Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Лобова, Галина Анатольевна

• Лобова, Галина Анатольевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Лобова, Галина Анатольевна

1. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ДОПЛИТНОМ КОМПЛЕКСЕ.

1.1. Постановка задачи.

1.2. Методика решения задачи.

1.3. Решение задачи.).!.

1.3.1. Тектоника района исследований.

1.3.2. Стратиграфия и литология основных нефтегазоносных комплексов.

1.3.3. Нефтегазоносные области, районы и продуктивные комплексы.

1.3.4. Соотношение геоплотностной структуры и залежей углеводородов, прогноз новых зон нефтегазонакопления.

1.4. Выводы по результатам прогнозирования нефтегазоносности доплитного комплекса.

2. ОЦЕНКА МАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛИТНОГО КОМПЛЕКСА.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Методика решения задачи.

2.3. Решение задачи.

2.3.1. Стратиграфия и литология района исследований.

2.3.2. Тектоническое строение.

2.3.3. Нефтегазоносность.

2.3.4. Результаты исследований.

2.4. Выводы по результатам палеотемпературного моделирования разрезов скважин.

3. ОЦЕНКА ПРОДУКТИВНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ ЛОВУШЕК ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ПРИЗНАКАМ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Метод решения задачи.

3.2.1. Интерпретационная модель и поисковые признаки.

3.2.2. Химико-аналитические исследования.

3.3. Решение задачи на Восточно-Панлорской площади.

3.4. Решение задачи на Центрально-Кустовом участке.

3.5. Выводы по геохимическим исследованиям на Восточно-Панлорской поисковой площади и Центрально-Кустовом участке в районе нефтедобычи.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Перспективы югорской зоны нефтенакопления по комплексу геолого-геофизических данных»

В процессе реализации Территориальной программы ГРР за период 1996-2002 гг. на территории Ханты-Мансийского автономного округа проведено обобщение данных по бурению и грави магнито сейсморазведке, в результате которого удалось выявить новые, не отмечавшиеся ранее, особенности тектонического строения территории. На структурной карте по отражающему горизонту А (кровля доюрских отложений), построенной по данным бурения и материалам'работ всех сейсмопартий, в центральной части Западно-Сибирской плиты Волковым В.А. с соавторами [82] была выделена новая тектоническая структура. Эта структура, расположенная между Сургутским сводом с одной стороны, и Красноленинским и Полуйским сводами — с другой, представляет собой сопоставимый по размерам с Сургутским сводом выступ фундамента. По аналогии с принятыми для Широтного Приобья названиями основных положительных структур первого порядка, выявленную структуру назвали Югорским сводом.

Учитывая, что эта группа поднятий в рельефе кровли юры не объединена в единый тектонический элемент, для мезозойско-кайнозойских отложений рассматриваемая территория выделена как Югорская зона нефтенакопления, которая и является объектом исследования диссертации. В работе использованы оба этих термина.

За период 1996-2002 гг. на территории ХМАО-Югры из довольно значительного объема сейсмических исследований (более 300 сейсмопартий) и глубокого бурения (свыше 1400 поисково-оценочных скважин), на территорию Фроловской мегавпадины, включающей Югорскую зону, приходится очень небольшая доля - 18 сейсмопартий и 75 скважин. В последующие годы геологоразведочные работы на территории Фроловской впадины проводились в незначительных объемах.

Рассматриваемая нефтеперспективная территория по своим размерам сопоставима с Сургутским, Красноленинским и Нижневартовским сводами - гигантскими зонами нефтегазонакопления центральной части Западно-Сибирской плиты. Это предопределяет актуальность и практическую значимость исследований, посвященных изучению геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности Югорской зоны нефтенакопления.

В диссертационной работе решалась следующая научная задача - выполнение оценки перспектив нефтегазоносности доплитного комплекса и юрско-меловых отложений Югорской зоны нефтенакопления на базе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических материалов, определение первоочередных зон и объектов для постановки геологоразведочных работ.

