CC BY
172
ISSN 2224-9923. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 5
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 553.982.2 © Лузина Д.В., Кривощеков С.Н., 2012
АНАЛИЗ ФАЦИАЛЬНЫХ ЗОН И КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ТУРНЕЙСКО-ФАМЕНСКИХ РИФОГЕННЫХ ПОСТРОЕК СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ
Д.В. Лузина, С.Н. Кривощеков
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Россия
На сегодняшний день основные перспективы геологоразведки в Пермском крае сосредоточены на территории Соликамской депрессии. Суммарные локализованные ресурсы нефти подготовленных структур Соликамской депрессии составляют более 50 млн т. Характерной особенностью данной территории является уникальное Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей, в контуре которых в подсолевых отложениях расположены залежи нефти. В южной части Соликамской депрессии наиболее привлекательна подготовленная Зырянская структура, на которой в настоящее время осуществляются поисково-оценочные работы. В связи с этим актуальной проблемой является необходимость проведения анализа геологического строения турнейско-фаменских рифогенных построек, являющихся основой всех обнаруженных залежей углеводородов в данной зоне нефтегазонакопления.
Геологическое строение данных рифогенных построек определяется особенностями осадконакопления и фациальной зональности. Выделяются фации биогермного ядра, передового склона, верхнего и нижнего шлейфа. Каждая фация обладает своим набором отличительных черт и геологических особенностей, что определяет неоднородность в распределении фильтрационно-емкостных свойств в теле рифогенного массива.
В статье описаны особенности распределения эффективных нефтенасыщенных толщин и пористости для различных фаций для ряда месторождений Соликамской депрессии. Выделенные закономерности распределения характеристик карбонатных коллекторов согласно фациальным особенностям должны в дальнейшем позволить создать более качественную стратегию поисковых и разведочных работ на перспективных объектах и повысить эффективность геологоразведки в данном районе.
Ключевые слова: Соликамская депрессия, палеоплато, риф, передовой склон, биогермное ядро, шлейфовая зона, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, фация, фациаль-ное моделирование, рифогенные известняки, смешанный коллектор, нефтеносность, углеводороды.
ANALYSIS OF FACIAL ZONES AND COLLECTING PROPERTIES TOURNAISIAN-FAMENNIAN REEF BUILDINGS OF SOLIKAMSKAYA DEPRESSION
D.V. Luzina, S.N. Krivoshchekov
Perm National Research Polytechnic University, Russian Federation
At the moment, the main exploration prospects in Perm region are concentrated in Solikamsk depression. The total localized resources of oil from produced structures Solikamsk depression accounts for more than 50 million tons.One of the characteristic features of this area is unique Verkhnekamskoye potassium and magnesium salts deposit. In thecircuit of subsalt deposits the oil pools are settled. Prepared Zyryanskaya structure is situated in the southern part of Solikamsk depression and is considered to be the most attractive. Currently, prospect evaluations are completing on this territory. Therefore, the necessity for carrying out analyze of Tournaisian-Famennian reefgeological structure is of great actual. It is to underline that the reef is the base of all the detected hydrocarbon oil and gas on this territory.
Geological reef structure is determined by the characteristics of sedimentation and depositional facies zoning. The following facies are defined: bioherm core facies, best slope, the upper and lower loops. Each facies has its own set of distinctive features and geological features, which determines the heterogeneity in the distribution of reservoir properties in the body reef array.
This article is devoted to the distribution features of net pay thickness and porosity for different faciesfrom several Solikamsk depression deposits. Highlighted features of the distribution of carbonate reservoir facies characteristics according to need in the future will create a better strategy and exploration work on the promising sites and improve the efficiency of exploration in the area.
Key-words: Solikamsk depression, paleoplato, reef, best slope, bioherm core, loop zone, effectiveoil-satureted thickness, porosity coefficient, facies, facies modelling, reef limestones, combination reservoir, oil-bearing capacity, hydrocarbons.
Введение
Соликамская депрессия Предуральско-го краевого прогиба на сегодняшний день является наиболее перспективным объектом для геолого-разведочных работ по величине прогнозный ресурсов в Пермском крае [1-3]. Помимо разрабатываемых Унь-винского, Сибирского, Озерного, Магов-ского и других месторождений здесь имеются вымвленныге и подготовленные к глубокому бурению структуры.
Геологическое строение месторождений Соликамской депрессии (рис. 1) контролируется строением верхнедевонско-турнейского карбонатного нефтегазоносного комплекса, разрез осложняется соленосной толщей Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) [4].
