CC BY
21
I. ПРИРОДНЫЕ РЕСУРСЫ, ГЕОЭКОЛОГИЯ, ЭКОЛОГИЯ
УДК 553.98:550.89 (571.6)
ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА
В.И. Исаев, В.Ю. Косыгин, Ю Г. Соловейчик, A.A. Юрчук, РЮ. Гуленок, Н.В. Шпакова ГП «Дальневосточный центр информатики и геологических исследований»,
г. Южно-Сахалинск; Вычислительный центр ДВО РАН, г. Хабаровск; Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск
Аналитический обзор
Дальний Восток, используя ежегодно 15-19 млн т нефти и нефтепродуктов, примерно 4 млрд куб. м газа, остается в числе энергодефицитных регионов России, так как обеспечивает собственную добычу лишь на 10%. Морская нефть сахалинских шельфовых проектов почти целиком уходит на компенсацию издержек зарубежных инвесторов [25], в то время как, по мнению специалистов, шельфы арктических и дальневосточных морей - это национальный стратегический резерв развития поисков, разведки и разработки.
Кардинальным решением вопроса о собственном энергообеспечении Дальневосточного региона (ДВР) является формирование нового Магаданско-Западно-Камчатского центра нефтегазодобычи, начиная с 2020 года. Для этого необходимо развертывание региональных работ по подготовке участков лицензирования в Хабаровском крае, Магаданской области, Корякском и Чукотском АО [25,40,43]. Перспективными считаются переориентации геолого-разведочных работ (ГРР) в Северо-Сахалинском центре нефтегазодобычи (о. Сахалин) с миоценовых отложений, в которых фактически исчерпаны эффективные запасы, на новые объекты в палеогеновых и, возможно, верхнемеловых отложениях. Последние прогнозируются специалистами как ведущие нефтегазогенерирующие комплексы.
Оценивая роль газовой компоненты в развитии ТЭК Сибири и Дальнего Востока, специалисты считают, что газовая индустрия создает «энергетический мост» в экологически безопасное общество [44]. За последние два десятилетия доля газа в мировом ТЭК возросла с 10 до 22%. Ожидается, что эта тенденция сохранится, по крайне мере, до 2040-2050 гг. В этом аспекте привлекательно выглядит существенная роль континентальной седиментации в межгорных впадинах материковой части Дальнего Востока и, вероятно, высокая степень катагенеза палеогеновых и верхнемеловых отложений Сахалина, что создает предпосылки для формирования газовых и газоконденсатных м с сто рождс н и й.
Учитывая, что временной интервал от поисковых работ до передачи месторождения углеводородов (УВ) в эксплуатацию составляет до 10-15 лет, настала необходимость организовывать поиски нефти и газа на
новых территориях материковой части ДВР и в палеоген-верхнемеловых отложениях Сахалина путем вовлечения перспективных участков в геологоразведочный процесс.
Районирование перспектив, оценки прогнозных ресурсов по ДВР, особенно в части соотношения нефть/ газ, выполненные в настоящее время, ставятся под сомнение [25]. Проблемным вопросом организации поисковых работ на длительную перспективу становится переоценка прогнозных ресурсов региона на основе проведения единой стандартной оценки потенциала нефтегазоносных бассейнов ДВР, акцентированной на анализе динамики УВ - систем [25,39].
Если резюмировать опыт ведущих организаций (ИГНГ СО РАН, СНИИГГИМС, ТПУ [13], ВНИИГАЗ [11], Востокгазпром [46], ИМГиГ ДВО РАН [30]), прогнозирование нефтегазоносности в Сибири и на Дальнем Востоке, то анализ новых территорий и стратиграфических уровней должен выпо лняться с учетом современных воззрений на формирование осадочно-породных бассейнов, значения нефтегазоматеринских отложений с позиций признания унаследованного влияния очагов нефтегазообразования на формирование скоплений нефти и газа. Так, к региональным («прямым») критериям прогноза, помимо мощности осадочного выполнения, относятся территории развития материнских пород и зоны флюидомиграции. Под последними понимаются «тектонически ослабленные зоны» («зоны разуплотнения»), которые прослеживаются в разрезе и плане. К зональным («косвенным») критериям прогноза - «литостратиграфическим», свидетельствующим о высокой вероятности обнаружения скоплений УВ в пределах регионально перспективной территории, относят присутствие в разрезе нефтематеринских пород, толщ потенциальных пород - коллекторов и толщ флюидов. Для их выделения и картирования подчеркивается перспективность гравиразведки [13]. Для количественных расчетов генерации углеводородов предлагаются методы, основанные на изучении степени катагенеза органических веществ (ОВ) [46]. Степень катагенеза пород также рассматривается как особенно важный фактор выделения «катагенетической зоны оптимального нефтегазонакопления» [30].
Следует отметить, что гравиметрические данные давно
рекомендовались Д.С. Миковым [42] иЮ.А. Косыгиным [27] для регионального изучения коллекторских свойств осадочных толщ на слабоизученных территориях, в сложных сейсмогеологических условиях.
Как в России, так и в мировой практике региональное прогнозирование (идентификация) нефтегазоматеринских толщ осуществляется, в основном, по прямым признакам степени катагенеза ОВ - отражательной способности витринита и данным пиролитических исследований керна отдельных скважин [4, 53 и др.]. Исключение составляет методический подход прогнозирования материнских пород по результатам геотемпературного моделирования, который внедряется в НИИокеангеологии для оценки прогнозных ресурсов нефтегазоносных провинций и областей арктического супербассейна [41].
Рассматриваемая в настоящей статье авторская методика [14] регионального прогнозирования зон хороших коллекторов и нефтегазоматеринских пород основывается на математическом моделировании осадочного разреза в гравитационном и геотемпературном полях. Это объемно-площадная методика, в которой прямые признаки степени катагенеза ОВ принимаются в качестве опорных (контрольных) данных. Объектом приложения методики является нефтегазоносный осадочный бассейн (НГБ) как целостная и достаточно автономная система генерации и накопления УВ органического происхождения [31]. Это, как правило, осадочно-породное заполнение тектонических элементов 2-1 порядка. Используемые основные фактические данные - гравиметрическая съемка масштаба 1:200 ООО и крупнее, сейсмогеологические разрезы вдоль региональных профилей, петрофизические определения и термокаротаж в скважинах. Фундаментальный расчетный геодинамический параметр - распределение значений теплового потока из основания.
Для построения исходных сейсмогеологических разрезов вдоль региональных профилей, петрофизических моделей, выполнения палеотекгонических реконструкций, сопоставлений с прямыми признаками нефтегазоносности требуется анализ огромного количества фактического геолого-геофизического материала. Проблемным вопросом для организации оперативного автоматизированного доступа к исходным данным становится создание компьютерного банка геолого-геофизических данных по нефти и газу Дальневосточного региона.
Нужно сказать, что созданию автоматизированных банков геологических информационных ресурсов приоритетное внимание уделяется как на отраслевом уровне [33], так и на территориально-региональном [28].
Проектирование, формирование и ведение регионального банка цифровой геологической информации на углеводородное сырье - сложная научно-техническая проблема. С точки зрения предметной области здесь мы имеем дело с огромной иерархией геологических объектов, с трудно обозримым спектром методов (технологий) полевых, скважинных и лабораторных работ, причем диапазон получения
геолого-геофизических данных варьирует от регионально-оценочных работ до эксплуатации месторождений, а их ретроспектива (на Сахалине) составляет 60-70 лет.
С точки зрения технической реализации, привлечение для создания регионального банка зарубежных специализированных систем, как-то Open Explorer и др., представляется далеко не бесспорным и эффективным решением проблемы. Дело в том, что импортные системы эффективны только для новейших данных, полученных с использованием импортных технологий. Подгонка всей ретроспективы данных под международные стандарты (POSС) или не возможна, или требует очень больших затрат, если, к тому же, учесть цены на импортные специализированные банки.
Из отечественных технических решений проблемы создания регионального банка данных на нефть и газ, имеющих единую концепцию построения банка и использующих промышленную программно-аппаратную платформу, отметим разработки ЦГЭ МинЭнерго[54] и тюменского ЗапСибГеоНАЦ МПР [49].
Рассматриваемый в настоящей статье Дальневосточный региональный банк данных на нефть и газ [23] проектируется и формируется в Дальинформгеоцентре на основе концептуальной модели [26], утвержденной МПР и ГлавНИВЦем в виде «Проекта...»(Кисловский, Исаев, 1995).
В Дальинформгеоцентре в начале 90-х годов XX в. по методике [14] регионального прогнозирования нефтегазоматеринских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления выполнен прогноз нефтегазоносности (рис. 1) для Лунской [18], Набильской [19] впадин, Нышско-Тымского прогиба [22] и верхнемеловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома [20]. Выполнена оценка температурного режима осадочной толщи Восточно-Камчатского прогиба [21] и предварительная оценка степени катагенеза ОВ осадочных отложений Анадырского прогиба Чукотки [8]. Математическое моделирование выполнялось на основе сквозной автоматизированной технологии на ЭВМ ЕС.
