Комплексный анализ факторов, влияющих на прогноз зон подвижной воды в ачимовских пластах на лицензионных участках компании «Газпром нефть»

27.10.2020

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 3 (17). – С. 16-27

УДК 622.276

Н.Н. Плешанов1, Д.Н. Пескова1, А.А. Забоева1, А.А. Наумов1, А.В. Останков2, И.М. Ниткалиев3
1 «Научно-Технический Центр Газпром нефти» («Газпромнефть НТЦ»),
2 OOO «Газпромнефть-ГЕО»,
3 ООО «Газпромнефть-Заполярье»

Электронный адрес:  Pleshanov.NN@gazpromneft-ntc.ru, Peskova.DN@gazpromneft-ntc.ru, Zaboeva.AA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: ачимовские отложения, подвижная вода, гидродинамически изолированные тела, минерализация пластовой воды, фильтрационно-емкостные свойства, аномальные кольцевые зоны

Активное изучение особенностей геологического строения ачимовских отложений позволило разработать большое количество методик выявления литологически экранированных, неструктурных ловушек. Однако степень прогноза характера насыщения подобных ловушек остается достаточно низкой, что приводит к значительному увеличению затрат при проведении ГРР и повышению рисков эксплуатационного бурения. В этой связи необходимы интеграция накопленного опыта разработки и разведки ачимовских отложений в периметре компании, рассмотрение подходов по прогнозированию и моделированию зон с подвижной водой, оценке неопределенностей при прогнозе насыщенности по площади.

COMPLEX ANALYSIS OF FACTORS THAT INFLUENCED ON WATER SATURATION FORECAST OF ACHIMOV FORMATION AT GAZPROMNEFT LICENCE BLOCKS

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 3 (17), pp. 16-27

N.N. Pleshanov1, D.N. Peskova1, A.A. Zaboeva1, A.A. Naumov1, A.V. Ostankov2, I.M. Nitkaliev3
1 Gazpromneft NTC LLC, RF,
2 Gazpromneft – GEO LLC,
3 Gazpromneft – Zapolarie LLC

E-mail:  Pleshanov.NN@gazpromneft-ntc.ru, Peskova.DN@gazpromneft-ntc.ru, Zaboeva.AA@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: achimov formation, movable water, hydrodynamically isolated sedimentary bodies, formation water salinity, reservoir properties, abnormal annular zones

Research of achimov formation geological aspects allows to develop a large number of lithological and non-structural traps prospecting technique. But forecast quality of these traps saturation is low. These results in significant increasing of exploration costs and production drilling risks. Therefore it is necessary to integrate the accumulated experience in the exploration and development of achimov formation, research the methods of forecasting and modeling water saturation.

DOI: 10.7868/S2587739920030027

В настоящее время отложения ачимовских пластов находятся в фокусе интересов большинства нефтегазовых компаний России. В структуре запасов компании «Газпром нефть» (ГПН) ачимовские отложения составляют 25%, большая часть из них (98%) территориально приурочена к месторождениям ЯНАО. В представляемом обзоре рассмотрены наиболее крупные активы компании, такие как Ямбургская и Харвутинская площади, Восточно-Мессояхское, Тазовское, Самбургское, Северо-Самбургское и Песцовое месторождения, участок 3А Уренгойского месторождения.