Данный комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху осевая часть современной Соликамской депрессии представляла собой крупный архипелаг, образованный рифовыми массивами островного типа или их группами. Рост рифов происходил с северо-запада на юго-восток при регрессивной направленности седиментации в условиях погружающегося дна бассейна [5-7]. Вышезалегающий нижнесредневизей-ский терригенный нефтегазоносный комплекс формируется как структура обле-кания рифов.
По строению и нефтегазоносности месторождения Соликамской депрессии однотипны. Турнейско-фаменские биогермы имеют куполовидную, иногда вытянутую форму (группа рифов) с максимальными гипсометрическими отметками в западной части. Высокая расчлененность, неоднородность, участки доломитизации, перекристаллизации, трещиноватости делают его весьма интересным объектом для изучения. Карбонатные породы можно отнести к коллекторам сложного типа, имею-
Рис. 1. Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края
щим крайне разнообразное строение пустотного пространства [8-10]. В гребневой части наряду с процессами доломитизации широко развита трещиноватость и кавернозность, что приводит к неоднозначному распределению пустотного пространства. Обломочный известняк, встречающийся ближе к центральной части, обладает пористостью, схожей с гранулярными коллекторами. Нефтегазоносный верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс является вторым по запасам углеводородного сырья в Пермском крае [11-14].
Характеристика фациального строения залежей
По Озерному, Гагаринскому, Магов-скому месторождениям, расположенным в северной части Соликамской депрессии, произведен литолого-фациальный анализ на основе изучения керна в комплексе с данными ГИС. По результатам анализа выделены фациальные зоны: биогермного ядра рифа, верхнего тылового шлейфа, нижнего тылового шлейфа, передового склона (рис. 2) [15, 16].
Рис. 2. Распределение фаций на Озерном месторождении: 1 - зона передового склона;
2 - зона биогермного ядра; 3 - зона верхнего тылового шлейфа; 4 - зона нижнего тылового шлейфа; 5 - контур нефтеносности
Зона биогермного ядра (БЯ) представляет собой подковообразный гребень, выпуклой частью направленный на запад (в южной части Соликамской депрессии), северо-запад (в северной части). В этом направлении предположительно была наибольшая волновая активность, определяющая расположение водорослевых биогермов. По составу в основном известняк водорослевой, слабопроницаемый [17]. Он характеризуется массивным неслоистым строением, зачастую развитием процессов доломитизации и перекристаллизации.
Зона верхнего тылового шлейфа (ВШ) выделяется непосредственно за биогерм-ным ядром. Осадки шлейфа значительной частью представлены равномерным переслаиванием карбонатного обломочного материала песчаной и алевритовой размерности, которые поставлялись со сводовых частей органогенной постройки.
Зона нижнего тышового шлейфа (НШ), в которую также продолжался снос обломочного материала, но уже меньшей фракции, располагается гипсометрически ниже. Разрез преимущественно состоит из тонкообломочных и тонкозернистых карбонатных пород с низкой пористостью и проницаемостью.
Зона передового склона (ПС) охватывает по внешнему краю зону биогермного ядра. Разрез стратиграфически более пол-
ный, преимущественно микрозернистый известняк с прослоями плотных обломочных известняков с пелитоморфным заполнением.
На основе проведенного фациального анализа северных месторождений Соликамской депрессии можно прогнозировать фациальную зональность на месторождениях южной части (Шершневском, Сибирском, Юрчукском, Чашкинском, Уньвинском) [18]. Рифы месторождений имеют аналогичное строение, сформированное в однотипных условиях и, соответственно, такие же фациальные зоны, хотя из-за отсутствия точных данных исследования керна уверенно определить границу раздела зон верхнего и нижнего тылового шлейфа нельзя, поэтому они выделены исходя из анализа морфологического строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств по площади залежи [19, 20].
Характеристика распределения коллекторских свойств
Проведен анализ распределения эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициента пористости по прогнозным фациальным зонам. В результате установлено, что высокие значения эффективной нефтенасыщенной толщины (^эф.н) принадлежат зоне БЯ, что связано с большой мощностью данных отложений, но вместе с тем в связи с большой неоднородностью и достаточно развитыми процессами доломитизации и перекристаллизации здесь встречены участки с низкими значениями ^эф.н. Так, к примеру, на Юрчукском месторождении гребень рифовой постройки по простиранию расчленен на участки с высокими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины (12-8 м), чередующиеся с участками низких значений (3-5 м) (рис. 3). На Сибирском месторождении центральная часть БЯ имеет большие эффективные нефтенасыщенные толщины (8,1-6,5 м), тогда как в северном и южном направлении она резко сокра-
Рис. 3. Юрчукское месторождение.
