CC BY
60
ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98.01 25
Некоторые результаты количественной оценки нефтегазоносности образований фундамента Западной Сибири
B.Л. Шустер
доктор геол.-мин. наук, профессор1, главный научный сотрудник [email protected]
C.А. Пунанова
к.г-м.н., ведущий научный сотрудник1
А.В. Самойлова
к.г-м.н., научный сотрудник1 [email protected]
Т.Н. Цаган-манджиев
к.т.н., научный сотрудник1
1Институт проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН, Москва, Россия
В статье рассмотрены результаты количественной вероятностной оценки перспектив нефтегазоносности образований фундамента Западной Сибири. Произведено ранжирование 73 объектов поисково-разведочных работ по степени перспективности на группы (слои) и выявлена очередность ввода структур в доразведку в наиболее перспективной группе (слое).
материалы и методы
Модель «Выбор».
Ключевые слова
нефть, фундамент, оценка перспектив, Западная Сибирь
Одним из направлений решения проблемы прироста ресурсов и запасов нефти и газа в Западной Сибири является системное полномасштабное изучение поисково-разведочными работами доюрского этажа нефтегазоносности, включая образования фундамента. О региональной нефтегазоносности фундамента в мире и в России говорит открытие более 450 месторождений, в том числе, высокодебитных, крупных и гигантских по запасам нефти (газа). В Западной Сибири в образованиях палеозойского фундамента в трещинно-кавернозных породах на контакте с осадочным чехлом открыта 51 залежь углеводородов (УВ) [1], из них 15 собственно в фундаменте, ещё на 50 разведочных площадях в этих отложениях выявлены признаки углеводородов [2, 3]. Сегодня в Западной Сибири не стоит вопрос: есть ли нефть в фундаменте? Доказано, что есть. Дебатируется вопрос — могут ли быть открыты крупные по запасам, высокодебитные месторождения нефти и газа и насколько рентабельно будет их освоение в условиях Западной Сибири. В ряде стран уже десятки лет идет добыча нефти из фундамента (Вьетнам, Венесуэла, США, Ливия и др.).
Полученные в Западной Сибири притоки нефти приурочены, как правило, к верхней части образований фундамента — коре выветривания (30-50 м). Тогда как на ряде известных крупных по запасам УВ зарубежных месторождений, открытых в фундаменте, этаж нефтеносности измеряется толщиной от нескольких сот метров до 2000 м на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) (таб. 1)[4].
В Западной Сибири основная часть разреза фундамента не опоискована, хотя из верхней части получены промышленные притоки или признаки нефти или газа. Таких локальных поднятий, по крайней мере, около 100. Кроме этого, существует ещё несколько сот поднятий, где фундамент залегает на доступных для бурения глубинах, а его нефтегазоносность не изучена.
Нами предпринята попытка дать количественную оценку перспектив нефтегазоносности невскрытой части разреза комплекса по каждому объекту, где фундамент вскрыт только в верхней части, и, опираясь на
системный анализ полученных результатов, предложить очередность ввода локальных структур в поисково-разведочное бурение (в доразведку).
Для оценки выбрана центральная часть ХМАО, так как здесь уже открыты залежи нефти и газа в фундаменте. Кроме того, в региональном плане эта территория характеризуется благоприятным рифтогенным геодинамическим режимом, повышенным тепловым потоком недр, установленным наличием пород-коллекторов в разрезе фундамента (в сверхглубоких скважинах СГ-6 и СГ-7) и благоприятной геохимической характеристикой разреза, по крайней мере, не препятствующей формированию залежей УВ [5, 6].
С точки зрения эффективности подобных проектов и доступности для бурения, следует отметить сравнительно неглубокое залегание фундамента (3-5 км) на большей части изучаемой территории, развитую инфраструктуру, достаточно благоприятную характеристику разреза, прогнозную плотность начальных суммарных ресурсов УВ [7].
Для решения поставленной задачи — выбора очередности ввода структур в доразведку невскрытой части разреза фундамента — нами отобрано 73 разведочные площади, приуроченные, главным образом, к Севе-ро-Сосьвинской антиклинали, Шаимскому и Красноленинскому сводам, Нюрольской впадине (рис. 1).
