Прогноз крупных месторождений УВ - основа стратегии освоения регионов Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98.042(470+571)

Григоренко Ю.Н.

ПРОГНОЗ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ - ОСНОВА СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕГИОНОВ

Дано краткое изложение состояния открытий крупных месторождений в Российской Федерации, а также некоторых признаков и приемов прогноза объектов этого ранга; отдельно рассматриваются геофизические признаки присутствия крупных месторождений в НГБ. Вводится понятие о базовом элементе прогноза таких месторождений, обозначено его два направления - геолого-статистическое и вероятностное. Оценены перспективы открытия крупных месторождений в нераспределенном фонде недр территории и акваторий России. В семи наиболее перспективных нефтегазоносных провинциях страны предполагается открыть свыше 50 месторождений с приростом запасов по нефти около 650 млн. т, по газу до 800 млрд. м3.

Ключевые слова: крупные месторождения, прогноз, базовый элемент прогноза, прирост запасов.

Прогноз и выявление наиболее значительных по запасам месторождений УВ особенно актуальны в наши дни в связи с открытием и использованием значительной части нефтегазовых ресурсов традиционных бассейнов, снижением эффективности геологоразведочных работ, в том числе размеров открываемых месторождений и необходимостью освоения нефтегазового потенциала акваторий России. Уместно напомнить, что на северных и дальневосточных шельфах, где сконцентрирована главная часть морских нефтегазовых ресурсов страны, рентабельна разработка только крупнейших месторождений.

На сегодняшний день в России открыто 196 крупнейших месторождений, среди которых 20 % составляют уникальные и 80 % крупные и гигантские месторождения. Несколько меньшей встречаемостью характеризуются нефтяные месторождения, что однозначно указывает на приоритетное значение дальнейших нефтепоисков (рис. 1, табл. 1).

Вместе с тем, научно-методическая база прогноза крупнейших месторождений, особенно в части количественных решений, а также методики определения местоположения таких месторождений и их состава, далека от совершенства.

Разработка научных основ прогноза крупнейших скоплений УВ составляет достаточно сложную проблему, которая включает изучение теоретических вопросов нефтяной геологии и развитие количественных способов прогнозирования.

Особое значение имеет выявление и синтез количественных признаков присутствия крупных месторождений.

18? 24” ЗО* 36* 48° 60” 78” 96" 120* 138“ 166’ 168? 174s

Рис. 1. Крупнейшие месторождения углеводородов в нефтегазоносных провинциях территории и акваторий России

Нефтегазоносные провинции: I- Баренцево-Карская, II- Тимано-Печорская, III- Западно-Сибирская, IV- Лаптевская, V- Восточно-Арктическая, VI- Охотская. VII- Притихоокеанская VIII- Северо-КаЕказско-Мангышлакская,. IX- Прикаспийская

Нефтегазоносные области вне провинций (цифра в круге): 1- Балтийская. 2- Восточно-Черноморская, 3- Южно-Чукотская 4- Анадырско-Наваринская. 5- Западно-Сахалинская.

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008 (3)

www.ngtp.ru

Таблица 1

Крупнейшие месторождения углеводородов основных нефтегазоносных провинций России _____________________

№ п/п НГП Общее число открытых крупнейших месторождений (К+Г+У) Число месторождений по категориям крупности* Число месторождений по фазовому составу**

К Г У Н Г

1. Тимано-Печорская 15 8 6 1 9 6

2. Баренцево-Карская 4 - 3 1 - 4

3. Западно-Сибирская 120 36 55 29 58 62

4. Хатангско- Вилюйская 5 1 4 - - 5

5. Лено-Т унгусская 11 2 8 1 3 8

6. Охотская 6 1 3 2 1 5

7. Волго-Уральская 22 10 7 5 21 1

8. Северо-Кавказско-Мангышлакская (российский сектор) 10 5 5 - 4 6

9. Прикаспийская (российский сектор) 3 1 - 2 - 3

196 64 91 41 96 100

33 % 46 % 21 %

В.Ф. Рабеном и Н.Н. Булатовым [Рабен, Булатов; 1987] была предпринята попытка определить присутствие и количество крупных месторождений исходя из величины НСР УВ нефтегазоносных бассейнов. Возможное количество крупнейших месторождений в соответствии с оценкой ресурсов нефти и газа НГБ приблизительно определяется также приёмами нормативно-имитационного моделирования. Выяснилось, что соотношение величины НСР УВ и количества крупнейших месторождений в мировом сообществе хорошо изученных бассейнов имеет достаточно высокий коэффициент корреляции (рис. 2).

