«Шайхутдинов Айдар Нафисович РАЗРАБОТКА ВЕРОЯТНОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (на примере территории деятельности ТПП Когалымнефтегаз) 25.00.12 – Геология, поиски и ...»

Рис. 5.11. Карта перспектив нефтегазоносности верхнеюрских отложений по величине Ркомп для Когалымского региона. Усл. обозн. см. рис. 5.7.

Для статистической оценки этих данных и сравнения с результатами, полученными нами, землям были присвоены ранги: высокой степени перспективности – 4, перспективным – 3, среднеперспективным – 2, низкоперспективным – 1. По этим рангам была выполнена статистическая обработка данных 547 скважин (табл. 5.6).

Распределение нефтяных и пустых скважин в зависимости от R Из табл. 5.6 видно, что количество нефтяных скважин в зависимости от значений R повышается, а пустых – уменьшается. По данным R и nН, nП построены уравнения регрессии, имеющие следующий вид:

Используя данные табл. 5,6, были вычислены вероятности принадлежности к нефтяным зонам в зависимости от рангов (РРАНГ), значения которых следующие: при R = 1 – РРАНГ = 0,150; при R = 2 – РРАНГ = 0,361; при R = 3 – РРАНГ = 0,485; при R = 4 – РРАНГ = 0,510.

По данным РКОМП и РРАНГ с помощью ЛДА построена модель, по которой вычислены значения вероятностей. Средние значения РКОМП, РРАНГ, а также РКОМП и РРАНГ совместно приведены в табл. 5.7.

Статистические характеристики вероятностей Совместная 0,695 ± 0,301 0,210 ± 0,253 18,757_ 261, РКОМП и РРАНГ Сопоставление средних значений РКОМП и РРАНГ для нефтяных и пустых зон показывает, что в первом случае по сравнению со вторым имеется более сильное отличие как по критерию t, так и по критерию 2.

Построенная совместная модель практически не изменила средние значения вероятностей для нефтяных и пустых зон. Все это свидетельствует о том, что модели, построенные по комплексу вероятностных критериев, количественно более полно отображают нефтегазоносность верхнеюрских отложений, чем оценки, приведенные в работах [25,26,73,74,75]. В то же время необходимо отметить, что выполненные оценки, приведенные в работе, были использованы и именно они позволили получить количественные оценки.

Вышеизложенные данные показывают, что разработанные вероятностные модели для прогноза надежно отображают нефтегазоносность этих отложений. Поэтому выполнено прогнозирование перспектив нефтегазоносности васюганского НГК по 90 ловушкам. Для этого использованы контуры прогнозных ловушек и локализованные ресурсы. Для этих ловушек по построенным картам, определены значения по РН, Рm, Р НГК, РМИГР и РКОМП (табл. 5.8).

Этими данными дополнены корреляционные поля, приведенные на рис.

5.3, 5.4, 5.5, 5.6. Совместный анализ этих полей показывает, что значения вероятностей по прогнозным ловушкам в основном находятся внутри корреляционных полей, т.е. представляют единое статистическое пространство.

Оценка нефтегазоносности прогнозных ловушек выполнялась в три этапа:

1) на первом этапе по карте вероятностей РКОМП определялась зональная оценка нефтеносности – РКОМП З 2) на втором этапе по картам определялись значения Р НГК, РН, Рm, РМИГР, а комплексная вероятность определялась по следующей формуле:

Р НГК РН Рm РМИГР

3) на третьем этапе строилось корреляционное поле между РКОМП З и РКОМП Л и определялось значение r. В случае наличия значимой корреляционной связи между РКОМП З и РКОМП Л, а также отсутствия статистического различия в средних значениях РКОМПЗ и РКОМП Л предлагалось использовать среднее значение.

Корреляционное поле между РКОМП З и РКОМП Л приведено на рис. 5.12.

Отсюда видно, что между РКОМП З и РКОМП Л существует значимая корреляция – tp>tt. Среднее значение РКОМП З = 0,373 ± 0,234, а РКОМП Л = 0,319 ± 0,305, значение t = 0,639, р = 0,523, т.е. средние значения являются статистически неразличными. Средние значения РКОМП СР приведены в табл.

5.9.

Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрских

РКОМП РНГК РН РКОМП З РКОМП Л РКОМП

вуш- ресурсы, 47 1342,8 По данным ловушкам расчеты не производились Рис. 5.12. Поле корреляции между РКОМП З и РКОМП Л.