В настоящее время в Дальинформгеоцентре, в сотрудничестве с кафедрой прикладной математики Новосибирского ГТУ, возобновляется
функционирование автоматизированной технологии геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования на современной компьютерной технике с привлечением новых эффективных численных методов [47]. Восстановление технологии математического моделирования выполняется в рамках научно-исследовательских и тематических работ по договорам с ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и ООО «Альянс-Хабаровск» по объектам прогнозирования в НГБ Сахалина и континентальной части ДВР Одновременно ставится проблемная задача реализации результатов моделирования в форматах графических файлов (ГИС-проектов) с целью выполнения последующих объемно-аналитических расчетов и картографических построений [35] с использованием средств промышленных ГИС-
^ I - площадь НГБ и его номер
I *-Байкальская впадина 41 2*-Валская впадина 42 3*-Погибинский прогиб 43 4**-Нышско-Тымский прогиб 5*-Пильтунская впадина 44 6*-Чайвинская впадина 45 7**-Набильская впадина 46 8**-Лунская впадина 47 9*-Пограничный прогиб 48 10*-Макаровский прогиб 49
II *-Дагинское поднятие 50 12*-Татарский прогиб 51 13**-Эападно-Сахалинское 52
поднятие 14 -Монеронское поднятие 53 15**-Анивский прогиб 16-Прогиб Терпения 54
17*-Тюлений прогиб 55
18*-Восточно-Сахалинский 56 прогиб 57
19*-Шмидтовский прогиб 58
20 -Южно-Курильский прогиб
21 -Центрально-Курильский 59
прогиб
22*-Прогиб Ионы 60
23 -Тонино-Анивская впадина 61
24 -Пусторецкий прогиб 62 25*-Паланский прогиб 63 26*-Ичинский прогиб 64 27*-Колпаковский прогиб 65 28*-Голыгинский прогиб
29 -Прогиб Атласова
30 -Пахачинский прогиб
31 -Ильпинско-Карачинский
прогиб
32 -Пенжинский прогиб 33*-Мильково-Козыревский
прогиб 34**-Восточно-Камчатский прогиб
35 -Кроноцкий прогиб
36 -Начикинская впадина
37 -Прогиб Дальний
38 -Красноозерский прогиб 39**-Анадырский прогиб 40 -Наваринский прогиб
-Впадина Гавриила •"-Хатырский прогиб -Восточно-Тугуйский
прогиб -Восточно-Удский прогиб •"-Северо-Охотский прогиб •"-Прогиб Тинро -Шелиховский прогиб -Гижигинский прогиб -Поворотная впадина -Ямская впадина -Ланковская впадина -Кивинско-Тауйская
впадина -Средне-Кивинская
впадина -Хайрюзовская впадина -Кулькинская впадина -Кимчинская впадина •"-Зея-Буреинская впадина •"-Верхне-Буреинская
впадина •"-Средне-Амурская
впадина *-Бикинская впадина ■Ханкайская впадина -Суйфунская впадина ■Удский прогиб -Верхне-Зейский
ие1
170°
1В4°
158°
00°
Рис. 1. Обзорная карта размещения осадочных бассейнов Дальневосточного нефтегазового региона *- наличие в Банке Данных Дальинформгеоцентра (г. Южно-Сахалинск) материалов сейсморазведки, каротажа, лабораторной аналитики пластовых флюидов и керна глубоких скважин, палеонтологических и петрографических коллекций; **- выполнялся прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования
систем. Опыт выполнения таких расчетов уже имеется [52 и др.].
Дальневосточный региональный банк геолого-геофшических данных по нефти и газу
Ниже излагаются методологические основы проектирования и состояние Дальневосточного регионального банка данных [23].
Интегрирование представлений. Поскольку банк данных имеет статус государственного, то его информационная структура (содержание) должна удовлетворять весь спектр возможных пользователей, начиная от специалистов отраслевых НИИ и РАН и заканчивая специалистами, формирующими пакеты геологической информации к лицензионному конкурсу. Принятая номенклатура цифровых информационных ресурсов (ИР) банка данных приведена на рис. 2 и в табл.
1-2. Вопрос адекватности, точности и полноты интеграции представлений возлагается на проектировщиков информационной структуры [51].
Рассматриваемый банк данных является специализированным на нефть и газ. Поэтому исходная структуризация информации осуществлена на нефтегазоносные осадочные бассейны - НГБ, являющиеся, как правило, тектоническими элементами
2-1 порядка - целостными, достаточно автономными и долгоживущими системами тектогенеза и литогенеза, генерации и накопления УВ [31].
На рис. 1 приведена обзорная карта размещения НГБ
Дальневосточного нефтегазового региона. Длительный и дорогостоящий процесс накопления информации в компьютерных базах организуется в зависимости от наличия собственно ИР и от наличия целевого финансирования работ. Первоочередными НГБ являются впадины и прогибы о. Сахалин, обеспеченные финансированием, в какой-то степени, из 2-х источников - КПР по Сахалинской области и ГлавНИВЦ, остальные НГБ - второй очереди, финансируемые, как правило, только через ГлавНИВЦ.
В свою очередь, последовательность создания номенклатуры цифровых ИР в пределах НГБ (табл. 1) определяется приоритетами КПР и объемами финансирования. Так, на 2001 г. цифровые базы в объеме «2-ой очереди» созданы для Лунского, Набильского, Нышско-Тымского и Пограничного НГБ, в объеме «1-ой очереди» - для Анивского, Макаровского, Западно-Сахалинского НГБ. «3-я очередь» будет формироваться, начиная с 2002 г. В табл. 2, в качестве иллюстрации, приведен объем ИР по Лунскому и Нышско-Тымскому НГБ. В таблице представлены материалы ГРР по сухопутной части Лунского НГБ, который через «транзитную зону» имеет продолжение на акваторию сахалинского шельфа и фактически формирует площади тендерных участков «Сахалин 2,3».
Реструктурирование, реформатирование, конвертирование данных. Ориентация на реляционные системы управления базами данных (СУБД), которые
ОБЗОРНАЯ КАРТА РАЗМЕЩЕНИЯ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ ДАЛЬНЕВОСТОЧНОГО НЕФТЕГАЗОВОГО РЕГИОНА 1:5 ООО ООО
"Месторождения и перспективные объекты"
Изученность "Поисковые и геохимические работы на нефть и газ"
Изученность "Региональные геолого-съемочные и тематические|
точные и е работы" U-9")
БмД и БД ^
гипертекстов (авторских текстов) данных глубокой
скважины
БмД и БД
фактографических материалов испытаний, опробования, анализов флюидов и керна, параметрических материалов
геофизических исследований глубоких _
скважин (gj ^ ^ (ТГпГ
БД
КРИВЫХ МЕТОДОВ ГИС
БмД и БД
Цифровые Архивы "Паспорт параметрической информации
СЕЙСМОРАЗВЕДКИ сейсмопрофиля"
© (файлы Excel)
1
2
О)....©
3.2.16) 3 4
О"
БмД
БД
п
V
X 12
Рис.2. Фрагмент логической структуры цифровой геологической информации по нефтегазоносному осадочному бассейну (реализация в объеме информационных ресурсов «2-ой очереди», без клиент-серверной технологии) 1 - картографическая информация (среда Arc View); 2 - фактографические данные (среда Access); 3 - каротажные кривые (среда GisDB); 4 - авторский текст (среда Internet Explorer); 5 - база метаданных, каталог; 6 - база данных; 7 -включается полный авторский текст; 8 - информационные материалы на съемных магнитных носителях; 9 -информационные материалы автоматизированных хранилищ; 10 - информационные материалы «3-й очереди»; 11-«горячая» связь; 12 - связь через SQL-сервер; 13 - информационные блоки с расшифровкой содержания в тексте и табл. 2
Номенклатура цифровых информационных ресурсов (ИР) и очередность их создания по нефтегазоносному осадочному бассейну (НГБ)
«0-я «1 -я «2-я «3-я
NN очередь» очередь» очередь» очередь»
п/п (цифро- (стандарт- (расширен- (полный ин-
Компьютерная форма и наименование вой па- ный интег- ный интегри- тегрирован-
ИР кет) рированный цифровой пакет) рованный цифровой пакет) ный цифровой пакет)
1 2 3 4 5 6
1. Картографические материалы
1.1. ЦК размещения осадочных бассейнов 1:1000000-1:5000000 + + +
1.2. ЦК расположения глубоких скважин НГБ 1:200000 + + +
1.3. ЦК изученность «Сейсморазведка. Контура.» 1:200000 + + +
1.4. ЦК изученность «Сейсморазведка. Схема профилей.» 1:200000 + +
1.5. ЦК изученность «Электроразведка. Контура.» 1:200000 + + +
1.6. ЦК изученность «Электроразведка. Схема профилей.» 1:200000 +
1.7. ЦК изученность «Гравиразведка. Контура.» 1:200000 + + +
1.8. ЦК изученность «Магниторазведка. Контура.» 1:200000 + + +
1.9. ЦК изученность «Региональные геолого-съемочные работы. Контура» 1:200000 + + +
1.10 ЦК изученность «Структурно-поисковые работы. Контура.» 1:200000 + + +
1.11 ЦК размещения месторождений и перспективных объектов 1:200000 + + +
1.12 ЦК по сейсмогоризонтам объектов ГРР 1:25000-1:50000 + +
1.13 ЦР сейсмогеологические объектов ГРР 1:10000 -1:20000 + +
1.14 ЦР сейсмические временные объектов ГРР 1:5000-1:25000 + +
1.15 ЦК по геоэлектрическим горизонтам объектов ГРР 1:50000-1:100000 +
1.16 ЦР геоэлектрические объектов ГРР 1:25000-1:50000 +
1.17 ЦК гравитационного поля объектов ГРР 1:25000-1:100000 +
1.18 ЦК магнитного поля объектов ГРР 1:50000-1:100000 +
2. Фактографические материалы глубоких скважин
2.1. БмД испытаний, опробования, анализов флюидов и керна, коллекций микрофауны керна + + +
2.2 БД испытаний, опробования, анализов флюидов и керна, палеонтологических и петрографических коллекций керна. + +
3. Материалы каротажа глубоких скважин
3.1 БД параметрических данных + + + +
3.2 БД кривых методов ГИС + + + +
4. Материалы сейсморазведки
4.1 БД параметрической информации + + + +
4.2 БД сейсмозаписей + + + +
Примечание: ЦК - цифровая карта; ЦР - цифровой разрез; БмД - база метаданных; БД- база данных
являются лучшими по критерию легкости использования [50], позволила применить «восходящую методику проектирования». На начальном этапе работ делалось менее сложное - создавались отдельные картографические покрытия и реляционные таблицы данных, которые должны храниться в базе. А затем, при формировании единой глобальной информационной структуры, подсоединяются (исключаются) элементы данных и связи.
