Нефтегазоносность дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, доктор геолого-минералогических наук Исаев, Валерий Иванович

• Исаев, Валерий Иванович
• доктор геолого-минералогических наук
• 2002

Оглавление диссертации доктор геолого-минералогических наук Исаев, Валерий Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ФОРМИРОВАНИЕ РЕГИОНАЛЬНОГО БАНКА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ.

1.1 Анализ проблемы.

1.2 Методологические аспекты проектирования Дальневосточного регионального банка данных.

1.3 Распределенный банк данных Сахалинской области.

1.4 Интерфейс пользователя.

1.5 Аналитические запросы пользователей.

1.6 Выводы по результатам проектирования и формирования регионального банка геологогеофизических данных на нефть и газ.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РЕГИОНАЛЬНО-ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ И ЗОН ВЕРОЯТНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ.

2.1 Анализ проблемы.

2.2 Методика прогнозирования.

2.3 Математические модели и алгоритмы.

2.3.1. Геоплотностное моделирование.

2.3.2. Палеотектонические реконструкции.

2.3.3. Палеотемпературное моделирование.

2.3.4. Моделирование температур локальных источников.

2.4. Исследование факторов максимума палеотемператур.

2.4.1. Параметры осадочного разреза.

2.4.2. Магматические тела.

2.5. Выводы по результатам создания компьютерной методики прогнозирования.

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ РЕГИОНА.

3.1. Набильская впадина.

3.2. Нышская впадина.

3.3. Верхнемеловые отложения южной части Сахалина.

3.4. Лунская впадина.

3.5. Выводы по результатам прогнозирования нефтегазоносности осадочных бассейнов региона.

4. РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ В ВИДЕ ГИС-ПРОЕКТА (НА ПРИМЕРЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ ЗОН ВЕРОЯТНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В

ПРЕДЕЛАХ ПЕРЕЯСЛАВСКОГО ГРАБЕНА СРЕДНЕ-АМУРСКОЙ ВПАДИНЫ).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Нефтегазоносность дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии»

При годовом использовании нефти и нефтепродуктов в количестве 15-19 млн.т. и газа порядка 4 млрд.м.куб. Дальний Восток остается в числе энергодефицитных регионов России, поскольку удовлетворяется собственной добычей."лишь на 10%. Морская нефть сахалинских шельфовых проектов почти целиком уходит в компенсацию издержек зарубежных инвесторов [ 99,231 ]. Поэтому, открытие новых месторождений нефти и газа на Дальнем Востоке остается задачей большой государственной важности и на решение ее должны быть направлены основные усилия геологов производственных и научных организаций [ 121 ].

Осадочные бассейны акватории и материковой части региона представлены осадочно-породным выполнением порядка 65 прогибов и впадин кайнозойского и юрско-мелового возраста. Осадочные бассейны с установленным промышленным потенциалом нефтегазоносно-сти расположены, в основном, на западе Охотского моря в пределах о.Сахалин и присахалин-ского шельфа. В начале 80-х годов в Колпаковской впадине Западной Камчатки открыты первые газовое и газоконденсатные месторождения^ 147 ]. Разведанными являются только неогеновые отложения с промышленными запасами нефти и газа.

Кардинальным решением по собственному энергообеспечению Дальневосточного региона (ДВР) является формирование, начиная с 2020 года, нового Магаданско-Западно-Камчатского центра нефтегазодобычи. Для этого необходимо развертывание региональных работ по подготовке участков лицензирования в Хабаровском крае, Магаданской области, Корякском и Чукотском АО [ 22,99,150,167 ]. Перспективным считается переориентации ГРР в Северо-Сахалинском центре нефтегазодобычи (о. Сахалин) с миоценовых отложений, в которых фактически исчерпаны эффективные запасы [ 20 ], на новые объекты в палеогеновых и, возможно, верхнемеловых отложениях. Последние прогнозируются специалистами как ведущие нефтегазогенерирующие комплексы [ 25,108 ].

Оценивая роль газовой компоненты в развитии ТЭК Сибири и Дальнего Востока, специалисты считают, что газовая; индустрия создает «энергетический мост» в экологически безопасное общество [ 172 ]. 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 г.г. [ 234 ]. В этом аспекте привлекательно выглядит существенная роль континентальной седиментации в межгорных впадинах материковой части Дальнего Востока [ 24,59 ]и, вероятно, высокая степень катагенеза палеогеновых и верхнемеловых отложений Сахашна, что создает предпосылки для формирования газовых и газоконденсатных месторождений.

Учитывая, что временной интервал от поисковых работ до передачи месторождения 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.

Выполненные на сегодняшний день районирование перспектив, оценки прогнозных ресурсов по ДВР, особенно в части соотношения нефть/газ, ставятся под сомнение. Для организации поисковых работ на длительную перспективу проблемным вопросом становится оперативная и комплексная переоценка прогнозных ресурсов региона на основе проведения единой стандартной оценки потенциала нефтегазоносных бассейнов ДВР, акцентированной на анализе динамики УВ - систем [ 99,128,153 ].

Если резюмировать опыт ведущих организаций (ВНИГРИ [ 14'], МГУ [ 7 ], РГУ нефти и газа [ 51 ], ИГНГ СО РАН, СНИИГГИМС, ТПУ [ 73,163 ], ВНИИГЛЗ [ 64 ], ОАО Восток-газпром [ 175 ], ГП Востокгеология [ 10 ], ИМГиГ ДВО РАН [ 107 ], СахалинНИПИморнефть [ 8,26 ], ИТиГ ДВО РАН [ 24,102 ], ДВИМС МПР РФ [ 22 ] и др.), в части критериев прогноза нефтегазоиосности в Сибири и на Дальнем Востоке, то анализ новых территорий и стратиграфических уровней должен выполняться 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 критериям прогноза, помимо мощности осадочного выполнения, относятся территории развития материнских пород и зоны флюидомиграции. Под последними понимаются «тектонически ослабленные зоны» («зоны разуплотнения»), прослеживаемые в разрезе и плане. К зональным критериям прогноза — литостратиграфическим, литолого-петрофизическим, 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 выделения и картирования таких толщ подчеркивается необходимость проведения гравиразведки. Для количественных расчетов генерации углеводородов предлагаются методы, основанные на изучении степени катагенеза ОВ. Степень катагенеза пород также рассматривается как особенно важный фактор выделения «катагенетической зоны оптимального нефтегазонакопления» [ 26 ].

Следует отметить, что для регионального изучения коллекторских свойств осадочных толщ на слабоизученных территориях, в сложных сейсмогеологических условиях гравиметрические данные давно рекомендовались Д.С. Миковым [ 165 ] и Ю.А. Косыгиным [ 119].

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 [ 21, 228 и др.]. Исключение составляет методический подход прогнозирования материнских пород по результатам геотемпературного моделирования, который внедряется для оценки прогнозных ресурсов нефтегазоносных провинций и областей Арктического супербассейна [ 162 ] и осадочных бассейнов Черноморско-Каспийского региона [ 137 ].

Рассматриваемая в настоящей работе авторская методика [ 79,245 ] регионального прогнозирования зон хороших коллекторов и нефтегазоматеринских пород основывается на математическом моделировании осадочного разреза в гравитационном и геотемпературном полях. Это новая 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 [ 26, 53, 110,189 ]. Это, как правило, осадочно-породное заполнение тектонических элементов 2-1 порядка. Используемые основные фактические данные — гравиметрическая съемка 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 палеотектонических реконструкций, сопоставлений с прямыми признаками нефтегазоносности требуется анализ огромного количества фактического геолого-геофизического материала. Для организации оперативного (автоматизированного) доступа к исходным данным проблемным вопросом становится создание компьютерного банка геолого-геофизических данных по нефти и газу Дачьневосточного региона.

Нужно сказать, что вопросу создания автоматизированных банков геологических информационных ресурсов приоритетное внимание уделяется как на отраслевом уровне [ 60,138 ], так и на территориатьно-регионатьном [ 105,215 и др.].

Проектирование, формирование и ведение регионатьного банка цифровой геологической информации на углеводородное сырье - сложная научно-техническая проблема. С точки зрения предметной области, здесь мы имеем дело с многоуровенной 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 (POSC) или.невозможна,' 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 [ 232 ] и тюменского ЗапСибГеоНАЦ МПР [ 219 ].

Рассматриваемый в настоящей работе уникальный на Востоке России региональный банк данных на нефть и газ [ 80, 96 ] проектируется и формируется в Дальинформгеоцентре [ 270,276 ] на основе концептуальной модели [ 104 ], утвержденной МПР и ГлавНИВЦем [ 271,274 ]. Ниже будут изложены методологические основы проектирования и состояние Дальневосточного регионального банка данных.

В Дальинформгеоцентре в начале 90-х годов по авторской методике регионального прогнозирования нефтегазоматеринских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления выполнен прогноз нефтегазоносности для Лунской [ 84'], Набильской [ 82 ] впадин, Нышско-Тымского прогиба [ 87 ] и верхнемеловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома [ 83 ]. Выполнена оценка температурного режима осадочной толщи Восточно-Камчатского прогиба [ 81 ] и предварительная оценка степени катагенеза ОВ осадочных отложений Анадырского прогиба Чукотки [ 38 ]. Математическое .моделирование выполнялось на основе сквозной автоматизированной технологии на ЭВМ ЕС.

