7. Нефть и газ

Вид материала

Документы

Содержание Марина М.М. Никонов Н.И. Оптимизация геолого-геофизических методов при прогнозировании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе Основные перспективные направления поисков месторождений нефти и газа на Дальнем Востоке России Основные результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ в Республике Коми за период 2004-2008 гг. Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части Западно

Подобный материал:

• Методы поисков и разведки месторожденийнефти и газа содержание учебной дисциплины, 85.49kb.
• Ставки налога за пользование водными ресурсами, 22.79kb.
• Положение о проведении конкурса на лучший экспонат на 18-й международной выставке «Нефть., 78.22kb.
• Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2005, 127.14kb.
• 1. Природными источниками углеводородов являются горючие ископаемые нефть и газ, уголь, 161.44kb.
• Всероссийская научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири" Тюменский, 101.88kb.
• Программа дополнительного кандидатского экзамена по дисциплине 65. 07. 00 «Нефтегазовое, 29.36kb.
• Положение о Конкурсе «Лучшая продукция, представленная на 15-й Международной выставке, 32.09kb.
• Х обвязок насосных и компрессорных станций, а также других объектов нефтяной и газовой, 34.46kb.
• Расписание утверждаю, 58.76kb.

Марина М.М.
   Углеводородный потенциал осадочного чехла вала Шатского (в пределах Российского сектора Черного моря) / М. М. Марина, Ю. М. Берлин
// Докл.Акад.наук/РАН. - 2009. - Т.426,№5.-С.664-667:ил. - Библиогр.:15назв.

148. -5995А
     

Медведев Ю.А.
   Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на основе структурно-гравитационного анализа / Ю. А. Медведев, А. С. Шубин, Л. С. Бриллиант
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №3.-С.50-52:ил. - Библиогр.:8 назв.

149. -9195
     

   Метаноносность и перспективы освоения ресурсов метана угольных пластов бассейнов юга Дальнего Востока / А. И. Гресов, А. И. Обжиров, Е. В. Коровицкая, Р. Б. Шакиров
// Тихоокеан.геология. - 2009. - Т.28,№2.-С.103-116:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв. - Рез.англ.

150. -5746
     

   Методический подход к изучению и прогнозированию параметров природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины / М. Т. Абасов, Ю. М. Кондрушкин, Р. Ю. Алияров, Л. Г. Крутых
// Геология нефти и газа. - 2008. - №2.-С.27-33:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв. - Рез.англ.

151. Г22756
     

   Методы повышения эффективности прогноза нефтегазопоисковых объектов и пути обеспечения прироста запасов в Лено-Тунгусской НГП / В. П. Семенов, В. В. Кубетов, С. И. Савченко и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.552-559: ил. - Библиогр.: 1 назв. - Рез. англ.

152. -9741
     

Микерина Т.Б.
   Геолого-геохимические критерии перспектив нефтегазоносности триасовых отложений в Западном Предкавказье / Т. Б. Микерина
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №3.-С.29-39:ил.,табл. - Библиогр.:10 назв. - Рез.англ.

С целью прогноза нефтегазоносности триасовых отложений Западного Предкавказья проведена оценка их нефтегазопроизводящих свойств на основе систематизации и обобщения результатов геохимических исследований РОВ, выполненных в течение 1950-1990-х гг. Исследования по определению катагенетической преобразованности РОВ средне- и верхнетриасовых отложений выявили различия температурного режима, обусловленные различными скоростями осадконакопления и геотектонического режима. В целом установлено, что различия современных параметров теплового поля (пластовые температуры, величины геотермических градиентов, удельных тепловых потоков и тепловых потоков) не оказывают заметного влияния на состав и распределение РОВ и его битуминозных компонентов в триасовых отложениях. Это связано с высокой степенью катагенетической превращенности ОВ и, соответственно, с утратой породами нефтегенерационных свойств. Для РОВ среднетриасовых отложений характерно улучшение битуминологических показателей (коэффициента битуминизации, содержания УВ в групповом составе ХБА, степени катагенетической преобразованности по данным ИКС) в зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба и С-З Кавказа. По геохимическим критериям на юге региона отмечается повышение нефтематеринского потенциала. Многочисленные нефтепроявления в средне- и верхнетриасовых отложений в зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба, Адыгейского выступа и северном склоне С-З Кавказа, газопроявления на отдельных площадях, а также близость качественного и количественного состава и преобразованности ОВ позволяют предполагать возможность наличия в триасовом комплексе залежей нефти и газа на больших глубинах.

