2.2. Нефть и газ

Общие вопросы. Перспективы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции как одного из регионов наращивания сырьевой базы нефти и газа в России в ближайшие годы связаны, в первую очередь, с подготовкой к лицензированию новых малоизученных районов за счет опережающих региональных геологоразведочных работ. Проведение региональных ГРР на УВ сырье с получением новой геологической информации в высокорисковых сложнопостроенных районах способствует привлечению к ним недропользователей и повышению востребованности ресурсной базы. Анализ региональных ГРР последних лет в СЗФО свидетельствует об их высокой эффективности. Разработан перспективный план размещения объектов ГРР в СЗФО на период до 2020г., реализация которого позволит сохранить темпы компенсации добычи нефти новыми запасами, достигнутые в последние годы [Прищепа О.М. (ФГУП «ВНИГРИ»), Малютин Е.И., Житников В.А. (Севзапнедра). Региональные ГРР - основа расширения сырьевой базы нефти и газа в Северо-Западном ФО. // Разведка и охрана недр. -2012. -№ 9, с. 8-11.].

В среднесрочной перспективе значительная часть мирового спроса будет обеспечиваться добычей нефти и газа по новым проектам, которые в настоящее время находятся на стадии строительства и планирования. Структура новой добычи по некоторым параметрам отличается от современной. Наибольшее увеличение производственных мощностей за счет новых проектов произойдет в Ираке, Бразилии, Канаде и Австралии. Самые крупные нефтяные проекты находятся в Ираке, газовые - в России, США и Китае. Доля нефти ОПЕК в мировом производстве может увеличиться на 5-6 %. Большая часть добычи по новым проектам придет с шельфовых месторождений. Особое значение приобретают углеводородные ресурсы из нетрадиционных источников, особенно битуминозные песчаники в Канаде и метан из угольных пластов в Австралии [Новые проекты: самые крупные, самые газовые, самые нефтяные. // Нефтегаз. вертикаль. -2012. -№ 1.].

9 ноября 2011 г. Мировое энергетическое агентство опубликовало аналитический обзор мировой энергетики - 2011. По данным Агентства традиционные запасы природного газа обеспечивают его потребление нынешними темпами на 120 лет. Общие извлекаемые запасы обеспечат человечество газом на 250 лет. Приведены основные положения нового газового сценария. К 2035 г. потребление природного газа вырастит до 5,1 трлн куб. м; примерно 40 % мировой добычи газа будет приходиться на нетрадиционные ресурсы в Северной Америке, Китае и Австралии. Основными регионами добычи метана будут Ближний Восток, Россия, Каспийский бассейн, Северная Америка, Китай и Африка. По ценовым показателям природный газ более привлекателен, чем другие энергоносители [Пронин Е.Н. Мировой рынок: наступила эпоха метана. // Трансп. на альтернатив. топливе. -2011. -№ 6.].

В 2011 году в Тюмене была проведена Международная научно-техническая конференции, посвященная 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. В сборнике материалов конференции приведены результаты научно-исследовательских, опытно-конструкторских и внедренческих работ, выполненных в вузах, научных учреждениях и производственных организациях по проблемам поиска, разведки, подсчета запасов и геологических основ разработки нефти, газа и подземных вод; бурения нефтяных и газовых скважин, машин и оборудования промыслов; разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений [Данилов О.Ф. (редактор). Нефть и газ Западной Сибири. Поиск, разведка, подсчет запасов и геологические основы разработки нефти, газа и подземных вод. Бурение нефтяных и газовых скважин, машины и оборудование промыслов. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. // Материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. -Тюмень. -2011.].

Доклад Д. Грязных на международной конференции посвятил проблемам развития нефтегазохимического комплекса и альтернативных источников энергии. Общие запасы сланцевого газа, находящиеся в США, Канаде, Аргентине, Мексике, Польше, Норвегии, Германии составляют 6,6 трлн м³. В США 862, в Германии 8 млн м³. Сланцевый газ содержит 25-40 % водорода, 14-17 % метана, углекислого газа 17-20 %, азота около 23 %, кислорода не более 1 % и ряд других компонентов. Добыча и использование сланцевого газа может быть рентабельна при больших его запасах, требует много затрат, отрицательно сказывается на окружающей среде. Сланцевый газ может стать альтернативным видом источника энергии только в том случае, если будут созданы технологии, позволяющие полностью использовать все его компоненты [Грязных Д. Актуальные проблемы развития нефтегазохимического комплекса и альтернативных источников энергии. // 5 Международная научно-практическая конференция студентов и аспирантов, Санкт-Петербург, 23 нояб., 2011: Тезисы докладов. -СПб. -2011.].

Экономически жизнеспособная добыча сланцевого газа стала, наверное, самой масштабной за последнее десятилетие инновацией в нефтегазовой отрасли. Г.А. Варзин приводит краткий обзор геологии, разработки и особенностей технологии добычи сланцевого газа. На основе статистики более чем 2000 скважин проиллюстрирована скорость технологического прогресса в добыче сланцевого газа. Кратко проанализирован вопрос влияния сланцевого газа на нефтегазовую отрасль нашей страны под нетрадиционным углом, а именно с точки зрения стратегических перспектив добычи сланцевого газа у нас в России [Варзин Г.А. Основы технологии производства и стратегические перспективы производства сланцевого газа в России. // Пробл. экон. и упр. нефтегаз. комплексом. -2011. -№ 9.].

В 2005 году утверждена новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, которая вводится в действие с 1 января 2009 г. О.С. Красновым рассмотрены основные задачи и последовательность их решения, связанные с переоценкой запасов углеводородного сырья месторождений нераспределенного фонда недр согласно новой классификации. При проведении расчетов по объектам нераспределенного фонда недр принимается базовая цена нефти, установленная Бюджетным кодексом Российской Федерации на текущий год и текущие оптовые цены на газ, установленные Федеральной службой по тарифам [Краснов О.С. Актуализация запасов и ресурсов нефти и газа на основе новой классификации в соответствии с их промышленной значимостью и экономической эффективностью освоения. // Управление развитием отечественных компаний на основе инновационной активности: проблемы и перспективы. Сборник научных трудов по материалам Межвузовской научно-практической конференции, Санкт-Петербург, 25 мая, 2010. -СПб. -2010.].

Е.А. Полтавцева провела анализ классификаций запасов углеводородов стран бассейна Северного моря (Норвегии, Дании и Великобритании) показал, что между ними есть как общие черты, так и различия. Из трех рассмотренных классификаций именно классификация Норвегии наиболее близка к российской с точки зрения отношения государства к разработке собственных ресурсов углеводородов. В классификациях указанных стран акцент сделан на отражении перемен в конечном объеме извлекаемых углеводородов, и сопоставление методологий расчета запасов стало насущным именно сейчас, так как Сторонам предстоит осуществить выбор методики подсчета запасов углеводородов и выполнить их категоризацию. Это является одним из обязательных условий Соглашения о совместной эксплуатации при открытии трансграничных месторождений углеводородов в российско-норвежском Специальном районе, координаты которого зафиксированы в Договоре между Российской Федерацией и Королевством Норвегия о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане [Полтавцева Е.А. Обзор классификаций запасов углеводородов стран бассейна Северного моря (ч. 2). // Нефт. х-во. -2012. -№ 8.].

Ю.Н. Новиков рассматривает некоторые проблемы, сопровождающие процесс изучения и освоения углеводородного потенциала морской периферии России, а именно: недостаточная обоснованность оценок морского углеводородного потенциала, обусловленная его региональной недоизученностью; неоднозначность оценок запасов морских месторождений; неоптимальная организация как региональных, так и поисково-разведочных работ; не соответствующая современным требованиям технико-техническая база, обеспечивающая как проведение поисково-разведочного бурения, так и освоение морских месторождений нефти и газа [Новиков Ю.Н. Некоторые проблемы изучения и освоения углеводородного потенциала морской периферии России. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2012. -№ 4.].

