Закономерности пространственного размещения поднятий Западно-Сибирской провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Чуйков, Сергей Николаевич

• Чуйков, Сергей Николаевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Чуйков, Сергей Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Обзор исследований по изучению структурных факторов, используемых для прогноза нефтегазоносности в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

2. Анализ структурных поверхностей

2.1. Отражающие сейсмические горизонты в разрезе осадочного чехла Западно-Сибирской плиты (ЗСП)

2.2. Описание опорных структурных поверхностей

2.2.1. Структурный план ЗСП по горизонту А

2.2.2. Структурный план ЗСП по горизонту Б

2.3. Анализ гипсометрии опорных поверхностей, сравнение их по разным горизонтам

2.4. Модели гипсометрических кривых для различных типов структурных поверхностей

3. Дискретность распределения структур Западной Сибири

3.1. Краткий очерк о классификациях структур Западной Сибири

3.2. Дискретность геологических объектов

3.3. Дискретность структур

3.4. Причины дискретности геологических объектов

3.5. Распределение структур в платформенном чехле Западной Сибири

3.6. Статистическая гипотеза о дискретности структур

3.7. Классификация структур на основе дискретного анализа

4. Распределение и картирование выявленных и невыявленных структур

4.1. Методика построения карты плотностей выявленных структур

4.2. Построение карты плотностей генеральной (природной) совокупности структур

4.2.1. Приведение замеров к единой системе наблюдений

4.2.2. Методика построения карты генеральной совокупности структур

^ 1 иу^ 1 Л А и XV/ VII. ^А^^ГЧ.!^!^

4.3.1. Анализ плотностей выявленных структур

4.3.2. Анализ плотностей генеральной совокупно

Заключение Литература..

148

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Закономерности пространственного размещения поднятий Западно-Сибирской провинции»

ВВЕДЕНИЕ

Отечественная и мировая практика геологических работ, связанных с поиском нефти и газа показывает, что одним из важнейших факторов определяющих формирование месторождений нефти и газа является структурный. В Западной Сибири среди открытых залежей более 90% связано со структурными и структурно-литологическими ловушками. Изучение различных структурных характеристик с целью оценки перспективности как отдельных локальных поднятий, так и в целом нефтегазоносных областей Западно-Сибирской нефтегазовой провинции как показал анализ разных методик прогноза нефтегазоносности разработанных многочисленными авторами и коллективами исследователей остается попрежнему актуальным.

Выявление закономерностей распределения структур по размерам и по разным районам с учетом влияния различной изученности территории позволит более точно оценивать фонд еще не открытых структур и решать различные теоретические вопросы.

Для количественного прогноза нефтегазоносности необходим комплекс геологичяеских параметров, характеризующих исследуемую территорию, надежно измеряемых и картируемых. Одним из таких параметров является плотность структур, пространственные закономерности которой исследуется в данной работе.

Объектом исследования в данной работе являются положительные структуры, картируемые по опорным отражающим горизонтам А и Б. Структурные карты по перечисленным горизонтам масштаба 1:500.000 и 1:200.000 и электронные их модели с шагом сети 10x10 км использовались в качестве исходного материала.

Цель работы выявить закономерности распределения структур разного размера, дать прогноз количества невыявленных поднятий различных размеров, разработать методику расчета и картирования плотности структур и установить связь с нефтегазоносностью.

Для выполнения ее решались следующие задачи.

1. Анализ структурных факторов, используемых при прогнозе нефтегазоносности.

2. Изучение структур и структурных поверхностей по различным отражающим горизонтам и нефтегазоносным областям Западно-Сибирской провинции (ЗСП).

3. Исследование распределения площадей локальных структур Западной Сибири и вывод уравнений его описывающих.

4. Разработка методики построения карт плотностей выявленных и невыявленных структур.

5. Изучение связей плотностей структур с ресурсами углеводородов и использование их для прогнозной оценки территорий.

Полученные автором результаты использовались при подсчете потенциальных ресурсов нефти и газа Западной Сибири в 1989 году и при составлении: Атласа карт тектонического строения (1990), Мониторов по территории деятельности геологоразведочных объединений Главтюменьгеологии (1992-1995) и карт Тектонического строения Западной Сибири (1992) и Ханты-Мансийского округа (1998).

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ СТРУКТУРНЫХ ФАКТОРОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, как и во многих провинциях мира, главным объектом поисковых работ на нефть и газ является локальное поднятие - структура выявленная и подготовленная к бурению.

И.М.Губкин писал в своих трудах (1940 г.), что "...целью наших геологических изысканий и разведок прежде всего является отыскание тектонических структур, в условиях платформенных областей. В этот "Рим" должны вести все наши пути, и следующая наша задача - установить закономерность в распределении этих структур, чтобы их легче находить, а потом изучить каждую структуру в отдельности, чтобы установить, какие из них являются наиболее благоприятными для разведки, какие наименее, - одним словом, рассортировать с точки зрения значимости" [26].

Наибольшее количество залежей в Западной Сибири открыто в структурных и структурно-литологических ловушках. Материалы сейсморазведки в целом подтверждаются бурением. Поэтому со времени открытия первых месторождений (в Березовском районе) структурные и тектонические факторы рассматривались как главные при оценке перспектив нефтегазоносности и поисковых работах. Изучались морфологические особенности структур разного порядка (площади, амплитуды, ориентировка и т.д.) и история их развития в разных нефтегазоносных областях.

Одну из первых методик оценки перспективности структур на основе изучения закономерностей распределения залежей предложил Н.Н.Ростовцев в 1961 году [22]. При анализе размещения газовых залежей Березовского района он обратил внимание на то, что давление газа, растворенного в воде юрской продуктивной толщи, закономерно увеличивается в юго-восточном направлении через каждые 6-8 км на одну атмосферу. Для оценки была построена усредненная карта изобар (пластовых давлений) по открытым месторождениям. Новые залежи прогнозировались путем совмещения карт изобар и

структурной по кровле продуктивного пласта или близко залегающему к нему отражающему горизонту. Если давление газа в пределах оцениваемого локального поднятия, выявленного сейсморазведкой, выше, чем предполагаемое гидростатическое, то рассматриваемый пласт оценивался как газоносный, если ниже - водоносный. В 1964 г. Н.Н.Ростовцев метод изобар заменил методом изоконтактов (равных отметок водонефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов) [76]. Автор предложил по выявленным месторождениям нефти и газа снимать абсолютные отметки ВНК и ГВК и путем экстраполяции и интерполяции строить карты регионального наклона контактов. В Березовском газоносном районе шаг "изоконтактов" составил 100 м на каждые 10 км, а для Шаимского и Красноленинского -15-18 км. Локальная структура оценивалась как перспективная, если гипсометрическое положение кровли пласта было выше плоскости изоконтактов, в противном случае она считалась водоносной. Была произведена оценка 179 локальных поднятий. Успешность прогноза по результатам поискового бурения оказалась высокой (около 80%).

В 1963 г. влияние разрывных нарушений в фундаменте и осадочном чехле рассматривал В. П. Маркевич [51]. На тектонической карте, составленной им, выделялись региональные глубинные разломы, ограничивающие троги, - крупные грабенообразные структуры. Изучая разрывные дислокации в осадочном чехле, он отмечал, что они "играли большую роль не только в формировании структурных планов различных районов Западно-Сибирской низменности, но и решающую роль в миграции углеводородов, в формировании их залежей и, по всей вероятности, имели место явления неоднократного перераспределения запасов нефти и газа в осадочном чехле".

В 1967 г. В.С.Лазарев, В.Д.Наливкин, Г.П.Евсеев и др. [59] по степени структурного контроля над размещением залежи выделяют 4 класса структур:

1-одинарный контроль, осуществляемый только локальной структурой;

2-двойной контроль первого рода, когда помимо локальной структуры в контроле участвует положительная структура 2-го порядка;

3-двойной контроль второго рода, когда помимо локальной структуры контролирующее значение оказывает положительная структура 1-го порядка;

4-тройной контроль, в котором участвуют помимо локальной -положительные структуры 1 и 2-го порядков.

Авторы отмечают, что роль структурного контроля в аккумуляции существенна. Одиночная локальная структура имеет меньше шансов получить порцию мигрирующих УВ, нежели локальная структура, находящаяся в пределах вала или свода. Роль структурного контроля в сохранении месторождений определяется тем, что структуры 2-го порядка, участвующие в двойном контроле первого рода и в тройном контроле, наиболее контрастны, что предохраняет локальные структуры, их осложняющие, от расформирования.

После открытия многочисленных залежей в юре и неокоме Среднего Приобья для оценки продуктивности локальных поднятий все больше стали привлекать морфологические характеристики структур.

