авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

60 ЛЕТ АЛЕКСАНДРУ АЛЕКСАНДРОВИЧУ ЕМЕКЕЕВУ

Александр Александрович Емекеев родился 3 ноября 1952 г. в семье

сельского учителя в Чистопольском районе Татарстана.

После

окончания школы поступил в Казанский химико-

технологический институт им. С. М. Кирова, который окончил с отличи-

ем в 1976 г.

Получив диплом, Александр Александрович работал на кафедре общей

химической технологии (КХТИ) на должностях инженера, младшего на-

учного сотрудника, старшего научного сотрудника, старшего преподава теля. Там же, при аспирантуре института, в 1986 г. он защитил кандидат скую диссертацию. В 1997 г. получил ученое звание доцента.

С 1 октября 1999 г. А. А. Емекеев — ректор Альметьевского государст венного нефтяного института, одновременно занимает должность заве дующего кафедрой менеджмента факультета экономики и управления. В 2005 г. защитил докторскую диссертацию «Особенности формирования мотивации профессиональной деятельности в сфере промышленного производства», в этом же году ему присвоили звание профессора.

Александр Александрович Емекеев имеет множество авторских свиде тельств и патентов, является автором более 100 научных работ, в числе которых монографии: «Мотивы и стимулы профессиональной деятельно сти на промышленном производстве», «Технология синтеза информаци онно-интеллектуальных ресурсов», «Факторы трудовой мотивации». Он осуществляет научное руководство при подготовке диссертаций на соис кание ученых степеней, ведет хоздоговорные научно-исследовательские работы по экономике и социологии труда.

А. А. Емекеев активный участник общественной жизни — член прези диума УМО по нефтегазовому образованию РФ, член Республиканского комитета профсоюза работников нефтяной и газовой отраслей промыш ленности и строительства РТ.

Профессиональная и общественная деятельность А. А. Емекеева полу чила высокую оценку. А. А. Емекеев — заслуженный деятель науки РТ, почетный работник высшего профессионального образования РФ, имеет награды.

Уважаемый Александр Александрович!

Сердечно поздравляем Вас со знаменательным юбилеем, желаем крепкого здоровья, личного счастья, благополучия, новых творческих и профессиональных успехов.

Коллектив АГНИ Ректорат ТюмГНГУ Редколлегия журнала «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ»

Нефть и газ НЕФТЬ.

В. В. Нов ё ос лов.

Нефть и газ NEFT’ Published by Tyumen State Oil and Gas University since Editor-in-Chief V.V. Novoselov.

Нефть и газ Содержание Content Емекеев А. А., Иванов А. Ф.

Инновации в системе подготовки кадров для нефтегазовой отрасли А. A. Emekeev, A. F. Ivanov Innovations in the staff training system for oil and gas industry Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields Семенова Т. В.,. Данкова И. М.

Гидроминеральные ресурсы юга Тюменской области и перспективы их использования Semenova T. V., Dankova I. M.

Hydromineral resources of the Tyumen region south area Рыльков В. А., Рыльков А. В.

Анализ фонда локальных структур — важнейший фактор повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ Ryl’kov V. A., Ryl’kov A. V.

Analysis of local structures fund as a the most important factor f improving the efficiency of prospecting for oil and gas Мельникова М. В.

Перспективы нефтегазоносности неокома и юры полуострова Гыдан Melnikova M. V.

The petroleum potential of the neocomian and the jurassic deposits in the territory of peninsula Gydan Бурение скважин и разработка месторождений Drilling of wells and fields development Бадьянов В. А., Шкандратов В. В.

Оценка влияния прерывистости пласта ю1 на разработку по данным месторождений ооо «Лукойл — Западная Сибирь» Badyanov V. A., Shkandratov V. V.

Evaluation of j1 bed discontinuity impact on development of oil fields based on data from «Lukoil — West Siberia»

Краснова Е. И.

Влияние неравномерности разработки залежи на величину конденсатоотдачи Krasnova E. I.

Effect of spotted reservoir development on the value of condensate recovery Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р.

Распределение концентраций неуглеводородных компонентов в составе подвижной нефти разных классов Sorokin A. V., Sorokin V. D., Sorokina M. R.

Distribution of mobile oil hydrocarbon components concentrations of various classes Стрекалов А. В., Барышников А. А.

Метод повышения нефтеотдачи пластов посредством нагнетания магнитной жидкости Strekalov A.V., Baryshnikov A. A.

Method of reservoirs oil recovery enhancement via injection оf magnetic liquid Нефть и газ Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В., Мурзаулугов З. А.

Технологии интенсификации притока сеноманских скважин Panikarovsky E. V., Panikarovsky V. V., Murzaulugov Z. A.

Technology stimulation cenomanian wells Коротенко В. А., Сумин А. Н., Ягафаров А. К., Кушакова Н. П.

Эксплуатация залежей с вязковязкими нефтями Korotenko V. A., Sumin A. N., Yagapharov A. K., Kushakova N. P.

Explotation of deposits of high viscosity oils Родионов С. П., Косяков В. П.

Разработка алгоритмов назначения типа скважин на основе теории оптимального управления Rodionov S. P., Kosyakov V. P.

Development of algorithms for assignment of the wells type based on the optimal control theory Мамедова М. А.

Влияние радиуса контура питания на механические свойства неньютоновской жидкости в плоскорадиальной микротрещине Mamedova M. A.

Influence of the external boundary radius on mechanical characteristics of the non-newtonian fluid moving in plane-radial microcrack Фатеев Д. Г., Козубовский А. Г., Ефимов А. Д.

Способ корректировки молекулярной массы С5+в при создании моделей газоконденсатных систем Fateev D. G., Kozubovsky A. G., Ephimov A. D.

Method of correction of molecular mass of C5+ В group at creation models of gas condensate systems Солодовников А. О., Андреев О. В.

Применение СО2-содержащих составов для повышения нефтеотдачи пластов Solodovnikov A. O., Andreev O. V.

Application OF CO2-containing compositions for enhanced oil recovery Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта Designing, construction and operation of pipeline transport system Шпилевой В. А., Тырылгин И. В., Земенков Ю. Д.

Альтернативные системы приводов насосных агрегатов для новых магистральных нефтепроводов Shpilevoy V. A., Tyrylguin I. V., Zemenkov Yu. D.

Alternative systems of pump units drives for a new oil pipelines Мустафин Ф. М., Терехов Д. А., Чэнь Цюнь, Бахтиярова А. А.

Новые инновационные решения по защите от коррозии Mustafin F. M., Terekhov D. A., Chen Tsyun, Bahtiyarova A. A.

New innovation solutions for corrosion protection Кирик М. С., Пароменко А. М., Чернов А. Н.

Моделирование подводного теплообменника Kirik M. S., Paromenko A. M., Chernov A. N.

Modeling of underwater heat exchanger Нефть и газ Сызранцев В. Н., Голофаст С. Л., Маер А. В.

Расчет надежности участков газопровода на основе обработки технологической информации методами непараметрической статистики Syzrantsev V. N., Golofast S. L., Mayer A. V.

Сalculation of reliability of the gas pipeline sections on the basis of processing of technology data using methods of non-parametric statistics Химия и технология переработки нефти и газа Chemistry and technology of oil and gas processing Клевцов А. Е., Рогалев М. С., Магарил Р. З.

Получение деметанизированной фракции легких углеводородов при переработке попутного газа Klevsov A. E., Rogalev M. S., Magaril R. Z.

The optimization of cryogenic condensation unit operation for manufacture of demethanize broad fraction of light hydrocfrbons Яковлев Н. С., Агаев С. Г.

Депарафинизация летного дизельного топлива в постоянном электрическом поле Yakovlev N. S., Agaev S. G.

Summer diesel fuel dewaxing at all electric field Машины, оборудование и обустройство промыслов Machinery, equipment and field construction Перевощиков С. И.

Адаптационная модель для определения эффективной мощности газотурбинных двигателей Perevoschikov S. I.

Adaptation model for determination of effective power of gas turbine motors Жилин А. С., Грачев С. В., Субачев Ю. В., Задворкин С. М., Филиппов М. А., Михайлов С. Б., Токарев В. В.

Влияние термической обработки на магнитные свойства суперинварного сплава Zhilin A. S., Grachev S. V., Subachev Yu. V., Zadvorkin S. M., Filippov M. A., Mikhailov S. B., Tokarev V. V.

Influence of heat treatment on magnetic properties super-invar alloy Проблемы экологии нефтегазовых регионов Problems of petroleum regions environmental conditions Пермяков В. Н., Хайруллина Л. Б.

Дистанционный мониторинг состояния нефтегазохимического оборудования Permyakov V. N., Khairullina L. B.

Distant monitoring of the oil and gas chemical equipment Информационные технологии Information technologies Фаттахов И. Г.

Интеграция дифференциальных задач интенсификации добычи нефти с прикладным программированием Fattakhov I. G.

Integration of differential problems in oil production intensification using applied rogramming Рефераты Abstracts Нефть и газ УДК 378:622. ИННОВАЦИИ В СИСТЕМЕ ПОДГОТОВКИ КАДРОВ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ INNOVATIONS IN THE STAFF TRAINING SYSTEM FOR OIL AND GAS INDUSTRY А. А. Емекеев, А. Ф. Иванов A. А. Emekeev, A. F. Ivanov Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск Ключевые слова: опережающая подготовка кадров, инновации в образовании, нефтяная отрасль Key words: advanced staff training, innovations in education, petroleum industry На нефтяных месторождениях Республики Татарстан с начала разработки отобрано свыше 80% начальных извлекаемых запасов маловязких нефтей. В связи с этим перед неф тяной промышленностью поставлена задача освоения месторождений высоковязких неф тей.