В.В. Потеряевой [Потеряева, 1974] установлена концентрация до 90 % и более запасов крупнейших скоплений нефти и газа НГБ только в одном из комплексов осадочного чехла и латеральное замещение такого комплекса другим по площади бассейна. В итоге глубины залегания крупнейших залежей УВ в разрезе НГБ составляют от 1000 до 2500 м, что может быть также использовано в качестве поискового признака размещения крупнейших месторождений.

* К - крупные, Г - гигантские, У - уникальные;

** Н - с преобладанием нефтяной составляющей; Г - с преобладанием газовой составляющей.

Іод5(НСРУВ) 3,53

2.5 2

1.5 1

0,5 _

0

С выводами В.В. Потеряевой корреспондируется установленное В.С. Соболевым (ВНИГРИ, 2005) возрастание нефтенасыщения или, что то же, количества и величины крупных месторождений в осадочном чехле планеты, в пермско-мезозойском и кайнозойском интервалах разреза, которое особенно заметно на глубинах 1 - 2 км (табл. 2).

Все рассмотренные приёмы, указывая наличие крупного месторождения, не могут определить место его локализации в границах НГБ. Эта задача решается только с привлечением результатов предшествующего зонального прогноза. Как и следовало ожидать, ресурсы зон нефтегазонакопления и величина наибольшего в зоне месторождения тесно связаны между собой (рис. 3). Эта зависимость позволяет не только определить крупность наибольшего месторождения, но и обосновать зону его принадлежности. Тем самым территория или акватория вероятного расположения прогнозируемого месторождения резко сужается, поскольку площадь зон в десятки раз меньше площади НГБ.

Выбор среди локальных структур, составляющих зону, объекта, наиболее вероятно являющегося крупным месторождением, осуществляется по качественным критериям локального прогноза.

0,5

1,5

2,5

3,5

ЬодЛМ)

Количество крупных месторождений

Рис. 2. Г рафик соотношения ресурсов и количества крупных месторождений (> 60 млн. т изв., 75 млрд. м3) в НГБ

Таблица 2

Распределение начальных запасов нефти крупнейших нефтяных _______месторождений Мира по геологическим системам_________________________

Геол. система (индекс) % от суммы общих нач. запасов Нефтенасыщение в геологической системе (в % от суммарных ресурсов системы)

Коллектора Тип залежи Интервалы глубин, км

терр. карб. структ. неструкт. до 1 1-2 2-3 3-5

Неоген (К) 21,6 95 5 80 20 10 55 20 15

Палеоген (Р) 13,3 94 6 85 15 15 25 40 20

Мел (К) 29 65 35 75 25 5 50 40 5

Юра СО 18,1 30 70 40 60 15 А 50 30 5

Триас (Т) 0,7 95 5 90 10 5 35 45 15

Пермь (Р) 1,6 70 30 80 20 5 40 30 15

Карбон (С) 4,8 6 94 70 30 0 35 40 25

Девон (О) 5,2 30 70 65 35 10 30 40 10

Силур 0,7 80 20 90 10 0 20 75 5

Ордовик (О) 0,6 80 20 90 10 0 10 75 15

Кембрий (Є) 1,9 40 60 70 30 0 15 75 10

Венд- рифей (у-я) 2,0 30 70 40 60 0 15 70 10

Фундамент + + + + + + + + + 0,5 Зоны трещиноват. коры выветрив. 50 50 0 50 50 0

Л.М. Бурштейн (СНИИГГиМС, 2005) предложил использовать зависимость размеров и числа крупнейших месторождений от величины и плотности начальных ресурсов УВ, а также от площади эталонных нефтегазоносных объектов. В пределах Западно-Сибирской НГП по нефти было выбрано 16 наиболее разведанных районов с общим числом месторождений равным 74; по газу - 9 районов с 37 месторождениями.

