Формирование залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах западных районов Среднего Приобья: С использованием программного комплекса Basin Modeling тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Немченко, Татьяна Николаевна

• Немченко, Татьяна Николаевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Немченко, Татьяна Николаевна

Оглавление.

Введение.

Глава 1. Сложнопостроенные резервуары в системе нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления Западной Сибири.

1.1 Нефтегазоносные комплексы и зоны нефтегазонакопления.

1.2 Характеристика основных зон нефтегазонакопления.

Глава 2. Особенности формирования сложнопостроенных резервуаров и залежей типовых месторождений фроловской и среднеобской НГО.

2.1 Природные резервуары нижне-меловых отложений - неокомские клиноформы Приобского месторождения.

2.1.1. Характеристика продуктивных отложений неокомских пластов Приобского месторождения.

2.1.2. Геологическая модель сложнопостроенных продуктивных пластов Приобского месторождения.;.

2.1.3. Геохимическая характеристика нефтей продуктивных пластов Приобского нефтяного месторождения.

2.2. Природные резервуары верхне-юрских отложений - баженовская свита Салымского месторождения.

2.2.1. Формирование коллекторов баженовской свиты.

2.3. Природные резервуары нижне-юрских отложений - шеркалинская свита Талинского месторождения (Красноленинский свод).

2.4. Термобарические показатели Красноленинского свода и Салъшского поднятия.

2.4.1. Современные пластовые температуры нефтегазоносных комплексов.

2.4.2. Термобарическая характеристика баженовской свиты Салымского поднятия.

2.4.3. Современные пластовые температуры баженовского комплекса Салымской группы поднятий.

Глава 3. Историко-генетичесжие модели формирования залежей нефти в сложнопостроенных резервуарах на основе Basin Modeling.

3.1. Программный комплекс Basin Modeling.

3.2. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных резервуарах Приобского, Салымского и Талинского месторождения на основе Basin Modeling.Ill

3.3 Прогноз углеводородных систем в сложнопостроенных резервуарах глубоких горизонтов севера Западной Сибири на основе Basin Modeling.

3.3.1 Фазово-генетическая зональность углеводородных систем северных районов Западной Сибири.

3.3.2 Историко-генетические модели прогноза углеводородных систем глубоких горизонтов севера Западной Сибири.;.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Формирование залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах западных районов Среднего Приобья: С использованием программного комплекса Basin Modeling»

Дальнейшее увеличение запасов и добыча нефти и газа в Западной Сибири связаны со сложнопостроенными резервуарами. Западно-Сибирская провинция - одна из наиболее крупных нефтегазоносных провинций мира - занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню добычи нефти и газа. Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносносной провинции является наличие большого числа крупнейших и уникальных месторождений нефти, таких как Самотлор, Мамонтовское, Федоровское и газа Уренгойское, Ямбургское Медвежье, Бованенковское, Харасавейское, приуроченных к крупным сводам и структурам первого и второго порядка. Однако имеется большое количество месторождений, отличающихся по геологическому строению и условиям залегания залежей нефти и газа, приуроченных к сложнопостроенным резервуарам, которые по величине запасов и уровню добычи в ряде случаев не уступают первым. К ним относятся: Приобское нефтяное месторождение, нефтеносность которого связана с клиноформенным строением неокомских пластов, Салым-ское месторождение в баженовской свите, где залежи характеризуются мозаичным распространением нефтенасыщенных линз и не контролируются структурным планом, Талинское месторождение, где литолого-стратиграфическая залежь связана с русловыми образованиями нижней части комплекса (шеркалинская лачка), месторождения юго-востока Западной Сибири, где залежи нефти и газа установлены в палеозойских отложениях, в верхней кавернозно-трещиноватой зоне на контакте с породами чехла. С этой зоной связаны высокодебитные притоки газа на Новопортовском месторождении. Все это открывает новые перспективные направления и показывает, насколько еще не исчерпаны возможности Западной Сибири- тип ловушек, резервуаров и новый нефтегазоносный этаж.

В связи с этим проблема поисков и формирования месторождений и залежей углеводородов, в том числе крупных и высокодебитных, приуроченных к сложнопостроенным резервуарам, в последние годы приобретает в Западной Сибири важнейшее значение. Возникновение проблемы было стимулировано рядом факторов, среди которых главным является значительная освоенность неокомского этажа нефтегазоносности, с которым связаны основные запасы углеводородов Западной Сибири (в разведанные запасы переведено свыше 70 % начальных ресурсов).

