Изучение неантиклинальных залежей клиноформных комплексов неокома на примере месторождений Западной Сибири в связи с трехмерным геологическим моделированием тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Щергин, Владимир Георгиевич

• Щергин, Владимир Георгиевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Щергин, Владимир Георгиевич

Введение,

1. Эволюция взглядов в изучении неантиклинальных залежей:

Современные представления и концепции формирования - неокомских отложений-Западной Сибири

2. Анализ седиментационной цикличности неокомских отложений как обоснование методологии работ

2.1. Цикличность процессов осадконакопления

2.2. Литоциклы в разрезе неокома на месторождениях Западной Сибири

2.3. Методы выделения литоциклитов, клиноформ в разрезе неокома (Практическая реализация)

3. Морфологические, особенности строения циклитов на примере месторождений Западной Сибири

3.1. Северо-запад Нижневартовского свода

3.2. Северо-восток Сургутского свода

3.3. Юго-запад Сургутского свода

4. Методические аспекты построения цифровых геологических моделей применительно к залежам неантиклинального типа

4.1. Принципы использованные при двумерном моделировании

4.2. Принципы использованные при трехмерном моделировании

4.3. Обоснование оптимальных методов моделирования неантиклинальных залежей клиноформных структур, проведение экспериментов для усовершенствования методик моделирования

5. Характеристика геологического строения и нефтегазоносности неантиклинальных залежей на месторождениях региона

5.1. Пласты БСю2"3, БСп, и БС12 Тевлинско-Русскинскоп> месторождения

5.2. Пласты БСю1 и БСю2 Западно-Усть-Балыкского месторождения

5.3. Горизонт БВ4 (БВб) Кечимовского и Восточно-Придорожного месторождений

5.4. Систематизация неантиклинальных залежей для целей моделирования

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение неантиклинальных залежей клиноформных комплексов неокома на примере месторождений Западной Сибири в связи с трехмерным геологическим моделированием»

Актуальность работы. Западная Сибирь является основным нефтегазодобывающим регионом Российской Федерации, ее недра содержат значительные объемы запасов нефти и газа и имеют высокий потенциал открытия новых залежей" и месторождений.

В настоящее время достигнута высокая степень геолого-геофизической изученности многих нефтегазоносных районов; что позволяет с высокой детальностью разработать геологические модели, как отдельных залежей, так и крупных территорий. Решение этой- задачи также обеспечивается становлением основных концепций в представлениях об условиях образования нефтегазоносных комплексов и формирования залежей нефти и газа в Западной Сибири. При этом начало 21 века характеризуется повсеместным внедрением компьютерных технологий для геологического моделирования, с помощью которых на концептуальных геологических основах при высокой степени информационного обеспечения осуществляется^ с высокой детализацией разработка цифровых геологических моделей залежей. Для- обеспечения достоверности цифровых моделей необходимо* детальное изучение геологических особенностей строения объекта-и применение соответствующих методических приемов моделирования*.

Неокомский комплекс является основным нефтесодержащим объектом в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. В его составе особое место занимают неантиклинальные залежи, которые связаны с резервуарами клиноформного строения и характеризуются наиболее сложным, геологическим строением. Детальное изучение геологического строения неантиклинальных залежей на основе комплексного анализа обширной геолого-геофизической информации с разработкой цифровых геологических моделей необходимо для решения конкретных задач разведки, подсчета запасов и подготовки ввода в эксплуатацию.

Цель работы. Выработать принципы геологического обоснования и ч моделирования залежей* неантиклинального• типа неокомского комплекса на примере месторождений Западной Сибири для целей подсчета запасов и обеспечения проектирования разработки.

Основные задачи исследования.