Месторождения высоковязких нефтей в Татарстане имеют небольшую глубину залега ния. Малоподвижность подобных нефтей, обусловленная их высокой вязкостью, выдвигает на первый план необходимость использования технологий, способствующих снижению вязкости нефти в пластовых условиях для обеспечения ее притока к стволам добывающих скважин [1].

Решение этой задачи невозможно без внедрения на промышленных объектах современ ных технологий добычи, подготовки и переработки нефти, что, в свою очередь, требует подготовки кадров, владеющих данными технологиями.

В Альметьевском государственном нефтяном институте (АГНИ) разработана и внедрена система подготовки кадров, призванная усилить практическую направленность обучения специалистов внедрением в учебный процесс передовых достижений науки, техники, тех нологий и передового опыта в области нефтедобычи, нефтепереработки, автоматизации и информационных технологий, а также инициировать научно-исследовательскую деятель ность среди студентов, аспирантов и преподавателей института.

Реализация данной системы подготовки кадров стала возможной, в том числе благодаря созданному на базе АГНИ научно-образовательному центру автоматизированных систем управления производством [2, 3].

В состав центра входят 4 специализированные лаборатории, оснащенные передовым оборудованием ведущих мировых производителей автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и контрольно-измерительных приборов и автома тики (КИПиА) для нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Оборудование и программно-технические комплексы, представленные в лабораториях, ус тановлены и эксплуатируются на объектах структурных предприятий ОАО «Татнефть» и ОАО «Танеко», занимающихся добычей и подготовкой нефти, нефтепереработкой и нефте химией.

В процессе обучения студенты и специалисты знакомятся с новыми фундаментальными понятиями, терминами и функциями, составляющими основу современных технологий, получают практические навыки работы с техническим и программным обеспечением, отра батывают технологические приёмы использования компьютерных систем при проектирова нии и эксплуатации современных автоматизированных систем управления технологически ми процессами.

В лабораториях проводятся занятия по основам АСУ ТП, программированию промыш ленных контроллеров, противоаварийной защите технологических процессов, теории изме рительных процессов, КИПиА, метрологии, геологическому и гидродинамическому моде лированию.

Проведение занятий в таких лабораториях позволяет еще на раннем этапе обучения спе циалистов выработать у них профессиональные знания, умения и навыки, необходимые для включения в производственный процесс. Таким образом, институт имеет возможность осу ществлять опережающую подготовку и переподготовку кадров для нефтегазовой промыш ленности, так как в процессе обучения студенты и специалисты знакомятся с оборудовани ем, с которым они в будущем будут работать на производстве.

Так, в состав лаборатории автоматизированных систем управления (АСУ) входят рас Нефть и газ пределенная система управления (РСУ) Centum CS 3000 и противоаварийная защита (ПАЗ) ProSafe RS фирмы «Yokogawa». Представленное оборудование позволяет моделировать различные производственные процессы и имитировать различные ситуации, то есть отраба тывать навыки при работе с распределенными системами управления и противоаварийными системами, реализованными в нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Лаборатория контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА) включает се тевую систему управления (ССУ) Stardom фирмы «Yokogawa» и универсальный технологи ческий стенд, оснащенный приборами и автоматикой фирм «Yokogawa», «Emerson», «Vega»

и др.

Стенд предназначен для обучения студентов навыкам работы с программируемыми ло гическими контроллерами и оборудованием КИПиА. Средства измерения, представленные на стенде, аналогичны средствам измерения устанавливаемых на технологических объектах ОАО «Танеко» и объектах ОАО «Татнефть».

Студенты за время обучения получают навыки слесаря КИПиА, могут устанавливать, настраивать и проверять приборы, управлять и регулировать технологическим процессом, обрабатывать и анализировать полученные результаты измерения.

В лаборатории автоматизированных систем управления цеха добычи нефти и газа име ются различные информационные стенды корпоративных систем ОАО «Татнефть», а также реализованы элементы «Интеллектуальной скважины» и «Интеллектуального месторожде ния», на базе контроллеров фирм «Lufkin Automation», «Интек» и др.

Отличительная особенность лаборатории в том, что и студенты и ученые института имеют возможность получать информацию о работе объектов нефтедобычи в режиме оn line. Для реализации этой возможности в институте выделен сервер с выходом в корпора тивную сеть ОАО «Татнефть» для просмотра опытно-промыслового интеллектуального месторождения (Берёзовская площадь).

Для наиболее успешного применения той или иной технологии необходимо предвари тельное ее теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования являет ся построение различных моделей того или иного процесса разработки.

Подготовка студентов и специалистов, способных применять геологическое и гидроди намическое моделирование нефтяных месторождений, осуществляется в лаборатории, соз данной на основе программного комплекса фирмы «Roxar». Студенты, применяя программ ное обеспечение, реализованное в лаборатории, изучают строение месторождений. При этом используются также реальные промысловые данные с месторождений. Изучение ме сторождения позволяет повысить уровень понимания о нефтяных месторождениях, нагляд но увидеть их пространственные формы. В конечном итоге это дает возможность получить навыки по применению новейших пакетов программ, используемых во всем мире.

Наряду с этим институтом совместно с компанией «Татнефть» разработан курс практи ческого обучения в полевых условиях: студенты и преподаватели выезжают на практиче ские занятия непосредственно на объекты нефтедобычи, которые проводят ведущие спе циалисты компании.

Кроме того, к ведению учебных занятий по специальным дисциплинам активно привле каются высококлассные специалисты управлений и института «ТатНИПИнефть», входящих в состав ОАО «Татнефть». При этом научными руководителями почти всех выпускных ква лификационных являются специалисты с производства. Подобный подход позволил выпол нять выпускные квалификационные работы по тематикам, предложенным работодателями.

При этом работы основываются на реальных данных. И как следствие такого подхода – многие результаты внедряются на производстве.

По всем основным направлениям центра регулярно проводятся обучающие семинары, курсы повышения квалификации, разрабатывается и совершенствуется методическое обес печение. В программах обучения принимают участие представители компаний «Альбатрос»

(Россия), «Emerson» (США), «Lufkin Automation» (США), «Stahl» (Германия), «Yokogawa»

(Япония) и др.

Наряду с образовательной деятельностью студенты и ученые института имеют возможность в центре заниматься научной работой (результаты научных исследований в дальнейшем внедряются на производстве).

За 2 года в центре прошли обучение около 700 студентов, более 300 специалистов повы сили квалификацию, выполнили ряд научно-исследовательских и выпускных квалификаци онных работ.

Таким образом, реализованная на базе АГНИ система подготовки кадров для нефтегазо вой отрасли позволила преподавателям и обучающимся работать на современном оборудо вании, использовать реальные данные нефтяных месторождений в процессе подготовки и Нефть и газ выполнения научных исследований. В конечном итоге это позволило осуществлять меж дисциплинарную опережающую подготовку специалистов в сфере нефтедобычи, машино строения, других отраслей экономики, развивать научные исследования и коммерциализи ровать разработки, осуществлять «доводку» бакалавров, повышать квалификацию специа листов и осуществлять переподготовку кадров.

Список литературы 1. Хисамов Р. С., Ибатуллин Р. Р., Никифоров А. И., Иванов А. Ф., Низаев Р. Х. Теория и практика моделирова ния, разработки нефтяных месторождений в различных гелого-физических условиях. – Казань: Изд-во «Фэн» Акаде мии наук РТ, 2009. – 239 с.

2. Емекеев А. А. Образование, наука, производство: интеграция и инновации // Известия высших учебных заведе ний. Нефть и газ. – 2011. – № 4. – С. 6–9.

3. Емекеев А. А., Иванов А. Ф. О некоторых аспектах опережающей подготовки кадров в Альметьевском госу дарственном нефтяном институте // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. – Аль метьевск: АГНИ, 2012. – Т. Х. – С. 4–8.

Сведения об авторах Емекеев Александр Александрович, д.с.н., профессор, заведующий кафедрой менеджмента, ректор Альметьев ского государственного нефтяного института, г. Альметьевск, тел: 8(8553)310001, e-mail: rector@agni-rt.ru Иванов Алексей Федорович, к.п.н., доцент, первый проректор Альметьевского государственного нефтяного ин ститута, г. Альметьевск, тел: 8(8553)31-00-06, e-mail: 1_prorektor@agni.ru Emekeev A. А., Doctor of Social Sciences, professor, the head oh the Management department, Rector of Almetyevsk State Oil Institute, Almetyevsk, tel.: 8(8553)310001, e-mail: rector@agni-rt.ru Ivanov A. F., Candidate of Pedagogical Sciences, an associate professor, the First pro-rector of Almetyevsk State Oil In stitute building 2, Almetyevsk, tel.: 8(8553)310006, e-mail: 1_prorektor@agni.ru _ Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа УДК 556. ГИДРОМИНЕРАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ЮГА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ HYDROMINERAL RESOURCES OF THE TYUMEN REGION SOUTH AREA Т. В. Семенова, И. М. Данкова T. V. Semenova, I. M. Dankova Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: ресурсы и запасы подземных вод, заводнение нефтяных пластов, совместимость пластовых и закачиваемых вод, минеральные воды, лечебные воды, промышленные воды, термальные воды Key words: groundwater resources and reserves, waterflooding of oil reservoirs, compatibility of formation and injected water, mineral water, treatment of water, industrial water, thermal waters Территория юга Тюменской области обладает весьма значительными ресурсами и запа сами подземных вод, которые могут быть использованы для хозяйственно-питьевого водо снабжения, в химической промышленности, бальнеологии, для теплоэнергетических целей, а также для закачки их в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления.