Вцелом отложения ачимовских пластов характеризуются сложным геологическим строением. Для них характерны существенная литологическая неоднородность и неоднородность ФЕС. Из интервалов ачимовских пластов получены как нефтяные, так и газовые, газоконденсатные притоки. В пределах всего региона ачимовские пласты характеризуются АВПД. Геолого-геофизическая характеристика рассматриваемых в статье геологических объектов представлена в табл. 1. Однако ключевой проблемой является неприменимость антиклинально-гравитационной концепции при описании залежей ачимовских отложений. Для них характерна незакономерная, с точки зрения этой концепции, смена характера насыщения по разрезу. Приходится признать, что в настоящее время не существует универсальных методов прогнозирования развития зон с подвижной водой в интервале ачимовских пластов, что приводит к значительному увеличению затрат при проведении ГРР и повышению рисков эксплуатационного бурения. Целью данной статьи является обобщение информации по накопленному опыту разработки и разведки ачимовских отложений в периметре компании, рассмотрение подходов по прогнозированию имоделированию зон с подвижной водой, оценке неопределенностей при прогнозе насыщенности по площади. Впредставленной статье рассмотрен ряд возможных причин незакономерного развития подвижной воды в разрезе ачимовских отложений:
· наличие в интервале пласта гидродинамически изолированных тел;
· малоамплитудные экранирующие разломы;
· неопределенность минерализации пластовой воды и ее изменчивость по площади;
· наличие аномально кольцевых зон (АКЗ);
· вторичные изменения пород коллекторов;
· неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород коллекторов.

т2.1.PNG

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫЕ ТЕЛА

Прогноз развития гидродинамически изолированных осадочных тел, слагающих объект изучения, давно вошел в список рутинных задач нефтяной геологии и связан с восстановлением первичных, конседиментационных процессов формирования отложений. Однако надо помнить, что глубина понимания особенностей геологического строения объекта исследования, а значит и возможность прогноза его неоднородности в межскважинном пространстве напрямую зависят от количества и качества исходной геолого-геофизической информации (ГГИ).

Как правило, на начальной стадии изучения любого геологического объекта наши представления о его строении самые упрощенные. В рамках создания геологической модели (ГМ), основанной возможно лишь на 2D сейсморазведочных работах (СРР) и единичных разведочных скважинах, геолог ограничивается стратификацией объекта в разрезе и выделением сводовых залежей. Объект представляется гидродинамически связанным в пределах всей площади изучения. Именно на этом этапе происходит первичная оценка начальных геологических запасов (НГЗ) углеводородов (УВ), как правило, довольна завышенная. Зачастую именно на этом этапе происходит приобретение компанией нового «перспективного» ЛУ.

ФОРМИРОВАНИЕ АЧИМОВСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ЯВЛЯЕТСЯ РЕЗУЛЬТАТОМ СЛОЖНОГО КОМПЛЕКСНОГО ПРОЦЕССА. ДОСТОВЕРНЫЙ ПРОГНОЗ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ В РАССМАТРИВАЕМЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОЗМОЖЕН ТОЛЬКО ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ВСЕХ ПРЕДСТАВЛЕННЫХ ГИПОТЕЗ.

При переходе на этап полномасштабных геолого-разведочных работ (ГРР), в процессе накопления новой ГГИ– данные 3D СРР, равномерная сеть разведочных скважин, результаты длительной отработки разведочных скважин – представления о строении объекта исследования значительно усложняются. Проводится внутренняя дифференциация пласта по границам осадочных тел, его слагающих, и если есть предпосылки, делаются первые предположения о развитии гидродинамически изолированных линз. Взависимости от плотности размещения разведочных скважин и качества сейсмических данных размеры неоднородностей, выделяемых на данном этапе, могут варьироваться вшироком диапазоне – от первых десятков до первых сотен км. Для этого этапа характерно неизбежное списание НГЗ, оцененных на предыдущем этапе.

К сожалению, в случае с ачимовскими пластами наиболее реальное понимание всех особенностей геологического строения приходит уже на стадии эксплуатационного бурения, когда в распоряжении геолога есть плотная сеть разведочных и эксплуатационных скважин и достаточное количество кондиционных результатов испытания скважин, история разработки. В ГМ проводится дополнительная дифференциация осадочных тел на более мелкие элементы, размеры которых напрямую зависят от расстояния между скважинами. Как результат объект моделирования разделен на мелкие отдельные, гидродинамически изолированные линзы размером 2–4 км, насыщение которых определяется только по факту испытания новых скважин. Как ни печально осознавать, но даже на этой стадии прогностические свойства ГМ в области развития водонасыщенных тел очень низкие. Переход от первого уровня детализации ГМ к третьему иногда занимает несколько лет и стоит компании больших инвестиционных затрат. 