1. Изучить историю развития, представлений о модели геологического строения неокомского комплекса;

2/Проанализировать-цикличность осадконакопления неокомского комплекса ; Западной; Сибири на примере севера и юго-запада Сургутского свода; и запада

Нижневартовского свода;

3-. Разработать уточненные схемы региональной и, детальной корреляции J клиноформных комплексов неокома отдельных районов! Сургутского и

Нижневартовского свода с исследованием характера морфологии клиноформных циклитов; . v 4. Усовершенствовать принципы двумерного и трехмерного моделирования неантиклинальных залежей;:

5: Разработать модели: неантиклинальных залежей клиноформных iv комплексов ряда конкретных,месторожденишЗападной Сибири; .

I 6. Систематизировать неантиклинальные залежи1 клиноформных комплексов

I для! целей геологического моделирования- •

Фактический материал: В работе использованы геолого-промысловые I данные и материалы интерпретации ГИС более чем по 3000 скважинам; из^ которых

500 поисково-разведочные. При двумерном5 и трехмерном геологическом моделировании; использованы материалы всего эксплуатационного' бурения; данные ^Б и ЗБ сейсмических исследований. | Научная новизна.

- Проведено расчленение разреза неокомского комплекса Тевлинско-Русскинского, Кечимовского; Восточно-Придорожного и Западно-Усть-Балыкского | месторождений с позиций цикличности на основе выделения региональных, зональных: и локальных реперов по фонду разведочных и эксплуатационных

I скважина с учетом материалов сейсморазведки. Выделены основные циклиты клиноформного строения; it - Обоснованы алгоритмы построения „ и разработаны трехмерные и двумерные цифровые геологические модели- неантиклинальных залежей

I горизонтов БСю2"3, БСц3 BCi2 Тевлинско-Русскинского, БСШ Западно-Усть

Балыкского и БВ6 Кечимовского и Восточно-Придорожного месторождений;

- Усовершенствована методика трехмерного и двумерного моделирования коэффициента нефтенасыщенности;

-Разработана систематизация/ неантиклинальных залежей неокомского комплекса для целей геологического моделирования.

Основные защищаемые положения.

-Оптимизированная методика; корреляции клиноформных комплексов неокомского нефтегазоносного комплекса на основе исследования; цикличности и; выделения реперов разного ранга для Западной Сибири;

- Усовершенствованная методика двумерного и трехмерного геологического моделирования: неантиклинальных залежей неокомского нефтегазоносного комплекса;

- Детальные геологические модели; неантиклинальных залежей неокомского; нефтегазоносного? комплекса; по Тевлинско-Русскинскому, Кечимовскому, Восточно-Придорожному и Западно-Усть-Балыкскому месторождениям;; ,

- Систематизация^ неантиклинальных; залежейг неокомского комплексам для* целей геологического1Моделирования; , '

Реализация результатов исследований и практическое значение работы; Принципы; корреляции и; создания- двумерных и трехмерных геологических моделей: использованы в работах по подсчету запасов,', проектах доразведки, а также в работах по созданию цифровых геологических моделей для целей разработки.

Разработанные геологические модели залежей Тевлинско-Русскинского и Западно-Усть-Балыкского месторождений приняты для подсчета запасов и утверждены в 2009 году в ГКЗ РФ.

Геологическая модель пласта БВб Кечимовского месторождения является основой планирования геологоразведочных работ, а также реализации опережающего эксплуатационного бурения.

Апробация работы: Основные положения работы докладывались, и обсуждались на трех научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Тюменского Государственного Нефтегазового; Университета, в 2004, 2007, 2008 годах; на международной научной конференции; молодых ученых «Проблемы освоения полезных ископаемых» в г. Санкт-Петербурге, 2005. г.; на пятом Всероссийском литологическом совещании «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории земли», Межведомственного Литологического Комитета РАН, Екатеринбург, 2008 г. Также результаты работы, обсуждались на Научно-Технических Совещаниях Т1Ш «Покачевнефтегаз» и T111I «Когалымнефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В 2009 году, участие в рабочих заседаниях ФГУ ГКЗ РФ по представлению и защите подсчетов запасов Тевлинско-Русскинского и Западно-Устьбалыкского месторождений.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.