Карта эффективной нефтенасыщенной толщины турнейско-фаменского нефтяного пласта (Т-Фм)
щается до 0,7-2,4 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины Чашкинского месторождения распределяются аналогично Сибирскому - в центре биогермное ядро отмечено изопахитами 10,4-11,4 м с уменьшением на юг и север до 3-4 м. На Уньвинском месторождении кэ§н составляет 18,8-12,4 м в центральной и северной частях биогермной постройки, уменьшаясь в южном направлении до 1 м. В общем по месторождениям максимальные значения кэ§ж соответствуют центральной части БЯ. В остальном это либо уменьшение значения в направлении огибающих окончаний гребня, либо чередование участков с высокими и низкими значениями кэ§ж (Юрчукское месторождение).
В загребневой зоне выделяются террасы и структурные носы, образованные в областях активного сноса обломочного материала. К ним приурочены средние, реже высокие значения параметра кэ§ж. В остальной области значения гораздо меньше. Так, на Юрчукском месторождении в фациальной зоне ВШ на предполагаемых участках сноса кэ§ж изменяются в пределах 9,6-6,0 м, а по остальной площади ВШ значение эффективной
Рис. 4. Чашкинское месторождение.
Карта пористости турнейско-фаменского пласта
нефтенасыщенной толщины чаще имеет предел 1,2-4,0 м (см. рис. 3).
В восточном направлении НШ наблюдается уменьшение показателя вплоть до нуля. На Чашкинском месторождении в данной области эффективная толщина достигает 7,7 м при максимальной в био-гермном ядре 10,5 м. В направлении от верхнего тылового шлейфа к нижнему также отмечено закономерное уменьшение эффективной толщины, так как осаждение крупнозернистых осадков происходит в зоне ВШ, а в фациальную зону нижнего шлейфа перемещался тонкозернистый обломочный материал с мик-розернистым цементом
Установлена закономерность в распределении эффективных нефтенасыщенных толщин для фаций шлейфа: при увеличении глубины (Н) относительно наивысшей отметки, которая всегда приурочена к ядру постройки, наблюдается линейное уменьшение эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 5).
Зависимости характеризуются значимыми корреляционными связями средней тесноты. Коэффициент корреляции составляет от 0,58 до 0,83. В таблице приведены уравнения полученных линейных зависимостей и коэффициенты корреляции.
О ...........*.......4........}.......4.........?.......4........1.........................1-.................}.{•.....I........*........I.....\.........
-2|-----------‘-------'--------5-------^---------*-------*--------*------- ------------------''------------------*------*--------‘--------*-----*—
-10 0 10 20 30 40 50 60 70 -10 0 10 20 30 40 50 60 70
Относительная глубина, м Относительная глубина, м
г д
Рис. 5. Поля корреляции эффективной нефтенасыщенной толщины и относительной глубины на месторождениях: а - Чашкинском; б - Юрчукском; в - Сибирском; г - Шершневском;
д - Уньвинском
Уравнения корреляции
Месторождение Уравнение зависимости г Р
Чашкинское йэф.н = 7,79-0,16 Н -0,64 0,0004
Юрчукское йэф.н = 8,36-0,13 Н -0,61 0,0102
Сибирское йэф.н = 9,15-0,23 Н -0,83 0,1678
Шершневское йэф.н = 8,65-0,10 Н -0,72 0,0707
Уньвинское йэфн = 14,21-0,17 Н -0,58 <10 5
Фация передового склона изучена слабо. Разбуренность минимальна, поскольку в контур нефтеносности попадает узкая, незначительная ее часть. На участках, где зона ПС вскрыта скважинами, значения ^эф.н средние или низкие: на Шершневском месторождении - 8,8-1,4 м, Юрчукском - 5,0-1, 1 м, Уньвинском - 8,6-3,9 м.