А.П. Попов, И.А. Плесковских, А.И. Варламов и др. привели оценку состояния сырьевой базы УВ и прогноз добычных возможностей в Российской Федерации в среднесрочной и долгосрочной перспективах на основе «Количественной оценки ресурсов УВ РФ» в свете сложившихся тенденций в разработке м-ний нефти и газа, а также воспроизводства запасов и ресурсов нефти и газа. Проанализированы проблемы воспроизводства сырьевой базы жидких УВ (нефть и конденсат) и газа. На основе проведенного анализа состояния сырьевой базы УВ сделаны выводы, требующие решения целого ряда проблем для обеспечения воспроизводства сырьевой базы УВ на среднесрочную и долгосрочную перспективы [Попов А.П., Плесковских И.А., Варламов А.И. и др. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации. // Геол. нефти и газа. -2012. -№ 5.].

Западно-Сибирская нефтегазоносная суперпровинция открыта пятьдесят лет назад. Этому способствовали профессионализм, энтузиазм и дерзость советских геологов и эффективное руководство на государственном уровне. Многие нефтегазовые гиганты сегодня характеризуются падающей добычей, резким ухудшением промысловых параметров. Проблема состоит в том, чтобы удержать и даже приумножить нефтегазовый потенциал Западной Сибири. Н.П. Запивалов видит решение в изучении современных геофлюидодинамических процессов в градиентном выражении и внедрении в соответствии с этим новых технологий разведки и разработки месторождений, особенно в палеозойском карбонатном комплексе. Для «устаревших» месторождений необходимы реабилитационные циклы [Запивалов Н.П. Западная Сибирь: некоторые исторические вехи и новые перспективы. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2012. -№ 4.].

Геология и формирование месторождений нефти и газа. Сокращение нефтеотдачи в Волго-Уральской области выдвигает на первый план задачу ее стабилизации и повышения. Наиболее радикальным способом решения поставленных задач является открытие новых крупных скоплений углеводородов. Сегодня положение с нефтью способны спасти наукоемкие исследования и инновационные идеи, направленные на открытие новых крупных скоплений углеводородов, и методы увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Сейчас можно утверждать, что нефть и газ могут содержаться в породах любого возраста и генезиса от песчаников и известняков до гранитов и серпентинитов. Новые представления практически полностью снимают существовавшие ранее ограничения и преграды на поиски углеводородов, возводившиеся гипотезой их биогенного происхождения. Имеется ряд перспективных направлений работ способных значительно повысить углеводородный потенциал республики Башкортостан и Волго-Уральской области в целом [Камалетдинов М.А., Исмагилов Р.А. Инновационные направления поисков нефти и газа в Башкортостане. // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука, Казань, 7-8 сент., 2011. -Казань. -2011.].

В работе Б.Р. Кусова дается критический анализ гипотезы органического происхождения нефти и газа. Показано, что нефть и газ - это начальные звенья в цепи метаморфизма углеводородов, поступающих из мантии в верхние слои земной коры, где они по мере возрастания степени метаморфизма и в зависимости от особенностей развития геологической среды последовательно превращаются в битумы, ископаемые угли (бурые, каменные, антрацит), горючие сланцы, антраксолит, шунгит, графит и алмаз. Даются практические рекомендации по оценке перспектив и проведению поисковых работ, вытекающие из новых представлений о генезисе нефти, газа и алмазов. Обосновывается мнение о том, что месторождения нефти и газа, разрабатываемые в настоящее время, могли образоваться не ранее палеогена. Включены материалы по генезису карбонатных толщ, барьерных и одиночных рифов, соленосных толщ и куполов различных генетических типов, времени и механизму формирования последних и слагающих их солей. Обосновывается эндогенный источник вещества для формирования карбонатных и соленосных толщ [Кусов Б.Р. Генезис некоторых углеродсодержащих полезных ископаемых (от метана до алмаза). // СОИГСИ. -Владикавказ. -2010.].

С.Х. Лифшиц предложил модель нефтеобразования, согласно которой осадочный бассейн с рассеянным органическим веществом запускается на производство нефти потоком глубинных флюидов, находящихся в сверхкритическом состоянии. При этом сверхкритический флюид не только экстрагирует углеводороды. В потоке сверхкритического флюида возможно преобразование органического вещества, ведущее к образованию легкоподвижной составляющей нефти. Была высказана гипотеза о возможном механо-химическом механизме данных преобразований [Лифшиц С.Х. О возможности преобразования органического вещества осадочных пород в потоке глубинных флюидов. // Современное состояние наук о Земле. Материалы Международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, Москва, 1-4 февр., 2011. -М. -2011.].

Выполненные обобщения В.И. Авиловым и С.Д. Авиловой позволяют дать следующую генеральную схему образования УВ. Исходный материал - необходимые биологически активные вещества (БАВ), поставляются в очаг генерации УВ из недр Земли, что предложено магматической концепцией, выдвинутой в начале прошлого века. Магматические газовые компоненты (с преобладанием H₂ и CO₂, - исходные БАВ) в виде концентрированных газовых потоков поступают в благоприятную локальную экосистему (она может быть на всех этажах осадочной толщи и глубже, в зонах с высокими температурой и давлением), находящуюся под достаточно мощным воздействием энергетических полей, и по технологии природной памяти запускается процесс генерации УВ. Аккумуляция углеводородов приводит к появлению залежей нефти и газа [Авилов В.И., Авилова С.Д. Концепция хемолитоавтотрофного образования нефти и газа. // Геология морей и океанов. -2011. Материалы 19 Международной научной конференции (Школы) по морской геологии, Москва, 14-18 нояб., 2011. -М. -2011.].

Очаги нефтегазообразования зародились и развивались в различных геодинамических обстановках - на востоке пассивной окраины, в рифтогенных прогибах и в краевом прогибе Урала. Эволюция структурных форм, расширение контуров очагов нефтегазообразования, изменчивость региональных наклонов, периодическое проявление разломов приводили как к формированию зон нефтегазонакопления, так и к их разрушению. Анализ условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволил проследить развитие нефтегазовых систем в нефтегазоносных комплексах и трансформации осадочного бассейна в нефтегазоносный. О.М. Прищепа, Т.К. Баженова и В.И. Богацкий установли некоторые закономерности размещения зон нефтегазонакопления. Длительно формируемые зоны нефтенакопления приурочены к палеоподнятиям Ижма-Печорского и Хорейверского тектонически стабильных блоков. Для тектонически-активных Печоро-Колвинского авлакогена и Тимана характерны зоны нефтегазонакопления и нефтегазоконденсатонакопления, а для Предуральского прогиба - зоны газо- и газоконденсатонакопления [Прищепа О.М., Баженова Т.К., Богацкий В.И. Нефтегазоносные системы Тимано-Печорского осадочного бассейна (включая акваториальную Печороморскую часть). // Геол. и геофиз. 52. -№ 8. -2011.].

А.А. Драгунов отмечает, что системно-геодинамическое моделирование позволяет учитывать роль космогенного фактора в процессе нефтегазообразования. Оно является принципиально новым подходом к оценке перспектив нефтегазоносности на любой рассматриваемой территории. Данный подход допускает, что на процесс нефтегазообразования в значительной степени оказывают влияние геодинамически активные очаги генерации углеводородов, а на ее миграцию - региональный снос флюидов, происходящий от водосборных бассейнов к шельфовым окраинам континентов по породам фундамента и гидравлически связанным с ним осадочным отложениям. Как на региональном, так и на детальном масштабных уровнях, при проведении системно-геодинамического моделирования, в качестве областей повышенной проницаемости, рассматриваются геодинамически активные зоны нарушений (обширные области мелкой трещиноватости), развитие которых контролирует ротационное поле напряжений Земли [Драгунов А.А. Роль тектонических разломов и зон развития планетарной трещиноватости при формировании скоплений углеводородов. // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа. Материалы Международной научно-практической конференции, Казань, 8-10 сент., 2010. -Казань. -2010.].