153. -9741
     

Митрофанов В.П.
   О варианте уточнения нефтенасыщенности старых месторождений / В. П. Митрофанов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.9-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв.

В ООО ПермНИПИнефть для количественной оценки водонасыщенности пород при различных давлениях вытеснения в диапазоне до 0,5 МПа были исследованы 57 образцов из разновозрастных карбонатных отложений 4 месторождений в пределах Башкирского свода Пермского нефтегазоносного региона. В результате проведенных исследований установлено, что аналогом остаточной воды для гидрофобных пород-коллекторов нефти и газа Пермского Прикамья является водонасыщенность, моделируемая при давлении вытеснения 0,5 МПа и 7 сут выдержки на каждой ступени давления. Получены зависимости соотношений водонасыщенности, моделируемой при различных давлениях вытеснения, характеризующиеся высокой степенью связи и позволяющие надежно корректировать водонасыщенность, получаемую при давлениях вытеснения менее 0,5 МПа. Обоснован способ корректировки параметра насыщения с учетом установленных их изменений, соответствующих конкретным значениям водонасыщенности пород, моделируемой при различных давлениях вытеснения. На основании исправленных величин остаточной водонасыщенности и параметра насыщения предложен методический подход переинтерпретации начальной насыщенности карбонатных залежей. Это позволяет при практических расчетах нефтенасыщенности использовать данные предыдущих лет без бурения новых скважин и проведения дополнительных исследований.

154. Б75282
     

   Некоторые особенности состава поровых вод из отложений газогидратоносных очагов разгрузки флюидов в северо-западной части впадины Дерюгина: (результаты экспедиции 2006 по проекту CHAOS III) / Е. В. Бекетов, Т. В. Матвеева, Л. Л. Мазуренко и др.
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.3. - С.88-91: ил. - Библиогр.: 8 назв.

Северо-западная часть впадины Дерюгина (прибрежье о.Сахалин) харак­теризуется широким распространением очагов разгрузки флюидов на мор­ском дне. В ходе 39-го рейса на НИС «Акаде­мик Лаврентьев» по программе «CHAOS III» в районе исследований были обнаружены три новых очага разгрузки газа, названные Соловьев (LV39-25Н), Елизавета (LV39-36H), Наташа (LV39-37H); продолжились иссле­дования газогидратоносной структуры ПОИ (LV39-39H, LV39-40H) обна­руженной ранее. В отложениях структур Соловьев (керн LV39-25H) и ПОИ (керн LV39-40H) были вскрыты газовые гидраты в интервалах 160-280 и 170-260 см поддонных глубин, соответственно. Подошва гидратосодержащих отложений не была вскрыта ни на одной станции. Выявлены некоторые особенности распределение хлорности в газогидратоносном керне, ото­бранном на указанных структурах.

Распределение Са²⁺ и SO₄²⁺ по разрезу всех станций характеризуется уменьшением их концентраций с глубиной, тогда как содержание НСО_3, напротив, увеличивается с глубиной.

155. -10036
     

Непримеров Н.Н.
   Надмолекулярные наноструктуры и их роль в разработке углеводородного сырья / Н. Н. Непримеров
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.23.

156. Г22756
     

Неручев С.Г.
   Геохимические основы прогноза и оценки потенциальных ресурсов нефти и газа / С. Г. Неручев, С. В. Смирнов
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности  . - СПб., 2008. - С.13-28: ил., табл. - Библиогр.: 3 назв. - Рез. англ.

157. -6779
     

Нестеров И.И.
   Фундаментальные основы формирования залежей нефти и природных газов,их поисков,разведки и разработки / И. И. Нестеров
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.425-433:ил.,табл. - Библиогр.:с.432-433. - Рез.англ.

158. Г17911
     

   Нефтегазогенерационный потенциал палеозойских отложений Западного Таймыра / Л. Н. Болдушевская, В. И. Казаис, С. В. Ладыгин и др.
// Геология и полезные ископаемые Красноярского края. - Красноярск,2008. - Вып.9. - С.86-87: ил., табл.