Физическая структура фактографических данных может реформатироваться дважды: Excel ® Access ® Oracle. Глобальное конвертирование данных происходит при загрузке реляционных таблиц в Oracle, интеграции всех данных по НГБ в единую систему и организации клиент-серверной технологии. Последнее приурочивается к завершению работ «2-я очередь» - к концу 2001 г.
Запросы пользователей и навигация. Учитывая широкий диапазон возможных пользователей банка данных и едва ли обозримый спектр их возможных запросов, вряд ли имеет смысл обсуждать создание библиотеки стандартных запросов и генерации «отчетов». Актуальным является обеспечение возможности незапланированного (непредсказуемого [34], уникального) запроса, точная спецификация которого заранее неизвестна. Используя реляционные СУБД, нет необходимости предсказывать все пути доступа. Пользователь получает возможность обработки с клиентного места произвольных запросов, используя высокоуровенные средства манипулирования данными, которые встроены в СУБД Oracle, Access и Arc View. В табл. 3, в качестве примера, приведен фрагмент перечня
Таблица 2
Перечень и объем информационных ресурсов по Лунскому и Нышско-Тымскому НГБ Сахалина («2-я очередь» - расширенный интегрированный цифровой пакет)
NN п/п Наименование информационного ресурса Единица физ. объема Лунский НГБ Нышско-Тымский НГБ
Объем, физ. единиц Объем, Мбайт Объем, физ. единиц Объем, Мбайт
1 2 3 4 5 6 7
1. Картографические материалы 907 459
1.1. Сводная ЦК геолого-геофизической Объект ГРР 118 150
изученности, размещения месторож- Месторождение,
дений и перспективных объектов перспективный объект 51 74
Сейсмопрофиль 455 255
1.2 ЦК по сейсмогоризонтам Карта 16 14
1.3 ЦР сейсмогеологические Разрез 162 67
1.4 ЦР сейсмические временные Разрез 340 247
2. Фактографические материалы глубоких скважин 76 30
2.1. БмД и БД «Конструкция скважины» Скважина 23 25
2.2 БмД и БД «Опробование на каротажном кабеле» Объект 49 36
2.3. БмД и БД «Гидродинамический каротаж» Объект 36 26
2.4. БмД и БД «Испытания в открытом стволе с помощью ИПТ» Объект 128 121
2.5. БмД и БД «Испытания в колонне» Объект 87 56
2.6. БмД и БД «Керн» Интервал буре- 569 543
ния с керном Слой 703 741
2.7. БмД и БД «Петрофизика керна» Комплексный анализ 2646 1883
2.8. БмД и БД «Химия керна» Комплексный анализ 2716 2243
2.9. БмД и БД «Геохимия керна» Комплексный анализ 859 663
2.10. БмД и БД «Литология Керна» Минералогический анализ 901 973
Описание шлифа 792 774
2.11. БмД и БД «Биостратиграфия керна» Комплексный анализ 2179 2358
2.12. БмД и БД «Палеонтологические и Образец 1480 443
петрографические коллекции» Шлиф 750 709
2.13. БмД «Стратиграфические разбивки» Скважина 23 25
3. Материалы каротажа глубоких скважин 74 80
3.1 БмД и БД параметрических данных Интервал каротажа 2779 2447
3.2. БмД и БД кривых методов ГИС Пог.м 712153 803360
4. Материалы сейсморазведки 13024 18776
4.1. БД параметрической информации Профиль 302 221
4.2. БД сейсмозаписей Пог.км 1200 1730
ИТОГО 14081 19345
возможных аналитических запросов через программу Arc View.
Как видно из рис. 3-5, сконструированная система связей (скрипты Avenue) позволяет реализовать произвольный запрос (выборку) не только по одной базе данных (БД), но и получить отображение этого запроса в другой БД. Посредством связи с SQL-сервером между ArcView и Access можно получить отображение этой выборки в графическом виде.
В качестве средств навигации в распоряжение пользователя предлагается электронная логическая
структура базы и автоматизированный словарь данных -каталог всех типов данных в базе данных. Этот каталог включает для каждого типа его полное и сокращенное определение, единицы размерности и формат, принадлежность к реляционной таблице или картографическому покрытию. Так, словарь данных по НГБ включает порядка 350 типов объектов - отношений и порядка 3500 типов признаков - атрибутов.
Загрузка и обновление данных. Стандарты. В качестве средств оцифровки и загрузки картографических материалов используются ГИС - технологии, заложенные
Таблица 3
Фрагмент перечня произвольных аналитических запросов пользователя Банка Данных по нефти и газу
№ ПП Содержание запроса
1 2
1. Установить по конкретному интервалу бурения конкретной скважины вынос керна (м), наличие керна в кернохранилише (м), номер секции, номер стеллажа, номер кернового ящика.
2. Установить по конкретному объекту испытания в колонне в конкретной скважине количество анализов флюидов отдельно по каждому виду анализов, включая анализы пластовой нефти и структурно-групповые анализы нефти, а также количество определений гидродинамических параметров.
3. Получить по конкретному интервалу бурения конкретной скважины послойное макроописание керна как в виде признаков стандартной классификации горных пород, так и в виде авторского текста.
4. Получить по конкретному интервалу отбора керна конкретной скважины для каждого образца, отобранного на палинологический анализ, виды (латынь) и % содержание спор, пыльцы голосеменных, покрытосеменных, термофильных, травенистых, кустарниковых, водных растений, морского фитопланктона, а также авторский текст заключения о возрасте и стратиграфическом аналоге.
5. Получить для конкретной пробы флюида конкретного объекта испытаний в колонне конкретной скважины 73-показателя общего комплексного химико-технологического анализа нефти.
6. Выбрать (с отражением на эл. карте) глубокие скважины, вскрывшие палеогеновые отложения, и сейсмические профили (разрезы), картирующие палеогеновые отложения (рис.3).
7. Выбрать (с отражением на эл. карте) площади сейсморазведки (и соответствующие структурные карты), картирующие палеогеновые отложения в поднадвиговых блоках.
8. Выбрать (с отражением на эл. карте) сейсмические профили (и соответствующие глубинные и временные разрезы), картирующие ловушки предполагаемых залежей УВ (рис.4).
9. Выбрать (с отражением на эл. карте) глубокие скважины и интервалы испытания с притоками УВ в открытом стволе и фонтанными притоками УВ в колонне.
10. Получить для конкретного интервала испытания петрофизические и геофизические (кривые каротажа) характеристики (рис.5).
11. Выбрать (с отображением на эл. карте) объекты, подготовленные к бурению на нефть в пиленгских отложениях (с получением паспортных данных объекта) и соответствующие структурные карты, включающие эти объекты.
АгсУтж Версия 3 1 -Ю|х|
Файл Рех ® Ш1 тктировать Таблица Поле Окно Справка ш шйз 0 шшт а ей с □□ т
О ЛУНСКИЙ НГБ. Карта изученности 1::
J Геологосъемочные и тематические раб 1:200000
1:100 ООО
|-1 1:50 00£
|-1 1:25 ОС
|-1 1:10 ОС
О Данные для паспортов глубинных разрезов
Название площади работ \
Название
162:ыбран(
J Гехимическ |-1 1:50 0( |-1 1:25 (X J Скважины £ ® Прибрежная Сейсмогеологический разрез по профилю 310 N1-2^ N1 ок N1 с!д, N1 Ьг, РдЗрп, Ж
Прибрежная Ратманов екая и Лун окая С е й см о г е о л о г и ч е си и й р аз р е з п о п р о ф 11 л ю Г еолого-геофизический разрез по профилю 118 N1 -2п1 ['■Лик -Пег, N11:г РцЗрп, Рд2-3 1к+т^рп. М2 |\Л-2Щ N1 ок N1 с!д, N1 Ьг, РдЗрп
Ратманов екая и Лун екая Тайг некая и Комрвовская Сейсмический разрез по профилю 71/62 С?.^.^1. Р. Р.П 3. Г7. У .У .Р. ® Р. З .П.С1.. □ Р. .^.Я 6 Сейсмогеологический разрез по профилю 100-11 N1 иг, N1 Ьг, РдЗрп, РдЗгЩ Рд2-31к 1М1-2Щ Шок [\l1dg. N1 Ьг, РдЗрп, Ж 1М1-2т N1 ок N1 с!д. N1 Ьг, РдЗрп, Ж
J Сейсморазе Тайг некая и Комрвовская Во ст о чн о-Оркунь ин екая Восточно-Оркуньинская Сей. см о геолог ическийразрез поп р о ф и л ю 123 Г еолого-геофизический разрез по профилю 93С Г еолого-геофизический разрез по профилю 402 Ы1-2п1 N1 ок N1 с!д, N1 Ьг, РдЗрп, Ж м'окмНаГЙип ток тад т-гттьг
Сохраняет текущий проект
ИВ Пуск | О © ЙЗ | Э^УУтРорцр | Ехсеей
Н^Геолком
! АгсУ1е* 01Б ...