Распределение количества ловушек в зависимости от значений РКОМП СР Из табл. 5.9 видно, что 67,04% ловушек имеют значения РКОМП СР меньше 0,5. Если степень перспективности ловушек оценить по рангам, то можно считать, что при РКОМП СР < 0,25 ловушки являются неперспективными ( ловушек), при 0,25 < РКОМП СР < 0,5 – малоперспективными (21 ловушка), при 0,5 < РКОМП СР < 0,75 – перспективными (19 ловушек) и при РКОМП СР > 0,75 – высокоперспективными (10 ловушек).

Местоположение ловушек приведено на рис. 5.7. Используя эту карту и данные табл. 5.8, 5.9 можно определить перспективность ловушек в отношении нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

Кроме этого, в результате исследований было подмечено, что комплексная величина вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений – РКОМП достаточно хорошо контролируется значениями начальных дебитов нефти – QН(т/сут) из пласта Ю1.

Корреляционная связь имеет следующий вид:

QН = 0,601 + 1,844 РКОМП; n = 547 скважин; r = 0,47; tp>tt.

При более тщательном анализе было определено, что величина QН в основном определяется абсолютной отметкой залегания кровли пласта Ю1 и эффективной толщиной пласта – mЭФФ. Кроме этого, по данным 90 скважин были установлены статистически значимые зависимости дебита нефти из пласта Ю1 также от НЮ1, mЭФФ. Приведенные данные показывают, что в среднем сухие скважины находятся на абсолютных отметках Н Ю1=– 2870 м, дебиты менее 5 т/сут – Н Ю1 = –2803 м, дебиты в интервале 10 – 20 т/сут – Н Ю1 = –2792 м, дебиты в интервале 20 – 50 т/сут – Н Ю1 = –2850 м и при QН > 50 т/сут – Н Ю1 > –2770 м. Ранее выполненный автором анализ по 547 скважинам, расположенным достаточно равномерно по территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз», из которых более являются нефтеносными, показал, что нефтяные скважины имеют среднее значение Н Ю1 = –2793 м, пустые скважины Н Ю1 = –2813,2 м, т.е. нефтяные скважины в среднем гипсометрически на 20,1 м выше, чем пустые, по критерию t средние значения являются статистически различными при р = 0,05. Характер распределения нефтяных и пустых скважин в зависимости от значений Н Ю1 приведено в табл. 5.10.

Распределение скважин в зависимости от Н Ю пустые 1,77936 1,77936 5,33808 15,65836 22,7758 42,34875 6,25267 1, Отсюда видно, что действительно процент нефтяных скважин располагается в повышенных частях, чем пустых скважин. Вероятность нефтеносности верхнеюрских отложений в зависимости от Н Ю1 имеет следующий вид:

РНЮ = 0,00125 Н Ю1 + 4,005.

Если подставить в данное уравнение регрессии средние интервальные значения Н Ю1И, то получим значения средних интервальных вероятностей Р НЮ, приведенные в табл.5.10. Отсюда видно, что при увеличении Н Ю значения Р НЮ закономерно увеличиваются от 0,223 до 0,661.

Распределение нефтяных и пустых скважин в зависимости от mЭФФ приведено в табл. 5.11.

Распределение скважин в зависимости от mЭФФ Распределение происходит не так значительно.

Все эти расчеты показывают, что на более представительном фактическом материале доказано, что величины НЮ1 и mЭФФ не только контролируют нефтегазоносность верхнеюрских отложений, но и можно предположить, что вероятности данных величин будут контролировать дебиты нефти. Для этого сопоставим значения РНЮ и РmЭФФ с QН.

Корреляционная связь между РНЮ и QН имеет следующий вид:

QН = –20,43 + 56,612 РНЮ, при r = 0,32; tp>tt.

Уравнение регрессии, описывающее корреляцию РmЭФФ с QН, следующее:

QН = –8,099 + 31,594РmЭФФ, при r = 0,60; tp>tt.

Отсюда видно, что величина РmЭФФ более сильно влияет на QН, чем РНЮ. Для совместного описания влияния этих величин на QН построено многомерное уравнение регрессии, имеющее следующий вид:

QН = –18,738 + 29,2413РmЭФФ + 23,7167РНЮ, при R = 0,61; Fp>Ft = 57,9;

р < 0,000000.

Зависимость QН от РНЮ и РmЭФФ изображена на рис. 5.13.

Выполненный совместный анализ уравнения регрессии и изолиний равных дебитов подтверждает, что величина РmЭФФ более сильно влияет на QН, чем РНЮ. В пределах изучаемой территории подготовлено для изучения более 80 прогнозных ловушек. По значениям НЮ1 и mЭФФ по вышеприведенным формулам вычислены значения РНЮ и РmЭФФ и по ним определены значения прогнозных дебитов. Далее для анализа построено корреляционное поле между РКОМП и дебитами нефти для нефтяных, пустых скважин и прогнозных ловушек (рис. 5.14).