Методический подход к решению подобных задач предложен в работе [8]. Он основан на системном анализе, позволяющем провести многокритериальную оценку выбора рациональной последовательности разбу-ривания структур: ранжировать по основным показателям совокупность объектов (в нашем случае 73 структуры) на группы (слои), равнозначные по степени перспективности, а затем по дополнительным показателям выявить очередность внутри групп. Для решения задачи был установлен набор основных критериев и факторов, определяющих геологические и геохимические особенности формирования скоплений нефти и газа в образованиях фундамента, определены различные измерители каждого критерия.
Интервал нефтеносности, м
450-1068 (618) 1615-3030 (1415)
месторождение (страна)
Хьюготон-Пенхендл (США) Ла-Пас (Венесуэла)
Ауджила-Нафура (Ливия) Зейт-Бейт (Египет) Оймаша (Казахстан) Белый Тигр (Вьетнам) Малоичское (Западная Сибирь)
Состав пород
невыветрелые граниты
трещиноватые породы фундамента
фундамент
фундамент
граниты фундамента
трещиноватые гранитоиды
тещиноватые известняки, доломиты
(450) (330)
3612-3850 (238) 3050-5000 (1950) 2850-4500 (1650)
Таб. 1 — Сведения о крупных мировых месторождениях нефти в образованиях фундамента
При построении и использовании шкал критериев применяется ряд приемов: предварительная «отсечка» по качеству (предельные значения или ограничения, при превышении которых объект из рассмотрения исключается); определение «диапазона нечувствительности», когда критерий задается диапазоном значений; нормирование критериев, позволяющее выражать их в безразмерном виде.
При оценке благоприятности прогноза промышленной нефтеносности невскрытой части разреза фундамента каждый объект оценен следующими основными и дополнительными показателями (таб. 2).
К основным показателям отнесены следующие.
Тип флюида, полученного при опробовании верхней части разреза фундамента. При получении промышленного притока нефти вероятность прогноза оценивалась как максимальная; при обнаружении признаков нефти — несколько ниже; приток газа или конденсата ещё ниже.
Возрастной интервал получения притока нефти (газа). Максимальная вероятность благоприятности — при получении притока нефти из коры выветривания; при получении притока на границе кора выветривания/ осадочный палеозой или юра — вероятность благоприятности несколько ниже; приток из триаса — ещё ниже.
Для оценки коллекторских свойств пород фундамента, в связи с тем, что на большинстве исследуемых разведочных площадей Западной Сибири вскрыта лишь самая верхняя часть разреза (20-30 м, до 50 м), мы вынуждены оценивать величину ФЕС пород по косвенным данным. Учитывая то, что пустотность пород фундамента связана с трещинами и кавернами, оценка пустотности дана нами качественно по степени трещино-ватости пород: хорошая, средняя и слабая трещиноватость по схематической карте размещения зон разуплотнённых и уплотненных пород в верхней части доюрского основания на территории Западной Сибири (по А.И. Петрову, 2002 [1]). Разведочные площади, попадающие в зону разуплотнённых пород по этой карте получали оценку — хорошие коллекторы (повышенная трещиноватость), в зоне уплотнённых пород — «слабая» тре-щиноватость; на границе зон — средняя тре-щиноватость. На данный момент изучения фундамента приходится ориентироваться на эти, весьма приблизительные, качественные оценки.
Геодинамический фактор оценивался на основе тектонической карты [2].
Учитывая статистическую закономерность, выявленную по зарубежным месторождениям нефти (газа) в образованиях фундамента, о приуроченности скоплений УВ к эрозионно-тектоническим выступам, разбитым разломами на блоки, к максимально благоприятным нами отнесены разведочные площади на сводах и валах; далее — структуры, расположенные вблизи и в зоне Урен-гой-Колтогорского и Шаимского разломов; и, наконец, разведочные площади, приуроченные к мегаантиклиналям.
Степень благоприятности объекта с фор-мационной позиции определялась по составу вскрытых пород фундамента. По имеющейся статистике к наиболее благоприятным породам (по максимальным ФЕС пород и
дебитам нефти) относятся гранитоиды, далее гнейсы, сланцы и, наконец, эффузивы.