Для заводнения нефтяных пластов широко применяются пресные воды поверхностных и подземных источников, минерализованные воды апт-альб-сеноманского комплекса, а также попутно добываемые воды действующих нефтепромысловых объектов. На большин стве нефтяных месторождений рассматриваемой территории используют воды апт-альб сеноманского комплекса. Это вызвано тем, что благодаря близости их химического состава с водами продуктивных пластов и повышенной температуре, они имеют более высокую вымывающую способность по сравнению с поверхностными и пресными подземными во дами. В 90-х годах прошлого столетия на Кальчинском нефтяном месторождении впервые пробурили скважины на новомихайловском водоносном горизонте олигоценового комплек са, для отбора пресных подземных вод и использования их в системах поддержания пласто вого давления. Использование пресных подземных вод для технических целей, в данном Нефть и газ случае, разрешили в порядке исключения в связи с ограниченными запасами подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса. Однако в этом случае остро встает вопрос о совместимости пластовых и закачиваемых вод. Для решения данной проблемы используются различные методики Стиффа-Девиса, Дебая-Гюккеля, а также термодинами ческое моделирование физико-химических процессов в смешиваемых водах в рамках ОСТ 39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов». В результате проведенных расчетов установлено, что пластовые воды продуктивных горизонтов и закачиваемые воды апт-альб сеноманского гидрогеологического комплекса на месторождениях юга Тюменской области перенасыщены относительно карбоната кальция и при их смешении возможно выпадение осадка. Пресные подземные воды новомихайловского водоносного горизонта олигоценово го комплекса Кальчинского месторождения недонасыщены относительно карбоната каль ция.

Лабораторные исследования по смешению пластовых и закачиваемых пресных вод оли гоценового водоносного горизонта показали, что при смешении минерализованных пласто вых и закачиваемых пресных подземных вод степень насыщения относительно карбоната кальция снижается, стремясь к равновесному состоянию, а взаимодействие основных соле образующих ионов в исследуемых водах и их смесях не приводит к образованию осадка (рис. 1).

Пресные подземные воды юга Тюменской области являются одним из основных источ ников хозяйственно-питьевого водоснабжения. В целом по югу области использование под земных вод составляет 55% от общего объема добываемой воды для питьевых целей. Наи более крупными потребителями питьевых подземных вод являются города и районные цен тры, величина разведанных и предварительно оцененных запасов подземных вод для хозяй ственно-питьевого водоснабжения составляет 762,5 тыс. м3/сут.

Рис. 1. Графики смешения пластовых вод ачимовской толщи и закачиваемых пресных вод олигоценовых отложений Кальчинского нефтяного месторождения По химическому составу подземные воды на рассматриваемой территории пресные и лишь в южных бессточных районах лесостепной зоны солоноватые с минерализацией от 5 до 10 г/дм3. Все разведанные месторождения для хозяйственно-питьевого и техниче ского водоснабжения обладают высокими потенциальными возможностями, истощение запасов подземных вод в пределах месторождений не наблюдается.

Нефть и газ Многолетние наблюдения за режимом пресных подземных вод рассматриваемой терри тории вод свидетельствуют о том, что колебания их уровня, как и другие природные про цессы, подчиняются определенным закономерностям, выражающимся в периодической смене циклов высоких и низких значений параметров (подъемов и спадов уровней).

Цикличность изменения уровненного режима и ее периодичность – важный фактор формирования ресурсов пресных подземных вод, поэтому исследования периодичности в колебаниях уровня имеют существенное значение при оценке и прогнозировании величины ресурсов и запасов подземных вод. Анализ цикличности положения уровней подземных вод выявил преобладание в многолетних рядах наблюдений 10–11 и 18–21-летних циклов, ко торые, присутствуя в многолетних рядах изменения солнечной активности, свидетельству ют о косвенном влиянии деятельности солнца. Статистический анализ уровненного режима подземных вод по скважинам наблюдательной сети Голышмановского, Бердюжского и Ок тябрьского районов в многолетнем разрезе показывает на 11-летнюю периодичность коле баний (рис. 2).

Максимумы предыдущих 10–11-летних циклов солнечной активности приходились на 1968, 1979, 1989 и 2000 годы, минимумы на 1975, 1986, 1997 годы. С 1998 года начался 23-й цикл, который по максимальным значениям превышает 22-й. Пик солнечного излучения в этом цикле пришелся на 2000-2002 годы, а с 2003 года Солнце находится в нисходящей фазе своей активности. Многие солнечные циклы, как и последний 23-й, имеют не один (глобальный) максимум активности, а два максимума, первый наиболее интенсивный и второй, отстающий от него на 1-2 года. Изменения уровня подземных вод, соответствую щие изменениям солнечной активности, наблюдаются далеко не всегда, в связи с возни кающей в атмосфере циклонической деятельностью и сложным сочетанием взаимосвязей различных факторов, определяющих режим подземных вод.

700 0, Глубина залегания уровня ПВ от поверхности земли, м 1, 2, Солнечная активность, W 400 3, 4, 5, 6, 7, 0 Солнечная активность скв. 204а/44 скв. 7г/2-41 скв. 3г/ Рис. 2. Графики колебания солнечной активности и уровней подземных вод в наблюдательных скважинах Оценивая все факты в целом, можно заключить, что косвенная связь «солнечная актив ность — режим уровня подземных вод» имеется, но она сильно завуалирована по причине влияния приземных факторов — сначала в атмосфере, а затем в зоне аэрации и в водонос ном горизонте. В результате эти связи проявляются в режиме уровня грунтовых вод, но через другие факторы (климатические, гидрологические и т.д.).

Основная масса минеральных вод юга Тюменской области обладает высокими темпера турами в пластовых условиях и может служить источником тепловой энергии. Возможность использования термальных вод определяется рядом показателей: водопроводимость кол лекторов (более 30 м2/сут), температура воды на изливе (выше 400С), минерализация под земных вод не более 10 г/дм3, отсутствие солеотложений в трубах при эксплуатации, низкая коррозионная активность воды. На рассматриваемой территории в апт-альб-сеноманском Нефть и газ комплексе температура воды в пластовых условиях 38–88 0С, на устье скважин 35–500С, дебиты скважин при самоизливе составляют 15–30 л/с, водопроводимость изменяется в пределах 80–150 м2/сут, минерализация 10,6–20,8 г/дм3. В неокомском комплексе воды имеют пластовую температуру 50–950С, на устье скважин 60–750С. Дебиты скважин при самоизливе составляют 10-20 л/с, водопроводимость варьирует в пределах 20–40 м2/сут, минерализация 9,2–19,9 г/дм3. Термальные воды юрского комплекса не рассматриваются из-за малодебитности скважин. Широкомасштабное использование подземных вод исклю чительно как источника тепла в рассматриваемом районе нерационально. Более выгодным является комплексное использование — совместно с промышленным извлечением ценных компонентов. При этом полученное через теплообменники тепло будет почти бесплатным.

Рассматриваемый район весьма перспективен для извлечения йодо-бромного сырья с установленными эксплуатационными запасами промышленных вод. В юрском комплексе содержание йода 21–32 мг/дм3, неокомском 19–33 мг/дм3, в апт-сеноманском 16–22 мг/дм3.

Наиболее высокое содержание йода приурочено к морским отложениям, характеризую щимся максимальным метаморфизмом органического вещества. На Черкашинском место рождении йодных вод и Зимнем нефтяном месторождении, содержание йода составляют соответственно 26,1 и 68,7 мг/дм3.

Концентрации брома в водах изменяются от 40 до 69 мг/дм3, бор встречается в концен трациях, как правило, не превышающих 10–15 мг/дм3, однако, на Тобольском и Черкашин ском месторождениях подземных промышленных вод его содержание достигает 61,8–63,96 мг/дм3.

Кондиционным считается для йодных вод содержание йода 18 мг/дм3, для йодо бромных 10 мг/дм3 йода и 200 мг/дм3 брома, для бромных 250 мг/дм3 брома. Однако данные кондиции установлены для широкомасштабного извлечения йода. В условиях перспектив ного развития нефтегазодобычи извлечение йода следует рассматривать как попутно добы ваемое сырье, поэтому кондиционные требования могут быть снижены, а технологию из влечения следует ориентировать на небольшие по производительности скважинные уста новки. Значительное превышение природных концентраций йода, кондиционных для апт сеноманского, неокомского и юрского комплексов в совокупности с другими аспектами использования гидроминеральных ресурсов может принести значительную выгоду в рас сматриваемом районе. Однако появившиеся во второй половине 1990-х годов проекты строительства новых йодо-бромных заводов, в том числе на территории юга Тюменской области, до сих пор не реализованы [1].

Подземные воды рассматриваемого района имеют повышенные концентрации микро элементов. Прежде всего, это щелочноземельные элементы — рубидий и цезий, кондици онные содержания в водах для которых соответственно составляют 3,0 и 0,5 мкг/дм 3. По вышенные содержания цезия выше кондиционных (0,57 мг/дм3) отмечены в юрском гидро геологическом комплексе Тобольской площади (0,8 мг/дм3) и в неокомском гидрогеологи ческом комплексе Уватской площади. Многие из отмеченных микрокомпонентов (Br, I, B, Mg, Co и др.) оказывают бальнеологическое воздействие на организм человека и являются минеральными лечебными водами.