Решение задачи включало следующие основные этапы; связанные с оценкой перспектив нефтегазоносности исследуемой территории:

1) построение моделей геологического строения и прогноз нефтегазоносности меловых, юрских отложений и до плитного комплекса вдоль регионального сейсмического профиля XIII, пересекающего основные положительные структуры Югорской зоны на базе -геоплотностного моделирования;

2) анализ геохимйческих и температурных данных, прогнозирование очагов генерации юрских нефтей: и зон их аккумуляции-в пределах Верхнеляминского вала, расположенного в центральной ^ западной частях Югорской зоны;

3) разработка методических приемов и оценка нефтегазоносности локальных объектов Югорской зоны на примере Восточно-Панлорской площади, расположенной на; северовосточном склоне Верхнеляминского вала.

Всеми перечисленными вопросами автор занимался в качестве исполнителя и ответственного исполнителя, работая в Югорском государственном университете в 2006 -2008 гг. В процессе инициативной научно-исследовательской работы освоена методика; геоплотностного моделирования применительно к осадочному разрезу и доплитному комплексу Западно-Сибирской плиты, построена модель геологического строения и выполнен прогноз нефтегазоносности меловых, юрских отложений и доплитного комплекса вдоль регионального сейсмического профиля; XIII [33;,' 35]. Автором, в качестве ответственного исполнителя, по заданию Федерального агентства по образованию 'РФ проведены исследования факторов, влияющих на формирование геотермополя доюрского основания и плитного комплекса центральной части Западно-Сибирской плиты, построена ретроспективная геотермическая модель юрских отложений ' Верхнеляминского вала и выполнена локализация прогнозных ресурсов [45, 46]. В этот же период автор принял участие в обобщении материалов геохимических исследований: на Восточно-Панлорской площади и в выполнении НИР для ООО «КогалымНИПИнефть» по оценке нефтегазоносности Центрально-Кустового участка в Когалымском- районе нефтедобычи. Здесь была применена новейшая методика геохимических поисков [24], рекомендованы зоны, включающие продуктивные локальные ловушки [27, 30; 86].

Методической основой прогноза нефтеносности послужили методика геоплотностного моделирования и- последующего нефтегеологического анализа, рассмотренная в работах В.И. Старостенко и В.И. Исаева [41, 73], методика палеотемпературного анализа и картирования очагов генерации нефти, вытекающая из учения о главной фазе нефтеобразования и главной зоне нефтегазообразования Н.Б.

Вассоевича и А.Э. Конторовича [10, 49, 50], методика нефтегеологической; интерпретации геохимических работ, сопровождающих сейсморазведку, рассмотренная в* работах BIG. Вышемирского, А.Э. Конторовича, В.И. Исаева и др: [14. 24], а также: прогностические критерии, вытекающие из теории генерации, миграции и аккумуляции УВ, изложенные в монографических работах А.Э; Конторовича с соавторами и G.F. Неручева с соавторами [51, 71].

Таким образом, па защиту выносятсяследующиерезулыпаты: ¡. Построенный методоммоделированиягравитациониогополягеоплотностнойразрез доюрских, юрских и меловых: отложений Югорскою зоны• нефтенакопления, позволившийг выявить крупные зоньиразуплотнения доплитного комплекса ' ишеловых отложепищ,представляющих интерес в отношении нефтегазоносностиг

1.1. Разуплотнения кровли доюрских отложений, представленные, вероятно^ палеозойскими слабометаморфизованными- терригенными и карбонатными осадками и кислыми и/или; трещиноватыми магматическими- породами? на участках Ай-Пймского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины, Туманного вала (восточная часть) и Верхнеляминского мегавала (крайняя восточная 1часть):

1.2. Характерная структура; (до глубиньь 6 - 7 км); выполненная в- основному вероятно, породами: с плотностями слабометаморфизованных осадков или; кислых магматических, пород. Эта крупная обособленная зона разутютнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине, Туманному валу и восточной части Верхнеляминского вала.

1'.3:. Разуплотнения меловых отложений на участке: восточный:склон Туманного вала - Северо-Камынская седловина - западный склон Ай-Пимского вала.