Рассмотрим эволюцию представлений о геологическом строении ачимовских пластов на ряде активов компании ГПН. В2018 г. на Восточно-Мессояхском месторождении по результатам бурения и испытания 8 разведочных скважин в интервале пласта БУ21 - 3 -1 выделена и закартирована литологически экранированная предельно насыщенная залежь нефти (рис. 1 , а), признаков ВНК, по данным испытаний старого разведочного фонда и РИГИС, не отмечалось. В 2019 г. по фак - ту бурения эксплуатационного куста в районе разведочной скважины VM1 получены притоки воды, как результат значительно сократилась площадь нефтеносности. По результатам детального анализа данных 3D СРР и испытаний старого разведочного фонда ГМ кардинально пересмотрена – принято, что рассматриваемый пласт представляет собой три отдельные линзы с собственными условно-продуктивными уровнями (УПУ). 

В 2020 г. при разбуривании одной из линз скважиной VM2 вскрыт ВНК. На настоящий момент в варианте Р50 ГМ учтены риски наличия ВНК в других выделенных линзах. В результате за 2 года доизучения залежь пласта БУ21 - 3 -1 разделена на 4 гидродинамически изолированные линзы, а площадь нефтеносности сократилась в 6 раз. Другой пример – залежь пласта Ач5-2,3 СевероСамбургского месторождения (рис. 1, б). На начало изучения в 2016 г. в интервале пласта выделена единая сводовая залежь с уровнем ВНК, установленным по факту испытания скв. SS1. Надо отметить, что на тот момент у авторов были в распоряжении результаты испытания скв. SS2, согласно которым получен смешанный приток нефти и воды выше принятого уровня ВНК и полученных притоков чистой нефти по данным скв. SS3. Однако полученная вода значилась как заколонный переток. Детального анализа данных по скв. SS2 проведено не было. Двумя годами позже скв. SS2 переиспытана с ГРП, обводненность полученной продукции составила 84%. К этому времени на территории месторождения была проведена высокоплотная 3D СРР, но выделить изолированные линзы с различным насыщением она не позволила. Поэтому пласт был разделен на две изолированные линзы, ассоциированные с отложениями разных конусов выноса, по комбинации изменения временных толщин и атрибута RMS. В пределах каждой из линз принят собственный уровень ВНК. Спустя еще два года в 2020 г. по факту бурения скв. ОПР в пределах конуса выноса с более низким положением ВНК в скв. SS-ОПР2, расположенной на расстоянии 3 км на запад от опорной разведочной скважины SS1, получена обводненность 85%, а в скв. SS-ОПР1, расположенной на расстоянии 1 км на восток от той же разведочной скважины, получена обводненность 19%. По результатам атрибутного анализа данных 3DСРР с учетом новых скважинных данных площадь южного конуса выноса значительно сокращена. Еще один пример – пласт Ач5-1 Самбургского месторождения. В 2016 г. в интервале пласта по результатам детального анализа данных СРР выделено 5 конусов выноса, 2 из них – №3 и№4, согласно испытаниям вскрывших их скважин, рассматривались как гидродинамически единое тело, с общими уровнями ВНК и ГВК (рис. 1, в). В2019 г. по результатам бурения эксплуатационного куста в пределах данного тела получены притоки с абсолютно разны - ми значениями обводненности – от 0 до 98%. 

Так, в разведочной скв. S1 получен безводный приток газоконденсата, в то время как в скважинах S2 и S3 (расположенных на расстоянии 1 и 2,5 км соответственно от разведки) получена обводненность 43 и 98%. Врезультате единое тело разделено на 4 гидродинамически изолированные линзы. Опыт работы компании на этих активах позволяет сделать вывод о том, что разрешающая способность СРР и плотность разведочного бурения дают возможность закартировать границы только крупномасштабных осадочных тел, в то время как по результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин, как правило, определяется более высокая степень неоднородности отложений. Полученный опыт в значительной степени учтен при создании концептуальных геологических моделей на новых активах компании – здесь комплексный анализ всей исходной ГГИ направлен уже на максимально возможную