По концентрации и сочетанию бальнеологически актив ных компонентов подземные воды рассматриваемого района относятся к хлоридной, хло ридно-сульфатной и хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатной группам. По общему и микро компонентному составу они являются аналогами известных лечебных вод, используемых на курортах. Подземные среднеминерализованные питьевые лечебные воды юга Тюменской области относятся к Талицкому и Нижнесергинскому типу, средне- и высокоминерализо ванные воды выделены в особый — Тюменский — тип и имеют три аналога — Талицкий, Майкопский и Хадыженский. Минеральные воды хорошо себя зарекомендовали как ку пальные воды при лечении сердечно-сосудистой системы, опорно-двигательного аппарата, желудочно-кишечного тракта, неврологических и других заболеваний [1].

На базе подземных минеральных вод, на юге Тюменской области действуют 6 санатори ев, 7 профилакториев, 3 дома отдыха, несколько баз отдыха, спорткомплексов, водолечеб ниц. 68 скважин эксплуатируются в качестве бальнеологических. Ресурсы лечебных мине ральных вод в рассматриваемом районе почти не ограничены. Повышенная температура решает энергетическую проблему подогрева ванн. Возможно применение их в качестве столовых минеральных.

Подземные воды рассматриваемой территории обладают значительными ресурсами рас творенных углеводородных газов, содержание которых в среднем составляет 2 м3/м3. Сле дует обратить внимание на гелиеносность водорастворенных газов. Так, в Уватской опор Нефть и газ ной скважине концентрация гелия варьирует в пределах 0,065–0,075%, при кондиционном содержании 0,035 %. Хотя добыча водоростворенных газов сопряжена с большими трудно стями, многие исследователи считают, что они могут стать надежными и почти неисчер паемым источником углеводородного сырья в ближайшем будущем. Значительные пер спективы можно связывать с извлечением водорастворенных органических веществ (соли жирных кислот, ароматические углеводороды и др.), концентрации которых в сумме могут достигать нескольких грамм в литре. Здесь можно говорить о получении в «чистом виде»

веществ, которые обычно используют в качестве добавок к моторному топливу для улуч шения его качественных характеристик (октановое число и др.). Комплексное использова ние гидроминеральных ресурсов рассматриваемого района на базе нефтедобычи может оказаться достаточно прибыльным предприятием.

Список литературы 1.Матусевич В. М., Курчиков А. Р., Семенова Т. В., Павленко О. Л. Нефтегазовая гидрогеология Западно Сибирского мегабассейна: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.- 100 с.

Сведения об авторах Семенова Татьяна Владимировна, к.г.-м.н., доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюмен ский государственный нефтегазовый университет, тел.(3452) 39-03-46, e-mail:t_v_semenova@list.ru Данкова Ирина Михайловна, к.г.-м.н., директор научно-исследовательского института геологии и разработки, тел.(3452) 757127, e-mail: dankova@sibniigr.ru Semenova T. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, associate professor at Department of oil and gas fields geology, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 3452) 39-03-46, e-mail:t_v_semenova@list.ru Dankova I. M., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, Director of the Research Institute of Geology and Re servoir Engineering, phone: (3452) 757127, e-mail: dankova@sibniigr.ru УДК 550. АНАЛИЗ ФОНДА ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР — ВАЖНЕЙШИЙ ФАКТОР ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ ANALYSIS OF LOCAL STRUCTURES FUND AS A THE MOST IMPORTANT FACTOR F IMPROVING THE EFFICIENCY OF PROSPECTING FOR OIL AND GAS В. А. Рыльков, А. В. Рыльков V. A. Ryl’kov, A. V. Ryl’kov Управление по недропользованию по Тюменской области МПР;

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: локальные структуры, объекты, ловушки, ресурсы, запасы, нефть, газ, оценка ресурсов, эффективность, юг Тюменской области Key words: local structures, target formations, traps, resources, oil and gas reserves, efficiency, South area of Tyumen region В последние два десятилетия в России, да и за рубежом, в практике научных и произ водственных исследований сложилась довольно парадоксальная ситуация: большая часть исследователей отмечает существенное истощение общего фонда локальных антиклиналь ных структур (основной объект постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ на протяжении многих десятилетий) и необходимость ориентации поисков на неантиклиналь ные объекты. Между тем, имеются все основания утверждать, что в нефтегазовой геологии вообще, и в российской в частности, мы имеем дело в основном именно с антиклинальными объектами (ловушками). Залежи нефти в синклинальных перегибах между антиклинальны ми структурами в природе встречаются, но крайне редко и почти все, так называемые, неан тиклинальные ловушки расположены именно на антиклинальных структурах, преимущест венно на их склонах. В условиях Западной Сибири чаще всего встречается вариант наличия «лысых» сводовых частей (отсутствие пород — коллекторов в отдельных продуктивных пластах, горизонтах). Эта особенность наиболее характерна для отложений тюменской сви ты, верхнеюрских образований (вогулкинская толща, васюганская свита и их аналоги, ачи мовская толща берриас-валанжина). Большая вера в преимущественное распространение нефтегазоносных пластов по всей площади антиклинальных складок и приводит к тому, что значительное число поисково-разведочных скважин закладывается в сводовых частях под нятий, в то время как в наиболее перспективных для того или иного района отложениях Нефть и газ скопления углеводородов (УВ) часто находятся на их склонах и при их выявлении относят ся к категории неантиклинальных или неструктурных. Эта принципиально неверная пози ция и обуславливает зачастую низкий коэффициент удачи: одна продуктивная скважина из числа 3-х и даже 4-х пробуренных скважин.

Нам представляется более правильным и обоснованным разделение всех ловушек (именно ловушек — главных объектов для постановки глубокого бурения) на пластово сводовые и барьерные. Во-первых, пласт-коллектор распространен по всей площади ло кальной структуры, во-вторых, его распространение дискретно, то есть со всякого рода ог раничениями — барьерами: выклинивание, замещение, дизъюнктивная тектоника и т.д.

Вероятность появления барьерных ловушек можно прогнозировать по общегеологическим данным, а в ряде случаев устанавливать по сейсмическим материалам. В этом прогнозиро вании и заключается возможность более полного и более достоверного обоснования точек размещения глубоких скважин и, соответственно, более высокого уровня эффективности поисковых и разведочных работ. В этой большой и сложной работе большое значение будут иметь знания общего состояния фонда локальных структур, которые, как и в прежние годы, представляются в виде антиклинальных складок, но со своими особенностями распределе ния пластово-сводовых и барьерных ловушек в различных частях перспективного на нефть и газ осадочного разреза.

В настоящей статье рассматриваются некоторые особенности состояния фонда локаль ных структур на примере одного из новейших и одновременно сложнейших в геологиче ском отношении районов Западно-Сибирского мегабассейна — юга Тюменской области.

Выбор объекта не случаен. В отличие от других частей Западно-Сибирского нефтегазо носного мегабассейна, южные районы Тюменской области находятся еще на начальной стадии освоения нефтегазовых ресурсов. По сути дела широкого разворота геологоразве дочных работ здесь не происходило в прежние годы. В настоящее время они активизирова лись (активизировалась и добыча нефти), однако, более полное изучение этого региона и более активное освоение его нефтегазовых ресурсов, скорее всего, еще впереди. Здесь осо бенно важно знание всех особенностей фонда локальных структур – антиклинальных под нятий, которые по-прежнему являются и будут являться основными объектами постановки поисково-разведочных работ.

В южных районах Тюменской области, играющих, по существу, роль самостоятельного субъекта Федерации (юридически не оформленного), несмотря на относительно небольшой объем работ, сложилась вполне определенная картина распределения локальных структур, изучение которой по нашему убеждению может принести значительную пользу делу даль нейшего роста добычи углеводородного сырья.

В кратком изложении историю изучения геологического строения юга Тюменской об ласти можно разделить на ряд этапов. Первый из них связан со второй половиной Х1Х века, когда в ряде научных трудов (Н. Ф. Миддендорф, 1871;

Б. Котт, 1871;

Н. Ядринцев, 1886;

И. Д. Черский;

1888;

Н. К. Высоцкий;

1894, 1896 и др.) были приведены первые сведения, позволившие составить представление об основах геологии всего Западно-Сибирского ре гиона и его южной части [1, 2, 4, 5, 8]. Этими исследованиями создана первая схема страти графического расчленения неоген-четвертичных отложений юга региона. Активизировав шиеся геологические исследования во время строительства Транссибирской железнодорож ной магистрали по ее окончанию существенно сократились и проводились лишь эпизодиче ски (более активно стали изучать горные обрамления). Однако равнинная часть Западной Сибири не выпала из поля внимания геологов, и уже тогда возникает интерес к проблеме ее нефтегазоносности. В самом начале ХХ века (1905–1920 гг.) были выполнены даже попыт ки бурения мелких скважин на нефть, не давших положительных результатов.

В 20-е годы прошлого столетия произошел заметный сдвиг в сторону геологического изучения юга. Благодаря работам А. А. Борисяка (1923), Я. С. Эдельштейна (1926) система тизированы все имеющиеся сведения и появились первые, правда, очень упрощенные, схе мы палеогеографических реконструкций [5, 8].

