Обоснование методики оптимизации размещения поисково-оценочных скважин в пределах сложнопостроенных нефтегазовых месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции с использованием нейронного анализа (на примере Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Достовалов Виталий Владимирович

• Достовалов Виталий Владимирович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Достовалов Виталий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ (ЮТЗ) НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

1.1. История освоения ЮТЗ

1.2. Глубинное строение ЮТЗ

1.3. Стратиграфия

1.4. Тектоника

1.5. Связь нефтегазоносности с тектоникой

1.6. Влияние траппового магматизма

1.7. Новейшая тектоника

1.8. Эволюция взглядов на модель строения Юрубчено-Тохомского месторождения

2. МЕТОДОЛОГИЯ (ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПРОЦЕДУР) НЕЙРОННОГО АНАЛИЗА

2.1. Распознавание образов и искусственные нейронные сети

2.1.1. Математические методы в геологии

2.1.2. Отличие нейросетевого подхода от классического распознавания образов

2.1.3. Использование комплексного нелинейного анализа

2.2. ГИС «ОеоШёН»

2.3. Теоретические основы нейронного анализа

2.3.1. Слоистые и полносвязные нейронные сети

2.3.2. Активационная функция

2.3.3. Алгоритм обучения ИНС

2.4. Модификации алгоритма обратного распространения ошибки

2.4.1. Коррекция весов ИНС

2.4.2. Локальные минимумы

2.4.3. Коэффициенты значимости

2.5. Подбор конфигурации нейронной сети

2.6. Контроль качества обучения ИНС

2.7. Прогнозирование нефтегазоносности в ГИС «ОеоШёк»

3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО НАБОРА ДИСТАНЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

3.1. Обзор методов выбора информативных признаков

3.1.1. Корреляционно-регрессионный анализ

3.1.2. Метод главных компонент

3.1.3. Фрактальный анализ

3.1.4. Экспертные методы классификации

3.2. Критерии оптимальности и средства комплексного анализа

3.2.1. Критерий оптимальности набора признаков

3.2.2. ИНС как средство комплексной обработки данных

3.3. Оптимальный набор дистанционных характеристик для ЮТЗ

3.3.1. Использование космоснимков ЬапёБа1

3.3.2. Водоносность территории как критерий отбраковки ложных аномалий

4. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

4.1. Прогноз перспективных участков ЮТЗ при помощи ИНС

4.2. Сравнение с другими методами прогнозирования нефтегазоносности

4.3. Использование горизонтальных стволов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

Список таблиц

Список рисунков

Список сокращений

ВВЕДЕНИЕ

Во многих нефтегазоносных бассейнах, как в России, так и за ее пределами геологоразведочная практика все чаще сталкивается со сложнопостроенными месторождениями нефти и газа, изучить строение которых на поисково-оценочном и разведочном этапах традиционным набором геолого-геофизических методов (сейсморазведка 2D, 3D и глубокое бурение) в полной мере не удается. Классическим примером таких месторождений являются месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Конторович и др., 1988; Трофимук и др., 1992). Гигантская Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления открыта в начале семидесятых годов ХХ века в отложениях протерозоя и является древнейшей из открытых промышленных зон нефтегазонакопления. Разрез нефтегазовых залежей месторождений этой зоны сформирован преимущественно трещинно-каверновыми карбонатными породами, характеризуется анизотропией и крайне сложной изменчивостью как по вертикали, так и по горизонтали. Несмотря на сорокалетнюю историю исследований главные месторождения этой зоны Куюмбинское (открыто в 1973 г.) и Юрубчено-Тохомское (открыто в 1982 г.) до сих пор не завершены разведкой и более 50 % запасов на них подсчитаны только по категории С2. Для месторождений типичен высокий процент непродуктивных поисковых и оценочных скважин.

Актуальность проблемы и степень ее разработанности

Для повышения эффективности поисково-оценочных работ на месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) представляется целесообразным увеличить объем информации, используемой при выборе точек заложения поисково-оценочных и разведочных скважин и их горизонтальных стволов, за счет использования наряду с информацией, получаемой при сейсморазведке и глубоком бурении, других дистанционных методов и совершенствования методов обработки и геологической интерпретации такой гетерогенной информации.

При поисках, оценке и разведке сложнопостроенных месторождений одновременно с накоплением огромных объемов информации усложняется и ее структура. В практике геологоразведочных работ появляются новые методы, модифицируются традиционные, всё больший удельный вес в составе различных комплексов приобретают методы, позволяющие исследовать не один, а множество параметров, характеризующих геологический разрез, выделять среди них наиболее информативные.

Вместе с тем, теория и практика комплексной интерпретации такой сложной по генезису и структуре информации совершенствуется недостаточно динамично. Развитие вычислительной техники позволило в 70х - 80х годах прошлого века достичь значительных результатов, но большинство методов базировалось на «линейном» моделировании и «линейной» статистике.

Исследованные в настоящей работе месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления отличаются, как уже было отмечено, особой сложностью геологического строения. Неоднородным является коллектор, представленный доломитами и известняками рифейского возраста. Наблюдается масштабное выщелачивание карбонатных пород. Природа пустотного пространства полигенетична. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения разбиты на блоки большим количеством дизъюнктивных нарушений.

Приведенный и другие многочисленные примеры свидетельствует об актуальности проблемы совершенствования технологий обработки геолого-геофизической информации.

В последние десятилетия во всем мире бурно развивается новая прикладная область математики, специализирующаяся на искусственных нейронных сетях (ИНС). Нейросетевой подход особенно эффективен в задачах экспертной оценки по той причине, что он сочетает в себе способность компьютера к обработке чисел и способность мозга к обобщению и распознаванию.

Схожесть с хорошо знакомым геологу методом аналогий и распознаванием образов и в то же время возможность в автоматическом режиме строить зависимость между исходным набором признаков и прогнозируемыми параметрами делает этот метод особенно привлекательным. Нейронная сеть представляет собой мощный инструмент для принятия эмпирически обоснованных решений в тех случаях, когда теория явления отсутствует или недостаточно разработана.

ИНС интенсивно используются в обработке изображений и нелинейном управлении, распознавании образов и адаптивной фильтрации, идентификации и финансовом прогнозировании. Согласно анализу, приведенному в «Основных концепциях нейронных сетей» (Р. Каллан, 2003), нейросетевой подход имеет, преимущества перед традиционными математическими методами в тех случаях, когда подлежащая решению задача в силу конкретных особенностей не поддается адекватной формализации, поскольку содержит элементы неопределенности. Именно такая ситуация возникает при решении широкого круга геологических задач.

При решении задач такого класса приходится либо производить упрощение алгоритмов (что снижает качество решения), либо применять соответствующий нейросетевой подход, при условии, что он обеспечит нужное качество решения задачи.

Искусственные нейронные сети — набор математических и алгоритмических методов для решения широкого круга задач. Характерными чертами ИНС можно назвать следующие:

средство прогнозирования во времени для процессов, зависящих от многих переменных (прогнозирование временных рядов);

• классификатор по многим признакам, дающий разбиение входного пространства на области;

средство распознавания образов,

инструмент для поиска по ассоциациям;

модель для поиска закономерностей в массивах данных.

Перспективность использования нейросетевых методов анализа данных также подчеркивается свободой от ограничений обычных компьютеров благодаря параллельной обработке и сильной связанности нейронов: если техника «шагнет вперед», то разработанные алгоритмы будет легко к ней адаптировать.

Большинство важных задач нефтегазовой геологии сводится к распознаванию образов (Фотиади и др., 1967; Конторович, Фотиади, 1975; Конторович и др., 1972, 1981). К таким задачам можно отнести диагностику геологических объектов по геофизическим полям, прямые методы поисков залежей нефти и газа, районирование территорий с целью количественной и качественной оценки перспектив нефтегазоносности, выявление закономерностей пространственного размещения объектов диагностику различных видов фауны, диагностику нефтепроизводящих отложений, реконструкцию условий осадконакопления по литологическим и геохимическим особенностям осадочных пород и т.д. (Воронин и др., 1969; Черемисина и др., 1975; Конторович и др., 1981).

Объектом исследований является рифейский нефтегазоносный комплекс Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.

Предмет исследований - закономерности пространственной локализации участков, благоприятных по геологическому строения для бурения глубоких скважин с промышленными притоками нефти и газа в пределах ЮТЗ.

Цель работы - повысить эффективность оценки и разведки сложнопостроенных месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции за счет применения нейронного анализа совокупности дистанционных характеристик геологической среды.

Для достижения поставленной цели необходимо решить задачу обоснования методики оптимизации размещения поисково-оценочных скважин в пределах сложнопостроенных нефтегазовых месторождений с использованием нейронного анализа на примере Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Изложенное выше обосновывает целесообразность

использования искусственных нейронных сетей как инструмента многофакторного нелинейного анализа данных для решения поставленной задачи. В качестве основных этапов её решения автор выделил:

1. подготовка базы данных для нейронного анализа (набор признаков и результатов глубокого бурения на исследуемой территории);

2. выбор параметров аппроксимации модели (число и мощность слоев нейронной сети);

3. обучение нейронной сети, построение модели пространственного распределения глубоких скважин на ЮТЗ, в которых получены промышленные притоки нефти и газа, прогноз не изученных глубоким бурением участков, наиболее вероятных для получения промышленных притоков нефти и газа.

