7. Нефть и газ 7.2 Разработка, разведка, поиски, прогнозирование

7. Нефть и газ
7.2 Разработка, разведка, поиски, прогнозирование
1.
-1376
An L.Y.
Paleochannel sands as conduits for hydrocarbon leakage across faults: an
example from the Wilmington oil field, California / L. Y. An
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. P.1263-1279: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1278-1279.
Палеорусловые пески как подземные каналы для углеводородного
просачивания сквозь разломы: на примере нефтяного месторождения
Уилмингтон, Калифорния.
2.
-6893
Atchley S.C.
A case for renewed development of a mature gas field: the Devonian Swan Hills
Formation at Kaybob South field, Alberta, Canada / S. C. Atchley, D. M.
Cleveland, L. W. West
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.165-190:
ill.,tab. - Bibliogr.: p.188-190.
Возобновление запасов зрелого газового поля: формация Сван Хиллз
поля Кайбоб, Альберта, Канада.
В 1961 г. в отложениях Формации Сван Хиллз (девон) было открыто газовое
месторождение с запасами около 3,7 трлн. куб. футов. Добыча ведется на
трех газовых залежах (Залежи #s 1, 2 и 3) и началась в 1968 г. с вторичной
регенерации природного сжиженного газа и конденсата из добываемого газа
и реинжекции побочного бедного ароматизированного газа. Этот процесс
продолжался до 1983 г., когда добыча газа сократилась в связи с
уменьшением давления. На сегодняшний день, исходя из общего объема
добытого газа Залежи #s 1, предполагается, что лишь около 47-56 % газа,
находящегося в залежи, может быть извлечено из оставшихся продуктивных
скважин. Это связано с механическими повреждениями (утерей
герметичности) скважин, вызванными коррозийными (разъедающими)
флюидами, а также проницаемости пород резервуара. Расчеты показывают,
что бурения дополнительных 17 скважин «заполнения» может позволить
увеличить добычу газа в объемах от 42 до 183 млрд. куб. футов, что вместе с
23 млрд. куб. футов, добытых из оставшихся продуктивных скважин,
позволит увеличить извлекаемость газа Залежи #s 1 до 63-77 % от общего
объема имеющихся запасов. Формация Сван Хиллз представляет собой
толщу мелководных карбонатных осадков, накопившихся на окраине
платформы. Толща подразделяется на пять пачек часто переслаивающихся
осадков HFS-2 – HFS-6. Для пачек HFS-2 – HFS-4 характерен
агградационный или слабо ретроградационный режим осадконакопления, в
то время как пачки HFS-5 и HFS-6 накапливались в более сильно
выраженных ретроградационных условиях. При планировании бурения
дополнительных
скважин
необходимо
учитывать
геологические
характеристики, влияющие на их эксплуатацию. Наибольшие перспективы
связаны с ассоциациями фаций окраин доломитизированных рифов и
мелководных строматопоровых известняков. Ранг планируемых скважин
может определяться исходя из их вероятной отдачи, т.е. их расположение
должно определяться исходя из прогнозируемого распределения
3.
-1376
доминирующих фаций, структурного положения, мощности, проницаемости
и трещиноватости пород и т.д. В 2006 и 2007 гг. были пробурены три
скважины, которые позволили проверить предлагаемую геологическую
интерпретацию и подтвердить наличие значительных дополнительных
газовых ресурсов, которые могут быть извлечены с использованием
технологии «(?)заполнения».
Atchley S.C.
Reserves growth in a mature oil field : The Devonian Leduc Formation at
Innisfail field, south-central Alberta, Canada / S. C. Atchley, L. W. West, J. R.
Sluggett
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90,
N8.-P.1153-1170.
Рост запасов в зрелом нефтяном месторождении: девонская формация
Leduc в нефтеносном районе Иннисфейя, юг центральной Альберты,
Канада.
4.
-7677
Basin-wide estimates of the input of methane from seeps and clathrates to
the Black Sea / J. D. Kessler, W. S. Reeburgh, J. Southon и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.366-375.
Оценки поступления метана из мест просачивания и решёток в Чёрное
море.
5.
-9136
Berger D.
Sediment deposition in the northern basins of the North Atlantic and
characteristic variations in shelf sedimentation along the East Greenland margin /
D. Berger, W. Jokat
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1321-1337: ill.,tab. Bibliogr.: p.1336-1337.
Осадконакопление в северных районах Северной Атлантики и
характерные изменения в седиментации шельфа вдоль побережья
Восточной Гренландии.
6.
-3241
Caulfield P.
Small company has big plans / P. Caulfield
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.20-21: ill.
Большие планы маленькой компании.
7.
-1376
Charging of the Neogene Penglai 19-3 field, Bohai Bay Basin, Chaina: oil
accumulation in a young trap in an active fault zone / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu
и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 2. P.155-179: ill. - Bibliogr.: p.176-179.
Ответственность за неогеновый нефтеносный район Penglai 19-3, бассейн
залива Бохай, Китай: нефтяная залежь в молодой ловушке в активной
зоне разлома.
8.
-1376
Cunningham P.
Using the value of information to determine optimal well order in a sequential
drilling program / P. Cunningham, S. Begg
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1393-1402: ill. - Bibliogr.: p.1402.
Использование оценки информации для определения оптимального
порядка бурения скважин.
9.
-8839
Риски являются неотъемлемой частью программ бурения комплексных
резервуаров на удаленном шельфе. Неопределенности геологического
строения могут привести к дорогостоящим ошибкам и, следовательно,
дополнительная информация, полученная при бурении и эффективно
использованная, может иметь определяющее значение. На основании
прогнозной стоимости буровых работ и ожидаемых объемов добычи обычно
в первую очередь, из-за меньших финансовых затрат, бурятся ближайшие к
платформе скважины. Однако, в течение реализации программы бурения,
между бурением первой и второй скважин, появляются дополнительные
данные, позволяющие решать, бурить ли вторую скважину, внести в проект
какие-либо изменения или вообще исключить ее из программы. Прогнозный
анализ значения этих данных до начала бурения может выявить условия,
влияющие на решения, касающиеся второй скважины, при которых первой
может быть пробурена более глубокая скважина на удаленном шельфе. При
принятии решений учитываются следующие постулаты:
 При прочих равных условиях предпочтение должно быть отдано той
скважине, по которой может быть получена дополнительная информация о
месте заложения второй потенциальной скважины.
 Если по обеим скважинам может быть получена такая информация, то
предпочтение отдается скважине, по которой информация может быть
более значимой.
Если же и эти условия равны, предпочтение отдается более дешевой
скважине, за исключением следующих случаев:
 когда более глубокая скважина обладает большим потенциалом в
верхнем интервале;
 когда с мелкой скважиной связана большая степень риска;
 когда по более глубокой скважине может быть получена более
достоверная информация.
С использованием методики «оценки информации» (value of information –
VoI) проанализированы различные возможные сценарии реализации
программы бурения двух скважин. Показано, насколько действенно эта
методика может применяться как при разработке стратегии бурения, так и в
других случаях.
Cuong T.X.
Bach Ho field, a fractured granitic basement reservoir, Cuu Long Basin, offshore
SE Vietnam: a "buried-hill" play / T. X. Cuong, J. K. Warren. - Bibliogr.: p.153155.
Поле Bach Ho - разломный резервуар с гранитным основанием, бассейн
Cuu Long, прибрежный юго-восточный Вьетнам: "погребенный" люфт.
10.
-1376
Delfiner P.
Uncertainty in prospect evalution: lessons from the movie industry / P. Delfiner
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1415-1429: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1429.
Неопределенность
киноиндустрии.
11.
-1376
при
оценке
потенциальных
запасов:
уроки
При оценке перспектив геологоразведочных работ можно полагаться на
мнение нескольких высококлассных экспертов либо запрашивать оценку
многих специалистов, а затем рассчитывать средние значения. Если эксперты
выполняют свою работу должным образом, статистические средние значения
будут располагаться между оптимистическими и пессимистическими
оценками и, соответственно, должны быть близки к истине. Этот принцип
дает простое руководство к действию для победителя аукциона, поскольку
конечная цена на торгах основывается на максимальных оценках запасов, а
не на низких. Однако применим ли этот принцип при оценке перспектив
разведочных работ? Для ответа на этот вопрос был применен метод аналогий
с использованием данных из области киноиндустрии. В качестве аналога
были использованы прогнозы количества проданных билетов на новый
фильм в день премьеры в Париже. Такие прогнозы делаются каждую неделю
в соревновательной игре между профессионалами киноиндустрии с тем
преимуществом, в отличие от нефтедобывающей промышленности, что
действительные объемы продаж становятся известными. Некоторые выводы
могут быть использованы при оценке перспектив разведки УВ запасов.
Наиболее важным из них является вывод о том, что усредненное значение
нескольких независимых оценок для данного объекта не соответствует его
правильной оценке. Однако для достаточно большого портфеля проектов
методы статистики работают, и низкие оценки могут быть отброшены. Опыт
киноиндустрии свидетельствует о том, что оценка одного эксперта по
точности может превосходить оценку групп специалистов, но лучше брать
усредненную групповую оценку высококвалифицированных экспертов. В
целом, процесс оценки требует комплексного применения аналитических
способностей, интуиции и предвидения.
Dembicki H.(jun.).
Three common source rock evaluation errors made by geologist during prospect
or play appraisals / Dembicki H.(jun.)
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. P.341-356: ill.,tab. - Bibliogr.: p.355-356.
Три общие ошибки эволюции материнских пород, допускаемые
геологами во время разведки или в оценке результатов.
12.
-1376
Ehrenberg S.N.
Petroleum reservoir porosity versus depth: influence of geological age / S. N.
Ehrenberg, P. H. Nadeau, O. Steen
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 10. P.1281-1296: ill. - Bibliogr.: p.1295-1296.
Пористость нефтяных коллекторов в сравнении с глубиной: влияние
геологического возраста.
13.
-9136
Evaluation and modelling of Tertiary source rocks in the central Arctic
Ocean / U. Mann, J. Knies, S. Chand и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 8. - P.1624-1639: ill. Bibliogr.: p.1638-1639.
Оценка и моделирование материнских пород третичного периода в
центральной части Северного Ледовитого океана.
14.
-3241
Foulkes R.
Profits before people? / R. Foulkes, D. Litvin
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.14-15: ill.
Прибыль прежде людей?
15.
-9136
Gas hydrate stability zone modelling in areas of salt tectonics and
pockmarks of the Barents Sea suggests an active hydrocarbon venting system
/ S. Chand, J. Mienert, K. Andreassen и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.625-636: ill. Bibliogr.: p.634-636.
Моделирование устойчивой зоны гидрата газа на территориях соляной
тектоники и оспин Баренцева моря предполагает активную систему с
выбросом в атмосферу углеводорода.
16.
-1376
Geochemistry, origin, and deep-water exploration potential of natural gases
in the Pearl River Mouth and Qiongdongnan basins, South China Sea / W.
Zhu, B. Huang, L. Mi и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 6. P.741-761: ill.,tab. - Bibliogr.: p.760-761.
Геохимия, происхождение и потенциал глубоководной разведки
природных газов в устье реки Перл и бассейнах Qiongdongnan, ЮжноКитайское море.
17.
-6893
Geological characterization and potential for carbon dioxide (CO2)
enhanced oil recovery in the Cardium Formation, central Pembina Field,
Alberta / S. E. Dashtgard, Buschkuehle M.B.E., B. Fairgrieve, H. Berhane
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2008. - Vol.56,N 2. - P.147-164:
ill.,tab. - Bibliogr.: p.163-164.
Геологическая характеристика и потенциал углекислого газа для
катализации регенерации нефтяной залежи Формации Кардиум,
центральное поле Пембина, Альберта.
Повышение концентрации антропогенного СО2 в атмосфере, приводящее к
глобальному потеплению, вызывает тревогу у человечества. Одним из
простейших путей уменьшения выбросов СО2 является его закачка в недра
земли. Это даст и экономический эффект, т.к. при его закачке в зрелые
нефтяные залежи происходит рост добычи нефти и стимулируется
возобновление запасов. Для поощрения таких мероприятий Департамент
энергетики Альберты инициировал программу снижения арендной платы
(налогов) для компаний, принимающих участие в проекте. Закачка СО 2 в
нефтеносные отложения Формации Кардиум (Cardium Formation) была
18.
-1376
начата в 2004 г. Для изучения поведения СО2 в нефтяных резервуарах и
оценки долговременных рисков его утечки и накопления были разработаны
геологическая и гидрогеологическая модели для Формации Кардиум, а также
для подстилающих и перекрывающих отложений. Зона инъекций (сама
формация) была подразделена на 4 проницаемых и 3 непроницаемых части.
Подстилающие и перекрывающие отложения были разделены по
геологическому потенциалу долгосрочного (5 тысяч лет) удержания СО2.
Проницаемые части формации включают нижнюю, среднюю и верхнюю
пачки песчаников и конгломераты. Основной потенциал накапливания
углекислого газа связан с тремя слоями песчаников со средней пористостью
от 14,8 и 16,4 %. Проницаемость песчаников предсказуемо возрастает с
увеличением пористости, но варьирует в разных слоях. Средние значения
проницаемости нижних песчаников примерно вдвое меньше, чем средних и
верхних. В конгломератах не наблюдается взаимозависимости между
пористостью и проницаемостью – они на 50 % более проницаемы, чем
средние и верхние песчаники. Высокая степень проницаемости
конгломератов делает их малопригодными для инъекций, учитывая
непредсказуемость распределения в них проницаемости. Формация Кардиум
залегает в середине 650-метровой толщи сланцев Группы Колорадо. Сланцы,
являющиеся покрышкой Формации Кардиум, крайне важны для процессов
долгосрочного накопления (захоронения) СО2. Утечка через эти сланцы
маловероятна, т.к. их мощность превышает 300 м и они разделяют два
водоносных горизонта с различными региональными режимами
гидростатического давления.
Handling risk and uncertainty in petroleum exploration and asset
management: an overview / P. C. Smalley, S. H. Begg, M. Naylor и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1251-1261: ill. - Bibliogr.: p.1260-1261.
Управленческий риск и неопределенность в нефтедобывающей отрасли
и имущественный менеджмент: общий обзор.
Неопределенность и создаваемые ею бизнес-риски охватывают все аспекты
нефтегазовой отрасли. Способность осознавать и оценивать риски и
неопределенности, а также знание того, как ими эффективно управлять,
способствуют принятию обоснованных решений, защите проектов и
имущества, и максимально увеличивает ценность всех проектов компании.
На каждом этапе жизненного цикла нефтяной или газовой залежи
существуют различные комбинации рисков и неопределенностей. На стадии
разведки основным риском является возможность отсутствия коммерчески
значимых залежей УВ; на стадии оценки и разработки – аспекты
эффективных поставок по проекту; на стадии эксплуатации – несоответствие
прогнозировавшихся объемов запасов реальному положению дел. Эта
последовательность отвечает изменению значимости (релевантности)
неопределенностей, которые на начальных этапах связаны преимущественно
с нединамическими количественными факторами, а на поздних этапах – с
динамическими факторами, возникающими в процессе эксплуатации залежи.
Управление специфическими рисками, связанными с конкретными
объектами, должно быть направлено на нивелировку случайных факторов. И,
напротив, суммарный риск для добывающей компании (включая капиталы и
потенциальные проекты) управляется путем оптимизации «портфеля»
проектов, предназначенных к реализации. В десяти последующих статьях по
19.
-1376
этой тематике будут рассматриваться риски и неопределенности на всех
стадиях «жизни» УВ поля - от конкретных залежей до портфелей проектов. В
статьях рассматриваются некоторые новейшие технологии, методики
моделирования ситуаций, философия и коммуникационные стили, которые
помогут принимать эффективные решения для минимизации рисков и
оптимизации значимости проектов и увеличения капитала.
Hydrogeochemistry and gas compositions of the Uinta Basin: a regionalscale overview / Y. Zhang, C. W. Gable, G. A. Zyvoloski, L. M. Walter
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. P.1087-1118: ill. - Bibliogr.: p.1115-1118.
Гидрогеохимия и составы газа бассейна Юинта: региональный обзор.
20.
-7677
In situ sensing of methane emissions natural marine hydrocarbon seeps: a
potential remote sensing technology / I. Leifer, D. Roberts, J. Margolis, F.
Kinnaman
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.245,N3-4,P.509-522.
Зондирование на месте образования выходов метана в природных
морских
углеводородных
местах
просачивания:
технология
потенциального дистанционного зондирования.
21.
-9523
Katz B.J.
Significance of ODP results on deepwater hydrocarbon exploration: Eastern
equatorial Atlantic region / B. J. Katz
// Journal of African Earth Sciences. - 2006. - Vol.46, N4. - P.331-345: ill.,tab. Bibliogr.: p.344-345.
Значение результатов Программы океанического бурения для
глубоководной разведки углеводорода: восточно-экваториальный район
Атлантики.
22.
-3241
McColl D.
What a site!: [oil sands] / D. McColl
// Canadian Mining Journal. - 2009. - Vol.130,N 3. - P.12-13: ill., portr.
Что за местоположение!: [нефтеносные пески].
23.
-1376
Mechanisms for oil depletion and enrichment on the Shijiutuo uplift, Bohai
Bay Basin, China / F. Hao, X. Zhou, Y. Zhu, Y. Yang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 8. P.1015-1037: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1034-1037.
Механизмы истощения и обогащения нефти на поднятии Шицзюто,
бассейн залива Бохай, Китай.
24.
-7677
Methane discharge from a deep-sea submarine mud volcano into the upper
water column by gas hydratecoated methane bubbles / E. J. Sauter, S. I.
Muyakshin, Charlou J.-L. и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2006. - Vol.243,N3-4,P.354-365.
Выход метана из глубокого подводного грязевого вулкана в верхний
водный столб в виде газово-гидратных метановых пузырьков.
25.
-9136
Mikes D.
Standard facies models to incorporate all heterogeneity levels in a reservoir
model / D. Mikes, C. R. Geel
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 9/10. - P.943-959: ill.,tab. Bibliogr.: p.959.
Стандартные фациальные модели, объединяющие все гетерогенные
уровни в модели резервуара.
26.
-1376
Modeling of gas generation from the Cameo coal zone in the Piceance Basin,
Colorado / E. Zhang, R. J. Hill, B. J. Katz, Y. Tang
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. P.1077-1106: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1104-1106.
Моделирование газовой генерации из угольной зоны Камео в бассейне
Пайсанс, Колорадо.
27.
-8839
Neogene oil and gas reservoirs in the Progreso Basin, offshore Ecuador and
Peru: implications for petroleum exploration and development / J. A.
Deckelman, F. X. Connors, A. W. Shultz и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.43-60: ill., tab. Bibliogr.: p.60.
Нефтегазовые резервуары неогена в бассейне Progreso, находящемся у
побережья Эквадора и Перу: вовлечение в исследование и разработку.
В Перу этот бассейн содержит доказанные песчаные резервуары
раннемиоценового возраста на месторождении Albacora и в районе скважины
Барракуда-4. В Эквадоре из среднемиоценовых песчаников получена нефть
из скважины Golfo de Guayaquil-1 на месторождении Amistad, средневерхнемиоценовые и плиоценовые песчаники - газопродуктивны. В неогене
преобладают литарениты и полевошпатовые литарениты, образовавшиеся за
счет продуктов эрозии поднятых Andean, Amotape (метаморфических) и
океанических кристаллических массивов. Они отложены в литоральной зоне
в солоноватоводных и прибрежных континентальных условиях с локально
крутыми наклонами. Нефтепродуктивные песчаники в Golfo de Guayaquil-1 и
газопродуктивные
песчаники
аномально высокой
пористости
и
проницаемости в Amistad-1 - авандельтовые. По данным каротажа
эффективная толщина этого резервуара варьирует от хорошей до очень
хорошей. Пористость изменяется от 15 до 30% и повсеместно и повсеместно
более 20%, где толщина перекрывающих отложений менее 10.000 ft.
Уплотнение - главный механизм снижения пористости. За ним следует
выпадение аутигенного хлорита, цеолита, кальцита. Сохранности пористости
способствует неравномерное уплотнение, обусловленное аномальными
давлениями по всему бассейну. Резервуары на месторождении Amistad с
проницаемостью большинства песчаников менее 20 mD имеют
неослабевающий промышленный поток газа с начала добычи в 2002 году.
Дебиты из резервуаров Перуанского побережья ограничены. На
месторождении
Amistad
локально
встречаются
стратиграфически
28.
-8839
обособленные песчаные тела. Структурное обособление, встречающееся на
месторождении Albacora обусловлено разломной тектоникой. Толщина
грубозернистых песчаников снижается к западу и риск наличия резервуара
возрастает в западном направлении благодаря ряду факторов включающих:
возрастание расстояния от области сноса; эрозию миоценовых отложений;
выклинивание неогенового цикла в аккреционном комплексе; присутствие
локальных возвышений, связанных с активным грязевым диапиризмом.
Petroleum prospectivity of Cretaceous formations in the Gongola Basin,
Upper Benue Trough, Nigeria: an organic geochemical perspective on a
migrated oil controversy / M. B. Abubakar, Dike E.F.C., N. G. Obaje и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 4. - P.387-407: ill.,tab. Bibliogr.: p.404-405.
Нефтяная разведка отложений формаций мелового возраста в бассейне
Гонгола, Верхний желоб Бенуе, Нигерия: дискуссия о перспективности
миграции нефти.
29.
-1376
Отложения формаций мелового возраста в бассейне Гонгола (Gongola Basin)
были исследованы методами органической геохимии (определение общего
содержания Сорг, пиролиз пород по методу Rock-Eval и анализ био-маркёров).
Значения общего содержания Сорг, обычно превышают минимальные (0.5
весовых %), необходимые для генерации УВ. Данные пиролиза и анализа
био-маркёров указывают на присутствие ОВ II и III типов как
континентального, так и морского генезиса. ОВ незрелое в отложениях
Формации Гомбе (Gombe Formation) и крайне зрелое в отложениях
Формации Йолде (Yolde Formation). Незрелое ОВ III и IV типов присутствует
в отложениях Формации Пиндига (Pindiga Formation); ОВ III типа, зрелость
которого соответствует условному началу (или, возможно, пику) генерации
нефти, присутствует в отложениях Формации Бима (Bima Formation).
Однако, в образцах пород Формации Бима из интервала глубин 1435,6-1453,9
м в скв. Насара-1 присутствует ОВ I типа предположительно озерного
генезиса. Несмотря на то, что скв. Насара-1 считается «сухой»,
геохимические параметры вместе с низкими значениями отношений биомаркёров в интервале глубин 4710-4770 м позволяют предполагать
присутствие миграционной нефти, источниками которой являются озерные
сланцы Формации Бима альбского возраста, еще не пройденные бурением.
Присутствие миграционной нефти в породах Формации Бима и ее
предположительно озерный генезис позволяют предполагать, что условия
нефтенакопления в бассейне Гонгола сходны с таковыми в бассейнах Термит
(Termit), Доба (Doba) и Досео (Doseo) Республики Чад, где были открыты
промышленные запасы нефти.
Predicting methane accumulations generated from humic carboniferous
coals in the Donbas fold belt (Ukraine) / D. Alsaab, M. Elie, A. Izart и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 8. P.1029-1053: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1051-1053.
Генерируемые предсказания аккумуляций метана из
угленосных углей в складчатом поясе Донбас (Украина).
30.
-4139
гумусовых
Pride S.R.
Seismic stimulation for enhanced oil recovery / S. R. Pride, E. G. Flekkoy, O.
Aursjo
// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 5. - P.O23-O35: ill.,tab. - Bibliogr.: p.O34-O35.
Сейсмическая стимуляция увеличения нефтеотдачи.
31.
-1376
Сейсмическая стимуляция направлена на увеличения нефтеотдачи пород
путем мобилизации заблокированной в порах нефти. Возможности такой
методики рассчитаны на основе двухмерной математической модели со
случайной геометрией распределения зернистости. Для сейсмических
амплитуд, превышающих строго очерченные (полученные аналитическим
путем) «безразмерные» критерии, возмущения, вызванные волнами, могут
освободить заблокированную капиллярными барьерами нефть и заставить ее
течь вновь под воздействием барического градиента. Последующее слияние
освобожденных капель нефти приводит к дальнейшей ее миграции т.к.
удлиненные капли легче преодолевают капиллярные барьеры, чем более
короткие. Теория «упругости пор» (poroelasticity theory) определяет ту
эффективную силу, которую сейсмические волны добавляют к
первоначальному градиенту давления жидкости. Для определения численных
значений в поровом масштабе была использована двухмерная модель
решетки Бльцмана. Была проведена тщательная экстраполяция полученных
данных для их использования в масштабах нефтяного поля.
С
использованием полученных аналитическим путем критериев был определен
широкий круг характеризующих резервуар параметров, позволяющих
использовать данную методику для увеличения нефтеотдачи пластов.
Quirk D.G.
Toward consistency in petroleum exploration: a systematic way of constraining
uncertainty in prospect volumetrics / D. G. Quirk, R. G. Ruthrauff
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1263-1291: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1290-1291.
Путь к устойчивости нефтяной разведки: методический подход к
уменьшению неопределенности в рамках проекта.
Исторические данные о разведанных нефтяных залежах редко используются
при прогнозных оценках нефтепоисковых площадей. Однако при
комплексном анализе величины и свойств потенциальных нефтяных
резервуаров на не разбуренных поисковых площадях они могут быть важной
составной частью и помочь снизить геологический и коммерческий риск.