Структура и объем работы, персоналия. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объем составляет 176 страниц, включая 98 рисунков и 1 таблицу. Список литературы насчитывает 80 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Щергин, Владимир Георгиевич

Заключение

В соответствии с целью и основными задачами исследования диссертантом выполнен объем работ по изучению, анализу и обоснованию геологических моделей неантиклинальных залежей ряда нефтяных месторождений Среднеобской НТО, связанных со структурами клиноформного строения. Также автором выполнено двумерное и трехмерное моделирование по рассматриваемым залежам.

Геологическое расчленение изучаемых территорий выполнено в соответствии с усовершенствованными автором в соавторстве с коллегами методами детальной корреляции. Детальная корреляция разрезов месторождений проводилась исходя из принципов цикличного формирования осадков. В результате выработан ряд принципов детальной корреляции, использованных при г расчленении и корреляции клиноформного неокомского разреза Среднеобской

НТО Западной Сибири:

- исследование сейсмогеологической характеристики разреза с выделением сейсмических комплексов и выяснение их морфологических особенностей;

- привязка отражающих горизонтов к разрезам скважин и определение принадлежности интервалов сейсмического разреза к зональным циклитам;

- выделение в разрезе и прослеживание по площади пластов тонкоотмученных глин как маркирующих горизонтов, сопоставление их с региональными глинистыми пачками;

- анализ цикличности неокомского разреза с выделением циклитов зонального и локального уровней по материалам ГИС с привлечением обширных данных эксплуатационного бурения;

- прослеживание циклитов первоначально нужно начинать в субмеридиональном направлении для определения последовательности залегания, ранга и количества циклитов различного ранга;

- при корреляции в субширотном направлении нужно учитывать изменение мощностей и количества циклитов.

Двумерное и трехмерное- моделирование проводилось на основе усовершенствованных и адаптированных для неантиклинальных залежей методик моделирования. >

Для двумерного моделирования выработаны основные принципы, заключающиеся в следующем:

Построение структурной основы (кровли зонального циклита (горизонта)) проводится по материалам сейсморазведки и бурения;

Построение структурных поверхностей границ кровли и подошвы локальных циклитов (пластов) осуществляется методом схождения с «последовательным накоплением разреза»;

При построении структурных поверхностей границ пластов числовые поля поверхности кровли и поверхности подошвы совмещаются в зоне выклинивания каждого циклита или литоцикла в целом;

Поверхности коллекторов также совмещаются на линиях*выклинивания;

Поле эффективных толщин- восстанавливают с использованием поля общей песчанистости локального литоцикла, и общей мощности. На границе выклинивания литоцикла песчанистость принимается равной «1», на линии выклинивания коллекторов в пласте (линии глинизации) «О», на линии замещения коллекторов граничные значения не используются (но при этом учитывается информация в скважинах, расположенных в пределах зоны замещения);

Для последующей геометризации залежи проводится обоснование уровня контакта флюидов (ВНК, ГНК, ГВК) в скважинах и построение поверхности раздела фаз. Контур нефтеносности каждого локального циклита определяется как геометрическое место точек пересечения поверхности контакта и поверхностей кровли и подошвы коллекторов локального циклита.

В дополнение к технологии построения 2Д геологических моделей неантиклинальных залежей клиноформных комплексов приняты следующие основные особенности:

Циклиты зонального уровня в пределах одного и того же нефтегазоносного участка или месторождения как правило содержат самостоятельные залежи нефти. Признаком разделения на циклиты зонального уровня является различие уровней ВНК (ГВК) (примером могут служить горизонты БС102"3, БСп и БСх2 Тевлинско-Русскинского месторождения);

Признаками гидродинамической связанности локальных циклитов является наличие общей поверхности контакта, для рассматриваемых

1 9 залежей - ВНК (например, пласты БС12 и БС^" в составе горизонта BCi2 Тевлинско-Русскинского месторождения);

Геометризацию (структурные построения, карты песчанистости, эффективных толщин) развития песчаных тел нефтесодержащего литоцикла необходимо осуществлять отдельно по циклитам локального уровня с последующим совмещением карт толщин всех локальных циклитов;

Расчет полей параметров коллекторов необходимо также осуществлять по локальным циклитам;

Подсчет запасов проводится по локальным циклитам с последующим суммированием в целом по нефтесодержащим коллекторам зонального литоцикла;

Зональные литоциклы должны рассматриваться в качестве самостоятельного объекта разработки.