2. На базе сопоставления' известных зон~ нефтегазонакопления, месторожденийу зон распространениям нефтегазоперспективных комплексов с плотностнош структуройг фундамента и плитного комплекса осуществлен прогноз нефтегазоперспективных зон в доюрском разрезе и;плитном sчехле в пределах Югорского свода:

2.1. На траверсе Северо-Камынская: седловина.— Туманный; вал - восточная часть Верхнеляминского вала, разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа.

2.2. Сочленение Верхнеляминского и Туманного валов, расположенное над разуплотненными доюрскими и меловыми толщами, является: перспективной зоной в отношении скоплений УВ в юрском и меловом HFK.

2.3. На участках Итьяхского месторождения разуплотненные меловые отложения, залегающие над очагами генерации тутлеймской свиты, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти.

Помимо Югорского свода, на траверсе регионального сейсмопрофиля XIII выполнен прогноз следующих зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле:

2.4. Крупные зоны нефтегазонакопления с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами прогнозируются в доюрском разрезе: Рогожниковского вала и Елизаровского прогиба; Бахиловского мегавала.

2.5. Крупные зоны нефтегазонакопления с газовыми, нефтяными (?), газоконденсатными залежами прогнозируются в доюрском разрезе: центральной и восточной части Висимского мегавала; Сургутского свода.

2.6. Крупная-зона нефтегазонакопления с залежами сухого и конденсатного газа прогнозируется в доюрском разрезе Пякупурского мегапрогиба и Варьеганского мегавала.

2.7. Зоны нефтегазонакопления, с залежами' неясного фазового состава прогнозируются в доюрском разрезе: в восточной части Касского мегапрогиба и западной части Кулынгольской мегаседловины; на Верхнекаралькинском мегавале.

2.8. Вероятно обнаружение залежей УВ'в юрских отложениях западного склона Ляпинского мегапрогиба.

2.9. Резервуары нефти прогнозируются в неокомском комплексе: Южно-Бобровского мегапрогиба; в зоне сочленения Касского мегапрогиба и Кулынгольской мегаседловины; в Елизаровском прогибе.

3. С использованием результатов геотемпературного моделирования и палеотектонических реконструкций мезозойского осадочного разреза Верхнеляминского вала выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (баженовской) и шеркалинской свитах, определены палеоплощади нефтесбора и> зоны локализации (аккумуляции) углеводородов в меловом и юрских нефтегазоперспективных комплексах:

3.1. Установлены разной степени интенсивности и времени действия очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинской свитах. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105 °С, зарождение очагов происходило 60 - 50 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 - 45 млн. лет. Температуры в очагах шеркалинской свиты могут превышать 115 °С, зарождение очагов происходило 60 - 40 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 - 35 млн. лет. 38 млн. лет назад - время максимального прогрева материнских отложений. В это время, по видимому, нефтегенерация происходила во всем объеме баженовской свиты и на всей площади распространения шеркалинской свиты.

3.2. За всю историю нефтегенерации палеоструктурная обстановка мелового, юрских и палеозойского НГК ощутимо менялась, что приводило к изменчивости размеров палеоплощадей нефтесбора для отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала. Поэтому поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции нефти определены интегральным показателем, зависящим от размеров палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и времени1 действия очагов генерации.

3.3. Локализация прогнозных ресурсов нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади следующим образом. Рациональная очередность доразведки месторождений на меловой и верхнеюрский НГК: 1 — Апрельское; 2 — Назымское; 3 — Тункорское; 4 — Итьяхское; 5 - Тортасинское. Рациональная очередность доразведки месторождений на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 - Апрельское; 2 - Тортасинское. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НГК: 1 — Верхненазымская; 2 - Унлорская; 3 - Западно-Унлорская; 4 — Северо-Апрельская; 5 — Панлорская. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 - Верхненазымская; 2 - Панлорская. Рациональная очередность постановки поисков (новые площади) на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК- в полосе выклинивания шеркалинских отложений: 1 - северо-восточная часть- вала; 2 — центральная часть вала.

