CC BY
28
УДК 553.98:51
К МЕТОДИКЕ ОЦЕНКИ РАЗМЕРОВ КРУПНЕЙШИХ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РАЙОНАХ
Л.М.Бурштейн, Л.С.Грекова (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
Предложена методика вероятностной оценки размеров крупнейших скоплений УВ для объектов ранга нефтегазоносного района на примере Западно-Сибирской провинции.
Ключевые слова: месторождения нефти и газа; скопления УВ; прогноз нефтегазоносности; Западно-Сибирская провинция.
Прогноз запасов крупнейших в нефтегазоносной системе скоплений УВ играет большую роль в теоретической и прикладной геологии нефти и газа. При разведке крупнейших для данной территории месторождений обеспечивается максимальная эффективность геолого-разведочных работ, с ними связана большая часть разведанных запасов и объемов добычи нефти, природного газа и конденсата. Разработка таких месторождений при прочих равных условиях, обеспечивает наиболее дешевое энергетическое сырье.
Кроме того, при количественной оценке перспектив нефтегазоносности, в силу неизбежной неполноты информации и сравнительно низкой точности применяемых методов, желательно выполнять их комплексиро-вание [16]. Для повышения достоверности полученных оценок необходимо максимально полно учитывать теоретические и эмпирические закономерности и связи, налагающие дополнительные ограничения на объем и структуру ресурсов УВ.
Оценки объема и структуры ресурсов являются основой перспективного планирования геолого-разведочных работ на УВ-сырье на геологических объектах различного ранга. Теория и методика оценки структуры ресурсов наиболее полно и последовательно развиты в части прогноза распределения скоплений УВ по крупности (РСК). Впервые распределения скоплений УВ по крупности при решении прогнозных задач геологии нефти и газа, видимо, рассматривались в работах американских исследователей [20, 21]. Базовые положения современной теории и методики оценки параметров РСК созданы в работах [6, 7, 18], теория и формальный аппарат оценок — в [13-15], а слабоизученных седимен-тационных бассейнов — в [4]. Механизмы возникновения и природа распределения обсуждаются в работах [3, 9, 10]. Вопросы, связанные с теорией и практикой прогноза скоплений УВ в нефтегазоносных системах,
рассматривались многими другими исследователями [12, 17, 22].
Следует отметить, что существующие теория и методики оценки параметров РСК применимы, прежде всего, для крупных нефтегазоносных систем ранга се-диментационных бассейнов, провинций, региональных нефтегазоносных комплексов, содержащих достаточно большие совокупности скоплений УВ.
Методы оценки, основанные на использовании РСК, теоретически хорошо обоснованы, но их надежность будет падать с уменьшением размеров объекта и числа месторождений в его пределах. Они требуют знания параметров распределения, которые затруднительно оценить теоретически, а для их определения статистическими методами необходимо выявить достаточное число наиболее крупных месторождений и надежно оценить их запасы. В то же время, при решении задач перспективного планирования геолого-разведочных работ на нефть и газ, желательно иметь оценки размеров крупнейших скоплений УВ для объектов более низкого ранга, содержащих сравнительно небольшое число месторождений. В этом случае в основу оценки может быть положена стохастическая связь размеров скоплений с величиной ресурсов и их плотностью (объемной или площадной) исследуемого геологического объекта. Такие подходы реализовывались в работах [5, 11, 19], а наиболее последовательно, с точки зрения авторов статьи, в работах М.Д.Белонина [1, 2]. Рассмотрим подробнее существующие результаты этого направления.
Состояние проблемы
В.С.Вышемирский, А.Н.Дмитриев и А.А.Трофимук [5] при изучении месторождений-гигантов различных районов мира описали каждое из них 99 параметрами. Была оценена информативность каждого отдельно взя-
того качественного признака и групп таких признаков. Было установлено, что показатель информативности группы признаков (Е/(Р) для каждого месторождения обнаруживает достаточно сильную корреляционную связь с его запасами (9), при этом соответствующий коэффициент корреляции равен 0,81. Зависимость 9 от Е/(Р), построенная А.Э.Конторовичем и др. [8] на основании данных работы [5], описывается уравнением
9 = 1,694 ехр (0,326Е/(Р)) + 50,0.
При построении этого уравнения запасы наиболее крупного из вошедших в выборку месторождений условно были оценены в 100 ед., а наиболее мелкого — 50 ед. Данный подход представляет большой теоретический интерес, но его применение для решения практических задач прогноза связано со значительными методическими трудностями.