Исключительный интерес для оценки перспектив нефтегазоносности Западной Сибири представляет изучение сложнопостроенных неокомских залежей Приобского месторождения, приуроченных к песчаным телам полосовидного субмеридиального развития (неоком-ские клиноформы), верхнеюрских залежей Салымского месторождения, где в отличие от типичных для Западной Сибири пластовых залежей, приуроченных к гранулярным коллекторам, значительные запасы сосредоточены в битуминозных аргилитах баженовской свиты (верхняя юра). Уникальной по своим размерам (75x125 км) зоной нефтегазонакопления, объ4 единяющей десятки залежей в едином контуре, является Красноленинская зона, основные запасы которой приурочены к сложным по литолого-фациальному строению породам тюменской свиты - уникальные залежи в шеркалинской свите нижней юры Талинского месторождения. Сложнопостроенные резервуары Талинского месторождения не имеют аналогов среди месторождений СНГ и мира.

Высокие перспективы нефтегазоносности связаны со сложнопостроенными комплексами глубоких горизонтов северных районов Западной Сибири (палеозойский, триасовый, нижнесреднеюрский, ачимовский).

Целью работы является изучение условий формирования залежей нефти в сложнопо-строенных резервуарах западных районов Среднего Приобья и прогноз нефтегазоносности в слабоизученных районах и глубокопогруженных горизонтах.

Основными задачами исследований является - обобщение данных по особенностям формирования резервуаров, нефтегазоносности, термобарическим и геохимическим показателям углеводородных систем типовых месторождений, приуроченных к сложнопостроен-ным резервуарам и создание историко-генетических моделей формирования залежей на базе новейших достижений теории нефтегазообразования и нефтегазонакопления с одной стороны, и компьютерных технологий с другой.

В основу диссертации положен фактический материал, собранный автором во время учебы в Российском Государственном Университете Нефти и Газа, во время практики в "Юганскнефтегазгеология" г. Нефтеюганске, во время работы в нефтяной компании ЮКОС и Всероссийском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ВНИГНИ), а также методы и подходы к анализу и обработке материалов, с которыми автор познакомился во время стажировки в Техасском Университете.

Диссертация выполнена в Российском Государственном Университете Нефти и Газа имени И.М. Губкина под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора, Виктора Петровича Гаврилова, которому автор искренне признателен за постоянную поддержку и внимание при выполнении работы. 5

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Немченко, Татьяна Николаевна

Заключение

Выполненный комплексный анализ геолого-геофизических и геолого-геохимических показателей позволил создать модели строения сложнопостроенных резервуаров и связанных с ними залежей углеводородов, западных районов Среднего Приобья, выполнить прогноз углеводордных систем в глубокопогруженных горизонтах Северо Западной Сибири. Историко-генетические модели формирования залежей углеводородов в на основе Basin Modeling позволили выявить генетический характер зональности в распределении залежей углеводородов, отсутствие вертикальной миграции при формировании самостоятельных нефтегазоносных этажей в мезозойских и палеозойских отложениях Западной Сибири.

Основное внимание уделено природным резервуарам Приобского нефтяного месторождения, которое находится в зоне сочленения Западно-Ляминской зоны поднятий, Лямин-ского мегапрогиба и Ханты-Мансийской впадины. Основными по запасам углеводородов являются неокомские пласты АСю-12- По данным сейсмостратиграфического анализа установлено клиноформное строение неокомских продуктивных пластов. Приобское месторождение является единственным в этом районе, где клиноформное строение неокомских пластов подтверждено глубоким бурением.

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения, которая протягивается шириной в 25-50 км от Шапшин-ского и Эргинского месторождений на юге, до Туманного и Студеного месторождений на севере (рис. 5в). С этой зоной связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, характер нефтегазоносности которой определяется не региональным структурным фоном, а контролируется областью развития неокомских клиноформ. Продуктивность неокомских отложений контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов (коллекторов). Отсутствие при многочисленных испытаниях пластовой воды (пачки АСи, АСп, АСю) позволяет полагать, что залежи нефти представляют собой замкнутые лин-зовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Нижнемеловые отложения Приобского месторождения отличаются значительной недонасыщенностыо нефтей углеводородными газами, а также скачком в росте Рш при переходе от нижнемеловых к юрским отложениям (наличие АВПД в юрском комплексе, коэффициент аномальности 1.23). Таким образом, выделяется два практически изолированных этажа нефтегазонасыщения - нижнемеловой и юрский.

Формирование нефтяных залежей в неокомских клиноформах Приобской зоны происходило не за счет вертикальной миграции из баженовской свиты , а за счет латеральной миграции из одновозрастных глинистых толщ.