Для трехмерного геологического моделирования выработаны следующие основные принципы:

На основе структурных карт поверхностей локальных циклитов, создаем структурный каркас с сохранением зон выклинивания пластов (с г примыканием подошвы к кровле, в зоне выклинивания/отсутствия пласта), так чтобы зональный циклит выглядел единым объектом;

Выбор характера напластования локальных циклитов (пластов) должен отражать целостное строение и условия седиментации зонального циклита (горизонта);

При моделировании эффективного объема горизонта необходимо учитывать геологические особенности характера распределения коллекторов: слоистую глинистость, расчлененность, связанность; Моделирование куба насыщенности нужно осуществлять с применением зависимостей от фильтрационно-емкостных свойств пласта и высоты залежи.

В работе особое внимание уделено геологическому моделированию коэффициента нефтенасыщенности, как двумерного, так и трехмерного.

Обоснована методика построения двумерных карт коэффициента нефтенасыщенности в неразбуренных участках залежей с резким изменением значений параметра вблизи внешнего контура нефтеносности.

В целом диссертационная работа выполнена в полном объеме в соответствии с целью и задачами. В рамках диссертации получено решение ряда научно-практических задач:

1. Разработаны уточненные схемы региональной и детальной корреляции клиноформных комплексов неокома севера и юго-запада Сургутского свода, и запада Нижневартовского свода с привлечением фонда эксплуатационных скважин на основе выделения реперов разного ранга;

2. Построены двумерные и трехмерные геологические модели горизонтов БС ю~ > БСц, БС12 Тевлинско-Русскинского, БСю Западно-Усть-Балыкского, а также БВ6 Кечимовского и Восточно-Придорожного месторождений на основе усовершенствованных для неантиклинальных залежей методик моделирования;

3. Усовершенствована методика трехмерного и двумерного моделирования коэффициента нефтенасыщенности;

4. Проведены эксперименты по влиянию степени разбуренности и вертикальной дифференциации залежи неантиклинального типа на результаты подсчета запасов;

5. Разработана методика двумерного построения карт коэффициента насыщенности для залежей с редкой сеткой разбуренности;

6. Разработана методика выявления скважин с высокой степенью неохарактеризованности пропластков-коллекторов параметрами;

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Щергин, Владимир Георгиевич, 2009 год

1. Dubrule О. Geostatistics for seismic data integration in earth models (Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных) / Oliver Dubrule. SEG, EAGE, 2002. - 296 с.

2. Азаматов В.И. Опыт использования методов математической статистики в решении некоторых вопросов подсчета запасов нефти. Оценка точности определения параметров залежей нефти и газа. / Азаматов В.И., Бадьянов В.А. -М.: Недра, 1965.

3. Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем. / Азиз X., Сеттари Э. М.: Недра, 1982.

4. Алексеев В.П. Литология: Учебное пособие. / Алексеев В.П. Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2001. - 249 с.

5. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Литология». / Алексеев В.П. Екатеринбург: Изд-во УГТГА, 2003. - 147 с.

6. Атлас геологическое строение и нефтегазонстность неокомского комплекса Ханты-Мансийского Автономного Округа. Ханты-Мансийск: изд. «ИздатНаукаСервис», 2007.

7. Бадьянов В.А. О способе вычисления объема пород. / Бадьянов В.А. // Труды ТатНИИ, вып. VI. Гостоптехиздат, 1964.

8. Бадьянов В.А. Построение карт нефтенасыщенности с учетом переходной зоны при автоматизированном подсчете запасов нефти. / Бадьянов В.А. // Нефтяное хозяйство, №12 1980. - С. 43-45.