4. По результатам геохимических исследований на северо-восточном склоне Верхнеляминского вала (Восточно-Панлорская площадь) в приповерхностных отложениях установлены приуроченные к ловушками юры и неокома «кольцевые» зоны аномалий концентраций ароматических углеводородов:

4.1. На Восточно-Панлорской площади с учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов ловушки по степени перспективности ранжируются следующим образом: 1) Ненсъюганская структура, юго-восточная часть; 2) Ненсъюганская структура, северная часть; 3) Ненсъюганская структура, центральная часть; 4) структура Унлорская 2, северная часть; 5) структура Унлорская12, центральная часть; 6) структура Унлорская 1.

4.2. По результатам комплексного анализа данных сейсморазведки и геохимии на Восточно-Панлорской площади в качестве первоочередной рекомендуется скважина 1 на Ненсъюганской структуре.

В пределах Центрально-Кустового участка, где также выполнены геохимические исследования, выделен неразбуренный нефтеперспективный участок. Перспективный участок расположен в центрально-западной части площади геохимического опробования. Для перспективного участка предложен разрез возможной ловушки (залежи) в пласте K)i

Основные результаты диссертационной работы докладывались на: международном семинаре им. Д.Г. Успенского «Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей» (Москва, 2007); XI научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-ЮГРЫ» (Ханты-Мансийск, 2007); VIII международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); научно-практической конференции «Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии» (Алматы, 2008); международном научно-практическом форуме «Минерально-сырьевая база Сибири: история становления и перспективы» (Томск, 2008).

Научные результаты опубликованы в 20 работах: [25-30; 33-37, 43-46, 57-60, 81], в том числе: 2 в журналах, включенных в перечень ВАК [33, 58], 3 в международных журналах [35, 46, 81], а также изложены в трех отчетах научно-исследовательских работ [85, 86, 87].

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.г.-м.н. Исаеву В.И. Автор признателен д.г.-м.н. Фомину А.Н., д.т.н. Рояку М.Э., к.х.н Коржову Ю.В., к.г.-м.н. Романовой Т.И., к.г.-м.н. Мочалкиной JI.H., к.г.-м.н. Кудрину К.Ю., Гуленок Р.Ю., Исаевой О.С., Кузиной М.Я., Жильцовой A.A., Ивановой Л.И., Яркову Д.М., Литвиновой О.Г., Шагееву М.М., Попову С.А., Васильеву П.А., Веселову Ю.А. - коллегам по совместным исследованиям. '

Автор благодарит: руководителей Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам правительства ХМАО к.г.-м.н. Панова В.Ф., д.г.-м.н. Кузьменкова С.Г., Бочкареву Н.М. за предоставленную возможность ознакомления и получения фондовых материалов по геологии и нефтегазоносности территории ХМАО; руководителей ГП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана к.г.-м.н. Шпильмана A.B. и к.г.-м.н. Волкова В.А. за предоставление цифровых картографических reo лого-геофизических данных и литолого-стратиграфических разбивок глубоких скважин территории ХМАО; руководство ОАО «Хантымансийскгеофизика» Муртаева М.С. и Савина В.Г. за предоставление данных по исследованию глубоких скважин и тематическим работам в пределах Верхнеляминского вала; руководство ЗАО «Назымская НГРЭ» Рязанцева O.A. и Рухлова В.В. за предоставление данных по результатам испытаний в скважинах Верхнеляминского вала.

Автор благодарит профессора Кривошеева В.В. и профессора Ерофеева Л.Я., поддержавших наши исследования и аспирантскую подготовку.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Лобова, Галина Анатольевна

Основные результаты и выводы по проведенным исследованиям сводятся к следующему.

В части прогнозирования зон нефтегазонакопления в юрско-меловых отложениях и доплитном комплексе Югорской зоны достигнуты следующие результаты:

1. Освоена методика формирования априорных моделей для программного комплекса геоплотностного моделирования и нефтегеологической интерпретации результатов моделирования применительно к доюрскому комплексу и отложениям мезо-кайнозойского чехла центральной части Западно-Сибирской плиты.