Очень заметными стали 30-е годы, когда начала обсуждаться непосредственно проблема поисков нефти и газа в Западной Сибири. Особо следует выделить выступление академика Губкина Ивана Михайловича на выездной сессии АН СССР в г. Свердловске и г. Новоси бирске в 1932–1934 гг. Очень часто этому исследователю приписывается «гениальная до гадка» о высоких перспективах нефтегазоносности огромной по площади Западно Сибирской равнины или утверждается, что никакой особой роли высказывания И. М. Губ кина не сыграли в связи с их очень уж общим характером. Имеются все основания утвер ждать, что неверны оба утверждения. Один из авторов данной статьи (А. В. Рыльков) в 1965–66 гг. по заданию первого директора ЗапСибНИГНИ МИНГЕО СССР Н. Н. Ростовце ва занимался анализом довольно обширной информации по проблеме нефтегазоносности Нефть и газ Западной Сибири, имеющейся в геологических организациях г.Томска (экспедиции, объе динения, государственный университет, политехнический институт, так как в те годы г. Томск являлся одним из центров по геологии Сибири, и там концентрировалась почти вся информация по данной проблеме). Хотя по ряду обстоятельств такое изучение не было про ведено с максимальной полнотой и детальностью, полученные данные позволили сделать некоторые вполне определенные выводы. Материалы показали, что исследователи (доволь но широкий круг) высоко оценивали перспективы Западной Сибири, однако, такая оценка касалась лишь палеозойских образований, являющихся фундаментом для слабо уплотнен ных осадков мезозойско-кайнозойского возраста. К числу таких исследователей относятся крупные ученые: М. А. Усов, Н. Н. Шатский;

М. К. Коровин, Н. А. Кудрявцев и др. По их мнению, именно эти отложения (палеозой) могут содержать месторождения нефти и газа, а мезозой в силу ряда геологических условий бесперспективен или будет содержать очень небольшие скопления углеводородов. Высочайшей научной заслугой академика И. М. Губкина является утверждение о высоких перспективах не палеозойских, а именно мезозойских отложений, способных удовлетворить потребности в топливе не только Урала, Кузбасса и прилегающих промышленных зон, но и потребности всей страны. Важно под черкнуть, что это конкретное утверждение не являлось «гениальной догадкой», это было научно-теоретически и эмпирически обоснованная рекомендация, основанная на анализе материалов по России и ряду зарубежных стран (Канада, США и др.) в которых бывал в командировках И. М. Губкин. В основе его рекомендации лежит уже известное в то время положение о преимущественной связи нефтеносности с морскими отложениями, а газонос ности с континентальными и субконтинентальными образованиями. Именно вполне реаль ный переход триас-юрских угленосных отложений Урала (Челябинский бассейн) в морские (этого же возраста) позволили академику сделать такой основополагающий вывод о роли Западной Сибири в формировании топливно-энергетического комплекса страны.

Еще более оптимистические и более геологически обоснованные оценки даны профес сором Ростовцевым Николаем Никитичем — первым директором ЗапСибНИГНИ МИНГЕО СССР (1964–1971гг.). В конце 30-х и середине 50-х годов прошлого столетия им были опубликованы важные научные работы, посвященные обоснованию высоких перспектив нефтегазоносности именно мезозойских отложений, а не палеозойских (существенно более низкая нефтегазоносность этих образований) [4,8]. Блестяще впоследствии подтверждены не только эти заключения (он считал уже в 50-е годы Западную Сибирь будущей главной базой страны по нефти и газу), но и конкретные выводы по повышению этажа нефтегазо носности в центре и на севере региона.

Именно эти ученые – И. М. Губкин и Н. Н. Ростовцев — были предельно конкретными в проблеме поисков нефти и газа в Западной Сибири и их ни в коем случае нельзя обвинять в общем характере сделанных оценок. Их заключения являются научно-теоретическими и прикладными обоснованиями, а не просто догадками.

Освещая этот этап изучения геологии региона, следует отметить еще одну несправедли вость. Речь идет о результатах экспедиционных работ В. Г. Васильева (1934–1937 гг.) — руководителя геологической партии треста «Востокнефть», проводившего исследования естественных обнажений (палеоген-неогенового и четвертичного возраста) и проверку зая вок на выходы нефти на дневную поверхность. Хотя каких-то конкретных результатов в ходе этих работ получено не было, вывод общего характера о перспективности центральной и южной части региона был сделан [2]. Впоследствии В. Г. Васильев стал крупным ученым и одним из руководителей газовой отрасли СССР, но в полной мере заслуги этого исследо вателя по каким-то причинам оценены не были. Примерно такая же ситуация сложилась и с другим исследователем — Н. П. Туаевым (1936-1939 гг.).

Переломным моментом в изучении геологического строения и нефтегазоносности юж ных районов Тюменской области, да и всей Западной Сибири, явился 1947 г. — год созда ния в стране Министерства геологии. В начале 1948 г. утвердили план нефтегазопоисковых работ в Сибири. По Западной Сибири предусматривалось бурение сети опорных скважин и проведение региональных геофизических исследований. Уже к началу 60-х вся территория юга области была покрыта аэромагнитной съемкой масштаба 1:1000 000, а частично и мас штаба 1:200 000. В начале 50-х годов были начаты гравиметрические съемки масштаба 1:1 000 000, 1:500 000 и 1:200 000, что дало возможность к началу 60-х выполнить тектони ческое районирование фундамента с выделением в нем гранитоидных масс и т.д. Эти мате риалы широко использовались при составлении первых тектонических схем платформенно го чехла. Существенным дополнением этих работ явились исследования электроразведоч ным методом модификаций МТТ (метод теллурических токов) и ВЭЗ (вертикальное элек трическое зондирование).

Огромную роль в изучении взаимоотношений платформенного чехла со складчатым Нефть и газ фундаментом, строения отдельных осадочных комплексов, изменения структурных планов локальных поднятий и т.д. сыграли региональные сейсмические профили МОГТ, начатые в 70-е годы. Общий объем этих работ по югу составляет около 2000 км.

На юге области на первых этапах изучения проводились и такие специфические работы как колонковое бурение скважин глубиной до 500 м. В результате реализации планов ко лонкового бурения по профилям и отдельным площадям получили данные по стратиграфии верхних этажей осадочного чехла и их структурным особенностям. За 1952–1959 гг. пробу рили 697 скважин общим объемом проходки 252451 м. (194 скв. и 74960 м по профилям и 503 скв. и 177491 м по отдельным площадям). К сожалению, основные объемы структурно колонкового бурения были сосредоточены в пределах современных малоперспективных земель. По ряду причин (высокая стоимость, длительность процесса, слабая связь с данны ми по глубоким горизонтам, вплоть до ее отсутствия и др.) этот вид работ исключили из комплекса геолого-разведочных работ (ГРР). Тем не менее, можно утверждать, что он сыг рал положительную роль в изучении геологии региона.

Революционный характер носит самый информативный метод ГРР — глубокое бурение.

Уже первые две опорные скважины — Тюменская (15.02.1949 – 27.08.1950 гг., забой 2000 м) и Уватская (20.11.1951 – 07.09.1954 гг., забой 2983 м) позволили в совокупности с первыми поисковыми скважинами (Покровская, Заводоуковская, Абалакская и другие пло щади) существенно уточнить, а по сути создать довольно надежную схему размещения стратонов местного стратиграфического расчленения осадочного разреза. Многие из этих стратонов сохранили свое значение до настоящего времени.

С 1983 г. по 1999 г. на юге области пробурены 4 параметрических скважины: Ишимская № 1(забой 3079 м), Пихтовая №200 (3353 м), Носкинская №33 (2554 м) и Демьянская № (2712 м). По ряду причин, эти, весьма удачно размещенные скважины, не смогли полностью выполнить свое назначение — Ишимская и Демьянская скважины были переведены в кате горию поисковых, а по Пихтовой не составили окончательный отчет.

Вполне естественно, что в вопросах подготовки объектов для постановки буровых ра бот, главную роль сыграла сейсморазведка. На первом этапе ее проведения (1951–1957 гг.) широко использовался метод отраженных волн (МОВ). Было выделено 49 антиклинальных структур. Несмотря на достаточно высокую эффективность этих работ (в год подготавлива лось от 1 до 9 структур) (именно на них были открыты впоследствии месторождения Каль чинское, Урненское, Усть-Тегусское, Пихтовое, Ендырское и др.), после 1975 г. площадные сейсморазведочные работы в южных районах области приостановили (сказались, в первую очередь, быстрые темпы открытий в центральных и северных районах области).

В начале 90-х годов начался второй этап сейсморазведочных работ, наиболее плодо творный, связанный непосредственно с открытием ряда нефтяных месторождений. На ос нове применения новых методов и технологий, новой техники, более оптимальной органи зационной структуры (функционировали такие крупные организации как ОАО «Тюменнефтегеофизика», Центральная геофизическая экспедиция, ОАО «Хантымансийск геофизика» и др.), было выявлено и подготовлено более 150 локальных структур (около 84% закартированы в масштабе 1:50 000, остальные в масштабе 1:100 000). Очень важно подчеркнуть, что в отличие от первого этапа, применение МОГТ позволило картировать более широкий круг геолого-геофизических параметров и, как следствие, большее число геологических условий: литологические особенности разреза, литолого-стратиграфические и структурно-литологические ловушки зоны аномальных разрезов баженовской свиты, по роды-коллекторы в глинистой абалакской свите и ряд других показателей, ранее недоступ ных МОВ. Существенно возросли возможности структурных построений (в разрезе иногда удается выделить до 15–16 отражающих горизонтов — от кровли фундамента до горизон тов «Г» и «С» в верхнем мелу).

Новейшие материалы по строению разрезов отдельных локальных объектов-структур привели к созданию более надежной базы для разворота поисково-разведочного бурения на юге области и позволили ставить в отдельных случаях вопросы о возврате на поисковые объекты с ранее полученными отрицательными результатами (Менделеевская, Тобольская, Челноковская и др. структуры).


При создании фонда локальных структур нам не удалось включить в него все выявлен ные и подготовленные структуры по югу области. Основная причина — отсутствие необхо димой информации (в последние годы она собственность различного рода ОАО, ООО, ЗАО, и т. д. и почти недоступна). Тем не менее, материалы по состоянию на 01.01.2005–2006 гг.