Отсюда видно, что наблюдается достаточно хорошая корреляция между QН и величиной РКОМП. Важно отметить, что прогнозные ловушки по значениям РКОМП и QН располагаются внутри корреляционного поля, т.е.

представляют собой единое статистическое пространство. Это позволяет надеяться, что построенные модели позволят не только вычислить вероятности нефтегазоносности прогнозных ловушек, но и оценить величины дебитов нефти.

На основании построенного многомерного уравнения регрессии определены модельные дебиты по данным 547 скважин и 88 прогнозных ловушек. Сопоставление РКОМП СР с QН приведено на рис. 5.14, показывает, что величины РКОМП СР достаточно хорошо коррелируются с QН; r = 0,64;

tp>tt. По этим данным построена схема прогнозных дебитов, на которой выделены зоны повышенных дебитов коллекторов по территории ТПП «Когалымнефтегаз» (QН > 10 т/сут). Зона повышенных значений QН прогнозируется в пласте ЮВ1-1 (Нижневартовский свод) на Повховской, Ватьеганской и Восточно-Придорожной площадях. Расположенные здесь прогнозные ловушки являются перспективными на поиски в пределах зоны залежей нефти.

Эта зона прослеживается с юго-запада на северо-восток. В пласте ЮЯ1Ярсомовский прогиб, западный склон Нижневартовского свода и восточный склон Сургутского свода) зона повышенных значений QН также имеет северо-восточное простирание, здесь перспективными являются ловушки на территории Равенской, Икилорской, Кустовой, Дружной, Грибной, восточной части Южно-Ягунской, Западно-Котухтинской и северной части Южно-Выинтойской площадей. В пласте ЮС1-1 зона повышенных значений QН прогнозируется на северо-восточном склоне Сургутского свода в пределах Южно-Ягунской, Когалымской и в восточной части Тевлинско-Русскинской площадей. Необходимо отметить, что контуры зон повышенных дебитов по разработанной методике очень хорошо совпадают с зонами повышенных дебитов, выделенных в работах М.О.

Захряминой. Все вышеизложенное позволяет утверждать, что начальные дебиты нефти действительно можно прогнозировать.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате комплекса выполненных научных исследований были получены следующие результаты:

Обосновано, что надежное прогнозирование нефтегазоносности верхнеюрских отложений можно достигнуть только на основе комплексного вероятностно-статистического анализа показателей, характеризующих различные процессы формирования залежей углеводородов. Если, например, имеется информация по характеристикам гипсометрии пластов, то по ним можно определить влияние структурного фактора на нефтегазоносность разреза и оценить перспективы нефтегазоносности по данному фактору, далее – использовать эти данные для оценки процессов аккумуляции углеводородов.

Выполненный в работе анализ характеристик васюганского НГК показал, что они достаточно хорошо в комплексе контролируют нефтегазоносность верхнеюрского разреза. Доказано, что комплексное использование данных характеристик при построении многомерной модели для определения РНГК очень надежно контролирует нефтегазоносность верхнеюрских отложений.

Обосновано использование для построения статистических моделей структурно-мощностных характеристик, что позволило разработать многомерные модели для определения значений РЗН и РЗm. Данные вероятностные показатели надежно контролируют нефтегазоносность верхнеюрских отложений.

Исследование показателей, характеризующих процессы миграции УВ, позволило обосновать в качестве критерия РМИГР.

На основе критериев Р НГК, РН, Рm и РМИГР разработан обобщенный критерий РКОМП. Среднее значение РКОМП для нефтяных зон составляет 0,706 ± 0,258; для пустых зон – 0,242 ± 0,252. По критериям t и 2 данный показатель является наиболее информативным для прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

По величине РКОМП построена карта изовероятностей по территории ТПП «Когалымнефтегаз», анализ которой показывает, что она надежно контролирует зональную нефтегазоносность верхнеюрских отложений и использована для прогнозных оценок нефтегазоносности верхнеюрских отложений по 88 ловушкам. Для 10 прогнозных ловушек значения РКОМП > 0,75; эти ловушки являются наиболее высокоперспективными в отношении нефтегазоносности. Для 19 ловушек РКОМП находится в интервале от 0,5 до 0,75; эти ловушки являются перспективными. Для 21 ловушки РКОМП варьирует от 0,25 до 0,5; эти прогнозные ловушки являются малоперспективными и для 38 ловушек значения РКОМП < 0,25; эти ловушки являются низкоперспективными. Первоочередными для изучения являются прогнозные ловушки при РКОМП > 0,75. Остальные ловушки рекомендуется изучать после получения новых данных в пределах этих объектов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Белозеров В.Б., Биджаков В.И., Даненберг Е.Е., Иванов И.А., Конторович А.Э., Спольский Л.М., Тищенко Г.И. Критерии поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа западной части Томской области /Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980, вып. 275. С.92- 2. Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. Ковалева Н.Г. Литологофациальные предпосылки локализации зон нефтегазонакопления в прибрежно-морских отложениях верхней юры юго-востока ЗападноСибирской плиты /Критерии и методы прогноза нефтегазоносности Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987. С.123-131.

3. Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. Фациальная диагностика по материалам ГИС континентальных и прибрежно-морских отложений юры юго-востока Западной Сибири /Проблемы геологии и нефтегазоносности верхнепалеозойских и мезозойских отложений Сибири - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1984. С.11-23.

4. Белозеров В.Б., Даненберг Е.Е., Огарков А.М. Особенности строения васюганской свиты в связи с поиском залежей нефти и газа в ловушках нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири Новосибирск:

СНИИГГиМС, 1980, вып.275. С.100-102.

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

6. Белонин М.Д. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. – М.:

Недра, 1979. – 332 с.

7. Ботвинкина Л.Н. Слоистость осадочных пород. – М.: Изд-во АН СССР, 8. Васильвицкий В.В., Разин А.В. Косослоистая модель строения нефтеносного пласта Ю11 Игольского месторождения // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Томск: ТГУ, 1998, том 2. С.

9. Вендельштейн Б.Ю. Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. 271 с.

10. Вендельштейн Б.Ю., Манчева Н.В., Петерсилье В.И. Комплексная интерпретация диаграмм потенциалов поляризации и естественной радиоактивности /Тр. МИНХ и ГП, 1969, вып. 89. С. 72-79.

11. Вилков Н.В. Опыт определения пористости пластов по параметру ПС.

/Геология нефти, 1958, № 2. С. 60-62.

12. Вознесенский Е.А. Динамическая неустойчивость грунтов. – М.:

Эдиториал УРСС, 1999. 264 с.

13. Востриков О.И., Фомичев А.С. Геохимия и условия накопления органического вещества верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской плиты // Результаты работ по межведомственной региональной программе «Поиск» за 1992 – 1993 годы. Новосибирск:

НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1995. С. 82 – 89.

14. Гайдебурова Е.А. Зоны фациального замещения пород васюганской свиты в связи с блоковой структурой домезозойского фундамента Нюрольской впадины. Методика поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1977. С.35-42.

15. Галаган Е.А., Литвинов А.Я. Методика и результаты прогноза строения отложений васюганской свиты /Геология нефти и газа, 1989, № 8. С.

16. Галкин В.И., Маршаев О.Л. Анализ факторов, контролирующих нефтеносность локальных структур // Научно-производственные достижения в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М., 1989. – Вып. 11. – С. 5 – 8.

17. Галкин В.И., Маршаев О.Л., Мерсон М.Э. Комплексное влияние факторов, контролирующих нефтегазоносность локальных структур // Экспресс-информ. Сер. Нефтегаз. геология и геофизика. – М., 1990. – 18. Галкин В.И., Жуков Ю.А., Шишкин М.А. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности. – Екатеринбург. – 19. Галкин В.И., Бродягин В.В., Потрясов А.А., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2008. – № 8. – С. 20. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими «Когалымнефтегаз»//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. – № 6. – С. 21. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов нефти по верхнеюрским отложениям Когалымского региона./ Нефтяное хозяйство.-2010-№1-С. 52-54.

22. Галкин В.И., Левинзон И.Л., Маршаев О.А. О роли разломов в нефтегазоносности юрского нефтегазоносного комплекса НадымПурской НГО // Геология месторождений полезных ископаемых:

Межвузовский сборник научных трудов / Перм. гос. техн. ун-т. – 1997. С.

23. Галкин В.И., Урасинов Б.Л., Левинзон И.Л., Козлова И.А. Прогноз нефтегазоносности локальных структур в отложениях юрского комплекса Надым-Пур-Тазовского междуречья. – Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2000. – С. 19 – 28.

24. Галкин В.И., Растегаев А.В., Галкин С.В. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур. – Екатеринбург: УрО РАН, 2001.

25. Геолого-геохимическое обоснование поисковых работ на территории деятельности АООТ «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз ( юрский нефтяной комплекс)//А.А. Герт,А.И.Ларичев,Мельников Н.В. и др.Новосибирск, 26. Геолого-геохимическое и экономическое обоснование поисковых работ на территории деятельности АООТ «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз ( юрский нефтяной комплекс)// А.И.Ларичев, А.А. Герт и др. 2001.

27. Гладенков Ю.Б., Шлезингер А.Е. Отражение колебаний уровня моря в геологической летописи //Стратиграфия и геологическая корреляция.