Фактический материал и методы исследования

Основой для настоящей работы послужил анализ опубликованных и фондовых материалов, результатов проведенных ГРР на территории Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, включающих:

- цифровую модель рельефа;

- результаты обобщения и интерпретации данных по гравитационному и магнитному полям (материалы ООО ГП «Сибирьгеофизика»);

- результаты дешифрирования поканальных космических снимков Landsat-7 (разрешающая способность 15 м);

- обобщение данных по результатам бурения и испытаний более 100 скважин, пробуренных на анализируемой территории;

- карту аномалий плотности линеаментов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, сформировавшихся в доальпийские тектонические этапы.

Научная новизна

1. Разработана методология нейросетевого прогнозирования для задач нефтегазовой геологии: предложены необходимые модификации алгоритма обратного распространения ошибки, направленные на стабилизацию процесса

обучения искусственной нейронной сети и адаптацию для геолого-геофизических данных.

2. Выбран оптимальный набор дистанционных характеристик для нейронного анализа и решения задачи прогнозирования. В рамках настоящей работы оптимальным считается минимальный набор признаков, достаточный для выделения участков, перспективных на получение промышленных притоков углеводородов в вертикальных и горизонтальных скважинах.

3. Проведенные исследования позволили построить модель, пространственного размещения глубоких скважин с промышленными притоками нефти и газа в Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления и выполнить прогноз участков, перспективных для получения промышленных притоков углеводородов.

Практическая значимость

Построена карта прогноза нефтегазоносности и предложены рекомендации по направлениям дальнейшей оценки Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления поисковыми скважинами, позволяющие повысить эффективность оценки зон месторождений, для которых выполнен подсчет запасов по категории С2, новыми скважинами и осуществить перевод запасов из категории С2 в категорию С1.

Разработанная технология нейросетевого прогнозирования может быть использована на других месторождениях Сибирской платформы, при условии правильного выбора информативных признаков, используемых при обучении искусственной нейронной сети.

Защищаемые положения 1. Адаптированная для задачи оптимизации размещения поисково-оценочных скважин на сложнопостроенных месторождениях нефти и газа последовательность процедур нейронного анализа (включающая создание формализованной геологической легенды, её наполнение оптимальным набором исходных данных в ГИС «Сео1ЕШ1»).

2. Минимально-достаточный набор параметров для решения задачи оптимизации размещения поисково-оценочных скважин в пределах ЮТЗ, включающий: цифровую модель рельефа, данные по гравитационному и магнитному полям, удельную протяженность и плотность отдешифрированных по аэрофото- и космоснимкам линеаментов; база данных о результатах испытаний пробуренных скважин.

3. Прогноз перспективных участков для заложения вертикальных скважин в пределах ЮТЗ (скважины Верхне-Юрубченская 1, Тычанская 1) и рекомендации по заложению горизонтальных окончаний (скважины Куюмбинская-232 и Куюмбинская-235).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование методики оптимизации размещения поисково-оценочных скважин в пределах сложнопостроенных нефтегазовых месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции с использованием нейронного анализа (на примере Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления)»

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на научно-практических конференциях «Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края» (Красноярск, 2007 г.); «Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия))» (Новосибирск, 2008 г.); «Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов» (Новосибирск, 2008 г.); «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2009 г.); на IV, V и VI Международных научных конгрессах «Гео-Сибирь» (Новосибирск, 2008, 2009, 2010 г.); на III Всероссийской научно-практической конференция «Молодые в геологии нефти и газа» (Москва, 2011 г.).

Итоги исследований отражены в 11 публикациях, в том числе в двух в журнале «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири», рекомендованном ВАК.

Степень достоверности полученных результатов обеспечивается:

комплексностью методов исследований, в которые входили: анализ данных дистанционного зондирования земли и геофизических исследований,

результаты опробования скважин, а также применением современных специализированных программных комплексов для интерпретации и обработки фактического материала (ESRI ArcGis; Golden Software Surfer, GeolEdit и др.);

- большим объемом использованного фактического материала, который представлен результатами проведенных геолого-разведочных работ на территории Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, результатами обобщения и интерпретации данных по гравитационному и магнитному полям, математической поверхности дневного рельефа; анализом новейшей тектоники с использованием поканальных космических снимков Landsat-7; данными о результатах испытаний более 100 скважин, пробуренных на анализируемой территории.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из 4 глав общим объемом 125 страниц, 3 таблиц, 28 рисунков и списка литературы, который включает 109 опубликованных источников и 10 фондовых работ. Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС). Автор начинал работу под руководством к.т.н., вед. научного сотрудника СНИИГГиМС В.К. Хуторянского, разработчика информационной системы «GeolEdit», в настоящий момент, к сожалению, безвременно ушедшего. Завершена работа под руководством д. г.-м. н., профессора, научного руководителя СНИИГГиМС в области исследований по региональной и нефтегазовой геологии В.С. Старосельцева.

Автор благодарен научному руководителю за конструктивную помощь при решении всех затронутых в диссертации вопросов, включающую критическую проработку каждого раздела работы. Также автор выражает признательность д.г. -м.н., заведующему лабораторией дизъюнктивной тектоники А.В. Мигурскому; заведующему лабораторией неотектоники к.г.-м.н. А.П. Хилько, зав. отд. обработки данных сейсморазведки к.г.-м.н. А.В. Исаеву за консультации в ходе подготовки диссертации.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ (ЮТЗ)

НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Гигантская Юрубчено-Тохомская зона нефтезагонакопления на юго-западе Сибирской платформы (Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция) содержит уникальные запасы углеводородов в основном в рифейских отложениях. Термин ЮТЗ предложен А.Э. Конторовичем с соавторами [44]. Именно на ЮТЗ впервые в мире получены промышленные притоки нефти и газа из рифейских отложений.

В тектоническом отношении ЮТЗ, как и входящие в её состав Куюмбинская, Юрубченская, Оморинская площади, приурочена к Камовскому своду Байкитской антеклизы (рисунок 1).

Архейско-протерозойский фундамент представляет собой гетерогенное складчато-глыбовое сооружение, поверхность фундамента рассматривается как эрозионно-тектонический контакт двух геологических сред: глубоко метаморфизированных дорифейских комплексов фундамента и осадочно-вулканогенных образований чехла. Поверхность кристаллического фундамента в пределах Байкитской антеклизы характеризуется достаточно дифференцированным рельефом и образует в целом надпорядковое поднятие. В геологическом строении ЮТЗ принимают участие отложения рифея, венда, кембрия, ордовика а также интрузивные образования пермо-триасового траппового комплекса [4].

Осадочный чехол сложен верхнепротерозойскими и нижнепалеозойскими отложениями и разделяется на рифейский и венд-нижнепалеозойский структурные ярусы. Рифейские образования представлены мощными карбонатными, терригенно-карбонатными и карбонатно-терригенными толщами общей мощностью предположительно до 4,5 км.

\

w

1\Ч

тлгк

X

7~4'

П

21

С

\

-3.8-

'1Шан6ки Й\\\

\\\

л \\\

\

'^ВЫСТУП

•V

МЕСТОРОЖДЕНИЯ 50. Собинское

52. Юрубченское

53. Оморинское

54. Куюмбинское

Локальные структуры

XIII БАЙКИТСКАЯ НГО

145 Юктинская

146 Верхнеюкталинская

147 Восточно - Гаиндинская

148 Бергимская

149 Хатыкитская

150 Тукшидекитская

151 Нокумская

152 Вайвидатканская

153 Питемокская

154 Огневская

155 Апрельская

156 Шушукская

157 Куюмбинская

158 Мадринская

159 Манкурская

160 Верхнетохомская

161 Тукаунская

162 Верхнедулисьминская

163 Юдуконская

164 Верхнекаменская

165 Верхнетайгинская

166 Хоркичская

167 Бедошемская

168 Исчухская

169 Ильбокичская

170 Агалеевская

171 Берямбинская

172 Имбинская

173 Ковинская

\

О !

\

X

V.

/

V

/

V

^>149

^Кк

\

X

106н

И 48

. \ \

V>

(■ ( ( Ol 50

\ л

k155>

\

)8

V

\

*

У

V^ -2.0-

Ш

к-

^ XMF/Xb ; \о/

С—3.бХ,

-ш

^ïoa

/

tV

Y?'

165

ч?

{ХЧЛН(

[Л-is-S

>и

\

V.

.у.

X

С:

&

/

J33

ЗИИСК1

/•xJ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

ГРАНИЦЫ

нефтегазоносных провинций

нефтегазоносных и нефтегазоперспективных областей (НГО)

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

нефтегазовые и газонефтяные

ПЛИКАТИВНЫЕ СТРУКТУРЫ

Палеозоя а 6 в г

а 6 в 1

1 1 1 1

— положительные

— отрицательные

— промежуточные

а - надпорэдковыс, б-I порядка, в -П порядка, г - III порядка ( перспективных на нефть и газ горизонтов)

ЭЛЕМЕНТЫ ДИЗЪЮНКТИВНОИ ТЕКТОНИКИ Разрывные нарушения

Разрывы, установленные геологической съемкой, сейсморазведкой и подтвержденные бурением

Зоны интенсивного рифейского прогибания

,.\5-

Стратоизогипсы горизонтов венда - кембрия (подошвы усольской свиты и ее аналогов в Курейской, Присаяно -Енисейской синеклизах, на Байкитской антеклизе, Катангской седловине, Ангаро - Ленской ступени; кровли нижнебкжской подсвиты и ее аналогов на остальной территории) Лено - Тунгусской НГП

.А.

J_I_L.

а контуры: а - надпорядковых,(антеклиз, синеклиз региональных прогибов, ступеней), пунктиром показаны контуры наложенных отрица-2 тельных структур, 6-1 порядка (сводов, мегавалов, выступов, впадин, мегапрогибов), в - П порядка (куполовидных поднятий, валов, структурных мысов, КОТЛОВИН, Прогиб ОВ, струк-в турных заливов)

Рисунок 1 - Фрагмент «Тектонической карты нефтегазоносных провинций Сибирской платформы», под ред. В.С. Старосельцева, 2005 г.