В 1968 г. А.М.Волков для разделения структур Березовского района на водоносные и нефтеносные использовал в программе распознавания образов следующие морфологические признаки структур: амплитуду, отметку замкнутой изогипсы, отношение осей, отношение периметра поднятия к периметру его выпуклой оболочки, расстояние от свода поднятия до прогиба, превышение над региональной составляющей структурной карты. Наиболее информативными оказались следующие параметры поднятия: расстояние до прогиба, амплитуда, превышение над региональной составляющей структурной карты [15].

В.И.Шпильман в 1968 г. [111] разделил локальные структуры по категориям. При выделении категорий он отмечал необходимость учета плотности сейсмопрофилей, т.к. при ее изменении часто (но не обязательно) категорийность структур меняется. После разграничения структур на категории строились

графики распределения локальных поднятий различных категорий для структурной характеристики того или иного района. Одновременно наносились распределения площадей нефтеносности. В графиках отражалось распределение структур каждой категории и количественное соотношение поднятий различных категорий. Графики позволяют выделить те категории структур, с которыми связаны залежи нефти и газа в конкретных районах и соответственно ориентировать геологоразведочные работы на их поиск.

В 1968 г. группа специалистов СНИИГГиМСа -Е.И.Бенько, Е.В.Еханин, В.П.Жаднова, И.А.Миталев [34, 92] -разработала способ распознавания продуктивности структур, учитывающий характер и историю тектонических движений. Они, вычисляя углы наклона площадок, отражающих сейсмические волны, определили семь признаков, характеризующих рост структур, и условия, благоприятные или неблагоприятные для формирования скоплений УВ:

^^ - среднеинтервальная скорость роста поднятия в течение

времени формирования рассматриваемой (1) толщи (положительная величина этого признака указывает на образование замкнутой геометрической формы и местное улучшение коллекторских свойств к сводам растущих одновременно с осадконакоплением поднятий);

~ ("ХТ") ~ ("Х?) " Разность значений скоростей роста на

рассматриваемом интервале (1) и верхнем смежном интервале (1+1) (характеризует потенциальные возможности ловушки в смысле литологической закрытости сверху);

- средняя скорость роста на суммарном интервале

AaJ■ + А ау+1

^ АТУ + АТ/+1;

времени, включающем рассматриваемый и верхний смежный, (характеризует условия сохранности (геометрической закрытости)

ловушки);

А«Л (Аа^ г

преобладание скорости роста на

дт;,.

рассматриваемом интервале времени над общим средним уровнем скорости роста поднятия в период мезозойской истории (при

положительных значениях признака характеризует относительное локальное улучшение коллекторских свойств в пределах исследуемого интервала по сравнению с общим локальным уровнем);

Аа] (Аа| _ преобладание скорости роста на

.атит;яос

рассматриваемом интервале времени над средним уровнем скорости роста поднятия на последующих этапах мезозойского времени (характеризует степень сохранности ловушки и потенциальные возможности образования трещиноватости в перекрывающих залежь породах);

Аа] (АО) разность между значением скорости роста на

AT ) i VAT

рассматриваемом интервале времени и значением скорости одновременно проявлявшихся региональных движений, наклоняющих поднятие (характеризует ловушку с точки зрения латеральной геометрической закрытости в палеоплане);

- - среднеинтервальная скорость изменения эллипсовид-

ности поднятия на рассматриваемом интервале времени (характеризует ориентацию ловушки по отношению к возможному направлению миграции флюидов).

Замеряя и рассчитывая эти морфологические параметры для продуктивных и водоносных структур, авторы получили хорошие результаты: опробование метода показало его высокую эффективность - процент распознавания составил - 75.

В 1969-1972 гг. В.И.Шпильман для оценки плотности прогнозных запасов из параметров, характеризующих структуры, предложил применять: плотность структур (отношение площади района к суммарной площади структур), интенсивность поднятий соответствующих категорий и площадь структур соответствующих категорий Данные параметры используются в регрессионых уравнениях [ИЗ].

В 1969 г. М.Я.Рудкевич, анализируя локальные поднятия, вмещающие залежи УВ, и водоносные, разных нефтегазоносных областей, установил качественную связь нефтегазоносности со структурами определенного типа: "высоко перспективными, обладающими широким стратиграфическим диапазоном

нефтегазоносности являются структуры древнего заложения, непрерывного и относительно равномерного конседиментационного роста в юрском и меловом периодах и энергичного активного роста в позднеолигоцен-неогеновое время" [77]. Разделяя ЗападноСибирскую провинцию на две существенно различные области (Внутреннюю и Внешний пояс), он отмечал увеличение частоты встречаемости и средних площадей структурных ловушек от склонов Внешнего тектонического пояса к центру ЗСП. Внутренняя область, состоящая из синеклиз и антеклиз (по его оценке), включает в себя в 3 раза больше положительных элементов первого и второго порядка, чем синеклизы, и характеризуется более широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

В начале 70-х годов в Западной Сибири И.И.Нестеровым, А.В.Рыльковым, Ф.К.Салмановым и др. разработаны графические методы дифференцирования основных продуктивных горизонтов локальных поднятий на предположительно нефтегазоносные и водоносные, когда наряду с геохимическими показателями использовались и структурные, такие как; амплитуда структуры, абсолютная отметка свода ловушки и др. [85, 96]. В наиболее простом виде метод предполагает построение диаграмм, на осях которых наносятся значения двух выбранных показателей, определяющих формирование залежей нефти и газа. Если параметры исследователем подобраны удачно, то на графиках выделяются области, в которых группируются точки, отвечающие продуктивным и пустым структурам. Оценка заключается в определении принадлежности объекта той или иной области. Преимущество методики - ее простота и наглядность. Недостаток - то, что не учитывается сложность многофакторного процесса формирования залежей.

А.Я.Эделыптейн и Г.И.Плавник [116, 117] в 1971 г., изучая структурные характеристики: площадь (S), периметр (Р), амплитуду (А), отношение осей (d/d0), интенсивность как A/S и A2/S, среднюю амплитуду (Аср), показатель геометрической сложности (А/Аср), геологические запасы нефти (Q) локальных поднятий Среднего Приобья и их нефтегазоносность, делают выводы, что наибольшую информативность в отношении запасов имеют средняя амплитуда и показатель геометрической сложности структурной поверхности

поднятия (частные коэффициенты корреляции составляют для структур по горизонту M - 0.56 и 0.69 соответственно). На основе восьми вышеупомянутых параметров для оценки запасов нефти в локальном поднятии было получено уравнение регрессии: lnQ=a*lnA+b*ln(d./do)+c*ln(A/S)....+m*lnS+s, где Q - запасы нефти в структурной ловушке; а, Ь, с...m - коэффициенты регрессии;

A, d/do, A/S и другие - соответствующие численные значения параметров данного поднятия; в - поправка.

Точность прогнозирования по данному уравнению, если судить по коэффициентам корреляции, достаточно высокая, составляющая 78-80 %. Авторы отмечают, что, пользуясь параметрами поднятий (A, S, Р и др.), можно оценить только запасы структуры, но не возможность наличия или отсутствия нефти в ней.

Для оценки возможной нефтегазоносности структур А.Я.Эделыптейном в 1971 г. предложено проводить двойную сортировку структур:

на первом этапе учитывать время и темп прироста амплитуды; к перспективным относить структуры, интенсивный рост которых наблюдался в неокоме и апт-сеноманское время, к малоперспективным структурам - интенсивный рост которых пришелся на более позднее время;

на втором этапе производить разделение локальных поднятий (принадлежащих одному структурному элементу: своду, крылу свода) по характеру гипсометрических перемещений во времени и оценивать возможную продуктивность. Для оценки рассчитываются среднеарифметический гипсометрический уровень сводовых частей структур I и II порядков, затем по отношению к этой среднеарифметической алгебраическая разница конкретного превышения локальных поднятий по отношению к этой средней. Такая же операция проводится и для мощностей между соответствующими границами (при этом возможно вычисление индекса продуктивности как суммы превышений мощностей). Для расчетов берутся отметки по отражающим горизонтам Б, M и Г. Методика позволяет намечать первоочередные объекты для ввода их в бурение. Анализ, проведенный А.Я.Эделыптейном и

Г. И. Плавником для оценки продуктивности структур Западной Сибири, показал подтверждаемость 72-87%.