По анализу распределения коэффициента пористости (Кпор) выявлена несколько другая ситуация. В фациальной зоне био-гермного ядра наблюдаются, как правило,
средние, реже - высокие значения. Вероятно, большую роль в данном случае играет вторичная пустотность. В зоне ВШ отмечено улучшение коллекторских свойств в направлении к центральной части, что связано с карбонатными крупнообломочными породами. Часто наблюдается линейно-вытянутый характер таких зон. К зоне НШ значения коэффициента пористости снижаются. Фация передового склона имеет средние значения Кпор. К примеру, на Шершневском месторождении максимальные значения Кпор 12,6 % отмечены в центральной части рифа, зона БЯ имеет в среднем Кп, равный 9 %, в северной и южных частях -зоны с худшими коллекторами. На Юрчук-ском месторождении наибольшее значение Кпор у рифового шлейфа (среднее значение 13,3 % при диапазоне изменений 11-16,3 %), для БЯ - 11,5 %, ПС - 10,4 %.
По Чашкинскому месторождению участки с максимальным коэффициентом пористости находятся в зоне верхнего тылового шлейфа - вероятные участки сноса карбонатного обломочного материала скважины 164 - 15,2 %, скважины 38 - 13 % (см. рис. 4), при том что показатель Кпор в гребне структуры изменяется в пределах 5,2-10,7 %. На Сибирском месторождении получено следующее распределение средних значений Кпор: БЯ -9,8 %, рифовый шельф - 11,6 %. На всех месторождениях коллекторы с высоким Кпор относятся к фациальной зоне ВШ.
Учет фациального строения при поисково-разведочных работах
В непосредственной близости к рассматриваемым месторождениям выявлена и подготовлена Зырянская структура. Для более эффективной реализации поисково-разведочных работ на турнейско-фа-менском объекте можно воспользоваться выявленными закономерностями распределения фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от фациальной приуроченности. Структура подготовлена к глубокому бурению сейсморазведкой МОГТ 2Б. По структурной карте отражающего горизонта 11П, приуроченного к кровле турней-ских отложений, площадь структуры 32,5 м2, амплитуда - 122 м. Наблюдается морфологическое строение, типичное для органогенных построек Соликамской депрессии. Структура представляет собой купол изометричной формы. В западной части хорошо прослеживается серповидный гребень, являющийся ядром рифа. Общее погружение абсолютных отметок в восточном направлении. Это позволяет предполагать распределение коллекторских свойств и неоднородность строения согласно выделенным фациальным зонам разрабатываемых месторождений, находящимся в единой структурно-фациаль-ной зоне с Зырянской структурой, а также определить направление поисково-оценочных и разведочных работ для наиболее полного и рационального изучения тела органогенной постройки.
Первую поисковую скважину рекомендуется заложить в зону с высокими значениями нефтенасыщенной толщины - в гребень рифа с максимальной гипсометрической отметкой (зона БЯ). В настоящий момент в данной зоне пробурена первая поисково-оценочная скважина, подтвердившая промышленную нефтеносность объекта. Последующее заложение поисково-оценочных и разведочных скважин должно иметь направленность к центру в наиболее приподнятые купола структуры. Такое расположение в загребневую часть (в верхний тыловой шлейф) должно обеспечить обнаружение участков сноса обломочного материала, которые соответствуют карбонатным коллекторам с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), а также средние и высокие значениями эффективной нефтенасыщенной толщины.
Заключение
Учет фациального строения биогерм-ных массивов Соликамской депрессии, являющихся основой всех месторождений в данном тектоническом элементе, необходим еще до начала буровых работ. Выделение различных фациальных зон в дальнейшем послужит и основой для более точного подсчета запасов, поскольку, учитывая высокую неоднородность строения, объем их будет распределен неравномерно. При составлении первого проектного документа на разработку необходимо учесть закономерности распределения коллекторских свойств, так как на каждой из зон рациональным будет применение различных систем разработки. Так, в фациальной зоне рифового шлейфа предполагаются благоприятные условия для извлечения углеводородов, соответственно, искусственное воздействие для выработки запасов здесь будет минимальным в сравнении с зоной БЯ, где низкие ФЕС и высокая неоднородность требуют создания условий более интенсивного воздействия на залежь и применения методов повышения нефтеотдачи.
Список литературы
1. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7. - С. 4-7.
2. Кривощеков С.Н. Разработка регионально-зональных критериев прогноза нефтегазоносности территории Пермского Прикамья вероятностно-статистическими методами // Нефтяное хозяйство. -2011. - № 10. - С. 10-14.
3. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин,
B.Л. Воеводкин // Наука производству. - 2006. - № 1. - С. 1-5.
4. Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов нефти при техникоэкономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7. - С. 45-47.
5. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. -М.: Изд-во РРГУ, 1999. - 285 с.
6. Чочиа Н.Г. Геологическое строение Колво-Вишерского края // Тр. ВНИГРИ. Новая серия. Вып. 9. - Л.: Гостоптехиздат, 1955. - 407 с.