2. На участках Ай-Пимского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины, Туманного вала (восточная часть) и Верхнеляминского мегавала (крайняя восточная часть) выявлены разуплотнения кровли доюрских отложений, представленные, вероятно, палеозойскими слабометаморфизованными терригенными и карбонатными осадками и кислыми и/или трещиноватыми магматическими породами.

3. Выявлена крупная обособленная зона разуплотнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине, Туманному валу и восточной части Верхнеляминского вала. Эта зона имеет характерную структуру (до глубины 6 — 7 км), выполненную в основном, вероятно, породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых магматических пород.

4. Выявлены разуплотнения меловых отложений на участке: восточный склон Туманного вала — Северо-Камынская седловина — западный склон Ай-Пимского вала.

5. Выполнено сопоставление тектоники, месторождений, распространения нефтегазоносных комплексов с установленной плотностной структурой фундамента и плитного комплекса в пределах Югорского свода. Сопоставление показывает согласованность плотностной структуры с положением известных зон нефтегазонакопления и крупных месторождений, с их вероятным генезисом.

6. Выделенные методом геоплотностного моделирования зоны разуплотнения и уплотнения отождествляются с резервуарами, каналами миграции, материнскими толщами, флюидоупорами и аномальными источниками тепла. На этой основе в пределах Югорской зоны выполнен прогноз ряда зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле.

7. На траверсе Северо-Камынская седловина — Туманный вал — восточная часть Верхнеляминского вала разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефтей (?), газоконденсата и газа.

8. Сочленение Верхнеляминского и Туманного валов, расположенное над разуплотненными доюрскими и меловыми толщами, является перспективной зоной в отношении скоплений УВ в юрском и меловом НГК.

9. На участках Итьяхского месторождения разуплотненные меловые отложения, залегающие над очагами генерации тутлеймской свиты, имеют потенциальные аккумулирующие возможности, в них могут быть обнаружены залежи нефти.

В части прогнозирования очагов генерации юрских нефтей и зон их локализации в пределах Верхнеляминского вала получены следующие результаты:

1. Освоена методика параметризации геолого-геофизических моделей для программных средств палеотемпературного моделирования, нефтегеологической интерпретации результатов моделирования и картирования очагов генерации нефти.

2. По геотемпературному критерию выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской (баженовской) и шеркалинской свитах. Определены палеоплощади нефтесбора и зоны аккумуляции юрских нефтей Верхнеляминского вала.

3. Установленные очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинской свитах характеризуются разной степенью интенсивности и временным интервалом действия. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105 °С, зарождение очагов происходило 60 - 50 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 — 45 млн. лет. Температуры в очагах шеркалинской свиты могут превышать 115 °С, зарождение очагов происходило 60 — 40 млн. лет назад, долгоживучесть очагов 60 - 35 млн. лет. 38 млн. лет назад - время максимального прогрева материнских отложений. В это время, по видимому, нефтегенерация происходила во всем объеме баженовской свиты и на всей площади распространения шеркалинской свиты.

4. За всю историю нефтегенерации палеоструктурная обстановка мелового, юрских и палеозойского НГК ощутимо менялась, что приводило к изменчивости размеров палеоплощадей нефтесбора для отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала. Поэтому поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции нефти определены интегральным показателем, зависящим от размеров палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и времени действия очагов генерации.

5. Локализация прогнозных ресурсов нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади следующим образом.

5.1. Рациональная очередность доразведки месторождений на меловой и верхнеюрский НГК: 1 — Апрельское; 2 - Назымское; 3 - Тункорское; 4 - Итьяхское; 5 —

Тортасинское. Рациональная очередность доразведки месторождений на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 - Апрельское; 2 - Тортасинское.

5.2. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НГК: 1 — Верхненазымская; 2 - Унлорская; 3 - Западно-Унлорская; 4 -Северо-Апрельская; 5 — Панлорская. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК: 1 — Верхненазымская; 2 — Панлорская.

5.3. Рациональная очередность постановки поисков (новые площади) на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НГК в полосе выклинивания шеркалинских отложений: 1 - северо-восточная часть вала; 2 — центральная часть вала.