1.1. История освоения ЮТЗ

Долгое время считалось, что отложения докембрия малоперспективны для поисков нефти и газа. В 1960 г. академик А.А. Трофимук [93] впервые опубликовал предположение, что докембрийские комплексы Сибирской платформы могут содержать нефть и газ. Промышленная нефтегазоносность венда была доказана нефтегазопоисковыми работами 1970-1980 гг.; наиболее крупные месторождения были открыты в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, Ковыктинского выступа Ангаро-Ленской ступени и Катангской седловины.

Вендские комплексы в пределах ЮТЗ оказались продуктивными на Оморинском газоконденсатном и Юрубчено-Тохомском газоконденсатно-нефтяном месторождениях.

Нефтегазоносность рифейского комплекса ЮТЗ была установлена в 1973 г. при опробовании скв. К-1. Из этой скважины в том же году был получен первый промышленный приток газа при испытании в колонне. Через год Куюмбинское месторождение было поставлено на Государственный баланс, а в 1976 г. на месторождении были получены первые промышленные притоки нефти (скв. К-9 и К-2).

Однако в дальнейшем, вплоть до 1981 г, в скважинах промышленных притоков нефти и газа получено не было. Столь низкая эффективность поискового бурения в этот период, вероятно, обусловлена отсутствием эффективной методики картирования рифейского комплекса и предвендской эрозионной поверхности, прогнозирования литотипов и их фильтрационно-емкостных свойств рифейских толщ. Также этому способствовало несоответствие особенностям строения сложного коллектора применявшейся в то время технологии вскрытия и испытания трещиноватых пород рифея.

В 1981 г. нефтепоисковые работы на Куюмбинской площади были свернуты. Дальнейшие перспективы связывались с западной частью Камовского свода, и основной объем бурения был направлен, на изучение нефтегазоносности

вендских отложений. Однако получение в 1982 г. притока газа в скв. Юр-2, а в

-5

1984 г. - в скв. Юр-5 газа и первого фонтана нефти с дебитом свыше 500 м / сут. возобновило интерес к рифейскому комплексу Камовского свода. Когда в 1985-1987 гг. были получены фонтанные притоки нефти (дебитом от 90 до

-5

250 м / сут., скв. Юр-7, Юр-8, Юр-13), этот объект выдвинулся в первые ряды потенциальных центров создания нефтегазодобывающей промышленности Восточной Сибири. Следствием повышенной заинтересованности явилась разработка в 1 987 г. «Комплексной программы оптимизации региональных, поисковых и разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления», основным инициатором и научным руководителем составления которой был академик А.Э. Конторович.

В рамках «Комплексной программы...» выделялись две подпрограммы. Одна из них была направлена на подготовку к разработке первоочередного участка в пределах Юрубченской и Вэдрэшевской площадей, другая -ориентирована на оценку нефтегазоносности ЮТЗ в целом.

В соответствии со второй подпрограммой были возобновлены работы на Куюмбинской площади, начато поисковое бурение в юго-восточной части ЮТЗ, в пределах Терской площади. Получение притоков нефти (скв. Юр-102, Юр-106, Тр-1) и газа (скв. Юр-105, Юр-108) подтвердило региональную нефтегазоносность древних резервуаров региона.

Огромную важность имело бурение скв. Мдр-156, Юр-110, Юр-30, Юр-69, вскрывших от 649 до 1790 м рифейских отложений. В результате бурения этих скважин удалось получить принципиально новую информацию о строении рифея внутренних районов Сибирской платформы, составить сводный разрез и схему корреляции рифейских отложений ЮТЗ.

В 1988 г. при испытании скв. Юр-18 был получен первый приток газа из вендских отложений (оскобинская свита, пласт Б-УШ), в 1989 г. - из эродированных гранитов (скв. Юр-67), в 1990 г. - из вендских отложений (ванаварская свита, скв. Вдр-6), в 1991 г. - первый приток нефти из

глубокозалегающих рифейских отложений (скв. Юр-110); в 2002 г. доказано нефтегазонасыщение пластов Б-VIII и Б-IX (оскобинская свита, скв. Юр-72).

В процессе проведения поисково-разведочных работ на территории ЮТЗ исторически сложилось так, что залежи, открытые в северной части Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, отнесены к Куюмбинскому месторождению, а в южной - к Юрубчено-Тохомскому.

В 1991 г. за научное обоснование и открытие нефтегазоносности докембрия Сибирской платформы лауреатами Государственной премии стали А.А. Трофимук, А.Э. Конторович, В.Е. Бакин, М.М. Мандельбаум, Б.Я. Рыбьяков, В.В. Самсонов, А.А. Стаценко, B.C. Сурков. Вопросы геологии и нефтегазоносности ЮТЗ освещались в работах А.П. Афанасенкова, К.И. Багринцевой, А.К. Битнера, В.А. Богдана, В.И. Вальчака, Э.Х. Викса, Н.А. Горюнова, Н.К. Губиной, О.В. Гутиной, В.В. Донцова, К.А. Клещева, Л.Е. Кнеллера, Е.П. Кощука, Б.Г. Краевского, Н.Б. Красильниковой, Б.Б. Кренцлера, В.А. Кринина, В.Г. Кузнецова, Л.Л. Кузнецова, А.Е. Лукина, А.М. Макарова, Н.В. Мельникова, О.Ф. Мишина, А.В. Мигурского, Р.Н. Мухаметзянова, В.Д. Накарякова, В.А. Позднякова, Л.М. Пустыльникова,

A.А. Растегина, С.А. Скрылева, B.C. Славкина, Б.А. Соколова,

B.С. Старосельцева, Ю.А. Филипцова, Е.М. Хабарова, В.Г. Худорожкова, В.Ю. Шенфиля и многих других исследователей. Необходимо отметить особую роль при освоении нефтегазового потенциала ЮТЗ А.А. Конторовича и А.С. Ефимова.

В 1996 г. территория ЮТЗ была разделена на три (позднее на четыре) лицензионных участка. С этого момента, после почти пятилетней паузы, начинается новый этап изучения ЮТЗ. На Юрубченском участке начаты сейсморазведочные работы 2D и 3D на основе современных технологий, внедряются новые методы вскрытия и освоения скважин, отбора керна, существенно расширен комплекс ГИС и гидродинамических исследований. Этими работами Юрубчено-Тохомское месторождение было подготовлено к промышленному освоению.

В 2005 г. в Государственном Комитете по запасам (ГКЗ) РФ группой специалистов ЗАО «Красноярскгеофизика» под руководством А.А. Конторовича был защищен «Отчет по подсчету запасов нефти, газа и конденсата Юрубчено-Тохомского месторождения (в пределах Юрубченского лицензионного участка)». В последующие годы на месторождении проводилась опытно -промышленная разработка в ограниченном объеме [101].

Анализ фондовых материалов [38] позволяет ожидать на исследуемой

-5

территории наличие легких (0.830-0.850 г/см ) малосернистых нефтей (рисунок 2). На основании результатов сравнительного анализа нефтей Юрубчено-Тохомского и Ванкорского месторождений, можно сделать вывод о том, что нефть ЮТЗ является высококачественным перспективным сырьем для получения целого ряда нефтепродуктов [74].

В настоящее время планируется подключить ЮТЗ к трубопроводу Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).

Рисунок 2 - Фрагмент «Схематической прогнозной карты качества нефтей и конденсатов терригенного комплекса венда и карбонатного комплекса рифея южных районов Лено-Тунгусской НГП», составили П.Н. Соболев, Е.В. Ивлев, 2012 г.

1.2. Глубинное строение ЮТЗ

Несмотря на большие объемы геолого-геофизических исследований, проведенных в 1960-1980-е гг., земная кора значительных территорий России, таких как Сибирская платформа, в том числе ее область сочленения с ЗападноСибирской плитой, остаются все еще недостаточно изученными глубинными сейсмическими методами. Достоверные данные о сейсмогеологическом строении земной коры необходимы для понимания общей структуры этих регионов и могут быть использованы для установления закономерностей размещения полезных ископаемых. Исследователи [75] подчеркивают, что необходима более точная информация о строении поверхности кристаллического фундамента (на уровне выделения структур 2-го и 3-го порядка) и Мохоровичича, их районирование по значениям граничной скорости. Знание скоростной характеристики земной коры может быть использовано для формирования представлений о ее вещественном составе

Результаты переинтерпретации большого объема данных профильных глубинных сейсмических зондирований по методике сейсмотомографии позволили установить сейсмоскоростные параметры разреза, выполнить структурное картирование по ряду внутрикоровых поверхностей и определить объемные характеристики основных составляющих слоистой модели консолидированной коры (рисунок 3).

Согласно [84] мощность вулканогенно-осадочного слоя в Байкитской антеклизе (по геотраверсу «Батолит») изменяется от 3 до 5 км. Стоит отметить, что стратификация сейсмических горизонтов осуществлялась с привязкой к глубоким скважинам, которые, как правило, вскрывают верхнюю часть рифейского комплекса, так что глубина подошвы рифейской толщи и ее мощность определялась лишь по характеру сейсмической записи.

Рисунок 3 - Фрагмент «Карты рельефа поверхности консолидированной коры» под ред. В.С. Суркова, В.Л. Кузнецова, 2005 г.