133

Принципиальная модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных неоком-ских резервуарах Приобского месторождения заключается в латеральной, вверх по восстанию миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в песчаные части клиноформ Нефть и газ мигрировали вверх по восстанию, заполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. Об этом свидетельствует доминирующий литологический тип залежей на Приобском месторождении, полное заполнение структурных ловушек, отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС, различие в составе баженовских и неоком-ских нефтей. Формирование нефтяных залежей Приобского месторождения за счет миграции из одновозрастных глинястых Неокомских отложений имеет принципиальное значение. По всей видимости нефтяные залежи аналогичного генезиса будут выявлены и в других районах Западной Сибири в литологических ловушках в пределах неокомских отложений. В непосредственной близости от Приобского месторождения располагаются песчаные тела в пределах Ханты-Мансийской, Фроловской и других площадей.

Уникальным по своему строению является Салымское месторождение. Наравне с типичными для Западной Сибири пластовыми сводовыми залежами, приуроченными к гранулярным коллекторам, значительные запасы нефти месторождения связаны с битуминозными глинами баженовской свиты. Эта свита на Салымском месторождении является одновременно материнским горизонтом и продуктивным пластом.

Формирование нефтяных залежей в баженовской свите верхнеюрских отложений Са-лымской группы месторождений проходила за счет нефтематеринских пород самой баженовской свиты. Нефтематеринские породы самой баженовской свиты являются одновременно нефтесодержащими. Залежи приурочены к температурным аномалиям.

Уникальной по своим размерам (75x125 км) зоной нефтегазонакопления, объединяющей десятки залежей в едином контуре, является Красноленинская зона, основные запасы которой приурочены к сложным по литолого-фациальному строению породам тюменской свиты - уникальные залежи в шеркалинской свите нижней юры Талинского месторождения.

Формирование нефтяных залежей в шеркалинской свите нижнесреднеюрских отложениях в пределах месторождений Красноленинского свода (Талинское месторождение и др.) происходило за счет латеральной миграции из одновозрастных нижнесреднеюрских глинистых толщ (тогурская, радомская ). Залежи нефти приурочены к температурным аномалиям.

Историко-генетические модели формирования нефтяных залежей в сложнопостроенных резервуарах в неокомском, верхнеюрском и нижнесреднеюрском нефте-газоностных комплексах позволили установить, что процессы нефтеобразования и нефтенакопления в них происходили самостоятельно.

Историко-генетические модели формирования залежей углеводородов в сложнопостроенных резервуарах мезозойских и палеозойских отложений ЗападноСибирской НГП на основе Basing Modeling установили генетический характер зональности в распределении залежей углеводородов, отсутствие вертикальной миграции при формировании нижне-среднеюрского, верхнеюрского, нижнемелового нефтегазоносных этажей.

134

Комплекс современных геохимических исследований, включающий результаты лабораторного исследования пород, УВ, данные стратиграфических разбивок по скважинам, термометрии, литологии и т.д. позволил провести моделирование глубоко погруженных зон северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна - зон нефтегазонакопления и отдельных площадей и выполнить прогноз углеводородных систем в сложнопостроенных резервуарах глубоких горизонтов севера Западной Сибири на основе Basin Modeling.

Выполненный анализ позволил прогнозировать зоны преимущественного развития залежей различного фазового состояния в пределах нижне-среднеюрского комплекса: зоны преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируются в Пур-Тазовской и Гыданской НТО, зоны преимущественного развития газоконденсатных и газовых залежей в Ямальской (северная часть) и Надым-Пурской (западная часть) НТО.

135

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Немченко, Татьяна Николаевна, 2003 год

1. Абросимова О. О., Рыжкова С. В. Некоторые особенности ловушек, коллекторов и залежей углеводородов в доюрских породах Западной Сибири. //Геология нефти и газа, 1997.-№3.-С.22-25

2. Аксенов А. А., Аленин В. В., Зонн М. С., Рыжик В. М. К методике прогнозной оценки ресурсов нефти баженовской свиты Западной Сибири. М., ИгиРГИ, 1986, С. 111-123.

3. Атлас карт нефтегазоносности недр России. Компьютерная модель масштаба 1:5000000. Объяснительная записка ВНИГРИ, 1995. 134 стр.

4. Белкин В.И., Ефремов Е. Н., Каптелин Н. Д. Модель коллекторов нефти баженовской свиты Салымского месторождения. //Нефтяное хозяйство, 1983, №10, С. 27-31.

5. Белоконь Т. В., Башков А.Н. Перспективы нефтегазоносности глубоких горизонтов Тюменской СГС// Разведка и охрана недр, № 7-8, 2000.