ВУМ1сг050ЙУЛ]гс) | 15■ &
1Й Глубокие скважины ®
5Й Пинии сейсмических профилей
У] Месторождения
нефтегазовое,находящееся в кона нефти, находящееся е консерваци\
1Й Перспективные объекты на нефть и га П выявленный
подготовленный к поисковому бур(
1Й Объекты на нефть и газ выведен из бурения выведен из бурения как неподтвер( выведен из бурения с отрииатепы
У] Оси антиклинальных складок
Рис. 3. Отображение на мониторе в системе АгсМем аналитического запроса пользователя Банка Данных: «Лунский НГБ. Глубокие скважины, вскрывшие палеогеновые отложения, и сейсмические профили (разрезы), картирующие палеогеновые отложения»
АгсУ1е* й13 Версия 3.1
Файл Редактировать Таблица Поле Окно Справка
и.......вш но® к и ашш ш шс I I ......I ®
Сохранить проект| 162:ыбран1
Название площади работ | Ловушки предполагаемой,
, Площадь, Прибрежная^ разрез, по профи л ю, 310,,
П л ища д ь Прибре жна д Сен сг-ю геи по ги ческ ни ра зре з по пр игр и л ни "! 11 ПлрщадьПрибреж
П л о ша д ь Пр и б р еж н ая Се й см о г е о лог и ч ескийр аз р е з по про фи л ю 5 О Площадь Прибрежная Сейсмогеологический разрез по профилю 309 Площадь Прибрежная.Сейсмогео разрез по профилю 49
ПРРйуктивный горизонт
продуктивный горизонт продуктивный г оризонт
ГрО^/КТГЗНЫЙ горизонт
Прибрежная Пр.-брежнся
продуктивный горизонт
Петрофизика керна. Характеристики.
[ керна керна .■.', .■;,■ ,', .■,■',■ .■],■ , ■ у :. абсопютн^1арист насън\Газапраниц абсоА
275000
18 1 80000
15 050000
1 0 330000
9 660000
0026000
■185000
11 640000
8 840000
0508000
2 485000 2464000
7 960000 .9.220000
6700000 7 990000
0159000 0404000
.■4.76000.
2.458000
9630000
0146000 0 272000
7 570000
6 850000
.467000
8.630000
7 540000
3 200000
АгсУг
юсм
О ЛУНСКИЙ НГБ. Карта изученности 1:200 ООО.
О Площадь Прибрежная.Сейсмогеологический разрез по проф.
О Каталог временных разрезов по Прибрежной площади
Данные для паспортов глубинных разрезов
Сохраняет текущий проект
;;||ВПуск 1 О З^-У/т | В (С) | ^Ехс | Щ/Кор... | |^Сео-| Р^ргое | Р^Гео Ц^Агс... W¡ndow
ЙИФ1
Рис. 4. Отображение на мониторе в системе АгсИе^р аналитического запроса пользователя Банка Данных: «Лу некий НГБ. Сейсмические профили (сейсмогеологические и временные разрезы), картирующие ловушки предполагаемых залежей»
{Д АгсУ1е*С13 Версия 3.1
Файл Редактировать Таблица Поле Окно Справка
ш штт &
Печать Выхо.
2050
2ЬЬ0
2570
«3 Объ
Петрофизика керна. Параметры трещиноватости.
Г КвОНВ КРОВЛ керна подои\трещмны оасхрытост. отар треш закрыт треш ПРОН1
2550 000000 2555 000000 0 008000 18 000000 0 000000
2550.000000 2656.000000 0020000 4.600000 37000000
2550.000000 2555.000000 0000000 0.000000 30 000000
2565.000000 2570.000000 0 014000 46.000000 0000000
2565 000000 2570 000000 0 016000 250 000000 0 000000
2565.000000 2570.000000 0 015000 535.000000 0000000
2565.000000 2570.000666 0 018000 518.000000 226000000
2565.000000 2570.000000 0 014000 141.000000 208000000
2565 000000 2570 666666 0 017000 307 000000 401 000000
1754.000000 1767 000000 7.000000 0000000
Испытания в колонне. Цикл испытания
Названне_а<}Цач_пнт_исп/'Л Кон_инт_исп('мА Прнток_.>:арактер \ Приток_флюид \ ДеЬнтнефти \
|П1_
Дебит газа
Полдрнинска 2556 000 0 0 0 Мынгинская 1811 000000
7Т ТППППП Фонтанный приток Нефть. Газ
1322 000000 Непвриливающий пр< Пластовая вода
Рис. 5. Отображение на мониторе в системе АгсУ1ем> аналитического запроса пользователя Банка Данных: «Лунский НГБ. Полярниская скважина 5. Интервал испытаний 2556-2570м. Петрофизическая и геофизическая характеристики»
ЗЙ Отражаю ж /\/уеер
зй Успоено-с А/уеер у\/неуе
зй Продукти
зй Промышл ?
ЗЙ Границы с
_1 Профил, А
□ Профил, J Профил,
□ Профил, J Профил,
4
J
В
Глубокие €>■< 1
Линии сей си
Месторожд> нефте нефгт
Перспектив выявпе подгоп
Объекты выведе выведе—
|-1 1:200
' 1:100
□ 1:50
□ 1:25 „ |-1 1:10 ОС
Гехимическ1 |-1 1:50 ОС
I-1 ГУТ
в программах Arclnfo и Arc View. В качестве средств оцифровки и загрузки фактографических материалов используются порядка 100 электронных форм, разработанных в Access. Перечень данных и форматы ввода согласованы с методическими указаниями по ГБЦГИ [3] и оформлены в виде инструкций и требований. Этим инструкциям и требованиям придан статус стандартов банка данных. Соблюдение этих стандартов при накоплении неинтегрированной информации в цифровых архивах является обязательным [51].
Метаданные. Целостность и защита данных. Пользователь имеет возможность анализировать и контролировать состояние базы, используя процедуру просмотра сводной информации по большим группам данных. Сбор и ведение точной и полной информации о данных реализуется созданием и ведением баз метаданных (БмД). Это каталоги: площадей, профилей, скважин; интервалов отбора керна, каротажа; интервалов и объектов испытания и опробования. Причем, в нашем банке большая часть данных БмД формируется автоматически путем алгебраических и логических вычислений на основе текущего состояния реляционных таблиц собственно данных.
Свойство целостности базы данных, определяемое условием допустимости диапазонов значений данных при всех манипуляциях с базой данных, обеспечивается автоматическим контролем допустимых диапазонов при вводе данных через электронные формы, а также при математическом формировании метаданных.
Применение реляционных СУБД предоставляет широкие возможности по защите данных от несанкционированного доступа. В нашем банке предусматривается создание реестра пользователей (для базы данных в Oracle) и предоставленных им привилегий как для работы локальной сети внутренних пользователей, так и для режима удаленного доступа внешних клиентов. Более сложным является вопрос администрирования картографических покрытий.
Эксплуатационная готовность ИР. Дальневосточный региональный банк формируется, как уже сказано выше, по частям - по НГБ, и по «очередям» - в пределах одного НГБ (табл. 1). Цифровые данные, после завершения работ по соответствующей «очереди», являются доступными для эксплуатации. Для эксплуатации в пользовательском режиме базы данных по НГБ в составе ИР «2-ой очереди» (без организации клиент-серверной технологии) достаточно располагать компьютером класса Pentium II, системами Arc View 3.1 и GIS DB 2.0, а также Microsoft Office 97. Поставка интегрированного цифрового пакета по НГБ может быть осуществлена на 2-х CD-дисках, цифровой архив сейсмозаписей передается на картриджах EXABYTE.
Стоимость формирования «расширенного» интегрированного цифрового пакета по НГБ в объеме ИР порядка, приведенного в табл. 2, составляет 1,5-2,0 млн руб. На все виды информационных работ по НГБ разработаны нормативы.
В проектировании Дальневосточного регионального банка данных по нефти и газу участвуют ведущие геологи
Дальинформгеоцентра Войкова С.И., Исаева О.С., Соколова В.В.
Методика регионального прогнозирования нефтегазоматеринских пород и зон вероятного нефтегазонакопления
Ниже рассматривается методика регионального прогнозирования зон хороших коллекторов и нефтегазоматеринских пород [14].