Рис. 3. Соотношение ресурсов УВ и величины наибольшего месторождения в доказанных зонах нефтегазонакопления

Предваряющее районирование выполнялось на количественной основе с учетом латеральных изменений плотности ресурсов в границах каждой НГО. Выделенные районы группировались по разведанности начальных ресурсов газа больше или меньше 0,4 и начальных извлекаемых ресурсов нефтегазоносных районов менее или свыше 0,35. Полученные графики рекомендовались к использованию для общего и вероятностного локализованного (с точность до района) прогноза возможного числа, размеров и местоположения крупнейших месторождений в Западно-Сибирской НГП (рис. 4).

Определить зоны углеводородонакопления, содержащие крупные скопления нефти и газа, можно и прямыми способами.

♦ Кразв>0.4

□ Кразв<0.4

Логарифм начальных ресурсов газа нефтегазоносного района, (млрд. м3)

А. Зависимость числа крупных и уникальных месторождений от начальных ресурсов газа нефтегазоносного района

♦ Кразв>0.40 П Кразв<0.40

Логарифм начальных ресурсов газа нефтегазоносного района, (млрд. м3)

Б. Зависимость размеров крупнейшего месторождения газа от начальных ресурсов газа нефтегазоносных районой разной степени разведанности

♦ Кразв>0.35

□ Кразв>0.35

Логарифм начальных извлекаемых ресурсов нефти нефтегазоносного района, (усл.ед)

В. Зависимость размеров крупнейшего месторождения нефти от начальных извлекаемых ресурсов для нефтегазоносных районов разной степени

Рис. 4. Зависимость числа и размеров крупных и уникальных месторождений от начальных ресурсов УВ для нефтегазоносных районов разной степени разведанности

(по Л.М. Бурштейну, 2006)

Так М.Е. Стасюк [Стасюк, 1989] установлено, что все высокопродуктивные объекты месторождения Большой Салым приурочены к зонам, в которых разница между горным и пластовым давлением меньше или равна 19,5 МПа. При этом вероятность высокой продуктивности скважин, вскрывших пласт в зоне, где Рг - Рпл < 19,5 МПа равна 0,8. Иначе говоря, параметр Рг - Рпл дает возможность прогнозирования зон повышенной продуктивности, являясь одним из количественных прогнозных критериев крупнейших месторождений в баженовской свите Западной Сибири.

Прямое прогнозирование месторождений в настоящее время разработано в сейсмическом и гравимагнитном методах.

При этом большие объемы УВ, содержащиеся в крупнейших месторождениях, обеспечивают достаточно яркое проявление прямых признаков отражения этих объектов в аномалиях геофизических полей.

В сейсморазведке основными признаками выражения месторождений в волновом поле являются увеличение амплитуд отражений в кровле залежей и иногда над ними («яркие пятна»), наличие горизонтальных отражающих границ, приуроченных к нефте- и газоводяным контактам («плоские пятна»), уменьшение скоростей продольных волн в продуктивной части разреза и часто в перекрывающей толще.

На месторождении Экофиск ярко выражен эффект понижения скорости волн. На временном разрезе он проявляется усложнением записи в виде «обрушения свода» структуры по динамически выраженному отражающему горизонту, соответствующему кровле нефтенасыщенных отложений писчего мела датского возраста. Акустический каротаж показал наличие низкоскоростных условий в интервале залежи и над ней, причем самая низкая скорость (1509 м/с) свойственна интервалу глубин 1768 - 2192 м в толще перекрывающих залежь палеогеновых сланцев. Эта уникальная скоростная аномалия месторождения Экофиск связана с просачиванием газа в условиях АВПД в пределы покрышки (рис. 5).