При разведочных работах основным методом оценки потенциальных залежей
является вероятностный метод. При этом возникает проблема определения
размеров ловушек и объемов УВ резервуаров. Поскольку до начала буровых
работ исследователь не может использовать данные обработки конкретных
образцов, потенциал залежи оценивается по совокупности вероятностных
характеристик покрышек, резервуаров, поведения флюидов и т.д. и, т.о.,
результат оценки является весьма предположительным. Для решения этой
проблемы был разработан гарантирующий качество «инструмент»,
использующий детерминистские вводные (исходные данные) для контроля
реальности предположительных выводов. Инструмент назван «итерация
вещественной точки запасов» (“real point resource iteration” - RPRI) и
предназначен для логической заверки количественных прогнозов.
Инструмент RPRI использует объективные критерии для расчета двух
детерминистских положений, на основании которых затем делается полный
прогноз размеров залежи. Затем результаты последовательно заверяются
32.
-1376
простой статистикой и историческими данными. Метод прост и легок в
применении. Он может быть также использован для построения карт и
определения параметров резервуара.
Responsible reporting of uncertain petroleum reserves / M. McLane, J.
Gouveia, G. P. Citron и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1431-1452: ill. - Bibliogr.: p.1451-1452.
Ответственная оценка неопределенных нефтяных запасов.
В процессе разведки и разработки залежей УВ сырья постоянно возникает
множество неопределенных рисков, поэтому необходима статистическая
обработка информации по прогнозируемым еще неоткрытым залежам.
Однако, при рассмотрении материалов по открытым месторождениям,
проводится оценка реальных экономических перспектив возможных объемов
добычи УВ сырья с позиций «обоснованной определенности». Эта
формулировка является вероятностным утверждением, если только оно не
подтверждается на уровне руководства. Подразделения компаний,
занимающиеся подсчетом запасов, могут предполагать, что большие запасы
(если они подтверждаемы) повышают активы компании и, тем самым, их
собственный статус в компании. Между тем могут возникнуть различные
негативные последствия, если окажется, что реальная добыча значительно
меньше ожидавшийся в соответствии с «обоснованной определенностью».
Противоречие в результатах оценки объемов ресурсов на основании
вероятностных и детерминистских методик может рассматриваться как
алогичная профессиональная головоломка. Поскольку детерминистские
параметры не являются вероятностно установленными, невозможно
должным образом оценить и измерить профессионализм и квалификацию
«оценщиков». Без точного инструмента проверки, такой подход
«потворствует» нереалистичным прогнозам (измышлениям) при оценке
величины потенциальной залежи и т.о. не позволяет прогнозировать
технические и финансовые составляющие проектов. По сути, плохо
определенные стандарты могут провоцировать неэтическое поведение через
путаницу и подтасовки, размывая границы между профессиональной
объективностью и системой поощрений. Решение проблемы должно быть
комплексным из-за множества факторов, связанных с неопределенностью
геологических параметров, цен на сырье, государственных задач и
капитальных вложений. Однако это решение должно быть прозрачным и
открытым и, кроме того, в сообществе нефтегазодобывающих компаний
должны быть выработаны единые стандарты определения вероятностных
залежей для «доказанных», «вероятных» и «возможных» запасов УВ сырья.
Всеобщая доступность оценок вероятностных залежей позволит:
- способствовать реальной проверке оценок запасов в отношении аналогов
и природных ограничений;
- помочь замерам точности оценок в отношении реального выхода
продукции;
- стимулировать совершенствование точности и эффективности будущих
оценок;
- создать открытость (прозрачность) принимаемых решений для общества.
До тех пор, пока единые стандарты не разработаны и не внедрены в
практику, нефтегазодобывающие компании в качестве основы для принятия
решений будут продолжать применять методики «завышенной» оценки
33.
-9136
объемов запасов сырья, т.к. в глазах акционеров они более значимы для
бизнес-планов и управления портфелем проектов.
Restudy of acid-extractable hydrocarbon data from surface geochemical
survey in the Yimeng Uplift of the Ordos Basin, China: improvement of
geochemical prospecting for hydrocarbons / L. Zhang, G. Bai, K. Zhao, C. Sun
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 5.-P.529-542.
Переизучение кислотно-экстрактных углеводородных данных по
поверхностной геохимической съёмке в поднятии Имэн бассейна Ордос,
Китай: усовершенствование геохимической разведки углеводорода.
34.
-9136
Ruppel C.
Scientific results from Gulf of Mexico Gas Hydrates Joint Industry Project Leg 1
drilling: introduction and overview / C. Ruppel, R. Boswell, E. Jones
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 9. - P.819-829: ill.,tab. Bibliogr.: p.828-829.
Научные результаты Объединенного промышленного Проекта по
гидратам газа в результате бурения в Мексиканском заливе: введение и
обзор.
35.
-1376
Sen S.
The Korudag anticlinorium in the south Thrace Basin, northwest Turkey: a super
giant petroleum trap complex? / S. Sen, S. Yillar
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 3. P.357-377: ill.,tab. - Bibliogr.: p.375-377.
Антиклинориум Корудаг на юге бассейна Thrace, северо-западная
Турция: супергигантский комплекс нефтяной ловушки?
36.
-1376
Smith P.
Studies of United Kingdom Continental Shelf fields after a decade of production:
how does production data affect the estimation of subsurface uncertainty? / P.
Smith
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 10. P.1403-1413: ill.,tab. - Bibliogr.: p.1413.
Изучение нефтяных полей континентального шельфа Великобритании
после десятилетия разработок.
В середине 1990-х годов была проведена оценка неопределенностей
перспектив разработки залежей УВ сырья для нескольких нефтяных полей на
британском
континентальном
шельфе.
Эти
построения
были
проанализированы с учетом данных по геологическому строению этих
участков, полученных за последнее десятилетие при проведении
разведочных и добычных мероприятий. Различные «подземные»
неопределенности изначально систематически недооценивались. Эта
проблема может быть решена в будущем путем рассмотрения большего
числа возможных геологических моделей. Для их создания могут быть
использованы инструменты моделирования, позволяющие учитывать весь
спектр неопределенностей. Для более полного анализа также может быть
использована информация по аналогичным нефтяным полям. Существенным
37.
-9136
осложняющим моментом в оценке неопределенностей в жизненном цикле
нефтяного поля является интеграция различных технологий разведки и
добычи с более «мягкими» технологиями человеческих умозаключений.
Некоторые неопределенности становятся то более, то менее важными на
протяжении жизненного цикла нефтяного поля. Например, статические
объемные данные (нефть в залежи) обычно становятся менее важными, в то
время как значение динамических факторов (остаточное насыщение,
образование водяного конуса в скважине) возрастает. Соответственно, при
планировании работ необходимо учитывать нужные данные в нужное время
таким образом, чтобы эффективно управлять неопределенностями.
Structural styles and depositional architecture in the Triassic of the Ninian
and Alwyn North fields: implications for basin development and prospectivity
in the Northern North Sea / M. Tomasso, J. R. Underhill, R. A. Hodgkinson, M.
J. Young
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 7. - P.588-605: ill. Bibliogr.: p.603-605.
Структурные стили и архитектуры отложений в триасе северных полей
Ninian и Alwyn: значения для освоения бассейна и для поисковоразведочных работ в северной части Северного моря.
38.
-9136
Surface and subsurface signatures of gas seepage in the St. Lawrence
Estuary (Canada): significance to hydrocarbon exploration / N. Pinet, M.
Duchesne, D. Lavoie и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 3. - P.271-288: ill. Bibliogr.: p.286-288.
Наземные и подземные признаки фильтрации газа в эстуарии Св.
Лаврентия (Канада): значимость для исследований углеводородов.
39.
-1376
Морское дно эстуария Св. Лаврентия характеризуется многочисленными
признаками разгрузки флюидов. На радарных (?) батиметрических профилях
эти признаки приурочены к кратероподобным депрессиям, выявленным
преимущественно на северо-западном борту пролива Лаврентия (глубиной
около 300 м), а также на его дне. Кратеры образуют частые полосы длиной до
12 км и приурочены преимущественно к подводным оползням на СЗ борту
канала. На сейсмических профилях высокого разрешения эти кратеры
выражены сейсмическими «трубками», которые прослеживаются вниз по
разрезу до автохтонный палеозойских пород (платформа Св. Лаврентия), что
позволяет предполагать термогенную природу газа. На СЗ склоне канала
сейсмические
отражения
кратеров
не
достигают
рефлектора,
соответствующего коренным породам (платформа Св. Лаврентия и/или
Гренвильская
провинция),
что,
вместе
с
высокой
скоростью
осадконакопления, предполагает биогенную природу газа. Полученные
материалы в сопоставлении с данными по континентальной части платформы
Св. Лаврентия позволяют предполагать наличие источника зрелых УВ. Эти
выводы являются подтверждающими аргументами перспективности на
залежи УВ как континентальных, так и морских сегментов области развития
автохтонных палеозойских пород (платформы Св. Лаврентия).
The Khazzan gas accumulation, a giant combination trap in the Cambrian
Barik Sandstone Member, Sultanate of Oman: implication for Cambrian
petroleum systems and reservoirs / J. A. Millson, J. G. Quin, E. Idiz и др.
// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 7. P.885-917: ill.,tab. - Bibliogr.: p.916-917.
Газовая аккумуляция Khazzan – гигантская комбинированная ловушка
в кембрийской пачке песчаника Барик, Оман: значение для
кембрийских нефтяных систем и резервуаров.
40.
-9594
The methane hydrate formation and the resource estimate resulting from
free gas migration in seeping seafloor hydrate stability zone / J. Guan, D.
Liang, N. Wu, S. Fan
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2009. - Vol.36,N 4/5. - P.277-288: ill.,tab. Bibliogr.: p.287-288.
Метангидратная формация и ресурсная оценка результата по миграции
свободного газа в просачивающейся гидратной стабильной зоне
морского дна.
41.
-3241
Werniuk J.
New ways to exploit oil sands: accessing the 'inaccessible' bitumen / J. Werniuk
// Canadian Mining Journal. - 2007. - Vol.128,N 3. - P.23-27:ill.
Новые пути разработки нефтеносных песков: доступ к "недоступным"
битумам.
42.
-6893
Регион северной Альберты содержит 270 млрд. м3 битумов, что эквивалентно
нефтяным ресурсам Саудовской Аравии. Однако 90% этих ресурсов не
извлекаются обычными технологиями. Наиболее перспективной является
разработка нефтеносных песков на глубинах от 150 до 300 м от поверхности
методами сплошной выемки и буровыми скважинами. Сплошная выработка
длинными забоями может осуществляться также как в угольных шахтах. Она
обеспечивает высокую продуктивность и извлечение нефтеносных песков без
удаления кровли. Для предотвращения обрушения кровли ее предлагается
замораживать. Выработанные объемы можно заполнять обезвоженным
шламом для предотвращения оседания поверхности. Для мощных залежей
нефтеносных песков (30-60 м) предлагается начинать разработку от
основания
пласта.
Потолок
позади
выработки
поддерживается
заполняющимся песком, создающим поверхность для разработки
следующего слоя. Возможна скважинная разработка битумных залежей. Для
этого вода нагнетается в буровую колонну и с помощью форсунки размывает
на забое кольцеобразную каверну. Для компенсации затрат необходимо
создание кавернового пространства более 100 м3. Для предотвращения
обвала кровли каверны необходимо изобрести способ укрепления
перекрывающих пород. Отсутствует способ контроля силы потока и
геометрии кавернового пространства. Рассматриваются и другие технологии:
а) метод непрерывной разработки (комбайновый), б) блоковое
кавернообразование, в) гидравлический джеттинг, 4) смешанный дренаж,
5)наклонная выработка и песчаные столбы. Все эти методы добычи будут
требовать разные способы поддержки кровли, в том числе с использованием
цементных агентов, смешанных с песчаными отходами. Для временной
поддержки кровли может использоваться гидравлическое оборудование.
Whole-rock geochemistry and heavy mineral analysis as petroleum
exploration tools in the Bowser and Sustut basins, British Columbia, Canada /
K. T. Ratcliffe, A. C. Morton, D. H. Ritcey, C. A. Evenchick
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55,N 4. - P.320-336: ill.,
tab. - Bibliogr.: p.335-336.
Геохимия целиковых пород и анализ тяжёлых минералов как средства в
разведке нефти в бассейнах Bowser и Sustut, Британская Колумбия,
Канада.
43.
-5746
44.
-5746
45.
Г22733
Авербух Б.М.
Промышленная нефтегазоносность шельфа Северного Каспия / Б. М.
Авербух, С. А. Алиева
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.18-24:ил. - Библиогр.:3 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
Северная зона шельфа Каспийского моря вплоть до 80-х годов прошлого
столетия в геологическом отношении представляла собой слабоизученный
регион с невыясненными перспективами нефтегазоносности. В связи с этим в
середине 80-х годов трестам "Южморнефтегазгеофизразведка" и
"Каспморнефтегазгеофизразведка" было поручено провести полудетальные
сейсморазведочные работы для изучения тектонического строения
осадочного чехла шельфа Северного Каспия. В результате проведенных
работ удалось выяснить тектоническое строение этого региона, провести
тектоническое, а затем и нефтегазогеологическое районирование СевероКаспийского региона. На территории Северо-Каспийского региона
нефтегазоносность выявлена как в подсолевых, так и надсолевых
отложениях. Эта территория была классифицирована как Северо-Каспийская
нефтегазоносная
субпровинция,
входящая
в
Прикаспийскую
нефтегазоносную провинцию. В этой субпровинции с севера на юг выделены
три нефтегазоносные области: Эмбинская, Астрахано-Приморская и
Каракульско-Бузачинская. Для научно обоснованной оценки перспектив
нефтегазоносности был использован многофакторный анализ основных
критериев нефтегазоносности, а также результаты сравнительного анализа
сходных по геологическому строению зон в пределах берегового обрамления.
Данные работы позволили оценить перспективы нефтегазоносности шельфа
Каспийского
в
связи
с
новой
схемой
тектонического
и
нефтегазогелогического районирования и разработать научно обоснованные
направления дальнейших геолого-геофизических исследований на нефть и
газ. По состоянию на 1 января 2002 года доказанные запасы нефти в
российском секторе Северного Каспия составляют 13,4 млн. т доказанных и
24,8 млн. т вероятных запасов нефти, а также 27,1 млрд. м3 газа вероятных
запасов газа. Таким образом, в результате проведенным в последнее время
поисковым бурением на шельфе Северного Каспия были подтверждены
сделанные в конце 80-х гг. XX в. прогнозы о высокой перспективности недр
шельфа Северного Каспия для поисков здесь крупных месторождений УВ.
Алиев А.И.
Конденсаты глубоких горизонтов Южно-Каспийской впадины / А. И.
Алиев
// Геология нефти и газа. - 2008. - №3.-С.55-60:ил.,табл. - Рез.англ.
Антоновская Т.В.
Нефтегазоносность среднедевонско-турнейского комплекса в центральной
части Тимано-Печорской провинции / Т. В. Антоновская
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.16-19: ил. - Библиогр.: 1 назв.
46.
Г22733
Анфилатова Э.А.
Норвежский сектор Баренцева моря: (результаты поисково-развед.работ на
нефть и газ, охрана окружающей среды): обзор зарубеж.данных / Э. А.
Анфилатова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.19-21: ил. - Библиогр.: 10 назв.
47.
Б75124
Аппаратурно-программный комплекс "ГЕОТЕРМ" для поиска и
разведки месторождений углеводородов на морских площадях / В. В.
Артёменко, П. З. Чеботаев, В. И. Артёменко и др.
// Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2006 . - С.105-112:ил. - Библиогр.:с.112(16 назв.).
Геотермические исследования относятся к нетрадиционным методам поиска
и разведки месторождения углеводородов. Перспективным как на
региональной, так и на разведочных стадиях морских нефтегазоносных
исследований, является комплексирование геотермии с акустикой и
геометрией придонного слоя воды и донных осадков. В течение последних
лет ГНЦ "Южморгеология" совместно с Южным отделением Института
океанологии РАН разработали геолого-геотермический аппаратурнопрограммный комплекс (АПК) "ГЕОТЕРМ". Комплекс создавался как
конкурентоспособный
аппаратурно-программный
комплекс,
предназначенный для выполнения фундаментальных геотермических
исследований и поисково-разведочных работ на площадях Мирового океана.
При выборе структуры комплекса был проведен обзор и анализ
теоретических и практических разработок, выполненных в России и за
рубежом, а также были проанализированы требования, предъявляемые к
реализации современной методики глубоководных исследований теплового
поля Земли и требования к поисково-разведочным геотермическим методам.
Разработанный комплекс удовлетворяет всем современным требованиям,
предъявляемым к АПК такого назначения.
Астафьев Д.А.
Экспресс-оценка лицензионных участков на основе региональных моделей
осадочных бассейнов: (на прим.Сибири и Дал. Востока России) / Д. А.
Астафьев, А. М. Радчикова, Г. Р. Пятницкая
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.19-20.
48.
В54186
49.
Г22682
Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность =
Astrakhan carbonate massif: structure and its oil and gas perspectives / М. П.
Антипов, Ю. А. Волож, А. Н. Дмитриевский и др.; под ред.Ю.А.Воложа,
В.С.Парасыны; Геол.ин-т РАН, ОАО "Газпром",
Астрахан.геофиз.экспедиция, ООО "Геотехсистем", ООО
"Астраханьгазпром". - М.: Науч.мир, 2008. - 221 с.: ил. - Библиогр.: с.198-203.
- Авт.указаны на обороте тит.л. - Рез.англ. - ISBN 978-5-91522-015-6.
50.
-9807
Ахияров А.В.
Зависимость продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной
принадлежности на примере парфеновского горизонта Ковыктинского
газоконденсатного месторождения / А. В. Ахияров, В. И. Орлов, А. Н.
Бондарев
// Геофизика. - 2007. - №6.-С.45,60-67:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:14 назв.
Промышленная
газоносность
Ковыктинского
газоконденсатного
месторождения (ГКМ) связана с парфёновским горизонтом (терригенный
комплекс, мотская свита, венд). Парфёновский горизонт представляет собой
гигантскую линзу пластового типа, являющуюся частью дельтового
комплекса осадков. Внутри линзы фиксируется скопление основного объема
песчано-алевролитовых пород (промышленный резервуар), фильтрационноёмкостные характеристики которых соответствуют критериям "коллектора".
Собственно "резервуар" локализуется в палеогеографическом плане в
пределах дельтовой равнины и проксимальной части фонта дельты. С севера
и
юга
резервуар
контролируется
литологическими
барьерами,
местоположение которых в плане фиксируется по данным бурения и
сейсморазведки. Проведены замеры пористости и проницаемости пород
коллектора, а также изучение продуктивности пластов парфёновского
горизонта и добывных возможностей скважин Ковыктинского ГКМ. На
основе всех исследований проведено фациальное районирование
продуктивных отложений горизонта, выделено 9 типов фаций. Результаты
фациального ГИС-анализа хорошо корреспондируются с данными
группирования скважин по дебитам. В результате проведенных работ
установлены следующие закономерности: - Потенциальная продуктивность
отложений парфёновского горизонта не связана с их эффективной толщиной
в разрезе соответствующей скважины. - Потенциальная продуктивность
отложений в целевом интервале исследований зависит только от их
фациальной принадлежности. - Варьирование дебитов скважин внутри
отдельных групп подчиняется определенной закономерности, что
представляет определенный интерес и требует дальнейших исследований. Все выявленные авторами закономерности зависимости потенциальной
продуктивности от фациальной принадлежности отложений повторяются как
для различных типов УВ (нефтяные и газоконденсатные месторождения), так
и для отложений различного генезиса (дельтовые, переходные от
флювиальных к дельтовым).
Бабко И.Н.
Прямые и косвенные показатели нефтегазоносности выступов фундамента
Днепровско-Донецкого раздвига / И. Н. Бабко, В. П. Лебедь, Е. Л. Раковская
// Акутальные проблемы геологии Беларуси и смежных территорий. - Минск,
2008. - С.11-12. - Библиогр.: 3 назв.
51.
Г22687
52.
-6779
Баженова Т.К.
Эволюция нефтегазообразования в истории Земли и прогноз
нефтегазоносности осадочных бассейнов / Т. К. Баженова
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.412-424:ил.,табл. Библиогр.:с.424. - Рез.англ.
53.
-10074
Баренцево-Карский регион - новый объект поисково-разведочных
работ на нефть и газ в XXI веке / Э. М. Галимов, А. С. НемченкоРовенская, В. С. Севастьянова, Э. А. Абля
// Недропользование-XXI век. - 2008. - №6.-С.43-53:ил.,табл.,карт. -
Библиогр.:9 назв. - Рез.англ.
54.
-5746
55.
-2383
Проведенный комплекс современных аналитических исследований
(изотопный анализ углерода δ13С, газовая хромотография, хромато-массспектрометрия, определение микроэлементов ванадия и никеля, пиролиз по
данным Rock-Eval) месторождений Карского моря и п-ова Ямал, российской
части Баренцева моря, о. Колгуев, Печорского моря, ЗФИ, Шпицбергена и
Аляски позволил выявить особенности состава УВ систем Арктики,
выполнить сравнительный анализ УВ и разработать геохимические критерии
для научного обоснования перспектив нефтегазоносности и определения
дальнейших направлений поисково-разведочных работ в регионе. Акватория
Карского моря является крупнейшей по величине и плотности суммарных
перспективных ресурсов газа (15-20 трлн. м3). Здесь открыты уникальные
газовые месторождения Русановское и Ленинградское с общими запасами 9
трлн. м3; выявлены крупные Кропоткинское, Скуратовское и Нярмейское
поднятия с ожидаемыми суммарными перспективными ресурсами газа более
6 трлн. м3. В пределах Баренцевоморской нефтегазоносной провинции
выделяются два крупных района - Центрально-Баренцевоморский
газоносный и Южно-Баренцевоморский нефтеносный.
В ЦентральноБаренцевоморском газоносном районе все выявленные к настоящему
времени запасы УВ сосредоточены в супергигантском Штокмановском
газоконденсатном (3,7 трлн. м3 газа, 26 млн. т конденсата), крупнейшем
Мурманском (1,21 млрд. м3 газа), уникальном Ледовом газоконденсатном,
крупных Лудловском и Северо-Кильдинском газовых месторождениях,
приуроченных к триасовым и юрским отложениям. Установлен ряд
перспективных структур: Центральная, Восточная, Демидовская и
Ферсмановская. Прогнозные ресурсы оцениваются в 19,8 трлн. м3,
суммарные выявленные запасы составляют 3,96 трлн. м3. В ЮжноБаренцевском
нефтеносном районе, являющемся акваториальным
продолжением Тимано-Печорской НГП, открыты крупные СевероГуляевское и Песчано-Озерское (о. Колгуев) нефтегазоконденсатные,
Поморское газоконденсатное, нефтяные Варандей-море и Медын-море
месторождения. Продуктивными являются карбонатные отложения
каменноугольно-пермского возраста. В настоящее время в качестве
перспективного на присутствие залежей УВ рассматривается район
архипелага Земля Франца-Иосифа, по многим показателям сходный с
нефтеносным районом Аляски - мегавалом Барроу. Т.о. Баренцевоморская
провинция является одной из наиболее перспективных при поисках
месторождений УВ. Значительные мощности осадочного чехла,
приуроченные к отрицательным структурам, позволяют предполагать
высокий нефтегенерирующий потенциал провинции, а примыкающие к ним
обширные поднятия и присутствующие в разрезе региональные коллекторы и
покрышки свидетельствуют о большом аккумулирующем потенциале всей
провинции.
Барышев А.С.
Перспективы выявления месторождений нефти и газа в зоне тектонических
перекрытий на юго-востоке Сибирской платформы / А. С. Барышев, О. В.
Дудкин
// Геология нефти и газа. - 2009. - №4.-С.26-32:ил. - Библиогр.:5 назв. Рез.англ.
Барышев Л.А.
Методология прогноза нефтегазовых залежей на юге Сибирской
платформы / Л. А. Барышев, А. С. Барышев
// Разведка и охрана недр. - 2009. - №3.-С.3-9:ил. - Библиогр.:12 назв. Рез.англ.
56.
-9741
57.
Б75170
58.
Г22389
Башкова С.Е.
Прогноз нефтегазоносности рифейских и вендских отложений ВолгоУральской НГП на основе общей модели формирования месторождений УВ /
С. Е. Башкова, А. В. Белоконь
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №9.-С.11-20:ил. - Библиогр.:4 назв.
На основе комплексного изучения осадочных протерозойских комплексов
Волго-Уральского региона с применением бассейнового моделирования и
вероятностных методов был проведен прогноз нефтегазоносности этих
отложений. Прогноз базировался на тенденциях и закономерностях
изменения специфических критериев генерации, миграции, аккумуляции и
сохранности УВ, дифференцированных по стадиям формирования залежей.