Рассмотрен новый вид углеводородного сырья - нефти, связанной с матрицей породы и получившей название «матричной нефти», впервые выявленной в разрезе Оренбургского газоконденсатного месторождения при детальном изучении высокомолекулярных компонентов. А.Н. Дмитриевский приводит данные о составе матричной нефти, ее массовой концентрации в объеме пород, а также концентрации цветных, драгоценных, редких и редкоземельных металлов. Отмечается, что по заключению экспертов ГКЗ от 03.06.2005 г. ресурсы матричной нефти Оренбургского месторождения составляют 2,6 млн условного топлива [Дмитриевский А.Н. Матричная нефть - новый вид углеводородного сырья. // Минерал. ресурсы России: Экон. и упр. -2011. -№ 5.].

Н.Н. Алексеевым рассмотрены закономерности размещения установленных и прогнозируемых зон нефте- и газонакопления в осадочно-породных бассейнах востока Сибирской платформы. Отмечена генетическая связь запасов уникальных и крупных месторождений в терригенно-карбонатных отложениях венда и галогенно-карбонатных отложениях нижнего кембрия с площадями развития мощных толщ соленосных отложений. Обоснована необходимость комплексного изучения проблемы прогноза интервалов кавернообразования при оценке фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в карбонатном разрезе [Алексеев Н.Н. Перспективы наращивания промышленных запасов углеводородного сырья в осадочно-породных бассейнах востока Сибирской платформы. // Вестн. Северо-Восточ. федер. ун-та. -2011. -№ 2.].

Отсутствие скважин глубокого бурения и недостаточная плотность выполненных в разные годы сейсморазведочных работ МОВ ОГТ на шельфе моря Лаптевых обусловили неоднозначность представлений о геологическом строении региона. Разнообразие и противоречивость моделей строения осадочного чехла определили отличия в оценке перспектив его нефтегазоносности. Новые данные сейсморазведки, полученные в 2005-2006 гг. в западной, ранее неизученной, части шельфа, послужили основой для уточнения геологического строения Лаптевоморского бассейна и выделения зон возможного нефтегазонакопления. Полученные материалы послужили основой для уточнения региональной количественной оценки ресурсов УВ. На основании выполненных расчетов Г.А. Завразиной, О.В. Ивахненко и О.Н. Зуйковой плотности прогнозных ресурсов зоны распределены согласно тектоническому нефтегазогеологическому районированию. В целом Западно-Лаптевская рифтовая система относится к перспективным акваториям с плотностью начальных суммарных геологических ресурсов 20-30 тыс. т н.э./км² [Завразина Г.А., Ивахненко О.В., (ОАО «МАГЭ»), Зуйкова О.Н. (ФГУП ВНИИОкеангеология). Западнолаптевоморский шельф: геологическое строение и перспективы нефтегазоносности. // Разведка и охрана недр. -2012. -№ 4, с. 25-30.].

На основе детальных литологических исследований А.Д. Коробов и Л.А. Коробова (Национальный исследовательский Саратовский государственный университет) показали единство эпигенетических преобразований пород фундамента (переходного комплекса) и чехла Западно-Сибирской плиты в поцессе тектоно-гидротермальной активности. В рифтах с базальтовым комплексом и надрифтовых желобах возникали насыщенные газом и газоконденсатом пропилиты, а в изолированных (локальных) впадинах с риолитовыми купалами и перекрывающих породах чехла – нефтесодержащие вторичные кварциты. Это доказывает существование особого рифтогенно-осадочного формационного комплекса, который можно рассматривать с новых позиций как нефтегазоперспективный поисковый объект [Коробов А.Д., Коробова Л.А. (Национальный исследовательский Саратовский государственный университет). Вторичные Кварциты и пропилиты Западной Сибири – индикаторы нефтегазоперспективного рифтогенно-осадочного формационного комплекса. // Разведка и охрана недр. -2012. -№ 4, с. 30-35.].

Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова и др. описали типизацию, строение природных резервуаров различной генетической принадлежности нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и закономерности распределения залежей нефти и газа. Выявленные закономерности размещения различных морфогенетических типов природных резервуаров и приуроченности к ним скоплений углеводородов на основе применения комплекса формационного, литолого-фациального, историко-геологического анализов с учетом седиментационных особенностей формирования фильтрационно-емкостных свойств пород и их постседиментационных изменений позволят обоснованно вести поиски и разведку залежей углеводородов, что обеспечит открытие еще значительного количества месторождений [Теплов Е.Л., Костыгова П.К., Ларионова З.В. и др. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. // Реноме. -СПб. -2011.].

По комплексу геологических критериев М.М. Богдановым, А.Г. Сотниковой, И.В. Долматовой и др. выполнена пространственно-временная модель формирования и современного размещения зон нефтегазонакопления в глубокопогруженных поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена и прилегающих районов Коротаихинской впадины и Предуральского прогиба. Установлено, что разнообразие структурных форм, контролирующих зоны нефтегазонакопления - результат последовательно проявившихся в фанерозое геотектонических режимов - континентального рифтогенеза, синеклизного, инверсии, складчато-надвиговых, изостазии. Выделены новые, в том числе нетрадиционные для Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, зоны нефтегазонакопления, приуроченные к сдвиговым деформациям. Зоны нефтегазонакопления охарактеризованы по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, их типам, дебитам нефтяных скважин, особенностям строения ловушек нефти и газа. Научно обоснованы приоритетные направления региональных геологоразведочных работ, их виды и объемы. Даны рекомендации по концентрации поисковых и разведочных работ на УВ-сырье [Богданов М.М., Сотникова А.Г. Долматова И.В. и др. История формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф). // Геол. нефти и газа. -2013. -№ 1.].

Для геолого-тектонических условий Южно-Татарского свода масштаб нефтеносности прямо пропорционален интенсивности неотектонических движений, интенсивность и амплитуды положительных движений новейшего тектонического этапа развития земной коры способствуют аккумуляции нефти в антиклинальных ловушках. Восходящий режим новейших движений вызывает направленный поток нефтефлюидов из областей генерации к антиклинальным структурам. При наличии надежных покрышек и других благоприятных факторов из поступающих углеводородов образуются залежи нефти и газа [Мингазов М.Н., Стриженок А.А., Мингазов Б.М. Неотектонические аспекты глубинной дегазации геоструктур Татарстана. // Георесурсы. -№ 5. -2012.].

На примере одного из крупных месторождений Гюнешли А.А.О. Фейзулаев и Г.Г.К. Исмайлова рассмотрели возможный механизм формирования промышленных скоплений нефти и газа в основном резервуаре Южно-Каспийского бассейна - продуктивной толще (нижний плиоцен). На основании выявленных закономерностей распределения в пространстве значений термодинамических параметров (пластовых давлений и температур) в пределах месторождения Гюнешли подтверждено существующее доминирующее мнение об эпигенетичной природе скоплений нефти в продуктивной толще, которые сформировались в результате субвертикальной (субвертикально-внутрирезервуарной) миграции из подстилающих ее нефтегенерирующих отложений. Предполагается, что УВ поступали в однофазной газовой смеси с последующими фазовыми переходами, гравитационной дифференциацией флюидов и трансформацией их состава уже в пределах структуры [Фейзулаев А.А.О., Исмайлова Г.Г.К. Механизм формирования месторождений нефти и газа в Южно-Каспийском бассейне (на примере месторождения Гюнешли). // Геол. нефти и газа. -2013. -№ 1.].