159. -9741
     

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования в пределах Нерутинской площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.49-53:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв.

160. -9741
     

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части Медвежьей площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.53-64:ил.,табл. - Библиогр.:16 назв.

161. -9741
     

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования на территории Западно-Юбилейной площади (север Западной Сибири) / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.38-49:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.

162. Б75266
     

   Нефтегазопоисковые объекты Азово-Черноморского региона и основные направления их освоения / С. В. Делия, Ю. В. Конев, А. И. Лавров и др.
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.171-173.


По результатам работ ОАО "НК Роснефть" на Туапсинском лицензионном участке (Черное море) в качестве первоочередного объекта для постановки ГРР выделены антиклинальные структуры центральной части Туапсинского прогиба, в разрезе которых прогнозируется увеличение толщины (более 100 м) песчаных коллекторов майкопского и чокарского возраста. Однако, в связи с удаленностью этих перспективных объектов от берега (50 км) и значительной глубиной моря (1500-2000 м), предлагается постановка дополнительных геолого-геофизических работ в более благоприятной с точки зрения технико-экономических условий прибрежной зоне. На Азовском море по результатам работ ООО "НК Приазовнефть" в качестве перспективных для постановки ГРР объектов определены структуры Геленджикская, Новая, Прибрежная-море, Апрельская и Тиздар-море. С целью оценки нефтегазоносности миоцен-плиоценовых отложений на структуре Новая в 2006 г. начато строительство наклонно-направленной скважины. Запланирован отход от забоя устья более 1000 м со вскрытием потенциально продуктивных чокарских отложений в морской части структуры. Для корреляции полученных результатов с результатами ГРР на суше и более достоверной оценки ресурсного потенциала акваторий предлагается сделать акцент на сейсморазведочных и буровых работах в прибрежной зоне.

163. Г22733
     

Никонов Н.И.
   К вопросу о выделении новой - Предпайхойско-Предновоземельской нефтегазоносной области в составе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Н. И. Никонов, А. В. Куранов, П. В. Ткачёв
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.102-104. - Библиогр.: 9 назв.

164. Г22733
     

Никонов Н.И.
   Сводовый тип ловушек с локальным распределением коллекторов / Н. И. Никонов, А. И. Федоров
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.104-107: ил.

165. Б75324
     

   Новые направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Коми / А. П. Боровинских, В. И. Гайдеек, Е. Л. Теплов и др.
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.32-40.

166. Г22733
     

   Новый взгляд на перспективы газоносности складчато-надвиговых структур внутренней части Косью-Роговской впадины / Т. И. Куранова, А. В. Караулов, В. И. Одинцова, В. П. Елохин
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.134-136. - Библиогр.: 3 назв.

167. Б75324
     

   О возможности месторождений нефти и газа в пределах Кольского прибрежья / Ф. П. Митрофанов, Ю. Л. Войтеховский, А. А. Предовский, В. А. Припачкин
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.81-84.

168. -9741
     

   О возможности прогнозирования нефтегазоносности фаменских отложений с помощью построения вероятностно-статистических моделей / В. И. Галкин, И. А. Козлова, С. Н. Кривощеков и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №10.-С.22-27:ил.,табл. - Библиогр.:1 назв.


В работе рассматриваются возможности прогноза нефтегазоносности в фаменских отложениях юго-восточной части Пермского края. В качестве критериев, контролирующих распределение продуктивных объектов, выступают структурно - мощностные характеристики разрезов скважин, пробуренных на данной территории. С помощью вероятностно-статистических методов строились и исследовались математические модели. Итогом работы явилась зональная схема перспектив нефтегазоносности фаменских отложений. Проведено сравнение информативных показателей толщин и абсолютных отметок отложений в двух выборках, соответствующих нефтеносным и ненефтеносным фаменским отложениям на участках на юго-востоке Пермского края. Для каждого интервала варьирования по всем исследуемым показателям вычислялась интервальная вероятность его принадлежности к нефтяной площади - Рn, затем ее сопоставляли со средними интервальными значениями показателей Хn. По сочетаниям Хn и Рn строились вероятностные модели. Оказалось, что почти всегда происходит пересечение диапазонов варьирования значений для нефтяных и пустых скважин. Для уменьшения областей пересечения вероятностей используемых показателей, а также для объединения одномерных моделей рассчитана комплексная условная вероятность Р_укв. Распределение Р_укв характеризуется значительными различиями для нефтяных и пустых скважин. Средние значения Р_укв для нефтяных скважин соответствуют 0.449+0.278. По Т-критерию средние значения являются статистически различными при Р< 0.2 территории будут характеризоваться малой перспективностью, при 0.2< Р_укв 0.7 высокой перспективностью.