Анализируя историю формирования замкнутых поднятий I-III порядков, Ф.Г.Гурари, К.И.Микуленко, В.С.Старосельцев [27] в 1971 году предложили метод изучения амплитуд. Амплитуду выделили в качестве одного из главных параметров, отражающих их развитие. Структуры в процессе длительного конседиментационного развития приобретают различные амплитуды по разным отражающим горизонтам, поэтому чтобы восстановить и сравнить темп развития поднятий на различных временных отрезках, необходимо сопоставить несколько структурных карт по нескольким исследуемым горизонтам. Вертикальной колонкой в масштабе предложено отображать современную амплитуду, а возрастные интервалы приращения - в цвете. Отсутствие того или иного цвета означает, что поднятие на соответствующем этапе прекратило рост. Предлагаемая форма отображения истории формирования поднятий позволяет определять их амплитуду по опорным горизонтам и прирост амплитуды любой положительной формы по этапам роста.

В 1972 г. А.М.Волков и В.К.Рыбак продолжили изучение наиболее информативного комплекса признаков для определения продуктивности локальных поднятий до постановки на них глубокого бурения. Исследовались структуры Сургутского и Нижневартовского сводов. Авторы отмечают, что такой признак, как превышение свода поднятия над региональным фоном - оказался информативным во всех случаях и почти во всех случаях информативен относительный прирост амплитуды [16].

К числу информативных показателей, позволяющих разделить с высокой надежностью оцениваемые участки на перспективные и бесперспективные, А.Э.Конторович, В.Б.Леонтович, Э.Э.Фотиади в 1972 г. [39] отнесли: разность отметок кровли НГК на прогнозируемом участке и в наивысшей точке ближайшего свода; разность отметок подошвы НГК на прогнозируемом участке и в наиболее погруженной точке ближайшей впадины.

В 1972 г. В. И. Шпильманом, Г.И.Плавником [112] предложена формула для оценки влияния структурных условий на

нефтегазоносность поднятий: $

р = иш • —хг , где £

и - отношение площади взаимно несоподчиненных структур к площади района;

т - количество осложняемых поднятий более высокой категории (вплоть до нефтегазоносного района в целом); Я; - площадь оцениваемого поднятия;

5 - площадь нефтегазоносного района, ядром которого является структура 3-й или 4-й категорий, а границы проходят по днищам окружающих впадин.

Данная формула позволяет выделять для бурения наиболее перспективные (с точки зрения структурного фактора) структуры какого-либо нефтегазоносного района.

Многие исследователи приходят к выводу о преимущественно молодом - неоген-антропогеновом возрасте большинства современных залежей С этими движениями связывают окончательное разделение нефти и газа, перераспределение УВ в газовых залежах и образование многочисленных в разрезе Западной Сибири смешанных по фазовому состоянию скоплений УВ.

В 1972 г. М.Я.Рудкевич и В.И.Шпильман [78], используя показатель параметра неотектоническая активность, вывели выражение для разделения газоносных и нефтеносных земель:

0.02аг0.003а2+0.003аз-0.01а4-1.4, где а^- песчанистость комплекса, в процентах; а2- температура, в °С; аз- расстояние до ближайшей впадины, в км; а4-неотектоническая активность, в м. Если выражение > 0, то структура нефтеносная, если < 0 - заполнена газом.

Надежность выражения для всех нефтегазоносных комплексов составляет 0.83-0.85.

А.Н.Ласточкин в 1974 г. [46], рассматривая влияние разрывных нарушений на размещение залежей нефти и газа, заметил различие в ориентировке длинных осей продуктивных и пустых структур. Было отмечено, что для продуктивных структур

характерны субмеридиональные простирания, в то время как пустые, в примерно одинаковой степени, представлены как ортогонально (в том числе широтно), так и диагонально ориентированными формами (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Розы-диаграммы длинных осей продуктивных (а) и непродуктивных (б) локальных структур Западно-Сибирской плиты [46].

Большое значение для образования газовых залежей севера Западной Сибири по мнению многих ученых имели положительные неотектонические движения, максимальная амплитуда которых достигала 500-700 м.

В 1974 г. А. Н. Ласточкин [46], изучая связь между неотектоническими движениями и нефтегазоносностыо, пришел к следующим выводам. Наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности являются структуры, активные и новообразованные в новейший тектонический этап. С увеличением активности структур растет стратиграфический этаж нефтегазоносности. Наиболее активные структуры перспективны в отношении газоносности, наименее активные и неактивные в отношении нефтеносности. Перспективность ловушек, расположенных на участках, испытавших поднятия в новейший этап,

растет, а гипсометрическое положение которых за это время изменилось в обратном направлении, падает. Структуры, приуроченные в пространстве к активным разрывным зонам, отличаются наибольшими запасами углеводородов и широкими диапазонами нефтегазоносности, хотя имеется значительное количество продуктивных структур, не связанных с известными разрывными зонами.

В 1975 г. А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. [23], обобщая результаты комплексного изучения ЗападноСибирской плиты [27, 39], показали, что количество продуктивных структур в юрском и неокомском комплексе увеличивается при приближении к грабен-рифтам. Указывается, что на расстоянии более 125 км от них продуктивность поднятий наблюдается лишь в единичных случаях. Связь с нефтегазоносностью участков, примыкающих непосредственно к грабен-рифтам (в пределах 10 км), изучена слабо.

Информативным оказался такой признак, как расстояние до региональных разломов в фундаменте для неокомского комплекса. С увеличением расстояния от нарушения увеличивается относительная роль месторождений и меньше доля "пустых" структур. Наиболее благоприятные условия для обнаружения залежей нефти и газа оказалась на расстоянии свыше 40 км от разлома. Для юрского комплекса региональные разломы не влияют на нефтегазоносность.

К числу информативных показателей, характеризующих раздробленность осадочного чехла, были отнесены плотность разломов в пределах контуров поднятий I порядка (наиболее благоприятная в пределах 0.020-0.025 км/км2) и отношение длины разломов к периметру пликативных структур для юрского и неокомского комплексов.

Тогда же, в 1975 г. влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления подтвердил В.П.Гаврилов [20]. Он выделил несколько положительных факторов.

- увеличение количества антиклинальных ловушек, их размеров и амплитуды в непосредственной близости от разлома;

- формирование зон повышенной трещиноватости вдоль разломов (густота трещин увеличивается в 5-6 раз по сравнению с внеразломными территориями);

- при движении воды по зонам проводящих разломов вследствие снижения давления и температуры происходит выделение УВ в свободную фазу и формирование залежей при наличии покрышки и других благоприятных условий.

Для Среднеобского и Верхнесалымского разлома ЗападноСибирской плиты он отмечал, что максимум запасов УВ по юрскому комплексу приходится непосредственно на приразломные зоны шириной до 20 км, по нижнемеловому смещается в сторону от разлома на расстояние 20-30 км [19].

В 1976 г. М.Я.Рудкевич, Ю.М.Глухоедов, Е.М.Максимов [79] предложили свой способ представления истории развития конседиментационных складок в виде круговых графиков и роз-диаграмм (см. рис. 1.2).

Для замкнутых положительных структур строят концентрические круги с радиусами, которые соответствуют современным амплитудам поднятий по разным стратиграфическим горизонтам. По окружности размещена шкала абсолютного геологического времени, показаны границы периодов, эпох, веков. Напротив середин дуг, длина которых соответствует рассматриваемому отрезку времени, проведены радиусы-векторы средних скоростей роста. Роза-диаграмма, получаемая в результате соединения концов радиусов-векторов отрезками прямой, изображает историю формирования изучаемой конседиментационной складки. Для каждой платформенной структуры характерен свой рисунок розы-диаграммы (размер, конфигурация). По преобладающим "лепесткам" и их длине можно расклассифицировать множество "роз". Нефтегазоносность при этом тесно связана со временем заложения поднятия и окончанием роста, с характером конседиментационного развития (прерывистым и относительно непрерывным) и этапами ускоренного структурообразования.

Аналогичный вид имеют графики для отрицательных структур. Но радиусы окружностей и их отрезки соответствуют средней мощности составляющих чехол осадочных комплексов, а радиусы-векторы, образующие розу-диаграмму, показывают среднюю скорость прогибания изучаемой структуры в исследуемых интервалах времени. Авторы отмечают, что стратиграфический диапазон нефтегазоносности, удельная плотность запасов возрастают с увеличением средней мощности чехла и от более молодых к более

древним зонам устойчивого погружения, одновременно растут перспективы сопряженных с ними поднятий Авторы, ограничиваясь качественными оценками, количественных расчетов не делали.

Рис. 1.2. Круговые графики и розы-диаграммы скорости роста и прогибания структур Западно-Сибирской плиты: А-Нижневартовский свод; Б-Юганская впадина; распределение параметров тектонического развития положительных (В) и отрицательных (Г) структур [79].