Были проанализированы следующие критерии генерации и эмиграции УВ: содержание Сорг и ОВ; -тип ОВ; -мощность нефтегазоматеринских пород в
свитах; -степень прерывистости нефтегазоматеринских свит; -геологическое
время проявления главных фаз нефте- и газообразования; -максимальная
степень катагенеза ОВ и др. Критерии аккумуляции и миграции УВ: -общая
мощность и степень распространения оцениваемого комплекса; -доля породколлекторов и степень их распространения; -гипсометрическое положение
пластов; -степень распространения локальных структур. Критерии
сохранности залежей УВ: -степень закрытости недр; -влияние гипергенных
факторов в периоды преддевонского и предвендского перерывов; современный и палеотемпературный режим; -качество и степень сохранности
флюидоупоров. Т.о. на основе обобщения результатов бурения и
геофизических исследований протерозойских отложений Волго-Уральской
НГП выполнен прогноз нефтегазоносности с учетом всех основных стадий
формирования залежей УВ. Поскольку рифейские и вендские отложения
отличаются по особенностям геологического строения и формирования, для
них был проведен раздельный прогноз. Наиболее перспективные на залежи
УВ районы в рифейском комплексе выделены в пределах северной части
Бельской впадины и центральной приподнятой по фундаменту ОрьебашЧернушенской зоны Камско-Бельского прогиба. Степень перспективности
вендского комплекса несколько ниже, т.к. контролируется процессами
формирования нефтегазоносности в нижележащих отложениях, и связана с
южными районами Верхнекамской впадины и северной частью ШкаповоШиханской впадины.
Белонин М.Д.
Многовариантные прогнозы добычи углеводородов по регионам и
акваториям России и России в целом до 2030 года. [Прогноз добычи нефти,
газа и конденсата] / М. Д. Белонин, Ю. В. Подольский
// Белонин М.Д. Нефтегазовый потенциал России и возможности его
реализации/ М.Д.Белонин, Ю.В.Подольский. - СПб., 2006. - Ч.2:
Нефтегазовый потенциал России, 2.2 - С.178-247: ил.,табл.
Белорай Я.Л.
Реализация новых технологий при разведке и разработке залежей тяжелых
и вязких нефтей / Я. Л. Белорай, И. Я. Кононенко
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.392-402:ил.,табл. Библиогр.:с.402(4 назв.).
Рассмотрены результаты промышленного применения современных
информационных технологий и технико-аналитических комплексов
геохимических и петрофизических ядерно-магнитных исследований горных
пород и флюидов при разведке и разработке месторождений и залежей
трудноизвлекаемых запасов тяжелых и вязких нефтей. Полигонами для
испытаний явились Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская
и другие нефтегазоносные провинции. В процессе поиска и разведки
апробировалась технология ядерно-магнитного каротажа, аппаратурнометодический
комплекс
керно-шламового
каротажа,
оперативная
документация скважин. В процессе эксплуатации проходила испытание
технология
оперативного
мониторинга,
экпресс-тестирование
нефтебитумных флюидов, магнито-индикаторного трассирования нефтяных
залежей.
Богданов М.М.
Варандей-Адзьвинский авлакоген (суша, Печороморский шельф): зоны
нефтегазонакопления в карбонат.верхневиз.-нижнеперм.отложениях и
приоритет.направления геол.-развед.работ на углеводород.сырье / М. М.
Богданов, А. Г. Сотникова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.24-26. - Библиогр.: 5 назв.
59.
Г22733
60.
Б75324
Богданов М.М.
Зоны разломов Тимано-Печорской провинции - объекты
геологоразведочных работ на нефть и газ / М. М. Богданов, А. Г. Сотникова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и
северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.23-27.
61.
-10036
Боксерман А.А.
Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи / А. А. Боксерман
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.18-20:табл. - Библиогр.:с.20.
За последние 15 лет в связи с нерациональными методами нефтедобычи,
коэффициент извлечения нефти (КИН) снизился до 27-28 % (один из
наиболее низких показателей в мировой практике). При сохранении этой
тенденции к 2015 г. активные запасы нефти в России будут исчерпаны.
Одной из причин такого положения является невостребованность
современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) - тепловых, газовых,
химических, микробиологических, несмотря на увеличение в структуре
нефтедобывающего комплекса доли трудноизвлекаемых запасов. Одной из
принципиально новых (1971 г.) отечественных разработок в области МУН
является авторский термогазовый метод увеличения нефтеотдачи легких
нефтей, предлагаемый к использованию на месторождениях Западной
Сибири. Метод был успешно апробирован на ряде месторождений бывшего
СССР и США. Метод основан на закачке в пласт доступных и дешевых
рабочих агентов (воздуха и воды) на месторождениях, характеризующихся
высоким пластовым давлением и, что особенно важно, повышенными
пластовыми температурами (свыше 65° С). При таких температурах закачка
воздуха в скважину приводит к внутри-пластовой генерации
высокоэффективного газового агента (смесь азота с углекислым газом и
легкими фракциями нефти), обеспечивающего кардинальный прирост
нефтеотдачи. В отличие от других методов водогазового воздействия,
предложенный метод технологически и экономически более эффективен, т.к.
происходит увеличение коэффициентов вытеснения в первую очередь за счет
самопроизвольного выравнивания фронта вытеснения. При применении
данного метода происходит значительное, до кратного, увеличение добычи
нефти в течение длительного времени; дополнительное извлечение нефти
достигает 30-40 % и более от остаточных, после заводнения, запасов. Метод
может
применяться на месторождениях:
с низкопроницаемыми
коллекторами; с высокопроницаемыми монолитными пластами (в т.ч. после
заводнения для извлечения остаточной нефти в кровельных частях); со
значительным углом наклона пластов; массивного типа; с материнскими
породами. В настоящее время метод в России не применяется; происходит
внедрение метода на 11 месторождениях США (2005 г.).
Большаков М.Н.
Программное обеспечение "Коллектор" для анализа структурных
параметров и петрофизических свойств нефтегазонасыщенных пород по
электронно-микроскопическим изображениям / М. Н. Большаков, Н. А.
Скибицкая, В. А. Кузьмин
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.41. - Библиогр.: 2 назв.
62.
В54186
63.
-5746
Бурлин Ю.К.
Геологические предпосылки перспектив нефтегазоносности шельфа
российского сектора Северного Ледовитого океана / Ю. К. Бурлин, А. В.
Ступакова
// Геология нефти и газа. - 2008. - №4.-С.13-23:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
64.
-9741
Бурштейн Л.М.
Прогноз перспектив нефтегазоносности на основе анализа условных
вероятностей:(на прим.верхнеюрс.нефтегазонос.комплекса юго-востока
Зап.Сибири) / Л. М. Бурштейн, Л. С. Грекова, И. В. Жилина
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №5/6.-С.8591:ил. - Библиогр.:11 назв.
65.
Г22584
Введенская А.Я.
Прогноз и поиски залежей углеводородов на больших глубинах в
Предкавказье / А. Я. Введенская
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.203-206. Библиогр.: 4 назв.
Одной из задач НГК России является освоение залежей УВ на больших
глубинах. В связи с этим проанализированы особенности размещения
резервуаров УВ в глубоко погруженных мезозойских отложениях
нефтегазоносных районов Восточно-Кубанской впадины, Терской и
Сунженской зонах Терско-Каспийского прогиба. По результатам анализа
были выявлены следующие закономерности: " Для глубокопогруженных
отложений характерно развитие гидродинамически изолированных
проницаемых резервуаров различного объема со сложным типом коллектора,
приуроченных к неотектонически активным участкам. Высоконапорные
66.
Г22575
резервуары имеют локальное распространение и генетически связаны с
внедрением флюидов в осадочную толщу по тектоническим нарушениям.
Объем резервуаров и пластовая энергия в них зависят от интенсивности
вертикальной миграции флюидов, способствующих формированию
вторичных емкостнофильтрационных свойств и их изоляции флюидоупором.
- В связи с неотектонической активностью в Терско-Сунженской зоне
возникают наиболее благоприятные условия для формирования массивных
высоконапорных резервуаров УВ. Из-за большей чувствительности к
тектоническому воздействию карбонатных отложений (по сравнению с
другими литотипами пород), В них в пределах Терско-Сунженской зоны
присутствуют линейно-расположенные высоконапорные залежи нефти,
приуроченные к приразломным участкам. В менее мобильной ВосточноКубанской впадине залежи нефти и газа характеризуются значительно
меньшими объемами. - Для терригенных отложений в Терско-Сунженском
прогибе по сравнению с Восточно-Кубанской впадиной характерны более
массивные, но меньшие по объему пластовосводовые залежи. - На локальных
структурах наиболее благоприятные условия для развития коллекторов
сложного типа отмечаются в приосевых зонах складок и на крутых перегибах
в краевых и периклинальных частях, осложненных нарушениями. При этом
объем залежи УВ прямо пропорционален неотектонической активности и
амплитуде складки. Ведущая роль в формировании многопластовых залежей
УВ и высокой пластовой энергии принадлежит экранирующим свойствам
изолирующих толщ.
Верба М.Л.
Забытые залежи нефти в палеогеновых и каменноугольных
отложениях о.Зап.Шпицберген / М. Л. Верба
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.40-41.
Первое реальное свидетельство нефтегазоносности архипелага Шпицберген
было получено в 1988 г. при бурении колонковой скважины на Лайленской
площади с глубины 238 м (баренцбургская свита, палеоген) произошел
самоизлив густой тяжелой парафинистой нефти, сопровождаемый
кратковременными выбросами газа. В 1990 г. при бурении нефтепоисковых
скважин в Билле-фьорде в среднекаменноугольных (башкирский ярус)
отложениях был выявлен ряд нефтяных и газовых скоплений. В пяти
скважинах были получены притоки горючего газа, в двух из них - притоки
легкой нефти. Газовые скопления обнаружены на глубинах 210 м и глубже,
нефтяные– начиная с глубины 684 м. В конце 90-х годов нефтяной
компанией Norvegian Petroleum Group ASA на акватории Ван-Мейен-фьорда
по результатам сейсмических исследований была выявлена перспективная
структура типа «джокер-складка». Запасы УВ в ней оцениваются в 31 млн.
баррелей при вероятности присутствия залежи 15 %. На востоке Ис-фьорда
выявлено присутствие двух локальных структур с перспективами
обнаружения в них залежей УВ 13 %. Региональные исследования,
выполненные российскими специалистами на архипелаге, прилегающих
акваториях и Баренцевоморском шельфе (в т.ч. в Печорской синеклизе)
позволили установить принципиальное сходство геологического строения
этих территорий, что позволяет проводить сравнительную оценку их
нефтегазоносных потенциалов. Данные о распространении коллекторных зон
в разрезе, развитии и типах локальных ловушек, интенсивности проявления
дизъюнктивной
тектоники,
параметрах
продуктивных
пластов
свидетельствуют о наличии всех необходимых предпосылок для
положительной оценки перспектив нефтегазоносности территории
архипелага. Полученная за 40 лет исследований сумма эмпирических данных
свидетельствует о том, что перспектива выявления на Шпицбергене крупных
скоплений нефти может оцениваться не ниже, чем в Печорской НГП.
Вержбицкий В.Е.
Тектоника, этапы структурной эволюции и перспективы нефтегазоносности
шельфа Чукотского моря (Российская Арктика) / В. Е. Вержбицкий, С. Д.
Соколов, М. И. Тучкова
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.1. - С.85-90: ил. Библиогр.: 14 назв.
67.
Б75464
68.
-9794
Видик С.В.
Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты / С.
В. Видик
// Регион.геология и металлогения. - 2009. - №38.-С.107-117:ил. - Библиогр.:9
назв. - Рез.англ.
69.
Г22637
Вилесова Л.А.
Палеотектонические критерии прогноза структурно-фациальных зон
нефтеобразования и нефтегазонакопления в терригенных отложениях девона
Коми-Пермяцкого округа / Л. А. Вилесова
// Материалы IV Геологической конференции КамНИИКИГС. - Пермь, 2008.
- С.44-48: ил. - Библиогр.: 5 назв.
70.
-5995А
Вобликов Б.Г.
Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений палеозоя
и мезозоя Центрального и Восточного Кавказа и Предкавказья / Б. Г.
Вобликов
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №2.-С.21-22:табл. - Библиогр.:5 назв.
71.
-9741
Вопросы освоения нефтяных оторочек Юхаровского
нефтегазоконденсатного месторождения / Н. Х. Жарикова, А. Н. Марченко,
А. В. Иванов и др.
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №5.-С.61-63:ил.
72.
-9767
Воробьев В.Я.
Об оценке перспективных направлений региональных и поисковых работ
на нефть и газ в Поволжье и Прикаспии на 2009 год и последующие годы / В.
Я. Воробьев, Ю. С. Кононов
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2008. - Вып.55.-С.3-7. - Библиогр.:9 назв.
По материалам научно-практической конференции «Стратегия развития
минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного ФО на 2009 и
последующие годы», состоявшейся в апреле 2008 г. в Саратове, проведен
анализ рекомендаций по проведению региональных и поисковых работ на
конкретных объектах. В качестве перспективных рассматриваются
следующие участки и направления работ: - восточный склон Токмовского
свода (Волго-Уральская НГП, Мелекесская НГО) - рекомендуется постановка
параметрического бурения на Козловском своде и Ибресинской площади; центральная часть Волго-Уральской НГП - рекомендуется продолжение
73.
Г22586
регионально-зональных и поисковых работ с целью открытия нефтяных
месторождений в каменноугольных отложениях западной части Бузулукской
впадины, в Ставропольской депрессии, на Жигулевском своде; Серноводско-Абдуллинский авлакоген - рекомендуется проведение
регионально-зональных работ по выявлению перспектив нефтегазоносности
неглубоко залегающих рифей-вендских образований. - Бельский прогиб
Предуральского мегапрогиба (восточная часть Волго-Уральской НГП),
Оренбургская область (северная часть Прикаспийской НГП) - рекомендуется
бурение параметрических скважин, ориентированное на возможное открытие
крупных газоконденсатных месторождений; -Алтатинско-Никольская зона
(северная
часть
Прикаспийской
НГП,
карбонатный
девонскокаменноугольный массив предположительно рифтогенного типа) рекомендуется проведение сейсмо-электроразведочных работ и бурение
Глазовской параметрической скважины; -Алтатинско-Озинская зона
(северная часть Прикаспийской НГП) - рекомендуется проведение сейсмо- и
электроразведочных работ и бурение двух параметрических скважин для
уточнения конфигурации структуры Озинская 1 и строения одноименной
зоны в целом; -Иголкинское, Дальнее и Западно-Укатненское поднятия в
подсолевом палеозое (южная акваториальная часть Прикаспийской НГП) рекомендуется проведение дальнейших исследований, включая постановку
опережающего параметрического бурения; -Белинское и КировскоКаралатское поднятия (Кулалинско-Полдневский вал, переходная структура
между Прикаспийской и Северо-Кавказской НГП) - рекомендуется
проведение дальнейших работ с целью открытия крупных нефтегазовых
месторождений в мезозойских и палеозойских частях разреза.
Газортутная съемка как прямой метод выявления залежей
углеводородов и картирования линз нефтепродуктов на загрязненной
территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / В. Н.
Макаревич, А. В. Гончаров, Ю. И. Зытнер, Р. М. Галимзянов
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа СевероЗападного региона России. - СПб., 2007. - С.180-184: ил. - Библиогр.: 6 назв.
Одним из прямых геохимических методов поисков залежей УВ сырья
является ртутометрический метод изучения полей концентрации УВ. В силу
своих уникальных физико-химических особенностей ртуть является наиболее
чутким
геотермодинамическим
и
геодинамическим
индикатором.
Специализированной геохимической группой ООО «СБНЭ-2» в пределах
Сюрхаратинского нефтяного месторождения (Колва-Висовский НГР
Хорейверской НГО) была проведена газортутная съемка в двух
модификациях: традиционной – с отбором проб почвенного воздуха и новой
– с отбором проб грунтов из почвенных горизонтов. В результате
проведенных работ над залежами нефти были выделены контуры
аномальных содержаний ртути (до 350-380*10-9 мг/л), что подтвердило
эффективность примененного метода усиления полезного сигнала.
Подтверждением перспективности предлагаемого метода явился факт
отсутствия газортутной аномалии над рекомендованной по данным
сейсмических исследований Пюсейской структурой, где по результатам
поискового бурения залежи обнаружено не было. По результатам
выполненных на Сюрхаратинской площади комплексных геохимических
работ были установлены следующие закономерности: - В наблюдаемых
полях содержания УВ газов залежи УВ четко фиксируются аномалиями
дугообразной или кольцевой формы. - Аномалии приурочены к
74.
Г22704
75.
Г22468
76.
-10058
77.
Г22586
периферийным частям залежи, т.е. фиксируют ее контакты в толще
вмещающих пород. - Газортутные аномалии фиксируются над контурами
нефтяной
залежи,
высококонтрастны,
с
большой
степенью
воспроизводимости результатов. Т.о. апробированная в процессе поисковых
работ методика может быть успешно использована для аналитического
обеспечения высокоэффективной экспрессной ртутной съемки на нефть и газ,
как по подпочвенному воздуху, так и по почвенным пробам и донным
отложениям. Комплекс газортутных исследований может также быть
применен при решении экологических задач, в том числе дистанционного
выявления линз нефтепродуктов на территории нефтебаз, обследования трасс
нефтепроводов и т.д.
Гатиятуллин Н.С.
Выделение коллекторских зон в разрезах кристаллического фундамента на
основе петрографического изучения керна / Н. С. Гатиятуллин, В. В. Баранов
// Теория и практика геолого-экономической оценки разномасштабных
нефтегазовых объектов. Актуальные проблемы подготовки и освоения
углеводородной сырьевой базы. - СПб.,2008. - С.302-304. - Библиогр.: 2 назв.
Геологическая доразведка нефтяных месторождений
Нижневартовского Приобья / В. Н. Нестеров, В. В. Харахинов, А. А.
Семянов и др. - М.: Науч.мир, 2006. - 192с.: ил. - Библиогр.:с.189-191(75
назв.). - ISBN 5-89176-366-4.
В книге обобщены результаты по геологическому моделированию и
доразведке нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья. Изложены
новые данные по применению современных компьютерных технологий,
интегрированной
интерпретации
геолого-геофизических
и
нефтепромысловых данных, построению трехмерных сейсмических и
геологических моделей, их систематизации и обобщению по различным
лицензионным участкам распределенного фонда. На этой основе уточняются
существующие представления о природной зональности нефтегазоносных
систем, выделяются новые перспективные объекты поисков и разведки. Для
стареющих нефтепромыслов Нижневартовского Приобья развитие
доразведочных работ на основе генерализации геологических моделей
нефтяных
месторождений,
разрабатываемых
различными
недропользователями, является главным стратегическим направлением
развития сырьевых активов, оптимизации разработки ижгабилизации
нефтедобычи.
Геологическое моделирование на базе комплексного исследования
керна - основа проектирования эффектной разработки месторождений
нефти и газа:[конф.,3-6 дек.2007 г.,Томск]
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2008. - №1.-С.3-5:ил.
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности
мелководного шельфа Печорского моря / В. И. Савченко, А. С. Горшков,
Р. А. Казанцев, А. К. Цехмейстрюк
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа СевероЗападного региона России. - СПб., 2007. - С.32-37: ил. - Библиогр.: 2 назв.
К поднятому (западному) крылу Западно-Куршского вала в российском
секторе шельфа Балтийского моря приурочена цепочка локальных поднятий.
На одном из этих поднятий - структуре D6 - в 1983 г. открыто Кравцовское
месторождение нефти – одно из самых крупных в регионе. Глубина моря в
районе месторождения составляет около 30 м, расстояние до ближайшего
берега – 23 км. Месторождение приурочено к терригенным отложениям
среднего кембрия (дейменаский надгоризонт). Залежь нефти пластовая,
сводовая (массивная), по всей площади нефтеносности подстилается
подошвенной водой. Геологическое строение месторождения изучено по
данным сейсморазведки и бурения 18 скважин. Добыча нефти была начата в
июле 2004 г.; на 01.01.2007 г. с начала разработки отобрано 16,6 %
начальных извлекаемых запасов. Средний дебит одной скважины по нефти
составляет 208 тыс. т. Всего в контуре нефтеносности оказались 16 скважин;
в действующем фонде одна вертикальная скважина и 12 с горизонтальным
окончанием ствола. Эксплуатация месторождения осуществляется
фонтанным способом, за исключением трех скважин, эксплуатирующихся
УЭЦН. Эксплуатация месторождения ведется в автономном варианте,
предусматривающем разработку и обустройство месторождения независимо
от соседних с самостоятельным транспортом продукции в систему
магистральных трубопроводов. Существующий в настоящее время
локальный подход к вводу в разработку каждого месторождения в
отдельности, без оценки перспектив развития, ведет к снижению
эффективности освоения всего региона.
Геология рифогенных комплексов центральной части ИжмаПечорской впадины и перспективы их нефтеносности / А. А. Алабушин,
П. Н. Кокин, В. Д. Порошин и др.
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.7-11: ил.
78.
Г22733
79.
-9741
Геолого-разведочные работы в восточной прибортовой части
Баренцева моря могут обеспечить создание нового нефтедобывающего
района на российском шельфе / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров, В. Н.
Хоштария и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №12.-С.4-9:ил. - Библиогр.:3 назв.
80.
Б75258
Геофизические методы поисково-оценочных исследований: сб.науч.тр. /
М-во природ.ресурсов РФ, Сиб.НИИ геологии, геофизики и минер.сырья; под
ред.Г.М.Тригубовича. - Новосибирск: Наука, 2007. - 201 с.,[3]л.ил.: ил.,табл. Библиогр.в конце ст. - 50-летию СНИИГГиМСа посвящается. - ISBN 5-02023189-40.
Приводятся результаты исследований, направленных на повышение точности
и достоверности геофизических построений, в значительной степени
обеспечивающих успех комплексных геолого-геофизических и прогнозных
исследований при поисках залежей углеводородов. Прогресс в этой области
связан главным образом с разработкой современных, более эффективных
геофизических методов, базирующихся на последних достижениях
приборостроения, и принципиально новых методах обработки и
интерпретации результатов полевых наблюдений. Статьи сгруппированы по
трем направлениям: 1)повышение достоверности геолого-геофизического
прогноза за счет новых методик проведения полевых работ и современных
способов обработки и интерпретации результатов; 2)разработка новой
аппаратуры и результаты ее использования; 3)исследования, нацеленные на
изучение собственно коллекторов и разработку критериев их поиска.
Сборник содержит информацию как научного, так и методического плана и
предназначен для специалистов-геофизиков, занимающихся поисками и
разведкой месторождений углеводородов.
Геохимическая характеристика юрских газов и газоконденсатов
Судочьего прогиба Устюртского региона / Г. С. Абдуллаев, Н. М.
Акрамова, М. М. Муминджанова и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №9.-С.32-34:ил. - Библиогр.:8 назв.
81.
-9741
82.
-5746
Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений
юго-востока Западной Сибири:(по результатам бурения скважин Восток1,3,4) / А. Э. Конторович, Е. А. Костырева, В. Н. Меленевский и др.
// Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.4-12:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
83.
Г22756
Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений
юго-востока Западной Сибири: (на прим. скв. Восток-1,3,4) / Е. А.
Костырева, А. Э. Конторович, В. Н. Меленевский и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.191-198: ил. - Библиогр.: с.197-198. - Рез. англ.
84.
-5746
Геохимические предпосылки нефтеносности кембрийских отложений
Лено-Амгинского междуречья (юго-восток Сибирской платформы) / Т.
М. Парфенова, И. В. Коровников, В. Н. Меленевский, В. Г. Эдер
// Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.87-91:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. Текст парал.рус.англ.
85.
Г22756
Геохимическое картирование осадочных бассейнов России в свете
оценки потенциала их нефтегазоносности: (методика, результаты,
дальнейш. задачи) / Т. К. Баженова, В. К. Шиманский, С. В. Смирнов, Л. А.
Яковлева
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.28-38: табл. - Библиогр.: 8 назв. - Рез. англ.
86.
-9767
Горьков Ю.Д.
Об эффективности применения метода вертикальной расчлененности
рельефа в целях прогноза нефтегазоперспективных структур / Ю. Д. Горьков,
С. Н. Бекишов, Н. П. Бекишов
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.48.-С.37-44:ил. - Библиогр.:7
назв.
87.
Г22685
Грановская Н.В.
Перспективы нефтегазоносности автохтонных рифейских комплексов
Башкирского антиклинория / Н. В. Грановская, Н. Н. Ларионов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана,
Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.242-244. - Библиогр.:
с.244.
88.
-9741
Гридин В.А.
Перспективы нефтегазоносности российских секторов Черного и Азовского
морей / В. А. Гридин, М. П. Голованов, И. Г. Долинский
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. №5.-С.25-27:ил. - Библиогр.:6 назв.
В акватории российского сектора Азовского моря проведено большое
количество геофизических исследований, пробурены более 20 скважин и
открыты ряд месторождений нефти и газа; в акватории российского сектора
Черного моря залежей УВ пока не выявлено. По результатам детального
анализа полученной к настоящему времени геолого-геофизической
информации в пределах акваторий Черного и Азовского морей наиболее
перспективными в плане выявления залежей УВ являются верхнеюрские
биогермные (рифогенные) образования вала Шатского и Анапского выступа.
В качестве перспективных можно рассматривать неогеновые образования
Туапсинского прогиба и юго-восточной части Индоло-Кубанского прогиба.
Определенные перспективы связаны с неогеновыми образованиями
Керченско-Таманского прогиба. Сдерживающими факторами освоения
ресурсов УВ вала Шацкого, Анапского выступа и Туапсинского прогиба
являются большая глубина залегания продуктивных отложений (3,5-5,0 км),
большие глубины моря, сероводородная агрессивная среда донных вод и
экологическая обстановка курортной зоны.
Давыденко Б.И.
Перспективы прогноза, поисков и разведки месторождений
углеводородного сырья в пределах Калининградской области / Б. И.
Давыденко, Ю. И. Зытнер, Е. В. Толкова
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи
нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб.,
2006. - С.452-461: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв.
89.
Г22456
90.
Б75124
Давыденко Д.Б.