Методологической основой прогнозирования являются математическое моделирование строения и эволюции НГБ в геофизических полях и учение о стадийности процессов нефтегазообразования. Геолого-геофизические предпосылки методики прогноза в условиях Дальневосточного нефтегазового региона следующие:
1) главной закономерностью изменения плотности S отдельных стратиграфических подразделений НГБ является постепенное наращивание с глубиной Н, закономерности адекватно описываются экспоненциальными зависимостями S(H) [36,48];
2) осадочный чехол НГБ характеризуется латеральной литофизической неоднородностью стратиграфических подразделений [29,30 идр.], скопления УВ приурочены к литофизическим неоднородностям (1-3 км и более) с хорошими коллекторскими свойствами^ неоднородности имеют дефицит плотности до 0,08 г/см
[17];
3) условия седиментации в НГБ, по крайней мере, в миоценовое время, были близкими к компенсированному осадконакоплению [2], а перерывы в осадконакоплении, размывы должны учитываться методикой прогнозирования [19];
4) палеотемпературная идентификация нефтегазоматеринских отложений НГБ определяется шкалой катагенетической зональности [4,24,37]: (50-90°С) - верхняя зона газообразования; (90-130°С) - главная зона нефтеобразования (ГЗН); (130-190°С) - нижняя зона газообразования и генерации конденсата; более 190°С -разрушительные для УВ температуры.
Факторы 1)-2) являются петрофизической основой для выявления по гравиметрическим данным и локализации в осадочном разрезе зон с улучшенными коллекторскими свойствами, отождествляемых, с учетом наличия материнских отложений, с зонами вероятного нефтегазонакопления. Для этого создается необходимая петрофизическая база, позволяющая «наполнить геометрические схемы геологическим содержанием» [12].
Нужно сказать, что у дальневосточных нефтяников существуют и такие представления, согласно которым [30] для ДВР характерна растянутость ГЗН до 160°С.
Общая схема методики прогноза нефтегазоносности НГБ на основе геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и
палеотемпературного моделирования приведена в табл.4.
Геоплотностное моделирование обеспечивает идентификацию и количественные оценки объемных параметров толщ с улучшенными коллекторскими свойствами - зон вероятного нефтегазонакопления. Одновременно геоплотностное моделирование создает
Общая схема математического моделирования строения и эволюции НГБ
*Г°п/п Функциональный блок Решаемые задачи Математическое обеспечение
1. ГЕОПЛОТНОСТНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
1.1. Моделирование зависимости плотности от глубины ст(Н)=В1-В2*ехр(-ВЗ*Н) для каядого стратиграфического подразделения. Построение «нормальных» плотностных моделей стратиграфических подразделений. Пошаговый корреляционно-регрессионный анализ плотности, пористости и глубинь: залегания кернового материала.
1.2. Построение по гравитационному полю аномальных плотностных разрезов вдоль региональных сейсмических профилей. Идентификация в разрезах и определение параметров зон с улучшенными коллекторскими свойствами. Решение прямой и обратной линейной зада1; гравиметрии для осадочных разрезов [15, 16].
1.3. Интерполяции аномальных плотностных разрезов в карты распределения аномальных плотностей для каядого стратиграфического подразделения Идентификация в плане и определение параметров зон с улучшенными коллекторскими свойствами. Алгоритм интерполяции [1], устойчивый в условиях сильной неоднородности исходной сета данных
2. ПАЛЕОТЕКТОИИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПЛОТНОСТНЫХ РАЗРЕЗОВ
2.1. Уточнение стратификации современных плотностных разрезов, оценка мощностей размытых отложений, «выравнивание» постмиоценовых разрывных нарушений Построение «максимальных» постмиоценовых плотностных разрезов - исходной основы палео-гектонических реконструкций. Анализ и обобщение материалов по историт тектонического развития НГБ.
2.2. Палеотектонические реконструкции «максимальных» плотностных разрезов. Восстановление палеомощностей и глубин, на которых находились стратиграфические комплексы на момент начала формирования каядого стратиграфического подразделения. Алгоритм [19], базирующийся на "методе выравнивания профилей" [38], учете эффекта уплотнения при погружении [45] и расчете глубин дна бассейна осадконакопления [32].
3. ПАЛЕОТЕМПЕРАТУРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
3.1. Расчет (по температурам на промежуточных забоях) значений теплового потока через поверхность основания НГБ для геотемпературных колонок, вмещающих стволы глубоких скважин. Определение для НГБ фундаментального гео-цинамического параметра -теплового потока, неискаженного осадконакоплением. Решение обратной задачи геотермии осадочного разреза для случая стационарногс теплового потока из основания [18].
3.2. Построение палеотемпературных разрезов на моменты завершения формированш каядого стратиграфического подразделения. Идентификация в палеоразрезах основных палеоизотерм в соответствие с принятой шкалой катагенетаческой зональности. Решение прямой задачи геотермии [18] в постановке [9,10], учитывающей основные факторы формирования теплового поля НГБ.
3.3. Совмещение современного разреза с палеотемпературным разрезом, соответствующим максимальной прогрегости осадочных пород. Идентификация в современных разрезах и определение параметров распространения материнских пород (очагов генерации УВ): газа первой генерации (50-90°С); нефти (90-130°С); газа второй генерации и конденсата (130-190°С).
3.4. Интерполяция максимальных палеотемпе-ратур разрезов в карты распределена максимальных палеотемператур по кровле и подошве для каядого стратиграфического подразделения. Идентификация в плане и определение параметров распространения неф/тегазоматерин-ских пород в соответствие с принятой шкалой катагенетаческой зональности. Алгоритм интерполяции [1]
4. КОНТРОЛЬ РЕЗУЛЬТАТОВ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
4.1 Сходимость расчетных плотностей в местах пересечения региональных профилей.
4.2 Сходимость положения основных палеоизотерм в местах пересечения региональных профилей.
4.3 Сходимость значений рассчитанного на профилях поверхностного теплового потока и средних значений поверхностного теплового потока для территории.
4.4 Сходимость расчетных максимальных палеотемператур с результатами определений отражательной способности вигринита из керна глубоких скважин.
4.5 Сопоставление результатов прогноза фазового состояния УВ с результатами испытаний продуктивных интервалов глубоких скважин.
5. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОБЪЕКТОВ ПОИСКОВЫХ РАБОТ
5.1 Сопоставление карт распределения неф-тегазоматеринских отложений, карг распространения зон вероятного нефтегазо-накопленияи структурно-тектонических карт. Определение комплекса критериев перспектив объектов поисковых работ: - палеотемпературный; - литофизический; - структурный; - структурно-тектонический.
структурно-вещественную основу для последующих палеотектонических реконструкций.
Палеотектонические реконструкции создают структурно-вещественную основу для последующего палеотемпературного моделирования. Рассчитываются глубины палеобассейнов осадконакопления, что представляет самостоятельный интерес, так как позволяет делать допущения о качестве первичного ОВ.
Палеотемпературное моделирование обеспечивает идентификацию и количественные оценки объемных параметров нефтегазоматеринских пород. А так как осуществляется раздельный прогноз по типу материнских пород в соответствии с принятой шкалой катагенетической зональности, то обеспечивается возможность прогнозировать фазовый состав генерированных УВ.
При выполнении п.3.2 (табл. 4) предоставляется возможность проследить динамику положения очагов нефтегазообразования в течение всей истории тектогенеза. Осуществляется достаточно жесткий контроль (п.4) результатов математического моделирования. Выполнение п.4.5 дает оценку роли в формировании залежей (скоплений) УВ процессов вертикальной и латеральной миграции флюида. Выполнение п.5 направлено на получение непосредственных рекомендаций по перспективам объектов поисковых работ.
Результаты прогноза нефтегазоносностн неоген-палеоген-верхнемеловых отложений Дальневосточного региона
Ниже приводятся, в качестве иллюстрации, результаты геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования в Набильском и Нышско-Тымском НГБ Сахалина (рис.6). Ещё раз обращаем внимание на исключительную конструктивность введения понятия о НГБ, гармонирующего с теорией органического происхождения нефти [6].
Набильская впадина. Экспоненциальные «нормальные» модели миоцен-олигоценовых отложений, вскрытых скважинами нефтепоискового бурения на Маячной и Междуреченских площадях, приведены в табл.5. Коэффициенты В1, В2, ВЗ имеют геологический смысл: В1 соответствует значению минералогической плотности, В2 пропорционален величине пористости неуплотненных осадков, ВЗ - интенсивности воздействия фактора геологического времени [5].
Региональные стратифицированные сейсмогеоло-гические разрезы вдоль профилей на участке исследований (рис.6) отстроены с использованием материалов глубинных разрезов сейсморазведки общих глубинных точек, существующих структурных схем, данных бурения глубоких скважин, магнитно-теллурического зондирования и геологической съемки в прибортовых частях Набильской впадины. Геоплотностное моделирование выполнялось по гравиметрическим наблюдениям масштаба 1:50 ООО. Теплопроводность осадков принималась в соответствии с их литологией [7] и изменялась в пределах 1,34-1,61 Вт/м град, теплогенерация принималась равной 1,22 мкВт/м3.
Рис. 6. Обзорная карта размещения нефтегазоносных осадочных бассейнов (НГБ) Сахалина.
I - границы, площади и номера НГБ: 1 - Байкальская впадина; 2 - Валская впадина; 3 - Погибинский прогиб; 4 - Нышско-Тымский прогиб; 5 - Пильтунская впадина; 6 -Чайвинская впадина; 7 - Набильская впадина; 8 - Лунская впадина; 9 - Пограничный прогиб; 10 - Макаровский прогиб; 11 - Дагинское поднятие; 12 - Западно-Сахалинское поднятие; 13 - Анивский прогиб; 14 - прогиб залива Терпения; 15 - Шмидовский прогиб.