В 1979 г. М.Д.Белонин, Н.И.Буялов, Е.В.Захаров и др. рекомендовали некоторый набор универсальных (отражающих процессы как регионального, так и локального нефтегазонакопления) показателей [55]. Из показателей миграции выделены: превышение свода структуры над зоной максимального погружения, удаленность структуры от зоны максимального погружения, средний угол наклона между структурой и зоной максимального погружения, удаленность структуры от ближайшей флексурно-разрывной зоны и др. Из показателей аккумуляции вьщелены: структурный контроль ловушки, амплитуда положительной структуры II порядка, интенсивность положительной структуры II порядка и др.

А.М.Волков в 1980 г. с помощью сплайн-аппроксимации, подбирая весовой коэффициент и учитывая минимум кривизны поверхности, предложил строить карты региональной составляющей - поверхности раздела нефть (газ) -вода (при переносе по вертикали, приблизительно соответствующей карте изоконтактов). Все поднятия, расположенные выше поверхности раздела, оценивались положительно (чем резче они выделяются, тем выше их перспективы) [17].

Н.Я.Кунин в 1981 г. [42], анализируя влияние различных морфологических признаков на продуктивность подготовленных сейсморазведкой локальных структур по различным нефтегазоносным провинциям СССР, отмечает, что для Западной Сибири:

- существует четкая связь роста доли продуктивных структур с ростом их площади;

- максимальная вероятность продуктивности (79%) характерна для структур с амплитудой 200-500 м, о в то время как с остальными структурами вероятность менее 50%;

- со степенью удлиненности (отношение осей) к наиболее перспективным (50%) относятся изометричные и сильно вытянутые структуры (от 3 до 10 раз);

- по величине асимметрии (отношение угла падения по крутому крылу к углу падения по пологому крылу) преобладают симметричные продуктивные структуры.

- Удаленность от региональных нарушений по мнению автора не является информативным признаком.

В 1981 г. А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин, В.Б.Леонтович, А.А.Растегин [70] в числе 24 наиболее информативных характеристик выделили следующие: наклон поверхности фундамента, разность абсолютных отметок между сводом локального поднятия и дном ближайшей впадины по поверхности фундамента, плотность по длине разрывных нарушений фундамента в пределах контура структуры второго порядка, прирост амплитуды структуры II порядка за апт-сеноманский и ранне-

среднеюрский этапы, суммарную амплитуду новейших тектонических движений.

Реализация процессов генерации и нефтегазонакопления осуществляется в зонах с различной плотностью структур. Перераспределение УВ между участками впадин и сводов определяется функцией структурного контроля (Кп), предложенной В.И.Шпильманом в 1982 г. [114]:

Kn=[l+F2/Fi*(l-3S2)]*3Sb где F2 - площадь питающего склона; ¥[-площадь оцениваемого участка; S), S2- плотности структур (доля площади, приходящейся на структуры, на оцениваемом и питающем участках).

В.Е.Касаткин в 1983 г. продолжил исследования А.Я.Эделыитейна, Г.И.Плавника, А.М.Волкова по прогнозу продуктивности структур [37]. В качестве информационного признака было выбрано превышение структурной поверхности над региональным фоном. Он, оптимально разделив структурную карту Сургутского свода на региональную и локальную составляющую, определил, что карта локальной составляющей fp (а=70) обладает наилучшими прогностическими свойствами (количество ошибок в распознавании структур 9.2%).

В.С.Сурков, А.А.Трофимук, О.Г.Жеро, Л.В.Смирнов, А.Э.Конторович [54] в 1986 году еще раз отметили, что "наиболее богатые нефтью и газом районы Западно-Сибирской плиты тяготеют к территории развития рифтовой системы".

А.И.Дьяконов в 1986 г. [32], используя обширный материал по различным осадочным бассейнам, в том числе и Западно-Сибирский, показал влияние контрастности развития структуры на нефтегазонакопление: с увеличением контрастности улучшается выраженность структурных ловушек, создаются более благоприятные условия для миграции в них нефти и газа. Этот, один из историко-динамических показателей, представляющий суммарное значение скорости роста поднятия по отношению к смежной зоне максимального прогибания, рекомендован им в качестве определяющего критерия для подразделения антиклинальных ловушек на нефте- и газоносные. В первую группу попадают

структуры с контрастностью 90-100 м/млн.лет, характерной для нефтенакопления, во вторую - с контрастностью 15- 25 м/млн.лет, соответствующей газонакоплению. Промежуточный интервал предполагает образование смешанных залежей.

Он же отмечает, что для непродуктивных структур характерны скорость роста и контрастность, не превышающие в периоды тектонической активности соответственно 15 и 30 м/млн.лет.

В 1988 г. Г.И.Плавник, В.И.Шпильман, Л.Г.Судат при оценке перспективных ресурсов предложили использовать параметр "структурного экранирования". Чем больше плотность структур на пути миграции, тем меньше У В попадет в оцениваемую ловушку, а плотность зависит от крутизны склона крупных положительных структур: чем больше угол, тем меньше плотность структур. Коэффициент структурной проводимости может быть определен по формуле г|с=Ь-а, где а- угол крутизны, Ь- коэффициент пропорциональности [68].

Для оценки плотности потенциальных ресурсов В.И.Шпильман в 1988 г. [115] предложил параметр - тектоническая напряженность (G), отражающий энергию движений, энергию погружения. Этот параметр рассчитывается как среднее значение квадратов палеоглубин предполагаемого продуктивного горизонта или кровли нефтегазоносного комплекса

±н2

G = ^-.

п

По параметру интенсивности (отношению амплитуды к площади), впервые предложенному В.С.Лазаревым и В.Д.Наливкиным [45], последний выделил в 1989 г. 4 типа локальных структур: 1- низкой интенсивности (менее 1.5 м/км2); 2- средней интенсивности (1.5-3 м/км2); 3- высокой интенсивности (3-6 м/км2); 4- очень высокой интенсивности (более 6 м/км2). Интенсивность структуры, по мнению ученых, указывает на ее возможности в отношении аккумуляции.

Большую работу по оценке основных факторов, контролирующих нефтегазоносность структур в различных

нефтегазоносных провинциях, отличающихся по геологическому строению, выполнил в 1991 г. В.И.Галкин [21]. Им были проанализированы данные по более чем 1000 месторождений и "пустым" структурам, в том числе и Западно-Сибирским. Он делает вывод, что размещение месторождений в значительной мере предопределяют морфологические факторы. В качестве критериев, контролирующих насыщение ловушек УВ, были использованы такие характеристики структур как: амплитуда, площадь, интенсивность (A/S1/2), размеры осей и др. Показано, что при увеличении амплитуды вероятность наличия залежи в целом повышается, особенно при значениях свыше 80 м. Влияние площади и интенсивности на нефтегазоносность не столь однозначно.

Среди последних работ следует отметить статью И.Л.Левинзона, вышедшую в 1997 году [47]. В ней для прогноза нефтегазоносности юрского комплекса Надым-Пурской НГО предлагается использовать различные параметры локальных структур: амплитуду, площадь, интенсивность развития структуры (A/S0-5), размеры осей и их соотношение, степень тектонического контроля (положение локального поднятия на более крупном), прирост амплитуды за кайнозой A^z и от мела до современности Ах и др. Наилучшее разделение на нефтегазоносные и пустые структуры получилось при использовании критерия (КР) связывающего величины Akz и Ак - Kp=-30.9256Ak-30.9673Akz +3094,07. При последовательном увеличении числа информативных признаков в дискриминантной функции до 16 эффективность разделения поднялась с 65 до 88%.

Выводы.

Для оценки перспектив нефтегазоносности, то есть положительной и отрицательной оценки продуктивности и расчета прогнозных ресурсов, используются как морфологические параметры структур, так и параметры, характеризующие их движения, рост. Одновременно для улучшения прогноза привлекаются и другие литологические, геохимические, гидрогеологические параметры.

Наиболее информативными являются следующие морфологические характеристики структур и структурного плана: отношение амплитуды к площади или отношение квадрата амплитуды к площади структуры, коэффициент структурной

проводимости, структурный коэффициент перераспределения удельных запасов, плотность структур.

Из второй группы параметров, связанных с движениями структур, наиболее информативны: тектоническая напряженность, относительные движения (имеются в виду движения более мелкой структуры относительно более крупной - параметры, отражающие гипсометрическое положение и приращение мощностей, например, оцениваемой ловушки и средних величин свода), величина неотектонических движений, превышение поднятия над региональным фоном.

Необходимо отметить, что, несмотря на длительный период изучения структурных факторов для прогноза нефтегазоносности, еще не найдены универсальные параметры, которые давали бы однозначную оценку локального поднятия (продуктивно - непродуктивно) или (для случая положительной оценки) с высокой точностью предсказывали его запасы или потенциальные ресурсы какой-либо территории.