Прогнозирование нефтегазоносных площадей по многозональным
космоснимкам в условиях антропогенного ландшафта / Д. Б. Давыденко, Н.
Н. Погребнов
// Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2006 . - С.20-28:табл. - Библиогр.:с.28(5 назв.).
91.
Г22756
Данилов В.Н.
Литологические и геохимические критерии прогноза нефтегазоносности
северной части Предуральского краевого прогиба / В. Н. Данилов
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.153-158: ил., табл. - Библиогр.: 3 назв. - Рез. англ.
92.
Г22586
Десятков В.М.
Освоение УВ-потенциала шельфа Балтийского моря на примере
Кравцовского (D6) нефтяного месторождения / В. М. Десятков, О. И.
Кузилов
// Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа СевероЗападного региона России. - СПб., 2007. - С.108-117: ил. - Библиогр.: 4 назв.
В мелководной части Печорского шельфа (Печорская, Болванская и
Паханческая губы) ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» был выполнен комплекс
сейсморазведочных работ, направленных на изучение разреза от мезозойских
до рифей-вендских отложений включительно до глубин 10-15 км. По
предварительной оценке величина геологических ресурсов УВ в районе
93.
-10058
94.
Б75124
95.
-9741
работ составляет от 700 до 875 млн. т н. э. Полученные материалы позволили
выяснить основные особенности структуры осадочной толщи и выявить
несколько новых поднятий, в том числе крупных по размерам. На
предварительных структурных схемах, построенных по основным
отражающим горизонтам, выявлены следующие особенности структуры
поверхности каменноугольно-нижнепермских пород: затухание Колвинского
мегавала в СЗ направлении, примерно одинаковое с ним по
гипсометрическому уровню положение Носовой ступени (Болвановского
выступа) и наличие разделяющего эти две структуры неглубокого прогиба.
На структурных картах по подошве триасовых и по кровле верхнедевонских
отложений лучше выражены некоторые локальные структуры на своде
Колвинского мегавала. Кроме того, по кровле верхнего девона локализовано
довольно крупное поднятие на выходе из Болванской губы. Помимо
антиклинальных структур на временных срезах многих профилей отмечены
перспективные объекты неантиклинального типа: крупные линзовидные тела
(бары или подводные конусы выноса) в триасовом интервале разреза,
линзовидные тела (биогермные постройки) в девонско-нижнепермском и
силурийско-ордовикском интервалах. Аналогичные линзовидные тела
прогнозируются в верхах рифейского комплекса.
Джалалов К.З.
Об эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи в
условиях водоплавающей газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью / К.
З. Джалалов, Э. А. Гарушев, В. Л. Чебоксаров
// Науч.-техн.вестн.ОАО"НК"Роснефть". - 2006. - №4. - С.40-43: ил.,табл. Библиогр.: 4 назв.
Широкомасштабное применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на
разведанных площадях, в том числе м трудноизвлекаемыми запасами может
существенно изменить сложившуюся в нефтяной отросли ситуацию, в
которой на долю трудноизвлекаемых приходится уже около 2/3 общего
объема запасов. Мировой опыт промышленного внедрения МУН позволяет
выделить два приоритетных направления: тепловое и газовое, в том числе в
сочетании с заводнением. В статье дается оценка эффективности применения
теплового и водогазового воздействия в условиях водоплавающей
газонефтяной залежи с высоковязкой нефтью. Проведенные исследования
показали, что применение пресной воды в качестве рабочего агента приводит
к снижению эффективности вытеснения нефти теплоносителем. Для
минимизации негативного эффекта предложено стимулировать рабочий
агент
гидрофобизирующими
добавками.
Установлена
высокая
нефтевытесняющая способность теплоносителя стимулированного такими
добавками. Показана относительно высокая, хотя и меньшая по сравнению с
термическими методами, эффективность водогазового воздействия для
средней части нефтенасыщеной зоны пласта, содержащей высоковязкую
нефть с достаточным для пенообразования количеством АСПО.
Дмитриевский А.Н.
Перспективы открытия крупных и гигантских месторождений нефти и газа
в южных регионах России / А. Н. Дмитриевский
// Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2006 . - С.3-9.
Дмитриевский А.Н.
Роль угленосных формаций в формировании газовых залежей / А. Н.
Дмитриевский, И. Е. Баланюк
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №5.-С.4-19:ил. - Библиогр.:28 назв. - Рез.рус.,англ.с.64.
96.
-9714
Егоров А.Ю.
О некоторых проблемах региональных геолого-съемочных работ на нефть и
газ / А. Ю. Егоров
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2006. - №1.-С.28-31:портр. Текст парал.рус.,англ.
97.
-5746
Елишева О.В.
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности келловейоксфордских отложений Омского Прииртышья Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции / О. В. Елишева
// Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.70-75:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. Текст парал.,рус.,англ.
98.
Г22733
Ермакова О.Л.
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности внешней зоны
Косью-Роговской впадины и сопредельных районов поднятия Чернышева /
О. Л. Ермакова, Ю. В. Опекунова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.49-52: ил. - Библиогр.: 2 назв.
99.
-6779
Ершов С.В.
Компьютерное моделирование геологического строения клиноформного
комплекса неокома северных и арктических районов Западной Сибири / С. В.
Ершов, Г. Ф. Букреева, В. О. Красавчиков
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№9.-С.1035-1048:ил.,табл. Библиогр.:с.1047-1048. - Рез.англ.
100.
Г22733
Желудова М.С.
Варандей-Адзьвинская структурная зона. Основные закономерности
распределения залежей по НГК и элементам тектонического районирования /
М. С. Желудова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.144-146. - Библиогр.: 3 назв.
101.
-7253
Журавлев Е.Г.
Залежи нефти и газа в корах выветривания фундамента осадочных
бассейнов / Е. Г. Журавлев
// Литология и полез.ископ. - 2009. - №3.-С.329-334:ил.,табл. Библиогр.:с.334.
102.
-9741
Забанбарк А.
Перспективы нефтегазоносности бассейна Анадырского залива / А.
Забанбарк
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №9.-С.34-41:ил.,табл. - Библиогр.:14 назв.
Сопоставление бассейна Анадырского залива с нефтегазоносными
бассейнами заливов Кука и Бристольского, близкими по геологическому
строению и истории развития, позволило оценить перспективы его
нефтегазоносности.
Поисково-разведочные работы, ведущиеся в
Анадырской впадине с 1963 г., выявили не менее 60 перспективных на УВ
глубинных структур. Открыты четыре месторождения: Верхнетелекайское
(нефтегазовое), Ольховое (нефтяное), Верхнеэчинское (нефтяное), ЗападноОзерное (газовое). Сопоставление сводных стратиграфических разрезов
осадочных бассейнов Анадырского, Бристольского и залива Кука выявило
сходство палеоген-неогеновых толщ по мощности и литологическому
составу. Основные залежи УВ в заливе Кука приурочены именно к этому
комплексу, так же, как и месторождения наземной части Анадырской
впадины. В Бристольском заливе к отложениям этого возрастного диапазона
приурочены нефтегазопроявления и выбросы нефти. В бассейне залива Кука
нефтегазоносными являются также среднеюрские песчаники. Учитывая тот
факт, что мощность осадочной толщи Анадырской впадины значительно
больше, чем в заливе Кука, можно ожидать присутствие здесь скоплений УВ
сырья в мезозойских отложениях. Дополнительным аргументом,
подтверждающим нефтегазоносный потенциал осадочных толщ морской
части Анадырского бассейна, является присутствие месторождений нефти и
газа в его наземной части. Статистика свидетельствует, что нефтегазовый
потенциал морских участков бассейнов, располагающихся в переходных от
континента к океану зонах, обычно значительно выше, чем продуктивность
наземных окраин.
Заватский М.Д.
Зависимость наземных полей концентраций углеводородных газов от
нефтеносности осадочного чехла в пределах Западно-Сибирского
нефтегазоносного бассейна / М. Д. Заватский
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №2.-С.9-16:ил.,табл. - Библиогр.:3 назв.
103.
-5995А
104.
Г22401
Заключение / С. Г. Неручев, Т. К. Баженова, С. В. Смирнов и др.
// Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования
процессов их генерации, миграции и аккумуляции. - СПб., 2006. - С.354-362.
- Библиогр.в конце кн.:с.363.
105.
-10058
Здольник С.Е.
Внедрение современных технологий разведки,разработки и эксплуатации
месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз" / С. Е. Здольник, А. Г. Пасынков
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2007. - №4.-С.14-20:ил.
С 2006 года в "РН - Юганскнефтегазе" создается Система Новых Технологий
по всем направлениям деятельности: 1) в геологии и разработке - построение
и
непрерывная
актуализация
цифровых
объемных
геологогидродинамических моделей месторождений (моделирование на основе
трубок тока, гидродинамическое моделирование для сравнения результатов
разработки горизонтальными и вертикальными скважинами, гидроразрыв
пласта); 2)в строительстве скважин; 3)в энергетике; 4)в автоматизации и
связи; 5)в управлении механизированным фондом скважин. Такой подход
позволяет оптимизировать систему разработки и разбуривания, планировать
добычу, локализовывать остаточные запасы, обеспечивать оперативную
поддержку принятия управляющих решений, дает возможность экспрессанализа взаимодействия скважин и реализации эффективного управления
нагнетанием. С помощью Системы Новых Технологий на Энтельской
площади удалось заменить бурение запроектированных 63 вертикальных
скважин с КИН 38% семью горизонтальными с КИН 38% . Данная методика
позволяет оптимизировать каждый параметр "цепочки ценности"
значительно влияющий на эффективность бизнес-процесса ГРП. Система
Новых Технологий предполагает проведение большого комплекса работ,
которые позволят значительно увеличить потенциал месторождений и
современных технологий добычи нефти.
Зиганшин А.Р.
Использование модельных запасов нефти для выбора первоочередных
поисковых объектов:(на прим.Тимано-Печор.НГП) / А. Р. Зиганшин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №2.-С.4-7:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв.
106.
-5995А
107.
-9741
Зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений в пределах
территории деятельности ТПП "Колагымнефтегаз" / В. И. Галкин, В. В.
Бродягин, А. А. Потрясов и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №8.-С.31-35:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв.
108.
-10058
Иванов Г.С.
Разработка трудноизвлекаемых запасов в ОАО "Удмуртнефть" / Г. С.
Иванов, А. Н. Харлов, А. Н. Федоренко
// Науч.-техн.вестн.ОАО"НК"Роснефть". - 2006. - №4. - С.36-39: ил.
Основная доля запасов компании "Удмуртнефть", связанных с
месторождениями, расположенными в пределах Камско-Кинельской системы
прогибов, и связанных с зонально и послойно неоднородными карбонатными
коллекторами, представляет собой трудноизвлекаемые запасы карбонатных
коллекторов, высоковязкой нефти, нефтегазовых зон, пластов малой
толщины. В статье описываются стоящие перед компанией задачи, решение
которых позволит освоить объекты, представленные маломощными
нефтяными оторочками газонефтяных месторождений. Успешное решение
этих задач предполагает дальнейшее развитие метода разработки
горизонтальными стволами, а также бурение горизонтальных нагнетательных
скважин, создание повышенных пластовых давлений, применение
комбинированных сеток скважин с радиальным вскрытием пласта в
вертикальных скважинах, кислотные разрывы пласта в карбонатных
коллекторах и другие. Указывается необходимость горизонтального бурения
в любом из выбранных методов разработки.
Изотов В.Г.
Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе
разработки / В. Г. Изотов, Л. М. Ситдикова
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.21-23:ил. - Библиогр.:с.23.
109.
-10036
110.
-9741
Изотопно-геохимические критерии газоносности больших глубин
севера Западной Сибири / Т. В. Карасева, В. И. Горбачев, Г. И. Титова, М.
Г. Фрик
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №6.-С.20-30:ил. - Библиогр.:15 назв. - Рез.рус.англ.:с.61.
111.
Б75123
Изучение потенциалов УВ сырья мелководноморских,транзитных и
переходных зон - основная задача работ на нефть и газ ГНЦ ФГУГП
"Южморгеология" на 2006 и последующие годы / А. П. Пронкин, В. И.
Савченко, Б. В. Шумский и др.
// Нефть и газ юга России,Черного,Азовского и Каспийского морей2006:тез.докл. - Геленджик,2006. - С.21-23.
112.
Б75097
Илеменова О.Д.
Роль конодонтовых комплексов в изучении и оценке перспектив
нефтегазоносности доманикового горизонта (верхний девон) Башкирского
Приуралья / О. Д. Илеменова, В. Н. Пазухин, Р. Х. Масагутов
// Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.60-62.
113.
-10060
Индексация продуктивных пластов нижней и средней юры Западной
Сибири / В. И. Кислухин, И. В. Кислухин, О. Ю. Картовицкая, Е. И.
Логинова
// Горн.ведомости. - 2009. - №6.-С.16-22:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. Рез.англ.
114.
-2383
Исаев В.П.
Перспективы нефтегазоносности межгорных впадин Бурятии / В. П. Исаев,
П. В. Исаев
// Разведка и охрана недр. - 2007. - №12.-С.32-37:ил.,табл. - Библиогр.:10 назв.
115.
Г22685
116.
-9741
В 2002-2004 гг. сотрудниками кафедры геологии нефти и газа ИГУ была
проведена геохимическая съемка Баргузинской впадины. Полученные
данные, а также анализ накопленных к настоящему времени материалов по
геологическому строению региона позволяют сделать следующие выводы: Все впадины байкальского типа перспективны на обнаружение газовых
месторождений. Можно предположить, что их совокупность образует
Байкальскую нефтегазоносную провинцию. - Устьселенгинская и
Баргузинская впадины характеризуются положительными признаками
газоносности (мощный чехол терригенных осадочных пород, высокое
содержание ОВ, повышенный тепловой режим, выходы горючего газа на
поверхность). - Газовые залежи в этих впадинах могут быть выявлены на
небольших глубинах в неогеновых и четвертичных отложениях. В качестве
покрышек могут выступать глинистые прослои и многолетнемерзлые
породы. - Предполагается присутствие сложно построенных залежей
литологического и структурно-тектонического типов. - Присутствие
«грязевых» вулканов во всех изученных впадинах может свидетельствовать о
выявлении новой грязевулканической провинции. - Для перехода к стадии
оценки в каждой крупной впадине необходимо выполнить минимальный
комплекс геохимических и геофизических работ, по результатам которых
выполнить бурение в каждой впадине одной-двух глубоких (до фундамента)
скважин.
Исмагилов Р.А.
Перспектива открытия новых скоплений углеводородов в зоне передовых
складок Урала / Р. А. Исмагилов, А. Р. Гумерова
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана,
Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.246-247. - Библиогр.:
с.247.
Использование гравимагнитной съемки для прогноза
нефтегазоперспективности труднодоступных и сложных по
сейсмогеологическим условиям площадей / С. М. Карнаухов, В. С.
Коваленко, И. А. Зинченко и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №11.-С.411:ил. - Библиогр.:4 назв.
При обработке и интерпретации материалов площадных гравимагнитных
наблюдений, выполненных на акватории Обской и Тазовской губ и
прилегающей суше, были получены данные о соотношении гравимагнитных
полей со структурами чехла и фундамента для различных по степени
изученности, геологическому строению и газонасыщению площадей. При
интерпретации использовались традиционный метод трансформации
потенциальных полей, корреляционный анализ, а также программный
комплекс «Вектор», позволяющий выполнять обработку и анализ векторов
горизонтальных градиентов гравимагнитных пунктов и, соответственно,
дающий возможность более уверенно локализовать крупные аномалии и
оценивать их природу. В зависимости от степени преобразования
палеозойских выступов фундамента выделяются 4 группы источников
аномалий и соответствующих им потенциальных полей. К первой группе
относятся выступы, в пределах которых не отмечены проявления ранне- и
среднетриасового магматизма. В осадочном чехле, как правило,
формируются огромные продуктивные структуры, к которым приурочены
гигантские и уникальные месторождения (Заполярное, Ямбургское).
Гравитационные и магнитные поля представляют собой обширные
отрицательные зоны простых форм, примерно одинаковые по размерам,
морфологии и достаточно большой интенсивности. Ко второй группе
относятся крупные выступы фундамента, в которых отмечены проявления
ранне- и среднетриасового магматизма в виде небольших интрузий
основного состава. В результате в поднятиях осадочного чехла образуются
структуры, к которым приурочены гигансткие, крупные, средние и мелкие
месторождения (Харвутинская, Северо-Каменномысская, Чугорьяхинская
площади). В гравитационном и магнитном полях прослеживаются две или
более отрицательные локальные аномалии, разделенные сравнительно узкой
зоной повышенных значений (зона пережима). К третьей группе отнесены
выступы, в которых процессы ранне- и среднетриасового магматизма
проходили более интенсивно. В осадочном чехле, как правило, формируются
большие продуктивные структуры, к которым могут быть приурочены
крупные месторождения (Няхартинская площадь). Гравитационное поле
представляет собой выдержанную слабо отрицательную локальную зону
близкой к эллипсовидной формы. Магнитное поле неоднородно, состоит из
занимающей не менее половины участка развития широкой градиентной
зоны отрицательной аномалии и положительной аномалии. Четвертую
группу составляют крупные выступы фундамента, в которых процессы
тектономагматической деятельности протекали наиболее интенсивно. Зоны
разрывных нарушений с внедрившимися интрузиями основного состава
занимают большую площадь, чем неизменная часть выступа (месторождение
Каменномысское-море). В гравитационном поле нет выраженных и
замкнутых отрицательных аномалий. Оно представляет сложное сочетание
мощной гравитационной ступени и разделенных ею морфологически
неоднородных участков положительны и отрицательных значений силы
тяжести. Магнитное поле также неоднородно и представляет собой участки
развития отрицательного поля с включением локальных положительных
аномалий. Полученные результаты позволяют проводить первичную оценку
поисково-разведочных объектов осадочного чехла и выбор первоочередных
117.
-5995
участков для постановки детальных сейсмических работ, что повышает
эффективность ГРР на малоизученных или имеющих сложные
сейсмогеологические условия площадях.
Калинин А.Г.
Перспективы развития глубокого бурения на нефть и газ в России / А. Г.
Калинин
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2007. - №6.-С.79-84:табл. - Библиогр.:8
назв.
Экономический потенциал государства зависит от наличия национальных
энергетических ресурсов и эффективности их добычи. На современном этапе
нефтегазовый комплекс России характеризуется снижением прироста запасов
по отношению к их добыче, т.е. высокой выработанностью запасов. Такое
положение дел обусловлено как экономическими, так и техникотехнологическими (традиционная методика нефтедобычи) причинами.
Нефтегазовые
месторождения
характеризуются
самым
низким
коэффициентом извлечения; нефтеотдача месторождений не превышает 3040 %, т.е. более половины геологических запасов нефти остаются
неизвлеченными и считаются "похороненными". Для повышения
эффективности нефтедобычи, особенно на месторождениях, находящихся на
поздней стадии эксплуатации, необходимо широкое внедрение бурения
горизонтальных (ГС) и разветвлено-горизонтальных (РГС) скважин. Метод
разработки месторождений с применением ГС и РГС был разработан и
успешно апробирован в различных районах нашей страны в середине 50-х
годов 20 века. Однако метод не получил широкого применения, что привело
к значительному отставанию в этой области от развитых зарубежных стран.
Между тем, мировой опыт применения технологии бурения ГС и РГС
свидетельствует о значительном росте дебита таких скважин. Результатом
применения этой технологии происходит сокращение количества
эксплуатационных скважин, изменение категории запасов, считавшихся
ранее неизвлекаемыми, увеличение времени безводной эксплуатации и т.п.
Следствием всего этого становится удешевление разработки месторождения
и, соответственно, снижение себестоимости добываемых углеводородов.
Кроме того, эта методика позволяет возобновить добычу из старых
"отработанных" и законсервированных месторождений и извлечения из них
оставшихся запасов, составляющих, по расчетам, 60-80 % от начальных
запасов. Т.о. широкое применение метода ГС и РГС позволит снизить темпы
падения добычи углеводородов без затрат, необходимых для ввода в
эксплуатацию новых месторождений. В настоящее время в России
факторами, препятствующими эффективному внедрению в практику новых
технологий бурения и эксплуатации ГС и РГС, являются: 1. отсутствие
единой системы управления и финансирования НИОКР со стороны
государства; 2. отсутствие у нефтяных компаний опыта применения таких
технологий и заинтересованности в финансировании отечественных
разработок в этой области; 3. отсутствие кооперации между разработчиками
наукоемких технологий и фирмами, занимающимися их внедрением на
нефтегазодобывающем рынке; 4. ориентированность ведущихся разработок
на морально устаревшие зарубежные аналоги; 5. постоянно меняющиеся
экономическая и законодательная базы России. Одной из проблем в мировой
практике является методика добычи углеводородного сырья с вязкостью
более 1000 Па/с. Специалистами РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
предложено вести разработку месторождений тяжелых нефтей и битумов
путем бурения двухустьевых горизонтальных скважин (ДУГС), что
значительно повысит добычу. Перспективы нефтегазодобывающего
комплекса связаны также с освоением ресурсов Мирового океана и, в первую
очередь, его континентального шельфа. По прогнозным оценкам на шельфе
России содержится до 13.7 млрд. т нефти и 52.3 трлн. м3 газа; доля
разведанных запасов составляет соответственно 3.4 % и 9.1 %. Для
успешного освоения этих запасов необходимым условием является
строительство современных самоподъемных полупогружных буровых
установок и буровых кораблей. Перспективы прироста запасов нефти и газа в
России связаны с освоением новых месторождений шельфа Каспийского и
Баренцева морей, территории Тимано-Печорской провинции и Восточной
Сибири. Несмотря на все проблемы, Россия продолжает оставаться
крупнейшим в мире производителем и экспортером углеводородного сырья;
в настоящее время ее доля в мировой добыче нефти составляет 12 %, газа - 22
%.
Камалетдинов М.А.
К проблеме открытия новых скоплений углеводородов в Башкортостане /
М. А. Камалетдинов, Р. А. Исмагилов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана,
Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.244-245. - Библиогр.:
с.245.
118.
Г22685
119.
Б75464
Ким Б.И.
Геологическое строение и нефтегазоносность Восточно-Арктического
шельфа России / Б. И. Ким, Н. К. Евдокимова, Л. Я. Харитонова
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.1. - С.266-271.
120.
-5746
Ким Б.И.
Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических
морей России и перспективы их нефтегазоносности / Б. И. Ким, Н. К.
Евдокимова, О. И. Супруненко
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.49-59. - Библиогр.:5 назв.
Уточнены границы двух потенциально нефтегазоносных провинций (ПНГП)
- Новосибирско-Чукотской и Восточно-Арктической, а также Лаптевской
ПНГО. Лаптевская ПНГО охватывает западную и центральную части шельфа
моря Лаптевых и является акваториальным продолжением Сибирской
платформы с тремя этажами нефтегазоносности: нижний (PRr3-C1t)
преимущественно карбонатный, средний (C1v - K1n) терригенный и верхний
(K1a - Kz), терригенный. В нижнем этаже наиболее перспективны
кавернозные доломиты кровли венда и терригенно-карбонатные породы
кембрия с регионально выдержанной битуминозностью. В среднем этаже
нефтегазоносности наиболее благоприятны для генерации и аккумуляции УВ
пермские отложения, состоящие из чередующихся глинистых и песчаных
пачек с глубинами залегания 1.5 - 6 км. В верхнем этаже нефтегазоносности
имеются коллекторы дельтовых фаций и глинистые покрышки, залегающие
на глубине до 5 км. Вышележащие глинистые отложения палеогена являются
покрышками и одновременно нефтегазоматеринскими толщами при
погружении до 3 км. Все впадины ПНГО - крупные очаги генерации, все
положительные структуры - зоны аккумуляции (Трофимовское поднятие, вал
Минина и Западно-Ленский купол). Высокая перспективность структур
подтверждается аномальными (до 2.3 см3/кг) содержаниями УВ газов.
121.
-5995А
122.
-10058
123.
Г22733
124.
-9767
Новосибирско - Чукотская ПНГП состоит из восточной части шельфа моря
Лаптевых и южной части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского
морей, осадочный чехол которых представлен отложениями (K1a - Kz) и
состоит из двух ПНГО. В Новосибирской ПНГО к наиболее перспективным
относятся прогибы Анисинский, Толля и Санга-Балаганский. В ЮжноЧукотской ПНГО (восточная часть Южно-Чукотского прогиба) возможным
источником УВ могут быть апт-альбские глинистые отложения формации
Торок, а коллекторами - турбидитовые песчаники этой же формации,
содержащие проявления нефти в американском секторе. В качестве
основного объекта поисков УВ рассматриваются пески палеогена. ВосточноАрктическая ПНГП занимает северные части шельфов Восточно-Сибирского
и Чукотского морей и включает две перспективные НГО: Де-Лонга (на
западе) и Северо- Чукотскую (на востоке). В ПНГО Де-Лонга интерес для
поиска нефти и газа представляют терригенно-карбонатные отложения
карбона и терригенные отложения триаса, а также меловой и палеогеновый
комплексы. Северо- Чукотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа.
Перспективы нефтегазоносности доказаны открытием газоконденсатного
месторождения Бюргер в нижнемеловых отложениях американского сектора.
Наиболее перспективны резервуары верхней юры-палеогена.
Кислухин И.В.
Перспективы нефтегазоносности малышевского горизонта северо-западных
районов Западной Сибири / И. В. Кислухин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.26-29:ил. - Рез.англ.
Кичигина Т.М.