удалось в базу данных поместить. Всего в фонд включили 329 структур с различными кате гориями подготовленности: а) намеченные;

б) выявленные;

в) подготовленные. По геологи ческой значимости эти структуры дополнительно разделены на следующие классы:

а) структуры с выявленной нефтегазоносностью — месторождения;

б) подготовленные Нефть и газ структуры с оценкой ресурсов нефти по категории С3 (перспективные);

в) подготовленные структуры с оценкой С3 не внесенной по разным причинам в Госбаланс;

г) подготовленные структуры без оценки по С3;

д) структуры, выявленные;

е) структуры, намеченные по ре гиональным геолого-геофизическим исследованиям.

Наиболее важны с практической точки зрения подготовленные структуры. На каждую структуру составляется паспорт установленной формы с полной информацией по истории изучения объекта. Однако в реальности главное условие — наличие качественного паспорта — не всегда соблюдается. Очень часто в паспортах сведения о С3 отсутствуют, или эта ка тегория ресурсов привязана слишком обще (без привязки к конкретным пластам). Имеются случаи, когда в паспортах приводится оценка С3 с помещением ее в Госбаланс, но сами структуры отнесены к категории выявленных. Имеются и другие случаи неполного соответ ствия паспортных данных всем имеющимся требованиям.

Нами с учетом корректировки паспортных данных по югу области к категории подго товленных отнесены 77 локальных структур, из которых 73 размещены в пределах Тоболь ского и Демьянского нефтегазоносных районов (НГР), а четыре структуры в пределах ма лоперспективных земель (Заводоуковская, Покровская, Челноковская, Быструхинская).

Анализ имеющихся материалов указывает на высокую информативность повторных сейсмических работ на ряде структур. Повторная детализация с использованием МОГТ в 2 3 раза увеличивает возможность картирования отражающих горизонтов и, что самое глав ное, в нижних, наиболее перспективных, частях разреза (нижняя, средняя юра, ачимовская толща). Стало возможным картирование структурно-литологических объектов в клино формной части неокомских отложений, в зонах развития аномальных разрезов баженовской свиты, кавернозных пластах абалакской свиты. Не исключено, что именно это — отсутствие детализационных работ после открытия месторождения — явилось причиной бурения ряда «пустых» скважин на месторождениях (Пихтовое, Урненское, Ендырское). Сам же характер новых особенностей, при повторной, более детальной, характеристике структур (МОГТ), столь важен, что этот вид работ становится крайне необходимым. Появляется возможность выделять структуры весьма высоко амплитудные по нижним горизонтам чехла с наличием значительных сложностей (наличие структур более высокого порядка). По верхним гори зонтам они значительно выполаживаются, превращаясь, порой в структурные носы (Менде леевская, Согринская структуры и др.);

структуры более простого строения по нижним го ризонтам. Также выполаживаются вверх по разрезу, но, как правило, в пределах одной структуры по верхним горизонтам, выделяется несколько по нижним горизонтам (Тоболь ская, Эпасская и др.).

К этому следует добавить появление в пределах каждой структуры участков выклини вания пород-коллекторов от крыльев к своду. Наличие «лысых» сводов поднятий — это одно из самых серьезных осложнений и его неучет приводит и будет приводить к бурению непродуктивных скважин, что существенно снижает геологическую эффективность работ и повышает финансовые затраты.

Выявленные структуры — своеобразный резерв подготовки объектов к постановке бу ровых работ. Как правило, это приподнятые участки, выявленные при площадных съемках или четко выраженные перегибы по отражающим горизонтам на сейсмических профилях.

Число таких структур составляет 129, при этом большая их часть располагается в перспек тивной зоне.

К категории резерва можно отнести и предполагаемые (намеченные) структуры, при мерно в равных количествах распределенные в пределах перспективных земель и за их пре делами (малоперспективные и бесперспективные земли). Общее число таких структур со ставляет 122, из которых 21 структура размещены в бесперспективных землях (здесь же находится 2 выявленные структуры). На этих землях пробурены 5 поисковых скважин с общей проходкой 5256 м.

Анализ материалов по фонду локальных структур выявляет еще одну парадоксальную особенность: из общего числа поисково-разведочных скважин — 291 с общим метражом 687096 м, в паспортах только по двум площадям (Ю–Таежная и Менделеевская) приведены решения о выводе их из бурения.

Таким образом, с формальных позиций все структуры, разбуренные в 1950–70 гг. и в более поздние сроки, не давшие положительных результатов, должны рассматриваться как находящиеся в бурении.

Указанные выше объемы поисково-разведочного бурения (291 скважина, 687096 м про ходки) размещаются на 88 структурах. Кроме того, 37 скважин с объемом проходки 70613 м пробурены с целью поисков и разведки йод-бромных и лечебных подземных вод на ряде площадей (Тобльская, Черкашинская, Сергеевская). Основная часть пробуренных скважин на нефть и газ размещена в пределах современных нефтегазоносных районов: То Нефть и газ больского (109 скв., проходка 263306 м.), Демьянского (88, 243260 м), Салымского (1, 3100 м), Карабашского (4, 7677 м). Таким образом, 75,3% (517348 м) общего метража распределены в пределах перспективных земель.

Тем не менее, анализ этого момента позволяет отметить существенные недостатки. По землям с различными потенциальными ресурсами УВ, количество разбуренных площадей составляет 88 (Тобольский НГР–29, Демьянский–29, Карабашский–3, Салымский–1, мало перспективные земли–22 и бесперспективные–4) и, следовательно, с учетом открытых на сегодня месторождений (33) коэффициент удачи составляет только 37,5%. Коэффициент не высок, он однозначно указывает на слабости в обосновании точек заложения отдельных скважин. Правда, фактический коэффициент удачи можно формально повысить, так как в число разбуренных включены площади, на которых скважины закладывались с целью вы явления залежей УВ в полеозойских отложениях (Борковская, З-Ишимская, Ишимская площади). В этих случаях геология мезозоя (как это делалось во всех остальных случаях) не учитывалась. Тем не менее, даже с учетом этого обстоятельства, коэффициент удачи оста ется невысоким. Его увеличение, конечно, будет связано с исследованием тех особенностей, которые предопределяют величину концентрации УВ в локальных объектах — ловушках.

Положительный результат этих исследований возможен при решении 2-х задач: а) прямой прогноз-оценка возможной нефтегазоносности до постановки бурения. Здесь очень важна степень разработанности методик локального прогноза с учетом генетических построений;

б) выявление особенностей строения отдельных пластов в пределах локальных структур, управляющих величиной концентрации УВ (площадь ловушек, толщина пласта и его физи ческие свойства и др.). Если решение первой задачи напрямую связано с уровнем разрабо танности теории генерации и аккумуляции УВ, то второй — с уровнем разработки геофизи ческих методов — сейсморазведки, электроразведки, гравиразведки и др., позволяющих с той или иной степенью вероятности давать всем перечисленным параметрам количествен ную оценку.

В данной статье мы не останавливаемся на детальном обсуждении этих двух важнейших задач и обоснований выбора способов и приемов их решения. Отметим лишь, что на совре менной стадии изученности теории и практики поиска новых месторождений их положи тельное решение вполне возможно, реально и повышение коэффициента удачи. Эта задача вполне решаемая. Как правило, решающими условиями положительной оценки той или иной структуры является ее расположение в пределах перспективных зон и наличие благо приятных условий нефтегазонакопления. Абсолютно достоверно то обстоятельство, что не все структуры, отвечающие этим требованиям, нефтегазоносны (особенно в пределах тер риторий с пониженными плотностями прогнозных ресурсов УВ).

В своих работах [6] мы неоднократно отмечали необходимость применения прямых ме тодов поиска скоплений УВ и, в первую очередь, наземных геохимических съемок (газораз ведка). В отличие от других методов, включая самые информативные геофизические спосо бы и приемы (сейсморазведка, электроразведка), геохимическая съемка работает с прямы ми, а не косвенными параметрами. Она фиксирует следы углеводородного дыхания недр и уже существуют способы и приемы комплексирования газоразведки с сейсморазведкой с выделением не просто перспективных площадей, но и районированием площади по элемен там возможной залежи (гомогенная масса УВ, краевая часть залежи, зона деструкции пла ста, покрышки и др.). Более чем 20-летний период применения газоразведки в условиях Западной Сибири (при этом в самых разнообразных геологических обстановках — южные, центральные, западные и северные районы) показывает достаточно высокую подтверждае мость сделанных прогнозов (80–95%). Именно это обстоятельство позволяет нам настоя тельно утверждать необходимость включения газоразведки в перечень обязательных видов геологоразведочных работ. Это позволит повысить геологическую эффективность и снизит весьма существенно финансовые расходы за счет резкого снижения числа непродуктивных скважин. Это предложение ни в коей мере не отменяет необходимость детализации реше ния второй задачи – выявление особенностей строения ловушки (тип разреза, резервуар, покрышка и т.д.). Именно комплексирование с сейсморазведкой может обеспечить успеш ное решение задачи локального прогноза, а как следствие и повышение эффективности ГРР.