Из всех рассмотренных параметров для дальнейшего изучения была выбрана плотность структур, определяющая миграцию и аккумуляцию УВ.

2. ОПОРНЫЕ МАРКИРУЮЩИЕ ГОРИЗОНТЫ В РАЗРЕЗЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

2Л. Отражающие сейсмические горизонты в разрезе осадочного чехла

Ведущим методом при выявлении и подготовке нефте-и газоперспективных структур к поисковому и разведочному бурению в Западной Сибири является сейсморазведка. Успешному ее применению на территории ЗСП способствовали [42]:

- относительно высокая разрешающая способность (дЬ = ± 25 м) и благоприятные сейсмогеологические условия.

К благоприятным поверхностным сейсмогеологическим условиям относятся [29]:

-малая мощность зоны малых скоростей; -равнинный слабопересеченный рельеф; -близкий уровень залегания грунтовых и пластовых

вод;

-отсутствие в верхней части разреза сильных отражающих горизонтов.

Осложняющие факторы: изрезанность рельефа припойменных участков, мощные торфяники, зоны многолетнемерзлых пород.

К благоприятным глубинным сейсмогеологическим

условиям:

-наличие во всех частях разреза чехла ЗСП сейсмических границ, в т.ч. в нефте- и газовмещающих толщах;

-небольшие углы наклона отражающих границ (< 10°); -наличие в разрезе сильных сейсмических границ, выдержанных и устойчивых на всей или большей части площади (такие границы называют опорными).

В разрезе осадочного чехла ЗСП выделяется более 20 сейсмических горизонтов (рис.2.1) и несколько регионально отражающих горизонтов: Г, С - в верхнемеловых, М - в нижнемеловых, Б - в верхнеюрских, Т и Т4 - в нижнесреднеюрских отложениях и горизонт А - на границе осадочного чехла и фундамента. Наиболее однозначно интерпретируется положение горизонта Б, который чаще используется геологами для изучения

тектонического строения осадочного чехла. Для изучения структурной поверхности фундамента, анализа его рельефа используется горизонт А и его аналоги (Ф, I), который на временных разрезах ОГТ представляет собой ярко выраженную поверхность несогласия, залегающую на 200-4000 м глубже горизонта Б. На севере Западно-Сибирской плиты (ЗСП), в Гыдан-Северо-Тазовском регионе в рифтовых прогибах горизонт А расщепляется; ниже основного горизонта выделяются несогласно к нему залегающие А|, А2, А3[12].

Предполагается, что горизонтам А и А] соответствует истинная граница чехла, которая имеет "скользящий" возраст - от мелового на периферии до раннепалеозойского в северной части бассейна. Максимальные глубины погружения А - 12 км, А^ - 13 км, А2 - 14-15 км, Аз - 16 км.

Сейсмические границы с привязкой к данным бурения составляют сейсмостратиграфическую основу, под которой понимается соответствие выделенным региональным отражающим границам границ геологических.

Рис.2.1. Принципиальная схема отражающих границ в платформенном чехле северной части Западно-Сибирской плиты (B.C. Соседков, Ю.Н. Сурков [91]). С| „А- индексы отражающих горизонтов 1зу- возраст сейсмических комплексов

Основное влияние на формирование сейсмических волн оказывают наиболее резкие перепады акустических жесткостей, которые отмечаются на разделах между крупными литолого-стратиграфическими комплексами. С ними (разделами) связываются наиболее интенсивные и динамически выдержанные отраженные волны, обладающие опорными свойствами на значительной территории ЗСП. К таковым прежде всего следует отнести отражающие горизонты А, Б, М, Г. Эти отражающие горизонты сл едятся практически по всей Западно-Сибирской провинции. Их хорошая сейсмическая характеристика связана с горизонтальной и субгоризонтальной тонкослоистой мегатекстурой отложений [6].

Горизонт А отождествляется с подошвой платформенного чехла, которая имеет скользящии возраст - от мелового и юрского на периферии и в южной части ЗСП до палеозойского в наиболее погруженной северной части ЗСП.

Опорный горизонт А имеет прерывистую картину прослеживания из-за изменчивости вещественного состава субстрата, наличия разных по мощности и литологии кор выветривания и трещиноватости пород. Поэтому проележиваемость горизонта А сопровождается детальным изучением керна глубоких скважин, вскрывших фундамент. Материалы по вещественному составу пород фундамента, возрасту его опубликованы в работах: В.С.Бочкарева, А.П.Белоусова, О.Г.Жеро, В.Г.Криночкина, З.В.Лашневой и И.М.Лашнева.

Выше упоминалось, что на севере Западной Сибири мощность осадочных отложений значительно увеличена и в них фиксируется большое количество отражающих горизонтов в широком стратиграфическом диапазоне (это стало возможным благодаря применению метода ОГТ, значительно повысившего глубинность и детальность исследований по сравнению с однократным МОВ). Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов разных исследователей несколько отличается. ВайполинЮ.П. [12] дает нижним горизонтам следующую привязку: Т|_4 -нижне- и среднеюрские отложения;

а -подошва верхнего триаса; 'б -подошва нижнего триаса; в -кровля нижней перми; г -подошва нижней перми; 1Д, 1е (А), 1ж (А^ - в породах палеозоя;

А2 (~Ф) -кровля фундамента (возможно, допалеозойского) [12].

Другая точка зрения - Л.Ш.Гиршгорн, В.Г.Кабалык, В.С.Соседков предполагает более позднюю стратиграфическую привязку, ориентировочно на отдел выше [25].

В толще нижне - среднеюрских отложений прослеживается несколько отражающих горизонтов группы Т: Т1 подошва пласта Ю4, Т3 или Т4 - кровля пласта Юю • Однако эти отражения как отмечают исследователи имеют значительный разброс как по прослеживаемости, так и по времени регистрации. Эти факторы, а также наличие на севере ЗСП большого количества промежуточных горизонтов позволяют уверенно выделять в региональном плане лишь наиболее выдержанные сейсмокомплексы:

-1а -Т 4- отвечает морским осадкам тампейской серии триаса, вскрытой на ряде площадей Усть-Енисейской области;

-Т4 -Т2 - нижне-среднеюрский комплекс (Т4 -плинсбах-тоар, Т2 -аален-байос) континентального и прибрежно-морского генезиса.

Отражающий горизонт Т4 в последние годы геологи связывают в разрезе с глинистой пачкой внутри джангодской свиты нижней юры, возможно аналогом тогурской пачки.

Основным опорным региональным отражающим горизонтом для всего разреза является горизонт Б (в Томской и Новосибирской областях ему соответствует Па, в Красноярском крае - горизонты 1г - 1а), который приурочен к битуминозным отложениям баженовской свиты и ее аналогам.

Баженовская свита распространена на площади около 2 млн. км2. Она литологически представлена черными и буровато-черными обогащенными органическим веществом

тонкоотмученными, тонкогоризонтально-слоистыми, кремнисто-карбонатно-глинистыми породами, нередко сильно известковистыми,

переходящими в мергели, содержащими в среднем 8-15% Сорг. Средняя мощность битуминозных пород составляет 30 м, увеличиваясь , в основном, к северу от Широтного Приобья до 50-70 м. Редко на отдельных участках баженовская свита отсутствует или битуминозные породы переслаиваются с небитуминозными глинами и песчано-алевритовыми породами, которые образуют аномальные разрезы (АР) баженовской свиты (рис.2.2). Происхождение АР возможно связано со сползанием, сбросовыми движениями и землетрясениями в неокомское время или из-за подводных течений в волжское время [9]. В этих аномальных разрезах мощность свиты возрастает до 160-210 м.

Ю 20 40 • 60 [X с

& ..-г »"'Г*""''' : 7'" а- г ^ ........Д1

; • .....

Рис.2.2. Характер сейсмической записи на участке развития аномального разреза баженовской свиты (Малопоточное поднятие) Необходимо отметить, что, несмотря на "спокойный" характер залегания отложений в разрезе осадочного чехла Западной Сибири отмечаются проявления дизъюнктивной тектоники. Разрывные нарушения, зарожденные в фундаменте, нередко прослеживаются в чехле (рис.2.3-2.4), и в отдельных случаях - от фундамента до дневной поверхности. Наибольшая плотность разломов и трещиноватость пород наблюдается по фундаменту. Эти нарушения и резкие изменения вещественного состава ухудшают прослеживаемость горизонта А.

Баженовская свита по направлению к обрамлению изменяется: уменьшается битуминозность, вплоть до полного исчезновения, в этом же направлении ухудшаются ее свойства как сейсмического репера. Баженовская свита замещается: на юге и востоке глинистыми породами марьяновской и яновстановской свит с прослоями битуминозных аргиллитов; на западе тутлеймской, мулымьинской и даниловской свитами, битуминозность которых сокращается в западном направлении; на севере и северо-востоке гольчихинской и на северо-западе - даниловской свитами сложенными практически небитуминозными глинистыми породами. Для них характерен более широкий стратиграфический диапазон.