Многолетние исследования тектоники Восточного Сахалина и смежных областей акватории Охотского моря, а также анализ геолого-геофизической информации, накопленной за последнее 20-летие по указанным регионам, привели к выводу о существовании пространственно-генетических связей между тектоническим становлением офиолитовых аллохтонов на востоке Сахалина, образованием смежной глубоководной впадины Дерюгина и формированием нефтегазовых месторождений на шельфе Восточного Сахалина [Разницин Ю.Н. Новая модель формирования месторождений углеводородов на шельфе Восточного Сахалина. // Газ. пром-сть. -2010.].

На примере Сибирской древней платформы В.Б. Арчегов рассмотрел основные теоретические, методические и практические аспекты изучения блокового строения и нефтегазоносности земной коры. Высокая динамичность Сибирской платформы на всех стадиях ее развития определила тектоническое и нефтегазогеологическое районирование, многообразие форм и путей миграции нафтидов, специфику структурных форм, вмещающих залежи нефти и газа. Приведена характеристика типовых месторождений нефти и газа, определены закономерности их пространственного размещения. Акцентировано внимание на нефтегазоносности базальных толщ юго-запада Сибирской платформы в связи с реальным приростом запасов углеводородного сырья и северо-восточной части платформы - возможном направлении увеличения нефтегазового потенциала. Очевиден приоритет работ в крупных узлах нефтегазонакопления Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), в которых возможно создание мощных центров нефтегазодобычи и переработки. Выполнение работ по этим направлениям связано с решением ряда крупных проблем экономического, стратегического и геополитического значения. Сформулированы основные положения концепции блокового строения и нефтегазоносности платформ [Арчегов В.Б. Блоковая делимость и нефтегазоносность Сибирской платформы. // Нац. минерально-сырьевой ун-т «Горный». -СПб. -2012.].

В последнее время опубликовано множество работ, посвященных проблемам влияния флюидных систем подземной геогидросферы на протекание геодинамических процессов. По мнению отдельных авторов, роль естественных флюидных потоков разного ранга в геодинамических перестройках не только всеобъемлюща, но и «грандиозна». Но влияние это является взаимным, сам флюидный режим в значительной степени зависит от геодинамики. Эти аспекты также рассматриваются в ряде публикаций. С.Х. Магидов считает, что в рамках таких представлений влияние геодинамики на флюидную систему не ограничивается только физическими воздействиями, но и распространяется на физико-химические процессы в литосфере. Это означает, что очень часто флюидный режим эндогенных процессов определяется именно геодинамическими обстановками. Одним из аргументов, подтверждающих данное положение, является периодическая дегазация глубинных флюидов вдоль активных геодинамических зон, приводящая к восстановлению запасов УВ на некоторых истощенных нефтегазовых месторождениях [Магидов С.Х. Флюидный режим нефтегазовых месторождений как индикатор геодинамической активности. // Ленинградская школа литологии. Материалы Всероссийского литологического совещания, посвященного100-летию со дня рождения Л.Б. Рухина, Санкт-Петербург, 25-29 сент., 2012. -СПб. -2012.].

Территория северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) рассматривается как перспективное направление для поиска УВ в глубокозалегающих горизонтах. Основным направлением поисков здесь должны стать нижне-среднеюрские и доюрские отложения, характеризуемые как глубокопогруженные. Соотношение фаз УВ доказанных промышленных запасов на глубине более 4 км дает основание полагать, что среднеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК) будет в равной степени нефтеносен и на больших глубинах, следовательно, необходимо пересмотреть оценку ресурсов УВ категорий С₃ и Д₁ в сторону увеличения нефтяной составляющей. Фактические данные, полученные в ходе сверхглубокого, параметрического и поискового бурения в северных районах Западно-Сибирской НГП, подтверждают наличие коллекторских толщ нижне-среднеюрского и доюрского возраста на глубине ниже 4 км в жестких термобарических условиях, способствующих их сохранению [Кравченко М.Н. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. // Геол. нефти и газа. -2012. -№ 6.].

В статье В.П. Гаврилова рассматриваются основополагающие закономерности накопления и пространственного размещения месторождений нефти и газа в Арктике, на долю которой приходится около 40 % всех мировых запасов УВ. Одной из таких закономерностей, по мнению автора, является поясное распространение нефтегазоносных бассейнов. Выделяются пояса рифтогенного и субдукционно-обдукционного типов. Дается их геологическая и генетическая характеристики, прогнозируется фазовая составляющая УВ. Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики предлагается проводить поэтапно с учетом политических, экономических и экологических рисков [Гаврилов В.П. Пояса нефтегазонакопления Арктики, перспективы их освоения. // Геол. нефти и газа. -№ 1. -2013.].

Тектоническая структура доюрского складчатого основания Южного Тянь-Шаня сформирована в результате нескольких рифтогеных и субдукционно-коллизионных этапов. Она представляет собой сложный ансамбль разновозрастных аккреционных комплексов, включающих окраинно-континентальные островодужные и офиолитовые образования в зоне сочленения Каракумской и Казахстанской плит. Модель субдукционного рудо- и нефтегазообразования объясняет площадную сопряженность месторождений УВ, горючих сланцев и металлических полезных ископаемых и дает основания предполагать о существовании нефтегазовых залежей в поднадвиговой позиции в нижних тектонических пластинах, представленных преимущественно карбонатными разрезами. Наиболее перспективные области в этих поясах, скорее всего, приурочены к узлам пересечения палеофлюидопотоков с антиформными структурам [Миркамалов Х.Х., Абдуллаев Г.С. Перспективы нефтегазоносности палеозоя западной части Южного Тянь-Шаня. // Геол. нефти и газа. -2013. -№ 1.].

Из-за большой удаленности и слабо развитой инфраструктуры Таймыр по настоящее время остается в геологическом отношении наименее изученным регионом России. Впервые выполненные на Таймыре в начале XXI в. региональные сейсмические исследования МОГТ-2D повышенной глубинности позволили в комплексе с другими геолого-геофизическими данными принципиально изменить модель строения Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) и прилегающих территорий Горного Таймыра, Сибирской платформы, Западно-Сибирской плиты. С новых позиций Р.Я. Адиев, В.А. Балдин и Н.З. Мунасыпов оценили перспективы нефтегазоносности северо-востока Западной Сибири, северо-запада Сибирской платформы и западной части Таймырской складчатой системы. В пределах Южно-Таймырской тектонической зоны Горного Таймыра обосновано выделение нового нефтегазоперспективного седиментационного бассейна предгорного типа в рифей-палеозойских отложений (Южно-Таймырская НГПО). Показано, что большая часть Енисей-Хатангской НГО, включая Усть-Енисейский желоб и диагональную систему приразломных мегавалов Обско-Лаптевской гряды в пределах ЕХРП, по особенностям строения и первичной седиментации (в том числе - по распространению неокомского клиноформного комплекса) входят составной частью в Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн и образуют на севере Сибири новую нефтегазоносную область с высокой плотностью потенциальных ресурсов УВ - Усть-Енисейскую НГО Западно-Сибирской НГП. На северо-западе Сибирской платформы, где сейсморазведкой МОГТ впервые закартирован ряд крупных мегавалов с нефтегазоперспективными рифей-нижнепалеозойскими отложениями, выделена Игарско-Норильская НГПО. Определены перспективные земли формирующегося Большехетского центра нефтедобычи, сформулированы первоочередные задачи по реализация масштабных планов нефтяных и газовых программ на севере Красноярского края [Адиев Р.Я., Балдин В.А., Мунасыпов Н.З. Нефть и газ севера Красноярского края: проблемы освоения, перспективы развития. // Геофизика. -2012. -№ 4.].