2.1.PNG

2.2.PNG

2.3.PNG

2.4.PNG

2.5.PNG

в рамках текущего уровня изученности дифференциацию рассматриваемых отложений. Так, например, при создании ГМ пласта Ач18-1 Ямбургской площади по результатам анализа 3DСРР и детального седиментологического описания керна закартировано 10 систем распределительных каналов (рис. 2), каждая из которых формирует собственный глубоководный конус выноса, отложения которого могут быть представлены как гидродинамически единым телом, так и комплексом мелких гидродинамически изолированных линз. В 2019–2020 гг. на месторождении пробурены и отработаны первые скважины ОПР. Обводненность в скв. Y1 составила 85%, в то время как разведочные скважины, расположенные в 3 км от нее, дали безводные притоки нефти. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости более детальной дифференциации конусов выноса на отдельные слагающие их терминальные лопасти. При создании концептуальных геологических моделей ачимовских отложений Уренгойского и Песцового месторождений реализованы аналогичные подходы – по результатам комплексного анализа данных СРР, седиментологического исследования керна, испытания скважин и РИГИС проведено сейсмофациальное районирование. Витоге пласты Ач3-5 Уренгойского месторождения разделены на 15 гидродинамически изолированных тел, а в интервале семи пластов Песцового месторождения выделено от 2 до 7 тел в каждом. Пока данные модели не апробированы бурением эксплуатационных скважин. Однако в целом можно сделать вывод, что в настоящее время на новых активах плотность исходной ГГИ не позволяет в полной мере отразить реальную неоднородность отложений. Как результат любая вновь пробуренная скважина может существенно изменить концептуальные представления о гидродинамической связности осадочных тел. Кроме того, следует отметить, что иногда расстояние между скважинами, в которых получен разный приток, значительно меньше размеров геологической неоднородности, обусловленной фациальной дифференциацией, согласно текущим концептуальным представлениям. В этой связи возникают предпосылки к рассмотрению дополнительных гипотез, связанных с постседиментационными процессами преобразования отложений и процессами формирования залежей.

МАЛОАМПЛИТУДНЫЕ ЭКРАНИРУЮЩИЕ РАЗЛОМЫ

Первая из возможных причин, которую всегда рассматривают геологи при невозможности оконтурить сводовую или литологически экранированную залежь, – это наличие гидродинамически экранирующих разломов. Однако в случае с ачимовскими пластами здесь возникают затруднения. В интервале неокомских отложений признаков вертикальных смещений, образующих единую дизъюнктивную систему, не наблюдается – точность выделения разломов в этом интервале осадочного чехла Западной Сибири, по данным СРР, очень низкая. Однако даже с учетом условно выделенных разломов анализ, проведенный для ряда месторождений, позволяет сделать вывод, что особенности тектонической модели ачимовских пластов не могут в полной мере объяснить наблюдаемые особенности распределения насыщения как по латерали, так и по вертикали.

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ И ЕЕ ИЗМЕНЧИВОСТЬ ПО ПЛОЩАДИ

Следующая возможная причина развития зон подвижной воды в интервале ачимовских отложений связана с существенной изменчивостью минерализации пластовой воды по площади. Как известно, данный параметр оказывает значительное влияние на достоверность прогноза значений коэффициента нефте-газонасыщенности ( kнг) по даннымГИС. В табл. 2 приведены диапазоны значений минерализации по собственным пробам для рассмотренных ачимовских пластов на разных