A.Э.Конторовичем и О.С.Красновым [8, 11] для ряда бассейнов Северной Америки и Евразии были выделены хорошо разведанные эталонные геологические тела в пределах отдельных нефтегазоносных комплексов или всего чехла бассейна, для них изучена зависимость между средними запасами месторождения и плотностью начальных геологических ресурсов УВ. Соответствующее эмпирическое уравнение имеет вид:
1п0 = 0,694!пд5 + 1,386,
где 9 — средние запасы, млн т усл. топлива; д3 — площадная плотность начальных ресурсов, тыс. т/км2.
В [11] было отмечено, что в целом при достаточно сильной связи между 9 и (коэффициент парной корреляции 0,77) в лучше разведанных эталонах средние размеры месторождений, естественно, меньше. Это отражает хорошо известный факт уменьшения средних запасов открываемых месторождений по мере изучения объекта.
B.И.Шпильман на основе обобщения теоретически выведенных зависимостей формирования скоплений УВ предложил модель, связывающую размер максимальной по размерам залежи с начальными ресурсами геологических объектов ранга нефтегазоносной области (НГО)[19],
!п9тах = 0,82!п(0/3,5),
где 9тах — размеры максимальной залежи, млн т усл. топлива; О — начальные ресурсы, млн т усл. топлива.
Для объектов более низкого ранга В.И.Шпильман предлагает использовать связь между величиной максимального скопления и плотностью ресурсов [19]
итах
где 9тах — размеры максимальной залежи, млн т усл. топлива; д3 — плотность начальных ресурсов, тыс. т/км2.
В данном случае необходимость использования различных зависимостей для объектов разного ранга, с точки зрения авторов статьи, возникла из-за того, что ни начальные ресурсы, ни плотность сами по себе полностью не определяют размеры крупнейшего скопления.
Значительный вклад в методику прогноза крупнейших скоплений УВ сделал М.Д.Белонин. Он вполне обоснованно указал, что размеры крупнейшего месторождения не могут определяться только величиной начальных ресурсов, они должны также зависеть от их плотности [1, 2]. Для выборки, включающей как бассейны, так и НГО, им были построены уравнения регрессии, учитывающие такую зависимость,
!п9 = 0,649!п0 + 0,199!пди - 2,424;
Я = 0,893; ст = 0,11 (для нефти);
!п9 = 0,561!п0 + 0,524!пди - 2,994;
Я = 0,952; ст = 0,80 (для газа),
где 9 — запасы крупнейшего месторождения, млн т; О — начальные ресурсы нефти, млрд т или газа, трлн м3 соответственно; — объемная плотность ресурсов нефти, тыс. т/км2 или газа, млн м3/км2; Я — коэффициент корреляции; ст — остаточное стандартное отклонение для логарифма запасов.
Учитывая смысл плотности ресурсов, полученные соотношения легко преобразовать в зависимости запасов крупнейшего месторождения от начальных ресурсов и объема осадочного выполнения, т.е. характеристики размеров изучаемого объекта. Это означает, что с известной осторожностью их можно использовать для вероятностного прогноза на объектах меньшего ранга. При этом локализация оценки будет увеличиваться, но, в силу экстраполяционного характера прогноза, ее относительная точность будет снижаться.
Из общих соображений ясно и уже отмечалось, что на число и размеры месторождений в единице нефтегазоносного районирования любого ранга должны влиять и величина и плотность начальных ресурсов [2]. Действительно, трудно ожидать, что размеры максимальных скоплений УВ будут сопоставимы для нефтегазоносного района (НГР) и провинции в целом, даже в том случае, если средние плотности ресурсов на них совпадают. По этой причине поиск зависимости величин месторождений в каком-либо нефтегазоносном объекте следует вести от величины ресурсов и их плотности или, что более удобно, от величины ресурсов и размеров объекта. В качестве размеров объекта можно использовать площадь или объем осадков в его пределах.
Постановка задачи
С учетом изложенного, попытаемся исследовать наличие связей между размерами крупнейших месторождений нефти и газа, начальными геологическими ресурсами и размерами НГР на примере сравнительно хорошо изученных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) и выработать подходы к использованию выявленных закономерностей при количественном прогнозе перспектив нефтегазоносности.