Детализация сложнопостроенных залежей с обоснованием выделения в них
обводненных зон / Т. М. Кичигина, В. Г. Мирошкин
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.19-21:ил.
Падение добычи нефти на давно разрабатываемых залежах потребовало
поисков новых резервов, как для поддержания текущей добычи, так и для ее
возможного увеличения. В статье рассматривается один из методов
повышения отборов жидких углеводородов, который заключается в выборе
участков с минимальным обводнением на залежи для бурения новых скважин
или стволов. Комплексный набор геолого-промысловых и геофизических
методов позволяет на залежах длительно разрабатываемых месторождений
исключить обводненные внутри залежные зоны коллектора и выбрать
наиболее благоприятные участки для бурения новых скважин и вторых
стволов, а также повысить или стабилизировать добычу нефти.
Дифференциация залежей по зонам насыщения коллекторов дает
возможность скорректировать площадь распространения нефтесодержащих
пластов, уточнить начальные запасы углеводородов и выбрать наиболее
рациональный способ их эксплуатации.
Клименко С.С.
Нафтидогенез и перспективы поисков углеводородов в ордовиксконижнедевонском комплексе Тимано-Печорского бассейна / С. С. Клименко,
Л. А. Анищенко
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.54-57: табл. - Библиогр.: 5 назв.
Клычев Н.В.
Водно-растворенные газы глубокозалегающих горизонтов как показатели
нефтегазоматеринского потенциала осадочных толщ / Н. В. Клычев, В. В.
Гонтарев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.48.-С.56-59:ил. - Библиогр.:9
назв.
125.
В54280
Коблов Э.Г.
Система ресурсно-геологических оценок морских объектов детального
прогноза / Э. Г. Коблов, Н. А. Ткачева
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.55-76:
ил., табл. - Библиогр.: 17 назв. - Рез.англ.
126.
-9741
Кононов Ю.С.
Некоторые предпосылки нефтегазоносности палеозоя восточного
замыкания кряжа Карпинского / Ю. С. Кононов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №3.-С.17-21:ил. - Библиогр.:28 назв.
127.
-7253
Конюхов А.И.
Строение и геологическая история осадочных нефтегазоносных бассейнов
Северной Атлантики / А. И. Конюхов
// Литология и полез.ископ. - 2009. - №3.-С.253-269:ил. - Библиогр.:с.268-269.
128.
Г22733
Коротков Б.С.
Методические аспекты нефтегазопоисковых работ на больших глубинах /
Б. С. Коротков, С. Б. Коротков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.62-64.
129.
Г22753
Корсунь В.В.
Нефтегазоносность Узбекистана и Западной Сибири / В. В. Корсунь. СПб.: Недра, 2008. - 179 с., [12] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.174-179(112
назв.). - ISBN 978-5-94089-113-0.
130.
-9741
Красавчиков В.О.
Линейные решающие правила,минимальные по числу признаков,при
решении прогнозных задач геологии нефти и газа / В. О. Красавчиков
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №1.-С.23-30. Библиогр.:22 назв.
131.
-9741
Описывается разработанный автором метод распознавания, свыше десяти лет
применяющийся в ИГНГ (в настоящее время - институт нефтегазовой
геологии и геофизики) СО РАН при решении широкого круга задач геологии
нефти и газа. Это - линейный метод, т. е. отыскивающий гиперплоскость,
разделяющую объекты обучения разных классов (задача распознавания
рассматривается
в
двухклассовой
постановке).
Его
применение
иллюстрируется на примере картографирования границ распространения
реперного угольного пласта У10 (нижняя-средняя юра) для Пудинского
района (Томская область) Западно-Сибирского НГБ.
Кривощеков С.Н.
Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности
вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края / С.
Н. Кривощеков, В. И. Галкин
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №8.-С.20-23:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:3 назв.
132.
Г22749
Кропачев Н.М.
Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю1 васюганской
свиты по данным сейсморазведки и бурения / Н. М. Кропачев, К. Г. Скачек;
отв.ред. Г.Г.Шемин; Открытое акционер.о-во "СибНАЦ", Закрытое
акционер.о-во "Науч.-произв.центр "СибГео", О-во с
огранич.ответственностью "Лукойл-Зап.Сибирь", Террит.произв.предприятие
"Когалымнефтегаз". - Новосибирск: Изд-во Сиб.отд-ния РАН, 2008. - 184,[2]
с., [5] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.178-184. - ISBN 978-5-7692-0990-1.
133.
-9741
Крылов Н.А.
Оценка возможных направлений дальнейших поисков нефти и газа в
Ферганской впадине / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря, Н. У. Мухутдинов
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2009. - №2.-С.4-13:ил.
- Библиогр.:8 назв. - Рез.англ.
134.
В54280
Крылов Н.А.
Показатели качества ресурсов газа и их прогноз / Н. А. Крылов
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.100109: ил., табл. - Библиогр.: 16 назв. - Рез.англ.
135.
-9741
Крылов Н.А.
Формации и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений
межгорных впадин Тянь-Шаня / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №6.-С.4-10:ил. - Библиогр.:8 назв. - Рез.рус.англ.:с.60.
136.
Б75403
Крючков В.Е.
Влияние конседиментационной складчатости на формирование ловушек
углеводородов в неокомских отложениях Западной Сибири на примере
Песцового месторождения / В. Е. Крючков, Г. Р. Пятницкая, А. М. Радчикова
// Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли. Екатеринбург, 2008. - Т.1. - С.384-386.
137.
-5995А
Курчиков А.Р.
Модель формирования и перпективы нефтегазоносности ачимовской толщи
Западной Сибири / А. Р. Курчиков, В. Н. Бородкин, К. О. Забоев
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.30-35:ил. - Библиогр.:7 назв. Рез.англ.
138.
-9741
Лавренова Е.А.
Газогеохимические методы поисков углеводородов на
акваториях.Технология проведения работ / Е. А. Лавренова
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №7.-С.46-51. - Библиогр.:17 назв.
139.
-5746
Ларкин В.Н.
Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления на юго-западе
Восточной Сибири / В. Н. Ларкин, В. И. Вальчак
// Геология нефти и газа. - 2007. - №1.-С.24-31:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
140.
-5663
Новые зоны нефтегазонакопления на юго-западе Лено-Тунгусской НГП
прогнозируются по результатам геолого-разведочных работ, проведенных в
последние годы по региональным опорным профилям "Батолит", "Алтай Северная Земля" и диагональному профилю "скв. Мадринская - 156 - п.
Кежма". Разрез представлен слоистыми осадочными породами и сильно
деформированным комплексом осадочно-вулканогенных толщ, глубоко
метаморфическими образованиями докембрия, прорванными интрузиями от
ультраосновного до кислого состава, а также метаморфитами земной коры.
Подтверждены стратиграфические границы резервуаров и нефтегазоносных
пластов подсолевых вендских и нижнекембрийских отложений центральных
районов
Лено-Тунгусской
НГП.
Терригенный
комплекс
венда
трансгрессивно с угловым несогласием залегает на размытой поверхности
рифейских пород. Выклинивается в северном направлении в центральной
части Байкитской антеклизы, но широко развит в Присаяно-Енисейской
синеклизе, на Катангской седловине и западном склоне НепскоБотуобинской антеклизы. Регионально нефтегазоносен на НепскоБотуобинской и Байкитской антеклизах, Ангаро-Ленской ступени и
Катангской седловине. Второй по масштабам нефтегазоносности карбонатный комплекс осинского горизонта, зонально нефтегазоносен вдоль
обрамления палеовершин Непско-Ботуобинской антеклизы. Нижний
перспективный резервуар - карбонатные породы верхне - (куюмбинская
свита) и среднерифейского (юрубченская свита) комплексов. Промышленная
нефтегазоносность установлена на Камовском своде Байкитской антеклизы в
процессе разведки Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений.
На основании комплексной интерпретации геолого-геофизического
материалов в структуре венд-палеозойского плитного комплекса выделены
приподнятые бортовые зоны Иркинеевско-Чадобецкого авлакогена. В
некоторых из них уже открыты нефтяные месторождения.
Леонов М.Г.
Тектоника консолидированной коры = Tectonics of the consolidated crust / М.
Г. Леонов. - М.: Наука, 2008. - 454,[2] с.,[28]л.ил.,[1]л.портр.: ил.,табл. (Труды Геологического института / РАН, ISSN 0002-3272; вып.575). Библиогр.в конце гл. - Рез.англ. - ISBN 978-5-02-035780-8.
В монографии рассмотрен широкий спектр вопросов, связанных с
изучением консолидированного слоя земной коры в пределах молодых и
древних
платформ,
складчатых
поясов,
срединных
массивов,
внутриконтинентальных орогенов. Дан обзор представлений о
консолидированной коре; сформулированы понятия «консолидированная
кора» и «фундамент»; описаны механизмы структурно-вещественной
переработки пород фундамента на плитной стадии развития и в период
тектонической активизации; предложены модели геодинамической
эволюции крупных геоструктур земной коры. Выявлены закономерности
структурно-вещественной
и
геодинамической
эволюции
консолидированной коры континентов; установлены формы проявления
тектонических движений и образования специфических структурных
ансамблей; показаны механизмы формирования новых объемов гранитно-
метаморфического слоя; предложена модель формирования коллекторов
УВ сырья в кристаллических толщах фундамента. Книга является
первым капитальным трудом по тектонике консолидированной коры и
не имеет аналогов ни в отечественной, ни в зарубежной литературе.
Литологические основы прогноза нефтегазоносности / В. В.
Шиманский, Н. В. Танинская, Н. Н. Колпенская и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.323-326: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ.
141.
Г22756
142.
-2839
Ломтев В.Л.
Признаки газоносности западного борта Татарского трога (Японское море)
/ В. Л. Ломтев, К. Ю. Торгашов, В. Н. Патрикеев
// Вестн.Дальневост.отд-ния РАН. - 2008. - №6.-С.63-71:ил. - Библиогр.:20
назв. - Рез.англ.
143.
-8903
Лукин А.Е.
Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях
нефтегазоносных бассейнов - трассеры суперглубинных флюидов / А. Е.
Лукин
// Геофиз.журн. - 2009. - №2.-С.61-92:ил. - Библиогр.:с.91-92. - Рез.укр.,англ.
С целью выявления участия суперглубинных безводных (сверхсжатых)
газовых флюидов в формировании коллекторов нефти и газа, был проведен
комплекс аналитических исследований (сканирующая электронная
микроскопия с энергодисперсным микроанализом, дифрактометрия и др.)
более 2000 образцов (около 50 месторождений). Их репрезентативность
определялась
широким
географическим
(Днепровско-Донецкая
и
Прикаспийская впадины, Тимано-Печорская провинция, Западная и
Восточная Сибирь, Южновьетнамский шельф, Черноморский регион и др.) и
стратиграфическим (докембрий – кайнозой) охватом, глубиной отбора (до 7
км), разнообразием петрографического состава (кварцевые песчаники,
аркозы, граувакки, карбонаты, вулканиты, граниты, гнейсы, амфиболиты и
др.) и физико-геохимических типов залежей (тяжелые, легкие и средние
нефти, газоконденсаты, жирные, сухие метановые и кислые газы).
Практически во всех образцах были установлены мезо-, микро- и
наночастицы самородных металлов, интерметаллидов и природных сплавов.
Их концентрация в образованиях, связанных с пульсационным внедрением,
мгновенной конденсацией и «замораживанием» суперглубинных флюидов
намного выше, чем в поровом пространстве коллекторов метасоматитов.
Однако установленная повсеместная зараженность нефтегазоносных
комплексов частицами самородных металлов, сплавов и интерметаллидов
однозначно свидетельствует об участии флюидов в образовании коллекторов
нефтяных и газовых залежей. Идентичность самородно-металлических
ассоциаций, независимо от вещественного состава и возраста исходных
пород, указывает на общий источник. При этом конкретные наборы
элементов могут варьировать, однако некоторые из них (железо, никель,
хром, титан, золото, вольфрам и др.) характеризуются сквозным
распространением. Это свидетельствует о том, что минеральный состав
субстрата и его петрофизические особенности играют роль в локализации
гипергенного метасоматоза, а его окончательный результат в виде
вторичного коллектора определяется энергетическим потенциалом и физикогеохимическими особенностями суперглубинного флюида при взрыве
возникающих газовых пузырей на границе ядро – мантия. Химическое,
структурное и морфологическое разнообразие частиц в сочетании со
стохастичностью их распределения (формирование сростков несовместимых
в породах земной коры металлов) указывает на многообразие механизмов
возникновения и транспортировки этих частиц. Можно выделить четыре
основных механизма образования самородно-металлических включений в
коллекторах нефти и газа: - образование при взрывах на границе ядро –
мантия непосредственно в жидком ядре и транспортировка во взвешенном
состоянии потоками сверхсжатого газа; - кавитация во время вскипания
флюида; - сублимация из газа непосредственно в коллекторе; взаимодействие
растворимых
в
газе
соединений
металлов
с
флюидопородными системами литосферы, их участие в процессе
минералообразования. Самородно-металлические частицы в нафтидоносных
комплексах можно рассматривать как трассеры сверхглубинных флюидов,
основой которых является водородно-метановый поликомпонентный
сверхсжатый газ. Постоянное присутствие минерально-геохимических
сверхглубинных меток в нефтегазоносных коллекторах указывает на
необходимость учета сверхглубинных факторов в формировании
нефтегазоносных бассейнов. Можно даже говорить о сверхглубинных
«корнях» не только крупных ареалов нефтегазонакопления, но, по аналогии с
наиболее крупными рудными месторождениями, и отдельных гигантских
нефтегазовых месторождений. Все вышесказанное коренным образом меняет
существующие представления о генезисе нефти и газа и об углеводородном
потенциале недр Земли.
Лычаков В.А.
Оценка глубины начала разгазирования нефти по стволу скважины в
зависимости от заданного режима её эксплуатации на примере ЮгидСоплесского нефтяного месторождения / В. А. Лычаков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.85-88: ил.,табл. - Библиогр.: 1 назв.
144.
Г22733
145.
-9741
Малюшко Л.Д.
Метод ДГМ (диагностики генезиса минералов) - эффективный физикохимический способ локального прогноза залежей УВ при прямых поисках
нефти и газа / Л. Д. Малюшко, Ю. И. Коробов, А. И. Ларичев
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №7.-С.4550:ил.,табл. - Библиогр.:7 назв.
146.
-7024А
Марина М.М.
Прогноз распределения типов органического вещества и очагов
нефтегазообразования в отдельных нефтегазоматеринских отложениях
Печорского моря / М. М. Марина, Ю. М. Берлин, В. Я. Троцюк
// Арктика и Антарктика. - 2007. - Вып.5.-С.42-53:ил. - Библиогр.:с.52-53.
На акватории Печорского моря с 1989 по 1999 гг. были открыты 6
месторождений УВ сырья. Несмотря на довольно высокую степень
геологической изученности региона, остаются нерешенными вопросы
генезиса УВ и условий, определяющих их фазовый состав и масштабы
генерации в различных структурах. Для их решения предлагается
использовать авторский историко-генетический метод (1980, 1982, 1984, 1988
гг.), основанный на выделении в разрезах осадочных толщ потенциально
нефтегазоматеринских отложений с прогнозом распределения ОВ, оценки
степени его прогрева и прогноза очагов нефтегазообразования. Более
половины месторождений Тимано-Печорской провинции имеет от 4 до 12
продуктивных горизонтов, приуроченных к различным стратиграфическим
уровням – от силура до триаса. Геохимические исследования указывают на
генетическую связь большинства нефтяных залежей с вмещающими
литолого-стратиграфическими комплексами. В качестве основных
материнских отложений выделяются силурийская – нижнедевонская,
верхнедевонская и карбонатная нижнепермская толщи. По результатам
комплексного анализа данных, полученных по наземным скважинам, была
проведена экстраполяция на акваторию, в результате которой для каждой из
трех материнских толщ составлены схемы распределения типов ОВ.
Выделены четыре основных типа керогена: а) преимущественно
сапропелевый; б) смешанный с преобладанием сапропелевого; в) смешанный
с преобладанием гумусового; г) преимущественно гумусовый. В оценочных
разрезах скважин Поморской, Северо-Гуляевской и Приразломной площадей
рассчитаны современные температурные условия на границах выделенных
литолого-стратиграфических комплексов. Эти температуры (82-96С)
находятся в пределах, характерных для главной зоны нефтеобразования. По
отражательной
способности
витринита
в
наземных
скважинах
спрогнозированы палеотемпературные условия залегания нижнепермских
отложений в акватории. Предполагается, что они выше рассчитанных
современных и определяют наиболее высокую степень прогрева пород
нижней перми. На основании сопоставления пространственного
распределения типов ОВ и палеотемператур составлена прогнозная схема
распределения очагов нефтегазообразования в нижнепермских отложениях и
выделены отдельные зоны генерации УВ. Зона начальной генерации (до
135С) преимущественно нефтяных УВ приурочена к продолжениям
Варандей-Адзьвинской структурной зоны, Хорейверской впадины и
Колвинского вала. Зона завершенного нефтеобразования (135-180С)
прогнозируется на севере и северо-западе Печорского моря, где
нижнепермские отложения, очевидно, реализовали нефтегенерационные
возможности. Т.о., наиболее перспективными для поисков залежей нефти и
газа являются неразбуренные структуры, расположенные в пределах
выделенных очагов нефтегазообразования или в непосредственной близости
от них. При этом отмеченная сопряженность выделенных в нижнепермских
отложениях зон с определенным типом ОВ и УВ скоплений может быть
использована для раздельного прогнозирования залежей нефти и газа.
Марина М.М.
Углеводородный потенциал осадочного чехла вала Шатского (в пределах
Российского сектора Черного моря) / М. М. Марина, Ю. М. Берлин
// Докл.Акад.наук/РАН. - 2009. - Т.426,№5.-С.664-667:ил. - Библиогр.:15назв.
147.
-1640
148.
-5995А
Медведев Ю.А.
Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на
основе структурно-гравитационного анализа / Ю. А. Медведев, А. С. Шубин,
Л. С. Бриллиант
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №3.-С.50-52:ил. - Библиогр.:8 назв.
149.
-9195
Метаноносность и перспективы освоения ресурсов метана угольных
пластов бассейнов юга Дальнего Востока / А. И. Гресов, А. И. Обжиров, Е.
В. Коровицкая, Р. Б. Шакиров
// Тихоокеан.геология. - 2009. - Т.28,№2.-С.103-116:ил.,табл. - Библиогр.:22
назв. - Рез.англ.
150.
-5746
Методический подход к изучению и прогнозированию параметров
природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины / М. Т.
Абасов, Ю. М. Кондрушкин, Р. Ю. Алияров, Л. Г. Крутых
// Геология нефти и газа. - 2008. - №2.-С.27-33:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв. Рез.англ.
151.
Г22756
Методы повышения эффективности прогноза нефтегазопоисковых
объектов и пути обеспечения прироста запасов в Лено-Тунгусской НГП /
В. П. Семенов, В. В. Кубетов, С. И. Савченко и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.552-559: ил. - Библиогр.: 1 назв. - Рез. англ.
152.
-9741
Микерина Т.Б.
Геолого-геохимические критерии перспектив нефтегазоносности триасовых
отложений в Западном Предкавказье / Т. Б. Микерина
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №3.-С.29-39:ил.,табл. - Библиогр.:10 назв. - Рез.англ.
153.
-9741
С целью прогноза нефтегазоносности триасовых отложений Западного
Предкавказья проведена оценка их нефтегазопроизводящих свойств на
основе систематизации и обобщения результатов геохимических
исследований РОВ, выполненных в течение 1950-1990-х гг. Исследования по
определению катагенетической преобразованности РОВ средне- и
верхнетриасовых отложений выявили различия температурного режима,
обусловленные
различными
скоростями
осадконакопления
и
геотектонического режима. В целом установлено, что различия современных
параметров теплового поля (пластовые температуры, величины
геотермических градиентов, удельных тепловых потоков и тепловых
потоков) не оказывают заметного влияния на состав и распределение РОВ и
его битуминозных компонентов в триасовых отложениях. Это связано с
высокой степенью катагенетической превращенности ОВ и, соответственно,
с утратой породами нефтегенерационных свойств. Для РОВ среднетриасовых
отложений характерно улучшение битуминологических показателей
(коэффициента битуминизации, содержания УВ в групповом составе ХБА,
степени катагенетической преобразованности по данным ИКС) в зоне
сочленения Западно-Кубанского прогиба и С-З Кавказа. По геохимическим
критериям на юге региона отмечается повышение нефтематеринского
потенциала. Многочисленные нефтепроявления в средне- и верхнетриасовых
отложений в зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба, Адыгейского
выступа и северном склоне С-З Кавказа, газопроявления на отдельных
площадях, а также близость качественного и количественного состава и
преобразованности ОВ позволяют предполагать возможность наличия в
триасовом комплексе залежей нефти и газа на больших глубинах.
Митрофанов В.П.
О варианте уточнения нефтенасыщенности старых месторождений / В. П.
Митрофанов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №1.-С.9-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв.
154.
Б75282
155.
-10036
156.
Г22756
В ООО ПермНИПИнефть для количественной оценки водонасыщенности
пород при различных давлениях вытеснения в диапазоне до 0,5 МПа были
исследованы 57 образцов из разновозрастных карбонатных отложений 4
месторождений в пределах Башкирского свода Пермского нефтегазоносного
региона. В результате проведенных исследований установлено, что аналогом
остаточной воды для гидрофобных пород-коллекторов нефти и газа
Пермского Прикамья является водонасыщенность, моделируемая при
давлении вытеснения 0,5 МПа и 7 сут выдержки на каждой ступени
давления. Получены зависимости соотношений водонасыщенности,
моделируемой при различных давлениях вытеснения, характеризующиеся
высокой степенью связи и позволяющие надежно корректировать
водонасыщенность, получаемую при давлениях вытеснения менее 0,5 МПа.
Обоснован способ корректировки параметра насыщения с учетом
установленных их изменений, соответствующих конкретным значениям
водонасыщенности пород, моделируемой при различных давлениях
вытеснения.
На
основании
исправленных
величин
остаточной
водонасыщенности и параметра насыщения предложен методический подход
переинтерпретации начальной насыщенности карбонатных залежей. Это
позволяет при практических расчетах нефтенасыщенности использовать
данные предыдущих лет без бурения новых скважин и проведения
дополнительных исследований.
Некоторые особенности состава поровых вод из отложений
газогидратоносных очагов разгрузки флюидов в северо-западной части
впадины Дерюгина: (результаты экспедиции 2006 по проекту CHAOS
III) / Е. В. Бекетов, Т. В. Матвеева, Л. Л. Мазуренко и др.
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.3. - С.88-91: ил. - Библиогр.: 8
назв.
Северо-западная часть впадины Дерюгина (прибрежье о.Сахалин) характеризуется широким распространением очагов разгрузки флюидов на морском дне. В ходе 39-го рейса на НИС «Академик Лаврентьев» по программе
«CHAOS III» в районе исследований были обнаружены три новых очага
разгрузки газа, названные Соловьев (LV39-25Н), Елизавета (LV39-36H),
Наташа (LV39-37H); продолжились исследования газогидратоносной
структуры ПОИ (LV39-39H, LV39-40H) обнаруженной ранее. В отложениях
структур Соловьев (керн LV39-25H) и ПОИ (керн LV39-40H) были вскрыты
газовые гидраты в интервалах 160-280 и 170-260 см поддонных глубин,
соответственно. Подошва гидратосодержащих отложений не была вскрыта ни
на одной станции. Выявлены некоторые особенности распределение
хлорности в газогидратоносном керне, отобранном на указанных структурах.
Распределение Са2+ и SO42+ по разрезу всех станций характеризуется
уменьшением их концентраций с глубиной, тогда как содержание НСО 3,
напротив, увеличивается с глубиной.
Непримеров Н.Н.
Надмолекулярные наноструктуры и их роль в разработке углеводородного
сырья / Н. Н. Непримеров
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.23.
Неручев С.Г.
Геохимические основы прогноза и оценки потенциальных ресурсов нефти и
газа / С. Г. Неручев, С. В. Смирнов
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . -
СПб., 2008. - С.13-28: ил., табл. - Библиогр.: 3 назв. - Рез. англ.
157.
-6779
Нестеров И.И.
Фундаментальные основы формирования залежей нефти и природных
газов,их поисков,разведки и разработки / И. И. Нестеров
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.425-433:ил.,табл. Библиогр.:с.432-433. - Рез.англ.
158.
Г17911
Нефтегазогенерационный потенциал палеозойских отложений
Западного Таймыра / Л. Н. Болдушевская, В. И. Казаис, С. В. Ладыгин и др.
// Геология и полезные ископаемые Красноярского края. - Красноярск,2008. Вып.9. - С.86-87: ил., табл.
159.
-9741
Нефтегазопоисковые геохимические исследования в пределах
Нерутинской площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И.
Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.4953:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв.
160.
-9741
Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части
Медвежьей площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков
и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.5364:ил.,табл. - Библиогр.:16 назв.
161.
-9741
Нефтегазопоисковые геохимические исследования на территории
Западно-Юбилейной площади (север Западной Сибири) / В. Л. Бондарев,
М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.3849:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.
162.
Б75266
Нефтегазопоисковые объекты Азово-Черноморского региона и
основные направления их освоения / С. В. Делия, Ю. В. Конев, А. И.
Лавров и др.
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. Геленджик, 2007. - С.171-173.