Только традиционное неверие в прямые методы (иногда просто не объяснимое) сдерживает прогресс в этом наиважнейшем направлении развития нефтегазовой геологии. Не исключе но, что наиболее вероятным выходом из этого положения будет взятие на себя этой задачи государственными органами (Минприроды РФ) с целью ее реализации в нераспределенном фонде территории с последующей передачей в фирмы и компании уже оцененных геологи ческих объектов. Однако даже при реализации такого государственного подхода к проблеме не снимается с повестки дня задача более активного внедрения газоразведки в фирмы и компании, то есть в сферу недропользователей. В частности, по югу Тюменской области на Нефть и газ государственном учете состоит 91 локальная площадь и только 18 из них размещены в не распределенном фонде, остальные 73 площади (более 80%) — это частная собственность, а различного рода ОАО, ООО, ЗАО по разным причинам (возможно, лишь по одной) не ис пользуют наиболее передовые и эффективные методы поиска и разведки. Фронт работ в этом направлении достаточно широк. Приведены особенности распределения перспектив ных площадей по шкале крупности выявленных скоплений УВ (табл.1). Видно, что опреде ленный запас прочности в выборе геологических объектов имеется.

Таблица Распределение локальных площадей юга Тюменской области по величине перспективных ресурсов нефти (категория С3) Интервал изменения 3 3–10 10–3 30–100 100–300 ресурсов С3 (млн т) Класс возможных Очень Мелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские залежей мелкие Количество 22(24,2%) 26(28,6%) 24(26,4%) 16(17,5%) 3(3,3%) – локальных площадей В том числе в нераспределенном 3 5 7 2 1 – фонде Распределение площадей основано на 91 локальной структуре. Конечно, этим числом не исчерпывается общий массив локальных объектов. По мере развития ГРР их число будет увеличиваться и, следовательно, актуальность задачи прямого прогноза снижаться в бли жайшие десятилетия не будет. Данные (см. табл. 1) свидетельствуют о том, что, несмотря на небольшое число объектов (площадей) в нераспределенном фонде (18) уже на данной ста дии изученности они (площади) представляют большой интерес: среди них имеются объек ты мелкого, среднего и крупного масштаба.

Важно отметить еще одну особенность приведенного выше распределения. Снижение числа объектов по мере увеличения размеров скоплений УВ укладывается в общемировую закономерность. Она соответствует и той особенности, которая выявляется в пределах За падной Сибири [6, 7]. Определенным подтверждением этого являются данные табл. 2, где приведено распределение всех выявленных скоплений нефти на юге Тюменской области по их крупности (размерам).

Таблица Распределение выявленных залежей по размерам (запасы АВС1С2 геологические) в южных районах Тюменской области Интервал изменения величины запасов 3 3–10 10–3 30–100 100–300 (млн т геологические) Класс залежей Очень Мелкие Средние Крупные Крупнейшие Гигантские мелкие Количество залежей 54(45,0%) 36(30,0%) 18(15,0%) 10(8,3%) 2(1,7%) – (всего 120) Уже при условии далеко не полного изучения нефтегазоносности юга области законо мерное снижение числа скоплений УВ по мере роста их размеров проявляется достаточно отчетливо. Вероятность выявления в рассматриваемом регионе гигантских, супергигант ских и уникальных (более 1млрд т) скоплений в свете имеющихся на сегодня геологических материалов очень мала, однако, возможности развития достаточно активной добычи нефти здесь имеются. В подтверждение отмеченного следует привести один, уже давно известный факт, не получивший в геологической общественности должного объяснения. На протяже нии всего периода количественной оценки нефтегазоносности всей Западной Сибири, на государственном учете по югу Тюменской области никогда не числился ни один кубометр природного газа, не числится он и в результатах последнего пересчета суммарных началь ных ресурсов нефти, газа и конденсата (на 01.01.2002 г.), проведенного по всем нефтегазо носным бассейнам России, включая Западно-Сибирский, а в его пределах по югу Тюмен ской области (как объекту пересчета). Между тем, научно-теоретические разработки, вы полненные в ЗапСибНИГНИ в 80–90-х годах, показали, что какие-либо геолого Нефть и газ геохимические запреты на генерацию природного газа в этом районе мегабассейна не суще ствуют. Уже в оценке ресурсов УВ на 01.01.1988г., выполненной по Западной Сибири в ЗапСибНИГНИ (организация — ответственный исполнитель) ресурсы свободного газа по югу области были оценены, но Государственной комиссией они не были утверждены, так как в геологической сфере сформировалась позиция: свободного газа на юге Тюменской области нет. Нами в последующем ресурсы нефти и свободного газа были переоценены с учетом новейшей геолого-геохимической информации (А. В. Рыльков, Н. Х. Кулахметов, В. В. Потеряева, 1993, 2006 гг.). Показано, что по данному объекту ранее принимались не достаточно надежно обоснованные решения. По нашим расчетам ресурсы нефти занижены в 1,3–1,5 раза, а совсем неучтенные ресурсы свободного газа могут достигать 1,5–2,0 трлн м3. Полученные результаты позволяют сделать нам вывод о необходимости детального и более точного учета всей информации, лежащей в основе перечета начальных суммарных ресурсов нефти и газа. Это чрезвычайно важно, так как вполне вероятное нали чие свободного газа на юге области может принципиально изменить весь ход освоения по тенциальных ресурсов углеводородного сырья в регионе.

Приведенные выше материалы со всей очевидностью указывают на принципиальную важность не только анализа самого фонда локальных структур — главного объекта поста новки поисково-разведочных работ на нефть и газ, – но и максимально полного учета ре сурсного аспекта. Именно ресурсы подготовленных структур (каждой в отдельности) явля ются главным критерием обоснования очередности ввода объектов в поисковое бурение. В этой связи особую важность приобретает вопрос о достоверности оценки перспективных ресурсов УВ (С3). Следует иметь в виду при этом, что особых приемов и способов оценки ресурсов нефти и газа по категории С3 нет. Они оцениваются на основе тех же параметров, что и запасы УВ. Но если в последнем случае достоверность параметров достаточно высока (они определяются по результатам бурения разведочных скважин, целого комплекса лабо раторных исследований), то при оценке перспективных ресурсов они оцениваются, главным образом, по аналогии с соседними (порой и удаленными) площадями. Нельзя не учитывать и то обстоятельство, что иногда возникает ситуация, когда в глубокое бурение вводится не подготовленная и сравнительно полно изученная площадь, а выявленная структура, многие параметры подсчета по которой не известны. В этих случаях возникает необходимость в разработке экспресс- метода, позволяющего по минимуму информации оценивать объект.

Такой способ предложен нами в одной из работ (А. В. Рыльков, Н. Х. Кулахметов и др.

Анализ фонда локальных структур……, 2002 г.). Суть способа заключается в следующем.

При анализе формулы подсчета запасов нефти (основана на объемном методе) видно, что максимальный информационный удельный вес должен принадлежать площади ловушки (нефтегазоносности) и эффективной нефтенасыщенной толщине пласта. Произведение этих величин, по существу, и определяет основной объем углеводородов в ловушке. Однако только один из этих параметров — площадь нефтегазоносности определяется сравнительно просто, по конкретным геофизическим построениям, предшествующим глубокому буре нию. Такого рода построения были выполнены в то время, когда число открытых месторо ждений составляло 11, а количество залежей 28. Коэффициенты корреляции между массой нефти (по балансу на 01.01.2001г.), площадью нефтеносности и нефтенасыщенной толщи ной пласта составили соответственно 0,96 и 0,56. Более высокий уровень информативности площади здесь очевиден. Повторный анализ этого явления уже по состоянию на 01.01.2011.

(33 месторождения, 120 залежей), выполненный авторами данной работы, показал, что ко эффициенты корреляции изменились: 0,56 и 0,45 соответственно. Однако соотношение уровней информативности сохранилось, сохранилась и значимость коэффициента корреля ции запасов категорий АВС1С2 с площадью нефтеносности. Из общего числа залежей — 120, были исключены 4. Все залежи связаны с пластами среднеюрских (ЮС 4, ЮС5 тюмен ской свиты) и верхнеюрских (Ю1 абалакской свиты) отложений и характеризуются резко выраженной аномальностью значений параметров (большие площади-малые запасы и на оборот), что, скорее всего, вызвано с чрезвычайно сложным строением пластов. По всем остальным 116 залежам проведен корреляционный анализ связи Q (запасы) — S (площадь нефтеносности), который свидетельствует о существовании между ними прямой связи (ко эффициент корреляции +0,58 с высоким уровнем значимости) (рисунок).

Уравнение связи между параметрами оказалось следующим: Q=0,51x S+39. Таким обра зом, имеется возможность в случаях осложнений с обоснованием необходимых параметров для подсчета перспективных ресурсов нефти объемным методом использовать экспресс метод. Этот метод, конечно, не отличается высокой точностью, но позволяет оценивать ресурсы (С3) нефти с вполне удовлетворительный обоснованностью, особенно в тех случаях, когда другого выхода просто нет.

Нефть и газ Нефть и газ Рисунок. Связь запасов нефти (категории АВС 1С2, млн т геологические) с площадью нефтеносности (тыс. м2) по пластам месторождений юга Тюменской области Сравнительный анализ данных показывает, что оцененные по приведенной выше фор муле перспективные ресурсы нефти, как правило, превышают подсчитанные запасы нефти (по одним и тем же объектам) примерно в 2 раза.

В этой связи нами произведены дополнительные исследования, которые сводятся к сле дующему. Проведено сопоставление первоначальных (сейсмических) площадей нефтенос ности с площадями, определенными в процессе подсчета запасов нефти. Оказалось, что в различных районах и различных нефтегазоносных горизонтах эти различия носят вполне определенный, практически, систематический характер, свойственный каждой группе рай онов и горизонтов. В общую выборку данных было включено 194 залежи: а) все залежи, выявленные на юге Тюменской области — 120, б) 74 залежи прилегающих к югу нефтега зоносных районов (частично) (Шаимский, Красноленинский, Салымский, Сургутский).