Падение интервальных скоростей сейсмических волн в залежах и часто над ними установлено практически на всех месторождениях УВ, где проводились соответствующие исследования. На крупнейших месторождениях низкоскоростной эффект углеводородных скоплений хорошо выражен и в кривых средних скоростей. Так, гигантское Чайвинское месторождение сахалинского шельфа (рис. 6) характеризуется резким уменьшением над ним значений средней скорости. Показанная на рисунке изолиния V = 2 км/с опускается до 1;о = 2,0 сек., тогда как за пределами месторождения она находится на временах 1,2 - 1,3 сек. Оно

имеет, как и месторождение Экофиск, характерный «провал свода» и небольшие «яркие пятна» выше верхней залежи. Аномалия еще до начала бурения явилась для сахалинских геофизиков основой прогнозирования в Чайвинской структуре крупного скопления УВ.

2/4-2Х

2.000

4.000

Рис. 5. Месторождение Экофиск. Временной сейсмический разрез

“¿Ж

Щ .

||| за. .у >/?.

интервал развития залежей в нутовских отложениях на своде структуре

» пункты определения скоростей V изолиния средней скорости 2000 м/сек.

Рис. 6. Месторождение Чайво. Временной сейсмический разрез (ПР Н106, материалы «Дальморнефтегеофизики»)

На рис. 7 показано соотношение месторождений УВ сахалинского шельфа с аномалиями.

«м 10 0 10 20

Усл.ед.

1 /• ч_ 2 — 3 0 1

Рис. 7. Северо-Восточный шельф Сахалина. Гравитационные аномалии в области существования крупных месторождений УВ (по А.А. Терещенкову и др., 1991)

Условные обозначения:

А. Карта аномалий силы тяжести (редукция геологическая).

1 - изоаномалы, в усл. ед.; 2 - месторождения УВ на шельфе; 3 - поисковые и разведочные скважины, 4 - гравиметрические профили через некоторые месторождения.

Б. Аномалии силы тяжести по профилям.

1 - кривая Ag; 2 - кривая первой вертикальной производной Ag; 3 - положение месторождения, 4 - положение береговой линии

На карте всю северо-восточную часть шельфа занимает обширный гравитационный максимум. Юго-западнее наблюдается гравитационный минимум, который соответствует приосевой части Северо-Сахалинского прогиба с мощностью осадочных отложений до 10 км.

Все месторождения УВ, за исключением Венинского и Киринского, находятся в градиентных зонах - на «склонах» аномалий, хотя они приурочены к высокоамплитудным (более 1 км) антиклинальным ловушкам. Влияние крупнейших месторождений выражается уменьшением горизонтального градиента и уплощением кривых Д§ (карта и графики см. на рис. 7).

В связи с оценкой фазового состава УВ в прогнозируемых крупнейших месторождениях необходимо обратить внимание на следующее:

Сталкиваясь с дифференциацией в пространственном распределении нефти и газа, исследователи пришли к выводу об индивидуальности поисковых признаков крупнейших месторождений жидких и газообразных УВ (В.Ф. Никонов, 1975; С.П. Максимов, И.П. Лаврушко, 1984; В.П. Якуцени, 1984; В.М. Завьялов, Л.М. Кучма, 2002;Ф.К. Салманов и др. 2003). Прежде всего, отмечено, что число и запасы газовых, нефтяных и газонефтяных залежей раздельно пропорциональны объемам (ресурсам) этих углеводородных систем в НГБ. Крупным нефтяным месторождениям свойственно разнообразие ловушек по величине и чаще сонахождение нескольких скоплений. Газовые гиганты - это одиночные, заполненные газом ловушки крупных структур I - II порядков с большой площадью куполов, мегавалов, приподнятых частей сводов. Различной может быть и минимальная мощность покрышки - значительная для газа и обычно существенно меньшая - до 30 - 50 м для нефтяных месторождений. Крупнейшие нефтяные месторождения встречаются за редким исключением в чисто нефтеносных зонах; газовых гигантов в исключительно газоносных зонах нет и они располагаются в смешанных по составу нефтегазоносных зональных скоплениях. Наконец крупнейшие газовые месторождения более избирательны в своем присутствии в различных геотектонических областях. Они встречены, главным образом, на платформах, а также в пределах крупных положительных структур шельфовых мегавпадин.