По результатам работ ОАО "НК Роснефть" на Туапсинском лицензионном
участке (Черное море) в качестве первоочередного объекта для постановки
ГРР выделены антиклинальные структуры центральной части Туапсинского
прогиба, в разрезе которых прогнозируется увеличение толщины (более 100
м) песчаных коллекторов майкопского и чокарского возраста. Однако, в
связи с удаленностью этих перспективных объектов от берега (50 км) и
значительной глубиной моря (1500-2000 м), предлагается постановка
дополнительных геолого-геофизических работ в более благоприятной с
точки зрения технико-экономических условий прибрежной зоне. На
Азовском море по результатам работ ООО "НК Приазовнефть" в качестве
перспективных для постановки ГРР объектов определены структуры
Геленджикская, Новая, Прибрежная-море, Апрельская и Тиздар-море. С
целью оценки нефтегазоносности миоцен-плиоценовых отложений на
структуре Новая в 2006 г. начато строительство наклонно-направленной
скважины. Запланирован отход от забоя устья более 1000 м со вскрытием
потенциально продуктивных чокарских отложений в морской части
структуры. Для корреляции полученных результатов с результатами ГРР на
суше и более достоверной оценки ресурсного потенциала акваторий
предлагается сделать акцент на сейсморазведочных и буровых работах в
прибрежной зоне.
Никонов Н.И.
К вопросу о выделении новой - Предпайхойско-Предновоземельской
нефтегазоносной области в составе Тимано-Печорской нефтегазоносной
провинции / Н. И. Никонов, А. В. Куранов, П. В. Ткачёв
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.102-104. - Библиогр.: 9 назв.
163.
Г22733
164.
Г22733
Никонов Н.И.
Сводовый тип ловушек с локальным распределением коллекторов / Н. И.
Никонов, А. И. Федоров
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.104-107: ил.
165.
Б75324
Новые направления геологоразведочных работ на нефть и газ в
Республике Коми / А. П. Боровинских, В. И. Гайдеек, Е. Л. Теплов и др.
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и
северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.32-40.
166.
Г22733
Новый взгляд на перспективы газоносности складчато-надвиговых
структур внутренней части Косью-Роговской впадины / Т. И. Куранова,
А. В. Караулов, В. И. Одинцова, В. П. Елохин
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.134-136. - Библиогр.: 3 назв.
167.
Б75324
О возможности месторождений нефти и газа в пределах Кольского
прибрежья / Ф. П. Митрофанов, Ю. Л. Войтеховский, А. А. Предовский, В.
А. Припачкин
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и
северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.81-84.
168.
-9741
О возможности прогнозирования нефтегазоносности фаменских
отложений с помощью построения вероятностно-статистических
моделей / В. И. Галкин, И. А. Козлова, С. Н. Кривощеков и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. №10.-С.22-27:ил.,табл. - Библиогр.:1 назв.
В работе рассматриваются возможности прогноза нефтегазоносности в
фаменских отложениях юго-восточной части Пермского края. В качестве
критериев, контролирующих распределение продуктивных объектов,
выступают структурно - мощностные характеристики разрезов скважин,
пробуренных на данной территории. С помощью вероятностностатистических методов строились и исследовались математические модели.
Итогом работы явилась зональная схема перспектив нефтегазоносности
фаменских отложений. Проведено сравнение информативных показателей
толщин и абсолютных отметок отложений в двух выборках,
соответствующих нефтеносным и ненефтеносным фаменским отложениям на
участках на юго-востоке Пермского края. Для каждого интервала
варьирования по всем исследуемым показателям вычислялась интервальная
вероятность его принадлежности к нефтяной площади - Рn, затем ее
сопоставляли со средними интервальными значениями показателей Хn. По
сочетаниям Хn и Рn строились вероятностные модели. Оказалось, что почти
всегда происходит пересечение диапазонов варьирования значений для
нефтяных и пустых скважин. Для уменьшения областей пересечения
вероятностей используемых показателей, а также для объединения
одномерных моделей рассчитана комплексная условная вероятность Р укв.
Распределение Рукв характеризуется значительными различиями для
нефтяных и пустых скважин. Средние значения Р укв для нефтяных скважин
соответствуют 0.449+0.278. По Т-критерию средние значения являются
статистически различными при Р< 0.2 территории будут характеризоваться
малой перспективностью, при 0.2< Рукв 0.7 высокой перспективностью.
О глубинном образовании и чрезвычайной локализации богатых
залежей углеводородов / Р. М. Бембель, В. М. Мегеря, М. Р. Бембель и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №8.-С.30-39:ил. - Библиогр.:17 назв. - Рез.англ.
169.
-10060
170.
-6779
О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской
нефтегазоносной провинции / Ю. А. Волож, А. Н. Дмитриевский, Ю. Г.
Леонов и др.
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.341-362:ил.,табл. Библиогр.:с.361-362. - Рез.англ.
171.
Б75097
Ожгибесов В.П.
Возможности геологических прогнозов "по мшанкам" на этапах
поисков,разведки и разработки месторождений нефти в нижнепермских
природных резервуарах Приуралья / В. П. Ожгибесов
// Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.97-99.
172.
Г22716
Оптимальное комплексирование геолого-разведочных работ на нефть
и газ - важнейший фактор повышения их эффективности в условиях
Западной Якутии / В. С. Ситников, Л. Н. Ковалев, И. В. Рудых, А. С.
Филиппов
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной
Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.19-23: табл. Библиогр.: 2 назв.
173.
Г22716
Оптимизация геолого-геофизических методов при прогнозировании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе / А. С. Ефимов,
В. С. Старосельцев, Г. М. Тригубович, О. В. Шиганова
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной
Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.3-12: ил.
174.
-10058
Опыт геохимических исследований керна при решении вопросов
поисков и добычи нефти / И. В. Гончаров, Н. В. Обласов, В. В. Самойленко,
С. В. Фадеева
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2008. - №1.-С.12-16:ил.,табл. -
Библиогр.:4 назв.
175.
-5746
Основные направления геолого-разведочных работ и развития
ресурсной базы ОАО "НК "Роснефть" / С. И. Кудряшов, С. И. Бачин, М. Б.
Скворцов и др.
// Геология нефти и газа. - 2008. - №6.-С.13-19:ил. - Текст парал.рус.,англ.
Стратегия компании «Роснефть» предусматривает рост добычи нефти с 2005
по 2020 гг. с 75 до 200 млн. т, газа – с 12 до 40 млрд. м3 и увеличения
коэффициента нефтеизвлечения при разработке месторождений. В настоящее
время компания осуществляет поиски и разведку залежей УВ на территории
и акватории 17 субъектов РФ: на севере Тимано-Печорского бассейна, в
Поволжье, на Северном Кавказе, в Сибири, на Дальнем Востоке (включая
шельф Охотского моря), на шельфах Черного, Азовского и Каспийского
морей, а также за рубежом (Алжир, Казахстан, Туркмения). Научные
подразделения компании проводят оценку перспектив нефтегазоносности
осадочных бассейнов Арктического шельфа. Доля ОАО «НК Роснефть» в
запасах нефти и ее добычи в России составляет около 20 %. В 2007 г. в
рамках проектов с участием компании выполнено около 7,0 тыс. км
сейсморазведочных работ 2D и 6800 км2 сейсморазведки 3D, пробурены
поисковые и разведочные скважины общим объемом 78,9 тыс. м. В
результате проведенных в 2007 г. поисково-разведочных работ было открыто
восемь месторождений в Краснодарском крае и Самарской области и
выявлено семь новых залежей на ранее открытых месторождениях в ХантыМансийском и Ненецком АО и в Удмуртии. Для повышения достоверности
прогнозной оценки новых перспективных регионов и роста эффективности
ГРР в компании широко используются современные технологии и
собственные инновационные разработки: секвентная стратиграфия, 2D и 3D
моделирование формирования УВ систем, геологическое моделирование в
пределах складчато-надвиговых регионом с последующим моделированием
нефтегазовых систем, резервуарная геохимия. Такой подход привел к
значительному росту запасов нефти и конденсата (более 250 млн. т) только за
счет проведенных ГРР.
Основные перспективные направления поисков месторождений нефти
и газа на Дальнем Востоке России / Л. С. Маргулис, Т. А. Андиева, Ю. С.
Воронков, Л. М. Пылина
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи
нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб.,
2006. - С.477-483: ил.,табл. - Библиогр.: 3 назв.
176.
Г22456
177.
Г22733
Основные результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ в
Республике Коми за период 2004-2008 гг. / А. П. Боровинских, В. И.
Гайдеек, Е. Л. Теплов, Н. И. Никонов
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.32-34.
178.
Г22678
Основные результаты сверхглубокого бурения в Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции / Б. Н. Хахаев, В. И. Горбачев, В. С. Бочкарев
и др.
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойскокайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и
проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.224-227. -
Библиогр.: 6 назв.
179.
-10060
Особенности геологического строения и перспективы
нефтегазоносности клиноформ ачимовской толщи восточной
сейсмофациальной зоны севера Западной Сибири / В. Н. Бородкин, А. М.
Брехунцов, В. Г. Савин и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №9.-С.6-15:ил. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ.
180.
-6779
Особенности геологического строения северной части ЗападноСибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков
углеводородного сырья / И. А. Плесовских, Нестеров И.И.(мл.), Л. А.
Нечипорук, В. С. Бочкарев
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№9.-С.1025-1034:ил.,табл. Библиогр.:с.1033-1034. - Рез.англ.
181.
Г22584
Особенности наращивания ресурсной базы в регионах с высокой
опоискованностью недр: (на прим.Респ.Татарстан) / Н. С. Гатиятуллин, Е.
А. Тарасов, В. Б. Либерман, В. В. Войтанис
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.294-298.
Республика Татарстан относится к "старым" нефтедобывающим районам с
высокой изученностью недр. По степени опоискованности начальных
потенциальных ресурсов УВ территория делится на восточную и западную,
различающиеся по степени изученности и перспективности. Основные
перспективы наращивания ресурсной базы связаны с терригенными
девонскими отложениями, в которых прогнозируется присутствие сложных
по строению структурно-литологических, структурно-стратиграфических,
литологических
и
литолого-стратиграфических
ловушек
нефти.
Специализированные исследования на выявления залежей УВ в девонском
терригенном комплексе рекомендуется проводить на полигонах, где уже
выполнен
или
рекомендуется
определенный
комплекс
геологогеофизических работ и которые отвечают следующим требованиям: наличие доказанных ловушек в девонских отложениях; - высокая степень
изученности геолого-геофизическими методами; - возможность переработки
результатов, полученных в результате проведенных магнито-, грави- и
сейсморазведки по современным технологиям (ROMGAS, "МИЛЛИГАН",
СПАН, АРГХ-технология, ВРС-ГЕО, AVO-анализ, технологии ДФМ, СЕМЧВЗ, УВЛП и др.). В качестве таких полигонов для отработки методики
поиска залежей УВ сырья в терригенных девонских отложениях
предлагаются Бурдинский, Краснооктябрьский, Чегодайский и Нурлатский.
Целесообразно также проведение работ, связанных с переинтерпретацией
материалов аэромагнитной съемки. Первоочередными являются участок,
приуроченный к зоне сочленения ЮВ склона СТС и С, СВ склонов ЮТС, а
также
участок,
охватывающий
северную
часть
Ромашкинского
месторождения. Для этих участков необходимо: - создать единую базу
данных по материалам аэромагнитных съемок разных годов; - выполнить
комплексную интерпретацию этих данных с использованием современных
технологий обработки материалов; - выявить особенности отражения
нефтяных месторождений в геофизических полях и выделить перспективные
зоны и объекты; - оценить влияние дизъюнктивной тектоники на
формирование и сохранение ловушек в девонском терригенном комплексе.
Полученный опыт в дальнейшем использовать при работах на ЮВ
Татарстана
(район
месторождений
Сабанчинское,
Бавлинское,
Урустамакское и др.) и на севере Татарстана (Казанско-Кажимский авлакоген
и приосевая часть СТС). Важным является доизучение высокоточной
аэромагниторазведкой западного склона и сводовых частей ЮТС, ЮВ склона
СТС и восточного борта Мелекесской впадины, что позволит создать
детальный структурно-тектонический каркас. В результате проведения
предлагаемого комплекса работ будет создана основа, которая позволит
сосредоточить дорогостоящую сейсморазведку, связанную с подготовкой
объектов для глубокого бурения, на наиболее перспективных участках.
Оценка перспектив нефтегазоносности территории на основе прогноза
литологических ловушек в межскважинном пространстве с
использованием технологии многомерной интерпретации / Р. А.
Сюмбаева, Т. В. Силагина, В. В. Дроздов, Ю. Н. Якименко
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.508-515: ил. - Библиогр.: 6 назв. - Рез. англ.
182.
Г22756
183.
-8903
Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых
углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части
Западно-Сибирской плиты / В. И. Исаев, Ю. В. Коржов, Т. И. Романова, Н.
М. Бочкарева
// Геофиз.журн. - 2006. - Т.28,№6.-С.58-73:ил.,табл. - Библиогр.:11 назв.
184.
Г22756
Палеогеографические критерии распределения коллекторов в средневерхнеюрских комплексах юга Западно-Сибирского нефтегазоносного
бассейна / Е. М. Хабаров, П. А. Ян, Л. Г. Вакуленко и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.337-345: ил. - Библиогр.: с. 345. - Рез. англ.
185.
-5746
Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений
севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения / Т. В.
Белоконь-Карасева, С. Е. Башкова, Г. Л. Беляева и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №6.-С.2-9:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв. Текст парал.рус.,англ.
186.
-5746
Перспективы нефтегазоносности и программа изучения
Коротаихинской впадины / О. М. Прищепа, В. Н. Макаревич, Л. А. Орлова,
О. В. Чумакова
// Геология нефти и газа. - 2009. - №2.-С.2-8:ил. - Библиогр.:4 назв. - Рез.англ.
187.
-9741
Перспективы нефтегазоносности Печорского и российской части
шельфа Баренцева морей по результатам бассейнового моделирования
2D / О. И. Супруненко, И. В. Орешкин, Н. В. Лопатин и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. №12.-С.4-10:ил. - Библиогр.:7 назв.
Согласно официальной оценке (по состоянию на 01.01.02 г.) около 40%
начальных извлекаемых запасов УВ Арктического шельфа России
приходится на Баренцево и Печорское моря. К настоящему времени в
регионе открыты 11 месторождений УВ, ни одно из которых не
разрабатывается. Подготовлены к промышленному освоению лишь
Приразломное (нефть) и Штокмановское (газ и конденсат) месторождения.
Разведанность извлекаемых ресурсов в целом составляет около 8%. В связи
со сложными природными условиями на первое место выдвигается задача
минимизации рисков проведения работ уже на поисковой стадии путем
выделения наиболее перспективных зон нефтегазонакопления. В последние
десятилетия в мировой практике для этого используется технология
бассейнового моделирования, основанную на концепции нефтегазовых
генерационно-аккумуляционных
систем.
В
осадочном
разрезе
Баренцевоморского региона выделяются четыре основные региональные
нефтематеринские
(НМС)
и
газоматеринские
(ГМС)
свиты:
верхнесилурийская, доманиковая и ее аналоги, нижнетриасовая,
верхнеюрская. По результатам бассейнового моделирования 2D по сети из 7
региональных сейсмогеологических профилей верхнесилурийская и аналоги
доманиковой НМС практически полностью реализовали свой потенциал в
глубокопогруженных
депрессиях.
Основная
фаза
реализации
нефтематеринского потенциала здесь приходится на триасовое время.
В пределах гипсометрически приподнятых зон (Хорейверская впадина,
Варандей-Адзьвинское поднятие), где пик интенсивности генерации и
эмиграции жидких УВ приходится на мел и кайнозой, в отложениях верхнего
девона – нижней перми прогнозируются преимущественно нефтяные
скопления. В пределах Кольской-Канинской моноклинали в отложениях
нижнего палеозоя прогнозируются газовые скопления, что обусловлено
преимущественной генерацией газообразных УВ начиная с юрского времени.
В южном направлении в составе скоплений предполагается увеличение
жидких УВ. В пределах крупных поднятий по периферии Баренцевоморского
мегапрогиба формирование первичных преимущественно нефтяных
скоплений в нижнепалеозойских – верхнедевонских и верхнедевонских –
нижнепермских отложениях прогнозируется в триасовое время. Начало этапа
характеризуется генерацией жидких УВ в глубокопогруженных частях
мегапрогиба и окружающих депрессий. К концу среднего триаса
нефтематеринский потенциал палеозойских отложений был полностью
исчерпан и начиная с познетриасового – юрского времени началась
генерация преимущественно газообразных УВ. В пределах ЗФИ перспективы
газоносности палеозойских отложений могут быть связаны со сводовой
частью и склонами крупных поднятий (Сальминская структурная зона,
поднятие Александры). Перспективы нефтегазоносности верхнепермских –
триасовых отложений связаны, главным образом, с Баренцевоморским
мегапрогибом и прилегающими депрессиями. При этом в центральных
частях мегапрогиба в триасовых отложениях будут резко доминировать
газообразные УВ. В районе ЗФИ в составе аккумулированных УВ в нижнем и
среднем триасе может возрастать доля жидких УВ. На поднятиях по
периферии мегапрогиба отложения верхней перми – триаса рассматриваются
только как потенциально газоматеринские. На склонах мегапрогиба не
ожидается генерации больших нефти, однако на шельфе Печорского моря и
на поднятиях Медвежинско-Надеждинской региональной ступени возможно
увеличение доли жидких УВ за счет поступления из более древних
отложений. Главные перспективы юрско-мелового нефтегазоносного
комплекса связываются с центральной частью мегапрогиба, где установлены
несколько перспективных зон: Штокмановско-Лунинский порог, депоцентр
Южно-Баренцевской впадины, седловина Альбанова. Формирование
скоплений с преобладанием газообразных УВ здесь возможно за счет
нижнетриасовой ГМС. На приподнятых участках по периферии мегапрогиба
прогнозируется образование скоплений УВ за счет совокупного влияния
нижнетриасовой ГМС и аналогов доманиковой НМС. Т.о. на основе
188.
-5746
189.
-9767
190.
Г22756
бассейнового моделирования на шельфе Баренцева и Печорского морей
выделены зоны преимущественно нефте- и газонакопления.
Перспективы открытия крупных газовых и газоконденсатных
месторождений в Прикаспийской впадине / С. М. Карнаухов, Ю. Б.
Силантьев, В. А. Скоробогатов, И. В. Истратов
// Геология нефти и газа. - 2009. - №3.-С.20-26:ил. - Рез.англ.
Перспективы поисковых работ в Прикаспии в свете закономерностей
размещения нефтегазоносности / В. Я. Воробьев, Ю. С. Кононов, И. В.
Орешкин, Е. В. Постнова
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.52.-С.3-10. - Библиогр.:9 назв.
Перспективы, направления и эффективность нефтегазопоисковых работ
зависят от того, насколько достоверно выявлены пространственные
закономерности локализации залежей. Это особенно важно для
Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП), имеющей сложное
строение, что отражается в дифференциации ее нефтегазоности как по
латерали, так и по интервалам глубин. Продуктивны мезозойские отложения,
в которых выделяется три нефтегазоносных комплекса (НГК):
нижнемеловой, наиболее продуктивный, юрско-келловейский и триасовый
(наименее продуктивный). С начала ХХ века открыто около 100
месторождений в казахстанской части Прикаспия, особенно в надсолевых
отложениях Эмбинского района с глубинами залегания продуктивных
горизонтов, не превышающими первые сотни метров. Главным образом, они
мелкие по запасам, приурочены к малым глубинам залегания продуктивных
горизонтов, не превышающих 1-1.5 км, реже до 3 км. Они приурочены,
главным образом, к привершинным участкам соляных куполов. Здесь как бы
сливаются нижнемеловой и юрско - келловейский НГК, триасовый вообще
отсутствует. Месторождения многопластовые, причем продуктивные
горизонты средней юры часто с угловым несогласием экранируются
нижнемеловыми. Среди преобладания мелких месторождений в надсолевом
этаже выделяются четыре средних и одно крупное (Кенбай). По сравнению с
мелкими эти месторождения слабее осложнены разрывной тектоникой,
разрушающей формирующиеся залежи. На Кенкиякском месторождении, в
отличие от других, впервые в Прикаспии установлено генетическое сходство
нефтей как в надсолевых, так и в подсолевых отложениях. Подсолевой этаж
дифференцируется на 7 НГК. К нижнебашкирско-визейскому НГК
приурочена основная часть разведанных запасов. Наибольшая концентрация
их приурочена к залежам массивного и пластово-массивного типов в
атоллоподобных постройках. Наиболее крупные, в основном нефтяные,
залежи открыты в терригенных НГК подсолевого этажа, в пределах
восточной и юго-восточной окраин Прикаспийской НГП, в линзовидных
песчано-алевритовых телах надверейского НГК нижнепермской части
разреза на глубинах 4-4.5 км. Глубже фильтрационно-емкостные свойства
терригенных коллекторов ухудшаются и они теряют продуктивность. В
целом, с учетом выявленных закономерностей в Прикаспии новые
значительные открытия связываются, главным образом, с рифами и
карбонатными платформами на глубинах до 7 км. Из них наиболее
перспективны карбонатные массивы на девонском тектоническом цоколе
типа "карачаганака".
Полудеткина Е.Н.
Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности
Анадырского бассейна / Е. Н. Полудеткина, О. К. Баженова, Н. П. Фадеева
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.202-206: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ.
191.
-4830H
192.
-10058
193.
-10041
Полудеткина Е.Н.
Предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна по геохимическим
показателям / Е. Н. Полудеткина
// Вестн.Моск.ун-та.Сер.Геология. - 2007. - №3.-С.65-71:ил. - Библиогр.:5
назв.
Анадырский бассейн (Нижнее-Анадырская впадина на суше и шельф
северной части Берингова моря) является промышленно нефтегазоносным.
На его территории открыто 4 промышленных месторождения: Ольховское,
Верхнеэчинское (нефтяные), Верхнее-Телекайское (нефтегазоконденсатное)
и Западно-Озерное (газовое). В бассейне пробурены 64 глубокие скважины и
получены полупромышленные притоки нефти и газа из отложений мела верхнего неогена. Основные перспективы поисков месторождений УВ сырья
связаны с локальными поднятиями, выявленными в пределах бассейна.
Для оценки нефтематеринского потенциала отложений разреза осадочного
чехла, установления степени реализации потенциала и распределения
основных потенциальных толщь по разрезу, выяснения генетической
природы УВ и установления генетической связи нефтей залежей с
нефтематеринскими толщами в лаборатории органической геохимии МГУ
был выполнен комплекс геохимических исследований (определение
содержания Сорг, пиролиз пород по методу Rock-Eval, люминисцентный и
химико-битуминологический анализы, газожидкостная хроматография). По
результатам проведенных исследований были сделаны следующие выводы: Потенциальные нефтегазоматеринские толщи присутствуют по всему
палеоген – миоценовому разрезу; при этом в значительной степени
реализовали свой потенциал нефтематеринские отложения нижнего миоцена
и палеогена. Присутствие в разрезе значительной доли угленосных
отложений свидетельствует о том, что преобладающим реализованным
потенциалом является газовый, однако жидкие УВ также были генерированы
в количествах, способных сформировать промышленные залежи. - Нефти
бассейна подразделяются на 2 подтипа в составе одного генетического типа
смешанного ОВ со значительной долей континентальной составляющей. Эти
подтипы имеют предположительно разные нефтематеринские источники.
Характерной особенностью нефтей является резкое преобладание Pr над Ph,
что обусловлено исходным терригенным угленосным ОВ мезозойскокайнозойского возраста. Величина отношения Pr/Ph связана, по всей
видимости, со спецификой позднемезозойской растительности бассейнов
Тихоокеанского пояса, а также с относительно высоким уровнем катагенеза
(МК3-4) пород, увеличивающим долю пристана.
Попков В.И.
Гидродинамическое структурное моделирование макроскопических
процессов нефтеизвлечения и новые технологии / В. И. Попков, В. П.
Шакшин, С. В. Зацепина
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2008. - №2.-С.16-19:ил. Библиогр.:3 назв.
Потрясов А.А.
Использование характеристик органического вещества берриас-
валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских тел / А. А.
Потрясов
// Минер.сырье Урала. - 2006. - №3.-С.45-51:ил.,табл.
194.
Б75403
Предтеченская Е.А.
Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских
нефтегазоносных отложениях Западной Сибири как индикаторы воздействия
флюидных потоков в зонах дизъюнктивных нарушений / Е. А.
Предтеченская, О. В. Шиганова, А. С. Фомичев
// Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли. Екатеринбург, 2008. - Т.2. - С.182-184. - Библиогр.: 4 назв.
195.
-9741
Прищепа О.М.
Коротаихинская впадина - перспективное направление геологоразведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции / О. М.
Прищепа, Л. А. Орлова, О. В. Чумакова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №12.-С.9-19:ил. - Библиогр.:8 назв.
196.
В54280
В качестве перспективных участков для поисков залежей УВ в ТиманоПечорской провинции выделен ряд малоизученных структур, одной из
которых является Коротаихинская впадина Предновоземельского краевого
прогиба. Впадина недостаточно изучена сейсморазведкой и практически не
изучена бурением, поэтому представления о составе и взаимоотношениях
выделенных структурно-тектонических комплексов является достаточно
условным. Этот район является перспективным с точки зрения подготовки
его к лицензированию и последующего проведения здесь поисковооценочных работ за счет средств недропользователей. По последним оценкам
прогнозные ресурсы Коротаихинского НГР составляют 302,3 млн. т
условного топлива, в т.ч. 244,3 млрд. м3 свободного газа. В пределах впадины
выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: -Верхнеордовиксконижнедевонский НГК. Перспективы нефтегазоносности незначительны и
могут быть связаны главным образом с западным бортом впадины
(Вашутинско-Талотинский надвиг); -Среднедевонско-нижнефранский НГК.