В настоящее время в Дальинформгеоцентре, в сотрудничестве с кафедрой прикладной математики Новосибирского ГТУ, возобновлено функционирование автоматизированной технологии геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и палео-температурного моделирования на современной компьютерной технике с привлечением новых эффективных численных методов [ 86 ]. Восстановление технологии математического моделирования выполнено в рамках научно-исследовательских и тематических работ по договорам с ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» [ 265 ] и ООО «Альянс-Хабаровск» [ 253 ] по объектам прогнозирования в НГБ Сахалина и континентальной части ДВР. Одновременно решалась проблемная задача реализации результатов моделирования в форматах графических файлов (ГИС-проектов) с целью выполнения последующих объемно-аналитических расчетов и картографических построений [ 142 ] с использованием средств промышленных ГИС-систем. Опыт выполнения таких расчетов уже имелся [ 222 и др.].

Таким образом, ОСНОВНАЯ ЦЕЛЬ НАСТОЯЩЕЙ РАБОТЫ продиктована потребностью создания регионально-зональной прогностической основы для организации поисковых работ на нефть и газ на новых территориях Дальневосточного региона, с определенным акцентом на новые объекты в палеоген-верхнемеловых отложениях, и заключается в развитии и широкой апробации методик прогнозирования, основанных на динамическом и генетическом анализе УВ-систем.

Настоящей работой решается КОМПЛЕКС АКТУАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ, связанных с прогнозом нефтегазоносности Дальневосточного региона. Проблемные вопросы включают:

1) проектирование и формирование специализированного регионального банка геолого-геофизических данных на нефть и газ;

2) создание адекватных математических моделей и современных компьютерных программ регионально-зонального прогнозирования материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления;

3) 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;

4) апробацию научных, методических, проектных и технических решений для прогнозирования нефтегазоносности осадочных бассейнов региона.

Всеми перечисленными вопросами автор занимался в качестве научного руководителя, ответственного исполнителя и непосредственно, работая в ГП «Дальинформгеоцентр» в 1980-2002г.г. [ 92, 250-254, 257-276 ]. В процессе опытно-методических, тематических и научно-исследовательских работ выполнена широкая апробация метода палеотемпературного моделирования в сочетании с методом геоплотностного моделирования для прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальневосточного региона. Так, в Набильской впадине Сахалина, на основе карт распространения материнских пород и плотностных неоднородно-стей свит, даны рекомендации по расширению группы поисковых скважин на Междуречен-ской площади с ожидаемыми притоками нефти и конденсата в палеогеновых отложениях [ 82, 85 ]. По результатам картирования материнских пород и зон флюидомиграции в меловых отложениях Юга Сахалина проведено ранжирование по степени перспективности 20-ти ан-« тиклинальных структур в миоценовых отложениях с прогнозом фазового состояния залежей УВ [ 39, 83 ]. По договору с ООО «Альянс-Хабаровск» выполнено картирование материнских толщ и локальных зон вероятного нефтегазонакопления в Средне-Амурской впадине и даны рекомендации по постановке поискового бурения на газ в меловых отложениях [ 34 ]. По договору с ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» выполнено картирование нефтемате-ринских пород на сухопутной части Луиской впадины, что позволило оценить размещение зон катагенеза в миоценовых отложениях «транзитной зоны» и присахалинского шельфа [ 86'].

Наряду с вышеперечисленным, установлен ряд генетических и динамических особенностей УВ-систем региона, заключающихся в некоторых общих объемно-площадных закономерностях степени катагенеза (генерационной способности) и литоплотностных характеристик (возможности эмиграции и накопления УВ) мезозойско-кайнозойских отложений, включая палеоген-верхнемеловые комплексы [ 34, 39, 74,79, 86, 88, 91, 144].

Методологической основой прогнозирования является учение о стадийности процессов нефтегазообразования [ 27, 28 ], развитая теория зон катагенеза наиболее интенсивной генерации и эмиграции УВ [ 109-113 ], теория математического моделирования в геофизических полях строения и эволюции осадочно-породного бассейна [ 192 ,193].

Таким образом, НА ЗАЩИТУ ВЫНОСИТСЯ:

1 .Региональный банк геолого-геофизических данных на нефть и газ, специализированной по информационной модели и модели реализации как информационно-аналитическая база научных и тематических исследований регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности.

2.Развитая компьютерная методика прогнозирования (картирования) материнских толщ ( по геотемпературному критерию) и зон флюидомиграции, нефтегазонакопления ( по гео-плотностному критерию), включающая адекватные математические модели и эффективные вычислительные средства — методы математического программирования и сеточные методы решения краевых задач математической физики.

З.ГИС-проект цифровых результатов прогнозирования материнских толщ и зон нефтегазонакопления, специализированный по информационной структуре и реализации как информационная база для автоматизированных объемно-площадных аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов УВ.

4.Результаты применения научно-методических и проектных решений по п.п. 1.-3. для регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальневосточного региона, изучения общих закономерностей размещения вероятных очагов нефтегазогенерации и зон флюидомиграции, нефтегазонакопления :

4.1. В восточной пришельфовой части суши Сахалина, в шельфовой зоне главная зона нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатиая зона приурочены, в основном , к неогенговым отложениям . В направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется . Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0-1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения.

4.2. В континентальной части региона (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основными нефтегазопроизводящими комплексами являются, вероятно, меловые отложения. Наиболее вероятными толщами нефтегазонакопления (преимущественно газа) являются верхнемеловые отложения.

4.3. Центрально-Сахалинский региональный разлом «проявляется» в меловом «базаль-ном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20-40 километровыми зонами аномального разуплотнения, отождествляемого с высокой проницаемостью пород, улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости.

4.4 Результаты моделирования литоплотностных характеристик и палеотемператур осадочного разреза зоны Центрально-Сахалинского разлома дают дополнительные основания считать, что поле развития верхнемеловых отложений западнее разлома представляет собой самостоятельный потенциально нефтегазоносный район, где существенная роль при поисковых работах должна отводится верхнемеловым осадочным комплексам.

4.5. Отдельные интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1-2 км от интрузии скопления УВ, вероятно, разрушают. Конструктивное тепловое влияние интрузивного тела на нефтегазоге-нерацию оценивается неопределенно.

4.6. Как правило, каждая из толщ (свит) не является толщей-коллектором (зоной нефтегазонакопления) или толщей-флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории своего распространения в пределах осадочного бассейна или отдельного крупного участка. Литофизические характеристики одновозрастных отложений существенно меняются в латеральном направлении. Поэтому толщи (свиты) по своему простиранию выглядят в отношении коллекторских свойств зонально-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3-6 до 12-20 км .

4.7. Для верхнемеловых отложений Средне-Амурской впадины установлена прямая связь (совпадение) между выделенными сейсмофациональным анализом дельтовыми седиментационными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности, установленными по результатам геоплотностного моделирования. Это существенно повышает потенциальные возможности гравиметрии по картированию зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе.

4.8. Территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона ( ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы ) картируются: по геоплотностному критерию крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакусти-ческого фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением.

4.9. Оценку перспектив нефтегазоносности локальных объектов, выявленных структурной сейсморазведкой, их ранжирование по степени перспективности следует выполнять по следующим основным факторам — критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложений; наличие аномального разуплотнения вмещающих отложений; наличие перекрывающих толщ - флюидоупоров; близость к зонам разломов; близость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию. Все перечисленные факторы - критерии картируются средствами разработанной компьютерной методики прогнозирования

4.10. Целесообразным является расширение на восток группы междуреченских скважин в Набильской впадине, прогнозируются притоки нефти и конденсата из уйнинских отложений. Сформулирован прогноз нефтегазоносности 5-ти локальных объектов (Се-веро-Анатольевской, Верхне-Нышской, Голубичной, Западно-Татамской и Верхне-Татамской антиклиначьных структур) в Нышской впадине. Выполнено ранжирование по перспективам нефтегазоносности 20-ти локальных объектов в миоценовых отложениях южной части Сахалина с прогнозированием фазового состава пластовых флюидов. Даны рекомендации по постановке поискового бурения на газ в верхнемеловых отложениях Средне-Амурской впадины.

Основные результаты работы докладывались на: советско-японском симпозиуме «Геология и геофизика дна окраинных морей Восточной Азии» (Хабаровск, 1985); XV сессии Научного Совета «Тектоника Сибири и Дальнего Востока» (Южно-Сахалинск, 1985); V всесоюзной школе-семинаре «Теория и практика интерпретации потенциальных полей» (Ленинакан,1986); 18-й сессии Всесоюзного семинара им.Д.Г.Успенского «Вопросы геологической интерпретации гравитационных и магнитных аномалий» (Киев, 1989); Международном симпозиуме «Геолого-геофизическое картирование Тихоокеанского региона» (Южно-Сахалинск, 1989); региональной конференции «Геотермия и ее применение в региональных и поисково-разведочных исследованиях» (Свердловск, 1989); XVII конференции молодых ученых ИМГиГДВО РАН «Актуальные вопросы геологии, геофизики и биологии» (Южно-Сахалинск, 1991); рабочих совещаниях по ГБЦГИ при ГлавНИВЦ (Москва, 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000); 1-й и 2-й региональной научно-практической конференции «Информация и информационные технологии в изучении и использовании природных ресурсов на Дальнем Востоке (Хабаровск, 2000, 2001); региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России «300 лет горно-геологической службы России» (Томск, 2000); международной научно-практической конференции «Горно-геологическому образованию в Сибири 100 лет» ( Томск, 2001); международном научном симпозиуме «Строение, динамика и металлогения Охотоморского региона и прилегающих частей Северо-Западной Тихоокеанской плиты» ( Южно-Сахалинск, 2002); международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири 50 лет» (Томск, 2002). Научные результаты опубликованы в 47 работах [ 34, 38, 39, 72, 74-96, 104, 115-118, 125-127, 144, 168, 196, 197, 245-247, и др. ] , в том числе 32 - в международных рецензируемых журналах [ 39, 75-77, 79, 81-84, 86-90, 94, 96, 104, 115-118, 125-127, 144, 168, 196, 197, 246, 247 и др. ], а также изложены в 24 отчетах научно-исследовательских и опытно-методических работ [ 250-254,257-276 ].