7. Wilson J.L. Carbonate facies in geologic history. - Berlin; New York: Springer-Verlag, 1975. - 471 p.
8. О связи характеристик органического вещества пород с плотностью ресурсов углеводородов (на примере Пермского Прикамья) / С.В. Галкин, И.А. Козлова, В.И. Галкин, А.В. Расте-гаев, А.А. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2002. - № 11. - С. 9-13.
9. Tucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. Carbonate sedimentology. - Oxford: Blackwell Science, 2002. - 496 p.
10. Wayne M. Ahr geology of carbonate reservoirs: the identification, description and characterization of hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks. - New Jersey: Wiley-Interscience, 2008. - 296 p.
11. Галкин С.В. Возможности вероятностной оценки прироста запасов при проектировании поисков нефтегазовых месторождений (на примере платформенной части Пермского края) // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 6. - С. 13-20.
12. Зонально-локальная оценка перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.В. Галкин, А.В. Растегаев, В.В. Мелкомуков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 10. - C. 8-11.
13. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. - 2009. - Т. 3, № 4. - С. 3-7.
14. Клубов В.А. Тектоника и нефтегазоносность Волго-Уральской антеклизы: сб. науч. тр. // Проблемы геологии нефти. - 1977. - № 6. - C. 25-31.
15. Обстановки осадконакопления и фации: в 2 т. Т. 2: пер. с англ. / под ред. Х.Г. Рединга. - М.: Мир, 1990. - 384 с.
16. Путилов И.С., Вилесов А.П., Ракинцева Л.Н. Использование вероятностного статистического анализа для прогноза фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Озерного месторождения // Нефть и газ: материалы науч.-практ. конф. - Тюмень, 2008. - Т. 1. -
C. 11-17.
17. Вилесов А.П. Особенности строения карбонатных циклотем фаменского яруса в рифогенных постройках северо-востока Пермского края // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион. науч.-практ. конф. - Пермь, 2007. - С. 67-70.
18. Волкова А.С., Кривощеков С.Н. Исследование зональной нефтегазоносности Соликамской депрессии // Научные исследования и инновации. - 2010. - Т. 4, № 2. - С. 12-15.
19. Moore C.H. Carbonate diagenesis and porosity. - Amsterdam: Elsevier, 1989. - 460 p.
20. Flugel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. - Berlin: Springer, 2004. - 976 p.
^.B. ^y3HHa, C.H. KpHBO^eKOB
References
1. Galkin V.I., Rastegaev A.V., Kozlova I.A., Vanceva I.V., Krivoshchekov S.N., Voevodkin V.L. Prognoznaja ocenka neftegazonosnosti struktur na territorii Solikamskoj depressii [Prognostic evaluation of oil and gas structures in the Solikamsk depression]. Neftepromyslovoe delo, 2010, no. 7, pp. 4-7.
2. Krivoshchekov S.N. Razrabotka regional'no-zonal'nykh kriteriev prognoza neftegazonosnosti verojatnostno-statisticheskimi metodami na primere territorii Permskogo Prikam'ia [Development of regionally-zonal forecast oil-and-gas content by probabilistic-statistical methods on the example of Perm] Neftianoe hoziaistvo, 2011, no. 10, pp. 10-14.
3. Galkin V.I., Rastegaev A.V., Galkin S.V., Voevodkin V.L. Opredelenie perspektivnykh napravlenii poiskov mestorozhdenii nefti i gaza v Permskom kraia s pomoshch'iu veroiatnostno-statisticheskikh metodov [Determination of promising searches for oil and gas in the Perm region using probabilistic and statistical methods]. Naukaproizvodstvu, 2006, no. 1, pp. 1-5.
4. Voevodkin V.L., Galkin S.V., Poplygin V.V. Prognozirovanie debitov nefti pri tekhniko-ekonomicheskom obosnovanii proektov osvoeniia i poiskov mestorozhdenii territorii VKMKS [Prediction of production rates of oil in the feasibility study, project development and searches of deposits territory VKMKS]. Neftepromyslovoe delo, 2010, no. 7, pp. 45-47.
5. Bagrinceva K.I. Uslovija formirovanija i svojstva karbonatnyh kollektorov nefti i gaza [Conditions of formation and properties of carbonate reservoirs of oil and gas]. M.: RRGU, 1999. 285 s.