169. -10060
     

   О глубинном образовании и чрезвычайной локализации богатых залежей углеводородов / Р. М. Бембель, В. М. Мегеря, М. Р. Бембель и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №8.-С.30-39:ил. - Библиогр.:17 назв. - Рез.англ.

170. -6779
     

   О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю. А. Волож, А. Н. Дмитриевский, Ю. Г. Леонов и др.
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.341-362:ил.,табл. - Библиогр.:с.361-362. - Рез.англ.

171. Б75097
     

Ожгибесов В.П.
   Возможности геологических прогнозов "по мшанкам" на этапах поисков,разведки и разработки месторождений нефти в нижнепермских природных резервуарах Приуралья / В. П. Ожгибесов
// Современная палеонтология:классич.и нетрадиц.:тез.докл. - 2006. - С.97-99.

172. Г22716
     

   Оптимальное комплексирование геолого-разведочных работ на нефть и газ - важнейший фактор повышения их эффективности в условиях Западной Якутии / В. С. Ситников, Л. Н. Ковалев, И. В. Рудых, А. С. Филиппов
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.19-23: табл. - Библиогр.: 2 назв.

173. Г22716
     

    Оптимизация геолого-геофизических методов при прогнозировании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе / А. С. Ефимов, В. С. Старосельцев, Г. М. Тригубович, О. В. Шиганова
// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.3-12: ил.

174. -10058
     

   Опыт геохимических исследований керна при решении вопросов поисков и добычи нефти / И. В. Гончаров, Н. В. Обласов, В. В. Самойленко, С. В. Фадеева
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2008. - №1.-С.12-16:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв.

175. -5746
     

   Основные направления геолого-разведочных работ и развития ресурсной базы ОАО "НК "Роснефть" / С. И. Кудряшов, С. И. Бачин, М. Б. Скворцов и др.
// Геология нефти и газа. - 2008. - №6.-С.13-19:ил. - Текст парал.рус.,англ.

Стратегия компании «Роснефть» предусматривает рост добычи нефти с 2005 по 2020 гг. с 75 до 200 млн. т, газа – с 12 до 40 млрд. м³ и увеличения коэффициента нефтеизвлечения при разработке месторождений. В настоящее время компания осуществляет поиски и разведку залежей УВ на территории и акватории 17 субъектов РФ: на севере Тимано-Печорского бассейна, в Поволжье, на Северном Кавказе, в Сибири, на Дальнем Востоке (включая шельф Охотского моря), на шельфах Черного, Азовского и Каспийского морей, а также за рубежом (Алжир, Казахстан, Туркмения). Научные подразделения компании проводят оценку перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Арктического шельфа. Доля ОАО «НК Роснефть» в запасах нефти и ее добычи в России составляет около 20 %. В 2007 г. в рамках проектов с участием компании выполнено около 7,0 тыс. км сейсморазведочных работ 2D и 6800 км² сейсморазведки 3D, пробурены поисковые и разведочные скважины общим объемом 78,9 тыс. м. В результате проведенных в 2007 г. поисково-разведочных работ было открыто восемь месторождений в Краснодарском крае и Самарской области и выявлено семь новых залежей на ранее открытых месторождениях в Ханты-Мансийском и Ненецком АО и в Удмуртии. Для повышения достоверности прогнозной оценки новых перспективных регионов и роста эффективности ГРР в компании широко используются современные технологии и собственные инновационные разработки: секвентная стратиграфия, 2D и 3D моделирование формирования УВ систем, геологическое моделирование в пределах складчато-надвиговых регионом с последующим моделированием нефтегазовых систем, резервуарная геохимия. Такой подход привел к значительному росту запасов нефти и конденсата (более 250 млн. т) только за счет проведенных ГРР.