Автор считает своим долгом почтить светлую память безвременно ушедшего из жизни Кисловского О.А. - директора ГП «Дальинформгеоцентр», где проведена большая часть настоящих исследований.

Автор выражает глубокую признательность чл. - корр. АН СССР Сергееву К.Ф. и академику НАН Украины Старостенко В.И. за научно-педагогическое шефство с 1982 года. Автор благодарит д.г.-м.н. Косыгина В.Ю., д.г.-м.н. Красного M.JI. - соавторов при моделировании Курило-Камчатской переходной зоны и океанических геотраверсов, а также д.т.н. Соловейчика Ю.Г., к.ф.-м.н. Волкову Н.А., к.г.-м.н. Волгина П.Ф., Гуленок Р.Ю., Исаеву О.С., Шпакову Н.В., Юрчук А.А. - соавторов большей части проведенных исследований. Автор признателен д.г.-м.н. Кирилловой Г.Л., д.г.-м.н. Малышеву Ю.Ф., рекомендовавшим значительную часть материалов исследований к печати в «Тихоокеанской геологии». Автор выражает благодарность своим коллегам по исследованиям: Войковой С.И., Соколовой В.В., Москаленко Д.В., Ким А.Г., Ляшкевич Р.С., Бакунову А.В., Шибанову С,Н., Швец Л.Г., Ним Т.В., Чан Чо Те, к.т.н. Рояк М.Э., с.н.с. Веселову О.В., Оловянишникову Ю.С., Воронину

Н.П., Прилуцкой И.В., а также замдиректора института «СахалинНИПИморнефть» Бычкову А.В. и гл.геологу ООО «Альянс-Хабаровск» Пляскину В.А.

Автор признателен профессорам Томского политехнического университета Ерофееву Л.Я., Кривошееву В.В., декану ГРФ Поцелуеву А.А., доценту Номоконовой Г.Г., поддержавших и стимулировавших логическое завершение настоящих исследований.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Исаев, Валерий Иванович

Основные результаты и. выводы, по проведенным исследованиям, связанным с прогнозом нефтегазоносности Дальневосточного региона, сводятся к следующему.

В части решения проблемы проектирования и формирования специализированного регионального банка геолого-геофизических данных на нефть и газ прогресс достигнут по следующим направлениям:

1) разработана концептуальная модель (информационная структура) банка данных, адекватная потребностям широкого спектра потенциальных пользователей нефтяного профиля, от специалистов отраслевых и академических НИИ до специалистов, формирующих пакеты геологической информации к лицензионному конкурсу;

2) для реализации банка данных привлечены относительно недорогие промышленные СУБД Oracle и Arc View, позволившие организовать эффективную клиент-серверную технологию обработки данных в режиме удаленного доступа;

3) использование в качестве клиентского приложение программы Arc View, обладающей графическим интерфейсом, обеспечило работу пользователя с данными в традиционном для геолога картографическом виде;

4) практически реализованы основные принципы научного проектирования распределенного банка данных - виртуальность представлений пользователей и прозрачность размещения данных. Виртуальность представлений, обеспечивая привычное (удобное) для геолога представление и манипулирование с данными, решило проблему избыточности данных в компьютерных базах. Прозрачность размещения данных предельно упрощает работу пользователя - пользователь работает как бы с централизованным банком данных;

5) спроектирована и действует система обновления и администрирования баз данных, обеспечивая стандартизацию данных и их защиту;

6) при разработке информационной и логической структуры (стандартов) Дальневосточного регионального банка данных, являющегося по статусу государственным, широко использованы инструктивно-методические материалы ГлавНИВЦа по ГБЦГИ;

7) подготовлены к эксплуатации интегрированные цифровые пакеты геолого-геофизических данных по отдельным осадочным бассейнам Дальневосточного региона, по составу ПТС доступные в эксплуатации практически каждому геологическому предприятию;

8) на основе цифровых пакетов по осадочным бассейнам Сахалина создан распределенный банк данных Сахалинской области, который стал основной информационно-аналитической базой научных и тематических исследований нефтегазоносности и оперативного получения разнообразной геолого-геофизической информации при управлении фондом недр;

9) интерфейс пользователя банка данных позволяет в автоматизированном режиме выполнить практически любой (непредсказуемый) аналитический запрос в процессе выполнения регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности, объемно-площадного изучения общих закономерностей степени катагенеза (распространения материнских толщ) и литоплотностных (коллекторских) характеристик мезокайнозойских свит;

Дальнейший прогресс в решении проблемы создания регионального банка данных заключается в наращивании информационной базы распределенного банка данными других осадочных бассейнов Дальневосточного региона и предоставлении информационных услуг клиентам (пользователям) всего региона на основе корпоративной вычислительной сети.

В решении проблемы создания адекватных математических моде.гей и современных компьютерных программ регионально-зонального прогнозирования материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления получен определенный законченный результат:

1) создана компьютерная методика моделирования в гравитационном поле и поле теплового потока строения и эволюции осадочного разреза;

2) компьютерная методика реализуется геоплотностным моделированием, палеотекгоническими реконструкциями плотностных разрезов и палеотемпературным моделированием в условиях седиментации и магматизма;

3) математические модели и компьютерные алгоритмы плотностного моделирования, палеотектонических и палеотемпературных реконструкций учитывают изменение тектоники, седиментации, литофизичееких характеристик, теплового потока как в геологическом времени, так и в пространстве - по латерали;

4) математические модели и алгоритмы были подвергнуты всестороннему тестированию на квазирсальных моделях с оценкой возможных вычислительных погрешностей. Установлено, что эти погрешности являются приемлемыми для практики исследований;

5) компьютерная программа геоплотностного моделирования реализована алгоритмом квадратичного программирования, обеспечивает технологию многопараметрического многовариантного моделирования и технологию имитационного моделирования. Программа позволяет одновременно моделировать до 300 геоблоков плотностного разреза, погрешность расчета геоплотностей порядка ±0,02 г/см3 при точности наблюденного поля +0,50мгл;

6) проведено исследование целого спектра факторов, влияющих на величину максимума палеотемператур и время его проявления для осадочного разреза Дальневосточного региона. К существенным факторам отнесены величина теплового потока из основания, теплопроводность перекрывающих отложений, плотность внутренних радиоактивных источников, скорость осадконакопления и налхгше размывов в перекрывающих отложениях. Установлено, что присутствие в осадочном разрезе отдельных интрузивных образований (локальных источников тепла) может оказать существенное влияние на # катагенез и процессы нефтегазообразования только в пределах 1,5 -2,0 км вмещающих отложений;

7) компьютерная методика обеспечивает построаше объемно-площадной модели распространения нефтегазоматеринских пород, толщ-коллекторов и толщ флюидоупоров. При этом картирование материнских пород (по геотемпературному критерию) и зон нефтегазонакопления; (по геоплотностному критерию) осуществляется, как правило, для каждой стратиграфической едшпщы (свиты) неогеновых, палеогеновых и верхнемеловых отложений; ш>

8) компьютерный прогноз нефтегазоносности осуществляется с использованием всей массы геофизических данных, большей частью сформированных в цифровом виде в региональном банке данных. Прямые признаки нефтегазоносности материалов бурения, изученность которым палеогеновых и верхнемеловых отложений относительно слабая, принимаются в качестве опорных (контрольных данных);

9) разработанная методика прогнозирования исследует основной комплекс факторов нефтегазоносности - генерацию, накопление и консервацию УВ. Методологической основой прогнозирования является учение И.Б. Вассовича о стадийности процессов нефтегазообразования, развитая А.Э. Конторовичем теория зон катагенеза наиболее интенсивной генерации и эмиграции УВ, теория В.И. Старостенко математического моделирования в гравитационном и геотемпературном полях строении и эволюции осадочно-породиого бассейна.

Перспективы развития компьютерной методики прогнозирования заключаются в совершенствовании программных средств в направлении повышения адекватности математических моделей [ 89, 90, 168 ] (учет изменения всех петрофизических свойств при литостатическом уплотнении, нестационарности теплового потока из основания, рельефа и глубины дна палеобассейнов осадконакопления и др.), структурной совместимости по данным между геоплотностной и палеотектоническими, палеотемпературными моделями.

В части решения проблемы реализации результатов прогнозирования в виде Гис-проектов как цифровой информационной базы для автоматизированных объемно-аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов УВ сделано следующее:

1) определены достаточно унифицированные перечни картографических и фактографических материалов, макет и легенда, методика оцифровки и интеграции в системе Arc View результатов прогнозирования как в целом территории осадочного бассейна, так и отдельного района исследований в пределах НГБ;

2) практически выполнена подготовка ГИС-проектов но результатам прогнозирования нефтегазоносности на территории Лунской впадины и Хорского лицензионного участка в пределах Средне-Амурской впадины — создана собственно цифровая информационная база объемно-площадного распределения подсчетных параметров для оперативной (автоматизированной) оценки прогнозных ресурсов УВ;

3) апробировано и установлено, что СУБД Arc View позволяет выполнять на основе данных ГИС-проекта в автоматизированном режиме всевозможные пространственные и тематические выборки, объемно-площадные аналитические расчеты, всевозможные, всемасшабные композиции карт, разрезов, тем с последующей распечаткой твердых копий.