По современным данным (рисунок 4), поверхность фундамента прослеживается на глубинах от 8000 м (в прогибах) до 2300 м (северный склон Куюмбинского поднятия). Судя по изменению характера сейсмической записи на разрезе, можно предполагать блоковое строение Юрубченской площади, где в пределах отдельных блоков отсутствуют отложения рифея [31].

Изучение отложений рифея в обнажениях и по материалам бурения во внутренних частях Сибирской платформы дает возможность сделать следующие выводы:

Вскрытые скважинами разрезы по вещественному составу и последовательности залегания хорошо сопоставляются с рифейскими толщами, обнаженными на ближайших окраинах платформы. В большинстве разрезов имеет место предвендский перерыв и размыв верхней части рифейских осадков.

Рифейские отложения западной и восточной частей Сибирской платформы имеют существенные различия: степень вторичной преобразованности пород рифея увеличивается в направлении с востока на запад; следы размыва рифейских толщ четко фиксируются только в западных разрезах; углы наклона пород рифея в восточной половине платформы незначительные, одинаковые с углами наклона вышележащих образований венда и кембрия, в западных районах угловое несогласие между этими отложениями фиксируется в большинстве разрезов.

Согласно Н.К. Губиной [23] это обусловлено различиями в возрасте консолидации западного (позднеархейско-раннепротерозойского) и восточных (катархейских-раннеархейских) крупных блоков фундамента. Слабая консолидированность фундамента в пределах западного блока привела к формированию крупных рифейских прогибов, накоплению рифейских толщ мощностью в несколько километров, промежуточной складчатости этих толщ.

ю 2

• Юр-1

кристаллическии фундамент

Изогипсы поверхности

кристаллического

фундамента

Гидросеть

Рисунок 4 - Фрагмент «Структурной карты поверхности кристаллического фундамента». Составили: Смирнов М.Ю., Карташов А.А., Клец В.А., 2009 г.

1.3. Стратиграфия

Геофизические исследования и глубокие скважины, пробуренные в пределах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, показали, что залегающие в основании осадочного чехла рифейские отложения, сложенные карбонатными, терригенно-карбонатными и терригенными породами, имеют весьма сложное пликативно-блоковое строение. Как и в большинстве разрезов Сибирской платформы, имеет место предвендский размыв рифейских осадков. В результате размыва уничтожена верхняя часть рифейских образований, а участками размыты и все породы рифея (рисунок 5).

Рифейский этап отвечает начальной стадии формирования осадочного чехла. В областях прогибания накапливались вначале терригенные, а позднее карбонатно-терригенные и карбонатные породы. Однако соотношение терригенной и карбонатной составляющих не оставалось постоянным. Иногда наблюдалось неоднократное чередование пачек существенно терригенных и существенно карбонатных пород. Достаточно высокая тектоническая активность рифейского этапа нашла отражение в мощности синхронных отложений, которая измеряется от 0 до 4 км и более, а также в наличие зон интенсивной дислоцированности рифейских отложений, перекрытых полого залегающими венд-кембрийскими горизонтами.

Стратиграфия рифея имеет слабую палеонтологическую основу, которая позволяет выделять только крупные стратиграфические подразделения -эратемы. Однако география находок ископаемых остатков и их незначительное количество не позволяет исследователям прийти к единой точке зрения по биостратиграфическому расчленению и корреляции рифейских отложений Сибирской платформы. Изотопные и хемостратиграфические методы применяются довольно широко, но их результаты слабо увязываются с биостратиграфией и корреляцией разрезов, что делает выводы во многом спорными [63].

В пределах рассматриваемой территории породы рифейского структурного яруса представлены в основном фитогенными, фито-хемогенными в меньшей

Рисунок 5 - Потенциальная нефтегазоносность позднего докембрия Байкитской антеклизы, под редакцией В.С. Суркова, 1995 г.

Составили: М.П. Гришин, Б.Г. Краевский, В.А. Кринин, А.Э. Конторович, А.И. Ларичев, Н.В. Мельников, П.Н. Соболев, В.С. Старосельцев, В.С. Сурков

степени фитообломочными доломитами, формировавшимися на приподнятых участках мелководного морского бассейнах с высокой подвижностью вод. Трудности стратификации рифейских отложений обусловлены относительным разнообразием их литологического состава (преимущественное развитие доломитов и в подчиненном количестве - глинистых пород), отсутствием четких маркирующих уровней, сложностью геологической обстановки (блоковое строение, дизъюнктивная тектоника, резкие фациальные изменения по площади) [94].

Мадринская параметрическая скважина Мдр-156, пробуренная в пределах Камовского свода, вскрыла почти 1800 м рифейских отложений, что позволило провести расчленение этого комплекса [23]. Рифейские отложения представлены преимущественно доломитами, преобладают фитогенные, обломочные и глинистые. В породах первой группы выделяются пластово-строматолитовые и микрофитолитовые, а также породы, фитогенное происхождение которых не вызывает сомнения: с сетчатыми, кустистыми и подобными им текстурами. Среди обломочных доломитов различаются гравелитовые, песчаные и алевролитовые разности. К этой же группе отнесены иловые доломиты, характеризующиеся микро- и тонкозернистыми структурами и отсутствием признаков фитогенного и обломочного происхождения. В их формировании значительную роль могли играть и хемогенные осадки.

В разрезе Мадринской параметрической скважины в составе рифейских отложений выделяются 6 достаточно мощных интервалов определенно различающихся по литологическому составу и данным геофизических исследований в скважинах. В целом они образуют три последовательно сменяющих друг друга по вертикали осадочных цикла, каждый из которых в нижней части представлен глинистыми и доломитовыми породами, а в верхней -чисто доломитами. Мощность карбонатных интервалов в 2-4 раза превосходит мощность глинисто-доломитовых. При группировании литологических пачек в более крупные подразделения разрез Мадринской скважины был расчленен на четыре толщи (снизу вверх): доломито-глинистую (^Х нижнюю доломитовую ^п), среднюю доломитовую (^д) и верхнюю доломитовую С^) [85].

Мощность рифейских отложений довольно резко увеличивается от восточной границы Тохомской площади к востоку, северо-востоку и юго-востоку. Это доказывается путем прослеживания отражающего горизонта R4 в низах рифейского разреза. На Тохомской фациальной площади он располагается в верхней части вэдрэшевской свиты, т.е. вблизи подошвы вышележащей юрубченской свиты, а на Мадринской (в скв. Мдр-156) фиксируется на расстоянии не менее 500 м ниже основания той же юрубченской свиты [57].

Согласно Б.Г. Краевскому [56], мощность подъюрубченского интервала разреза составляет на Тохомской площади величину порядка 400 м, а на Мадринской с учетом скв. К-204, мощность толщи, залегающей между юрубченской и делингдэкэнской свитами, будет заведомо превышать 1000 м. (рисунок 6) Имеющиеся на сегодняшний день сведения относительно ее литологического облика однозначно указывают на глинисто-карбонатный состав (аргиллиты, доломитовые аргиллиты, доломитовые мергели, глинистые доломиты, иногда известняки, сочетающиеся различным образом). Обычно они имеют темно-серую до черной окраску, реже серую, зелено-серую, бурую. Эти породы резко контрастируют с теми отложениями, которые слагают верхнюю часть рифейского разреза ЮТЗ, начиная с подошвы юрубченской свиты (более 2800 м), и представлены на 80-85 % светлоокрашенными, преимущественно фитогенными доломитами.

Фациальные различия рифейских отложений в пределах Тохомской и Мадринско-Подпорожной фациальных площадей проявлены на всех стратиграфических уровнях. Юрубченской свите Тохомской площади, основное содержание которой составляют фитогенные доломиты, на соседней территории отвечает шиктинская свита, сложенная, главным образом, обломочными доломитами. При этом в пределах последней, где, как уже говорилось, тенденция к воздыманию сохранялась в течение всего периода рифейской седиментации, проявился предъюрубченский перерыв, выраженный появлением базальной пачки песчаников и песчанистых доломитов в основании юрубченской свиты.

Рисунок 6 - Схема корреляции нижних горизонтов рифея Байкитской антеклизы, составил: Б.Г. Краевский, 2007 г.

Ряд фациальных изменений отмечается и на более высоком долгоктинском уровне. На Тохомской площади в качестве возрастного аналога долгоктинской свиты выделена каланская свита (стратотип в скв. Юрубченской-100, интервал 2361-2270 м). Она сложена иловыми и глинистыми доломитами с редкими прослоями аргиллитов. Каланская свита прослежена по каротажным реперам от восточной границы Юрубчено-Вэдрэшевского блока до его центральной части. В этом направлении на протяжении 40 км она существенно меняет свой облик. В типичном виде (скв. Юрубченские 44 и 100) свита представляет тело глинисто-доломитового состава, четко обособляющееся от подстилающих карбонатных отложений благодаря высокому уровню значений ГК. При прослеживании в центральную часть Юрубчено-Вэдрэшевского блока, в частности в район скв. Вэдрэшевской-2, она теряет свои особенности: уменьшается глинистость, снижается средний уровень значений ГК, в составе толщи появляются в значительном количестве строматолитовые доломиты, и она становится практически неотличимой от подстилающих преимущественно фитогенных образований юрубченской и перекрывающей чавичинской свит. Последняя является фациальным аналогом куюмбинской свиты Мадринско-Подпорожной площади. Она также выделена в скв. Юр-100 в интервале 2270-2177 м. Сохранившаяся от предвендского размыва незначительная по мощности ее часть представлена фитогенными, глинистыми, иловыми, обломочными доломитами. Как и для каланской свиты четкость обособления чавичинской свиты по площади меняется.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Достовалов Виталий Владимирович, 2016 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Андерсон, Т. Введение в многомерный статистический анализ / Т. Андерсон, пер. с англ. Ю.Ф. Кичатова, Е.С. Кочеткова, Н.С. Райбман, под ред. Б.В. Гнеденко - Москва: Физматлит - 1963 - 251 с.