II - районы исследования материнских толщ и зон нефте-газонакопления в Набильском и Нышско-Тымском НГБ
«Нормальные» плотностные модели стратиграфических подразделений Набильского НГБ
Отложения Область Количество Коэффици- Стандартная
п/п (свита), возраст определе- образцов Вид зависимости ент корре- ошибка,
ния, км керна ляции г/см3
1 2 3 4 5 6 7
1. Дагинские (с^), средний-нижний миоцен 0,5-2,9 202 с; = 2,70-0,49*ехр(-0,36*Н) 0,82 0,05
2. Уйнинские (ип), нижний миоцен 1,3-3,3 241 с; = 2,70-0,49*ехр(-0,42*Н) 0,86 0,03
3. Дайехуриинские(сШ), олигоцен 2,1-3,8 100 с; = 2,70-1.29*ехр(-0,84*Н) 0,89 0,03
Тепловой поток через поверхность М2-основания, неискаженный осадконакоплением, получен решением обратной задачи геотермии по температурам, замеренным на 3-х уровнях в глубоких скважинах. Среднее значение рассчитанного на профилях поверхностного теплового потока составило 52мВт/м2 и близко к его среднему значению для Сахалина - 50мВт/м2.
Сходимость результатов геоплотностного моделирования в местах пересечения региональных профилей составила ± (0,01-Ю,02) г/см3, сходимость положения основной палеоизотермы 90°С (кровли ГЗН) в местах пересечения профилей составила ± 110м.
На рис. 7 представлен ретроспективный разрез катагенетической эволюции осадочной толщи вдоль профиля 5, в том числе зон аномальных разуплотнений пород, отождествляемых с зонами возможного нефтегазонакопления. Динамика ГЗН (90-130°С) определяет положение в разрезе очагов генерации нефти - нефтематеринских пород. Прослеживается эволюция палеобассейна осадконакопления и, в целом, палеоструктурная обстановка по возможным верхним флюидоупорам.
В современном разрезе профиля 5 палеотемпература 50°С, соответствующая кровле материнских пород газа первой генерации, отмечается в верхах окобыкайской свиты. В центральной части профиля, за счет эрозионных процессов, газоматеринские породы могут начинаться прямо от поверхности. Нефтематеринские породы ГЗН практически вдоль всего профиля приурочены к дагинско-уйнинским отложениям. Нижняя зона газообразования приурочена, в основном, к палеоген-верхнемеловым отложениям. Разрушительные для УВ температуры отмечены лишь в средней части профиля, в верхнемеловых отложениях.
В табл. 6 сопоставлены результаты испытаний скважин, пробуренных в Набильской впадине, с прогнозными оценками фазового состояния УВ в отложениях, вскрытых этими скважинами. Сопоставление этих данных показывает, что они не противоречат друг другу. В целом результаты сопоставления позволяют оценить роль процессов миграции флюида на формирование скоплений УВ в Набильской впадине как незначительную.
Нышско-Тымский прогиб. Отличительной особенностью исследований в Нышско-Тымском НГБ является их более детальный уровень и, как следствие,
более детальный прогноз нефтегазоносности и более детальные рекомендации для последующих поисковых работ.
В качестве исходных данных геоплотностного моделирования использовались стратифицированные глубинные сейсмические разрезы вдоль 11-ти региональных профилей (рис. 8), нормальные плотностные модели отложений (табл. 7), гравиметрические наблюдения масштаба 1:50 ООО. Основой для геометрической параметризации изучаемой среды на участке объемного моделирования [17] послужили структурные карты сейсмогоризонтов по кровле окобыкайских отложений и по кровле дагинских отложений, в качестве наблюденного поля - результаты высокоточной гравиметрической съемки на Северо-Нышской площади. Теплопроводность осадочных пород оценивалась, исходя из литологии разреза [7], и составляла 1,31-^1,60 Вт/м град.
Тепловой поток через подстилающее М/-Р/ основание моделировался для 9-ти геотемпературных колонок (скважин). При этом средняя величина расчетного поверхностного теплового потока составила 50 мВт/м2 и близка к средней величине, наблюденной на территории.
Для контроля рассчитанных палеотемпературных разрезов выполнено сопоставление расчетных максимальных палеотемператур с результатами определений отражательной способности витринита (табл. 8). Из таблицы видно, что между расчетными (модельными) и экспериментальными (прямыми) определениями палеотемператур расхождение находится в пределах 5-10%.
На рис. 8 приведена схематическая карта распределения максимальных палеотемператур в неоген-палеогеновых (?) отложениях, позволяющих прогнозировать фазовое состояние УВ в окобыкайских, дагинских и уйнинских отложениях.
В окобыкайских отложениях палеотемпературные условия благоприятны для генерации газа (верхняя зона газообразования), лишь в юго-западной части района исследований в низах свиты достигаются температуры ГЗН. В дагинских отложениях на большей части района исследований температурные условия благоприятны для генерации нефти, лишь на юго-западе и северо-западе (незначительно) в низах дагинской свиты возможна генерация газа нижней зоны газообразования. В неоген-палеогеновых^) уйнинских отложениях на значительной части района температурные условия соответствуют
нижней зоне газообразования, на юго-западе и на севере - преимущественно генерации газоконденсата.
В табл. 9 приведено сопоставление результатов испытаний продуктивных интервалов скважин с прогнозными оценками фазового состояния УВ. Из таблицы следует, что скопления УВ, выявленные скважинами в окобыкайских отложениях, соответствуют высокотемпературным стадиям катагенеза, которые в этих отложениях в процессе осадконакопления не достигались. Генерация УВ, отобранных в процессе испытаний, возможна, в основном, в нижележащих уйнинских (материнских) отложениях. А скважина Верхне-Татамская 4, в которой из окобыкайских отложений отобраны пробы нефти, расположена непосредственно в зоне, благоприятной для генерации нефти в дагинских
отложениях.
Сказанное выше позволяет сделать вывод о том, что в исследуемом районе Нышско-Тымского прогиба в формировании залежей (скоплений) УВ значительную роль играет разломная тектоника. УВ, находящиеся на стадиях преобразования ОВ, соответствующих температурным условиям в дагинских (нефть) и в уйнинских (газ, газоконденсат) отложениях, по разломам мигрируют вверх в окобыкайские отложения, где литофизическая обстановка способствует аккумуляции УВ в залежи.
Совместное рассмотрение локальных разуплотнений в окобыкайских отложениях и прогноза фазового состояния УВ в окобыкайских, дагинских и уйнинских отложениях (рис. 8) позволяет определить комплекс
Рис. 7. Результаты геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования вдоль регионального сейсмопрофиля 5 в Набильском НГБ. 1 - наблюденное и расчетное гравитационное поле, 2 - глубокая скважина и ее номер, 3 - пересечение с региональным сейсмопрофилем и его номер, 4 - зона аномального разуплотнения геологического разреза по геоплотностному моделированию, 5 - изотермы современных температур, 6 - изотермы палеотемператур (в современном разрезе -максимальных палеотемператур), 7 - палеобассейн осадконакопления, 8 - MZ - основание Набильской впадины. Отложения геологического разреза: Ш - нутовские; ок - окобыкайские; с^2, с^З - нижне-, средне-, верхнедагинские; ип - уйнинские; сШ - дайехуриинские; К2 - верхнемеловые
Сопоставление прогноза фазового состояния УВ с результатами испытаний продуктивных интервалов глубоких
скважин Набильского НГБ
Сква Интервал испытаний, м Отложения Результаты испытаний Прогнозные оценки
жина Зона нефтегазообразования Фазовое состояние УВ
1 2 3 4 5 6
IM 2735 - 2747 un Нефтепроявления Главная зона нефтеобразования Нефть
2826 - 2845 un Нефтепроявления Главная зона нефтеобразования Нефть
3107-3140 un Нефтепроявления Главная зона нефтеобразования Нефть
4M 3287-3303 Кровля dh Нефтепроявления Главная зона нефтеобразования Нефть
1МР 2479-2521 dh Нефть Главная зона нефтеобразования Нефть
2577-2589 dh Нефть Главная зона нефтеобразования Нефть
2770-2812 dh Незначительный приток газа Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
3090 dh Незначительный приток газа Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
2МР 2040 - 2065 un Незначительное количество нефти Главная зона нефтеобразования Нефть
3069-31 02 Подошва dh Газ Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
ЗМР 3274-3281 Кровля dh Конденсат, газ Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
3283 - 3296 Кровля dh Нефть Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
3296 - 3300 Кровля dh Нефть, газ Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
3449-3461 dh Газ Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
3471 - 3496 dh Газ Нижняя зона газообразования Нефть, конденсат, газ
2ПР 1058- 1152 dg3 Разгазированный раствор Верхняя зона газообразования Газ
1323- 1368 dg3 Разгазированный раствор Верхняя зона газообразования Газ
1770- 1791 dg2 Разгазированный раствор Верхняя зона газообразования/ Главная зона нефтеобразования Газ/нефть
2051 -2117 dg2 Разгазированный раствор Верхняя зона газообразования/ Главная зона нефтеобразования Газ/нефть
критериев нефтегазоносности локальных объектов: структурный (антиклинальная складка); литофизический (локальное разуплотнение), палеотемпературный (фазовое состояние УВ) и структурно-тектонический (система разрывных нарушений). С учетом этих факторов рекомендуются перспективные объекты для последующих поисковых работ.