В отличие от сопутствующих задач прогноза для оценки привлекаются либо геологостатистические материалы, либо методы прогноза фазового состава пластовых флюидов, требующие значительного количества конкретных детальных данных и поэтому трудно применимые в большинстве оцениваемых районов.

С учётом изложенных данных достаточно общая схема прогноза крупнейших месторождений нефти и газа может быть представлена в следующем виде (рис. 8).

Анализ состояния открытий и прогноз вероятного числа крупнейших месторождений УВ в оцениваемых НГБ, НГП

Обоснование базовых элементов прогноза:

а) эталонных участков (районов и зон с открытыми крупнейшими месторождениями нефти и газа в пределах НГБ, НГП) б) эталонных участков с крупнейшими месторождениями в сходных по строению НГБ в) прогнозных участков (районов и зон нефтегазонакопления) возможного присутствия крупных месторождений по их Ресурсно-геологическим характеристикам

Определение присутствия и размеров крупнейших месторождений нефти и газа в районах и зонах их ожидаемого расположения. Оценка вероятности их обнаружения

Оценка фазового типа прогнозируемых месторождений

Обоснование направлений и перечня ГРР в наиболее перспективных участках ожидаемого присутствия крупнейших месторождений

Рис. 8. Схема прогноза крупнейших месторождений УВ* в нефтегазоносных провинциях и

бассейнах территории и акваторий

* Группы крупнейших месторождений по величине извлекаемых запасов (приложение 3 к приказу МПРРоссии № 126 от 07.02.2001 г. с добавлениями);

- -крупные - от 60 до 100 млн. т нефти или от 75 до 100 млрд. м3 газа;

- гигантские - от 100 до 300 млн. т нефти или от 100 до 500 млрд. м3 газа;

- уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 т газа.

Объектом прогноза являются крупнейшие (крупные, гигантские и уникальные месторождения УВ), определенные следующими величинами извлекаемых запасов: крупные - от 60 до 100 млн. т нефти или от 75 до 100 млрд. м3 газа, гиганты - от 100 до 300 млн. т

нефти или от 100 до 500 млрд. м3 газа, уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа.

Возможные два направления прогноза: геолого-статистическое и вероятностное.

Основу первого направления составляют данные по углеводородным ресурсам НГБ и НГП и результаты их детального (на районы и зоны) нефтегеологического районирования. По графику соотношения НСР УВ и предельно возможного числа крупнейших месторождений в НГБ или способом нормативно-имитационного моделирования определяется наибольшее количество ожидаемых к открытию месторождений. Уменьшением этой величины за счет ранее выявленных месторождений определяется перспективное количество будущих открытий.

Чрезвычайно важным является зависящее от уровня изученности НГБ обоснование базовых элементов прогноза или то же определение эталонных и прогнозных участков. При предварительно выполненном зональном прогнозе нефтегазоносности определение прогнозных участков доступно на количественной основе - по графику соотношения ресурсов зоны и ее наибольшего месторождения.

В случае отсутствия выделенных зон нефтегазонакопления базовым элементом становится предшествующий член иерархического ряда нефтегазогеологических элементов -район. Районы оконтуриваются по ресурсно-геологическим данным и выбор среди них участков дальнейшего прогноза осуществляется по аналогии с эталонными районами в составе оцениваемого НГБ. При этом обязательной является ресурсная, в том числе плотностная оценка района и, в соответствии с полученными данными, определение величины среднего а потом, экспертно, и возможность открытия крупнейшего месторождения.