Из геохимических показателей для оценки благоприятности объектов использованы величина содержания Сорг на породу, определяемая аналитически в породе, и интенсивность эмиграции жидких УВ в прилегающих к образованиям фундамента осадочных материнских отложениях. Последняя величина — это суммарный продукт расчета, включающий многие геохимические характеристики разреза (стадия катагенеза, коэффициент генерации битумоидов, содержание остаточного битумоида, содержание углерода в ОВ, мощность нефтематеринской свиты) [9].
В связи с отсутствием достаточного для достоверной оценки материала по экспериментальным исследованиям керогена отложений зоны контакта осадочных пород (т.е. юрских, палеозойских или эффузив-но-осадочных отложений триаса) и коры выветривания фундамента, а также принятием многими исследователями версии о возможности перетока микронефти из контактирующих с выступами фундамента осадочных, в основном, нижне-среднеюрских отложений, использование параметров по геохимии ОВ пород и нафтидов юрского возраста, на наш взгляд, в данной ситуации весьма правомерно [9].
Содержание Сорг в отложениях леонтьев-ского горизонта средней юры (имеющего
максимальное распространение на территории Западно-Сибирского бассейна в юрский период — около 80%) характеризуется на многих площадях высокими значениями в связи с накоплением в это время глинистых и глинисто-алевритовых осадков высокой биопродуктивности и аквагенным типом ОВ. Максимальные содержания Сорг, достигающие 2-3%, приурочены к Ямало-Гыданской и Обь-Тазовской областям. Для территории вдоль западного и восточного складчатого обрамления Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, а также на юго-западе и юго-востоке характерны низкие нефтема-теринские свойства отложений нижне-сред-неюрского возраста — менее 50 тыс. т/км2 эмигрировавших жидких УВ. Высокие плотности эмиграции жидких (до 2500 тыс. т/ км2) УВ связаны с зонами глубоких впадин Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Гыданской и Ямальской НГО.
Для расчетов оценки вероятности объектов по выбранным геохимическим показателям были использованы построенные нами карты зональности распределения Сорг и интенсивности эмиграции жидких УВ в породах леонтьевского горизонта (рис. 2, 3). Карты зональности построены по материалам [10]. Значения вероятностей этих показателей по 73 объектам приведены в таб. 2.
К дополнительным показателям отнесены: глубина залегания поверхности
Показатели
Тип флюида, полученного при опробовании
Возрастной интервал получения притока
Разуплотненность пород
Геодинамический фактор
Формационная позиция (состав пород фундамента)
Содержание Сорг в нефтематеринских отложениях О2), %
Интенсивность эмиграции жидких УВ из нефтематеринских отложений О2), тыс.т/км2
Глубина залегания фундамента, км
Плотность начальных суммарных ресурсов, тыс.т/км2
характеристика показателя
ОСНОВНЫЕ
Приток нефти, признаки нефти, конденсат, газ
Кора выветривания, кора выветривания+палеозой, триас
Хорошая, средняя, слабая
Структуры на валах и сводах, вблизи и в зоне Уренгой-Калтогорского и Шаимского разломов, на мегаантиклиналях
Магматические (гранитоиды), гнейсы, метаморфические сланцы
2-3 1-2
0,5-1 <0,5
500-2500 250-500 100-250 50-100 <50
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ
2-2,5 2,5-3
3-4 >4
30-40 20-30 10-20 <50
Значение вероятности
1,0 0,9 0,8
1,0 0,9 0,8
1,0 0,9 0,8
1,0 0,9
0,8 1,0 0,9 0,8
1,0 0,9 0,8 0,7 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6
1,0 0,9 0,8 0,7 1,0 0,9 0,8 0,7
Таб. 2 — Оценка степени благоприятности показателей, характеризующих объект
фундамента и плотность начальных суммарных ресурсов УВ (НСР).
Глубина залегания поверхности фундамента — важный показатель оценки проекта как с экономической точки зрения (эффективность), так и с технологической (доступность для бурения).
Значение глубины фундамента определялось как среднеарифметическая величина по всем скважинам, пробуренным на локальном поднятии и вскрывшим фундамент. Дополнительно (в случае отсутствия данных) использована схематическая карта рельефа складчатого фундамента Западно-Сибирской плиты [11]).