т2.2.PNG

2.6.PNG

активах компании ГПН и значения, принятые в текущей петрофизической модели. Часто приходится сталкиваться с ситуацией, когда принятое значение минерализации не соответствует диапазону, полученному по результату отбора проб. Это может быть связано как со значительным усреднением данного параметра для групп генетически близких пластов, так и с принятием его по месторождениям-аналогам, что объясняется в первую очередь малым количеством кондиционных проб. Однако, как показывает детальный анализ на отдельных месторождениях, изменение минерализации по площади в пределах участка изучения может быть столь существенным, что принятие одного среднего значения приведет к значительным ошибкам при оценке kнг по данным ГИС. На рис. 3, а показана карта минерализации пластовой воды в интервале пласта Ач5-1 Самбургского месторождения. Наблюдается неравномерный по площади тренд увеличения минерализации с востока (от 4,7 г/л) на запад (до 12,3 г/л). Аналогичный тренд выявлен и на Песцовом месторождении. На Ямбургской площади вся вода, полученная в притоках скважин, согласно актам, признана технической жидкостью. Однако химический состав проб соответствует региональным данным. На карте наблюдается обратный Самбургскому тренд увеличения минерализации с запада (8,7 г/л) на восток (15 г/л) (рис. 3, б). Одной из вероятных причин наблюдаемого тренда может быть присутствие аномально кольцевых зон на западе Ямбургской площади. Таким образом, использование единого значения минерализации пластовой воды может привести к некорректному прогнозу водонасыщенности и обводненности по площади. Для повышения достоверности прогноза данных параметров необходимо проводить качественные исследования пластовой воды, увеличивать выборку исследований по площади, расчет коэффициента водонасыщенности ( k в), по данным ГИС, проводить с учетом тренда по минерализации

АНОМАЛЬНЫЕ КОЛЬЦЕВЫЕ ЗОНЫ

Термин «аномальные кольцевые зоны» (АКЗ) ввел А.А.Нежданов [1]. До этого широкому кругу геологов и геофизиков это явление было известно как инверсионные кольцевые структуры. Согласно представлениям ряда исследователей [2, 3, 4, 5], АКЗ – это газовые трубы, через которые происходит флюидомиграция парогазовой смеси под сверхвысоким давлением. Согласно ряду исследователей [6], причина водоносности ачимовских отложений на севере ЯНАО связана с наличием АКЗ, которые служат каналами для миграции парожидкостной смеси вверх по разрезу, и, как следствие, в прилегающих к АКЗ зонах происходит заражение нижних горизонтов (в том числе пластов ачимовской толщи) низкоминерализованной ювенильной водой. Данная концепция объясняет, например наличие воды в притоках из ачимовской толщи на участке Уренгойское 1А, в котором вода зани - мает самую высокую часть ловушки, где минерализация пластовой воды составляет всего 0,5 г/л. Согласно региональным и собственным данным, АКЗ выявлена на Ямбургской площади. На других рассматриваемых участках АКЗ однозначно не картируются. На Ямбургской площади выявлено три АКЗ (рис. 4): крупная АКЗ в куполе Ямбургского поднятия и две небольшие АКЗ на севере. Как отмечалось ранее, наличие крупной АКЗ в куполе Ямбургского поднятия может быть причиной наблюдаемого тренда изменения минерализации в пределах месторождения. Однако наличие АКЗ на Ямбургской площади не объясняет в полной мере особенности распространения водонасыщенных зон по разным пластам. Так, например, в скв. Y2, находящейся на расстоянии 8 км от крупной АКЗ, обводненность при испытании пласта Ач18-1 составила 0–46%, что гораздо ниже, чем в скв. Y3, находящейся в > 20 км, где получена обводненность более 80%.

2.7.PNG

ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ

Для большей части рассмотренных месторождений характерна существенная область перекрытия значений УЭС для пропластков с разным характером притока. Это затрудняет выделение граничного УЭС и, как результат, прогноз характера насыщения по ГИС. По результатам комплексного анализа на Восточно-Мессояхском месторождении выявлено, что данная проблема связана в том числе со вторичными изменениями, а именно существенным содержанием вторичного хлорита в составе цемента коллекторов. Так, залежь пласта БУ21-3 разделена на два изолированных тела. Согласно результатам испытания, северное тело водонасыщено. Однако замеренные значения УЭС в скважинах южной части ниже, чем в северной. Связано это с тем, что содержание хлорита в коллекторах, слагающих южное тело, значительно выше, чем в северной части. В данной ситуации величина УЭС не является критерием оценки характера насыщения по ГИС. Аналогичные исследования проводятся на Харвутинской площади. Первые результаты подтверждают выводы, сделанные в рамках работ на Восточно-Мессояхском месторождении. На остальных активах подобная работа также инициирована.