Естественно, что следующим этапом научно-инженерной работы с ГИС-проектами должно быть введение в практику прогнозирования нефтегазоносности проведения на основе ГИС-проекта непосредственно оценок прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата осадочного бассейна in и района исследований.

По результатаи регионально-зонального прогнозирования нефтегазоности осадочных бассейнов Дальневосточного региона установлены следующие генетические и динамические особенности режима УВ-систем:

1) если в пришельфовой части суши, в шельфовой зоне главная зона нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатная зона приурочены, в основном, к миоценовым отложениям, то в направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется. Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0-1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения;

2) в континентальной части региона (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основными- иефтсгазопроизводящими комплексами (по степени катагенеза) являются, вероятно, меловые отложения. По литоплотностным характеристикам наиболее вероятными толщами нефтегазонакопления (преимущественно газа) являются верхнемеловые отложения;

3) региональные разломы «проявляются» в меловом «базальном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20-40 километровыми зонами аномального разуплотнения, отождествляемого с высокой проницаемостью пород , улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости;

4) отдельные интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1-2 км от интрузии скопления УВ, вероятно, разрушают. Конструктивное тепловое влияние интрузивного тела на нефтегазогенерацию оценивается неопределенно;

5) ни одна из толщ (свит) не является толщей-коллектором (зоной нефтегазонакопления) или толщей-флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории своего распространения в пределах осадочного бассейна или отдельного крупного участка. Литофизические характеристики одновозрастных отложений существенно меняются в латеральном направлении. Поэтому толщи (свиты) по своему простиранию выглядят в отношении коллекторских свойств зонально-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3-6 до 12-20 км;

6) на примере Средне-Амурской впадины установлена прямая связь (совпадение) между выделенными сейсмофациональным анализом дельтовыми седиментанионными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности, установленными- по результатам геоплотностного моделирования. Это существенно повышает потенциальные возможности гравиметрии по картированию зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе;

7) территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона ( ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы ) картируются по гсоплотностному критерию крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакустического фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением;

8) оценку перспектив нефтегазоносности локальных объектов, выявленных структурной сейсморазведкой, их ранжирование по степени перспективности следует выполнять по следующим основным факторам - критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложений; наличие аномального разуплотнения вмещающих отложений; наличие перекрывающих толщ -флюидоупоров; близость к зонам разломов; близость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию. Все перечисленные факторы - критерии картируются средствами компьютерной методики прогнозирования.

Настоящей работой обоснована целесообразность расширения группы междуреченских скважин в Набильской впадине с прогнозированием притоков нефти и конденсата из уйнинских отложениях, сформулирован прогноз нефтегазоносности 5-ти локальных объектов-(антиклинальных структур) в Ньппской впадине, выполнено ранжирование по перспективам нефтегазоносности 20-ти локальных объектов в миоценовых отложениях южной части Сахалина с прогнозированием фазового состава пластовых флюидов.

Результаты моделирования литоплотностных характеристик и палеотемператур осадочного разреза зоны Центрально-Сахалинского разлома дают дополнительные основания считать, что поле развития верхнемеловых отложений западнее разлома представляет собой самостоятельный потенциально нефтегазоносный район, где существенная роль при поисковых работах должна отводится верхнемеловым осадочным комплексам.

В качестве одной из ближайших перспектив работ по прогнозированию исфтсгазоносностн региона, по нашему мнению, слсдуст рассматривать подготовку цифровых карт распространения нефтепроизводящих, газопроизводящих пород и зон вероятного нефтегазонакопления слабоизученных осадочных бассейнов западной части Сахалина - Западно-Сахалинского, Погибинского и Байкальского с тем, чтобы к 2004 -2005гг. создать аналогичные цифровые карты 15-ти осадочных бассейнов Сахалина для последующей оценки (переоценки) прогнозных ресурсов УВ [ 75, 88 ].

Весьма вероятно успешное приложение разработанной методики прогнозирования нефтегазоносности в НГБ других регионов , для осадочных разрезов которых характерна латеральная изменчивость одновозрастных отложений как по степени катагенеза , так и по другим литофизическим параметрам [ 72 ].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Исаев, Валерий Иванович, 2002 год

1. Алексидзе М. А. Приближенные методы решения прямых и обратных задач гравиметрии. - М.: Наука, 1987,336 е.

2. Альперович И. М., Никифоров В. М., Харахииов В. В. Аномалии проводимости в земной коре о. Сахалин (по данным МТЗ) // Докл. АН СССР, 1979, т. 244, № 5, с. 1184-1196.

3. Аммосов И. И., Гречишников Н. П., Горшков В. И. и др. Палеогеотермия и нефтегазоиосность. М.: Наука, 1982, 108 с.

4. Андреев Б. А., Клушин И. Г. Геологическое истолкование гравитационных аномалий. -Л.: Недра, 1965,492 с.

5. Аронов В. И. Методы восстановления геолого-геофизических полей сходство, особенности, проблемы // Геофизический журнал, 1988, № 3, с. 3 - 12.

6. Аронов В. И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризации залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра, 1990,301 с.

7. Бабошина В. А., Терещенков А. А., Харахинов В. В. Гравитационное поле Охотоморского региона и его интерпретация в комплексе с батиметрическими и сейсмическими данными // Тихоокеанская геология, 1985, № 6, с. 49-59.

8. Багдасарова М. В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа, 2001, № 3, с.50-56.

9. Ю.Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Табояков А. Я., Тютрин И. И. Особенности генерации углеводородов в бассейнах окраинных морей Востока СССР // Осадочио-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978, с. 256-262.

10. Балавадзе Б. К., Старостеико В. И. О проблеме построения плотностных моделей земной коры и верхней мантии // Гравитационная модель коры и верхней мантии Земли. Киев: Наук, думка, 1979, с. 7-8.

11. Бал к П. В.Математический формализм и невостребованные идеи в теории интерпретации потенциальных полей // Геофизика, 2002, №2, с. 41-46.

12. Балк П. И., Гольдшмидт В. И. Интерпретация нестационарных геотермических аномалий на основе анализа множества допустимых решений обратной задачи // Геофизический журнал, 1989, № 3, с. 52-60.

13. Белонин М. Д., Новиков Ю. Н., Соболев В. С. Концепция и предварительные результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на арктическом шельфе России // Геология нефти и газа, 2001, № 1, с. 3-9.

14. Биккенина С. К., Сычев П. М., Трескова Ю. А. Сейсмические данные о строении земной коры острова Сахалин и перспективы дальнейших исследований // Нефтегазоиосность и тектоника Сахалина. Владивосток, 1976, с. 27-35.

15. Боголюбский А. Д., Макуркин Е. С., Журавлев А. Б., Виноградов С. В., Тавризов В. Е. Стандартизация описания фактографических данных на нефть и газ // Разведка и охрана недр, 1995, № 10, с. 7-8.

16. Бочкарев А. В., Делия С. В., Карпов П. А., Самойленко Г. Н., Степанов А. Н. Опыт предлицензионной оценки перспектив нефтегазоносности // Геология нефти и газа, 2001, №2, с. 7-12.

17. Брянский Л. И. Гравитационные модели Сихотэ-Алииской складчатой области // Тихоокеанская геология, 1984, № 2, с. 52-61.

18. Быкова Ю. М., Зиньков В. ., Лукьянов Л. В. Моделирование теплового режима в комплексе «дайка в дайке» // Геотектоника, 1988, № 1, с. 24-33.

19. Бычков Л. В., Коблов Э. Г. Нефтегазовый потенциал Сахалина и перспектива развития ресурсной базы // Региональное приложение № 7 к журналу "Нефть и капитал", 2002, с. 22-24.

20. Бурпштейн Л. М., Жидкова Л. В., Конторович А. Э., Мелеиевский В. Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика, 1997, №6, с. 1070-1078.

21. Буряковский Л. А., Джафаров И. С., Джеваишир Р. Д. Моделирование систем нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1990,295 с.

22. Варнавский В. Г. Нефтегеологическое районирование Приамурья и сопредельного шельфа // Тихоокеанская геология, 1996, № 1, с. 129-141.

23. Варнавский В. Г* Меловые нефтегазоносные комплексы на Востоке России // Тихоокеанская геология, 1996, № 4, с. 102-108.

24. Варнавский В. Г., Коблов Э. Г., Буценко Р. Л., Деревскова Н. А., Иванышша Л. П., Кириллова Г. Л., Крапивенцева В. В., Кузнецов В. Е., Троиова Т. Ю., Уткина А. И. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности. М.: Наука, 1990,270 с.

25. Вассоевич Н. Б. Теория осадочио-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР, Сер. геол., 1967, № 11, с. 135-156.

26. Вассоевич Н* Б., Корчагина Ю. И., Лопатин Н. В., Чернышев В. В. Главная фаза иефтеобразоваиия // Веста. МГУ, Геология, 1969, № 6, с. 3-27.

27. Вахромеев Г. С., Ерофеев Л. Я., Каиорейкин В. С., Номоконова Г. Г. Петрофизика: Учебник для вузов. Томск: Изд-во Том. ун-та, 1997,402 с.

28. Ващилов Ю. Я. Блоково-слоистая модель земной коры и верхней мантии. М.: Наука, 1984,240 с.