2. Антоненко, А. В. Анализ технологии 3D с позиций прогноза фильтрационных свойств карбонатных коллекторов ЮТЗ / А.В. Антоненко, А.С. Ефимов, А.А. Конторович // Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) - Новосибирск: СНИИГГиМС - 2006 - С. 195-198.

3. Антоненко, А. В. Юрубчен, сейсморазведка 3D : научное издание / А.В. Антоненко [и др.] ; ЗАО «Красноярскгеофизика» // Приборы и системы развед. геофиз. - 2005 - С. 34-38.

4. Анциферов, А. С. Геология нефти и газа Сибирской платформы: моногр. / А.С. Анциферов [и др.]; ред.: А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук. - Москва: Недра - 1981 - 550 с.

5. Афанаскин, И. В. Влияние ошибок в определении коэффициента продуктивности по данным гидродинамических исследований на проектные показатели разработки газонефтяных месторождений / И.В. Афанаскин [и др.]; Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова, // Сб. науч. тр. № 146 - 2012 - С. 29-38.

6. Баранова, М. И. Сдвиговая тектоника Куюмбинского газонефтяного месторождения (Восточная Сибирь) : автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 / М.И. Баранова - Новосибирск: СНИИГГиМС - 2011 - 172 с.

7. Бенько, Е. И. Использование программ распознавания для разделения подготовленных сейсморазведкой локальных поднятий на нефтегазоносные и «пустые» / Е.И. Бенько, Е.В. Еханин и др. // Математические методы в геологии и геофизике: сб. трудов СНИИГГиМС вып. 79 - Новосибирск -1968 - С. 62-67.

8. Берилко, В. И. Математическое обеспечение решения геолого-геофизических задач с помощью алгоритмов распознавания и направленного поиска: метод. рекомендации / В.И. Берилко, Т.А. Горохова, Е.Н. Черемисина, Е.З. Рахленко - Новосибирск : СНИИГГиМС, 1975, - 75 с.

9. Бороздин, А. Н. Применение многофакторного регрессионного анализа для оценки факторов, влияющих на добычу нефти / А.Н. Бороздин // Актуальные проблемы развития нефтегазохимического комплекса и альтернативных источников энергии - СПб - 2011 - С. 50-54.

10. Брылкин, Ю. Л. Комплексная геологическая интерпретация многоволновых методов сейсморазведки и ГИС в сложнопостроенных коллекторах / Ю.Л. Брылкин [и др.] // Междунар. геофиз. конф. и выст., SEG-ЕАГО, Москва, 16-20 авг., 1993: Сб. реф. № 1 - Москва - 1993 - С. 80-81.

11. Варламов, И. П. Новейшая тектоника платформенных областей Сибири : автореферат дис. д-ра геол.-минерал. наук : 25.00.01 / И. П. Варламов; Институт земной коры СО АН СССР. - Иркутск, 1989. - 29 с. - Библиогр.: С. 25-29

12. Вахромеев, А. Г. Аномально проницаемый «трещинно-жильный» и «карстово-жильный» карбонатный коллектор в рифее Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения (по геолого-промысловым данным горизонтального бурения) / А.Г. Вахромеев [и др.] // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири, № 4 (20) - Новосибирск: СНИИГГиМС - 2014 -С. 49-60.

13. Вахромеев, А. Г. Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов рифея на «управляемом давлении» / А.Г. Вахромеев [и др.] // Бурение и нефть № 11 - 2013 - С. 30-34.

14. Верховская, Л. А. Применение метода главных компонентов для составления геохимической основы прогнозных карт рудных районов и их прогнозной оценки (на примере Шалгинского рудного района в Центральном Казахстане) / Л.А. Верховская [и др.] // Метод. геохим. картирования при геологосъемоч. и поиск. работах - Москва - 1989 - С. 74-88.

15. Воронин, Ю. А. Геология и математика. Книга 1 / Ю.А. Воронин, Б.К. Алабин, С.В. Гольдин и др. - Новосибирск: Наука - 1967 - 254 с.

16. Воронин, Ю. А. Геология и математика. Книга 2 / Ю.А. Воронин, Н.А. Ионина, Г.П. Каратаева - Новосибирск: Наука - 1970 - 338 с.

17. Воронин, Ю. А. О задачах диагноза и распознавания в геологии, геохимии и геофизике / Ю.А. Воронин, А.А. Титов и др. - Новосибирск: Наука - 1970 -С. 5-29.

18. Воронин, Ю. А. Программы «Голотип» для решения задач распознавания образов Текст] / Ю.А. Воронин, Г.Н. Каратаева, Е.Н. Черемисина - Алма-Ата: ЮКГУ - 1968 - 127 с.

19. Воронин, Ю. А. Формальная постановка задачи прогноза нефтегазоносности. Краткие сведения об алгоритмах и программах / Ю.А. Воронин, А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, В.И. Берилко, В.И. Демин, И.П. Деревянкина, Е.В. Кронгардт // Применение математических методов и ЭВМ для решения задач нефтяной геологии: сб. трудов СНИИГГиМС вып. 138 - Новосибирск - 1972 - С. 12-20.

20. Гафуров, Д. О. Интерпретация данных геофизических исследований Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения обучаемыми нейронными сетями, прогноз строения осинского горизонта. / Д.О. Гафуров, О.М. Гафуров, В.А. Конторович // Технологии сейсморазведки № 4, 2014 -Новосибирск: Гео - 2014 - С. 85-92.

21. Гафуров, О. М. Разработка нейроинформационных технологий прогноза и управления для решения задачи идентификации геологического тела 3D в интеллектуальной геоинформационной системе «ИнформГео» / О.М. Гафуров, С.В. Горбачев // Проблемы нейрокибернетики -Ростов-на-Дону: ЦВВР - 2002 - С. 89-92.

22. Горлов, И. В. Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского газоконденсатнонефтяных месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления

/ И.В. Горлов, А.А. Семенец // Трофимуковские чтения - Новосибирск: ИНГТ СО РАН - 2008 - Т. 1., С. 94-96.

23. Губина, Н. К. Строение рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления по данным сейсмических исследований : дис. канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 / Н.К. Губина - Новосибирск: СНИИГГиМС -1992 - 158 с.

24. Гурова, Т. И. Методы математической статистики при литологических исследованиях / Т.И. Гурова, К.С. Кондрина, М.М. Потолова // Математические методы в геологии и геофизике: сб. трудов СНИИГГиМС вып. 79 - Новосибирск - 1968 - С. 98-121.

25. Достовалов, В. В. Использование космоснимков LANDSAT и данных о водоносности при нейросетевом прогнозировании перспективных мест заложения глубоких скважин Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В. Достовалов // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2014. - № 3 (19) - С. 46-48.

26. Достовалов, В. В. Использование нейронного анализа геолого-геофизических данных при обосновании перспективных объектов в пределах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В. Достовалов // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)) (21-23 апреля 2008, г. Новосибирск). -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. - С. 160-163.

27. Достовалов, В. В. Обоснование рационального набора дистанционных характеристик месторождения, позволяющего оценивать до бурения скважин наиболее вероятную их продуктивность с использованием нейросетевого анализа / В.В. Достовалов // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2012. - № 3 (11). - С. 51-55.

28. Достовалов, В. В. Опыт применения нейросетевого прогнозирования на месторождениях углеводородов Восточной Сибири / В.В. Достовалов, Е.В. Попова // Материалы III Всероссийской научно-практической

конференции «Молодые в геологии нефти и газа» (21-23 марта 2011, г. Москва) - Москва: ВНИГНИ, 2011. - С. 21-22.

29. Достовалов, В. В. Прогноз нефтегазоносносности с помощью нейронного анализа с использованием палео- и неотектонических данных, а также многозональных космоснимков / В.В. Достовалов, Л.Е. Пестова, А.П. Хилько, В.К. Хуторянский // Материалы IV научно-практической конференции «Обратные задачи и информационные технологии рационального природопользования» (22-23 апреля 2008, г. Ханты-Мансийск). - Ханты-Мансийск, 2008. - С. 135-140.

30. Ефимов, А. С. Основные результаты (2005-2011 гг.) и актуальные задачи изучения и освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири / А.С. Ефимов [и др.] // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири № 4 (8) -Новосибирск: СНИИГГиМС - 2011 - С. 3-13.

31. Ефимов, А. С. Разработка структурно-тектонических моделей палеозоя, венда, рифея и прогноз зон нефтегазонакопления в пределах Сибирской платформы по территории, обеспечивающей прирост запасов УВ сырья для строящегося нефтепровода, на основе переработки и переинтерпретации комплекса архивных геолого-геофизических данных по сети региональных маршрутов: отчет о НИР: в 4 кн.: 3Ф-07 / Сибирский научно-исслед. институт геологии, геофизики и минерального сырья; отв. исполн.: А.С. Ефимов, М.Ю. Смирнов; исполн. В.С. Старосельцев [и др.] - Новосибирск - 2009 -кн. 1, 368 с. Библиогр.: С. 318-328 - № ГР 1-07-228 - Фонды СНИИГГиМС.

32. Ефимов, А. С. Состояние освоения ресурсной базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока / А.С. Ефимов, А.А. Герт,

B.С. Старосельцев // Минерал. ресурсы России: Экон. и упр. - 2008 - № 1,

C. 9-18.

33. Зощенко, Н. А. Дело скважины ТК-509. Информационный отчет о строительстве разведочной скважины № 509 Терско-Камовского

лицензионного участка / Н.А. Зощенко - Фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 30302.