Рис.2.3. Системы тектонических нарушений, проникающих в мезозойский чехол Западно-Сибирской геосинеклизы, установленные по материалам: а) сейсморабот и анализу условий залегания УВ залежей, б) геоморфологического анализа и анализа гравимагнитных полей (база данных НАЦРН).

228

30

215^55 Рис.Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 54 с/п 70/93-94

Верхне-Шапшинская площадь (Приобское месторождение) Масштаб горизонтальный 1:50.000 вертикальный 1см-0.05 с

В

• 229

Г2ХХ-»2/8

70/9 3-9 4^7^4^29

Ш

2.000

2.200

2. 400

К

й

«

я о

а* >ч

ОР

о -5.

V;

о

г а\ К Р

2 *5

й ^ » п

о

8 13

к

(Я

о

и

а\ си тз

вз о

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Чуйков, Сергей Николаевич

Выводы:

Таким образом, параметры плотность выявленных структур и плотность генеральной совокупности структур можно использовать для оценки ресурсов по сеноманскому комплексу и по всему разрезу в целом, а плотность продуктивных резервуаров для неокомского комплекса. Надежность прогноза может быть увеличена при использовании дополнительных параметров (литологических, геохимических и др.), особенно это относится к прогнозу по отдельным комплексам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных автором диссертации исследований установлено.

1. Как показал обзор и анализ разработанных ранее методик, используемых для оценки перспектив нефтегазоносности, к числу наиболее информативных морфологических параметров структур и структурного плана относятся: тектоническая напряженность структурной ловушки как отношение амплитуды к площади или отношение квадрата амплитуды к площади, структурная проводимость, коэффициент перераспределения удельных запасов, плотность структур; среди параметров, характеризующих их движения, рост - гипсометрическое положение и приращение мощностей более мелких поднятий относительно средних величин свода, величина неотектонических движений, превышение поднятия над региональным фоном.

2. Длительный период изучения структурных факторов для прогноза нефтегазоносности показал, что не существует каких-либо универсальных структурных параметров, оценивающих локальные поднятия (продуктивно - непродуктивно) или с высокой точностью позволяющих оценивать потенциальные ресурсы какой-либо территории.

3. Проведенный гипсометрический анализ структурных поверхностей показал возможность использования полученных графиков для тектонического районирования территории, выделения и сравнения участков с разным строением структурной поверхности.

4. Установлено, что на фоне общего закономерного уменьшения числа структур по мере возрастания размеров выявляется четкая дискретность в распределении их по величине площади. Разделение структур на различные классы по размерам предопределено природными процессами. В пределах каждого класса распределение структур логнормально, а суперпозиция этих распределений дает общий фон уменьшения числа структур по мере увеличения их площадей. Закономерными оказались как частоты встречаемости структур каждого класса, так и положение на числовой оси математического ожидания для совокупности структур каждого класса.

5. Предлагается следующая классификация положительных замкнутых структур Западной Сибири на основе дискретного характера их распределения: 1-3 класс- IV порядок (мельчайшие < 25 км2), 4-7 класс- III порядок (мелкие от 25 до 250 км2), 8-11 класс - II порядок (средние от 250 до 3000 км2).

6. Разработана методика прогнозирования концентрации еще невыявленных объектов и расчета их размеров. Она базируется на однозначно воспроизводимой процедуре замера плотностей выявленных структур с использованием кругового эталона, а также операции учета неоднородностей систем наблюдений, позволяющей изучать влияние геологических факторов, сняв влияние техногенных на изменение плотностей структур. На основании этих методических приемов для всей территории региона составлены карты плотностей выявленных и невыявленных структур разного размера, отображающие закономерности их размещения. Кроме того, определены участки аномалий плотностей невыявленных структур. За счет повышения уровня изученности здесь возможно открытие новых структур и связанных с ними месторождений нефти и газа.

7. Установлена связь плотностей структур с потенциальными ресурсами как для отдельных нефтегазоносных комплексов, так и для всего разреза осадочного чехла. Наиболее тесные связи отмечены для сеноманского НГК и верхней части неокомского (пластов группы А). Плотность выявленных структур и плотность продуктивных резервуаров можно рекомендовать для использования в качестве дополнительных параметров с целью уточнения оценки потенциальных ресурсов по сеноманскому комплексу и по всему разрезу в целом.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Чуйков, Сергей Николаевич, 1998 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авсюк Ю.Н. Эволюция системы Земля-Луна и ее место среди проблем нелинейной геодинамики//Геотектоника.-1993.-№1. -С.13-22.

2. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности структур (с применением математических методов и ЭВМ). Авт.: Аминов Л.З., Амосов Г.А., Белонин М.Д. и др., Л.: Недра, 1977,-187с.

3. Барсуков В.Л., Урусов B.C. Фазовые превращения в мантии и расширение Земли//Природа, 1983, №5.-С.16-25

4. Белоусов В.В. Геотектоника. М.: Недра, 1976 , -334с.

5. Бембель Р. М., Лисенков А.П., Устюжанин В. В. Анализ сейсмогеологических разрезов с помощью разложения по ортогональным полиномам. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1971, вып. 45,-С.181-185.

6. Бембель P.M. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. Новосибирск, Наука, 1991,-152с.

7. Богацкий В.В., Коллеганов Ю.М., Суганов Б.И. Пространственно-статистический анализ геологического строения и размещения полезных ископаемых. М.: Недра, 1976,-105с.

8. Болыиев Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы матемарической статистики. М.: Наука, 1965,-464с.

9. Бочкарев B.C., Боярских Г.К. Особенности структурного плана кровли баженовского горизонта. // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ, вып 194, Тюмень, 1985,-С.48-54.

Ю.Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г., Захаров В.А. и др. Баженовский горизонт Западной Сибири. -Новосибирск, Наука, 1986. -216с.

11. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1957,-480с.

12. Вайполин Ю.В. Структурный план и тектоническое районирование подошвы платформенного чехла севера Западной

Сибири по данным ОГТ.// Тектоника платформенных областей. -Наука, Новосибирск, 1988,-184с.

13. Витязь В.И. Периодичность размещения геологических структур платформенных областей Сибири. М.: Недра, 1982,-176с.

14. Витязь В.И., Богацкий В.В. Связь молодого возраста залежей нефти и газа с их периодически дискретной локализацией//Время формирования залежей нефти и газа. М.: Наука, 1976,-С.274-278.

15. Волков A.M. Использование алгоритмов распознавания образов для разделения поднятий на газоносные и водоносные (на примере Березовского района Западной Сибири). Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 18, Тюмень, 1968,-С.33-57.

16. Волков A.M., Рыбак В. К. Информативность морфологи-ческих, историко-тектонических и литологических признаков при решении задач разделения поднятий на нефтеносные и водоносные. В сб.: Нефть и газ Тюмени, Тюмень, 1972, вып.13,-С. 53-56.

17. Волков A.M. Решение практических задач геологии на ЭВМ. М.: Недра, 1980,-220с.

18. Волков В. А. Об одном методе приближения геологических поверхностей. В сб.: Проблемы нефти и газа Тюмени, Тюмень, 1976, вып. 32,-С.61-64.

19. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления.М.: Недра, 1975,-253с.

20. Гаврилов В.П. Происхождение нефти. М.: Наука, 1986,-

176с.

21. Галкин В.И. Научное обоснование методов прогноза нефтегазоносности локальных структур. Автореф. дис. д.г.-м.н. Москва, 1991,-39с.

22. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности - новой нефтяной базы СССР. Под ред. Н.Н.Ростовцева, А.А.Трофимука. Новосибирск, Изд-во СО АН СССР, 1963,-200с.

23. Геология нефти и газа Западной Сибири. /А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. - М.: Недра, 1975,-680с.

24. Геология СССР. Т.44. Западно-Сибирская низменность. Под ред. H.H. Ростовцева. М.: Недра, 1964,-550с.

25. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г., Соседков B.C. Нижне-среднепалеозойский осадочный бассейн севера Западной Сибири.//Советская геология, №11, 1987,-С.65-75.

26. Губкин И.М. Урало-Волжская нефтеносная область (Второе Баку). М. Изд. АН СССР, 1940,-С.29-30.

27. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. О влиянии тектонического фактора на нефтегазоносность. В сб.: Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Труды СНИИГГиМС вып. 100, Новосибирск, 1971,-С.5-15.