Объекты и исходные данные
В соответствии с принятым, при оценке перспектив нефтегазоносности по состоянию на 01.01.2002 г. неф-тегазогеологического районирования на территории Западно-Сибирской НГП выделены 61 НГР и 3 нефтегазоносные области (НГО), в пределах которых НГР еще не разделяются (рис. 1).
В данной статье оценки начальных запасов месторождений УВ для всех НГР принимались в соответствии с Государственным балансом на 01.01.2005 г., а начальные ресурсы — в соответствии с результатами количественной оценки по состоянию на 01.01.2002 г. Для неф-
-м
Границы: 1 - Западно-Сибирской НГП, 2 - НГО, 3 - НГР; эталонные НГР: 4-по нефти и газу, 5-газу, 6-нефти; НГР (цифры в кружках): Южно-Карская НГО: 1 - Университетский, 2 - Западно-Свердрупский, 3 - Рагозинский, 4 - Кропоткинский, 5 - Предтаймырский, 6 - Пайхойско-Новоземе-льский, 7 - Западно-Русановский, 8 - Пахучанско-Белоост-ровский, 9 - Обрученско-Миниский, 10 - Ленинградский; Ямальская НГО: 11 - Малыгинский, 12 - Тамбейский, 13 -Нурминский, 14 - Южно-Ямальский, 15 - Щучьинский; Гы-данская НГО: 16 - Северо-Гыданский, 17 -Гыданский, 18 -Напалковский, 19 -Мессовский; Надым-Пурская НГО: 20 -Надымский, 21 - Уренгойский, 22 - Губкинский, 23 - Вэнга-пурский, 24 - Варьеганский; Пур-Тазовская НГО: 25 - Су-зунский, 26 - Большехетский, 27 - Тазовский, 28 - Манга-зейский, 29 - Харампурский, 30 - Толькинский; Приуральская НГО: 31 - Полуйский, 32 - Березовский, 33 - Шаим-ский, 34 - Карабашский, 35 - Тобольский; Фроловская НГО: 36-Ярудейский, 37-Казымский, 38-Юильский, 39-Ляминский, 40 - Приобский, 41 - Салымский, 42 - Уват-ский; Красноленинская НГО: 43 - Сергинский, 44 - Красно-ленинский; Среднеобская НГО: 45 - Ноябрьский, 46 - Сургутский, 47- Вартовский; Васюганская НГО: 48 - Бахилов-ский, 49 - Александровский, 50 - Средневасюганский, 51 -Пудинский, 52-Межовский; ПайдугинскаяНГО: 53-Сабун-ский, 54 - Пыль-Караминский, 55 - Усть-Тымский, 56 -Пара-бельский; Каймысовская НГО: 57 - Демьянский, 58 - Кай-мысовский, 59 - Нюрольско-Колтогорский, 60 - Пологру-довский, 61 - Прииртышский; 62 - Восточно-Уральская НГО; 63 - Елогуй-Туруханская НГО; 64 - Предъенисейская НГО
ти использовались оценки извлекаемых, а для газа геологических ресурсов и запасов.
Для всех НГР, содержащих по состоянию на 01.01.2005 г. хотя бы одно месторождение нефти или газа, были оценены коэффициенты разведанности ресурсов нефти и газа, которые вычислялись как отношение суммы накопленной добычи и запасов категорий А, В, С1, С2 к начальным ресурсам. В эталонные выборки включались НГР с коэффициентами разведанности более 0,35 для нефти и 0,40 для газа (таблица). При таком выборе пороговых значений коэффициента разведанности в эталонную выборку по нефти попали НГР с изученностью глубоким бурением и сейсмикой 2й не менее 28 м/км2 и 0,8 км/км2 соответственно. Для эталонной выборки по газу эти показатели несколько ниже. Для большинства эталонных по газу НГР изученность глубоким бурением и сейсми-
Рис. 1. СХЕМА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП (Конторович А.Э., 2002)
1 I I 2 I I 3 KXVI 4 I I 5 ШИШ 6
Эталонные НГР по нефти и газу
Номер на схеме районирования НГР ^разв
Нефть
33 Шаимский 0,882
41 Салымский 0,805
46 Сургутский 0,647
49 Александровский 0,647
23 Вэнгапурский 0,642
44 Красноленинский 0,604
47 Вартовский 0,598
21 Уренгойский 0,593
48 Бахиловский 0,591
45 Ноябрьский 0,548
27 Тазовский 0,515
22 Губкинский 0,469
24 Варьеганский 0,419
58 Каймысовский 0,414
51 Пудинский 0,403
52 Межовский 0,379
Газ
32 Березовский 0,896
41 Шаимский 0,847
46 Сургутский 0,825
20 Надымский 0,799
21 Уренгойский 0,736
27 Тазовский 0,692
23 Вэнгапурский 0,675
12 Тамбейский 0,673
13 Нурминский 0,634
50 Средневасюганский 0,607
49 Александровский 0,599
29 Харампурский 0,581
15 61 Прииртышский 0,473
45 Ноябрьский 0,455
51 Пудинский 0,442
52 Межовский 0,400
кой 2й составляет не менее 16 м/км2 и 0,7 км/км2 соответственно. Исключением являются Прииртышский (по обоим показателям) и Березовский (только по сей-смике) НГР, для которых оценки геолого-геофизической изученности существенно ниже. Однако выполненный анализ показал, что их исключение из эталонной
выборки не приводит к значимому изменению полученных оценок и зависимостей.