34. Зощенко, Н. А. Дело скважины ТК-510. Информационный отчет о строительстве разведочной скважины № 510 Терско-Камовского лицензионного участка / Н.А. Зощенко - Фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 30309.

35. Зощенко, Н. А. Информационный отчет о геологоразведочных работах ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» в 2004 году на Куюмбинском и Терско-Камовском (северо-восточном) лицензионных участках / Н.А. Зощенко - Фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 31691.

36. Зощенко, Н. А. Информационный отчет о геологоразведочных работах ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» в 2005 году на Куюмбинском и Терско-Камовском (северо-восточном) лицензионных участках / Н.А. Зощенко - Фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 31758.

37. Зощенко, Н. А. Отчет по строительству разведочной скважины Куюмбинская № 235 Куюмбинской площади. Дело скважины К-235 / Н.А. Зощенко -Фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 30218.

38. Информационный геологический отчет о результатах работ, выполненных за 2012 г. по объекту: «Выделить зоны нефтегазонакопления в южной части Лено-Тунгусской НГП на основе реконструкций геодинамических, гидродинамических и геохимических обстановок в истории развития осадочного чехла» (Госконтракт № 4Ф-12 от 20.03.2012). Ответственные исполнители: А.В. Мигурский, П.Н. Соболев - Кн.4 120 с. № ГР 643-12-287 -Фонды СНИИГГиМС.

39. Информационный геологический отчет по дог. КГ-37-03 (5045) «Изучение закономерностей распределения трещиноватости приповерхностных

отложений юго-западной части Сибирской платформы и прогноз распространения систем трещиноватости в продуктивных отложениях ЮТЗ». Ответственные исполнители: А.С. Ефимов, В.С. Старосельцев, А.П. Хилько -Фонды СНИИГГиМС, № ГР 1-07-254.

40. Каллан, Р. Основные концепции нейронных сетей / Р. Каллан, пер. с англ. -Москва: Издательский дом «Вильямс» - 2003 - 288 с.

41. Кашицын, А. В. Геологический отчет по результатам деятельности ОАО «Востсибнефтегаз» в 2006 году / А.В. Кашицын - фонды Красноярского филиала ФБУ «ТФГИ по Сиб. фед. округу», № 31779.

42. Колмогоров, А. Н. О представлении непрерывных функций нескольких переменных суперпозициями непрерывных функций меньшего числа переменных / А.Н. Колмогоров // Докл. АН СССР, 1956. Т. 108, № 2 - Москва - 1956 - С. 453-456.

43. Конторович, А. А. Подсолевой и рифейский комплексы Камовского свода -единая зона нефтегазонакопления / А.А. Конторович, Н.Б. Красильникова // Геол. и нефтегазонос. перспектив. земель Краснояр. края - Тюмень - 1987 -С. 120-126.

44. Конторович, А. А. Юрубчено-тохомская зона газонефтенакопления -важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика - 1988 -№ 11, С. 45-56.

45. Конторович, А. Э. Геология нефти и газа: избранные труды. Т. III. Методы прогноза нефтегазоносности. Планирование геолого-разведочных работ. / А.Э. Конторович; ред. А.С. Ефимов - Новосибирск: СНИИГГиМС - 2008, 331 с.

46. Конторович, А. Э. Главные факторы, контролирующие распределения скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты / А.Э. Конторович, К.И. Микуленко, В.С. Старосельцев, Э.Э. Фотиади

/ Труды СНИИГГиМС вып. 138 - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1972, С. 8695.

47. Конторович, А. Э. Применение математических методов и электронно-вычислительных машин при решении задач нефтяной геологии и геофизики в Западной Сибири / А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, Ю.А. Воронин, И.М. Агульник, Е.В. Еханин, А.Д. Луговцов, Л.А. Сигал, Г.Н. Каратаева, Е.Н. Эпштейн - Геолологическое строение и полезные ископаемые Сибири -Москва - 1970 - С. 70-76.

48. Конторович, А. Э. Прогноз качества нефтей Западно-Сибирской низменности с применением электронно-вычислительных машин (ЭВМ) / А.Э. Конторович, А.Д. Луговцов, Е.Н. Эпштейн - Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты - Новосибирск: СНИИГГиМС - 1967 - С. 26-40.

49. Конторович, А. Э. Районирование крупных территорий по степени перспективности / А.Э. Конторович, В.Б. Леонтович, Э.Э. Фотиади, Г.А. Аникина, С.И. Близниченко, Т.В. Ватаманюк, В.А. Каштанов, К.И. Микуленко, В.С. Старосельцев // Применение математических методов и ЭВМ для решения задач нефтяной геологии: сб. трудов СНИИГГиМС вып. 138 - Новосибирск - 1972 - С. 21-61.

50. Конторович, А. Э. Современные подходы к оценке перспектив нефтегазоносности / А.Э. Конторович, А.Д. Луговцов, Э.Э. Фотиади // Применение математических методов и ЭВМ для решения задач нефтяной геологии: сб. трудов СНИИГГиМС вып. 138 - Новосибирск - 1972 - С. 4-11.

51. Конторович, А. Э. Состояние поисково-разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне газонефтенакопления / А.Э. Конторович [и др.]; Зап.-Сиб. н.-и. геол. -развед. нефт. ин-т (ЗапСибНИГНИ) // Поиски и разведка залежей нефти и газа в древ. продуктив. коллекторах - Тюмень - 1990 - С. 55-62.

52. Конторович, А. Э. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы

/ А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика Т. 50, № 8 - 2009 -С. 851-862.

53. Кормильцев, Ю. В. Статистический способ определения направления трещин в продуктивных горизонтах карбонатного разреза / Ю.В. Кормильцев, Ю.А. Волков // Разраб. нефт. месторожд. горизонт. скважинами - Казань: Нов. знание - 1998 - С. 166-168.

54. Коробов, А. Д. Гидротермальная природа кавернообразования венд-рифейских коллекторов Байкитской антеклизы - ключ к прогнозу зон нефтегазонакопления / А.Д. Коробов, Л.А. Коробова // Изв. Сарат. гос. ун-та Т. 6, № 1 - Саратов - 2006 - С. 57-63.

55. Кощук, Е. П. Изучение рифейских карбонатных коллекторов Юрубченского месторождения сейсморазведкой 3D : научное издание / Е.П. Кощук [и др.] ; ЗАО «Красноярскгеофизика» // 3 Конгресс нефтепромышленников России. Секция F. - Уфа: Изд-во НИИБЖД - 2001 - С. 248-250.

56. Краевский, Б. Г. О структурно-фациальном районировании рифейского бассейна Байкитской антеклизы / Б.Г. Краевский // Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края: Материалы науч. -практ. конф./ Красноярс. науч.-исслед. ин-т геологии и минерал. сырья -Красноярск: КНИИГГиМС - 2007 - С. 71-74.

57. Краевский, Б. Г. Проблемы стратиграфии нефтегазоносных рифейских отложений юго-западной части Сибирской платформы / Б.Г. Краевский // Проблемы стратиграфии и региональной геологии Сибири: сб. науч. тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минер. Сырья, Новосибирск: СНИИГГиМС - 2006 - С. 13-23.

58. Круглов, В. В. Искусственные нейронные сети: теория и практика / В.В. Круглов - Москва; «Горячая линия-Телеком» - 2002 - 382 с.

59. Круглов, В. В. Нечеткая логика и искусственные нейронные сети / В.В. Круглов, М.И. Дли, Р.Ю. Голунов - Москва: «Физматлит» - 2001 -392 с.

60. Кутукова, Н. М. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения / Н.М. Кутукова [и др.] // Нефт. хозяйство - 2012 - № 11, С. 4-7.

61. Ларкин, В. Н. Основные направления ГРР с целью выявления новых зон преимущественного нефтенакопления на юге Красноярского края / В.Н. Ларкин // Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края: Материалы науч.-практ. конф./ Красноярс. науч.-исслед. ин-т геологии и минерал. сырья - Красноярск: КНИИГГиМС - 2007 -С. 30-33.

62. Леворсен, А. И. Геология нефти и газа: моногр. / А.И. Леворсен; ред. Н.Б. Вассоевич, М.К. Калинко; пер. с англ. И.Т. Дубовский, М.Ш. Моделевский, Г.Ф. Ульмишек - Москва: Мир - 1970 - 640 с.

63. Мельников, Н. В. Докембрийские осадочные бассейны - важнейший критерий при определении направлений поиска УВ на Сибирской платформе / Н.В. Мельников, Е.В. Смирнов // Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края: Материалы науч. -практ. конф./ Красноярс. науч.-исслед. ин-т геологии и минерал. сырья -Красноярск: КНИИГГиМС - 2007 - С. 13-16.

64. Метод главных компонент [Электронный ресурс] // (13 сентября 2013) -режим доступа: ШрБ: //m.wikipedia.org//wiki/Метод_главных_компонент свободный.

65. Мигурский, А. В. Динамика внедрения траппов и нефтегазоносность в пределах Юрубчено-Тохомской зоны : научное издание / А.В. Мигурский, Е.С. Носкова // Металлогения, нефтегазонос. и геодинам. Сев.-Азиат. кратона и ороген. поясов его обрамления: Материалы 2 Всерос. металлоген. совещ. с участием ин. спец. - Иркутск - 1998 - С. 507-509.

66. Мирчинк, М. Ф. О возможности статистического исследования структурных соотношений / М.Ф. Мирчинк, В.П. Бухарцев // Докл. АН СССР - 1959 -т. 126, № 5, С. 1062-1066.