2.8.PNG

НЕОДНОРОДНОСТЬ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ 

В рамках рассматриваемой проблемы нельзя не отметить, что в условиях залежей, расположенных в пределах переходной зоны насыщения, распределение kнг должно зависеть от двух ключевых факторов – ФЕС и гипсометрии. В этом случае восстановление в ГМ неоднородности ФЕС в межскважинном пространстве, на основании концептуальных представлений о конседиментационных и постседиментационных процессах формирования отложений, должно позволить спрогнозировать развитие зон, характеризующихся повышенными значениями kв. Однако для ряда рассмотренных активов, по данным РИГИС, наблюдается обратная, нефизичная зависимость между значениями kнг иФЕС/гипсометрией залежей. На первый взгляд, наиболее вероятная причина наблюдаемых особенностей связана с существенными погрешностями в расчете kнг по модели Арчи–Дахнова, обусловленными неопределенностями значений УЭС иминерализации пластовой воды. Но тренд изменения значений kнг по площади подтверждается результатами испытания скважин. Так, в интервале пласта Ач18-1 в пределах Ямбургской площади наблюдается тренд увеличения пористости и рост структуры с востока на запад (рис. 5). Значения kнг в этом же направлении уменьшаются, а максимальная обводненность отмечена в скважинах, расположенных в сводовой части Ямбургского поднятия, расположенного на западе участка. В сложившейся ситуации ни одна из существующих методик моделирования не позволяет создать достоверную модель насыщения.

ВЫВОДЫ

Можно резюмировать, что ни одна из представленных гипотез не может в полной мере объяснить наблюдаемое не закономерное с точки зрения гипсометрии и структурных факторов расположение зон подвижной воды в интервалах ачимовских пластов. Как результат, отсутствие полного понимания механизмов формирования залежей ведет к невозможности проводить прогноз развития этих зон в межскважинном пространстве. Формирование ачимовских залежей является результатом сложного комплексного процесса. Достоверный прогноз характера насыщения в рассматриваемых отложениях возможен только по результатам комплексного анализа всех представленных гипотез. Особенности геологического строения ачимовских отложений ставят перед нами новые вызовы и требуют разработки новых подходов к ведению ГРР. Повсеместно применяемая методика ГРР, основанная на проведении площадных 3DСРР и бурении ограниченного количества разведочных скважин, хорошо зарекомендовавшая себя на более выдержанных геологических объектах, абсолютно не состоятельна в рамках изучения ачимовских отложений. Подобный стандартный подход приводит к тому, что на завершающей стадии ГРР мы не имеем полного представления о фациальной, литологической неоднородности отложений, не можем прогнозировать зоны развития подвижной воды. Все это, безусловно, сказывается на успешности дальнейшего эксплуатационного бурения не в лучшую сторону. Опыт компании «Газпром нефть» показывает, что при работе с ачимовскими отложениями программа ГРР должна включать в себя значительный комплекс работ по накоплению разносторонней ГГИ. Плотность сетки разведочных скважин должна быть сопоставима с размерами геологической неоднородности отложений. В процессе бурения скважин обязателен отбор керна и его дальнейшее всестороннее изучение – не только рутинные исследования ФЕС, но и детальный седиментологический анализ, РСА, детальное описание шлифов. При испытании и отработке скважин необходимы отборы проб пластовой воды. Все это позволит в полной мере оценить неоднородность каждого из параметров и степень их влияния на распространение подвижной воды в интервале изучаемого геологического объекта. Как результат, в значительной степени повысит прогностические свойства наших геологических моделей.