Отложения нефтекумской свиты, относимой к индскому ярусу нижнего триаса, широко распространены в пределах Восточного Предкавказья. Они характеризуются низкой разведанностью нефтегазового потенциала, что позволяет рассчитывать на открытие в этих образованиях новых месторождений УВ. Анализ тектонических, литолого-фациальных и геохимических критериев перспектив нефтегазоносности отложений нефтекумской свиты позволил рекомендовать первоочередные, наиболее перспективные, участки для проведения нефтегазопоисковых работ. Последние связаны преимущественно с развитием органогенных построек. К числу перспективных для опоискования на нефть и газ относятся Надеждинско-Приморская ступень, а также Витковско-Песчаная зона поднятий. Наиболее перспективными выявленными локальными объектами являются одиночные органогенные постройки нефтекумского возраста в зоне развития фаций глубокого шельфа, в первую очередь Сарбитское и Приморское поднятия [Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Левшунова С.П. Перспективы поисков залежей нефти и газа в отложениях нефтекумской свиты Восточного Предкавказья. // Геол. нефти и газа. -2012. -№ 6.].

Мировой и отечественный опыт освоения нефтегазоносных районов указывает на выявление все новых залежей углеводородов на малых глубинах, приуроченных к нетрадиционным ловушкам и к комплексам отложений, которые ранее считались мало- или вовсе бесперспективными. Плиоценовые отложения восточной части Предкавказья, имеющими широкое площадное распространение, характеризуются признаками нефтегазоносности. Промышленная нефтегазоносность плиоценовых отложений Азербайджана, включая прилегающую акваторию Каспийского моря, а также Западно-Кубанского передового прогиба, аналогично по строению и историческому развитию с восточной частью Предкавказья. Исходя из этой аналогии, З.К. Даштиев, Н.М. Гусейнов и Д.И. Бариева высоко оценивают перспективы поисков нефти и газа в пределах Терско-Сулакской впадины. Плиоценовый литолого-стратиграфический комплекс распространен в наиболее погруженной перспективной части Восточного Предкавказья - Терско-Сулакской впадине, структурные элементы которой имеют свои продолжения в акватории Каспийского моря. Несмотря на значительный объем пробуренных скважин и проведенных сейсморазведочных работ в пределах Терско-Сулакской впадины, плиоценовые отложения остаются весьма слабо изученными, поскольку основные объемы геолого-поисковых работ были направлены на поиски залежей нефти и газа в глубокозалегающих регионально нефтегазоносных комплексах среднего миоцена и мезозоя [Даштиев З.К., Гусейнов Н.М., Бариева Д.И. Основные направления геологоразведочных работ на нефть и газ на малых глубинах в плиоценовых отложениях восточной части Предкавказья. // Региональная геология и нефтегазоносность Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Вып. 58. -2012. Сборник статей по материалам Научно-практической конференции, посвященной памяти заслуженного геолога РФ Д.А. Мирзоева, Махачкала, 16-20 июля, 2012. -Махачкала. -2012.].

Б.Й. Маэвський, С.С. Куровець, В.Р. Хомин и др. рассмотрели природу и особенности расположения сланцевого газа в осадочных породах. Отмечено, что благоприятными для поисков сланцевого газа являются не только черносланцевые формации, обогащенные органическим веществом, но и плотные карбонатно-глинистые сланцевые толщи с низким содержанием органического вещества. Метанонасыщенность сланцевых толщ зависит от степени их трещиноватости и интенсивности глубинных дегазационных потоков, связанных с глубинными тектоническими разломами и их взаимопересечением [Маэвський Б.Й., Куровець С.С., Хомин В.Р. и др. О природе сланцевого газа и эффективности его поисков. Щодо природи сланцевого газу i ефективностi його пошукiв. // Нафт. i газ. пром-сть. -2012. -№ 3.].

Достаточно высокая степень освоения начальных потенциальных ресурсов нефти и газа Пермского края и районов Урало-Поволжья (в целом около 73 %) побуждает к поискам новых направлений геологоразведочных работ с целью формирования стратегии и постановки региональных геологических изысканий нетрадиционных углеводородов. К нетрадиционным относят залежи углеводородов в плотных формациях, которые зачастую являются нефтегазоматеринскими породами или отложениями промежуточного комплекса между фундаментом и осадочным чехлом. Крайне низкая проницаемость не позволяет разрабатывать такие залежи традиционными методами с обеспечением рентабельности проектов. На территории Пермского края к нетрадиционным залежам углеводородов можно отнести, в частности, скопления в отложениях доманикового типа. Доманикоидные отложения - высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные толщи морского, преимущественно биогенного автохтонного генезиса - являются основными нефтематеринскими свитами практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира, прекрасными региональными покрышками для залежей улеводородов. Доманикиты - весьма специфическая геологическая формация, отвечающая эпохам максимальных трансгрессий, отличающаяся от многих осадочных образований геохимической характеристикой [Носов М.А., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Отложения доманикового типа - возможный источник нетрадиционных углеводородов для Пермского края: обзор, перспективы, рекомендации. // Нефт. х-во. -№ 10. -2012.].

Продуктивность юрских отложений Баренцевоморского шельфа доказана на серии месторождений как в его российской части, так и в норвежской. Помимо крупных газовых и газоконденсатных скоплений в западной акватории в апреле 2011 г. открыто первое нефтяное месторождение. Особенности строения юрского комплекса свидетельствуют о цикличности развития бассейна. Песчаные резервуары, с которыми связаны большие перспективы поисков нефти и газа, приурочены к этапам регрессий. В качестве флюидоупоров выступают регионально выдержанные глинистые пласты, образованные в трансгрессивные периоды. Перспективы поисков углеводородов нужно связывать не только с антиклинальными поднятиями, но и с ловушками литологического типа [Ступакова А.В., Суслова А.А., Коробова Н.И. и др. Цикличность и перспективы юрского нефтегазоносного комплекса Баренцевоморского шельфа. // Вестн. МГУ. -2012. Сер. 4. -№ 6.].

В последние годы наблюдается заметная активизация геологоразведочных работ по изучению сланцевых толщ в различных нефтегазоносных бассейнах мира (США, Китай, Восточная Европа и др.). Н.Ш. Яндарбиев и З.К. Даштиев провели анализ геологического строения и нефтегазоносности Предкавказья с целью определения возможных направлений поисков так называемых «сланцевых» залежей углеводородов. При этом особое внимание уделялось изучению сложных, труднообъяснимых с традиционных нефтегазогеологических позиций фактов обнаружения промышленных залежей нефти и газа в нетипичных для углеводородных скоплений структурно-резервуарных условиях. На основе изучения особенностей геологического строения, изменения фильтрационно-емкостных свойств резервуаров, термобарических, флюидодинамических и промысловых параметров углеводородных скоплений определены следующие перспективные направления поисков «сланцевых» залежей нефти и газа в Предкавказье: зоны и участки развития трещиноватых коллекторов в мощной флюидодинамически замкнутой глинистой толще майкопского возраста (олигоцен-нижний миоцен) в пределах северных бортов передовых предкавказских прогибов, прилегающих частей Скифской плиты и, возможно, Керченско-Таманского межпериклинального прогиба; глубокопогруженные, высокобитуминозные терригенные и терригенно-карбонатные палеоцен-эоценовые отложения южных бортов Западно-Кубанского и Терско-Каспийского передовых прогибов [Яндарбиев Н.Ш., Даштиев З.К. О возможностях поисков «сланцевых» залежей нефти и газа в Предкавказье. // Региональная геология и нефтегазоносность Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Вып. 58. Сборник статей по материалам Научно-практической конференции, посвященной памяти заслуженного геолога РФ Д. А. Мирзоева, Махачкала, 16-20 июля, 2012. -Махачкала. -2012.].