Перспективы связаны с прибортовыми зонами впадины, в которых,
предположительно, может существовать продолжение зоны органогенных
построек прилегающих районов; -Средневизейский-нижнепермский НГК.
Перспективными являются Сабриягинская и Пестаншорская складчатонадвиговые зоны, в которых выявлены надвиговые структурные ловушки
большой площади и амплитуды (Янгарейская, Верхнеянгарейская,
Сабриягинская и Западно-Сабриягинская структуры); -Верхнеартинскокунгурский, верхнепермский и триасовый НГК. Коллекторами в этих
комплексах являются полимиктовые песчаники, в качестве покрышки может
рассматриваться глинистая пачка в низах верхней перми; триасовые
отложения с хорошими коллекторскими свойствами и изолирующими их
глинистыми толщами установлены в ЮЗ и центральной частях впадины. Т.о.
основные перспективы обнаружения залежей ОВ связаны с карбонатным
средневизейским-нижнепермским НГК в зонах, доступных для бурения на
западном и восточном бортах впадины, а также с терригенными
верхнепермскими и триасовыми отложениями в ее центральной части.
Прищепа О.М.
Новые подходы к выделению зон нефтегазонакопления / О. М. Прищепа
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.77-99:
ил., табл. - Библиогр.: 22 назв. - Рез.англ.
197.
198.
199.
Г22575
Б75199
В54186
Прищепа О.М.
Проблемы воспроизводства запасов нефти и газа в современном
недропользовании / О. М. Прищепа
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.249-251.
За период 1994-2003 гг. в России было добыто 3,3 млрд. т нефти и 5,8 трлн.
м3 газа, прирост запасов составил соответственно 2, 67 млрд. т и 4,6 трлн. м3;
коэффициент воспроизводства за последние 5 лет составил 0,76. Для
достижения оптимального соотношения между приростом запасов и добычей
полезных ископаемых МПР России разработана "Долгосрочная
государственная программа изучения недр…", на базе которой созданы
региональные Программы комплексного изучения и освоения ресурсов
нефти и газа Восточной Сибири, СЗ региона и континентального шельфа.
Для обеспечения активного инвестирования в ГРР государство, наряду с
разработкой законов и подзаконных актов, должно либо непосредственно
участвовать в процессе подготовки запасов с последующей их продажей на
аукционе, либо проводить работы, резко снижающие риски. Т.о., бюджетные
средства могут быть эффективно использованы для: - подготовки новых
направлений к лицензированию (в сложнопостроенных и малоизученных
районах);
принципиального
выявления
нефтегазоносности
в
глубокопогруженных комплексах; - выхода на объекты с ранее не
установленными признаками нефтегазоносности (в тектоническом и
генетическом смысле). Принципиальным моментом является объективная
оценка и прогноз эффективности ГРР, не зависящая от интересов субъектов
(сторон) процесса добычи и воспроизводства УВ сырья. Одним из путей
эффективного использования разведанной ресурсной базы является
применение инновационных технологий на истощенных месторождениях для
увеличения коэффициента нефтеотдачи и уровня добычи.
Проблемы геологии и разработки нефтяных залежей Пермского
Прикамья: I открытая науч.-техн.конф.молодых учен.и специалистов:
сб.науч.тр. / [редкол.: С.Е.Ильясов и др.]. - Пермь: ПермНИПИнефть, 2006. 149 с.: ил.,табл. - Библиогр.в конце докл. - В надзаг.: М-во топлива и
энергетики РФ, О-во с огранич.ответственностью "Перм.н.-и.и проект.ин-т
нефтяной пром-сти"(ООО"ПермНИПИнефть").
В сборнике представлены статьи по проблемам геологии и разработки
нефтяных залежей Пермского Прикамья. Рассматриваются вопросы
проектирования и разработки месторождений, применения методов и
технологий повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Предлагаются
методы повышения достоверности и деятельности при построении
геологических моделей. Приводятся результаты лабораторных исследований
петрофизических
свойств
пород-коллекторов
при
изменяющихся
термобарических условиях их залегания. Ряд статей посвящен оценке запасов
нефти и
экономической
эффективности применения различных
технологических схем разработки.
Проблемы подсчета запасов и 3D компьютерного моделирования / С.
Н. Закиров, Э. С. Закиров, И. М. Индрупский и др.
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.98.
200.
В54280
Прогноз крупнейших морских месторождений УВ: (оценка
возможностей и первые результаты) / Ю. Н. Григоренко, В. С. Соболев, Т.
А. Андиева и др.
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.341363,[1] л. ил.: табл. - Библиогр.: 65 назв. - Рез.англ.
201.
-9741
Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности фаменских
отложений на юго-востоке Пермского края / Е. В. Пятунина, В. И. Галкин,
В. И. Галкин, И. А. Козлова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №4.-С.4-7:ил. - Библиогр.:4 назв. - Рез.англ.
202.
Г22748
Раздельный региональный прогноз нефтегазовых провинций в
Западной Сибири / В. Г. Гитис, Б. В. Ермаков, А. Н. Шогин, Ю. К. Щукин
// Электронная Земля: использ.информ.ресурсов и соврем.технологий для
повышения достоверности науч.прогноза на основе моделирования решений
в интегр.информ.полях. - М., 2009. - Гл.4 : Сетевые геоинформационные
технологии распределенной информационно-вычислительной среды в
области наук о Земле, 4.9. - С.267-269.
203.
-9807
Разяпов Р.К.
Прогноз продуктивности и перспективы нефтеносности среднеюрских
отложений по результатам литолого-фациального районирования / Р. К.
Разяпов, А. Р. Разяпов, А. В. Ахияров
// Геофизика. - 2008. - №3.-.С.28-36,[1] л.ил.:табл.,портр. - Библиогр.:14 назв.
- Рез.англ.
204.
Б75282
Региональный прогноз нефтегазоносных провинций и районов с
трансструктурных позиций / А. Н. Калягин, А. И. Обжиров, В. А. Абрамов,
Е. В. Коровицкая
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.2. - С.124-126: ил.
Согласно данным статистики уникальные месторождения УВ приурочены к
транспланетарным зонам. Предполагается, что трансграничные условия
локализации месторождений угля, нефти и газа могут совпадать по
геологическим и геодинамическим предпосылкам. Анализ положения
угленосных и нефтегазоносных площадей в структуре Восточноазиатского
сектора Трансструктурной зоны (Азиатско-Тихоокеанский регион) указывает
на неравноценное влияние обычных структурно-динамических факторов на
образование и закономерности распространения месторождений угля, нефти
и газа. Поэтому для оценки показателей прогнозирования скоплений
углеводородов необходим учет трансструктурных процессов. Установлено,
что территориально разобщенные месторождения каменных и бурых углей
юга Приморья с трансструктурных позиций представляют собой единую
тектоническую структуру с многоуровневой цикличностью. Направления
основных впадин и простираний угленосных отложений внутри каждого
цикла осложнены активизированными и второстепенными разломами. В
разрезе Восточноазиатского сектора Трансструктурной зоны присутствуют
карбонатные рифы непрерывного разреза каменноугольного-пермского
возраста, что позволяет предполагать широкое распространение в пределах
мегазоны (Приморское звено) грубообломочных и тонкослоистых толщ
раннего фанерозоя, особенно в краевом прогибе. Аллохтоны, проявленные в
мезозое и кайнозое, перемещались в девонскую структурно-формационную
зону и выходили за ее пределы. Это позволяет предполагать возможность
развития в трансструктурной зоне объемных скоплений и месторождений УВ
сырья в структуре краевого прогиба и надвигового пояса Сихотэ-Алиня, где,
кроме известных месторождений в мезокайнозойских формациях,
установлены
прямые
и
косвенные
признаки
угленосности
и
нефтегазоносности в девонско-каменноугольных отложениях. Т.о. с
трансструктурных позиций континентальные и шельфовые области
Приморского края становятся первоочередными объектами на поиски нефти
и газа.
Результаты и направления геолого-разведочных работ в
Прикаспийской впадине / А. К. Токман, В. С. Коваленко, Б. С. Коротков, С.
Б. Коротков
// Геология нефти и газа. - 2009. - №3.-С.27-35:ил. - Рез.англ.
205.
-5746
206.
Г22733
Результаты поисков тектонически экранированных ловушек
углеводородов в южной части Кыртаельско-Печорогородского
нефтегазоносного района / Л. В. Пелёдова, А. А. Гудельман, А. И.
Никифоров и др.
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.109-112: ил. - Библиогр.: 2 назв.
207.
Б75097
Ровнина Л.В.
Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности территорий
палинологическим методом / Л. В. Ровнина
// Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.109111.
208.
Г22584
Сабанаев К.А.
Перспективы выявления нетрадиционных ловушек нефти и газа в
мезозойско-кайнозойском комплексе российского сектора акватории
Каспийского моря / К. А. Сабанаев
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.136-145:
ил. - Библиогр.: 5 назв.
По результатам проводившихся с 1962 г. геолого-геофизических работ
(грави-,
магнито-,
электро-,
сейсморазведка,
геоакустическое
профилирование, поисково-разведочное бурение) в пределах российского
сектора акватории Каспийского моря выделены зоны распространения
нетрадиционных типов ловушек: Установлено, что зоны крупных и средних
образований фундамента разбиты на отдельные блоки системой глубинных
разломов и краевыми швами. На фундаменте с резким угловым несогласием
и перерывами залегает пермско-триасовая пестроцветная карбонатнотерригенная толща (переходный тафрогенный комплекс), несогласно
перекрытая породами осадочного чехла. В осадочном платформенном чехле
выделяется ряд литолого-стратиграфических формаций: песчано-глинистая
(нижняя - средняя юра), карбонатно-доломитово-терригенная (верхняя юра),
карбонатно-терригенная (нижний мел), терригенно-карбонатная (верхний
мел), карбонатно-песчано-глинистая (палеоцен - квартер). В этих формациях
существуют условия, благоприятные для формирования нетрадиционных
ловушек УВ, таких, как: - рифовых построек в триасовых отложениях; платформенных рифов триасового возраста; - литолого-стратиграфических в
меловом комплексе; - катагенетического типа в глинистых отложениях
нижнего майкопа; - клиноформ в миоценовых отложениях; - фаций
палеорусла Волги в сарматских отложениях; - аномалий волнового поля типа
"яркое пятно" в палеогеновых отложениях.
Савченко В.И.
Геологическое строение и перспективы на нефть и газ мелководных зон
Печорского моря / В. И. Савченко, А. С. Горшков, А. К. Цехмейстрюк
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и
северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.97-101.
209.
Б75324
210.
Г22575
Север Баренцевоморской нефтегазоносной провинции: новый взгляд
на строение и возможность круп.открытий / Ю. И. Матвеев, М. Л. Верба,
Г. И. Иванов и др.
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.200-201.
211.
Г22678
Сейсмогеологические критерии нефтегазоносности зоны контакта
палеозойских и мезозойских отложений Западной Сибири / В. А.
Конторович, Л. М. Калинина, М. В. Соловьев и др.
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойскокайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и
проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.122-126: ил.
- Библиогр.: 7 назв.
212.
Б75282
Сейсмо-геологические критерии нефтеносности разреза восточной
части Баренцева моря / Б. В. Сенин, М. И. Леончик, Е. А. Игнатенко, Т. Б.
Сенин
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.71-73.
Основу структуры восточной части Баренцева моря образует ВосточноБаренцевский трог с Южно- и Северо-Баренцевской впадинами, мощным (до
18-22 км) осадочным чехлом (рифей - верхний мел) и наличием "базальтовых
окон" в структуре земной коры. По сейсмическим и буровым данным в
девон-пермской и нижнемезозойской частях разреза выявлены признаки
развития крупных биогермных объектов, а также образований руслового,
дельтового и склонового генезиса. На Кольской и Мурманской
моноклиналях, Коргинской Куренцовской ступенях, Предново-земельском
форланде в верхнедевонских - нижнепермских отложениях картируются
рифогенные тела типа карбонатных банок, предположительно являющимися
элементами барьерного рифа. Их размеры (площадь 100-200 км2, мощность
до 500-800 м) и иногда доступные для бурения глубины (4-5 км) позволяют
рассматривать эти образования в качестве ловушек УВ. Поисковый интерес в
составе верхнепермских отложений представляют песчаные тела (конуса
выноса и дельтовые образования) Южного Приновоземелья, Куренцовской
ступени и Кольской моноклинали. В средне-верхнетриасовых отложениях в
районе Кольской и Мурманской моноклиналей зафиксирован перспективный
в отношении формирования ловушек УВ подводный долинный комплекс
(палеодолина). В этих же отложениях отмечено присутствие пластовых
интрузий (траппов) и созданных ими внутриформационных деформаций, в
результате которых могли образоваться антиклинальные и линзовидные
ловушки. В толще битуминозных верхнеюрских отложений по сейсмическим
данным предполагается наличие ловушек, образованных турбидитами
(возможные аналоги месторождений Тампен, Статфьорд и Магнус в
Норвежском море). Выявляемые в палезойско-юрской толще региона
перспективные объекты обычно перекрыты глинистыми отложениями и в
ряде случаев могут служить хорошими ловушками УВ. Определенный
интерес в нефтегазопоисковом отношении представляет пока слабо
изученная система Предновоземельских дислокаций. Вдоль западного
фронта Новоземельского орогена в верх-непалеозойских и триасовых
отложениях развиты серии линейных и изометричных складок, в области
развития
которых,
отмечен
своеобразный
тип
бескорневых,
предположительно диапировых или криптодиапировых структур. В этом
районе интерес представляют также песчаные тела в зонах выклинивания
верхнетриасовых - нижнеюрских отложений под региональную
верхнеюрскую глинистую покрышку в районах прогиба Седова,
Дмитриевского
вала,
южной
части
Адмиралтейского
вала
и
Предновоземельского форланда. Перспективность этих образований
подтверждается тем, что в пробах бурового раствора на Мурманской
площади присутствовало до 10 % сырой нефти. Кроме того, в поверхностных
обнажениях на архипелаге Новая Земля синхронные или более древние
(силур - карбон) отложения богаты ОВ и в них зафиксировано более 20
нефте- и битумопроявлений.
Сенин Б.В.
Геологические предпосылки прогноза нефтеносности российских
акваторий / Б. В. Сенин
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.184207: ил. - Библиогр.: 45 назв. - Рез.англ.
213.
В54280
214.
Г22756
Сенин С.В.
Прогноз нефтегазоносности Косью-Роговской впадины с использованием
методов бассейнового моделирования / С. В. Сенин
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.159-166: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ.
215.
-9714
Сергеева Н.А.
Прогнозирование перспективных нефтяных ловушек в триасовых и
нижнеюрских отложениях Западной Сибири / Н. А. Сергеева, М. Ю. Федоров
// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2006. - №4.-С.13-16:ил.,портр. Текст парал.рус.,англ.
216.
-6779
Сердюков С.В.
Механизм сейсмического воздействия на нефтепродуктивные пласты / С. В.
Сердюков, М. В. Курленя
// Геология и геофизика. - 2007. - Т.48,№11.-С.1231-1240:ил.,табл. Библиогр.:с.1240.
Опыт промышленных испытаний показывает, что долговременная обработка
нефтяного месторождения упругими низкочастотными сейсмическими
колебаниями малой амплитуды приводит к увеличению нефтеотдачи.
Положительные результаты получены как при воздействии с дневной
поверхности
гармоническими
или
частотно-модулированными
низкочастотными сейсмическими полями, так и виброимпульсными
сигналами, возбуждаемыми в эксплуатационных скважинах. Основной
эффект достигается за счет снижения доли попутной воды в скважинах,
удаленных на несколько км от виброисточников. В Институте горного дела
СО РАН был экспериментально изучен энергетический баланс стимуляции
добычи нефти сейсмическим полем малой интенсивности. Установлено, что
изменение свойств продуктивного пласта происходит за счет его внутренней
энергии, активизируемой внешним воздействием. Механизм воздействий
основан на влиянии слабых колебаний на пластическую деформацию
продуктивного пласта, выведенного из термодинамического равновесия
процессом разработки, что приводит к генерированию свободного газа из
недонасыщенной нефти в пористой среде. Газовые пузырьки насыщают и
увеличивают сжимаемость блокирующих пленок и коллоидных образований
и, тем самым, создают условия для их усталостного разрушения под
действием переменной нагрузки. Механизм сейсмической стимуляции
добычи нефти представляет собой совокупное проявление системы
взаимосвязанных физических процессов различной природы. Такой
механизм позволяет прогнозировать технологическую эффективность
воздействия на залежи с различными геолого-физическими условиями
залегания нефти, а также создает методическую основу комплексирования
сейсмической стимуляции с другими методами интенсификации разработки
месторождений.
Ситников В.С.
Литологические условия нефтегазоносности и вопросы прогноза крупных
скоплений УВ в неопротерозойских и фанерозойских отложениях востока
Сибирской платформы/ В. С. Ситников
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.253-260. - Библиогр.: 4 назв. - Рез. англ.
217.
Г22756
218.
Г22716
Ситников В.С.
Необычные скопления нефти и газа, прогноз и методика их поисков в
условиях Крайнего Севера / В. С. Ситников
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной
Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.147-151. Библиогр.: 4 назв.
219.
-9741
Скоробогатов В.А.
Геостатистические закономерности распределения месторождений
углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирской мегапровинции / В. А.
Скоробогатов, А. М. Радчикова, В. В. Рыбальченко
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №3/4.-С.917:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.
220.
Г22756
Соболев В.С.
Углеводородные системы и прогноз крупнейших месторождений на
акваториях России / В. С. Соболев
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.120-129: табл. - Библиогр.: 22 назв. - Рез. англ.
221.
-5746
Сотникова А.Г.
Варандей-Адзьвинский авлакоген:зоны нефтегазонакопления в
карбонат.среднеордовик-нижнедевон.отложениях и приоритет.направления
геол.-развед.работ на углеводород.сырье:(суша,Печороморский шельф) / А.
Г. Сотникова
// Геология нефти и газа. - 2009. - №2.-С.10-21:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. Рез.англ.
222.
Г22733
Староверов В.Н.
Тектоническое строение Пугачевского свода и его обрамления в связи с
перспективами нефтегазоносности / В. Н. Староверов, В. В. Матвеев
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.2. - С.157-159.
223.
В54280
Старосельцев В.С.
Критерии прогноза нефтегазоперспективных комплексов платформ / В. С.
Старосельцев
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.110122: ил. - Библиогр.: 8 назв. - Рез.англ.
224.
Г22511
Старосельцев К.В.
Основные результаты и проблемы мониторинга лицензирования работ
на нефть и газ на территории Восточной Сибири и Республики Саха
(Якутии) / К. В. Старосельцев
// Экономическое и информационное сопровождение программ изучения и
освоения минеральных ресурсов. - Новосибирск, 2007. - С.107-111: ил.,табл. Библиогр.в подстроч.примеч.
225.
-4830H
Объемы ГРР и добычи УВ сырья, предусмотренные действующими
соглашениями не всегда полностью выполняются владельцами лицензий.
Для контроля над исполнением соглашений, а также для разработки
дальнейшей стратегии лицензирования работ на нефть и газ и оперативного
планирования ГРР как за счет федерального бюджета, так и за счет будущих
пользователей необходим мониторинг, опирающийся на всестороннюю базу
данных. Лицензионные обязательства в целом для южных территорий
Сибирской платформы не выполняется за исключением крупных компаний.
В частности в 2005 году "Сургутнефтегаз", имеющий несколько участков на
территории Республики Саха даже превысил объемы по сейсморазведочным
и буровым работам. В соответствии с программой лицензирования на
01.11.2005 г. К распределению оставалось 29 участков. Предложено три
перечня участков на геологическое изучение. Работа в этом направлении
была бы более эффективной при наличии у региональных институтов
правовой базы для сбора имеющихся у недропользователей хотя бы
обобщенных результатов выполняемых ими ГРР, финансовых затратах и
объемах добычи УВ. Сведения, которые удается собрать, носят
нерегулярный и фрагментарный характер и не дают возможности делать
корректные выводы об эффективности ГРР, проведенных компаниями на
территории Восточной Сибири и Якутии. Для беспрепятственного сбора
информации необходимы распоряжения руководства МПР и (или) ФАН,
адресованные недропользователям и территориальным агентствам. Они
могли бы существенно повысить практическую значимость мониторинга
действующих лицензионных участков, прежде всего для стратегии и тактики
дальнейшего приращения запасов УВ, а также планирования ГРР, в том
числе за счет федерального бюджета, на ближайшие годы и на перспективу.
Строение и перспективы нефтегазоносности верхнепротерозойсконижнекембрийских комплексов центральных районов Сибирской
платформы / С. В. Фролов, Е. Е. Карнюшина, Н. И. Коробова и др.
// Вестн.Моск.ун-та.Сер.Геология. - 2008. - №6.-С.33-39:ил. - Библиогр.:9
назв.
Несомненный интерес для поисков новых залежей УВ представляют
центральные районы Сибирской платформы - зона сочленения Байкитской и
Непско-Ботулбинской антеклиз и Курейской синеклизы.
Здесь в
терригенных отложениях венда открыто Собинско-Пайгинское нефтегазовое
месторождение, а в карбонатной толще рифея - Юрубченское и
Куюмбинское газонефтяные месторождения. Курейская синеклиза до сих пор
остается наименее изученным в нефтегеологическом отношении структур,
здесь отработана редкая сеть сейсмопрофилей и пробурено несколько
глубоких скважин. Резервуары рифея, венда и нижнего кембрия, к которым
приурочены все выявленные скопления УВ, бурение практически не
изучены, а в вышележащих отложениях продуктивных резервуаров не
выявлено. Моделирование истории генерации УВ основными материнскими
свитами показало, что пик нефтегазообразования в отложениях нижней части
рифея приходится на вторую половину рифея. К концу этого времени они
практически полностью выработали свой нефтематеринский потенциал на
всей рассматриваемой территории. последующая предвендская перестройка
структурного плана сопровождалась глубоким размывом и, вероятно,
уничтожила подавляющее большинство сформировавшихся залежей. Самая
верхняя рифейская нефтематеринская свита – ирэмэкэнская – начала
генерировать УВ уже после вендской эрозии. Максимум генерации
приходится на кембрийское время, и к концу ордовика эта толща полностью
реализовала свой потенциал. Предполагается, что самая верхняя часть рифея
наиболее сильно пострадала во время предвендского размыва и могла
сохраниться только в пределах осевых зон крупных палеодепрессий
(Мадринский грабен, Таймуринский прогиб). Неравномерное погружение
вендской толщи привело к тому, что более опущенные северные блоки
вступили в главную фазу нефтеобразования в раннем кембрии и
генерировали УВ до конца кембрия. Отложения в южных областях не
подвергались преобразованиям до конца кембрия-начала ордовика, а в
некоторых районах вплоть до среднего триаса. Основные региональные пути
миграции УВ из очагов генерации в южной части Курейской синеклизы в
раннем палеозое были направлены в сторону Катангского выступа
Камовского свода, где они могли питать коллекторы терригенного и
карбонатного венда, кору выветривания рифейских доломитов, а также
сформировавшиеся к тому времени ловушки в южной части синеклизы.
Такими ловушками могли служить зоны выклинивания и замещения,
характерные для коллекторов верхнего протерозоя - кембрия, а также
участки «тектонического» и «стратиграфического» экранирования.
Палеотектонические реконструкции указывают на существование в то время
целой серии локальных поднятий вендско-кембрийского заложения. Если
дальнейшая геологическая эволюция не привела к расформированию таких
структур, они представляют интерес для поисков залежей УВ. Проведенные
исследования свидетельствуют о том, что центральные районы Сибирской
платформы являются перспективными объектами на залежи УВ.
Первоочередными комплексами для постановки работ являются отложения
нижней части венда и, возможно, рифея. Предполагается, что основной тип
ловушек - неантиклинальный: зоны выклинивания вендских песчаников,
седиментационные тела дельтового, аллювиального, пролювиально-
аллювиального генезиса, конусы выноса, а также предвендская кора
выветривания в пределах рифейских эрозионных останцов.
Структурная позиция и вероятностный тектонический контроль
размещения гигантских и крупных месторождений углеводородов в
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / С. Ю. Беляев, А. Э.
Конторович, Т. М. Хамхоева, Р. О. Кузнецов
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №5/6.-С.2734:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.
226.
-9741
227.
В54283
Структурно-тектоническое районирование и перспективы
нефтегазоносности Шпицбергенской континентальной окраины / Г. С.
Казанин, В. В. Шлыкова, Т. Я. Федухина и др.
// Природа шельфа и архипелагов Европейской Арктики. - М.,2008. - Вып.8. С.149-153: ил. - Библиогр.: с.153.
228.
-7406
Тектоническая эволюция Анадырской впадины в связи с
перспективами ее нефтегазоносности (Северо-Восток Евразии) / М. П.
Антипов, Г. Е. Бондаренко, Т. О. Бордовская, Э. В. Шипилов
// Геотектоника. - 2009. - №5.-С.74-96:ил.,табл. - Библиогр.:43 назв. - Рез.англ.
229.
В54109
Технология оценки коллекторских свойств продуктивных горизонтов
нефтяных месторождений с использованием сейсмоэлектроразведки / И.
А. Безрук, В. А. Ерхов, Э. С. Маркаров и др.
// Геологические и технологические предпосылки расширения ресурсов
углеводородного сырья в европейской части России. - М., 2006. - С.180-181.