Для НГР, попавших в эталонные выборки, а также для остальных НГР, в которых было выявлено хотя бы одно месторождение, исследовались зависимости размеров крупнейших (первых пяти для нефтяных и первых трех для газовых) месторождений от начальных ресурсов и площади НГР.
Примеры парных зависимостей размеров месторождений и их числа с начальными ресурсами выбирались следующими (рис. 2, 3). Для НГР эталонной выборки корреляция размеров месторождений с начальными ресурсами выше, чем для остальных (исключение составляют зависимости для 3-го и 4-го по крупности газовых месторождений). Также отчетливо видно систематическое снижение размеров месторождений каждого класса в большинстве НГР, не вошедших в эталонную выборку, по сравнению с линией регрессии для месторождений соответствующего класса в эталонной выборке. Это, скорее всего, означает, что месторождение соответствующего класса в менее изученном НГР не выявлено или недоразведано.
Для прогноза размеров месторождений нефти и газа были получены следующие уравнения регрессии:
для нефти
!п91 = -0,301!п5 + 1,102!п0; п = 16; ст2 = 0,276; Я2 = 0,87; (1)
!п92 = -0,354!п5 + 1,075!п0; п = 16; ст2 = 0,311; Я2 = 0,85; (2)
!п93 = -0,476!п5 + 1,139!п0; п = 16; ст2 = 0,157; Я2 = 0,94; (3)
!п94 = -0,222!п5 + 0,925!п0; п =16; ст2 = 0,204; Я2 = 0,84; (4)
!п95 = -0,270!п5 + 0,937!п0; п =16; ст2 = 0,224; Я2 = 0,84; (5)
!п9/ = 2,833 + 0,520!п5 + 1,058!п0 — 1,206!п/; п = 80; ст2 = 0,223; Я2 = 0,88; (6)
для газа
!п91 = -1,069 + 1,006!п0;
п = 16; ст2 = 0,198; Я2 = 0,98; (7)
!п92 = -2,152 + 0,992!п0;
п = 15; ст2 = 0,497; Я2 = 0,93; (8)
!п93 = -1,945 + 0,847!п0;
п = 14; ст2 = 0,955; Я2 = 0,84; (9)
Рис. 2. ЗАВИСИМОСТЬ ЗАПАСОВ КРУПНЕЙШЕГО (А), 2-го (Б), 3-го (В), 4-го (Г) и 5-го (Д) ПО КРУПНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ОТ НАЧАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НГР
In9/ = -0,745 + 0,956ln0 - 1,740ln/j n = 45; ст2 = 0,528; R2 = 0,93;
(10)
где 9/ — запасы /-го по величине в НГР месторождения нефти, усл. ед. и газа, млрд м3; п — число крупных и уникальных месторождений в НГР; 5 — площадь НГР, км2;
О — начальные ресурсы НГР нефти, усл. ед. и газа, млрд м3; п — число НГР в эталонной выборке; ст2 — остаточная дисперсия; Я2 — коэффициент детерминации, / — номер месторождения по величине его запасов в данном НГР.
Рис. 3. ЗАВИСИМОСТЬ ЗАПАСОВ КРУПНЕЙШЕГО (А), 2-го (Б) и 3-го (В) ПО КРУПНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА ОТ НАЧАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НГР
Можно построить и обратные зависимости, связывающие начальные ресурсы района с его размерами и запасами крупнейших скоплений УВ:
для нефти
1пО = -2,117 + 0,612!п5 + 0,391!п91 + 0,441!п92; п = 16; ст2 = 0,063; Я = 0,96; (11)
для газа
!п0 = 0,157!пЯ + 0,675!п91 + 0,286!п92; п = 15; ст2 = 0,130; Я = 0,98. (12)
Зависимости между принятыми и расчетными оценками начальных ресурсов для НГР разной степени изученности выглядят следующим образом (рис. 4).