28. Губницкий В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях //Докл. сов.

«Современные проблемы нефти и газа». М.: ИГиРГИ. – 2001. С.

333-337.

29. Гурари Ф.Г. Некоторые вопросы методики нефтепоисковых работ в Западной Сибири /Научн. тр. СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1971, вып.

30. Гурари Ф.Г. Условия образования доманикитов – главных нефтематеринских свит и сопряженных с ними клиноформ //III века Горно-геологической Службы России. Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-востока России. Т. 1. Томск, изд-во ГалаПресс, 2000. С. 238-239.

31. Гурари Ф.Г., Карогодин Ю.Н., Гребенюк В.В. и др. Типы залежей нефти и газа в Западной Сибири. /Научн. тр. СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1971, вып. 137. С. 22-35.

32. Гурова Т.И. Генетические типы пустот в известняках и доломитах. /В кн.: «Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока». – Новосибирск:

Наука, 1981. Вып. 513. С. 143-150.

33. Гурова Т.И., Сапрыкина Е.Г., Потлова М.М. и др. Литологические исследования при поисках стратиграфических и литологических ловушек нефти и газа. – Методические рекомендации. /Научн. тр. СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1973. 59 с.

34. Даненберг Е.Е. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в юрских отложениях центральной части ОбьИртышского междуречья: Автореф. дис. на соискание уч. степени канд.

геол.-мин. наук. – Новосибирск, 1977. 21 с.

35. Дафф П., Хэллем Э., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. – М.:

Мир, 1971. 283 с.

36. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М: Недра, 1975. 341 с.

37. Девятов В.П., Казаков А.М., Смирнов Л.В., Сурков В.С.

Секвенсстратиграфическое расчленение неокомских отложений Широтного Приобья // Тезисы докладов первой международной конференции секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. Санкт-Петербург, ВНИГРИ. 1995. С. 62-63.

38. Долина Л.П., Иванчук Л.Ф., Барамзина В.А. Внедрение геофизических методов определения коллекторских свойств для подсчета запасов нефти и анализа разработки нефтяных залежей /В кн.: Геофизические и гидродинамические исследования пластовых скважин. М.:

Гостоптехиздат, 1960. С. 103-112.

39. Ежова А.В., Цибульникова М.Р. Морские фации верхнеюрских терригенных отложений Нюрольской впадины /Геологическое строение и нефтегазоносность юго-востока Западной Сибири. Новосибирск:

СНИИГГиМС, 1989. С.131-13.

40. Жемчужников Ю.А. Основные выводы из изучения аллювиальных накоплений в угленосной толще Донецкого бассейна. /Тр. ГИН АН СССР. Угольная серия, 1954, вып. 151, № 5. С. 273-294.

41. Запивалов Н.П. О перспективах развития нефтегазовой промышленности России и Сибири в XXI веке //III века Горно-геологической Службы России. Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-востока России. Т. 1, Томск, изд-во ГалаПресс, 2000. С. 140 - 42. Захаров В.А., Шурыгин Б.Н., Левчук М.А., Пинус О.В., Сахагян Д.Л.

Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна // Геология и геофизика. 1998. Т. 39, №11. С.1492-1504.

43. Захрямина М.О. Использование статистического анализа для прогноза зон распространения высокоемких коллекторов //Проблемы геологии и освоения недр. /Тр. Четвертого Международного симпозиума им. акад.

М.А. Усова студентов, аспирантов и молодых ученых – Томск: изд-во НТЛ, 2000. С. 352-353.

44. Захрямина М.О., Матвиенко Н.И. Методические приемы выделения терригенных коллекторов по петрографическому составу пород и материалам ГИС //III века Горно-геологической Службы России.

Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-востока России. Т. 1, Томск, изд-во ГалаПресс, 2000.

45. Захрямина М.О. Условия формирования и прогноз нефтегазоносности васюганского нефтегазоносного комплекса на северных склонах Сургутского и Нижневартовского сводов: дис.на соискание ученой стпени канд.г.-м. наук/М.О.Захрямина.-Новосибирск, 2004.- 177с.

46. Иванчук Л.Ф. Детальная корреляция разрезов по комплексу геофизических методов на примере XIII и XIV продуктивных горизонтов месторождения Узень /Тр. ВНИИ, 1972, вып. 43. С. 58-67.

47. Ирбэ Н.А. Сводные геолого-геофизические разрезы нефтегазоносных областей Западно-Сибирской низменности и их особенности. /В кн.:

Геофизические исследования Западной Сибири. Тюмень, 1972. С. 3Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 54).