6. Белоконь Т. В. Проблемы нефтегазоносности больших глубин. //Геология нефти и газа,-1998-№ 6.-с. 13-20.

7. Белоконь Т. В., Попов С. Г. О генезисе АВПД и метана на севере Западной Сибири. Геологическое изучение и использование недр, НТИС// ЗАО «Геоинформмарк» М., 1998, вып.З, С. 3-6.

8. Большаков Ю. Я., Данилова И. В., Черепанова М. Ю. Факторы контроля залежей нефти в Приобской зоне нефтегазонакопления.// Геология и геофизика. №4, 1993.

9. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под редакцией Гавуры В.Е.// М.: ВНИИОЭНГ.- 1996.

10. Геология нефти и газа Западной Сибири М. .Недра 1975 г (Салманов Ф.К., Нестеров И.И., Конторович А. Э., Шпильман К. А., Трофимук А.А., Сурков B.C. и др.).

11. Горбачев В. И., Карасева Т. В., Карасев Д. В. и др. Тюменская сверхглубокая скважина, основные результаты исследования. //Разведка и охрана недр, 1996.-№ 7.-С.9-11.

12. Григорьева В. А., Иванова М.М., Лысенко В.Д., и др. Сложности разработки Талинского месторождеия, Тр. СНИИГГ и МС, 1995

13. Гурари Ф. Г. Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности. Тр. СНИИГГ и МС, Новосибирск. 1982, 142 с.

14. Гурари Ф. Г., Гурари И. Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири. //Геология нефти и газа. 1974, №5, С. 36-40.136

15. Гурари Ф. Г., Вайц Э. В., Москвин В.И. и другие. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты. Под редакцией Ф.Г Гурари, Н. «Недра», 1980

16. Гусева А. Н., Петровская Т. К. Соотношение пластовых флюидов в неантиклинальной залежи шеркалинского горизонта на талинском месторождении. Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4, геология. 1994, № 6.

17. Добрынин В. М., Мартынов В. Г., Модель и основные параметры пластового резервуара баженовской свиты Салымского месторождения.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №1, 1998.

18. Дорофеева Т. В. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Тр. ВНИГРИ,-Л„ 1983, 131 с.

19. Дорофеева Т. В., Блинкова Е. Ю. Морфологическая характеристика отложений баженовской свиты (на примере Салымского месторождения). Закономерности размещения коллекторов сложного типа и прогноз нефтегазоносности. 1985, С.99-107.

20. Зарипов О. Г. и другие. Модель пласта Юо баженовской свиты. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. ИГиРГИ. 1986, С. 57-67.

21. Зубков М. В., Мормышев В. В. Вещественный состав и условия образования пород баженовской свиты Салымского месторождения. //Литология и полезные ископаемые. 1987, №2. С. 73-81.

22. Зубков М. Ю., Скрылув С. А., Бондаренко П. М. и другие. Методы оценки перспектив нефтегазоносности баженовской и абалонской свит Западной Сибири. С. 206-223.

23. Казанский Ю. П., Вакуленко Л. Г., Солотчина Э. П. Состав и условия формирования триасовых и юрских отложений Тюменской сверхглубокой скважины (СГ-6)/ Тюменская сверхглубокая скважина. Сб. науч. докладов, Пермь, 1996.

24. Карогодин Ю. Н, Ершов С. В., Конышев А. И. и др. Особенности геологического строения и нефтегазоносности Приобской зоны нефтенакопления Западной Сибири.// Геология и оценка углеводородного потенциала. Новосибирск, 1994 г.

25. Карогодин Ю. Н., Ершов С. В. Источник углеводородов гигантских залежей нефти в не-окомских отложениях Западной Сибири с позиции системно-литмологического подхо-да.//Геология и оценка углеводородного потенциала. Новосибирск, 1994 г.

26. Карогодин Ю. Н. Литмостратиграфическая модель нижне-среднеюрских отложений Красноленинского свода Западной Сибири.// Геология и геофизика. №4, 1993.

27. Карта нефтеносности (по плотности перспективных и прогнозных ресурсов нефти) масштаб 1:10000000. Коллектив авторов ВНИГРИ, 1998 г.

28. Каштанов В. А., Левинзон И. Л., Никулин Б. В., Филиппов Ю. Ф. Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири, перспективы нефтегазоносности и обоснование направлений ГРР.// Геология нефти и газа,- 1997, с. 4-7.137

29. Клубова Т. Т., Халимов Э. М., Нефтеносность отложений баженовской свиты Салымско-го месторождения. М, ВНИИОЭНГ, 1995 г., с. 39.