Обсуждение
Заметим, что в аргументы зависимостей для величины месторождений газа не вошла площадь — параметр, характеризующий размеры НГР. Вероятно, это связано с тем, что площади НГР эталонной выборки по газу варьируют в достаточно узких пределах, влияние этого параметра или, что эквивалентно, плотности начальных ресурсов газа на запасы /-го по величине месторождения на данной выборке статистически не фиксируется. Кроме того, найденные зависимости для 4-го и 5-го по крупности месторождений газа существенно слабее в статистическом смысле, что, как уже отмечалось, скорее всего, свидетельствует о недоразведанно-сти ресурсов газа в НГР эталонной выборки.
Таким образом, для объектов ранга НГР подтверждено наличие эмпирической связи между размерами крупнейших скоплений УВ, величиной начальных ресурсов и размерами объекта (по крайней мере, для нефти).
Природа такой связи достаточно очевидна. Начальные ресурсы УВ НГР естественно рассматривать как сумму запасов входящих в него месторождений. Сумма ограниченного числа слагаемых в той или иной степени всегда коррелирует с величиной наибольших из них. Корреляция будет тем сильнее, чем большую долю суммы составляет максимальное слагаемое. Преобладающий вклад в величину начальных ресурсов УВ крупнейшего скопления связан с характером распределения месторождений нефти и газа по величине запасов [13] и их сравнительно небольшим числом в НГР.
Выведенные соотношения (1-12) накладывают дополнительные формальные ограничения на результаты прогноза величины и структуры ресурсов УВ в отдельном НГР. Когда ожидаемые запасы нескольких крупнейших скоплений в НГР, полученные на основе этих соотношений, хорошо коррелируют с фактически выявленными, можно говорить о дополнительном подтверждении корректности оценок величины начальных ресурсов НГР.
В том случае, когда ожидаемые запасы нескольких крупнейших скоплений в НГР существенно меньше фак-
тически установленных, можно однозначно утверждать, что ресурсы района недооценены. Примером такого НГР в Западно-Сибирской провинции являлся Сузун-ский. Оценка начальных ресурсов нефти для этого района по состоянию на 01.01.2002 г. очевидно была занижена (см. рис. 2). Такое положение сложилось из-за того, что запасы нефти на крупнейших месторождениях района (Ванкорское, Лодочное, Тагульское и Сузун-ское) были поставлены на Государственный баланс после выполнения оценки.
В ситуации, когда прогнозируемые запасы нескольких крупнейших скоплений в НГР больше фактически выявленных, ситуация не является столь однозначной. Такое положение дел может быть связано с недоразве-данностью крупнейших скоплений. Однако, если превышение расчетных запасов над фактически установленными запасами носит систематический характер для нескольких крупнейших скоплений, скорее, следует говорить о завышении оценки начальных ресурсов НГР. Принятие обоснованного решения о характере отклонения в этом случае возможно только после дополнительного анализа реальной геологической ситуации и с учетом реальной геолого-геофизической изученности НГР.
Выводы
Соотношения вида (1-10) могут быть использованы для вероятностного прогноза запасов крупнейших скоплений нефти и газа в НГР, (11-12) — для вероятностного прогноза начальных ресурсов УВ. С известной долей условности зависимости вида (1-10) можно применить для экстраполяционного прогноза размеров скоплений нефти для объектов более низкого ранга, чем НГР, например для лицензионных участков. Соответствующие зависимости, вероятно, могут быть получены и применены для более дифференцированного прогноза размеров скоплений или начальных ресурсов отдельных нефтегазоносных комплексов в пределах НГР.
Литература
1. Белонин М.Д. Методика оценки величины и структуры потенциальных ресурсов углеводородов на больших глубинах (более 4500 м) // Тр. ВНИГРИ. — Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1982.
2. Белонин М.Д. Количественные методы регионального и локального прогноза нефтегазоносности: автореф. дисс. ... д-ра геол.-минер. наук. — СПб.: Изд-во ВНИГРИ, 1997.
3. Бурштейн Л.М. Возможный механизм формирования распределения скоплений углеводородов по крупности // Геология и геофизика. — 2004. — Т. 45. — № 7.