48. Итенберг С.С. Изучение нефтегазоносных толщ промысловогеофизическими и геологическими методами. – М.: Недра, 1967. 278 с.

49. Керусов И.Н., Страхов П.Н., Цыганова Н.Р., Потрясов А.А., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н. Геологическая информативность сейсморазведки ЗД при изучении доюрского комплекса Западной Сибири (на примере площадей Когалымского региона) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая научн.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», – 2003. – С. 50. Каледа Г.А. при участии Шик Н.С. Формирование ловушек в морских условиях /В кн.: Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. М.: Недра, 1978. С. 57-61.

51. Катагенез и нефтегазоносность / М.Г. Парпарова [и др.]. – Л.: Недра, 52. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. – М.: Недра, 1980.

53. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект. Новосибирск:

Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. 252 с.

54. Коллекторы и экраны залежей нефти и газа Западной Сибири. М.:

Недра, СНИИГГиМС, 1976, вып.208. С. 119-124.

55. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. – М.: Недра, 1979. 255 с.

56. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Голышев С.И. Распределение стабильных изотопов углерода в седикахитах различной генетической природы /Геология и геофизика, 1985, № 7. С.3-11.

57. Конторович А.Э., Данилова В.П., Фомичев А.С. Геохимия битумоидов в подземных водах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Новосибирск: СНИИГГиМС, 1976, вып.231. С. 3-25.

58. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтеобразование /Проблемы нефтеносности Сибири.

Новосибирск: Наука, 1971. С. 51-69.

59. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности). – Геология и геофизика. – 1967. – № 2.

60. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Фомичев А.С. Закономерности накопления органического вещества в древних осадочных толщах (на примере мезозойских отложений Сибири) /Литология и полезные ископаемые. 1971, № 6. С.16-27.

61. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология нефтегазоносных районов Сибири. Т. I. – Новосибирск, 1964. – (Тр.

СНИИГГиМС; вып. 32).

62. Конторович А.Э., Рогозина Е.А. Масштабы образования углеводородных газов в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности /Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты.

Новосибирск: СНИИГГиМС, 1967. С. 13-25.

63. Конторович А.Э., Рогозина Е.А., Фомичев А.С. Перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты (опыт объемно-генетической оценки). Новосибирск: СНИИГГиМС, 1970, вып.95. С.72-82.

64. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. 248 с.

65. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли // Геология и геофизика. – 1978. № 8. – С. 3-13.

66. Кропачев Н.М., Корнев А.Н., Потрясов А.А., Мордвинцев М.В., Шайхутдинов А.Н. – Фациальное районирование продуктивного пласта Ю1 по результатам комплексирования сейсморазведки и бурения на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – ЮГРЫ (8-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2004.- С.95.

67. Ларичев А.И., Стасова О.Ф., Ларичкина Н.И., Соболев П.Н. Особенности состава реликтовых углеводородов нефтей рифея и венда Сибирской платформы. /Докл. юбил. конф. Нефтегазовая геология на рубеже веков.

Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Т. Фундаментальные основы нефтяной геологии. Санкт-Петербург, 1999.

С. 280-289.

68. Ларичкина Н.И. Изменение состава нефтей северной части Каймысовского свода (пласт Ю1) в зависимости от условий формирования. / Тезисы докл. науч. совещ. 12-14 окт., Новосибирск: СОРАН НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 62-67.

69. Леонтьев О.К. Краткий курс морской геологии. – М.: Изд-во МГУ, 1963.

70. Матвиенко Н.И., Захрямина М.О. Постседиментационные преобразования пород горизонта Ю1 верхнеюрских отложений Западной Сибири и их влияние на коллекторские свойства пород //III века Горногеологической Службы России. Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-востока России. Т. 1, Томск, изд-во ГалаПресс, 2000. 203 с.

71. Матвиенко Н.И., Захрямина М.О., Шелепов В.В., Маврин М.Я., Чернова Л.И. Прогноз зон рентабельных коллекторов горизонта Ю Нижневартовского сводов // Геологическая служба и минеральносырьевая база России на пороге XXI века. /Тезисы докладов. СанктПетербург, 2000.

72. Мельников Н.В., Захрямина М.О., Ухлова Г.Д. Условия формирования песчаных тел васюганской свиты на севере Сургутского и Нижневартовского сводов (Северное Приобье). Научное периодическое издание «Вопросы устойчивого и бескризисного развития» (секция наук о Земле), № 2/2, ЮНЕСКО НГУ и СО РАН «Устойчивое развитие, науки об окружающей среде и социальные проблемы». Новосибирск, изд-во ИДМИ, 2000. С. 86–97.

73. Мельников Н.В., Захрямина М.О., Ухлова Г.Д., Константинова Л.Н.