67. Оффман, П. Е. Фундаментальный и сопутствующие процессы формирования земной коры : моногр. / П.Е. Оффман, Э.А. Буш. - Москва: Недра - 1983 -188 с.

68. Поздняков, В. А. Выделение зон повышенной трещиноватости в карбонатных отложениях Восточной Сибири / В.А. Поздняков,

B.В. Шиликов, А.С. Мерзликина // Нефт. хозяйство - 2011 - № 7, С. 86-88.

69. Поздняков, В. А. Объектно-ориентированная технология построения сейсмических изображений среды : автореф. дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук: 25.00.10 / В.А. Поздняков; Объединенный институт геологии геофизики и минералогии им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук - Новосибирск - 2005 - 35 с.

70. Поздняков, В. А. Прогноз распространения зон трещиноватости по данным 3D-сейсморазведки в пределах Юрубчено-Тохомской зоны / В.А. Поздняков, Д.В. Сафонов, В.В. Шиликов // Технол. сейсморазведки - 2009 - № 1,

C. 85-90.

71. Поздняков, В. А. Результаты комплексной интерпретации атрибутов сейсмического волнового поля на примере месторождений Восточной Сибири / В.А. Поздняков [и др.] // Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)) -Новосибирск: СНИИГГиМС - 2009 - С. 142-146.

72. Проказов, С. А. Нейросетевые методы и программное обеспечение для решения задач нефтепромысловой геологии / С.А. Проказов // Диссертация кандидата технических наук, Томский политехнический университет - Томск

- 2003 - 114 с.

73. Пузаченко, Ю. Г. Многомерный анализ структуры рельефа (метод главных компонент) / Ю.Г. Пузаченко, И.А. Онуфреня, Г.М. Алещенко // Институт проблем экологии и эволюции им. А.Н. Северцова: Изв. АН. Сер. Геогр. № 1

- 2004 - С. 26-36.

74. Рохманько, Е. Н. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтями Ванкорского месторождения / Е.Н. Рохманько [и др.] // Технологии нефти и газа - 2011 - № 1, С. 14-19.

75. Сальников, А. С. Сейсмогеологическое строение земной коры области сочленения Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы по данным региональных сейсмических исследований преломленными волнами / А.С. Сальников // Сейсмические исследования земной коры: Сб. докладов Всерос. научной конференции, посвященной 95-летию акад. Н.Н. Пузырева -Новосибирск - 2011 - С. 224 - 229.

76. Старосельцев, В. С. Влияние посттрапповых тектонических движений на миграцию углеводородов в Тунгусской синеклизе [Текст.] / В.С. Старосельцев - Геология и геофизика - 1978 - № 9, с. 49-58.

77. Старосельцев, В. С. Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспективных регионов / В.С. Старосельцев; Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минер. сырья (Новосибирск) - Новосибирск: Наука - 2008 - 211 с.

78. Старосельцев, В. С. Дистанционный прогноз погребенных поисковых объектов по аэрофотоснимкам [Текст.] / В.С. Старосельцев, Г.Н. Кулиш // Отечественная геология № 4 - Москва - 1996 - С. 44-45.

79. Старосельцев, В. С. Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов в нейроинформационной среде «ОеоШёй» / В.С. Старосельцев, В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов // Материалы научно-практической конференции «Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов» (24-26 ноября 2008, г. Новосибирск). - Новосибирск, 2008. - С. 45-48.

80. Старосельцев, В. С. Об интерпретации некоторых статистических показателей при изучении соотношения структурных планов пликативных дислокаций / В.С. Старосельцев / Труды СНИИГГиМС вып. 138 -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1972, С. 96-100.

81. Старосельцев, В. С. Предварительные результаты дистанционного прогноза высокоемких трещинных коллекторов в рифейских породах Юрубчено-Тохомской зоны / В.С. Старосельцев, Г.Н. Кулиш, И.Ю. Богатырева // Результаты работ по Межвед. регион. науч. прогр. «Поиск» за 1992-1993 гг. / Объединенный институт геологии геофизики и минералогии Сибирского отделения Российской академии наук - Новосибирск - 1995 - ч. 1, С. 96-97.

82. Старосельцев, В. С. Проблема выделения рифтогенных прогибов -перспективных тектонических элементов активного нефтегазообразования / В.С. Старосельцев // Геол. и геофиз. - 2009 - т. 50, № 4, С. 475-483.

83. Старосельцев, В. С. Технология прогноза погребенных поднятий и их нефтегазоносности / В.С. Старосельцев, М.И. Муратов // Обратные задачи и информационные технологии рационального природопользования: Материалы IV научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск - 2008 - С. 128-130.

84. Сурков, В. С. Научное обоснование особенностей строения земной коры Сибири и закономерностей размещения полезных ископаемых: отчет о НИР: базовый проект ЦГ-14 МПР : / Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минер. сырья; рук. работы, отв. исполн. В.С. Сурков, рук. работы Г.М. Тригубович, отв. исполн. В.И. Лотышев, отв. исполн. В.С. Старосельцев [и др.] - 2005 - 256 с., Библиогр.: с. 223-226. - Фонды Росгеолфонд. № ГР 01.20.0408101, Инв. № 0320.0504273.

85. Сурков, В. С. Строение и перспективы нефтегазоносности рифейских отложений Байкитской антеклизы и Катангской седловины / В.С. Сурков [и др.] // Результаты работ по межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1992-1993 годы : сб. ст. / Российская академия наук Сиб. отд., Объед. ин-т геологии, геофизики и минералогии СО РАН. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ - 1995 - ч. 1, С. 55-60.

86. Сурнин, А. И. Перспективы попутного использования пластовых рассолов при освоении Юрубчено-Тохомского газоконденсатнонефтяного месторождения / А.И. Сурнин // Материалы региональной конференции

геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России, - Томск: Гала-Пресс - 2000 - т. 1, С. 415-416.

87. Сурова, Н. Д. Методика и результаты прогнозирования типов геологического разреза и проницаемости коллекторов на территории Восточной и Западной Сибири по данным сейсморазведки : автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. геол-минер. наук 25.00.10 - Москва - 2012 - 22 с.

88. Тригубович, Г. М. ЗЭ-электроразведка становлением поля / Г.М. Тригубович, М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик ; ред. А.С. Ефимов ; Сибирский научно-исслед. институт геологии, геофизики и минерального сырья - Новосибирск: Наука - 2009 - 218 с.

89. Тригубович, Г. М. Импульсная индуктивная электроразведка при исследовании сложно построенных сред : дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук 04.00.12 / Г.М. Тригубович - Новосибирск - 1999 - 256 с.

90. Тригубович, Г. М. Инновационные поисково-оценочные технологии электроразведки становлением поля воздушного и наземного базирования / Г.М. Тригубович // Разведка и охрана недр: Ежемесячный научно-технический журнал - М.: Недра - 2007 - № 8, С. 80-87.

91. Трофимук, А. А. Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение - супергигант Красноярского края. Основы технико-экономического обоснования разработки / А.А. Трофимук; Объединенный институт геологии геофизики и минералогии Сибирского отделения Российской академии наук - Новосибирск - 1992 - С. 1-60.

92. Трофимук, А. А. Модель формирования нефтегазоносных карбонатов (на примере Куюмбо-Юрубчено-Тайгинского супергиганта) / А.А. Трофимук, В.И. Молчанов, В.В. Параев // Доклады РАН - 1999 - № 3 (364), С. 366-368.

93. Трофимук, А. А. Нефтегазоносность Сибирской платформы / А.А. Трофимук // Геология и геофизика - 1960 - № 7, С. 3-11.

94. Умперович, Н. В. Особенности тектонического строения рифейского комплекса Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / Н.В. Умперович, Н.К. Губина // Строение и нефтегазоносность карбонатных

резервуаров Сибирской платформы - Новосибирск: СНИИГГиМС - 1991 -С. 128-133.

95. Уоссермен, Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика / Ф. Уоссермен, перевод на русский язык, Ю.А. Зуев, В.А. Точенов - Москва: «Мир» - 1992 - 184 с.

96. Филатов, В. В. О прогнозе фильтрационно-емкостных параметров по комплексу геофизических данных / В.В. Филатов, О.Ю. Светозерский // Материалы VI Международного научного конгресса и выставки «Гео-Сибирь-2010» - Новосибирск - 2010 - т. 2, ч. 1, С. 169-173.

97. Филатов, В. В. Фрактальность среды и задачи интерпретации геолого-геофизических данных / В.В. Филатов // 50 лет на службе геологии Сибири: сб. науч. тр. / Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минер. сырья (Новосибирск) - Новосибирск - 2007 - С. 496-502.

98. Филипцов, Ю. А. Рифейские прогибы - основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов, В.С. Старосельцев // Геол. нефти и газа - 2009 - № 6, С. 40-56.

99. Филипцов, Ю. А. Геологическое строение рифейских отложений зоны сочленения Сибирской Платформы и Енисейского кряжа / Ю.А. Филипцов // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири - 2012 - № 1, С. 49-66.

100. Хаин, В. Е. Геотектоника с основами геодинамики / В.Е. Хаин, М.Г. Ломизе, 2-е изд., испр. и доп. - Москва: КДУ - 2005 - 560 с.

101. Харахинов, В. В. Нефтегазоносность докембрийский толщ Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления / Нефтегазовая геология. Теория и практика: научное издание - 2011 - т. 6, № 1, С. 32-63.

102. Хасанов, Д. И. Применение метода главных компонент для изучения особенностей аномального магнитного поля юго-востока Татарстана / Д.И. Хасанов [и др.] // «Нефть. Газ. Новации» - 2009 - № 9, С. 61-63.