29. Верба М. Л., Будагов А. Г., Келлер М. Б., Грязиов Н. Н., Григоренко Ю. Н. Проблемы изучения нефтегазоносности транзитных зон арктического шельфа России // Геология нефти и газа, 2000, № 6, с. 2-7.

30. Веселов О. В., Волкова Н. А. Радиоактивность горных пород Охотоморского региона // Геофизические поля переходной зоны Тихоокеанского типа. Владивосток, 1981, с. 5170.

31. Веселов О. В., Волкова Н. А., Соинов В. В. Геотермические исследования на Северном Сахалине // Геофизические поля северо-запада Тихоокеанского подвижного пояса. — Владивосток, 1976, с. 77-80.

32. Волкова Н. А. Модель теплопроводности земной коры Охотоморского региона // Геология и геофизика, 1982, № 5, с. 92-97.

33. Волкова Н. Л., Вссслов О. В., Кочсрпш Л. В. Теплопроводность горных пород Охотоморского репюна // Геофизические поля переходной зоны Тихоокеанского типа. Владивосток, 1981, с. 44-50.

34. Волгин П. Ф., Исаев В. И., Косыгин В. Ю. Нефтегазоносиость верхиемеловых отложений южной части Сахалина // Тихоокеанская геология, 2003, №1, с.61-67 .

35. Волгин П. Ф., Корнев О. С. Особенности строения юга Сахалина по результатам геоплотиостиого моделирования // Строение земной коры и перспективы нефтегазоносности в регионах северо-западной окраины Тихого океана. Южно-Сахалинск, 2000, т. 1, с. 38-56.

36. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления информации каротажа скважин в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России М., 1997, 135 с.

37. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления информации в конструкции, проходке и эксплуатации глу боких скважин в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России М., 1997,101 с.

38. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления информации об опробовании и испытании глубоких скважин в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России М., 1997,91 с.

39. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления информации о керне глубоких скважин в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России. М., 1997, 123 с.

40. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления информации об исследованиях углеводородных флюидов в скважинах глубокого бурения в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России. М., 1998, 79 с.

41. Временная инструкция о порядке, составе и формах представления данных гидрогеологических исследований в скважинах глубокого бурения в ГБЦГИ (гл. ред. Любимов Г. А.) // ГлавНИВЦ, МПР России. М., 1998,69 с.

42. Временные требования к представлению справочных и ссылочных данных в Государственный (Национальный) банк цифровой геологической информации и информации о недропользовании в России (РД ЦГИ-03-2000) (ред. Щербаков В. С) // ГлавНИВЦ М., 2000,103 с.

43. Гаврилов В. П. Нефтегазоносиость гранитов // Геология нефти и газа, 2000, № 6, с. 44-49.

44. Гайнанов А. Г. Аномалии силы тяжести и плотностиые модели литосферы Тихого океана // Тихоокеанская геология, 1982, № 5, с. 21-30.

45. Гарагаш Н. Л., Шлнзенгер Л. Е. Эндогенные процессы, создающие осадочные бассейны Земли // Геология и геофизика, 2001, т. 42, № 4, с. 704-707.

46. Галушкин Ю. И., Смирнов Я. Б. Термическая история осадочных бассейнов: экспресс-методы оценки теплового потока // Геология и геофизика, 1987, № 11, с. 105-112.

47. Гедберг X. Д. Геологические аспекты происхождения нефти. М.: Недра, 1966,124 с.

48. Голиздра Г. Я. Основные методы решения прямой задачи гравиразведки на ЭВМ // Обзор. Регион., развед. и промысловая геофизика. М.: ВИЭМС, 1977,98 с.

49. Голиздра Г. Я. О моделях среды при комплексной интерпретации гравитационного поля и сейсмических наблюдений // Теория и методика интерпретации гравимагиитных полей. Киев: Наук, думка, 1981, с. 261-269.

50. Гольмшток Л. Я. Тепловой поток в накапливающихся осадках // Геотермические исследования на дне акватории. М.: Наука, 1988, с. 74-88.

51. Гончаров В. И., Глотов В. Е., Гревцев Л.В. Топливно-энергетический потенциал Северо-Востока России // Тихоокеанская геология, 2001, № 4 , с. 35-46.

52. Глумов И. Ф., Мурзии Р. Р., Устьяицев В. J1., Ханжиян Е. С., Петров В. Я. Развитие Моргеобанка один из важнейших аспектов эффективного освоения углеводородных ресурсов шельфа России // Разведка и охрана недр, 2001, № 8, с. 67-70.

53. Гордиеико В. В. Физические свойства пород глубоких впадин // Геофизический журнал, 2000, №2, с. 19-26.

54. Грамберг И. С., Евдокимова Н. К., Супрунеико О. И. Катагеиетическая зональность осадочного чехла Баренцевоморского шельфа в связи с нефтегазоносностью // Геология и геофизика, 2001, т. 42, № 11-12, с. 1808-1820.

55. Громов Г. Р. Национальные информационные ресурсы: проблемы промышленной эксплуатации. М.: Наука, 1984,240 с.

56. Гупштейи М. И., Гиршгорн С. JT. Новый подход к проектированию банков данных. Симантическая объектно-ориентированная технология // Геоинформатика, 1999, № 1, с. 21-28.

57. Даценко Е. Ю. Численный анализ скоростей вертикальных тектонических движений и седиментации в Московской синеклнзе в венде-палеозое // Бюлл. моек, о-ва испытателей природы. Отд. геол., 2000, № 4, с. 16-30.

58. Делинджер П. Морская гравиметрия. М.: Недра, 1982,312 с.

59. Дучков Л. Д., Галушкин Ю. И., Смирнов JT. В., Соколова JT. С. Эволюция температурного поля осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика, 1990, № 10, с. 51-60.

60. Дучков А. Д., Ли Т. С., Морозов С. Г. Оценка тепловых свойств осадков озера Байкал по данным о восстановлении температурного поля в подводных скважинах // Геология и геофизика, 2001, № 1-2, с. 298-307.

61. Ермаков В. И., Скоробогатов В. А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. М.: Недра, 1986,222 с.

62. Ерофеев J1. Я. Об итогах научной работы кафедры геофизических методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых // Разведка и охрана недр, 2001, № 7, с. 17-20.

63. Исаев В. И. Принципиальная схема комплексной интеграции гравиметрических съемок на примере профиля Средние Лангары Мухто (Северный Сахалин) // Тихоокеанская геология, 1983, № I, с. 107-112.

64. Исаев В. И. Интерпретация гравитационного поля методом нелинейного программирования // Тихоокеанская геология, 1986, № 6, с. 63-69.

65. Исаев В.И. Нефтегазоносность Охотоморского региона // Известия Томского политехнического университета. Геология, поиски и разведка полезных ископаемых Сибири. Том.305. Вып.6,2002, с.209-217.

66. Исаев В. И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазоиакоплеиия по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Геофизический журнал, 2002, № 2, с. 60-70.

67. Исаев В. И., Волкова Н. А. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермин // Тихоокеанская геология, 1995, № 1, с. 124-134.

68. Исаев В. И., Волкова Н. А. Прогнозные оценки перспективности объектов нефтегазопоисковых работ методами геоплотностного и палеотемпературного моделирования//Тихоокеанская геология, 1997, № 2, с. 58-67.

69. Исаев В. И., Волкова Н. А. Оценка иефтегазоносности меловых отложений зоны Центрально- Сахалинского разлома по результатам математического моделирования // Тихоокеанская геология, 1998, № 6, с. 115-118.

70. Исаев В. И., Волкова Н. А., Ним Т. В. Решение прямой и обратной задачи геотермии в условиях седиментации // Тихоокеанская геология, 1995, № 3, с. 73-80.

71. Исаев В. И., Гуленок Р. Ю., Веселов О. В., Бычков А. В., Соловейчик Ю. Г., Рояк М. Э. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа, 2002, № 6, с. 48-54.

72. Исаев В. И., Косыгин В. 10., Соколова В. В., Прогноз нефтегазоиосиости Нышско-Тымского прогиба по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Тихоокеанская геология, 2001, № 5, с. 12-24.

73. Исаев В. И., Косыгин В. 10., Соловейчик Ю. Г., Юрчук Л. Л., Гуленок Р. Ю., Шпакова Н. В. Проблемы оценки нефтегазоматеринского потенциала осадочных бассейнов Дальневосточного региона // Геофизический журнал, 2002, № 1, с. 28-52.

74. Исаев В. И., Пятаков Ю. В. Решение обратной линейной двумерной задачи гравиметрии для осадочных разрезов // Геофизический журнал, 1996, № 3, с. 57-63.

75. Исаев В. И., Пятаков Ю. В. Решение прямой задачи гравиметрии для трехмерных блоково-градиентно-слоистых сред // Геофизический журнал, 1990, № 3, с. 72-79.

76. Исаев В. И., Пятаков Ю. В., Рузич Н. М., Старостина Р. Ю., Швец JI. Г., Ягольницер К. М. Объемное моделирование в гравитационном поле плотности сейсмического тела // Интерпретация гравитационных и магнитных полей. Киев, 1992, с. 145-155.

77. Исаев В. И., Шпакова Н. В., Исаева О. С. Распределенный банк геолого-геофизических данных Сахалинской области // Тихоокеанская геология, 2003 , №2, (в печати).

78. Исаев В. И., Юрчук Л. Л. Дальневосточный региональный банк геолого-геофизических данных (нефть и газ) // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (ред. Л.В. Комаров). Том II. Томск, 2000, с. 413.