176. Г22456
     

    Основные перспективные направления поисков месторождений нефти и газа на Дальнем Востоке России / Л. С. Маргулис, Т. А. Андиева, Ю. С. Воронков, Л. М. Пылина
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.477-483: ил.,табл. - Библиогр.: 3 назв.

177. Г22733
     

    Основные результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ в Республике Коми за период 2004-2008 гг. / А. П. Боровинских, В. И. Гайдеек, Е. Л. Теплов, Н. И. Никонов
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.32-34.

178. Г22678
     

   Основные результаты сверхглубокого бурения в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / Б. Н. Хахаев, В. И. Горбачев, В. С. Бочкарев и др.
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.224-227. - Библиогр.: 6 назв.

179. -10060
     

   Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности клиноформ ачимовской толщи восточной сейсмофациальной зоны севера Западной Сибири / В. Н. Бородкин, А. М. Брехунцов, В. Г. Савин и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №9.-С.6-15:ил. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ.

180. -6779
     

   Особенности геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеводородного сырья / И. А. Плесовских, Нестеров И.И.(мл.), Л. А. Нечипорук, В. С. Бочкарев
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№9.-С.1025-1034:ил.,табл. - Библиогр.:с.1033-1034. - Рез.англ.

181. Г22584
     

   Особенности наращивания ресурсной базы в регионах с высокой опоискованностью недр: (на прим.Респ.Татарстан) / Н. С. Гатиятуллин, Е. А. Тарасов, В. Б. Либерман, В. В. Войтанис
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.294-298.


Республика Татарстан относится к "старым" нефтедобывающим районам с высокой изученностью недр. По степени опоискованности начальных потенциальных ресурсов УВ территория делится на восточную и западную, различающиеся по степени изученности и перспективности. Основные перспективы наращивания ресурсной базы связаны с терригенными девонскими отложениями, в которых прогнозируется присутствие сложных по строению структурно-литологических, структурно-стратиграфических, литологических и литолого-стратиграфических ловушек нефти. Специализированные исследования на выявления залежей УВ в девонском терригенном комплексе рекомендуется проводить на полигонах, где уже выполнен или рекомендуется определенный комплекс геолого-геофизических работ и которые отвечают следующим требованиям: - наличие доказанных ловушек в девонских отложениях; - высокая степень изученности геолого-геофизическими методами; - возможность переработки результатов, полученных в результате проведенных магнито-, грави- и сейсморазведки по современным технологиям (ROMGAS, "МИЛЛИГАН", СПАН, АРГХ-технология, ВРС-ГЕО, AVO-анализ, технологии ДФМ, СЕМ-ЧВЗ, УВЛП и др.). В качестве таких полигонов для отработки методики поиска залежей УВ сырья в терригенных девонских отложениях предлагаются Бурдинский, Краснооктябрьский, Чегодайский и Нурлатский. Целесообразно также проведение работ, связанных с переинтерпретацией материалов аэромагнитной съемки. Первоочередными являются участок, приуроченный к зоне сочленения ЮВ склона СТС и С, СВ склонов ЮТС, а также участок, охватывающий северную часть Ромашкинского месторождения. Для этих участков необходимо: - создать единую базу данных по материалам аэромагнитных съемок разных годов; - выполнить комплексную интерпретацию этих данных с использованием современных технологий обработки материалов; - выявить особенности отражения нефтяных месторождений в геофизических полях и выделить перспективные зоны и объекты; - оценить влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и сохранение ловушек в девонском терригенном комплексе. Полученный опыт в дальнейшем использовать при работах на ЮВ Татарстана (район месторождений Сабанчинское, Бавлинское, Урустамакское и др.) и на севере Татарстана (Казанско-Кажимский авлакоген и приосевая часть СТС). Важным является доизучение высокоточной аэромагниторазведкой западного склона и сводовых частей ЮТС, ЮВ склона СТС и восточного борта Мелекесской впадины, что позволит создать детальный структурно-тектонический каркас. В результате проведения предлагаемого комплекса работ будет создана основа, которая позволит сосредоточить дорогостоящую сейсморазведку, связанную с подготовкой объектов для глубокого бурения, на наиболее перспективных участках.

182. Г22756
     

   Оценка перспектив нефтегазоносности территории на основе прогноза литологических ловушек в межскважинном пространстве с использованием технологии многомерной интерпретации / Р. А. Сюмбаева, Т. В. Силагина, В. В. Дроздов, Ю. Н. Якименко
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.508-515: ил. - Библиогр.: 6 назв. - Рез. англ.