103. Хилько, А. П. Использование космоснимков, цифровых и теневых моделей рельефа при решении вопросов неотектоники, прогноза нефтегазоносности и поисков кимберлитовых тел (на примере отдельных

площадей Сибири) / А.П. Хилько. // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири, № 2 (6) - Новосибирск - 2011 - С. 19-28.

104. Хоменко, А. В. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна : автореферат дис. д.г.-м. наук : 25.00.12 / А.В. Хоменко. - Новосибирск, 1997. - 33 с. - Библиогр.: с. 30-33.

105. Худяков, С. С. Перспективы использования данных дистанционного зондирования земли и цифровых моделей местности при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ / С.С. Худяков, В.А. Поздняков, В.Ю. Козиков // Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), -Новосибирск: СНИИГГиМС - 2006 - С. 215-218.

106. Хуторянский, В. К. Алгоритм и программа решения обратной задачи метода ВЭЗ / В.К. Хуторянский // Алгоритмы и программы для решения задач рудной геофизики: методические рекомендации - Новосибирск - 1976 - С. 72-76.

107. Хуторянский, В. К. Новые аспекты применения нейросетевого прогнозирования на месторождениях углеводородов Восточной Сибири / В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов, Е.В. Попова // Материалы VI Международного научного конгресса и выставки «Гео-Сибирь-2010» (19-29 апреля 2010, г. Новосибирск). - Новосибирск, 2010. - Т. 2. - Ч. 1. - С. 7-12.

108. Хуторянский, В. К. О выделении залежей углеводородов в нейроинформационной среде «ОеоШёй» / В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов // Материалы IV Международного научного конгресса и выставки «Гео-Сибирь-2008» (22-24 апреля 2008, г. Новосибирск). -Новосибирск, 2008. - Т. 5. - С. 23-28.

109. Хуторянский, В. К. О выделении залежей углеводородов при помощи нейроинформационной системы «Оео1Еёй» / В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов // Материалы научно-практической конференции «Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края» (20-23 ноября 2007, г. Красноярск). - Красноярск, 2007. - С. 147-151.

110. Хуторянский, В. К. О применении нейросетевого прогнозирования на месторождениях углеводородов Западной и Восточной Сибири» / В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов // Материалы V Международного научного конгресса и выставки «Гео-Сибирь-2009» (21-23 апреля 2009, г. Новосибирск). - Новосибирск, 2009. - Т. 2. - С. 265-269.

111. Хуторянский, В. К. Об оконтуривании известных и выделении новых залежей углеводородов в нейроинформационной среде «GeolEdit» / В.К. Хуторянский, В.В. Достовалов // Материалы научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (15-19 сентября 2009, г. Тюмень). - Тюмень, 2009. - С. 59-65.

112. Хуторянский, В. К. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ «GeolEdit», № 990206 зарегистрировано в реестре программ для ЭВМ / В.К. Хуторянский, А.В. Хуторянский - Москва - 1999.

113. Черемисина, Е. Н. Геоинформационные системы в природопользовании / Е.Н. Черемисина, А.А. Никитин // Геоинформатика № 3 - 2006 - с. 5-20.

114. Черемисина, Е. Н. Компьютерная технология постановки и решения геолого-прогнозных задач на основе концепции распознавания образов (по комплексу геолого-геофизических данных) : автореферат дис. доктора техн. наук : 25.00.10 / Е.Н. Черемисина; ин-т геол., геофиз. и геохим. информ. сист., - М., 1990. - 43 с. : 4 рис., 3 табл. - Библиогр.: с. 39-43.

115. Черемисина, Е. Н. Методические рекомендации по решению задач прогноза полезных ископаемых с применением ГИС INTEGRO / Е.Н. Черемисина, О.В. Митракова, М.Я. Финкелынтейн [и др]. // Методическое пособие - Москва - 1999 - 35 с.

116. Шахновский, И. М. О роли некоторых геологических факторов в формировании месторождений нефти и газа // И.М. Шахновский / Геология нефти и газа: научный журнал - 1997 - т. 38, № 1, С. 40-51.

117. Швыдкин, Э. К. Опыт применения нейронных сетей для поисков нефти комплексом геофизических и геохимических методов / Э.К. Швыдкин,

Н.В. Бормотова, С.В. Чернов // Материалы 31 сессии Межд. семинара им. Д.Г. Успенского - Москва - 2004 - С. 83-84.

118. Шибистов, Б. В. Гравиметрические исследования при поисках нефти и газа в Красноярском крае / Б.В. Шибистов, Е.С. Карбовский, Д.С. Метрикин, А.П. Четвергов // Материалы научно-практической конференции «Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края» - Красноярск - 2007 - С. 63-65.

119. Rumelhart, D. E. Learning internal representations by error propagation / D.E. Rumelhart, G.E. Hinton, R.J. Williams // Parallel Distributed Processing: Exploration in the Microstructure of Cognition, vol. 1 - Cambridge, MA: MIT Press - 1986 - P. 318-362.

№ табл.

СПИСОК ТАБЛИЦ

Название таблицы

Результаты обучения ИНС на дебитах нефти и газа..................

Результаты проверки качества обучения ИНС

на тестовом наборе скважин .........................................................

Выбор рационального набора дистанционных характеристик .

стр.

2.1 2.2 3.1

77

79 90

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1 - Фрагмент «Тектонической карты нефтегазоносных провинций Сибирской платформы», под ред. В.С. Старосельцева, 2005 г.........................................................................13

Рисунок 2 - Фрагмент «Схематической прогнозной карты качества нефтей и конденсатов терригенного комплекса венда и карбонатного комплекса рифея южных районов Лено-Тунгусской НГП», составили П.Н. Соболев, Е.В. Ивлев, 2012 г..................................................18

Рисунок 3 - Фрагмент «Карты рельефа поверхности консолидированной коры» под ред. В.С. Суркова, В.Л. Кузнецова, 2005 г..............................................................................................20

Рисунок 4 - Фрагмент «Структурной карты поверхности кристаллического фундамента».......................................................................................................................................22

Составили: Смирнов М.Ю., Карташов А.А., Клец В.А., 2009 г....................................................22

Рисунок 5 - Потенциальная нефтегазоносность позднего докембрия Байкитской антеклизы, под редакцией В.С. Суркова, 1995 г.............................................................................24

Рисунок 6 - Схема корреляции нижних горизонтов рифея Байкитской антеклизы, составил: Б.Г. Краевский, 2007 г......................................................................................................27

Рисунок 7 - Схема корреляции рифей-венд-нижнекембрийских отложений по линии скважин Байкитская 1 - Юрубченская 106, составил: Келлер А.И., 2009 г.................................30

Рисунок 8 - Фрагмент разреза ОГТ по профилю rbat04. Байкитская НГО..................................34

Рисунок 9 - Схематический геолого-геофизический разрез по профилю line 20_2, составила: М.И. Баранова, 2011 г.....................................................................................................36

Рисунок 10 - Соотношение разновозрастных структурных элементов в субмеридиональном сечении юга Байкитской антеклизы, составил: А.В. Мигурский, 2011 г...................................................................................................................................................37

Рисунок 11 - Основные поля трапповых силлов и скопления УВ на юге Сибирской платформы, составил: А.В. Мигурский, 2012 г...............................................................................41

Рисунок 12 - Фрагмент «Карты новейшей тектоники Сибирской платформы», составил: А.П. Хилько, 2009 г............................................................................................................................45

Рисунок 13 - Интерфейс ГИС «GeolEdit»........................................................................................58

Рисунок 14 - Интерфейс модуля, реализующего ИНС..................................................................60

Рисунок 15 - Слоистая искусственная нейронная сеть..................................................................61

Рисунок 16 - Сигмоид (логистическая функция)...........................................................................62

Рисунок 17 - Переобучение нейронной сети..................................................................................66

Рисунок 18 - Обучение нейронной сети с неизменным шагом.....................................................68

Рисунок 19 - Обучение нейронной сети с динамической коррекцией шага................................69

Рисунок 20 - Недостаточно сложная модель..................................................................................71

Рисунок 21 - Оптимальная по сложности модель..........................................................................72

Рисунок 22 - Избыточно сложная модель.......................................................................................73

Рисунок 23 - Избыточно сложная модель (большая избыточность)............................................74

Рисунок 24 - Проверка достоверности построенной нейросетевой модели................................76

Рисунок 25 - Снятие русел рек по космоснимкам Landsat в ArcGIS............................................92

Рисунок 26 - Нейросетевой прогноз перспектив нефтегазоносности и его сопоставление с рекомендациями ООО ГП «Сибирьгеофизика»..............................................................................97

Рисунок 27 - Схема размещения рифейских залежей Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений по В.В. Харахинову с соавторами, 2011 г.......................................98

Рисунок 28 - Участки, рекомендуемые для проведения разведочных работ по М.И. Барановой, 2011 г....................................................................................................................101

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВСТО - Восточная Сибирь - Тихий Океан

ГДИ - гидродинамические исследования

ГИС - географическая информационная система /

геофизические исследования в скважине

ГКЗ - Государственный Комитет по запасам

ДЗЗ - дистанционное зондирование Земли

ИНС - искусственная нейронная сеть

НГО - нефтегазоносная область

ОГТ - общая глубинная точка

скв. - скважина

УВ - углеводороды

УУВ - условные углеводороды

ЦММ - цифровая модель местности

ЦМР - цифровая модель рельефа

ЭВМ - электронная вычислительная машина

ЮТЗ - Юрубчено-Тохомская зона