Перспективы нефтегазоносности васюганской свиты верхней юры на Сургутском и Нижневартовском сводах // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ / Тезисы докладов. КамНИИКИГС. – Пермь, 2000. С. 38 – 39.

74. Мельников Н.В., Ларичев А.И., Ухлова Г.Д., Захрямина М.О., Медведев Н.Я., Кос И.М. Выделение коллекторов при прогнозе нефтегазоносности ачимовской толщи Среднего Приобья //Тезисы докладов пятой научнопрактической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, изд-во «Путиведь», 2001. С. 102-104.

75. Мельников Н.В., Матвиенко Н.И., Захрямина М.О., Константинова Л.Н., Ухлова Г.Д., Чернова Л.И. Строение васюганской свиты и перспективы ее нефтегазоносности на северных склонах Сургутского и Нижневартовского сводов // Геологическое и горное образование.

Геология нефти и газа. Материалы международной научно-технической конференции «Горно-геологическое образование в Сибири. 100 лет на службе науки и производства». Томск, изд-во ТПУ, 2001. С. 164 – 76. Миронов Ю.К. Перспективы нефтегазоносности районов среднего течения р. Оби Западно-Сибирской низменности. Советская геология, 77. Михайлов В.Н., Скачек К.Г., Дулкарнаев М.Р., Шайхутдинов А.Н. – Экспертная система для фациальной диагностики осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – ЮГРЫ (16-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2012.- С.245.

78. Муромцев В.С. Методика локального прогноза песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа по электрометрическим моделям фаций /В кн.: Методика прогнозирования литологических и стратиграфических залежей нефти и газа (сборник трудов). Л., 1981.

С. 5-23. (ВНИГРИ).

79. Миллер, Р.А. Статистический анализ в геологических науках / Р.А.

Миллер, Дж.С. Кан. – М.: Мир, 1965. – 482 с.

80. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. С. 260.

81. Муромцев В.С., Петрова Р.К. Методические рекомендации по выявлению литологических ловушек нефти и газа. Л., 1979. 73 с.

82. Нежданов А.А. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири (часть I). – 83. Нефтегазопроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности /А.Э.

Конторович, Н.М. Бабина, Л.И. Богородская и др. – Л.: Недра, 1967.

84. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири /А.Э. Конторович, И.Д. Полякова, О.Ф. Стасова и др. – М.:

Недра, 1974.

85. Особенности строения продуктивного пласта Ю13-4 Крапивинского месторождения нефти по геологосейсмическим данным /В.П.Девятов, В.И.Берилко, В.В.Фоменко, Н.И.Карапузов /Вопросы геологии и палеонтологии Сибири. Томск: из-во научно-технической литературы, 1997. С.12-18.

86. Петтиджон Ф., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники /Под редакцией А.Б. Ронова, пер. с англ. М.: Мир, 1976. 534 с.

87. Потрясов А.А., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Осерская Ю.А. – Вовлечение в разработку новых залежей, выявленных в результате переинтерпретации ГИС, на примере пласта БС100 Дружного месторождения // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – ЮГРЫ (10-ая научнопрактическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2006.- С.79.

88. Прохоров В.Г. Пирит. Труды СНИИГГиМС, вып.103. Красноярск, 1970. 188с.

89. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1990 г.). Тюмень, 1991. 54 с 90. Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Гарифуллин И.И., Валеев Р.А. - Новые данные о фациальной неоднородности неокомских резервуаров на примере пласта БС10 Северо-Кочевского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – ЮГРЫ (9-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2005.- С.24.

91. Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Гарифуллин И.И., Скачек О.В.

Применение фациального анализа при изучении сложнопостроенных залежей нефти пласта Ю1 на примере Кумали-Ягунского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том II (Шестая науч.-практ. конф): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат.

Наука Сервис». – 2003. – С. 160 – 165.

92. Скачек К.Г., Лопатин Н.В., Гарифуллин Н.И., Валеев Р.А. Геологическая и палеотемпературная история генерации и миграции нефти Когалымского региона // Изменяющаяся геологическая среда:

пространственно-временные взаимодействия эндогенных и экзогенных процессов: Материалы международной конференции. Том I: Казань; 13 – 16 ноября 2007 г. Сост. Н.Н. Равилова. – Казань: Изд-во Казанск. гос. унта, 2007. – С. 410 – 413.

93. Скачек К.Г., Гарифуллин И.И., Валеев Р.А. Особенности геологического строения кочевской генерационно-аккумуляционной зоны // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры. Том II. (Девятая науч.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат.

Наука Сервис». – 2006. – С. 42 – 47.