В части прогноза нефтегазоносности локальных объектов сделано следующее:

1. Освоена нефтегеологическая интерпретация данных новейшего метода нефтепоисковой геохимии по ароматическим углеводородам.

2. Установлено, что «кольцевые» зоны аномальных концентраций тяжелых УВ Восточно-Панлорской площади (Верхнеляминский вал) соответствуют в латеральном плане выявленным сейсморазведкой локальным ловушкам юры и неокома.

3. Проведенное геохимическое опробование Восточно-Панлорской площади подтвердило целесообразность и усилило обоснование размещения поисково-разведочных скважин, рекомендованных ранее ОАО «Хантымансийскгеофизика».

4. На Восточно-Панлорской площади с учетом интенсивности аномалий, четкости аномальных зон и состава ароматических углеводородов ловушки по степени перспективности ранэюированы следующим образом: 1) Ненсъюганская структура, юго-восточная часть; 2) Ненсъюганская структура, северная часть; 3) Ненсъюганская структура, центральная часть; 4) структура Унлорская 2, северная часть; 5) структура Унлорская 2, центральная часть; 6) структура Унлорская 1.

5. По результатам комплексного анализа данных сейсморазведки и геохимии на Восточно-Панлорской площади в качестве первоочередной рекомендуется скважина 1 на Ненсъюганской структуре.

Выполненный прогноз зон нефтегазонакопления в доюрском разрезе и плитном чехле, ранжирование разведочных и поисковых площадей по степени перспективности, установленные возможности геохимических поисков по ароматическим УВ рекомендуется учитывать при планировании и проведении региональных и поисковых работ в пределах Югорской зоны нефтенакопления.

Методики геоплотностного моделирования, палеотемпературного анализа, геохимических исследований, показавшие свою эффективность при выполнении нашей работы, рекомендуются к применению на объектах поисковых и разведочных работ Верхнеляминского вала, для локализации прогнозных ресурсов следующих крупных положительных структур Югорской зоны, для оценки перспектив нефтегазоносности восточных и западных территорий центральной части Западно-Сибирской плиты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Лобова, Галина Анатольевна, 2009 год

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

2. Арешев Е.Г., Гавура В.Е., Немченко Т.Н., Немченко-Ровенская A.C., Руденко Б.А. Нефть в гранитах фундамента (на примере месторождения Белый Tnip, Вьетнам) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. - №12. - С.4-13.

3. Балакин В.А., Иванов Д.В., Лебедев B.C. Использование газовых показателей при геоэкологических исследованиях грунтов, загрязненных нефтепродуктами // Геоинформатика. 2005. - №1. - С. 54 - 61.

4. Баренбаум A.A., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Лукманов А.Р. Интенсификация притока глубинных углеводородов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2006. - С.45-53.

5. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. -254 с.

6. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Палеозой и триас Западной Сибири (комплексное исследование) // Геология и геофизика. 2003. - Т.44. - №1-2. - С. 120—143.

7. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. 1997. - Т.38. - №6. - С.1070-1078.

8. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Известия АН СССР, Сер. геол. 1967. - № 11. - С. 135156.

9. Власов В.А., Чернышев Е.А., Смолин С.Б. Новые данные о геологическом строениии и перспективах нефтегазоносности северной части Саранпаульской моноклинали и Ляпинского мегапрогиба // Геология нефти и газа. 1999. - №5. - С. 2-6.

10. Волков В.А. Новые данные о морфологии поверхности доюрских отложений Широтного Приобья // Вестник недропользователя ХМАО. Вып.11. — 2002. С.38—40.

11. Галушкин Ю.И., Махоуз М. Вклад эрозии и интрузивно-гидротермальной деятельности в формирование глубинного профиля катагенеза органического вещества осадочных бассейнов // Геохимия. 2006. - №12. - С.1325-1337.

12. Галушкин Ю.И., Симоненкова О.И., Лопатин Н.В. Влияние формирования гигантских скоплений газа на термический режим осадочной толщи Уренгойского месторождения Западно-Сибирского бассейна // Геохимия. 1999. - №12. - С. 1335-1344.