В подготовке фактического материала по районам исследований и расчетах на ЭВМ принимали участие специалисты Дальинформгеоцентра к.г. -м.н. Волгин П.Ф., к.ф.-м.н. Волкова H.A., Исаева О.С., СоколоваВ.В.
Перспективы комплексного решения проблемных задач Для кардинального решения вопроса собственного энергообеспечения ДВР к 2020 г. необходимо развертывание, не позже 2005-2007 гг., широкомасштабных поисковых работ на нефть и газ на новых территориях континентальной части и в палеоген-верхнемеловых отложениях Сахалина, имеющих ряд предпосылок для формирования экологически безопасных газовых и газоконденсатных м с сто рождс н и й.
В этой связи возникает потребность решения
комплекса проблем, связанных с проведением в 2005 году переоценки прогнозных ресурсов региона на основе единой стандартной оценки УВ - потенциала нефтегазоносных осадочных бассейнов ДВР. Акцент должен быть сделан на генетическом подходе и анализе динамики УВ-систем.
Проблемные вопросы включают: проектирование и формирование специализированного регионального банка геолого-геофизических данных на нефть и газ; создание адекватных математических моделей и современных компьютерных программ регионально-зонального прогнозирования материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления; реализацию результатов моделирования (прогнозирования) в форматах промышленных ГИС-систем как компьютерную информационную базу для автоматизированных объемно-аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата НГБ.
Всеми перечисленными вопросами, в силу своей информационной ответственности за ДВР по отрасли нефть и газ [26], с 1995 года занимается ГП
1 2 '-0,02 3 /Ж'"" 4 У 5
6 7 8 1-ЗТ 9 10
Рис.8. Схематическая карта распределения локальных разуплотнений окобыкайских отложений и максимальных палеотемператур в Нышско-Тымском НГБ.
1 - расчетные профили; 2 - контур участка объемного геоплотностного моделирования; 3 - локальные разуплотнения, г/см3; палеоизотермы: 4 - на кровле окобыкайских отложений, 5 - на кровле дагинских отложений, 6 - на подошве дагинских отложений, 7 - на подошве уйнинских отложений; 8 - разрывные нарушения; 9 - поисковые скважины, номер скважины и сокращенное название площади: А - Анатольевская, ВН - Верхне-Нышская, Г - Голубичная, ЗТ - Западно-Татамская, ВТ - Верхне-Татамская; 10 - локальные антиклинальные складки и их номера: 1- Анатольевская,
2 - Верхне-Нышская, 3 - Голубичная, 4 - Западно-Татамская, 5 - Верхне-Татамская
«Дальинформгеоцентр» при непосредственной поддержке со стороны КПР по Сахалинской области и ГлавНИВЦа.
К настоящему времени в Дальинформгеоцентре:
1) завершается, в основном, проектирование и формируется Дальневосточный региональный банк данных по нефти и газу, интегрирующий представления пользователей нефтяного профиля различных уровней. Стоимость формирования пакета данных по одному НГБ составляет порядка 1,5-2,0 млн руб.;
2) возобновляется функционирование автоматизированной технологии геоплотносного моделирования, палеотектонических реконструкций и палеотемпературного моделирования на современной компьютерной технике с привлечением эффективных численных методов. Ежегодная стоимость работ по совершенствованию математических моделей и адаптации программных средств к различным геологическим условиям НГБ (краевой прогиб, межгорная впадина и др.) составляет порядка 0,3 млн руб.;
3) на основе автоматизированной технологии выполняется регионально-зональное прогнозирование материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления на территориях о. Сахалин и в континентальной части ДВР с реализацией результатов в виде ГИС-проектов. Стоимость прогнозных работ по одному НГБ составляет порядка 0,5 млн руб.
Планами КПР по Сахалинской области предполагается профинансировать до 2005 года следующие работы Да льинформгеоцентра:
1) завершение проектирования банка данных по нефти и газу и создание «полных» цифровых пакетов по 7-ми НГБ Сахалина;
2) проведение полномасштабной апробации методики регионального прогнозирования на 2-х целостных и достаточно представительных НГБ и выполнить прогноз, картирование нефтегазоматеринских пород и зон вероятного нефтегазонакопления по 8-10 НГБ Сахалина.
Заключение
В заключении акцентируем научно-технические аспекты предстоящей работы ГП «Дальинформгеоцентр», которые заключаются в следующем:
1) во внедрении для банка данных клиент-серверной технологии и режима удаленного доступа; в совершенствовании информационной и логической структуры данных в направлении повышения ее адекватности, полноты и точности интеграции представлений; в совершенствовании и расширении возможностей по реализации аналитических запросов пользователей, в обеспечении эффективного интерфейса с прикладными программами;
2) в совершенствовании программных средств прогнозирования в направлении повышения адекватности математических моделей (учет изменчивости всех петрофизических свойств при литостатическом уплотнении, нестационарности тепловых источников и др.); в совершенствовании графического интерфейса пользователя, структурной совместимости по данным
Таблица 7
«Нормальные» плотностные модели стратиграфических подразделений Нышско-Тымского НГБ
Таблица 8
Сопоставление палеотемператур, определенных по отражательной способности витринита (ОСВ) и рассчитанных
№ п.п. Отложения (свита), Область Количес Вид зависимости Коэффициен Стандартная
возраст определении, км тво образцов т корреляции ошибка, г/см3
1 2 3 4 5 6 7
1 Нутовские Ои). плиоцен-верхний миоцен 0,50-3,00 180 5 = 2,70-0,49ехр (-0,26 Н) 0,69 0,06
2 Окобыкайские (ок), средний миоцен 0,70-3,10 924 б = 2,70-0,3 8ехр (-0,28 Н) 0,72 0,04
3 Дагинские ((%), средний-нижний миоцен 1,00-4,00 326 5 = 2,69-0,28ехр (-0,24 Н) 0,52 0,06
4 Уйнинские (ип), нижний миоцен-олигоцен(?) 1,75 - 2,70 36 5 = 2,70-0,21ехр (-0,44 Н) 0,93 0,01
моделированием, в Нышско-Тымском НГБ
№ п. п. Название скважины Интервал глубин, м. Палеотемпературы, ° С
по ОСВ Расчетные Разница
1 2 3 4 5 6
1. Верхне-Нышская 1 3882 105 103 2
2. Верхне-Нышская 1 4067-4070 125 113 12
3. Голубичная 3799-3800 102-112 112 5
4. Западно-Татамская 1 2147-2154 65-67 65-67 0
5. Медвежинская 1 3061-3069 95 85 10
Таблица 9
Сопоставление результатов испытаний продуктивных интервалов скважин и прогнозных оценок фазового состояния УВ, полученных в результате палеотемпературного моделирования, в Нышско-Тымском НГБ
№ п.п. Название скважины Интервал Результаты Вскрытые отложения Прогноз материнских
испытании, м испытаний (вид (индекс свиты) отложений (индекс
УВ) свиты)
1 2 3 4 5 6
1. Верхне-Нышская 1 1900-2150 газ ok ok, un
2. Верхне-Нышская 1 2140-2151 газокон-денсат ok Uli
3. Верхне-Нышская 1 2163-2172 газокон-денсат ok Uli
4. Западно-Татамская 1 1750-2150 газ, газо-конденсат ok Uli
5. Верхне-Татамская 1 1560-1970 газ, газо-конденсат ok Uli
6. Верхне-Татамская 4 1574-1591 нефть ok dg
между геоплотностными, палеотектоническими и палеотемпературными моделями; в совершенствовании автоматизированного формирования элементов
результирующих ГИС-проектов.
+ + +
Материалы настоящей статьи являются результатом работ, рекомендованных как научное направление исследований академиком В.И. Старостенко.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Аронов В. И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризации залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра, 1990. 301с.
2. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Табояков А.Я., Тютрин И.И. Особенности генерации углеводородов в бассейнах окраинных морей Востока СССР // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. С. 256-262.
3. Боголюбский А.Д., Макуркин Е.С., Журавлев А.Б.,
Виноградов C.B., Тавризов В.Е. Стандартизация описания фактографических данных на нефть и газ // Разведка и охрана недр. 1995. № 10. С. 7-8.
4. Бурнштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. 1997. №6. С. 1070-1078.
5. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеваншир Р.Д. Моделирование систем нефтегазовой геологии. М. : Недра, 1990.295 с.
6. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР. Сер. геол., 1967. №11. С. 135-156.
7. Волкова Н. А., Веселов О. В., Кочергин А. В. Теплопроводность горных пород Охотоморского региона // Геофизические поля переходной зоны Тихоокеанского типа. Владивосток, 1981. С. 44-50.
8. Волкова H.A., Васильев П.Ф., Исаев В.И., Ним Т. В.,
ПаровышныйВ. А. Температурный режим осадочной толщи Анадырской впадины в процессе седиментации // Тез. докл. Региональной конференции «Геотермия и её применение в региональных и поисково-разведочных исследованиях». Свердловск, 1989. С.38.
9. Галушкин Ю.И., Смирнов Я.Б. Термическая история осадочных бассейнов: экспресс-методы оценки теплового потока // Геология и геофизика. 1987. № 11. С. 105-112.