94. Славкин В.С., Холмянская Н.Ю. Новый подход к восстановлению структурного плана верхнеюрских отложений Широтного Приобья (Западная Сибирь) /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. № 9. С. 27-35.

95. Славкин В.С., Шик Н.С. О природно-геологической составляющей роста добычи нефти в Западной Сибири. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. № 9. С. 17-26.

96. Славкин В.С., Шик Н.С., Гусейнов А.А., Ермолова Т.Е. Прогноз развития песчаных тел в верхнеюрских отложениях Каймысовского свода // Геология нефти и газа. 1995. № 10. С. 22-29.

97. Стасова О.Ф., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты // Геология нефти и газа. – 1998. № 7. – С. 3-11.

98. Стратиграфо-палеонтологическая основа детальной корреляции нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности.

Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972. 99. Трофимук А.А., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих толщ // Геология и геофизика. 1965. №12. С.

100. Урасинов Б.Л., Невоструев Э.Г., Растегаев А.В. Роль рифтогенеза в формировании скоплений углеводородов в Западной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. нефтегазовый институт. Тюмень, 101. Чернова Л.С. К вопросу о возможном выявлении перерывов в осадконакоплении литологическими методами. /В кн.: Тектоника нефтегазоносных районов Западной Сибири. 1971. Тр. СНИИГГиМС, вып. 132. С. 120-123.

102. Чернова Л.С. Генетические модели некоторых типов фаций прибрежно-морских и континентальных отложений. /Науч. Тр.

СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1976. С. 33-39.

103. Чернышев Н.И. Построение палеогеографических карт по данным электрокаротажа. /В кн.: Вопросы обработки и интерпретации геофизических наблюдений. Пермь, 1972. № 10. С. 129-133.

104. Чуносов П.И., Маврин М.Я., Жуков В.А., Чернова Л.И. Тектоническая модель Тевлинско-Русскинского месторождения Тюменской области //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998.

№12. С. 15-18.

105. Шанцер Е.В. Аллювий равнинных рек умеренного пояса и его значение для познания закономерностей строения и формирования аллювиальных свит./ Тр. ГИН АН СССР. Геол. Серия, 1951, вып 132. № 55. 106. Шерихора В.Я. О выделении васюганской свиты в составе юрских отложений // Вест. ЗСГУ и НТГУ. 1961. Вып. 2. С. 60- 107. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск:

Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. 480 с.

108. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В., Никитенко Б.Л. Сиквенсстратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганский горизонт) юго-востока Западной Сибири /Геология и геофизика. Т. 40.

1999. № 6. С. 843-862.

109. Eustatic controlon clastic deposition H.W. Posamentier, M.T. Jervey, P.R.

Vail //SEPM Special Publication No. 42, 1988. P. 110-154.

110. Mulholland J.W. Sequence stratigrafy: Basic elements, concepts and terminology // Leading Edge, 1998. № 1. P. 37-40.

111. Nanz R.H. Genesis of Oligocene sandstone reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1954, vol. 38. P. 96-117.

112. Pirson S. J. Sedimentalogical studies by log curve shapes. – In: Geologic well log analysis. 1970. P. 36-58.

113. Pirson S. J. SP and EH curves as redoxomorphic logs. – In: Geologic well log analysis, Houston, Texas, Gulf. Publ. Co. 1970. P. 1-35.

114. Saitta S., Visher G. S. Subsurface study of the Southern portion of the Bluejacket delta.–In: Oklahoma City Geol. Soc. Guidebook, 1968. P. 53- 115. Shelton J.W. Stratigraphic models and general criteria for recognition of alluvial, barrier – bar, and turbidity – current sand deposits. – Bull. Am.

Assoc. Petrol. Geologists, 1967, vol. 51, N 12. P. 2441-2461.

116. Sloss L.L. Stratigraphic model in exploration // AAPG Bull. 1962. Vol. 46.

P. 1050-1057.

117. Vail P.R. Seismic stratigraphy interpretation using sequence stratigraphy interptetation procedure // AAPG Bull. 1987. Vol. 27, № 1. P. 1-10.

118. Visher G.S. Use of vertical profile in environmental reconstruction. – Bull.

Am. Assoc.Petrol.Geologists, 1965, vol. 49, N 1, p. 41-612. Bartels C. P. A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data.

MartinusNijhoff Publishing. – Boston, 1979. 284 p.

119. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – vol.9, num.4. p.409-427.

120. Kaufman M.G. Statistical Issues in the Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources. – MIT-CEEPR.– 1992. 30p.

121. Watson G.S. Statistic on spheres. John Wiley and Sons, Inc. New York, 1983. 238 p.

122. Unwin D. Introductory spatial analysis. Methuen and Co., Ltd. – London, 1981. 212 p.