230.
Г22716
Технология прогнозирования нефтегазоперспективных объектов на
окраинах базальтового плато / В. С. Старосельцев, О. В. Шиганова, А. П.
Хилько и др.
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной
Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.122-125: ил. Библиогр.: 3 назв.
231.
Б75464
Тимонин Н.И.
Перспективы на нефть и газ Южно-Карской впадины / Н. И. Тимонин
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.2. - С.236-238: табл. Библиогр.: с.238.
232.
-10088
Тимофеев В.А.
Нефтегазоносность палеозойского комплекса Предкавказья / В. А.
Тимофеев
// Литология и геология горючих ископаемых. - 2008. - Вып.II.-С.265-276. Библиогр.:7 назв.
233.
-9741
Тимурзиев А.И.
Подтверждаемость прогноза,основанного на неотектонических
критериях и методике количественной оценки нефтегазоносности
локальных структур:(на прим.Юж.Монгышлака) / А. И. Тимурзиев
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №11.-С.2329:ил.,табл.
За период 1992-2003 гг. на территории Волго-Уральской НГП подготовлено к
бурению более 700 структур с перспективными ресурсами категории С3,
изучено бурением около 800 структур. Средний коэффициент успешности
составил 0,3 на фоне общего двукратного снижения средней эффективности
поисково-оценочных работ за 1998-2003 гг. (в сравнении с периодом 19931997 гг.). С помощью модифицированного варианта статистического
последовательного анализа А.Вальда была выполнена количественная оценка
перспектив нефтегазоносности локальных структур, подготовленного и
выявленного фонда ПО «Мангышлакнефть» для юрской продуктивной
толщи (ЮПТ) и триасового продуктивного комплекса (ТПК) ЮжноМангышлакской НГО. Для 58 показателей нефтегазоносности локальных
структур был рассчитан коэффициент информативности, для 31
осуществлено сравнение критерием хи-квадрат. Были выполнены
«градуировка» шкалы коэффициента информативности и дифференциация
геологических показателей на группы информативных (критерии
нефтегазоносности) и неинформативных. Для оценки перспектив
нефтегазоносности локальных структур была использована методика
вероятностно-статистического анализа в модификации байесовской теории
принятия решений. Была выполнена раздельная оценка перспектив
нефтегазоносности 42 локальных структур ЮПТ и ТПК, из которых 23 ранее
были оценены как перспективные, 12 – как малоперспективные, 6 – как
бесперспективные. В целом по результатам их разбуривания прогноз
подтвердился по 34 структурам (81%). При этом из 23 перспективных
структур прогноз подтвердился по 16 (70%). Из 12 малоперспективных
структур прогноз подтвержден по 11 (92%), из 6 бесперспективных прогноз
подтвержден полностью (100%). Эти данные свидетельствуют о том, что
наибольшая достоверность прогноза по данной методике достигается для
структур мало- и бесперспективных, т.е. методика обладает высокой
эффективностью для выбраковки заведомо пустых структур и структур с
неопределенными перспективами (малоперспективных). Т.о. использование
на этапе ввода структур в поисковое бурение элемента селекции
(ранжирования) объектов по перспективам нефтегазоносности позволит
кратно повысить эффективность поисково-разведочных работ.
Толкачикова А.А.
Геолого-петрологические признаки проявления углеводородов в
кристаллическом фундаменте Припятского прогиба / А. А. Толкачикова, И.
В. Найденков
// Акутальные проблемы геологии Беларуси и смежных территорий. - Минск,
2008. - С.27-31: ил.,табл. - Библиогр.: 5 назв.
234.
Г22687
235.
-9741
Трофимов Д.М.
Возможности и результаты практического использования спутниковой
радиолокационной съемки и интерферометрии при геолого-разведочных
работах на нефть и газ / Д. М. Трофимов, Д. Б. Никольский, А. И. Захаров
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №1.-С.25-29:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
236.
Г22756
Трушкова Л.Я.
Клиноформы как региональные нефтегазоносные объекты, закономерности
размещения и прогноз в них литологических резервуаров / Л. Я. Трушкова,
В. П. Игошкин
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.536-545: ил. - Библиогр.: 12 назв. - Рез. англ.
237.
-2866
Федоровский Ю.Ф.
Геологическая аналогия морских нефтегазоносных бассейнов Арктического
циркумполярного пояса при оценке и освоении прогнозных ресурсов нефти и
газа / Ю. Ф. Федоровский, Е. В. Захаров
// Отеч.геология. - 2008. - №4.-С.11-16:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
238.
-9741
Федоровский Ю.Ф.
Геологическое прогнозирование нефтеносности карбонатных верхнесреднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря / Ю.
Ф. Федоровский, Е. В. Захаров
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №1.-С.4-9:ил. - Библиогр.:6 назв.
239.
Г22716
В 2007 г. МГУ было выполнено численное моделирование истории
реализации УВ потенциала породами материнских свит палеозойского
возраста в пределах Адмиралтейского вала. При наличии коллекторов и
покрышек эти нефтематеринские породы могли в течение мела и кайнозоя
сформировать месторождения нефти на Нахтусовской и Адмиралтейской
площадях. Аккумуляционные возможности пермских карбонатных
отложений на этих площадях усиливаются тем обстоятельством, что в период
погружения южной части Адмиралтейского вала (Крестовая структура)
Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как
участки стабильной карбонатной платформы, что позволяет ожидать здесь
широкого развития рифогенных образований в каменноугольное раннепермское время. На основании анализа истории реализации УВ
потенциала палеозойскими породами в пределах Центрально-Баренцевской
зоны поднятий (данные ВНИИОкеангеология) выявлен ряд локальных
структур, в которых палеозойские отложения попадают в «нефтяное окно».
По сходству геологического строения рассматриваемых территорий с
таковым валов Сорокина и Медынского можно ожидать преимущественной
нефтеносности верхнепалеозойских отложений Адмиралтейского вала и
Центрально-Баренцевской зоны поднятий. Т.о. эти участки можно
рассматривать
как
крупные
и
наиболее
перспективные
зоны
преимущественного
нефтенакопления
в
карбонатных
средне
верхнепалеозойских отложениях. Практический интерес для поисковоразведочных работ на тот же комплекс отложений представляют также
локальные структуры-ловушки: Дмитриевская (Дмитриевский вал),
Междушарская (Костиншарский вал), Папанинская (Долгинско-Папанинский
вал), Полярная, Стасовская, Западно-Полярная, Восточно-Приразломная
(между валами Медынского и Сорокина). На гипсометрически опущенных
частях прибортовых зон могут быть встречены газоконденсатные залежи,
связанные с вышележащими отложениями триаса (на юге и востоке региона)
и средней юры (на севере и западе). Остальная часть ВосточноБаренцевского мегапрогиба не может рассматриваться как перспективная,
т.к. кровля карбонатных палеозойских отложений залегает на глубинах более
7 км.
Фортунатова Н.К.
Типизация природных карбонатных резервуаров как основа прогноза новых
зон нефтегазонакопления и объектов поисковых работ в Восточной Сибири /
Н. К. Фортунатова, В. Н. Ларкин
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании
нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной
Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.13-18: ил.
240.
-10074
Халимов Э.М.
Башкортостан - российский лидер вторичной разработки нефтяных
местороджений / Э. М. Халимов, Ю. Э. Халимов
// Недропользование-XXI век. - 2007. - №5.-С.16-19:ил.,табл.,портр. Библиогр.:3 назв.
Для Башкортостана одной из актуальных задач является сохранение статуса
нефтедобывающего субъекта, для чего необходимо удержание нефтедобычи
на экономически оправданном и технологически рациональном уровне на
максимально длительный срок. Республика относится к регионам с высокой
степенью освоенности потенциальных ресурсов УВ: степень НПР нефти
составляет 82 %. На перспективных землях насчитывается 429
подготовленных структур с суммарными ресурсами нефти категории С 3 103
млн. т. однако 77 % структур не кондиционны из-за малых размеров,
глубокого залегания пластов, высокой степени геологического риска.
Согласно подсчетам, на территории Башкортостана разведанные
месторождения содержат 4,5 млрд. т "неизвлекаемых" запасов нефти. Задача
пополнения извлекаемых запасов нефти за счет неизвлекаемых может
успешно решаться увеличением числа скважин при благоприятной
конъюнктуре рынка и наличии эффективных экономически обоснованных
технологий извлечения нефти. ОАО "АНК "Башнефть" первой среди
нефтяных компаний России приступила к масштабной реализации вторичной
разработки месторождений. Опыта вторичной разработки нефтяных
месторождений после их продолжительной консервации в мировой и
отечественной практике не существует. Однако существует теория, согласно
которой при прекращении эксплуатации залежи в продуктивной толще
происходят процессы ее переформирования, консолидации остаточных
запасов и "всплывания" нефти в повышенные части структуры-ловушки. В
результате после повторного пуска скважин их добычные характеристики
окажутся значительно улучшенными. Впервые работы по вторичной
разработке были начаты на Кусяакуловском месторождении (период
консервации 1945-1986 гг.); затем, после 30-40 летней консервации, были
поочередно опробованы и пущены во вторичную разработку месторождения
Малышевское (1992 г.), Карлинское (1993 г.), Цветаевское (1997 г.),
Буруновское (2002 г.). В результате из 49 скважин суммарно по 5
месторождениям было добыто 70 тыс. т нефти (13 % от добычи в период
первичной эксплуатации). Результаты геолого-промыслового анализа
показали, что повышение эффективности вторичной разработки на этих
месторождениях возможно за счет: - оптимизации технологических режимов
работы действующих скважин (минимизация обводненности и сохранение
стабильного пластового давления на уровне первоначального); - увеличения
охвата залежей дренированием путем бурения новых скважин; - массового
применения эффективных способов добычи и МУН. Все это свидетельствует
о реальности постановки на баланс в традиционных районах нефтедобычи
запасов, ранее считавшихся забалансовыми. Важным итогом является
подтверждение идеи о преобразовании техногенно-разрушенных залежей в
новые скопления вследствие природной энергии. Экономически
241.
242.
-8966
Г22575
целесообразным является максимальное использование естественного
режима для эксплуатации скважин, как на этапе первичной разработки, так и
на завершающих этапах. Возможно, что на заключительной стадии
целесообразен переход на периодическую разработку залежей с
чередованием периодов эксплуатации с периодами длительной остановки.
Важной предпосылкой расширения работ по освоению остаточных запасов
является создание соответствующих экономических условий для добычи
нефти из низкорентабельных скважин. Мировой опыт свидетельствует, что
радикальным решением может быть освобождение нефтедобывающих
предприятий от налогообложения при добыче нефти из остаточных и
забалансовых запасов.
Харченко В.М.
Новые данные о Транскавказском субмеридиональном новейшем поднятии
и его связь с залежами углеводородов и очагами землетрясений / В. М.
Харченко
// Исслед.Земли из космоса. - 2009. - №.1.-С.80-91:ил. - Библиогр.:21 назв. Рез.англ.
На основе дешифрирования космофотоснимков (КФС) масштаба 1:2 500 000,
и карт градиентов вертикальных и горизонтальных движений земной коры
уточнены границы Транскавказского субмеридионального поднятия,
выделены линеаментные зоны протяжённостью от первых десятков до
нескольких сот километров, ограничивающие тектонические блоки
различного ранга (рис 1,2). Согласно полученным данным Транскавказское
субмеридиональное поднятие пространственно совпадает c главным
водоразделом
Ставропольской и Ергененской возвышенности и
протягивается на сотни км. Его центральная часть ограничена
субмеридиональными линеаментными зонами, являющимися зонами
растяжения. Транскавказское субмеридиональное поднятие является осевой
зоной Северного Кавказа и Предкавказья, к востоку и западу от которого
располагаются главные тектонические структуры и соответственно зоны
нефтегазонакопления, связанные с зонами растяжения, а очаги
землетрясений с зонами сжатия. Также перспективными на содержания
нефти и газа являются структуры центрального типа (СЦТ) с минимальными
градиентами вертикальных тектонических движений.
Хлебников П.А.
Основные результаты работ на нефть и газ на континентальном
шельфе Российской Федерации за 2006 год и планы на 2007 год / П. А.
Хлебников, В. Д. Каминский, О. И. Супруненко
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.318-322.
В 2006 г. за счет средств федерального бюджета были профинансированы
геолого-геофизические работы по 23 объектам, в т.ч. ГРР - по 16 объектам:
Баренцево море - 5, Карское море - 4, море Лаптевых - 2, Берингово и
Охотское моря - 3, Каспийское и Черное моря - 2. В Печорском море по
результатам сейсморазведки выявлен ряд поднятий и линзовидных тел,
перспективных для дальнейшего изучения в качестве потенциальных
ловушек. В пределах восточного борта Северо-Баренцевской впадины
получены данные о структуре потенциальных полей, уточняющие
тектонический план района. Выявлены антиклинальные перегибы,
указывающие на предпосылки обнаружения перспективных объектов
возможного УВ-накопления на достижимых для бурения глубинах.
Завершены работы по изучению геологического строения и оценке
перспектив нефтегазоносности Адмиралтейского вала. Впервые по
сейсмическим данным получены прямые признаки наличия газовой залежи в
меловой части разреза. Установлена зона (10300 км2) развития
неструктурных
ловушек
в
средне-верхнетриасовых
отложениях,
приуроченная к склонам Адмиралтейского вала и Гусино-земельской
ступени. Вдоль восточного склона вала в верхнедевонских каменноугольных отложениях выделен барьерный риф (70 х 20 км).
Прогнозируемые суммарные ресурсы УВ составляют около 200 млн. т н.э.
(D1-D2). По объекту "Региональные сейсморазведочные работы на акватории
Обской губы и южной части шельфа Карского моря" создана единая
каркасная сеть региональных сейсмических профилей, позволяющая выявить
особенности строения осадочного чехла и уточнить ресурсную оценку УВ
сырья. По основным отражающим горизонтам закартировано 26 новых
нефтегазопоисковых объектов различного типа в образованиях разного
возраста (от доюрских до сеноманских). По результатам работ, проведенных
в 2005 г. в море Лаптевых, обоснована принципиально новая схема
стратификации разреза кайнозойских отложений. В пределах изученной
площади уточнено строение 7 ранее выявленных и 13 новых локальных
поднятий общей площадью 14325 км2. Суммарная оценка прогнозных
ресурсов по категории D2 составляет около 1500 млн. т н.э. На шельфах
дальневосточных морей были проведены полевые (сейсморазведка,
магнитометрия, гравиметрия) и камеральные работы в соответствии с
техническими заданиями. По результатам работ намечены структурные,
стратиграфические, сейсмофациальные, волновые и прочие геологогеофизические признаки и предпосылки прогноза нефтегазоносности,
уточнены представления о геолого-структурной позиции района и его
районировании по степени перспективности на УВ сырье. В пределах
северной части Каспийского моря в 2006 г. был отработан ряд
сейсморазведочных, грави- и магнитометрических профилей. Результаты
предварительной
интерпретации
временных
разрезов
позволяют
рассчитывать на успешную локализацию крупных структур в палеозойском
комплексе и оценку их прогнозных УВ ресурсов. По результатам работ на
акватории Черного моря выявлены новые разломы, разделяющие площади с
различными перспективами нефтегазоносности, а также получены данные,
свидетельствующие о нефтегенерирующем характере юрских, меловых и
палеогеновых пород на валу Шацкого на глубинах 2050-4470 м.
Хромова И.Ю.
Возможно ли повышение точности прогноза толщин глубокозалегающих
песчаных пластов? / И. Ю. Хромова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. №10.-С.16-23:ил. - Библиогр.:4 назв.
243.
-9741
244.
-9741
Цемкало М.Л.
Нефтегазогеологическое районирование и перспективы освоения сырьевой
базы Западно-Ямальского шельфа / М. Л. Цемкало
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2008. - №4.-С.1012:ил. - Библиогр.:4 назв.
245.
Г22575
Чан Ле Донг.
Нефтяная залежь в кристаллическом фундаменте месторождения
Белый Тигр и мероприятия по повышению ее коэффициента
нефтеизвлечения / Чан Ле Донг, Хоанг Ван Куи
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.84-86. Библиогр.: 3 назв.
246.
-9899
Нефтяная
залежь
в
кристаллическом
фундаменте
уникального
месторождения Белый Тигр имеет нефтенасыщенную толщину более 1500 м.
месторождение расположено в центральной зоне поднятий Кыулонгской
впадины. Залежь является единой гидродинамической системой
протяженностью 26 км и шириной 6,5 км и более. Приподнятый блок
докайнозойского фундамента сложен многофазными нижнетриасовыми –
верхнемеловыми
образованиями
магматических
пород
(гранитов,
гранодиоритов, диоритов, кварцевых монцодиоритов), обладающими
различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Для повышения
нефтеотдачи (поддержания пластового давления) производится закачка в
залежь морской воды через нагнетательные скважины с большими углами
наклона и регулирование режимов отбора нефти. С этой целью реализуются
следующие мероприятия: - отработка интервалов в добывающих скважинах
снизу вверх путем изоляции обводнившихся интервалов; - увеличение
объема закачки в периферийных обводненных частях приподнятого блока; вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти путем бурения
вторых стволов; - ускорение строительства морских сооружений для
равномерной добычи и подключения к разработке слабодренируемых зон.
Чупров В.
Перспективы нефтегазоносности Европейского севера России:поиск
продолжается [8-9 окт.2007 г.,Сыктывкар] / В. Чупров, С. Клименко
// Вестн.Ин-та геологии Коми науч.центра УрО РАН. - 2007. - №10.С.19:ил.,портр.
В Институте геологии Коми НЦ УрО РАН 8-9 октября 2007 г. прошла
конференция "Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий
севера и северо-востока европейской части России, организованная РАН,
МПР России, Минпромэнерго РК, ООО "Лукойл-Коми". В ходе конференции
было заслушано 24 доклада. По результатам конференции были определены
следующие приоритетные объекты проведения ГРР по поискам
месторождений УВ сырья: - Северо-Предуральская НГО (впадины и
поперечные поднятия Предуральского краевого прогиба); - Ухто-Ижемский
НГР и восточный склон Тиманского кряжа (литологически- и
стратиграфически-экранированные ловушки в средне-верхнедевонских
отложениях); - Малоземельско-Колгуевский НГР; - Зона сочленения ВолгоУральской и Тимано-Печорской НГП; - Территории, примыкающие к
выработанным месторождениям; - Омра-Лузская седловина, северное
продолжение Мичаю-Пашнинского вала; - Омра-Сойвинский прогиб,
Джебольский и Велью-Тэбукский НГ районы (залежи, связанные с
девонскими грабенообразными прогибами). Отмечалась необходимость
внедрения новых технологий добычи нефти для повышения нефтеотдачи, а
также ввода в разработку месторождений и залежей высоковязких, тяжелых,
смолистых и высокопарафинистых нефтей с использованием современных
методов воздействия на продуктивные пласты. Две проблемы необходимо
решать на государственном уровне: - разработка научно обоснованной
программы комплексных исследований малоизученных территорий ТиманоПечорской и Баренцевоморской НГП; - увеличение объема региональных
работ за счет средств госбюджета. Решение этих задач позволит повысить
достоверность ресурсной базы и снизить первичный риск при проведении
ГРР на поисковом этапе при подготовке новых перспективных площадей.
Шайхутдинов А.Н.
О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений
вероятностно-статистическими методами:(на прим.территории деятельности
ТПП "Когалымнефтегаз") / А. Н. Шайхутдинов, В. И. Галкин
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. №6.-С.11-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.рус.англ.:с.60.
247.
-9741
248.
Г22733
Шамсутдинова Л.Л.
Новые зоны нефтенакопления в ордовикско-силурийских отложениях
Ижма-Печорской впадины / Л. Л. Шамсутдинова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.128-131: ил. - Библиогр.: 1 назв.
249.
-10058
Шарафутдинова Р.З.
Разработка требований к составу реагентов, используемых для обеспечения
устойчивости глинистых отложений при строительстве скважин / Р. З.
Шарафутдинова
// Науч.-техн.вестн.ОАО"НК"Роснефть". - 2006. - №4. - С.27-29: ил. Библиогр.: 3 назв.
250.
Г22584
Одной из основных технических проблем при строительстве скважин
является обеспечение устойчивости вскрываемых глинистых отложений,
поскольку их контакт с водными буровыми растворами приводит к
разрушению стенок скважины и насыщению раствора излишней твердой
фазой. В статье предложены варианты решения этой проблемы, основанные
на использовании реагентов, блокирующих доступ мономеров воды в
структуру глины и скрепляющих ее частицы. Разработан "гидратный" метод
стабилизации, предотвращающий разрушение глины путем создания
гидратного полимера, способного скрепить частицы глины между собой. Для
создания гидратных полимеров предложено использовать акриловые
реагенты, представляющие собой акриловую цепь с фрагментами
гидрофильных и эфирных групп. Другим типом гидратного полимера
является полимерный гидрат кремнезема или глинозема. Применение
подобных реагентов позволит увеличить коммерческую скорость бурения,
снизить расходы на обработку буровых растворов и осуществить
мероприятия по созданию герметичной крепи скважин.
Шемин Г.Г.
Количественный прогноз нефтегазоносности с выделением крупных
объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера
Западной Сибири и акватории Карского моря / Г. Г. Шемин
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.161-167:
ил.,табл. - Библиогр.: 2 назв.
Батский региональный резервуар широко распространен на севере Западной
Сибири и акватории Карского моря. Проницаемый комплекс представлен
песчано-глинистыми породами малышевского горизонта; флюидоупором
служат глинистые отложения васюганского, георгиевского и баженовского
горизонтов.
На
основании
комплексных
геолого-геофизических
исследований сотрудниками ИНГиГ СО РАН была произведена
количественная оценка нефтегазоносности, нефтеносности и газоносности
резервуара и выделены крупнейшие объекты нефтегазопоисковых работ.
Согласно этой оценке начальные суммарные ресурсы УВ батского
регионального резервуара составляют 22 578 млн. т условных углеводородов,
из них 57,3 % составляет газ, 30,0 % - нефть, 12,7 % - конденсат. Наиболее
перспективными на нефть и газ является центральная часть рассматриваемой
территории (Ямальская НГО, южная часть Гыданской и северная часть ПурТазовской НГО, северная половина Надым-Пурской НГО). Здесь
прогнозируются все крупнейшие и крупные объекты нефтепоисковых работ:
Новопортовско-Нижнемессояхская, Харасавэйско-Нурминская, ПесцовоУренгойская зоны нефтегазонакопления, Южно-Тамбейский, Геофизический,
Ямбургский,
Юрхаровский
перспективные
участки.
Наиболее
перспективными на нефть являются южные части Гыданской и Ямальской
НГО, а также Фроловская НГО. Наиболее перспективными на газ являются
юг Гыданской, центральная часть Ямальской и северные участки НадымПурской и Пур-Тазовской НГО. По результатам проведенного анализа для
проведения первоочередных нефтепоисковых работ выделены два объекта:
Новопортовско-Нижнемессояхский и Харасавэйско-Бованенковский. В их
пределах
рекомендуется
произвести
переинтерпретацию
сейсмогеологических материалов и анализ данных буровых работ, что
позволит уточнить модель строения продуктивных пластов, оценить
перспективы их нефтегазоносности и наметить конкретные объекты
поисково-оценочных буровых работ.
Шемин Г.Г.
Литологические основы прогноза нефтегазоносности оксфордского и
батского региональных резервуаров севера Западной Сибири и акватории
Карского моря / Г. Г. Шемин, А. Л. Бейзель, Н. В. Первухина
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . СПб., 2008. - С.345-356: ил., табл. - Библиогр.: 11 назв. - Рез. англ.
251.
Г22756
252.
-5746
Шемин Г.Г.
Строение и перспективы нефтегазоносности с выделением крупных
объектов нефтепоисковых работ батского регионального резервуара севера
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Г. Г. Шемин, Н. В.
Первухина
// Геология нефти и газа. - 2009. - №1.-С.13-19:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. Текст парал.рус.,англ.
253.
Г22733
Шилов Л.П.
Особенности тектоники, происхождение и нефтегазоносность Тимана / Л.
П. Шилов, Ю. Л. Краснова
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 2009. - Т.2. - С.177-179: ил.
254.
-9807
Шихалиев Ю.А.
К вопросу прогнозирования зон аномально высоких пластовых давлений по
данным сейсморазведки / Ю. А. Шихалиев, Г. Е. Гаузер
// Геофизика. - 2006. - №1.-С.21-25:ил.,портр. - Библиогр.:5 назв.
255.
Г22685
Шувалов А.В.
Программа изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента в
платформенной части Республики Башкортостан / А. В. Шувалов, Е. В.
Лозин, Р. Х. Масагутов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана,
Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.237-238. - Библиогр.:
с.238.
256.
-5995А
Щергин В.Г.
Совершенствование методики геологического моделирования
нефтенасыщенности на месторождениях Западной Сибири / В. Г. Щергин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №1.-С.10-15:ил. - Библиогр.:1 назв.
257.
В54186
Якубова С.Г.
Дифференциация основных продуктивных пластов нефтяных
месторождений по комплексу параметров состава и свойств нефтей / С. Г.
Якубова, М. Р. Якубов
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.287-288.
258.
В54279
Якушев В.С.
Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне / В. С. Якушев; Открытое
акционер.о-во "Газпром", О-во с огранич.ответственностью "НИИ
природ.газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ". - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 190
с.: ил.,табл. - Библиогр.: с.162-174(146 назв.). - ISBN 978-5-89754-048-8.