79. Исаев В. И., Юрчук Л. Л., Шпакова Н. В., Войкова С. И., Исаева О. С., Соколова В. В. Государственный Дальневосточный региональный банк геолого-геофизических данных по нефти и газу (модель реализации) // Тихоокеанская геология, 2002, № 1, с. 111-126.

80. Карслоу Г, Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964, с.

81. Карцев Л. Л., Лопатин Н. В., Соколов Б. А., Чахмачев В. Л. Торжество органической (осадочно-миграционной) теории нефтеобразования к концу XX в. // Геология нефти и газа, 2001, №3, с. 2-5.

82. Кириллова Г. Л., Маркевич В. С., Бугдаева Е. В. Корреляция геологических и биологических событий в меловых бассейнах юго-восточной России // Тихоокеанская геология,-1996, № 3, с. 38-49.

83. Кириллова Г. Л. Изучение меловой системы на Востоке России: результаты и перспективы // Тихоокеанская геология, 2001, № 1, с. 3-7.

84. Кириллова Г. Л. Сравнительная характеристика внутриконтинентальных рифтовых бассейнов Восточной Азии: Сунляо и Лмуро-Зейский // Тихоокеанская гаология, 1994, №6, с. 33-54.

85. Кириллова Г. Л., Лю Чжаоцзюнь, Ван Сымин, Варнавский В. Г., Крапивенцева В. В. Стратиграфическая корреляция верхнемезозойских-кайнозойских разрезов Средпеамурского (Саньцзяи) осадочного бассейна// Тихоокеанская геология, 1996, № 6, с. 81 -102.

86. Кисловский О. Л., Исаев В. И. О концептуальной модели создания Государственный Дальневосточный региональный банк геолого-геофизической информации по нефти и газу (ДВ ЛбнД-НГ) //Тихоокеанская геология, 1998, № 1, с. 131-140.

87. Кононов В. Э., Лльперович И. М., Слуднев Ю. Г., Тронов Ю. А., Харахимов В. В. Литофизические особенности среднемиоценовых отложений Сахалина // Геология нефти и газа, 1988, № 11, с. 37-40.

88. Кононов В. Э., Сергеев К. Ф., Аргенов В. 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.

89. Конторович А. Э. Количественные методы геохимического прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976,248 с.

90. Конторович А. Э. Генетические принципы раздельного прогноза нефтеносности и газоносности // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978, с. 189-204.

91. Конторович А. Э., Трофимук А. А. К методике изучения истории залежей нефти и газа // Геология нефти и газа, 1973, № 7, с. 18-24.

92. Конторович А. Э., Трофимук А. А. Литогенез и иефтегазообразование // Горючие ископаемые. М.: Наука, 1976, с. 19-36.

93. Конторович А. Э., Хомеико А. В. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением трапнового магматизма // Геология и геофизика, 2001, т. 42, № 11-12, с. 1764-1773.

94. Короткое А. В. Системные технологии и инструментальные программные средства ГБЦГИ // Разведка и охрана недр, 1995, № 10, с. 11-12.

95. Косыгин В. Ю., Исаев В. И. О построении региональных плотностных моделей // Тихоокеанская геология, 1985, № 2, с. 113-116.

96. Косыгин В. Ю., Исаев В. И. Плотностиая модель тектоносферы вдоль геотраверса Япония Гавайи // Тихоокеанская геология, 1986, № 5, с. 3-22.

97. Косыгин В. Ю., Исаев В. И. Многовариантный анализ плотностной структуры земной коры и верхней мантии вдоль геотраверса Япония Возвышенность Шатского -Императорские горы - Гавайи // Тихоокеанская геология, 1987, № 1, с. 3-24.

98. Косыгин В. Ю., Исаев В. И., Пятаков Ю. В., Швец Л. Г. Методика количественной интерпретации аномального гравитационного поля с использованием блоково-градиентных моделей // Тихоокеанская геология, 1994, № 1, с. 124-129.

99. Косыгин Ю. А., Малышев Ю. Ф., Романовский Н. П. О геологическом значении сейсмических и гравиметрических данных при глубинных построениях // Изв. АН СССР, Серия геологическая, 1981, № 4, с. 22-27.

100. Косыгин Ю. А., Никифоров В. М., Альперович И. М. Глу бинная электропроводность о Сахалина// Докл. АН СССР, 1981, т. 256, № 6, е. 1452-1455.

101. Котельников Д. Д., Зинчук Н. Н. Аспекты использования результатов изучения глинистых минералов из отложений различных зон стратисферы // Известия ВУЗ. Геология и разведка, 2001, № 3, с. 61-70.

102. Красавчиков В. О. Компьютерное моделирование направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции // Геология и геофизика, 2000, т. 41, №3, с. 356-370.

103. Красовский С. С. Отражение динамики земной коры континентального типа в гравитационном поле. Киев: Наук, думка, 1981, 264 с.

104. Красный М. JL, Косыгин В. Ю., Исаев В. И. Плотностная характеристика акустического фундамента Курило-Камчатского региона // Тихоокеанская геология, 1984, № 5, с. 47-51.

105. Красный М. Л., Косыгин В. Ю., Исаев В. И. Оптимальная плотностная модель земной коры и верхней мантии вдоль геотраверса Камчатка-Тихий океан // Тихоокеанская геология, 1985, № 1, с. 72-84.

106. Красный М. JL, Косыгин В. Ю., Исаев В. И. Оптимальная плотностная модель тектоносферы вдоль геотраверса о. Сахалин о. Итуруп — Тихий океан // Тихоокеанская геология, 1985, № 6, с. 36-48.

107. Кругляк В., Изучение дальневосточного шельфа вопрос долгосрочных государственных интересов // Региональное приложение № 7 к журналу "Нефть и капитал", 2002, с. 22 - 24.

108. Кукал 3. Скорости геологических процессов. М.: Мир, 1987,246 с.

109. Кутас Р. И., Корчагин И. Н., Цвящеико В. А. Интерпретация нестационарных геотермических аномалий методом подбора // ДАН УССР, Сер. Б., 1985, № 3, с. 16-19.

110. Кутас Р. И., Цвященко В. А. Методика расчета температур в земной коре и верхней мантии // Изучение литосферы геофизическими методами (электромагнитные методы, геотермия, комплексная интерпретация). Киев: Наук, думка, 1987, с. 119-124.

111. Кутас Р. И., Цвящеико В. А. Влияние осадконакопления на тепловое поле Черноморской впадины // Геофизический журнал, 1993, № 1, с. 23-35.

112. Кутас Р. И., Цвящеико В. А., Тарануха Ю. К. Тепловое поле и температурный режим литосферы Предкавказья // Геофизический журнал, 1991, № 5, с. 56-63.

113. Кутас Р. И., Чекунов А. В., Лялько В. И., Митник М. М. Термогеодииамическая эволюция астенолитов // Геофизический журнал, 1993, № 4, с. 3-12.

114. Левин Л. Э. Термический режим и потенциал нефтегазоносности осадочных бассейнов Черноморско-Каспийского региона // Разведка и охрана недр, 2001, № 2, с. 9-13.

115. Любимов Г. А., Ткаченко В. В., Костяков В. С. Концепция создания и развития Государственного банка цифровой геологической информации // Разведка и охрана недр, 1995, № 10, с. 2-4.

116. Максимов С. П., Калинко М. К., Бортнева Т. А., Молодых Г. Н. Геотермические условия развития цикла нефтегазообразования // Геология нефти и газа, 1975, № 11, с. 35-41.

117. Мартин Дж. Организация баз данных в вычислительных системах. М.: Мир, 1980, 664 с.

118. Методические указания по анализу фонда структур и уточнению оценки их нефтегазоносности. М.: ВНИГНИ, 1983,54 с.

119. Мишин В. В., Иванов С. JI., Исаев В. И. Плотностная характеристика осадочного чехла Ичинского прогиба Западной Камчатки //Тихоокеанская геология, 1989, № 4, с. 89-93.

120. Мороз Ю. Ф., Шиленко Р. И. Физические свойства горных пород кайнозойского осадочного чехла юго-западной Камчатки // Тихоокеанская геология, 1987, № 1, с. 77-82.

121. Мотовилов Ю.В. К вопросу о нефтегазоносностных толщах Колпаковского прогиба Западной Камчатки. // Тихоокеанская геология, 1988, №6, с.58-62.

122. Мотовилов Ю. В., Козьянин В. К., Косыгин Ю. Л., Тютрии И. И. Новые данные о нефтегазоносности Колпаковского прогиба Западной Камчатки // Тихоокеанская геология, 1987, № 1, с. 63-65.

123. Натальин Б. Л., Алексеенко С. Н. Структура иижиемеловых отложений фундамента Среднеамурской впадины//Тихоокеанская геология, 1989, № 1, с. 37-46.

124. Наталыш Б. А, Черныш С. Г. Типы и история деформаций осадочного выполнения и фундамента Среднеамурской впадины // Тихоокеанская геология, 1992, № 6, с. 43-61.

125. Нейман В. Б. Теория и методика палеотектоиического анализа. — М.: Недра, 1984, 80 с.

126. Нестеров И. И., Шпильман В. И. Теория нефтегазонакопления. — М.: Наука, 1987, с. 232.

127. Николаева Л. Е., Силантьева Ю. Б. Углеводородные системы нефтегазоносных • бассейнов морей Дальнего Востока // Материалы региональной конференции геологов

128. Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (ред. А. В. Комаров). Т. I. — Томск, 2000, с. 159-160.

129. Новоселицкий В. М. и др. Изучение латеральной изменчивости физических параметров осадочных толщ и зональности геофизических полей на локальных структурах // Региональная, разведочная и промысловая геофизика. М.: ВИЭМС, 1980,58 с.