В.В. Харахинов и С.И. Шленкин обобщили огромный объем существующей геолого-геофизической информации по строению и нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Куюмбинско-Юрубченко-Тохомского ареала нефтегазонакопления, представляющего собой уникальный нефтегазогеологический объект с особыми условиями нафтогенеза и нефтегазонакопления и занимающего значительную по размерам территорию Сибирской платформы. Впервые на основе применения современных, в первую очередь, сейсмических и скважинных технологий детально освещены вопросы строения и формирования трещинных (в том числе трещинно-кавернозных) нефти и газа, составленных относительно консолидированными древнейшими верхнепротерозойскими карбонатными породами. Приводятся на основе геохимического изучения керна многочисленных скважин и геофизических исследований структуры литосферы региона данные об эндогенных факторах формирования верхнепротерозойских залежей нефти и газа. Даны рекомендации по дальнейшему освоению нефтегазового потенциала региона, имеющего все предпосылки для создания в его пределах крупного центра нефтегазодобычи Восточной Сибири [Харахинов В.В., Шленкин С.И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления. Науч. мир. -М. -2011.].

Проявления нефтяных выходов на Камчатке в районе вулканизма найдены сравнительно давно. С.Д. Варфоломеев, Г.А. Карпов, Г.А. Синал и др. обнаружили, что выходы углеводородов в зоне гидротермальной системы кальдеры вулкана Узон характеризуются абсолютно уникальным возрастом нефти, не превышающим 50 лет. Кальдера Узон расположена в центральной части современного Восточного вулканического пояса полуострова Камчатка. Она локализована в западном секторе крупной Узон-гейзерной вулкано-тетонической депрессии и наполнена посткальдерным комплексом современных пеплово-пемзовых туфов, толщиной не менее 300 м. В кальдере локализована одна из крупнейших высокотемпературных гидротермальных систем Камчатки, объединенная с Долиной гейзеров. Капельно-жидкая нефть выходит практически по всему Восточному термальному полю гидротермальной системы. Обращают на себя внимание высокие концентрации мышьяка, цинка и марганца. Результаты хромато-масс-спектрометрического анализа показывают, что в составе нефти доминируют углеводороды (90-93 %). Было проведено дополнительное исследование состава обеих фракций нефти методами сверхточной масс-спектрометрии высокого разрешения. Результаты экспериментов по определению возраста нефти радиоуглеродным методом, проведенных на ускорительном масс-спектрометре в Швейцарском федеральном техническом университете Цюриха, оказались неожиданными: узонской нефти не более 50 лет. Был применен метод датирования, основанный на изменении содержания в образцах изотопа C¹⁴ [Варфоломеев С.Д., Карпов Г.А., Синал Г.А. и др. Самая молодая нефть Земли. // Докл. РАН. -2011. 438. -№ 3.].

Данные сейсморазведки позволили выделить на северо-востоке Западной Сибири уникальные геологические объекты со специфическим внутренним строением и историей развития - инверсионные кольцевые структуры (ИКС). А.А. Альмухаметов, Н.З. Мунасыпов и В.А. Балдин показали высокую актуальность изучения инверсионных объектов в связи с их нефтегазоносностью. Проведен анализ расположения выявленных ИКС и приуроченность их к крупным структурно-тектоническим элементам. На основе сейсмических материалов по многочисленным объектам инверсионного типа выделены общие закономерности строения ИКС в пределах исследуемого региона. Рассмотрены вопросы генезиса ИКС. Показано, что ИКС формируются в результате длительного развития при совместном влиянии тектонического и седиментационного факторов [Альмухаметов А.А., Мунасыпов Н.З., Балдин В.А. Особенности геологического строения инверсионных кольцевых структур северо-востока Западной Сибири. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Юрские отложения Баренцева моря вскрыты на Штокмановском месторождении, на поднятии Лоппа и обнажаются в геологическом разрезе на архипелаге Шпицберген. Разрез представлен достаточно полно всеми отделами и ярусами юрской системы. Максимальная толщина юрских отложений составляет 900 м (скв. Штокмановская-1). Юрский период в Баренцевом море характеризуется прогрессирующей трансгрессией Арктического океана, достигающей своего пика в конце юрского периода, когда были образованы битуминозные «Черные глины». Юрский разрез Баренцева моря очень сильно изменяется и не является постоянным, утончаясь с востока на запад. Это происходит преимущественно из-за наиболее активно протекающих эрозионных процессов в западной части Баренцева моря [Суслова А.А., Бурлин Ю.К., Коробова Н.И. Условия формирования юрских резервуаров Баренцева моря. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009. -Houten. -2009.].

Г.И. Лебедько обосновал необходимость использования новейших подходов к анализу глубинного строения и перспективности старых нефтегазоносных провинций. На современном этапе изучения важную роль играет знание геологических условий и геодинамической направленности развития глубинных структур для оценки перспектив нефтегазоносности региона. Они в первую очередь связаны с зонами флюидизации поднадвиговых зон бортовых уступов передовых прогибов, а также с подсолевым карбонатным комплексом верхней юры [Лебедько Г.И. Перспективы нефтегазоносности Предкавказской системы передовых прогибов. // Геол. нефти и газа. -№ 3. -2011.].

Результаты анализа геолого-геофизических материалов, полученные в последние десятилетия, позволили провести корректировку выделения и обоснования тектонических элементов различного ранга, установить их иерархическую подчиненность, указать характерные черты строения. Совместный анализ результатов переобработки и интерпретации геолого-геофизических материалов по северной суше и прилегающей акватории О.М. Прищепе, В.И. Богацкому, В.Н. Макаревичу и др. позволил составить единую тектоническую схему с прослеживанием основных элементов Тимано-Печорского бассейна в акваториальной его части. Приведен сравнительный анализ нефтегазоносных комплексов с характеристикой генерационных, миграционных и аккумуляционных возможностей. Тектонические, литологические и геохимические особенности позволили уточнить схему нефтегазогеологического районирования, в которой к рангу областей отнесены две новые - Малоземельско-Колгуевская и Припайхойско-Приюжноновоземельская [Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н. и др. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. 6. -№ 4.].

На основе новых сейсмических и газогеохимических данных в Охотском море. М.Л. Верба, Г.И. Иванов и И.М. Тихонова приводят сведения, указывающие на наличие в неоген-четвертичных отложениях Южно-Охотской впадины соляного купола, представляющего собой благоприятный объект для дальнейшего детального изучения. Подтверждаются сделанные ранее выводы о широком развитии в глубоководных областях шельфа скоплений газовых гидратов, выявляемых сейсмическим профилированием и газогеохимическим опробованием донных грунтов. Сделан вывод, что центральные области Охотского моря (впадины ТИНРО, Дерюгина и др.), испытавшие в кайнозое интенсивное растяжение коры, являются наиболее перспективными для поисков новых крупных залежей углеводородов различного типа [Верба М.Л., Иванов Г.И., Тихонова И.М. Геолого-геохимические и геофизические свидетельства перспектив нефтегазоносности центральной и южной областей Охотского моря. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. 6. -№ 4.].

А.А. Нежданов, В.В. Огибенин и С.А. Скрылев подчеркивают, что накопление геолого-геофизической информации как по Западной Сибири, так и глобальном плане свидетельствует о том, что роль эндогенной составляющей нафтидогенеза ранее недостаточно учитывалась при прогнозе нефтегазоносности, а традиционная миграционно-осадочная гипотеза не объясняет глобальных и региональных особенностей размещения месторождений нефти и газа. Совершенно не укладываются в ее рамки явления активной вертикальной миграции флюидов, наличие связанной с нефтегазообразованием аномальной флюидодинамической системы в недрах бассейна. Сообщается, что в понятие «аномальная флюидодинамическая система» в плане нефтегазоносности входят кроме АВПД и АВПоД, нетрадиционные типы коллекторов и залежей УВ, полное насыщение УВ линзовидных резервуаров, вследствие чего формируются пояса нефтегазоносности. Их примером являются обширные зоны нефтегазонакопления, установленные в ачимовских отложениях и в кровле тюменской свиты на большей части территории ЯНАО и практически не контролируемые гипсометрией резервуаров. Эта особенность зоны АВПД позволяет предположить, что фактором, определяющим аномально высокие давления в глубоких горизонтах, преимущественно являются углеводородные флюиды. Именно эта особенность нефтегазоносности глубоких горизонтов осадочного чехла северной половины Западно-Сибирского бассейна, вытекающая из глубинной модели нефтегазонакопления, имеет важное практическое значение для поисков и разведки новых залежей УВ [Нежданов А.А., Огибенин В.В., Скрылев С.А. Общие закономерности нефтегазонакопления в Западной Сибири и их значение для прогноза новых залежей углеводородов. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы Международной академической конференции, Тюмень, 16-18 сент., 2009. -Тюмень. -2009.].