Список литературы

    1. Нежданов А.А. Роль флюидодинамических процессов в формировании месторождений УВ севера Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.В. Огибенин, А.С. Смирнов, В.В. Касьянов, А.А. Сподобаев // XVI координационное геологическое совещание ОАО «Газпром» (г. Геленджик, 23–30 апреля 2011 г.). – М.: Газпром экспо, 2013. – С. 40–54.
    2. Бембель Р.М. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов / Р.М. Бембель, В.М. Мегеря, С.Р. Бембель. – 2-е изд. Тюмень: Вектор Бук, 2003. – 224 с.
    3. Мегеря В.М. Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых геосолитонной дегазацией Земли / В.М. Мегеря. – М.: Локус Станди, 2009. – 256 с.
    4. Нежданов А.А. Роль дегазации Земли в формировании месторождений УВ севера Западной Сибири / А.А. Нежданов, А.Д. Авраменко, И.И. Халиулин // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы: материалы Всероссийской конференции. – М.: ГЕОС, 2008. – С. 340–342.
    5. Наумов А.Л. Модель абиогенного происхождения нефти по материалам Западной Сибири / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук // Исследования и разработки по неорганическому направлению в нефтяной геологии (материалы Кудрявцевских чтений 1988 года). – Л.: ВНИГРИ, 1989. – С. 116–128.
    6. Мормышев В.В. Геологическое и геолого-технологическое моделирование нижнемеловых отложений севера Западной Сибири на основе программного комплекса Visual Geomodel / В.В. Мормышев, А.Н. Нестеренко, С.О. Загорнов. – СПБ.: ООО «Недра», 2018. – 128 с.

References

    1. Nezdanov A.A., Ogibenin V.V., Smirnov A.S., Kasyanov V.V., Spodobaev A.A. The role of fluid dynamic processes in the formation of hydrocarbon deposits in the north of Western Siberia. XVI koordinatsionnoe geologicheskoe soveshchanie OAO “Gazprom’ (Gelendzhik, 23–30.04.2011) [XVI coordination geological meeting of Gazprom (Gelendzhik, 23 – 30.04.2011)]. Moscow, Gazprom Expo Publ. 2013, pp. 40–54. (In Russ.)
    2. Bembel R.M., Megerya V.M., Bembel S.R. Geosolitony: funktsional’naia sistema Zemli, kontseptsiia razvedki i razrabotki mestorozhdenii uglevodorodov [Geosolitons: the functional system of the Earth, the concept of exploration and development of hydrocarbon deposits]. Tyumen, Vector Book Publ., 2003. 224 p.
    3. Megerya V.M. Poisk i razvedka zalezhei uglevodorodov, kontroliruemykh geosolitonnoi degazatsiei Zemli [Exploration of hydrocarbon deposits controlled by the geosoliton degassing of the Earth]. Moscow, Lokus Standi Publ., 2009. 256 p.
    4. Nezhdanov A.A., Avramenko A.D., Khaliulin I.I. The role of Earth degassing in the formation of hydrocarbon deposits in the north of Western Siberia. Degazatsiia Zemli: geodinamika, geofliuidy, neft’, gaz i ikh paragenezy: materialy Vserossiiskoi konferentsii [Degassing the Earth: geodynamics, geo-fluids, oil, gas and their parageneses: materials of the All-Russian Conference]. Moscow, GEOS Publ., 2008, pp. 340–342. (In Russ.)
    5. Naumov A.L., Onishchuk T.M. A model of the abiogenic oil origin based on materials from Western Siberia. Issledovaniia i razrabotki po neorganicheskomu napravleniiu v neftianoi geologii (materialy Kudriavtsevskikh chtenii 1988) [Inorganic research and development in petroleum geology (materials from the 1988 Kudryavtsev readings)]. Leningrad, VNIGRI Publ., 1989, pp. 116–128. (In Russ.)
    6. Mormyshev V.V., Nesterenko A.N., Zagornov S.O. Geologicheskoe i geologo-tekhnologicheskoe modelirovanie nizhnemelovykh otlozhenii severa Zapadnoi Sibiri na osnove programmnogo kompleksa Visual Geomodel [Geological and technological modeling of the Lower Cretaceous deposits of the north of Western Siberia based on the Visual Geomodel software package]. St. Petersburg, Nedra LLC Publ., 2018. 128 p.

Возврат к списку