Плотность НСР УВ определена по карте из работы [7]. Учитывая весьма значительную условность этих оценок, этот показатель использован как дополнительный.
Весьма важный для оценки благоприятности объектов показатель — флюидоупор для возможных залежей УВ — оказался одинаково благоприятным (региональные юрские флюидоупоры и/или непроницаемые породы в кровле фундамента) для большинства
изучаемых разведочных площадей, поэтому не использовался в оценке.
Численные и качественные значения всех показателей переведены в вероятностные оценки группой из пяти экспертов (таб. 2).
Для разделения множества объектов (73 структуры) на группы (слои), равнозначные по степени благоприятности, проведены модельные расчеты. Было использовано четыре варианта наборов с различными основными показателями.
В первом варианте использовано пять показателей (тип флюида, возрастной интервал получения притока, разуплотнённость пород фундамента, благоприятность для формирования скоплений УВ с геодинамической, а так же с формационной позиций).
В промежутке вероятностей от 0,4 до 0,82 выделено семь групп структур, в два наилучших (со значениями вероятности 0,82-0,7 и 0,7-0,65) попали 15 структур (поднятий) — Тугиянская, Яхлинская, Крас-ноленинская, Рогожниковская, Среднена-зымское, Унлорское, Ханты-Мансийское, Горелая, Айторская, Каменное, Советское,
Вахское, Северо-Васюганское, Черемшан-ская, Северо-Васюганское.
По варианту 2 использовано четыре других основных показателя (тип флюида, благоприятность геодинамической позиции, интенсивность эмиграции жидких УВ) в промежутке распределения вероятности 0,260,7 выделено шесть групп структур. В наилучшую группу (вероятность 0,6-0,7) попали 12 структур (поднятий) — Тугиянская, Рогожниковская, Средненазымское, Унлорское, Ханты-Мансийское, Горелая, Айторская, Каменное, Северо-Васюганское, Черемшанская, Северо-Васюганское.
Наиболее благоприятными (общими) по вариантам 1 и 2 оказались 11 структур (поднятий) — Тугиянская, Рогожниковская, Средненазымская, Унлорская, Ханты-Мансийская, Горелая, Айторская, Каменная, Северо-Варьеганское, Черемшанское, Севе-ро-Васюганское.
Дифференциация структур по степени благоприятности с последовательным использованием дополнительных показателей позволила определить пообъектную очередность
Рис. 1 — Перспективные территории (бассейны) (использованы материалы публикаций К.А. Клещева, В.С. Шеина, 2004 г; Н.П. Запивалова, 2001; В.С. Суркова и др., 2002 и др.)
Рис. 2 — Схематическая карта зональности распределения Сорг в породахлеонтьевского (¡2) горизонта Условные обозначения: Содержание Сорг в породах, %: 1 - < 0,5; 2 - 0,5-1; 3 - 1-2; 4 - 2-3
Первоочередные объекты. Римскими цифрами обозначены нефтегазоносные бассейны» первых пять (¡-V) Арабскими цифрами (с 1 по 41) обозначены месторождения УВ в нижнем (доюр-ском) этаже с указанием типа флюида и стратиграфической приуроченности: 1 — Новопортовское, нгк, Р1; 2 — Севе-ро-Алясовское, г, к.в.; 3 — Южно-Аля-совское, г, к.в.; 4 — Березовское, г, к.в.; 5 — Чуэльское, г, к.в.; 6 — Сыскосыньин-ское, г, Р1+к.в.; 7 — Красноленинское, нгк, Р1+к.в.; 8 —Рогожниковское, н, Р1; 9
— Средненазымское, н, Р1; 10 — Иусское, нгк, Р1; 11 — Даниловское, нг, Р1+к.в.; 12
— Убинское, н, Р1; 13 — Среднемулымьин-ское, н, Р1+к.в.; 14 — Тальниковское, н, Р1+к.в.; 15 — Карабашское, г, Р1+к.в.; 16
— Мулымьинское, н, к.в.; 17 — Мартымья-