6. Chochia N.G. Geologicheskoe stroenie Kolvo-Visherskogo kraja [Geology Sleeps Vishera-edge]. Tr. VNIGRI. Novajaserija. L.: Gostoptehizdat, 1955. Vol. 9. 407 s.
7. Wilson J.L. Carbonate facies in geologic history. Berlin; New York: Springer-Verlag, 1975. 471 p.
8. Galkin S.V., Kozlova I.A., Galkin V.I., Rastegaev A.V., Kozlov A.A. O sviazi harakteristik organicheskogo veshchestva porod s plotnost'iu resursov uglevodorodov (na primere Permskogo Prikam'ia) [About connection between characteristics of organic matter in rocks and density of hydrocarbon resources (on the Perm example)]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2002, no. 11, pp. 9-13.
9. Tucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. Carbonate sedimentology. Oxford: Blackwell Science, 2002. 496 p.
10. Wayne M. Ahr geology of carbonate reservoirs: the identification, description and characterization of hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks. New Jersey: Wiley-Interscience, 2008. 296 p.
11. Galkin S.V. Vozmozhnosti veroiatnostnoi otsenki prirostov zapasov pri proektirovanii poiskov neftegazovykh mestorozhdenii (na primere platformennoi chasti Permskogo kraia) [Features a probabilistic assessment stocks of increments in the design of oil and gas field searches (for example, the platform part of the Perm region)]. Izvestiia vuzov. Neft' i gaz, 2004, no. 6, pp. 13-20.
12. Galkin V.I., Kozlova I.A., Galkin S.V., Rastegaev A.V., Melkomukov V.V. Zonal'no-lokal'nyi prognoz perspektiv neftegazonosnosti Solikamskoi depressii [Zonal-local forecast oil-and-gas content at Solikamsk depression]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2007, no. 10, pp. 8-11.
13. Galkin V.I., Krivoshchekov S.N. Obosnovanie napravlenij poiskov mestorozhdenij nefti i gaza v Permskom krae [Justification directions search for oil and gas in Perm]. Nauchnye issledovanija i innovacii, 2009, vol. 3, no. 4, pp. 3-7.
14. Klubov V.A. Tektonika i neftegazonosnost' Volgo-Ural'skoj anteklizy [Tectonics and petroleum potential of the Volga-Ural anteclise]. Problemy geologii nefti. 1997, no. 6, pp, 25-31.
15. Reding H.G. Obstanovki osadkonakoplenija i facii [Depositional environment and facies]. M.: Mir, 1990. 384 s.
16. Putilov I.S., Vilesov A.P., Rakinceva L.N. Ispol'zovanie verojatnostnogo statisticheskogo analiza dlja prognoza facial'noj zonal'nosti turne-famenskogo karbonatnogo kompleksa Ozernogo mestorozhdenija [Using a probabilistic statistical analysis to predict the facies zonation tour-Famennian carbonate complex Lakedeposit]. Materialy nauch.-prakt. konf. Neft' i gaz. Tjumen', 2008, vol. 1, pp. 11-17.
17. Vilesov A.P. Osobennosti stroenija karbonatnyh ciklotem famenskogo jarusa v rifogennyh postrojkah severo-vostoka Permskogo kraja [Structural features of the carbonate cyclotomeFamennian stage in reef shelters the northeast edge of the Permian]. Proceedings of the region. scientific-practical conference Geology and Mineral Resources of the Western Urals. Perm, 2007, pp. 67-70.
18. Volkova A.S., Krivoshchekov S.N. Issledovanie zonal'noj neftegazonosnosti Solikamskoj depressii [The study zone petroleum Solikamsk depression]. Nauchnye issledovanija i innovacii, 2010, vol. 4, no. 2, pp. 12-15.
19. Moore C.H. Carbonate diagenesis and porosity. Amsterdam: Elsevier, 1989, 460 p.
20. Flugel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. Berlin: Springer, 2004, 976 p.
Об авторах
Лузина Дарья Валерьевна (Пермь, Россия) - студент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; e-mail: dasha-luzina@yandex.ru).
Кривощеков Сергей Николаевич (Пермь, Россия) - кандидат технических наук, доцент кафедры геологии нефти и газа Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29; e-mail: krivoshchekov@pstu.ru).
About the authors
Luzina Dar'ja Valer'evna (Perm, Russian Federation) - student, Department for oil and gas geology, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: dasha-luzina@yandex.ru).
Krivoshchekov Sergei (Perm, Russian Federation) - candidat of technical sciences, docent, Department for oil and gas geology, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: krivoshchekov@pstu.ru).
Получено 15.05.2012