Прогноз присутствия, количества и расположения крупнейших месторождений в границах базового элемента-района или зоны представляет собой наиболее сложную задачу. Применительно к базовому элементу в ранге района она решается на основе эталонно -статистических данных, для более дробных (зональных) участков - через определение наибольшего месторождения в зонах нефтегазонакопления.

После выявления присутствия и местоположения крупного месторождения осуществляется прогноз его фазового состава.

Осуществление вероятностного прогноза связано с «принципом неопределенности», сформулированным для прогнозных задач геологии нефти и газа В.И. Шпильманом. Он

заключается в том, что чем выше степень локализации прогноза, тем ниже его относительная точность.

Для объектов, попавших в эталонные выборки, а так же для районов и зон, в которых ранее были выявлены месторождения, определяется зависимость запасов нескольких первых по крупности (количество месторождений устанавливается в зависимости от региона) месторождений и числа крупных и уникальных месторождений от величины, плотности ресурсов и площади базового объекта.

Строятся регрессионные графики и определяются уравнения регрессии отдельно для запасов нефти и газа крупнейших месторождений и для их числа в границах базового элемента - районов или зон.

Используя полученные регрессионные уравнения и стандартные статистические

выражения регрессионного анализа для построения интервальных показателей, оценивается вероятность, с которой п-ное месторождение в данном районе или зоне превзойдет границу класса крупных или уникальных месторождений или учитываются размеры п-ного месторождения при фиксированной доверительной вероятности.

Недостатком вышеизложенной вероятностной методики служит то, что прогнозируемое месторождение не может быть локализовано внутри объекта исследования -базового элемента.

Синтез результатов прогноза, выполненного в семи наиболее перспективных

нефтегазоносных провинциях России, показывает значительные возможности открытия крупнейших месторождений нефти и газа.

Общее число прогнозируемых крупных, гигантских и уникальных месторождений составляет 82; шестьдесят три процента от этого числа или 53 объекта предполагаются к открытию в нераспределенном фонде недр.

Сорок два месторождения, в том числе 28 принадлежащих нераспределенному фонду недр, прогнозируются на акваториях. Прогноз фазового типа ожидаемых скоплений показал, что среди предполагаемых месторождений объекты с преобладанием нефтяной или,

напротив, газовой составляющей, вероятно, будут встречены примерно в равном количестве.

Среди прогнозируемых месторождений превалируют крупные; чуть больше четверти общего числа составляют гигантские месторождения и только пятью объектами

представлены уникальные, причем только газовые скопления.

Наибольшее число крупнейших месторождений, как и следовало ожидать, исходя из величины и разведанности ресурсов региона, прогнозируется в Западно-Сибирской провинции (рис. 9). Здесь же в акватории Южно-Карской НГО ожидается присутствие трех из пяти уникальных газовых месторождений. Значительное количество крупнейших месторождений - прогнозируется в Охотской провинции - на шельфах о-ва Сахалин и Западной Камчатки.

Остальные пять нефтегазоносных провинций характеризуются близким, хотя и меньшим, количеством ожидаемых к открытию крупнейших месторождений. До 7 объектов этого класса прогнозируется в Тимано-Печорской, Лено-Тунгусской и Баренцево-Карской нефтегазоносных провинциях. Несколько крупных месторождения можно открыть в российском секторе Каспийского моря.

В целом прогнозируемые крупнейшие месторождения составляют значительный поисковый резерв для прироста запасов нефти и газа.

Обращаясь к сугубо практическим вопросам оценки возможных приростов нефти и газа по результатам открытия прогнозируемых крупнейших месторождений необходимо иметь в виду следующее. Только при нефтегазопоисках в районах и зонах нераспределённого фонда недр (53 из 82 прогнозируемых месторождений), исходя из их минимальной крупности приросты запасов (АВС1) могут составить 650 млн. т по нефти и 800 млрд. м3 по газу (извлекаемые). При размерах ожидаемых месторождений в 100 млн. т (млрд. м3) извлекаемых запасов могут составить свыше 1 млрд. т по нефти и 1 трлн. м3 по газу.