9. Билибин С.И. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири. / Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Закревский К.Е // Геология нефти и газа, №4. М.: 2000.

10. Ботвинкина J1.H. Цикличность осадочных толщ и методика ее изучения. / Ботвинкина JI.H., Алексеев В.П. Свердловск: Изд-во Уральского университета, 1991. - 336 с.

11. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. / Волков A.M. М.: Недра, 1988. - 221 с.

12. Временная методика дифференцированного подсчета1 запасов нефти и газа месторождений западной Сибири на ЭВМ. РД 39-17-722-82. / разработана Бадьяновым В.А., БоханЛ\А., Демурой Г.Н., Закомалдиной Н.М., Кошелевым А.В., Кудриным А.А. «СибНИИНП», 1982.

13. Гаврилов С.С. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании (на примере месторождений Западной Сибири). / Гаврилов С.С., Славкин B.C. // Геология нефти и газа, №5. М.: 2006.

14. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. / Под ред. Гавура В.Е. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

15. Глебов А.Ф. Пути повышения точности и достоверности цифровых геологических моделей. / Глебов А.Ф., Гузеев В.В., Закревский К.Е., Семянов А.А. // Труды V Международного технологического симпозиума. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006.

16. Гогоненков Г.Н. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по •данным сейсморазведки. / Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А., Эльманович С.С. (ЦГЭ Миннефтепрома) // Геология Нефти и Газа, №1. М.: 1988.

17. Гогоненков Г.Н. Сейсмостратиграфическая модель неокома Западной Сибири. / Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А., Эльманович С.С., Потапьев С.В., Просняков Д.В. (ЦГЭ МНП). // Разведочная геофизика, №6. М.: 1989.

18. Гришкевич В.Ф. Макроструктура берриас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа. / Гришкевич В.Ф. Тюмень: Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», 2005. - 116 с.

19. Грищенко М.А. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических моделей. / Грищенко М. А. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, №3. Тюмень: ТГНГУ, 2008. - С. 4-10.

20. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). / Гурари Ф.Г. Новосибирск: СНИИГТиМС, 2003. - 141 с.

21. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. / Гутман И.С. М.: Недра, 1985.

22. Дафф П. Цикличность осадконакопления. / Дафф П., Хэллем А., Уолтон Э. -М.: Мир, 1971.-293 с.

23. Дементьев Л.Ф. Метод вычисления объема нефтенасыщенных пород в условиях частой фациальной изменчивости многопластовой залежи. / Дементьев Л.Ф., Комаров А.И. // Татарская нефть, №7. Альметьевск: 1959.

24. Демина А.И. Методика анализа прерывистости продуктивных пластов на основе анализа трехмерных геологических моделей. / Демина А.И. // Газовая промышленность, №12. 2006.

25. Дмитриевский С.А. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений нефти и газа. / Дмитриевский С.А., Юфин' П.А. (Центр компьютерных технологий в нефтяной и газовой промышленности ИПНГ). // Нефтяное хозяйство, №11. 1997.

26. Ермакова С.А. Геологическое моделирование сложнопостроенных залежей. / Ермакова С.А., Топычканова Е.Б., Шерстнов В.А. (ОАО «Сургутнефтегаз», СургутНИПИнефть) // Нефтяное хозяйство, №10. 2004.

27. Закревский К.Е. Оценка качества 3D моделей. / Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сартланов В.Р: М1.: ООО «ИПЦ Маска», 2008. - 272 с.

28. Золоева Г.М. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. / Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. М.: изд-во «Нефть и газ», 2005.

29. Итенберг С.С. Изучение нефтегазоносных толщ промыслово-геофизическими и геологическими методами. / Итенберг С.С. М.: Недра. - 279 с.

30. Карогодин Ю.Н. Приобье Западной.Сибири. Геология'и нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход). / Карогодин Ю.Н., Казаненко В.А., Рыльков В.А., Ершов С.В. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал ГЕО, 2000. - 200 с.