Тетеревское, н, к.в.; 18 — Северо-Варьеган-ское, нг, Р1+к.в.; 19 — Советское, н, Р1+к.в.; 20 — Вахское, н, Р1;21 — Чкаловское, нгк, Р1+к.в.; 22 — Речное, ГК, Р1+к.в.; 23 —Луги-нецкое, нгк, Р1+к.в.; 24 — Фестивальное, н, Р1+к.в.; 25 — Северо-Останинское, н, Р1+к.в.; 26 — Селимхановское, н, Р1+к.в.; 27 — Урмановское, н, Р1+к.в.; 28 — Юж-но-Тамбаевское, нгк, Р1; 29 — Герасимов-ское, нгк, Р1+к.в.; 30 — Арчинское, нгк, Р1; 31 — Нижнетабаганское, н, Р1; 32 — Юж-но-Табаганское, н, Р1; 33 — Северо-Кали-новое, нгк, Р1; 34 — Калиновое,нгк, Р1; 35 —Солоновское, н, Р1; 36 — Малоичское, н, Р1; 37 — Восточное, н, Р1; 38 — Ханты-Мансийское, н, Р1; 39 — Вархтарское, н, Р1; 40 — Останинское, нгк, Р1+к.в.; 41 — Верхне-комбарское, гк, Р1+к.в. Арабскими цифрами (с 42 по 78) обозначены площади с прито-
ками нефти, газа и конденсата из пород нижнего (доюрского) этажа: 42 — Тугиян-ская, 43 — Урьевская, 44 — Горелая, 45 — За-падно-Лугинецкая, 46 — Медведевская, 47
— Бованенковская, 48 — Яхлинская, 49 —Ло-винская, 50 — Еллей-Игайская, 51 — Демин-ская, 52 — Северо-Игримская, 53 — Южно-И-гримская, 54 — Горная, 55 — Шухтунгорская, 56 — Верхнелемьинская, 57 — Лемьинская, 58 —Картопьинская, 59 — Потанайская, 60
— Семивидовская, 61 — Толумская, 62 — Фил-липовская, 63 — Западно-Мортымьинская, 64 — Восточно-Тетеревская, 65 — Унлор-ская, 66 — Южно-Тетеревская, 67 — Тре-хозерная, 68 — Айторская, 69 — Каменная, 70 — Межовская, 71 — Черемшанская, 72 — Веселовская, 73 — Северо-Васюганская, 74 —Чебачья, 75 —Назинская, 76 — Усть-Тым-ская, 77 — Сельвейкинская, 78 —Лемок.
ввода структур в доразведку.
По первому варианту расчетов, с дополнительным показателем — глубина залегания фундамента — это Ханты-Мансийская и Горелая структуры (вероятность благоприятности 0,8); Красноленинская, Среднена-зымская, Унлорская структуры (вероятность
0,73).
По второму варианту расчетов с тем же дополнительным показателем очередность ввода выглядит так — Рогожниковское нефтяное месторождение в триасовых отложениях, Средненазымская, Ханты-Мансийская, Горелая структуры (вероятность благоприятности 0,7); Северо-Варьёганская структура (вероятность 0,65) и последующие пять структур (вероятность 0,63).
При использовании другого дополнительного показателя — плотность начальных суммарных ресурсов углеводородов — очередность ввода структур в доразведку существенно не изменилась. Наиболее благоприятными, первоочередными структурами для доразведки оказались месторождения и разведочные площади Красноленинского свода.
Далее были рассмотрены ещё два варианта с новыми наборами показателей. В варианте 3 оценка проведена по четырем показателям: глубина залегания фундамента, степень благоприятности формирования скоплений УВ с геодинамической позиции, Сорг, интенсивность эмиграции жидких УВ. При таком наборе параметров распределение вероятности попало в промежуток 0,330,63. Этот интервал был разбит на 6 групп, из которых в два наилучших (0,53-0,63) попало 10 структур (поднятий) — Тугиянская, Красноленинская, Рогожниковская, Средне-назымское, Унлорское, Ханты-Мансийское, Горелая, Айторская, Каменное, Северо-Варьеганское.
В варианте 4 были использованы следующие четыре показателя: интервал получения притока, разуплотненность пород фундамента, степень благоприятности для формирования скоплений УВ с формационной позиции и также Сорг. По этим параметрам вероятность обнаружения скоплений углеводородов в невскрытой части фундамента оказалась 0,35-0,9 (шесть групп). В наилучший интервал (вероятность 0,75-0,9) попало 14 структур (поднятий) — Новопортовское, Се-веро-Алясовское, Чуэльское, Тугиянская, Яхлинская, Верхнелемьинская, Унлорское, Ханты-Мансийское, Горелая, Урьевская, Се-веро-Варьеганское, Черемшанское, Севе-ро-Васюганское, Усть-Тымское.