130. Нортон П., Андерсен В. Разработка приложений в Access 97 СПб.: BHV-Саикт-Петербург, 1998,656 с.

131. Озкарахан Э. Машины баз данных и управление базами данных. М.: Мир, 1989,696 с.

132. Пашко В. Ф., Старостенко В. И. Методы решения прямых и обратных задач гравиметрии и магнитометрии на ЭВМ (по материалам зарубежных публикаций). — М.: ВИЭМС, 1982,93 с.

133. Перозио Г. Н., Полякова И. Д., Рязанова Т. А., Ушакова Н. Е. О коллекторских свойствах меловых отложений Среднеамурской впадины // Тихоокеанская геология, 1992, №6, с. 61-70.

134. Петров А. И., Шеин В. С. О необходимости учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа // Геология нефти и газа, 2001, № 3, с. 6-13.

135. Подгорных Л. В., Хуторской М. Д. Термическая эволюция литосферы зоны сочленения Балтийского щита и Бареицевоморской плиты // Физика Земли, 1998, № 4, с .3-9.

136. Подгорных 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.

137. Полякова И. Д., Натальин Б. А., Рязанова Т. А. Сравнительный анализ критериев нефтегазоносности Среднеамутской впадины и бассейнов Восточного Китая // Тихоокеанская геология, 1992, № 5, с.89-94.

138. Полякова И. Д., Колгаиова М. М., Соболева Е. И., Рязанова Т. Л., Ушакова Н. Е. Геохимические показатели нефтегазообразования в мезокайнозойских отложениях Среднеамурской впадины // Тихоокеанская геология, 1993, № 1, с. 49-57.

139. Практическое применение геофизических методов разведки (ред. Д. С. Миков) Томск: Изд. ТГУ, 1966,234 с.

140. Проектирование корпоративных ГИС. Организация баз данных. ESRI-M.: Проектный и учебно-методический Центр по геоинформациониым технологиям «ГИС-проект», 1999, 807 с.

141. Пятаков Ю. В., Исаев В. И. Решение прямой задачи гравиметрии для произвольного многогранника с экспоненциально изменяющейся с глубиной плотностью // Геофизический журнал, 1995, № 6, с. 40-45.

142. Рапопорт М. Б., Рыжков В. И., Боголюбский Л. Д., Ткаченко В. В. Проблема архивации данных сейсморазведки // Разведка и охрана недр, 1995, № 10, с. 19-22.

143. Рахманов Р. Р. Грязевые вулканы и их значение в прогнозировании газоносности недр.— Москва, 1987, 174 с.

144. Радюш В. М., Жнляков А. А., Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Лунской впадины // Проблемы нефтегазоносности кайнозойских осадочных бассейнов Дальнего Востока СССР. Л.: ВНИГРИ, 1985, с. 10-24.

145. Романовский С. П. Седимеитологические основы литологии. Л.: Недра, 1977,408 с.

146. Ромашок Т. В., Страхов В. Н. Восстановление плотности земной коры и верхней мантии по данным ГСЗ и гравиметрии. П // Физика Земли, 1984, № 7, с. 64-80.

147. Рояк М. Э., Соловейчик Ю. Г., Шурина Э. П. Сеточные методы решения краевых задач математической физики: Учебное пособие. Новосибирск: НГТУ, 1998,120 с.

148. Рязанова Т. А. Коллектора в меловых породах Верхне-Буреннской впадины // Геологическое и горное образование. Геология нефти и газа: Материалы международной научно-технической конференции (ред. Б. Д. Васильев, И. В. Гончаров). Томск, 2001, с. 232-234.

149. Рязанова Т. А. Формирование меловых толщ Верхне-Буреинской впадины // Геологическое и горное образование. Геология нефти и газа: Материалы международной научно-технической конференции (ред. Б. Д. Васильев, И. В. Гончаров). Томск, 2001, с. 234-237.

150. Сальников Б. А., Иваныпииа Л. П., Сальникова Н. Б., Туренко Т. В. Новый разрез верхнего мела на Северном Сахалине // Тихоокеанская геология, 2001, № 1, с. 48-56.

151. Сапрыгин С. М. Тектоническая флюидодинамика. Южно-Сахалинск: ИМГиГ ДВО РАН, 1997, 80 с.

152. Свистунов Е. П. Зональность теплового поля и нефтегазообразование в Охотско-Камчатском бассейне // Вест. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология, 2001, № 2, с. 55-57.

153. Сергеев К. Ф., Красный М. JL, Неверов Ю. JL, Остапенко В. Ф. Вещественный состав кристаллического фундамента юго-западного окончания вала Зенкевича (поднятие Хоккайдо) // Тихоокеанская геология, 1983, Кя 2, с. 3-8.

154. Сергеев К. Ф., Лргентов В. В., Биккеиииа С. К. Сейсмическая модель земной коры южной части Охотоморского региона и некоторые результаты ее геологической интерпретации // Тихоокеанская геология, 1983, № 6, с. 3-12.

155. Сергеев К. Ф., Красный М. JI. Новые данные о строении краевого океанического поднятия Хоккайдо // Тихоокеанская геология, 1984, № 3, с. 100-103.

156. Сергсенко С. С. Аномалии теплового потока в нефтегазоносных районах // Изв. АН СССР, сер. геол., 1988, № 2, с. 115-124.

157. Скоробогатов В. А., Ермаков В. И. Термоглубинные условия газонефтеиосиости юрских отложений северных районов Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1988, № 11, с. 17-22.

158. Сирык И.М. Нефтегазоносность восточных склонов Западно-Сахалинских гор. М: Наука, 1968,248 с.

159. Смирнов Я. В., Сугробов В. М., Галушкин Ю. И. Тепловой поток в зоне сочленения Алеутской и Курило-Камчатской островных систем // Вулканология и сейсмология, 1982, №6, с. 96-115.

160. Соколов В. А. Новые идеи в геологии нефти и газа: Избранные труды М.: Изд-во МГУ, 2001,480 с.

161. Соловейчик Ю. Г., Рояк М. Э., Моисеев В; С., Тригубович Г. М. Моделирование нестационартных электро-магнитных полей в трехмерных средах методом конечных элементов // Физика Земли, 1998, № 10, с. 78-83.

162. Справочник физических констант горных пород (ред. С. Кларк мл.). М.: Мир, 1969, 544 с.

163. Старостеико В. И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. Киев: Наук, думка, 1978,228 с.

164. Старостенко В. И. О построении региональных плотностиых моделей // Тихоокеанская геология, 1985, № 1,с. 120-122.

165. Старостенко В. И., Заворотько А. Н. Методика и Алгол (Фортран) программы уступчивого решения обратных линейных и нелинейных задач гравиметрии. - Киев: Наук, думка, 1980, 104 с.

166. Старостенко В. И., Заворотько А. Н. Решение обратных задач гравиметрии для нескольких контактных поверхностей // Физика Земли, 1982, № 3, с. 46-81.

167. Старостенко В. И., Исаев В. И., Сидоренко О. В., Васильев П. Б. Опыт применения нелинейного программирования для решения обратной задачи гравиметрии // Геофизический журнал, 1985, № 3, с. 13-22.

168. Старостенко В. И., Исаев В. И., Пятаков Ю. В. Решение обратной задачи гравиметрии для контактов осадочных пород // Геофизический журнал, 1993, № 1, с. 62-71.

169. Старостенко В. И., Оганесян С. М. Решение обратных задач гравиметрии методами математического программирования // Гравитационная модель коры и верхней мантии Земли. Киев: Наук, думка, 1979, с. 72-74.

170. Старостенко В. И., Оганесян С. М. Устойчивые оперативные процессы и их применение в задачах геофизики // Физика Земли, 1977, № 5, с. 61-74.

171. Страхов В. Н. О единственности решения плоской обратной задачи потенциала для распределения масс с кусочно-постоянной и кусочно-переменной плотностью // ДАН УССР, Сер. Б., 1976, № 3, с. 234-238.

172. Страхов В. Н. Основные идеи и методы извлечения информации из данных гравитационных и магнитных полей // Теория и методика интерпретации гравитационных и магнитных аномалий. М.: ИФЗ АН СССР, 1979, с. 146-269.

173. Страхов В. Н. Перспективы и пути развития теории и практики интерпретации гравитационных и магнитных аномалий //Тихоокеанская геология, 1984, № 4, с. 60-70.

174. Страхов В. П. Важная веха // Физика Земли, 1984, № 4, с. 103-111.

175. Страхов В. Н. Геофизическое образование на качественно новый уровень! // Геофизика, 2002, №3, с. 15-20.

176. Страхов В. Н., Романюк Т. В. Восстановление плотности земной коры и верхней мантии по данным ГСЗ и гравиметрии. 1 // Физика Земли, 1984, № 6, с. 44-63.

177. Сычев П. М. Глубинные и поверхностные тектонические процессы Северо-Запада Тихоокеанского подвижного пояса. М.: Наука, 1979,208 с.

178. Тараненко Е. И., Тарсис А. Д., Хакимов М. Ю. Строение главной зоны нефтеобразоваиия по данным термолитического анализа керогеиа // Геология нефти и газа, 2000, № 4, с. 46-50.

179. Тектоника и иефтегазоносиость северо-западной части Тихоокеанского пояса // Ред.: И. И. Тютрин, В. М. Дуничев. —М.: Недра, 174 с.

180. Тектоиосфера Тихоокеанской окраины Азии. Владивосток, ДВО РАН, 1992,238 с.