Анализ этой выборки показал, что всегда первоначальная площадь возможной нефте носности превышает реальную, установленную в результате выполненных геолого разведочных работ (более детальная сейсмика, глубокое бурение). Отношение реальной площади к первоначальной изменяется.

1. Пласты Ю2-3, Ю4-5 (тюменская свита). Интервал колебания коэффициента составляет 0,25–0,35. Наиболее часто встречаемые значения коэффициента составляют 0,28–0,32, среднее 0,3. Это означает, что реальная площадь составляет в среднем только 30% от пер воначально намеченной по сейсмическим данным. Общее число изученных залежей — 47.

2. Пласты группы Ю1 и Ю0 (баженовская, абалакская свиты, вогулкинская толща). Ин тервал колебаний 0,22-0,40, наиболее часто встречаемые значения 0,26–0,30, среднее — 0,28. Число залежей — 43.

3. Пласты ачимовской толщи «Aч»: 0,2-0,43;

0,28-0,38;

среднее — 0,34. Число залежей — 53.

4. Пласты группы «Б» неокомского комплекса — БС1-5;

0,30–0,65;

0,5–0,6, среднее — 0,53. Число залежей — 28.

5. Пласты группы «А» неокомского комплекса — АС7-12: 0,44–0,65;

05–065;

среднее — 0,60 число, изученность залежи — 15.

6. Пласты группы «ВК-ВК1-3»;

0,33–0,65;

0,4–0,6;

среднее — 0,55. Общее число залежей — 8.

Приведенные данные показывают, что поправочный коэффициент имеет низкие значе ния (0,28–0,34) в случаях анализа в наиболее сложных по строению залежей (главным обра зом литологически экранированные залежи), а более высокие (0,53–0,60) в случаях изуче ния пластово-сводовых скоплений нефти. Имеются и исключения из этого правила. Доста точно высок коэффициент (0,55) в залежах приобского типа — готеривские пласты группы АС. Здесь преимущественно развиты залежи с литологическим экранированием, однако, сходимость первичных сейсмических и скважинных построений оказалась достаточно вы сокой.

Предлагаемый способ оценки перспективных ресурсов нефти с обязательным включе нием в него поправочного коэффициента может оказаться весьма полезным при планирова нии геолого-разведочных работ на новых площадях, так как позволяет включать в сферу внимания и слабо подготовленные объекты. Такое случается в практике работ довольно часто.

Общее состояние фонда локальных структур на юге Тюменской области позволяет вы сказать ряд рекомендаций научного и прикладного характера, может в совокупности повы сить эффективность геологоразведочных работ, связанных с подготовкой новых запасов нефти и газа.

Является крайне необходимым дальнейшее совершенствование сейсморазведки и дру гих видов геофизики (электроразведка, гравиразведка) с целью повышения их разрешаю щей способности при построении структурных, литолого-фациальных и палеогеографиче ских карт. Главная цель этих работ — выделение структурных и литологических особенно стей геологических объектов. От уровня разработанности этих подходов существенно зави сит оптимизация размещения поисковых и разведочных скважин.

Важнейшей составляющей геолого-разведочных работ должно являться комплексиро вание геофизических и геохимических технологий, особенно на стадиях, предшествующих постановке глубокого бурения. Это, пожалуй, самое главное условие, которое будет кон тролировать оптимальность и целесообразность размещения поисково-разведочного буре ния и предопределять геологическую и экономическую эффективность ГРР.

Нефть и газ Необходимо продолжить исследования по обоснованию геологической привязки отра жающих сейсмогоризонтов, особенно в низах осадочного разреза, содержащих наиболее сложные по строению ловушки нефти и газа. В этой связи необходимо возродить почти уничтоженные палеонтологические и полинологические исследования горных пород и счи тать обязательным использование получаемых при этом результатов при различного рода геологических построениях.

В самое ближайшее время необходимо рассмотреть и утвердить регламент геолого разведочных работ по поискам и разведке нефти и газа с учетом предлагаемого комплекси рования, не ограничиваясь его распространением только на нераспределенный фонд терри торий. Совершенствование системы ГРР и контроль выполнения должны являться одной из главных задач государственных органов, ответственных за геологоразведку в нашей стране.

Юг Тюменской области на сегодня — один из важнейших районов по повышению уровня добычи нефти, а в перспективе и добычи природного газа. От успехов в развитии ГРР во многом зависит не только состояние ТЭКа в этом районе, но и во всем Западно Сибирском ТЭКе, а как следствие и ТЭКе нашей страны. Нельзя возлагать надежды на ус пешное решение всех перечисленных задач на недропользователей (фирмы, компании). В обозримом будущем (несколько десятков лет) они не смогут этого решить, и только госу дарству посильна эта важнейшая геолого-разведочная задача.

Список литературы 1. Архангельский А. Д. Геологическое строение и геологическая история СССР. – М., 1941. - 376 с.

2. Васильев В. Г. Проблемы нефтеносности Западно-Сибирской низменности. // Нефтяное хозяйство. - №6. 1937.

3. Геологическая изученность СССР. Том 17, РСФСР, Тюменская область, Период 1941–55 гг. Вып. (опубликованные работы). - М.: Наука. - 1968.

4. Геология нефти и газа Западной Сибири. (Конторович А. Э., Нестеров И. И. Салманов Ф. К. и др.). – М.: Недра, 1975. - 680 с.

5. Кудрявцев Н. А. К проблеме поисков нефти в Западной Сибири. - Вест. ЗСГУ. №3-4.

6. Матусевич В. М., Рыльков А. В.., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. – Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. – 225 с.

7. Плавник Г. И. Шпильман В. И., Судат Л. Г. Прогноз нефтегазоносности структур и динамика их опоискования.

– Труды ЗапСибНИГНИ, - Тюмень, 1988. - С.114-131.

8. Ростовцев Н. Н. Западно-Сибирская низменность. Очерки по геологии СССР (по материалам опорного буре ния). Том 1, труды ВНИГРИ. нов.сер., вып.96, Гостоптехиздат. - Л., 1956. – С.107-152.

Сведения об авторах Рыльков Владимир Александрович, начальник управления по недропользованию по Тюменской области «Роснедра» МПР, г.Тюмень Рыльков Александр Владимирович, к. г.- м.н., член-корреспондент РАЕН, зам. директора по научной работе ЗапСибИПГНГ, профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.:8(3452) Ryl’kov V. A., Head of Administration of land use for Tyumen region, “Rosnedra”, Tyumen.

Ryl’kov A. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, deputy head in scientific work of ZabSibIPGNG, professor of Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) УДК 553.98(571.12) ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕОКОМА И ЮРЫ ПОЛУОСТРОВА ГЫДАН THE PETROLEUM POTENTIAL OF THE NEOCOMIAN AND THE JURASSIC DEPOSITS IN THE TERRITORY OF PENINSULA GYDAN М. В. Мельникова M. V. Melnikova ООО «ТюменНИИгипрогаз», г.Тюмень Ключевые слова: неоком, клиноформные комплексы, ачимовские песчаники, юрские отложения, ловушка, перспективы нефтегазоносности Key words: Neocomian formations, clinoform complexes, Achimov sandstones, Jurassic sediments, trap, petroleum potential Полуостров Гыдан расположен на территории, которую большинство геологов относят к высокоперспективной в отношении нефтегазоносности. Общие предпосылки для форми рования крупных скоплений углеводородов (УВ) являются здесь благоприятными с любых позиций. Это максимальная для бассейна мощность осадочного чехла, наличие пересекаю Нефть и газ щихся глубинных разломов широтного (Енисей-Хатангского) и меридионального (Западно Сибирского) направлений. Однако конкретные оценки перспективности того или иного продуктивного комплекса весьма различаются. Многие исследователи (С. П. Максимов, А. М. Бриндзинский, Н. Н. Немченко, И. И. Нестеров, А. В. Рыльков, А. Э. Конторович, Н. Я. Кунин и др.) чрезвычайно высоко оценивали в 70-80-х гг. прошлого века перспективы газо- и нефтеносности юры и неокома, прогнозируя открытие большого числа крупных и даже гигантских скоплений нефти в этой части разреза всех северных районов провинции, в том числе и п-ова Гыдан. Н. Я. Кунин оценивал ресурсы юрско-меловых отложений п-ова Гыдан в 40 млрд т усл. топлива, преимущественно нефти.

Исследователи ВНИИГАЗа (В. И. Ермаков, В. А. Скоробогатов и др.) и ранее, в настоя щее время, оценивали и оценивают перспективы юрско-неокомской части разреза севера Западной Сибири вообще, и Гыдана, в частности, менее оптимистично. В. А. Скоробогатов и Л. В. Строганов [1] считают, что И. И. Нестеров, прогнозировавший под Уренгоем «два Самотлора», оказался не прав (видимо, эти исследователи не знают о региональной продук тивности ачимовской толщи и тюменской свиты в Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефте газоносных областях (НГО)). В пределах же п-ова Гыдан они считают малоперспективными не только юрский и неокомский комплексы, но и апт-сеноманский, в силу неблагоприятных структурно-тектонических условий (малое число крупных поднятий, резкое выполаживание антиклинальных структур по отложениям сеномана) [1]. Эти исследователи опираются на структурный план, полученный в 80-90-х гг. прошлого века по результатам сейсморазве дочных работ методом общей глубинной точки (МОГТ), обработка которых выполнена без надлежащего учета неоднородного строения верхней части разреза, связанного с наличием многолетнемерзлых пород (ММП) переменной мощности.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.