31. Карогодин Ю.Н. Неокомский продуктивный комплекс Западной- Сибири и актуальные задачи его изучения / Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А. // Геология нефти и газа, № 10. 1988. - С. 9-14.

32. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. / Карогодин Ю.Н. М.: Недра, 1974: - 176 с.

33. Карогодин Ю.Н. Методологические и методические вопросы седиментационной цикличности (Теор. и методич. вопросы седиментац. Цикличности). / Карогодин Ю.Н. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1976. -С. 48-71.

34. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. / Карогодин Ю.Н. М.: Недра, 1980. - 242 с.

35. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. / Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. М.: Недра, 1975. - 679 с.

36. Корнев В!.А. Геолого-геофизические предпосылки поисков неантиклинальных ловушек углеводородов в Среднем 'Приобье. / Корнев В.А. // Труды ЗапСибНИГНИ, №144. 1979. - С. 89-94.

37. Корнев В.А. Прослеживание наклонных отражающих границ в низах неокома Среднего Приобья и их геологическая интерпретация / Корнев В.А. // Труды ЗапСибНИГНИ, №132. 1978. - С. 105-112.

38. Кузнецов Г.С. Определение подсчетных параметров слоистых нефтенасыщенных коллекторов неокомских отложений Западной Сибири. /

39. Кузнецов Г.С., Ровнин Д.В., Румак Н.П., Лиханова О.Е. // Горные Ведомости,i2.-2008.-С. 50-55.

40. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм* геофизических методов исследования скважин. / Латышова М.Г. М.: 1981. -180 с.

41. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа: / Левянт В.Б., Ампилов Ю.П., Глоговский'В.М.", Колесов В.В., Птецов С.Н. М.: МПР, 2006.

42. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. / Под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна. В.И., Яценко Г.Г. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

43. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели). М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 164 с.

44. Мкртчян О.М. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья. / Мкртчян О.М., Гребнева И.Л., Игошкин В.П., Карнеев М.А., Нежданов А.А., Филина С.И. М.: Наука. 1990. - 108 с.

45. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. / Муромцев B.C. Л.: Недра, 1984.

46. Наумов А.Л. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири. / Наумов А.Л., Онищук Т.М., Дядюк Н.П. // Геология нефти* и газа, №8. М.: 1979. - С.15-20.

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

48. Нежданов А.А. Маркирующие горизонты в продуктивных отложениях мезозоя Западной Сибири. / Нежданов А.А. // Выделение и корреляцияосновных стратонов мезозоя-Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1984.-С. 97-106.

49. Онищук Т.М. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской. НТО; / Онищук Т.М., Наумов1 АШ., Векслер JI.A. // Теология нефти и газа, №6. М.: 1977. - С. 32-37.

50. Парначев С.В. Основы сиквенс-стратиграфии: Учебное пособие. / Парначев С.В: Томск, 2003.

51. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических, моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2000.

52. Саркисов Г. Новые технологии компьютерного моделирования крупных и гигантских месторождений. (Roxar Services AS). / Саркисов Г., Макарова Е., Рыбников А. // Нефтяное хозяйство, №6. 2004.

53. Сидоренков А.И. Некоторые закономерности размещения литологически экранированных залежей углеводородов в Валанжин-Готеривских отложениях

54. Западной-Сибири. / Сидоренков А.И., Высоцкий В.Н., Валюженич 3.JI. // Труды ЗапСибНИГНИ, выпуск 132. Тюмень, 1978. - С. 24.

55. Хафизов Ф.З. О геометризации границ распространения коллекторов. / Хафизов Ф.З. // Геология нефти и газа, №5. М.: 1984.

56. Щергин В.Г. К методике геологического моделирования нефтенасыщенности на месторождениях Западной Сибири. / Щергин В.Г. // Известия Высших Учебных Заведений. Нефть и газ, №1. Тюмень: ТГНГУ, 2009. - С. 10-15.