181. Тиори Т., Фрай Дж. Проектирование структур баз данных. М.: Мир, 1985, кн. 1,287 с.

182. Тиори Т., Фрай Дж. Проектирование структур баз данных. М.: Мир, 1985, кн. 2,320 с.

183. Тихомиров В. М. Плотность горных пород и геологическое картирование в условиях Сахалина. М.: Наука, 1970,112 с.

184. Тихонов А. Н. О математических методах автоматизации обработки наблюдений // Проблемы вычислительной математики. М.: Изд-во МГУ, 1980, с. 3-17.

185. Тихонов А. Н., Арсении В. Я., Коробочкин А. Г., Митрофанов Б. Г., Пергамент A. X. Вычислительный эксперимент при решении обратных задач диагностики плазмы // Пакеты прикладных программ. Вычислительный эксперимент. М.: Наука, 1983, с. 3-11.

186. Торопов С. М. Типизация и стандартизация информационных ресурсов управления фондом недр в условиях региональной ГИС // Информационный бюллетень ГИС -ассоциации, 1998, № 2, с. 42-44.

187. Тронов Ю. А. Ковальчук В. С. Мишаков Г. С. и др. Основные этапы геологического развития Северо-Восточного Сахалина // Бюл. Моск. о-ва испытателей природы. Отд. геол., 1985, № 1, с. 8-12.

188. Туезов И. К., Епаиешников В. Д. Численное моделирование стационарного теплового поля литосферы Охотского моря // Физика Земли, 1987, № 7, с. 94-100.

189. Туезов И. К., Епанешников В. Д. Численное моделирование нестационарного теплового поля литосферы Охотского моря // Тихоокеанская геология, 1991, № 2, с. 34-42.

190. Уваров В. В., Хафизов Ф. 3., Шаталов Г. Г. Опыт создания регионального банка данных цифровой геологической информации // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России, т. И, Томск, 2000, с. 428430.

191. Ульман Дж. Основы систем баз данных. — М.: Финансы и статистика, 1983; 334 с.

192. Уэлдон Дж. Л. Администрирование баз данных. М.: Финансы и статистика, 1984,207 с.

193. Фатеев А. В. Геоинформационная программа Arc View при решении задач в нефтяной геологии и геофизике // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России (ред. А. В. Комаров), т. II Томск, 2000, с. 430-432.

194. Федотов С. А. О входных температурах магм, образовании, размерах и эволюции магматических очагов вулканов // Вулканология и сейсмология, 1980, № 4, с. 3-29.

195. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизнка). Справочник геофизика. М.: Недра, 1984,445 с.

196. Филиппов Ю. А., Петрешииа Ю. В., Богородская Л. И., Конторовнч А. А., Кринии В. А. Оценка катагенеза и нефтегазогеиерациоииых свойств органического вещества

197. Байкитской и Катапгской нефтегазоносных областей // Геология и геофизика, 1999, т. 40, №9, с. 1362-1374.

198. Фомин Л. Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. Новосибирск: АН СССР. Сиб. отд-ние, ин-т геологии и геофизики, 1987, 166 с.

199. Фомин Л. Н. Катагенез органического вещества палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты// Геология и геофизика, 1997, № 6, с. 1079-1087.

200. Харлснд У.Б., Кокс А.В., Ллевеллии П.Г., Пиктои К.А.Г., Смит Л. Г., Уолтере Р. Шкала геологического времени М.: Мир, 1985, 140 с.

201. Черный Л. В. Ожидание газа неприлично затянулось: сахалинские СРП и перспективы газофикации Дальнего Востока // Региональное приложение № 7 к журналу "Нефть и капитал", 2002, с. 56 -59.

202. Шабельникова Т. Г., Кашик Л. С., Гогоненков Г. Н. Новые идеи и технологии создания региональных банков данных по нефтяным и газовым месторождениям // Информационный бюллетень ГИС-Ассоциации, 1998, № 2, с. 39-41.

203. Шалаев С. В. Геологическое истолкование геофизических аномалий с помощью линейного программирования. JL: Недра, 1972,144 с.

204. Яновский Ф. А., Сугробов В. М., Кутас Р. И., Цвященко В. А. Температурное поле и геотермическая модель земной коры и верхней мантии Камчатского региона // Геофизический журнал, 1992, № 5j с. 14-26.

205. Япаскурт О. В. Процессы литогенеза: проблемы диагностики и принципы типизации // Вестн. моек, ун-та. Сер. 4. ГЕОЛОГИЯ, 2000, № 4, с. 35-39.

206. Austin D., Caindec L., Frazier J. и др. Сервер Oracle 7.3: Администрирование баз данных. Учебное пособие. Часть 1. / Oracle Corporation, 1996,459 с.

207. Collins J. Непроцедурное программирование на языке SQL в среде SQL Plus. / Oracle Corporation, 1994,786 с.

208. Collins J. Процедурное программирование в Oracle с использованием PL/ SQL. / Oracle Corporation, 1994,350 с.

209. Asada Т., Shimamura H. Long-range refraction experiments in deep ocean. Tectonophysics,1979, vol. 56, №1-2, p. 67-82.

210. Birch F., Roy R. F., Decker E. R Heat flow and thermal histor in new England and New York // Studies of Appalachiah geologu; hortherh and maritime. 1968, p. 437-451.

211. Cuer M., Bayer R. Fortran routines for linear inverse problems. Geophysics, vol. 45, № 11,1980, p. 1706-1719.

212. Fisher N., Howard L. Gravity interpretation with the aid of quadratic programming // Geophysics, 1980, v. 45, № 3, p. 403-419.

213. Grant F. S. Review of data processing and interpretation methods in gravity and magnetics, 1964-71. Geophysics, 1972, vol. 37, № 4, p. 647-661.

214. Kosygin V. Yu., Isaev V. I. Density Model of the Upper Mantle along the Section Japan-Shatsky Rise-Emperor Seamounts. Modern Geology, 1984, vol. 8, № 4, p. 295-305.

215. Kracny M. L., Kosygin V. Yu., Isaev V. I. Density Model of the Seismic Basement of the Kuril-Kamchatka Island System and its Surrounding Areas // Modern Geology, 1986, vol. 10, № 1, p. 65-72.

216. Safon CI., Vasseur G., Cuer M. Some applications of linear programming to the inverse gravity problem. Geophysics, vol. 42, № 6,1977, p. 1215-1229.

217. Segawa J., Tomoda Y. Gravity measurements near Japan and study of upper mantle beneath the oceanic tremch-margin sea transitional zones. — Geophys. Mon. 19, Washington, 1976, p. 35-52.1. Фондовые источники:

218. Инструкция по созданию цифровых геологических карт в среде редактора "DRAW" / ГлавНИВЦ. М., 1996, 84 с.

219. Инструкция по созданию и представлению в ГБЦГИ цифровых моделей структурно-тектонических карт нефтегазоносных территорий / ГлавНИВЦ. М., 1997 (проект), 20 с.

220. Исаев В. И., Медведев Э. К., Сидоренко О. В., Шибанов С. Н. Отчет о результатах проведения опытно-методических работ по совершенствованию методики интерпретации гравиразведочиых материалов с использованием ЭВМ. Южно-Сахалинск (ВГФ, ТГФ), 1984, 83 с.

221. Исаев В. И., Медведев Э. К., Шибанов С. Н. Отчет по результатам проведения опытно-методических работ по совершенствованию технологии и методики обработки гравиразведочных и геодезических материалов на ЭВМ. Южно-Сахалинск (ВГФ, ТГФ), 1985, 128 с.

222. Исаев В. И., Астахова Л. П. Василькина Т. Г. и др. Отчет о научно-исследовательской работе за 1996 г. «Создание Государственного банка цифровой геологической информации (по Дальневосточному региону)». М.: ГлавНИВЦ, 196,75 с.

223. Исаев В. И., Тузов В. П., Соколова В. В. и др. «Создание государственного банка цифровой геологической информации по дальневосточному региону. Отчет по договору № 132-00 за 2000 г.». Южио-Сахалииск (ГлавНИВЦ, ТГФ), 2000, 107 с.

224. Исаев В. И., Тузов В. П., Соколова В. В. и др. «Формирование и ведение государственного банка цифровой геологической информации по Дальневосточномурегиону. Отчет по договору № 132-01Н за 2001 г.». Южно-Сахалинск (ГлавНИВЦ, ТГФ), 2001,48 с.

225. Исаев В. И., Паровышный В. А. Программа работ по формированию и ведению Государственного фонда информации по геологии, минерально-сырьевым и водным ресурсам (ГФИ-ГМС) Сахалинской области на период с 2000 до 2005 года. М.: МПР России, 2000,40 с.

226. Кисловский О. А., Исаев В. И., Астахова JI. П. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Создание государственного банка цифровой геологической информации по дальневосточному региону». М.: ВНТЦИ, ГлавНИВЦ, 1997, 128 с.

227. Кисловский О. А., Исаев В. И., Бандуристов Ю. А. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Создание государственного банка цифровой геологической информации по дальневосточному региону». М.: ВНТЦИ, ГлавНИВЦ, 1998, 53 с.

228. Кисловский О. А., Исаев В. И. Проект работ по созданию Дальневосточного регионального банка цифровой геолого-геофизической информации по нефти и газу (ДВ АБнД-НГ). М.: Роскомнедра, 1995,27 с.

229. Тузов В. П., Исаев В. И., Соколова В. В. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Создание государственного банка цифровой геологической информации по дальневосточному региону». М.: ВНТЦИ, ГлавНИВЦ, 1999, 66 с.