13. Елисеев В.Г. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрского комплекса центральной части Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том 1. Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2005. - С.177-189.

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

15. Ерофеев Л.Я., Исаев В.И.Условия генерации углеводородов в восточной части Нижневартовского свода (палеотектонический и палеотемпературный анализ) // Вестник Томского государственного университета. Апрель 2003. Приложение №3(2). 2003. - С. 146-149.

16. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефтегазонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Геофизический журнал. — 2002. Т.24. - №2. - С.60-70.

17. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. 2004. —Т.23. - №5. - С. 101-115.

18. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Нефтепоисковая геохимия по ароматическим углеводородам // Новые идеи в науках о Земле: VIII международная конференция. Доклады. S-II. М.: РГГРУ, 2007. - С. 86-89.

19. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическое прогнозирование залежей в Сургутском районе нефтедобычи // Известия Томского политехнического университета. 2008. - Т.313. - №1. - С. 44-51.

20. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Костров Ю.В., Лобова Г.А., Жильцова A.A., Иванова Л.И., Ярков Д.М. Геохимическое прогнозирование новых залежей в Когалымском районе нефтедобычи // Вестник Югорского государственного университета. — 2008. №2, (в печати).

21. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Романова Т.И. Геохимическое прогнозирование залежей углеводородов (на примере центральной части Западно-Сибирской плиты) // Известия Томского политехнического университета. — 2009. — Т.314. №1. - С. 61-65.

22. Исаев В.И., Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Ярков Д.М. Геохимическая оценка нефтегазоносности локальных ловушек // ГЕОИНФОРМАТИКА. 2009. - №2 (в печати)

23. Исаев В.И., Волкова H.A. Применение квадратичного программирования для решения обратной задачи геотермии // Тихоокеанская геология. 1995. - Т.14. - №1. - С.124-134.

24. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Исаева О.С., Лобова Г.А. Плотностное моделирование фундамента осадочного разреза и прогноз зон нефтегазонакопления (на примере Южного Сахалина и Западной Сибири) // Тихоокеанская геология. 2008. - Т.27 - № 3. - С. 3-17.

25. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральная часть Западно-Сибирской плиты) // Геофизический журнал. 2008. - Т.30 - №1. - С.3-27.

26. Исаев В.И, Лобова Г.А., Веселов Ю.А. Зоны разуплотнения доюрских отложений на траверсе Варьеганский мегавал Сургутский свод - Туманный вал - Красноленинский свод // Вестник Югорского государственного университета. - 2006. - №4. - С. 47-51.

27. Исаев В.И., Хростовская Н.В. О реализации на ЕС ЭВМ метода математического программирования для решения обратной задачи гравиметрии в линейной постановке // Разведочная геофизика: теория, методика, результаты. Киев: Наук. Думка, 1984. - С. 156-171.

28. Исаев Г.Д., Аухатов Я.Г. Прогноз нефтегазоносности палеозоя с новых концептуальных позиций // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.1. — Ханты-Мансийск: «ИздатНаукаСервис», 2006. -С.113-121.

29. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Веселов О.В., Бычков A.B., Соловейчик Ю.Г. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 2002. - №6. - С.48-54.

30. Исаев В.И., Старостенко В.И. Оценка нефтегазоматеринского потенциала осадочных бассейнов Дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии // Геофизический журнал. 2004. - Т.26. - №2. - С.46-61.

31. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. 2006. - Т.47. - №6. — С.734—745.

32. Исаев В.И., Лобова Г.А., Мочалкина Л.Н., Попов С.А., Литвинова О.Г. Факторы термической истории и нефтегенерации баженовской свиты Верхнеляминского вала (Югорский свод) // Вестник Югорского государственного университета. — 2008. №1(8) — С.34-42.

33. Исаев В.И., Лобова Г.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. 2008. - Т.313. - №1. - С.38-43.