30. Конторович А. Э., Андрусевич В. Е., Афанасьев С. А. и др. Геология формирования гигантской талинской зоны газонефтенакопления в континентальных отложениях нижней юры. //Геология и Геофизика, 1995, № 6, с. 5-28.

31. Кудрин О. В., Сивирин В. Я., Галущенко Н. В. и др. Перспективы повышения топливно-энергетических запасов севера Западной Сибири.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №1, 1998.

32. Крылов Н. А. Нефтегазоносность баженовской свиты Западной Сибири. ИГиРГИ, М., 1980, 205 с.

33. Лопатин Н. В., Емец Т. П. Нефтегенерационные свойства баженовской свиты на территории Ханты-Мансийского АО. Пути реалезации нефтегазового потенциала ХМАО. Под редакцией Шпильмана В. И., Волкова В. А, 1999, С. 134-161.

34. Лопатин Н. В., Емец Т. П., Зубайраев С. Л. Катагенез и нефтематеринский потенциал триасовых и юрских аргиллитов тюменской сверхглубокой скважины./Тюменская сверхглубокая скважина//Сб. научных докладов.-Пермь, 1996,- С.264-272.

35. Лопатин Н. В., Емец Т. П. Нефтегенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6.//Геология , геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 6, 1997.

36. Моисеев В. Д., Боркун Ф. Я., Кучеров Г. Г. и др. Фильтрационно-емкостная модель коллекторов Ачимовских отложений Большого Уренгоя.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 4,2001.

37. Немченко Н. Н., Ровенская А. С., Гиршгорн Л. Ш. Прогноз фазового состояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири.// Геология нефти и газа. 1989, №11.- С.2-7.138

38. Неручев С. Г., Рогозина Е. А., Зеличенко И. А. и др. Геохимические особенности процессов нефте- и газообразования в отложениях баженовской свиты Западно-Сибирской низменности.

39. Нестеров И. И. Нефтегазоносность битуминозных толщ баженовской свиты Западной Сибири. 1980, №11, с. 3-10.

40. Нестеров И. И. Новый тип коллекторов нефти и газа. Геология нефти и газа. 1979, №10, с. 26-29.

41. Сторожев А. Д. Условия формирования залежи нефти в баженовской свите Салымского месторождения. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып. 166. 1981. с. 66-72.

42. Пьянков В. П., Ибрагимов Т. А. Распределение продуктивности скважин баженовского горизонта на площади месторождения Большой Салым. Проблемы нефти и газа Тюмени. ЗапСибНИГНИ, 1982, в 56, с. 3-5.

43. Трофимук А. А., Карогодин Ю. Н. Баженовская свита уникальный природный резервуар нефти. //Геология нефти и газа. 1981, №4, с 29-33.

44. Филина С. Н, Корж М. В, Зонн М. С. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М., Наука, 1984, 36 с.

45. Фомин А. Н Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений Красноленинского свода. М., Наука, 1992 г.

46. Шляхтер Е. С. Особенности строения нижнесреднеюрских отложений (по сейсмическим данным) и перспективы их нефтеносности на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. 1993. ПО Сибнефтегеофизика, 1993 г.

47. Шпильман В. И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982. 215 стр.

48. Япаскурт О. В., Горбачев В. И. Литогенетические факторы формирования глубинной пористости отложений палеодельт (в низах тюменской скважины). Доклады Академии наук, 1997, том 353, № 2,- С. 241-245.

49. СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

50. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти Приобского месторождения Западной Сибири. Геология нефти и газа № 2, 2000г., с. 20-25

51. Углеводородные системы Западной Сибири на основе Basin Modeling. В соавторстве с Рыльковым А.В, Гиршгорном С.Л, Чайной Леонард и Джеем Леонард. Труды 31-ого Международного геологического конгресса. (31 st IGC) Рио-де-Жанейро, Бразилия, 2000 г. (тезисы).

52. Углеводородные системы глубоких горизонтов северной части Западной Сибири на основе Basin Modeling». В савторстве с Чайна Леонард, Джей Леонард, С. Гиршгорн, (Американская ассоциация геологов нефтяников), Денвер, США, 2001 г. (тезисы).

53. Крупнейшие и гигантские УВ системы Западной Сибири. В соавторстве с Гавурой В. Е., Ровенской А. С., AAPG, Хьюстон, 2002 г. (тезисы).

54. Углеводородные системы юго-востока Западной Сибири (Томская область), Геология нефти и газа №3, 2000 г.140