуемые инструменты (программное обеспечение) зависят, прежде всего, от типа бассейна. Из предложенных базовых алгоритмов два алгоритма (базовые алгоритмы 1 и 2) возможно рекомендовать к применению для бассейнов первой группы, включающей рифтогенные бассейны, бассейны пассивных и трансформных окраин, надрифтовых депрессий, задуговых, коллапсных и остаточных бассейнов. Базовые алгоритмы 3 и 4 возможно рекомендовать к применению для бассейнов второй группы, включающей бассейны орогенов столкновения (передовых прогибов и внешних зон складчато-надвиговых поясов, межгорные бассейны), преддуговые и междуговые бассейны активных окраин, бассейны инверсированных рифтов, а также, в качестве исключения, бассейны пассивных окраин с ярко выраженной гравитационной и соляной тектоникой. Алгоритмы носят обобщающий характер и на практике могут быть несколько трансформированы в зависимости от степени изученности бассейна, наличия данных и поставленных задач.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

Статьи в журналах, рекомендованных ВАК:

1. Малышева C.B., Васильев В.Е., Комиссаров Д.К., Сен-Жермес M.J1., Легль Ж.-М., Переслегин М.В., Хафизов С.Ф. Опыт моделирования баженовской свиты Западной Сибири как нетрадиционного источника углеводородов // Нефтяное хозяйство, №12, 2012. с.14 - 17

2. Вержбицкий В.Е., Косенкова H.H., Ананьев В.В., Малышева C.B., Васильев В.Е., Мурзин P.P., Комиссаров Д.К., Рослов Ю.В. Геология и углеводородный потенциал Карского моря // Геология нефти и газа, №1/2, 2012. с. 54 - 60.

3. Вержбицкий В.Е., Малышева C.B., Соколов С.Д., Тучкова М.И., Хафизов С.Ф. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря // Нефтяное хозяйство, №12, 2012. с. 8 - 13

4. Малышева C.B., Васильев В.Е., Косенкова H.H., Ананьев В.В., Комиссаров Д.К., Мурзин P.P., Рослов Ю.В. Моделирование процессов формирования углеводородных систем Южно-Карского бассейна: принципы и результаты: Нефтяное хозяйство, №12, 2011. с. 13 - 17

5. Вержбицкий В.Е., Мурзин P.P., Васильев В.Е., Малышева C.B., Ананьев В В., Комиссаров Д.К., Рослов Ю.В. и др. Новый взгляд на сейсмостратиграфию и углеводородные системы палеозойских отложений Северо-Карского шельфа: Нефтяное хозяйство, №12, 2011. с. 48 - 54.

6. Хафизов С.Ф., Истомина И.В., Малышева C.B., Косенкова H.H. Опыт и перспективы применения технологии бассейнового моделирования в ООО «Газпромнефть НТЦ»: Нефтяное хозяйство, №12, 2010. с.2 - 4.

7. Малышева C.B. Новые находки антраксолитов на Северном острове архипелага Новая Земля: Вестник Санкт-Петербургского ун-та, сер.7, вып.4, 2006, стр.112

Тезисы конференций:

8. Malysheva S.V., Vasilyev V.E., Verzhbitsky V.E., Ananyev V.V., Murzin R.R., Komissarov D.K., Kosenkova N.N. Roslov Yu.V. Petroleum Systems of South Kara Basin: 3D stratigraphic simulation and basin modeling results// Geophysical Research Abstracts Vol. 14, EGU2012-8197, 2012

9. Malysheva S.V., Vasilyev V.E., Verzhbitsky V.E., Ananyev V.V., Murzin R.R., Komissarov D.K., Kosenkova N.N. Looking for the Giants - Sedimentation and Basin Modelling Application for South Kara Basin // 5th Saint Petersburg International Conference & Exhibition, saint Petersburg, 2012.

10. Малышева C.B., Комиссаров Д.К., Васильев B E. Методология оценки ресурсного потенциала нетрадиционных резервуаров с использованием бассейнового моделирования на примере отложений баженовской свиты.// Всероссийское литологическое совещание «Ленинградская школа литологии», Санкт-Петербург, 2012.

11. Малышева С.В. Опыт применения 3D бассейнового моделирования в ООО «Газпромнефть НТЦ» при региональных исследованиях Южно-Карского бассейна // Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии Французского института нефти и компании «Beicip-Franlab» для решения задач разведки и разработки нефтегазовых месторождений», Тюмень, 2012

Подписано в печать 01.09.2015 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,4. Тираж 100 экз. Заказ № 3892.

Отпечатано в ООО «Издательство "JIEMA"» 199004, Россия, Санкт-Петербург, 1-я линия В.О., д.28 тел.: 323-30-50, тел./факс: 323-67-74 e-mail: izd_lema@mail.ru http://www.lemaprint.ru

15-10533

2015672928

2015672928