34. Исаев В.И., Лобова Г.А., Рояк М.Э., Фомин А.Н. Нефтегазоносность центральной части Югорского свода // Геофизический журнал. 2009. - Т.31. - №2. - С. 15-46.

35. Каталог литолого-стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин Ханты-Мансийского АО. Т.1 / Под ред. В.Ф. Гришкевича и Е.А. Теплякова Ханты-Мансийск: ГП НАЦ РН ХМАО-ЮГРЫ, 2000. - 432 с.

36. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносностл (на примере мезозойских отложений ЗападноСибирской низменности) // Геология и геофизика. — 1967. №2. - С. 16-29.

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

38. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук A.A., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, 1975. - 680 с.

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

40. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. - 253 с.

41. 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.

42. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. -М.: Недра, 1987.- 134 с.

43. Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазонакопления на траверсе Красноленинский свод Ляпинский мегапрогиб // Вестник Югорского государственного университета. - 2007. - №6 — С.47-60.

44. Лобова Г.А. Очаги генерации тогурских нефтей центральной части Югорского свода // Ученые записки Казанского государственного университета. Сер. Естеств. науки. — 2008. -Т. 150.- кн.З.- С. 169-182.

45. Лобова Г.А., Попов С.А. Фораминиферовые комплексы верхнемеловых отложений центральной части Западной Сибири // Вестник Югорского государственного университета. 2008. - №1(8) - С. 69-77.

46. Лобова Г.А., Литвинова О.Г., Исаев В.И. Зоны разуплотнения доюрских отложений на траверсе Касский мегапрогиб Варьеганский мегавал (Западная Сибирь) // Новые идеи в науках о Земле: VIII межд. конф. Доклады. S-II. - М.: РГГРУ, 2007. - С. 157-160.

47. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании и развитии месторождений углеводородного сырья // Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2006. - С.3-9.

48. Мухер А.Г. Условия формирования нижне-среднеюрских континентальных отложений Красноленинского района в связи с нефтеносностью: Автореф. дис. канд. геол.- мин. наук. Тюмень: ТГУ, 1981. - 24 с.

49. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. - 80 с.

50. Подгорный JI.B., Хуторский М.Д. Термическая эволюция литосферы зоны сочленения Балтийского щита и Баренцевоморской плиты // Физика Земли. 1998. - №3. - С.56-65.

51. Семкин В.И. Генетические аспекты генерации нефтяных алканов // Геохимия. 2006, -№10. - С.1110-1118.

52. Соловейчик Ю.Г., Рояк М.Э., Персова М.Г. Метод конечных элементов для решения скалярных и векторных задач. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. - 896 с.

53. Справочник по геохимии нефти и газа. / Под ред. С.Г. Неручева. СПб.: Недра, 1998. -576 с.

54. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. -М.: Недра, 1986. 200 с.

55. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. Киев: Наук, думка, 1978.-228 с.

56. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. -М.: Недра, 1981. 143с.

57. Ушатинский И.Н., Харин B.C. Типы и состав пород баженовской свиты: Сборник научных трудов: Тюмень: Изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 54-63.

58. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2004. - Т.45 - №7. - С.833-842.

59. Хмельницкий P.A., Бродский Е.С. Хромато-масс-спектрометрия (методы аналитической химии). -М.: Химия, 1984. -216 с.

60. Шарбатян A.A. Экстремальные оценки в геотермии и геокриологии. М.: Наука, 1974. — 123 с.

61. Гордина Р.И., Кузьмичев О.Б., Коржик В.И., Гарипова А.Ш. «Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН Кустового месторождения». -Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», 2005. 150 с.

62. Коржов Ю.В., Исаев В.И., Лобова Г.А. Отчет по теме «Геохимическое исследование Центрально-Кустового участка с целью выявления залежей УВ». Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», - Ханты-Мансийск: Югорский государственный университет, 2007. - 128с.

63. Куликов Д.П., Игошкин В.П. Отчет «Комплексная переоценка ресурсов перспективных ловушек и перспективных зон — Фроловская зона». — Тюмень: Южный филиал ЦАГГИ ОАО «Хантымансийскгеофизика», 1999. 286 с.