Нефтегазоносные провимдии (римские цифры), вгн. НГО (цифоы е фуге) I- Баренцево-Карскэя 1- Штоіадаиокко-Лунмисхзя. 2- Ад»ираптсйсю-‘приисюэемегьская II- Тимаио-Печооскав 1- Ткмз мекая, 2- Икмз-Печорская. 3- Мэлоземельсню-Колгуевс*эя, 4- Печоро-Колвинскав S Хорейверская в Варандей Адзьвинская / Коротаихинсхо Предуральская.8 Северо-Печорская III Западяо Сибирская 1-Южно Карская 2 Ямальская. З Гьщаиская4 ~ады« f Іурская, Ь Фроловскзя t Краснсле"ин:кая 7приуральская. & Восточио Уральская, 9 Среднеобсхая. 10- Пур-Тазовская, 11- Елогуй-Турухаискан IV- Лапіеіккан 1- Запад*ад-Лаптсвская 2- босточга-Паптгвская V- Воете -»іі-Арктичг схая 1- Де-Лонга, 2- Северо-Чукотскав, 3 - Усть-Инд* гирехая VI- Охотская 1- Охотско-Западно-Камчатская, 2- Северо-Охотскан. З- Тинров(хая.4- ГЬсянская. 5- Дерсгинскэя. б- Север о-Сахал * некая. 7- Южно-Са*элинс*эв VII- Притмадскез-ская VII- Северо-Кав*эзско-Мангышлэксхэя 1- Ицполо-Кубэнс'эя. 2- Загадмо-Предовказс^зя, 3- Севеоо-Аэзвская, 4- кряхэ Карпинского, 5- Восточно-Поед^эвиззсхэа. 8-Терсио-Кзспийская 7- Централь“0-Кзслийскав, 9 - Машышлэксгая IX-прикаспийская 1-Юк"0-Прикаспмйс«эя, X-Хатангско-Вилюйская 1-Лемо-Вилюйская 2- Пемо-Аиабзрс«вя, 3- Анабаро-Хагентская 4- Енисей-Хатанткая XI- Леио-Туигускзя 1-Турухано-Нзрильская, 2- Западно-Тунгусская, 3- Аламская 4-Анабарская. 5- Эвенкийская, 6- Сюгджевская, 7- бахтинская 8-Байкитская, 9- Катакская, 10- Непско-Бстуобинсхэв. ' 1- Cawo-Енисейская, 12- Ангаро-Ленская, 13- Предбайхальскэв, 14- Северо-Алдзнская, 15- Ззпадно-Вилюйскзя

Нефтегазоносные области и некоторые прогибы ене провинций (цифра е юадоате) 1 Балтийская. 2- Восточн&чериомсрская. 3- Южно-Чукотская. 4- Анадьрско Наеаринская 6 Западне Сахалинская в Сеееро-Лаптевсхая 7- Предбаренцево Карская

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008 (3)

www.ngtp.ru

Литература

Максимов С.П., Лаврушко И.П. Условия формирования крупных зон нефтегазонакопления // В кн.: 27-й МГК. Т.13. Месторождения нефти и газа. М., 1984. С. 1421.

Никонов В. Ф. Некоторые важные критерии поисков нефтяных и газовых месторождений-гигантов // Геология нефти и газа, 1975. № 4. С. 10-14.

Потеряева В.В. Геологические особенности размещения крупных скоплений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах // Геология нефти и газа. 1971. № 8. С. 28-32.

Раабен В.Ф., Булатов Н.Н. Связь некоторых показателей нефтегазоносности и ресурсов УВ в бассейнах // Советская геология. 1987. № 8.

Стасюк М.Е. Принципы поиска высокопродуктивных нефтегазоносных зон в отложениях баженовской свиты // Локальный прогноз нефтегазоносности ЗападноСибирской геосинеклизы: Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989. С. 155-159.

Якуцени В.П. Интенсивное газонакопление в недрах Л.: Наука, 1984. 124 с.