Исследуемая территория включает в себя северные и арктические области Западной Сибири, на сегодняшний день в пределах данной территории находится 87 месторождений. ИЗ них в 56-ти открыты залежи углеводородов в сеномане. Отличительной особенностью этих областей является тот факт, что на их территории расположены 18 уникальных газовых месторождений из 22 российских. Самые крупные их них: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Комсомольское, Харампурское, Ямсовейское и Южно-Русское находятся в разработке. А.А. Самохиным составлена схема пространственного размещения сеноманских и нижележащих залежей месторождений УВ северных и арктических областей Западной Сибири с целью прогноза распределения определенного их типа. Для успешных поисково-разведочных работ методика проведения последних должна учитывать строение залежей. Вопросы выбора места заложения первой поисковой и всех последующих скважин, их количества, необходимого для окончательной оценки перспектив нефтегазоносности того или иного объекта и т. д., должны решаться с учетом предполагаемых типов залежей и закономерностей их размещения [Самохин А.А. Пространственное размещение сеноманских преимущественно газоносных залежей в пределах северных и арктических областей Западной Сибири (с целью прогноза определенного их типа). // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Северо-Востока России. Материалы Всероссийской научно-практической конференции, Якутск, 29-30 марта, 2012. -Якутск. -2012.].

А.Э. Жаров, О.С. Винниковская, О.А. Кровушкина и др. провели анализ комплексной сейсмической интерпретации и бассейнового моделирования результаты которого показали, что основные риски и неопределенности в перспективах нефтегазоносности бассейна связаны с прогнозом коллекторских фаций. Распределение их даже на суше отличается значительной изменчивостью седиментационных трендов и требует разработки детальных фациальных моделей. Результаты бурения первой скважины на Западно-Камчатском шельфе подтвердили структурно-седиментационную модель его строения и свидетельствуют о высоком углеводородном потенциале возможных очагов нефтегазогенерации. Наибольшие перспективы обнаружения залежей УВ на настоящем этапе связываются с Крутогоровским валом и южным (Колпаковским) участком осадочного бассейна. На фоне глубоких инверсированных прогибов проявлены системы транспрессионных антиклинальных структур и прогнозируется благоприятное сочетание коллекторских и экранирующих толщ в позднепалеогеновых и средне-верхнемиоценовых интервалах разреза [Жаров А.Э., Винниковская О.С., Кровушкина О.А. и др. Геологическое строение шельфа Западной Камчатки по результатам комплексной интерпретации 2D и 3D сейсмических данных. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009. -Houten. -2009.].

Результаты сейсмических работ в пределах шельфовых лицензионных участков 2-Избербаш и 4-Сулак позволили Н.И. Немцову, Р.К. Гумарову, А.Б. Капалину и др. уточнить строение Дагестанского шельфа. Детализировано строение и подготовлены к глубокому бурению нефтегазоперспективные ловушки, приуроченные к отложениям чокрака, сармата, плиоцена и верхнего мела. Ловушки относятся в основном к типу литологически и стратиграфически экранированных; ресурсы этих ловушек значительно больше, чем на месторождениях суши. Наиболее крупной и перспективной ловушкой является песчаное тело типа подводного конуса выноса в чокракских отложениях. Ловушка литологически и тектонически экранированного типа. Обоснованы перспективы нефтегазоносности выявленных ловушек, осуществлена оценка ресурсов УВ по категории С₃ с постановкой их на государственный баланс, определены первоочередные задачи геологоразведочных работ и места заложения первых поисково-разведочных скважин, в первую очередь, на объекте Чокрак [Немцов Н.И., Гумаров Р.К., Капалин А.Б. и др. Новые объекты поисков углеводородов на Российском шельфе Каспия (республика Дагестан). // Геол. нефти и газа. -№ 2. -2011.].

Б.М. Вавляевым рассмотрены специфические факторы обстановок формирования и распространения основных типов неконвенциональных ресурсов. Выявилось гораздо большее разнообразие условий и механизмов образования их скоплений по сравнению с традиционными скоплениями конвенциональных ресурсов углеводородов. По источнику углеводородов единство процессов формирования конвенциональных и неконвенциональных ресурсов углеводородов и их скоплений наиболее ярко проявляется в разрезах гигантских месторождений (снизу вверх - скопления газоконденсатов, обычных и сланцевых нефтей и газов, обычного и водорастворенного газа, тяжелых нефтей и газогидратов) Аляски и севера Западной Сибири. Вниз по разрезу с глубиной ассоциации скоплений конвенциональных и неконвенциональных углеводородов становятся все более тесными, вплоть до их полной совмещенности [Вавляев Б.М. Природа и особенности пространственного распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений. // Газ. пром-сть. -2012.].

Для получения новых данных, характеризующих процессы первичной миграции углеводородов, Д.В. Корост, Д.В. Надежкин и Г.Г. Ахманов выполнили лабораторный эксперимент, заключающийся в поэтапном моделировании процессов генерации УВ в образце горной породы и наблюдении за изменением структуры порового пространства. Визуализированы процессы, контролирующие эмиграцию УВ из нефтематеринских пород. Методика и результаты эксперимента могут стать новым вещественным аналитическим инструментом для прогнозирования зон развития нетрадиционных коллекторов для доманикитов и баженитов [Корост Д.В., Надежкин Д.В., Ахманов Г.Г. Изучение пустотного пространства нефтематеринской породы при генерации углеводородов. // Вестн. МГУ. -2012. -Сер. 4. -№ 4.].

Экспедиции «Миры на Байкале» удалось обнаружить залежи газогидратов - можно сказать, месторождение чистого природного газа. А.А. Султанова и М.В. Рыкус считают, что было найдено топливо будущего. Уникальность природного явления заключается в том, что эти «полезные ископаемые» восполняемы, а также лежат на поверхности осадка. До этого дня газогидраты находили под слоем осадка, то есть в 30-50 сантиметрах от дна и глубже. Ранее поверхностные газогидраты не находили и даже не знали, что они существуют [Султанова А.А., Рыкус М.В. Газогидраты озера Байкал. // 62 Научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 2011. Сборник материалов конференции. -Уфа. -2011.].

При освоении месторождений в карбонатных резервуарах древних комплексов, недостаточно ориентироваться на структурное положение ее кровли. Как показывает опыт разработки таких месторождений, с позиций сохранения высоких коллекторских свойств пород наиболее перспективны унаследованно развивающиеся структуры (либо отдельные купола структур). Их сводовые участки характеризуются как интенсивной вторичной переработкой карбонатных пород, так и ранним заполнением их УВ, которые в дальнейшем замедлили эпигенетические преобразования коллекторов. Выявленные особенности литолого-фациального и тектонического развития исследуемой территории позволяют объяснить существующие различия в емкостных свойствах пород скважин расположенных в пределах равноценных в структурном выражении участков месторождений и прогнозировать зоны с улучшенными параметрами коллекторов. Комплексный подход, делает вывод А.В. Мартынов, апробированный при прогнозе сложнопостроенных карбонатных коллекторов, позволит более эффективно проводить геологоразведочные работы при доразведке месторождений УВ-сырья, а также при проектировании сетки эксплуатационных скважин на этапе их ввода в промышленное освоение [Мартынов А.В. Анализ развития конседиментационных структур осадочного чехла с целью прогноза нефтегазоносности. // Сборник научных трудов. Материалы Научно-технической конференции УГТУ, Ухта, 17-20 апр., 2012. -Ухта. -2012.].