28. Гурари Ф.Г., Ю.Н.Карогодин. Закономерности изменения степени заполнения локальных структур нефтью и газом в Западно-Сибирской провинции.//Геология нефти и газа, 1970, №4,-С.15-20.

29. Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. М.: Недра, 1980 г. ,-550с.

30. Дискретность материала песчано-алевритовых пород в связи с эволюцией осадконакопления. Смирнов Л. С., Колобзаров О.В., Рожков Г.Ф. //Советская геология. 1973, №12,-С.81.

31. Долицкий A.B. Образование и перестройка тектонических структур. М.:Недра, 1985,-219с.

32. Дьяконов А.И. Методы палеотектонического анализа нефтегазоносных областей. Изд-во пермского университета. Ухта. 1986.-51с.

33. Змановский Н.И. Динамика тектонических процессов. -В сб.: Методология прогноза нефтегазоносности. - Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988,-С.87-100.

34. Использование программ распознавания для разделения подготовленных сейсморазведкой локальных поднятий на

нефтегазоносные и "пустые". В сб.: Математические методы в геологии и геофизике. Труды СНИИГГиМС вып.79, Новосибирск, 1968,-С.62-67. Авт.: Бенько Е.И., Еханин Е.В., Жаднова В.П., Миталев И.А.

35. Историко-генетическая оценка нефтегазообразования в осадочных бассейнах Сибирской платформы. Дмитриевский А.Н., Самсонов Ю.В., Вагин С.Б. и др. Москва.: Недра, 1989,-220с.

36. Кабалык В. Г., Черепанов В. В. Геологическая приуроченность отражающих границ в мезозойских отложениях севера Западной Сибири по результатам вертикального сейсмического профилирования (ВСП). В сб.: Новые методы обработки сейсмических и других геофизических материалов на севере Тюменской области. - Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1977,-С.19-24

37. Касаткин В.Е. Количественная оценка перспективности ловушек нефти и газа на основе математического моделирования процессов формирования залежей. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. - Тюмень, 1983, -212с.

38. Козлов Е. Обработка данных: проблемы и решения.// Нефть и капитал. 1997. №1,-С.72-74.

39. Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Леонтович В.Б. Современные подходы к оценке перспектив нефтегазоносности. В кн. Применение математических методов и ЭВМ для решения задач нефтяной геологии. Труды СНИИГГиМС. вып. 138, Новосибирск, 1972,-146с.

40. Крамбейн У., Грейбилл Ф. Статистические модели в геологии. М.: Мир, 1969,-397с.

41. Красный Л.И. Глобальная делимость литосферы в свете геоблоковой концепции //Советская геология. 1984,№7,-С.17-31.

42. Кунин Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа. М.: Недра, 1981,-304с.

43. Кунин Н.Я., Иогансон Л.И. Геофизическая характеристика и строение земной коры Западной Сибири. М.: Наука, 1984. -220с.

44. Лазарев B.C., Наливкин В.Д., Шаблинская Н.В. Типы тектонических структур платформенного чехла. В кн.: Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники ЗападноСибирской и Турано-Скифской плит. Л.:Недра. -1963,-С46-135.

45. Лазарев B.C. Тектонические основы пргноза нефтегазоносности платформенных областей./Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.г.-м.н. Л.: 1989.

46. Ласточкин А.Н. Неотектонические движения и размеще-ние залежей нефти и газа. Ленинград. Недра. 1974.-68с. (Труды ВНИГРИ вып.327).

47. Левинзон И.Л. Критерии прогноза нефтегазоносности юрского комплекса Надым-Пурской НТО// Геология нефти и газа. - 1997, № 11.- С.15-17.

48. Личков Б.Л. К основам современной теории Земли. Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1965,-118с.

49. Мавлютов Ш.Ш. Возможности прогнозирования локальных поднятий на севере Западной Сибири структурно-геоморфологическими методами // Тезисы докладов годичной конференции Тюменского отделения ВМО АН СССР.-Тюмень, 1985, -С.24-26.

50. Мавлютов Ш.Ш. Закономерности распределения по размерам локальных морфоструктур Обь-Тазовского междуречья. - В сб.: Применение математических методов и ЭВМ в геологии нефти и газа на примере Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1990,-С.83-89

51. Маркевич В.П. Особенности геологического развития и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности. В сб. Проблемы сибирской нефти. Изд-во Сибирского отделения АН СССР, Новосибирск, 1963,-С.29-46.

52. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. М.: Мир, 1968,-407с.

53. Мацуда Т. Сейсмические шрамы//Методы прогноза землетрясений. Их применение в Японии. М.:Недра. 1984.-С.39-66.

54. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты/Под ред. чл-кор. АН СССР В.С.Суркова. -М., 1986.-149с.

55. Методы оценки перспектив нефтегазоносности./ Под ред. д-ра геол.-минер, наук, проф. Н.И.Буялова и чл.-корр. АН СССР В.Д.Наливкина. М.Недра, 1979,-332с.

56. Милановский Е.Е. О корреляции фаз учащения инверсий геомагнитного поля, понижений уровня мирового океана и фаз усиления деформаций сжатия земной коры в мезозое и кайнозое. Геотектоника. №1, 1996,-С.3-11

57. Мясникова Г.П., Ясович Г.С. Новые данные о строении баженовской свиты Среднего Приобья в связи с ее нефтегазоносностью./V Всесоюзная конференция ВМО. Тезисы докладов. Тюмень, 1979.

58.Мясникова Г.П. Роль разломов в формировании, размещении и строении залежей УВ на севере Западной Сибири.//Геология и минерально-сырьевые ресурсы ЗападноСибирской плиты и ее складчатого обрамления./Тезисы VI годичной комференции. Тюмень, 1987. №1,-С 172-173.

59. Наливкин В.Д., Лазарев B.C., Сверчков Г.П. Роль различных факторов в формировании и размещении нефтяных месторождений на молодых платформах СССР. Труды ВНИГРИ, вып. 259, Ленинград, 1967,-365с.

60. Наливкин В. Д., Кузьмин В. И., Лукьянова В. Г. Дискретность в распределении и развитии природных объектов // Тектоника и нефтегазоносность складчатых поясов.-Фрунзе, 1984.-С.27-35.

61. Нежданов А.А. Зоны аномальных разрезов баженовского горизонта Западной Сибири. /Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 194, Тюмень, 1985,-С.27-35.

62. Нестеров И.И. Локальные платформенные поднятия Западно-Сибирской низменности. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1965, вып. 1,-С.101-108.

63. Нестеров И. И., Шпильман В. И. Теория нефтегазонакоп-ления. М.: Недра. -1987.-232с.

64. Николаев Н.И. Неотектоника и ее выражение в структуре и рельефе территории СССР. М., Госгеолтехиздат, 1962, -392с.

65. Одесский И.А. Волновые движения земной коры. Л.: Недра, 1972.-208с.

66. Плавник Г.И. Морфология и история формирования локальных поднятий Среднего Приобья и Надым-Тазовского междуречья. -Сравнительная оценка перспектив нефтегазоноснос-ти локальных поднятий Среднего Приобья и севера Западно-Сибирской Плиты по структурному фактору. /Под ред. д.г.-м.н., проф. М.Я.Рудкевича. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.47. Тюмень, 1971,-С.5-67.

67. Плавник Г.И. О влиянии характера соподчиненности локальных поднятий Среднего Приобья на их морфологию и этаж нефтегазоносных отложений. - Строение, закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в центральной части Западной Сибири / Под ред. к.г.-м.н.

B.И.Шпильмана. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.56. Тюмень, 1972,-

C.91-97.

68. Плавник Г.И., Шпильман В.И., Судат Л.Г. Прогноз нефтегазоносности структур и динамики их опоискования. Основные положения количественного прогноза нефтегазоносности. - В сб.: Методология прогноза нефтегазоносности. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988,-С.114-131.

69. Поздняков A.B. Волны в астеносфере и их геотектонические следствия//Симметрия рельефа. М.: Наука, 1992, -С.130-143

70. Прогноз месторождений нефти и газа. /А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин и др. М.: Недра, 1981,-350с.

71. Пятков В.И., Сидоров А.Н., Хорошев Н.Г. Комплекс по обработке геологической информации. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1976, вып. 110,-с.89-86.

72. Пятков В.И. Программа обработки карт (FLRES). Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1981, вып. 161,-С.53-71.

73. Решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тюмень, 1990 г.

74. Ростовцев H.H. Опыт составления прогнозных карт на нефть и газ для территории Западно-Сибирской низменности. Новосибирск, 1961,-23с.

75. Ростовцев H.H. Проект классификации структур платформенного чехла Западно-Сибирской низменности.-Гостоптехиздат. Тр. СНИИГГиМСа. вып. 17. 1961.