Общими наиболее благоприятными структурами по вариантам 3 и 4 оказались пять структур — Тугиянская, Унлорская, Ханты-Мансийская, Горелая, Северо-Варьеган-ская. Эти структуры были также общими и для вариантов 1 и 2.
Таким образом, полученные результаты модельных расчетов степени благоприятности перспектив нефтегазоносности невскрытой части фундамента могут быть использованы при выборе первоочередных объектов поисково-разведочных работ в Западной Сибири.
Показана принципиальная возможность использования алгоритма системного анализа для решения геологических задач при многокритериальной оценке.
Рис. з — Схематическая карта зональности интенсивности эмиграции нефтеобраз ования в породахлеонтьевского (¡2) горизонта Условные обозначения: Интенсивность эмиграции жидких УВ, тыс.т/км2: 1 — <50; 2 — 50-100; з — 100-250; 4 — 250-500; 5 — 500-2500
Итоги
Произведено ранжирование 73 объектов по
степени перспективности на группы (слои).
Выводы
Показана принципиальная возможность использования алгоритма системного анализа
для решения геологических задач.
Список
используемой литературы
1. Клещев К.А., Шеин В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. 2004. М.: Изд-во ВНИГНИ, 214 с.
2. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Нестеров Н.И.(мл.), Нечипорук Л.А. Закономерности размещения залежей нефти и газа в Западно-Сибирском мегабассейне // Горные ведомости. 2007. № 10. С. 6-23.
3. Плесовских И.А., Нестеров (мл.) И.И., Нечипорук Л.А., Бочкарев В.С. Особенности геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеводородного сырья // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 9. С. 1025-1034.
4. Шустер В.Л. Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М.: Геоинформцентр, 2003. 48 с.
5. Дмитриевский А.Н., Шустер В.Л., Пуна-нова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения
месторождений углеводородов. Lambert Academic Publishing, 2012. 135 c.
6. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 7. С. 843-853.
7. Мясникова Г.П., Солопахина Л.А., Мари-ненкова Н.Л. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений территории ХМАО. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, 2005. С. 148-163.
8. Швембергер Ю.Н., Шустер В.Л., Меркулова О.Н. Многокритериальность и выбор альтернативы в поисково-разведочных работах на нефть и газ. М.: ВНИИОЭНГ. 1987. № з (10). 55 с.
9. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 6. С. 20-26.
10. Бостриков О.И., Ларичев А.И., Фомичев А.С. Геохимические аспекты изучения нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-потенциала // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 3. http://www.ngtp.rU/rub/1/31-2011.pdf.
11. Сурков В.С. Особенности формирования Урало-Сибирской молодой платформы в неогее // Геология и геофизика. СО РАН. 2002. Т. 43. № 8. С. 754-761.
ENGLISH
GEOLOGY
Some results of quantitative estimation of oil and gas presence in West Siberian basement rocks
UDC 553.98.01
Authors:
Vladimir L. Schuster — doctor of geology and mineralogy sciences, professor, chief scientist1; [email protected] Svetlana A. Punanova — p.h.d. in geological and mineralogical sciences, leading research scientist1; Anna V. Samoilova — p.h.d. in geological and mineralogical sciences, research scientist1; [email protected] Timur N. Tsagan-Mandzhiev — p.h.d. in technical sciences, research scientist1
1OGRI RAS, Moscow, Russian Federation Abstract
Results of quantitative estimation of oil and gas presence in West Siberian basement rocks are discussed. Ranging of 73 exploratory objects into groups (layers) by prospectivity was performed, and also appraisal priority for structures in the most perspective group (layer) was determined.
Materials and methods
Model «Vybor».
Results
Ranging of 73 exploratory objects into groups (layers) by prospectivity was performed in West Siberian basement rocks.
Conclusions
Principle possibility of system analysis algorithm usage in geological problems is performed.