10. Гольмшток А.Я. Тепловой поток в накапливающихся осадках // Геотермические исследования на дне акваторий. М.: Наука, 1988. С.74-88.
11. Гудымова Т.В., Николаева J1.E., Силантьев Ю.Б. Синергетические аспекты риск-анализа перспективных объектов Томской области // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (Ред. A.B. Комаров). Т. I. Томск, 2000. С. 281.
12. Ерофеев Л.Я. Об итогах научной работы кафедры геофизических методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых // Разведка и охрана недр. 2001. №7. С. 17-20.
13. ЗапиваловН.П., ИсаевГ.Д., КанарейкинБ.А.,Киселев Ю.В., ПаровинчакМ.С., СтолбоваН.Ф., СтолбовЮ.М. Критерии прогноза нефтегазоносности палеозоя Юго-Востока Западно-Сибирской плиты // Горное и геологическое образование. Геология нефти и газа: Материалы международной научно-практической конференции / ред. Б.Д. Васильев, И.В. Гончаров. Томск, 2001. С. 117-119.
14. Исаев В.И. Оценка прогнозных ресурсов УВ осадочных бассейнов северо-запада Тихого океана методами моделирования в геофизических полях // Тез. докл. Международного симпозиума «Геолого-геофизическое картирование Тихоокеанского региона» (англ. яз.). Южно-Сахалинск, 1989. С.42-43.
15. ИсаевВ.И, ХростовскаяНВ. О реализации на ЕС ЭВМ метода математического программирования для решения обратной задачи гравиметрии в линейной постановке // Разведочная геофизика: Теория, методика, результаты / ред. A.B. Чернов. Киев: Наук. Думка, 1984. С. 156-171.
16. Исаев В.И., Пятаков Ю.В. Решение обратной линейной двумерной задачи гравиметрии для осадочных разрезов//Геофизический журнал. 1996. №3. С.57-63.
17. ИсаевВ.И, ПятаковЮ.В.,РузичН.М., СтаростинаР.Ю., Швец Л. Г., Ягольницер К. М. Объемное моделирование в гравитационном поле плотности сейсмического тела. // Интерпретация гравитационных и магнитных полей. Киев, 1992. С. 145-155.
18. Исаев В.И., Волкова H.A., Ним Т.В. Решение прямой и обратной задачи геотермии в условиях седиментации //Тихоокеанская геология. 1995. №3. С. 73-80.
19. Исаев В.И., Волкова H.A. Прогнозные оценки перспективности объектов нефтегазопоисковых работ методами геоплотностного и палеотемпературного моделирования//Тихоокеанская геология. 1997. №2. С.58-67.
20. Исаев В.И., Волкова H.A. Оценка нефтегазоносности
меловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома по результатам математического моделирования//Тихоокеанская геология. 1998. №6. С. 115-118.
21. Исаев В.И., Волкова H.A. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермии. //Тихоокеанская геология. 1995. №1. С.124-134.
22. Исаев В.И., Косыгин В.Ю., Соколова В.В. Прогноз нефтегазоносности объектов поисковых работ в осадочных бассейнах Сахалина по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Тихоокеанская геология. 2001. №5 .
23. Исаев В.И., Юрчук A.A. Дальневосточный региональный банк геолого-геофизических данных (нефть и газ) // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России/ред. A.B. Комаров. Т. II. Томск, 2000. С. 413.
24. Катагенез и нефтегазоносность / ред. С.Г. Неручев. Л: Недра, 1981.240 с.
25. Келлер М.Б., Зиновьев A.A., Белонин М. Д. Состояние и перспективы развития ресурсной базы УВ сырья Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России /ред. A.B. Комаров. Т. I .Томск, 2000. С. 120-129.
26. Кисловский O.A., Исаев В.И. О концептуальной модели создания Государственного Дальневосточного регионального банка геолого-геофизической информации по нефти и газу (ДВ АБнД - НГ) // Тихоокеанская геология. 1998. №1. С.131-140.
27. КосыгинЮ.А., МалышевЮ.Ф., РомановскийН.П. О геологическом значении сейсмических и гравиметрических данных // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1981. №4. С.22-27.
28. Комаров A.B., ТищенкоГ.И, СысолятинН.В., Волкова Т.Г., Берилко В.И., Свиньин В.Ф., Поплавский В.Б. Состояние и перспективы создания автоматизированного государственного фонда геологических информационных ресурсов по Томской области // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / ред. A.B. Комаров. Т. II. Томск, 2000. С. 418—420.
29. КононовВ.Э., АльперовичИ.М.,СлудневЮ.Г.,Тронов Ю. А., ХарахиновВ. В. Литофизические особенности среднемиоценовых отложений Сахалина // Геология нефти и газа. 1988. №1. С.37-40.
30. КононовВ.Э., СергеевК.Ф., АргенговВ.В.,Биккенина С.К., Жигулев В.В., Жильцов Э.Г. Возможности сейсморазведки МПВ при нефтегазопоисковых исследованиях на северо-восточном шельфе о. Сахалин // Тихоокеанская геология. 1998. № 5. С. 27-38.
31. Конторович А. Э. Генетические принципы раздельного прогноза нефтеносности и газоносности // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М: Наука, 1978. С. 189-204.
32. Кукал 3. Скорости геологических процессов. М.: Мир,
1987.246 с.
33. Любимов Г. А., ТкаченюВ.В., Костяков B.C. Концепция создания и развития Государственного банка цифровой геологической информации // Разведка и охрана недр. 1995. № 10. С. 2-4.
34. Мартин Дж Организация баз данных в вычислительных системах. М.: Мир, 1980,664 с.
35. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М: ВНИГНИ, 1983. 215 с.
36. Мишин В.В., Иванов C.JL, Исаев В.И. Плотностная характеристика осадочного чехла Ичинского прогиба Западной Камчатки // Тихоокеанская геология. 1989. №4. С. 89-93.
37. Нестеров И. И., Шпильман В. И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987.232 с.
38. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.:Недра, 1984.80 с.
39. Николаева J1.E., Силантьева Ю.Б. Углеводородные системы нефтегазоносных бассейнов морей Дальнего Востока // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (Ред. A.B. Комаров).Т.1. Томск, 2000. С. 159-160.
40. Насыров М.Ю., Сорокин А.П., Царев A.B. Перспективы нефтегазоносности Амуро-Зейской впадины (Верхнее Приамурье) на основе переинтерпретации геолого-геофизических данных // Геофизические методы поисков и разведки. Технология и техника геологоразведочных работ, горное дело: Материалы международной научно-практической конференции / ред. Л.Я. Ерофеев. Томск, 2001. С. 99-101.
41. Подгорный Л. В., Хуторской М. Д., Поселов В. А., Павленкин А. Д. Объемная геотермическая модель литосферы Баренцевоморского региона // Разведка и охрана недр. 2000. №12. С.54-59.
42. Практическое применение геофизических методов разведки (Ред. Д.С. Миков). Томск: Изд. ТГУ 1966.234с.
43. ПруссЮ.В., Волков С. А., Михайлов Б.К., Старосельцев B.C., Ларичев А.И, Мельников Н.В., Мигурский A.B., Соболев П.Н. Перспективы нефтегазоносности континентальной части Магаданской области // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / ред. A.B. Комаров). Т. I. Томск, 2000. С. 155-157.
44. Ремизов В.В., Пономарев В.А., Скоробогатов В.А.,
Старосельский В.И. Роль газовой компоненты в развитии ТЭК Сибири и Дальнего Востока России // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / ред. A.B. Комаро). Т. I. Томск, 2000. С. 146-147.
45. Романовский С.Н. Седиментологические основы литологии. Л.: Недра, 1977.408 с.
46. Ростовцев Н.В., Резник С.Н., Разина O.A., Ростовцев
B.В. Оценка нефтегазоносности территории правобережья реки Оби в Томской области // Геологическое и горное образование. Геология нефти и газа: Материалы международной научно-практической конференции (Ред. Б. Д. Васильев, И.В. Гончаров). Томск, 2001. С. 215-218.
47. Соловейчик Ю.Г., Рояк М.Э., Моисеев B.C., Тригубович Г.М. Моделирование нестационарных электромагнитных полей в трехмерных средах методом конечных элементов // Физика Земли. 1998. № 10.
C. 78-83.
48. Тихомиров В. М. Плотность горных пород и геологическое картирование в условиях Сахалина. М.: Наука, 1970.112с.
49. Уваров В.В., Хафизов Ф.З., Шаталов ГТ. Опыт создания регионального банка данных цифровой геологической информации // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России / ред. A.B. Комаров. Т. II. Томск, 2000. С. 428—1-30.
50. Ульман Дж. Основы систем баз данных. М.: Финансы истатистика, 1983. 334с.
51. Уэлдон Дж. - Л. Администрирование баз данных. М.: Финансы и статистика, 1984.207 с.
52. Фатеев A.B. Геоинформационная программа Arc View при решении задач в нефтяной геологии и геофизике // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России /ред. A.B. Комаров. Т. II. Томск, 2000. С. 430-432.
53. Фомин А. Н. Катагенез органического вещества палеозойских отложений на юге-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1997. №6. С. 1079-1087.
54. ШабельниковаТ.Г., Кашик A.C., Гошненков Г.Н. Новые идеи и технологии создания региональных банков данных по нефтяным и газовым месторождениям // Информационный бюллетень ГИС - Ассоциации, 1998.№2. С. 3941.