76. Ростовцев H.H. К методике определения продуктивности структур в нефтегазоносных районах. Геология нефти и газа, №7, 1964,-С.6-14.

77. Рудкевич М.Я. Тектоника Западно-Сибирской плиты и ее районирование по перспективам нефтегазоносности. Труды ЗапСибНИГНИ, вып 14, 1969,-278с.

78. Рудкевич М.Я., Шпильман В. И. Роль неотектонических показателей в пргнозировании зон преимущественно нефте- или газонакопления. Труды ЗапСибНИГНИ, вып 50, 1972,-С.76-82.

79. Рудкевич М.Я., Глухоедов Ю.М., Максимов Е.М. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции. /Под ред. д.г.-м.н. П.К. Куликова. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.92, Тюмень, 1976,-172с.

80. Рудкевич М.Я., Озеранская JI.C., Чистякова Н.Ф. В кн.Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна, М.: Недра, 1988,-303с.

81. Рыбак М.В. Установление количественных взаимосвязей между морфологическими термическими свойствами НГК и их УВ ресурсами. Тезисы докладов V научно-

технической конференции молодых ученых и специалистов ЗапСибНИГНИ (30-31 марта 1981 г.). Тюмень, 1981,-СЛ00-101.

82. Садовский М.А., Болховитинов Л.Г., Писаренко В.Ф. Деформирование геофизической среды и сейсмический процесс. М.: Наука, 1987,-100с.

83. Садовский М.А., Нерсесов И.Л., Писаренко В.Ф. Иерархическая дискретная структура литосферы и сейсмический процесс. В кн: Современная тектоническая активность Земли и сейсмичность. М.: Наука, 1987,-С.182-191.

84.Салманов Ф.К. Критерии оценки нефтегазоносности локальных поднятий в неокомских отложениях Широтного Приобья.// Геология нефти и газа. 1972, №2,-С.11-18.

85. Салманов Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974,-280с.

86. Сидоров А.Н. Математические методы обработки и интерпретации геолого-геофизической информации на примере построения карт геологических параметров В сб.: Проблемы нефти и газа Тюмени, Тюмень, 1979, вып. 42,-С.58-64.

87. Симонов Ю.Г. Региональный геоморфологический анализ. М.: МГУ, 1972.-316с.

88. Системы разломов Африки и Аравии. Сулиди-Кондратьев Е.Д., Разваляев A.B., Давиденко И.В. и др. М.: Недра, 1984,-187с.

89. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988,-

679с.

90. Сорохтин О.Г., Ушаков С.А. Глобальная эволюция Земли. М.: Изд-во МГУ, 1991,-446с.

91. Соседков B.C., Сурков Ю.Н. Региональная сейсмо-стратиграфия мезозоя севера Западной Сибири. В кн. // Сейсморазведка для литологии и сейсмостратиграфии.// Труды ЗапСибНИГНИ., Тюмень, 1985 г,-С.30-41.

92. Способ количественного изучения истории тектонического развития локальных поднятий на основании сейсморазведочных данных.//Советская геология, 1968, №5,-

С.97-109. Авт.: Бенько Е.И., Еханин Е.В., Жаднова В.П., Миталев И.А.

93. Стовас М.В. Некоторые аспекты тектогенеза//Проблемы планетарной геологии. М.:Госгеолтехиздат. 1963.-С.222-274.

94. Сулейманова JI.O. Установление многомерных количественных связей, расчет формул регионального прогноза. В кн.: Методология прогноза нефтегазоносности. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988,-С.101-114.

95. Сулейманова JI.O. Прогноз концентрации ресурсов углеводородов и динамики их выявления на основании количественного моделирования генетических и техногенных процессов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. - Тюмень, 1997,-235с.

96. Сургутский нефтеносный район. Тюмень, Труды ЗапСибНИГНИ, вып.19, 1968,-239с.

97. Тектоническая карта Западной Сибири, 1992 г, под ред. Бочкарева B.C., Подсосовой JI.JI., Шпильмана В.И., Тюмень.

98. Территория деятельности предприятия "Обьнефтегаз-геология". Монитор центральных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс". Женева,-1992 ,-165 с.

99. Территория деятельности предприятия "Ханты -Мансийскнефтегазгеология". Монитор западных районов Западной Сибири./ Под ред. А.М.Брехунцова, В.И.Шпильмана. "Петроконсалтанс". Женева,-1992.-156 с.

100. Торопов C.B. Программа построения региональных карт в изолиниях. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1981, вып.161,-С.24-42.

101. Трусов Л.Л. Картирование зон высокопродуктивных коллекторов юры Западной Сибири с позиций волновой геодинамики. SEG-EATO. Международная геофизическая конференция и выставка. Москва, 1993, Сб. рефератов, №2,-С.516.

102. Туманов H.H. Усовершенствование методики поисков и разведки залежей углеводородов, связанных с малоамплитудными структурами. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук.-Тюмень, 1986 г.

103. Устюжанин В.В., Бычкова С.Н., Пропп Э.Ф., Матыс Л.И. Построение региональных карт глубоких горизонтов Западно-Сибирской плиты с применением аппарата сплайн-аппроксимации/Математические методы прогнозирования нефтегазоносности в Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1988, вып. 110,-С.100-107.

104. Формы геологических тел (терминологический справочник). Под ред. Ю.А.Косыгина, В.А.Кулындышева, В.А.Соловьева. М.:Недра, 1977,-246с.

105. Хаин Е.В. Основные прблемы современной геологии (геология на пороге XXI века). М.:Наука, 1994.-188с.

106. Чуйков С.Н. Дискретность в распределении структур.// Комплексирование методов исследования при разработке месторождений нефти и газа Западной Сибири./Тезисы докладов областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988,-С. 12-13.

107. Чуйков С.Н., Шпильман В.И. Закономерности дискретного распределения структур в Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1992, № 9.- С. 11-14.

108. Чуйков С.Н. Закономерности распределения площадей структур по отражающим горизонтам "Б" и "Г".//Современные геологические поблемы. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1994,-С. 115-121.

109. Чуйков С.Н. Распределение в пространстве выявленных и невыявленных структур.//Нефть и газ Западной Сибири./Тезисы докладов Международной научно-технической конференции. Том 1. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1996,-С. 87-88.

110. Чуйков С.Н. Рельеф глубинного строения ЗападноСибирской плиты.//Научно-технические проблемы Западно-

Сибирского нефтегазового комплекса. Том 1. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997,-С. 140-147.

111. Шпильман В.И. Категории локальных структур в связи с их изученностью. Материалы II Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. Тюмень, 1968,-С.69-76.

112. Шпильман В.И., Плавник Г.И. Теоретическая оценка влияния структурных условий на нефтегазоносность поднятий. В сб.: Нефть и газ Тюмени. Тюмень, 1971, №9.-С.19-22.

113. Шпильман В. И. Связь плотности запасов со структурными параметрами - Методика оценки прогнозных и перспективных запасов и обоснование подсчетных параметров. /Под ред. д.г.-м.н., проф. М.Я.Рудкевича. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.53. Тюмень, 1972,-С.84-97.

114. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносное™. -М.:Недра, 1982,-215с.

115. Шпильман В. И.. Основные положения количественного прогноза нефтегазоносности. В сб.: Методология прогноза нефтегазоносности. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1988,-С.З-12.

116. Эдельштейн А .Я. Опыт прогноза продуктивности локальных поднятий по структурному фактору. - Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий Среднего Приобья и севера Западно-Сибирской Плиты по структурному фактору. /Под ред. д.г.-м.н., проф. М.Я.Рудкевича. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.47. Тюмень, 1971,-С.91-141.

117. Эдельштейн А.Я., Плавник Г.И. Классификация локальных поднятий центральных районов Западно-Сибирской низменности. -Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий Среднего Приобья и севера Западно-Сибирской плиты по структурному фактору. /Под ред. д.г.-м.н., проф. М.Я.Рудкевича. Труды ЗапСибНИГНИ, вып.47. Тюмень, 1971,-С.142-151.

118. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья.- В кн.:Геолого-геохимические условия формирования зон нефте- и газонакопления в мезозойских отложениях Западной Сибири. Тюмень: изд. ЗапСибНИГНИ, 1981, вып. 166.-С.51-59.

Фондовая литература.

119. Галунский В.А. и др. Отчет по теме "Обобщение результатов геофизических работ на нефть и газ в Тюменской области" Фонды Главтюменьгеологии, Тюмень, 1980.

120. Роскомнедра, ЗапСибРГЦ, ЗапСибНИГНИ, Отчет по договору 91-16, Комплексный анализ геолого-геофизических полей, отображающих напряженное состояние земной коры и размещение залежей углеводородов (том1), Тюмень, 1995, ответственный исполнитель Трусов JI.JI.