Keywords
oil, basement rocks, prospectivity ranging, West Siberia
References
1. Kleshchev K.A., Shein V.S. Perspektivy neftegazonosnosti fundamenta Zapadnoy Sibiri [Petroleum potential of the foundation of Western Siberia]. Moscow: VNIGNI, 2004, 214 p.
2. Bochkarev V.S., Brekhuntsov A.M., Nesterov N.I. (junior), Nechiporuk L.A. Zakonomernosti razmeshcheniya zalezhey nefti i gaza v Zapadno-Sibirskom megabasseyne [Patterns of distribution of oil and gas fields in Western Siberia megabasin]. Gornye vedomosti, 2007, issue 10, pp. 6-23.
3. Plesovskikh I.A., Nesterov (junior) I.I., Nechiporuk L.A., Bochkarev V.S. Osobennosti geologicheskogo stroeniya severnoy chasti Zapadno-Sibirskoy geosineklizy i novye perspektivnye ob"ekty dlya poiskov uglevodorodnogo syr'ya [The geological structure of the northern part of the West Siberian geosyneclise new and promising targets for the search of hydrocarbons]. Geologiya igeofizika, 2009, Vol. 50, issue 9,
pp. 1025-1034.
4. Shuster V.L. Problemyneftegazonosnosti kristallicheskikh porod fundamenta [Problems petrogas crystalline basement
rocks]. Moscow: Geoinformtsentr, 2003, 48 p.
5. Dmitrievskiy A.N., Shuster V.L., Punanova S.A. Doyurskiy kompleks Zapadnoy Sibiri - novyy etazh neftegazonosnosti. Problemy poiska, razvedki i osvoeniya mestorozhdeniy uglevodorodov [Pre-Jurassic complex of Western Siberia — new floor petroleum potential. Problems prospecting, exploration and development of hydrocarbon deposits]. Lambert Academic Publishing, 2012, 135 p.
6. Kostyreva E.A. Geokhimiya igenezis paleozoyskikh nefteyyugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Geochemistry and genesis of Paleozoic oil southeast of Western Siberia]. Geologiya igeofizika, 2004, Vol. 45, issue 7, pp. 843-853.
7. Myasnikova G.P., Solopakhina L.A., Marinenkova N.L. Geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti doyurskikh otlozheniy territorii KhMAO [Geological structure and petroleum potential of
the pre-Jurassic deposits KhMAO]. Puti realizatsii neftegazovogo potentsiala KhMAO, 2005, pp. 148-163.
8. Shvemberger Yu.N., Shuster V.L., Merkulova O.N. Mnogokriterial'nost' i vybor al'ternativy v poiskovo-razvedochnykh rabotakh na
neft' igaz [Multicriteriality choice and alternatives in exploration for oil and gas]. Moscow: VNIIOENG, 1987, issue 3 (10), 55 p.
9. Punanova S.A., Shuster V.L. Geologo-geokhimicheskie predposylki neftegazonosnosti doyurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy platform [Geological and geochemical background of pre-Jurassic deposits petrogas West Siberian platform]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh igazovykh mestorozhdeniy, 2012, issue 6, pp. 20-26.
10. Bostrikov O.I., Larichev A.I., Fomichev A.S. Geokhimicheskie aspekty izucheniya nizhnesredneyurskikh otlozheniy Zapadno-Sibirskoy plity vsvyazi s otsenkoy ikh UV-potentsiala [Geochemical aspects of the study of Lower and Middle Jurassic deposits of the West Siberian plate in connection with the evaluation of their hydrocarbon potential]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika, 2011, Vol. 6, issue 3. Available at: http://www.ngtp.ru/rub71/31-2011.pdf.
11. Surkov V.S. Osobennosti formirovaniya Uralo-Sibirskoy molodoy platformy v neogee [Features of formation of the Ural- Siberian young platform Neogaea]. Geologiya i geofizika. SB RAS, 2002, Vol. 43, issue 8,
pp. 754-761.
Официальный сайт выставки
www. trubosystem. ru
Организаторы выставки
ЗАОBK ВВЦ "Промышленность»строительства" т/ф. (499) 760-26-48; (499] 760-31-61 (499)760-25-66 ЗАО "Полииерг«' Т. (499) 763-22-13