183. -8903
     

    Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части Западно-Сибирской плиты / В. И. Исаев, Ю. В. Коржов, Т. И. Романова, Н. М. Бочкарева
// Геофиз.журн. - 2006. - Т.28,№6.-С.58-73:ил.,табл. - Библиогр.:11 назв.

184. Г22756
     

   Палеогеографические критерии распределения коллекторов в средне-верхнеюрских комплексах юга Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / Е. М. Хабаров, П. А. Ян, Л. Г. Вакуленко и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.337-345: ил. - Библиогр.: с. 345. - Рез. англ.

185. -5746
     

   Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения / Т. В. Белоконь-Карасева, С. Е. Башкова, Г. Л. Беляева и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №6.-С.2-9:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв. - Текст парал.рус.,англ.

186. -5746
     

   Перспективы нефтегазоносности и программа изучения Коротаихинской впадины / О. М. Прищепа, В. Н. Макаревич, Л. А. Орлова, О. В. Чумакова
// Геология нефти и газа. - 2009. - №2.-С.2-8:ил. - Библиогр.:4 назв. - Рез.англ.

187. -9741
     

   Перспективы нефтегазоносности Печорского и российской части шельфа Баренцева морей по результатам бассейнового моделирования 2D / О. И. Супруненко, И. В. Орешкин, Н. В. Лопатин и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №12.-С.4-10:ил. - Библиогр.:7 назв.

Согласно официальной оценке (по состоянию на 01.01.02 г.) около 40% начальных извлекаемых запасов УВ Арктического шельфа России приходится на Баренцево и Печорское моря. К настоящему времени в регионе открыты 11 месторождений УВ, ни одно из которых не разрабатывается. Подготовлены к промышленному освоению лишь Приразломное (нефть) и Штокмановское (газ и конденсат) месторождения. Разведанность извлекаемых ресурсов в целом составляет около 8%. В связи со сложными природными условиями на первое место выдвигается задача минимизации рисков проведения работ уже на поисковой стадии путем выделения наиболее перспективных зон нефтегазонакопления. В последние десятилетия в мировой практике для этого используется технология бассейнового моделирования, основанную на концепции нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем. В осадочном разрезе Баренцевоморского региона выделяются четыре основные региональные нефтематеринские (НМС) и газоматеринские (ГМС) свиты: верхнесилурийская, доманиковая и ее аналоги, нижнетриасовая, верхнеюрская. По результатам бассейнового моделирования 2D по сети из 7 региональных сейсмогеологических профилей верхнесилурийская и аналоги доманиковой НМС практически полностью реализовали свой потенциал в глубокопогруженных депрессиях. Основная фаза реализации нефтематеринского потенциала здесь приходится на триасовое время. В пределах гипсометрически приподнятых зон (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинское поднятие), где пик интенсивности генерации и эмиграции жидких УВ приходится на мел и кайнозой, в отложениях верхнего девона – нижней перми прогнозируются преимущественно нефтяные скопления. В пределах Кольской-Канинской моноклинали в отложениях нижнего палеозоя прогнозируются газовые скопления, что обусловлено преимущественной генерацией газообразных УВ начиная с юрского времени. В южном направлении в составе скоплений предполагается увеличение жидких УВ. В пределах крупных поднятий по периферии Баренцевоморского мегапрогиба формирование первичных преимущественно нефтяных скоплений в нижнепалеозойских – верхнедевонских и верхнедевонских – нижнепермских отложениях прогнозируется в триасовое время. Начало этапа характеризуется генерацией жидких УВ в глубокопогруженных частях мегапрогиба и окружающих депрессий. К концу среднего триаса нефтематеринский потенциал палеозойских отложений был полностью исчерпан и начиная с познетриасового – юрского времени началась генерация преимущественно газообразных УВ. В пределах ЗФИ перспективы газоносности палеозойских отложений могут быть связаны со сводовой частью и склонами крупных поднятий (Сальминская структурная зона, поднятие Александры). Перспективы нефтегазоносности верхнепермских – триасовых отложений связаны, главным образом, с Баренцевоморским мегапрогибом и прилегающими депрессиями. При этом в центральных частях мегапрогиба в триасовых отложениях будут резко доминировать газообразные УВ. В районе ЗФИ в составе аккумулированных УВ в нижнем и среднем триасе может возрастать доля жидких УВ. На поднятиях по периферии мегапрогиба отложения верхней перми – триаса рассматриваются только как потенциально газоматеринские. На склонах мегапрогиба не ожидается генерации больших нефти, однако на шельфе Печорского моря и на поднятиях Медвежинско-Надеждинской региональной ступени возможно увеличение доли жидких УВ за счет поступления из более древних отложений. Главные перспективы юрско-мелового нефтегазоносного комплекса связываются с центральной частью мегапрогиба, где установлены несколько перспективных зон: Штокмановско-Лунинский порог, депоцентр Южно-Баренцевской впадины, седловина Альбанова. Формирование скоплений с преобладанием газообразных УВ здесь возможно за счет нижнетриасовой ГМС. На приподнятых участках по периферии мегапрогиба прогнозируется образование скоплений УВ за счет совокупного влияния нижнетриасовой ГМС и аналогов доманиковой НМС. Т.о. на основе бассейнового моделирования на шельфе Баренцева и Печорского морей выделены зоны преимущественно нефте- и газонакопления.