4. Бурштейн Л.М. Статистические оценки параметров распределения скоплений нефти по величине в слабоизучен-ных седиментационных бассейнах // Геология и геофизика. — 2006. — Т. 47. — № 9.
Рис. 4. ЗАВИСИМОСТЬ ОЦЕНЕННЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (А) И ГАЗА (Б) НГР ОТ ПРИНЯТЫХ ПО СОСТОЯНИЮ на 01.01.2002 г.
1 - НГР: А - Сузунский; кразв: 2 -для нефти: > 0,35 (А), > 0,40 (Б), 3-для газа: < 0,35 (А), < 0,40 (Б)
5. Вышемирский B.C. Поисковые признаки гигантских нефтяных месторождений / В.С.Вышемирский, А.Н.Дмитриев, А.А.Трофимук // Спец. доклад (СД-8). VIII Мировой нефтяной конгресс. - М.: Изд-во ВНИИОЭНГа, 1971.
6. Конторович А.Э. Метод оценки количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа в крупных нефтегазоносных бассейнах / А.Э.Конторович, В.И.Демин // Геология нефти и газа. — 1977. — № 12.
7. Конторович А.Э. Прогноз количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа / А.Э.Конторо-вич, В.И.Демин // Геология и геофизика. — 1979. — № 3.
8. Конторович А.Э. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин и др. — М.: Недра, 1981.
9. Конторович А.Э. Детерминированный характер процесса нефтеобразования в истории Земли и его количественные характеристики / А.Э.Конторович, В.Р.Лившиц // Геология нефти и газа. — 2002. — № 1.
ON THE METHOD OF EVALUATING SIZES OF THE LARGEST HC ACCUMULATIONS IN OIL-AND-GAS BEARING AREAS
Burshtein L.M., Grekova L.S. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS)
The method of probabilistic evaluation of sizes of the largest HC accumulations for objects of oil-and-gas bearing area with reference to West-Siberian province is proposed in the article.
Key words: oil and gas fields; HC accumulations; prognosis of oil and gas potential; West-Siberian province.
10. Конторович А.Э. О вероятностном распределении углеводородов по массе в дисперсно рассеянном состоянии / А.Э.Конторович, В.Р.Лившиц // Докл. РАН. - 2007 - Т. 415. -№ 4.
11. Краснов О.С. Методика прогнозной оценки вероятной продуктивности ловушек и средних размеров месторождений в зоне нефтегазонакопления. // Тр. СНИИГГиМСа. — 1980. - Вып. 263.
12. Крылов Н.А. Введение в нефтегазовую ресурсоло-гию. - М.: Изд-во ВНИИГАЗа, 2009.
13. Лившиц В.Р. Оценка параметров распределения скоплений нефти и газа по крупности в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика - 2003. -Т. 44. - № 10.
14. Лившиц В.Р. Вероятностные характеристики количества месторождений углеводородов в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. - 2004a. -Т. 45. - № 3.
15. Лившиц В.Р. Прогноз величины запасов невыявлен-ных месторождений нефти и газа в слабоизученных нефтегазоносных бассейнах // Геология и геофизика. — 2004б. — Т. 45. - № 8.
16. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / Под ред. К.А.Клещева, А.Э.Конторовича. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2000.
17. Нестеров И.И. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре / И.И.Нестеров, В.В.Потеряева, Ф.К.Салманов. — М.: Недра, 1975.
18. Шпильман В.И. Методика прогнозирования размеров месторождений // Тр. ЗапСибНИГНИ. — 1972. — Вып. 53.
19. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтега-зоносности. — М.: Недра, 1982.
20. Arps I.I. Economics of drilling for Cretaceous of oil on east flank of Denver-Julesburg basin / I.I.Arps, T.G.Roberts // AAPG Bulletin. — 1958. — V. 42. — № 11.
21. Kaufman G.M. Statistical decision and related techniques in oil and gas exploration. — Prentice-Hall: Englwood Cliffs., 1963.
22. Klemme H.D. Field size distribution related to basin characteristic // Oil and Gas Journal. — 1983. — № 26.
© Л.М.Бурштейн, Л.С.Грекова, 2014
Лев Маркович Бурштейн, ведущий научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, levi@ipgg.sbras.ru;
Любовь Сергеевна Грекова, научный сотрудник, grekovals@ipgg.sbras.ru.