188. -5746
     

   Перспективы открытия крупных газовых и газоконденсатных месторождений в Прикаспийской впадине / С. М. Карнаухов, Ю. Б. Силантьев, В. А. Скоробогатов, И. В. Истратов
// Геология нефти и газа. - 2009. - №3.-С.20-26:ил. - Рез.англ.

189. -9767
     

   Перспективы поисковых работ в Прикаспии в свете закономерностей размещения нефтегазоносности / В. Я. Воробьев, Ю. С. Кононов, И. В. Орешкин, Е. В. Постнова
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.52.-С.3-10. - Библиогр.:9 назв.


Перспективы, направления и эффективность нефтегазопоисковых работ зависят от того, насколько достоверно выявлены пространственные закономерности локализации залежей. Это особенно важно для Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП), имеющей сложное строение, что отражается в дифференциации ее нефтегазоности как по латерали, так и по интервалам глубин. Продуктивны мезозойские отложения, в которых выделяется три нефтегазоносных комплекса (НГК): нижнемеловой, наиболее продуктивный, юрско-келловейский и триасовый (наименее продуктивный). С начала ХХ века открыто около 100 месторождений в казахстанской части Прикаспия, особенно в надсолевых отложениях Эмбинского района с глубинами залегания продуктивных горизонтов, не превышающими первые сотни метров. Главным образом, они мелкие по запасам, приурочены к малым глубинам залегания продуктивных горизонтов, не превышающих 1-1.5 км, реже до 3 км. Они приурочены, главным образом, к привершинным участкам соляных куполов. Здесь как бы сливаются нижнемеловой и юрско - келловейский НГК, триасовый вообще отсутствует. Месторождения многопластовые, причем продуктивные горизонты средней юры часто с угловым несогласием экранируются нижнемеловыми. Среди преобладания мелких месторождений в надсолевом этаже выделяются четыре средних и одно крупное (Кенбай). По сравнению с мелкими эти месторождения слабее осложнены разрывной тектоникой, разрушающей формирующиеся залежи. На Кенкиякском месторождении, в отличие от других, впервые в Прикаспии установлено генетическое сходство нефтей как в надсолевых, так и в подсолевых отложениях. Подсолевой этаж дифференцируется на 7 НГК. К нижнебашкирско-визейскому НГК приурочена основная часть разведанных запасов. Наибольшая концентрация их приурочена к залежам массивного и пластово-массивного типов в атоллоподобных постройках. Наиболее крупные, в основном нефтяные, залежи открыты в терригенных НГК подсолевого этажа, в пределах восточной и юго-восточной окраин Прикаспийской НГП, в линзовидных песчано-алевритовых телах надверейского НГК нижнепермской части разреза на глубинах 4-4.5 км. Глубже фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов ухудшаются и они теряют продуктивность. В целом, с учетом выявленных закономерностей в Прикаспии новые значительные открытия связываются, главным образом, с рифами и карбонатными платформами на глубинах до 7 км. Из них наиболее перспективны карбонатные массивы на девонском тектоническом цоколе типа "карачаганака".

190. Г22756