В последние годы на шельфе моря Лаптевых выявлено более 50 локальных объектов. Фациальная изменчивость и сложное строение осадочных комплексов, раздробленность их разрывами сложной кинематики обусловили развитие различных типов ловушек углеводородов. На основе сейсмостратиграфического, сейсмофациального анализов и структурных построений по данным сейсморазведки МОВ ОГТ 2 D выделены структурные, литолого-стратиграфические и комбинированные ловушки углеводородов. Предлагаемая Г.А. Заварзиной классификация ловушек углеводородов является основой для повышения эффективности поисково-разведочных работ на ранних стадиях исследования перспективных объектов [Заварзина Г.А. Типы потенциальных ловушек углеводородов и их распространение в западной части шельфа моря Лаптевых. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2012. -Сер. 7. -№ 4.].

Методы прогноза, поисков, разведки и оценки нефтяных и газовых месторождений. Сейсмические исследования, выполняемые в последние годы ОАО «Славнефть» в Западной Сибири с использованием новейших проблемно-ориентированных приемов трансформации сейсмических волновых полей (ФП технологии, технологий когерентного и спектрального анализов и т. д.), позволили обнаружить ряд основополагающих факторов геологического строения среды, ранее не выявляемых и, практически, не учитываемых при создании прогнозных геологических моделей [Ганиев В.А., Берин М.В., Маказюба Н.В. Выявление характерных особенностей формирования залежей углеводородов в Западной Сибири на основе сейсмических данных. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009. -Houten. -2009.].

П.А. Хлебников (Роснедра), А.М. Блюменцев, И.Я. Кононенко (ФГУП ВНИИгеосистем) и др. рассмотрели особенности изучения строения, состава и свойств нефтегазоперспективных отложений, залегающих на больших глубинах. Показана геологическая информативность и эффективность технологии магнитно-резонансных исследований каменного и флюидного материала в режиме on-line, реализуемой на базе современного программно-управляемого аппаратурно-методического комплекса. Приведены примеры использования магнитно-резонансных исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ на материке и континентальном шельфе России, в том числе в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Прикаспийской НГП.

Системный анализ результатов применения петрофизических магнитно-резонансных исследований горных пород при строительстве глубоких и сверхглубоких скважин в различных НГП России показал следующее:

1. Сложность строения, состава и свойств нефтегазоперспективных отложений, залегающих на больших глубинах при значительных давлениях и температурах, и ограниченность их геологического изучения обусловливают необходимость применения для этой цели современных геоинформационных технологий и аппаратурно-методических комплексов, и в особенности магнитно-резонансных исследований горных пород и флюидов.

2. Геологическое использование магнитно-резонансных исследований, основанных на комплексном применении ЯМР и ЭПР, отличается прямым детектированием содержания водорода, углерода, железа и других элементов в горных породах, высокой чувствительностью к подвижности нефтей и вод, экспрессностью и экономичностью, геоинформативностью и эффективностью.

3. Накоплен отечественный опыт промышленного применения петрофизических магнитно-резонансных исследований при решении задач ГРР в процессе бурения глубоких скважин на нефть и газ в различных регионах России, в том числе в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Прикаспийской НГП [Хлебников П.А. (Роснедра), Блюменцев А.М., Кононенко И.Я. (ФГУП ВНИИгеосистем) и др. Геологическая эффективность системных петрофизических исследований нефтегазоносных отложений в разрезе глубоких и сверхглубоких скважин. // Разведка и охрана недр. -2012. -№ 6, с. 39-44.].

В.С. Дружинин, П.С. Мартышко, Н.И. Начапкин и др. рассмотрели результаты исследований по разработанной в Институте геофизики УрО РАН методике создания объемной геолого-геофизической модели верхней части литосферы Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и сопредельных территорий. Предложена новая схема тектонического строения кристаллической коры и определены с позиции специфики глубинного строения перспективные участки на постановку детальных геолого-геофизических исследований. Часть участков совпадает с уже известными месторождениями углеводородов, другие подлежат более тщательному их изучению с учетом имеющейся информации по приповерхностным структурам и постановке целенаправленных поисковых работ [Дружинин В.С., Мартышко П.С., Начапкин Н.И. и др. Оценка нефтегазоперспективности Тимано-Печорской плиты с учетом объемной модели верхней части литосферы. // Отеч. геол. -2011. -№ 3.].

Д.С. Белицер в своем докладе на форуме-конкурсе молодых ученых показал результаты исследования разреза структурно-картировочной скважины Кыстыктахская-2, расположенной в пределах Кыстыктахского выступа на плато Путорана (Норильский район). Особенность исследований заключалась в применении новой литолого-геохимической технологии, разработанной в Томском политехническом университете. Технология включает ядерно-геохимический метод и традиционные литолого-петрографические исследования. В основе ядерно-геохимического метода лежит свойство нефтегенерирующего керогена типа II накапливать уран, что позволяет выделять нефтематеринские породы по повышенным содержаниям урана. Кроме того, изучается характер распределения глинозема (Al₂O₃) и отношения U/Al₂O₃. Пониженные значения последнего показателя (0,18) свидетельствуют о прошедшем углекислотном метасоматозе и косвенно указывают на разуплотненность пород. Результаты ядерно-геохимических исследований заверяются традиционными литолого-петрографическими методами. С использованием технологии изучены средне-позднепалеозойские отложения, вскрытые скважиной Кыстыктахская-2 в северо-восточной части Сибирской платформы. Произведено детальное литолого-петрографическое описание разреза, выполнен фациальный анализ седиментогенеза и диагенеза слагающих разрез пород и дан анализ эпигенетических процессов, активно влияющих на формирование коллекторов и залежей углеводородов. Анализ результатов исследований позволил отнести изученные отложения к потенциально нефтегазоносным. Основанием являются следующие признаки: значительные количества в разрезе субаквальных осадков палеозоя (600 м), наличие плотных перекрывающих их вулканогенных и вулканогенно-осадочных толщ триаса, присутствие прямых признаков нефтегазоносности - наличие высокоуглеродистых отложений, битуминозных нефтематеринских пород, выделением капельно-жидкой нефти, проявления восстановительных и резковосстановительных геохимических фаций диагенеза, необходимых для накопления нефтегенерирующего керогена типа II [Белицер Д.С. Оценка перспектив нефтегазоносных отложений в районе северных отрогов плато Путорана с использованием новой литолого-геохимической технологии (Норильский район). // Проблемы недропользования. Международный форум-конкурс молодых ученых, Санкт-Петербург, 25-27 апр., 2012: Сборник научных трудов. -СПб. -2012.].

А.А. Глебов и Е.Б. Грунис предложили новый подход в развитии геодинамических наук. Это обусловлено тем, что большинство крупнейших нефтегазовых месторождений вступает в стадию падения добычи. Поэтому необходимо проводить работы, направленные на восполнение ресурсной базы как в периферийных частях нефтеносных бассейнов, так и на разрабатываемых месторождениях. Предложена методика экспериментальной оценки нелинейно-упругих характеристик среды для форсированной подготовки к бурению нефтегазоперспективных объектов различного морфолого-генетического типа. Эта методика прошла апробацию и может быть рекомендована к использованию [Глебов А.А., Грунис Е.Б. Новые нелинейные методы интерпретации сейсмических данных для подготовки к бурению нефтегазоперспективных объектов различного морфолого-генетического типа. // Геол. нефти и газа. -№ 2. -2011.].

На основе анализа разрезов и карт рассеянных волн А.В. Киричек и М.А. Зверев произвели прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в продуктивных породах Красноленинского свода. Коллекторы такого типа являются перспективными объектами для поиска залежей нефти. Исследования базировались на оригинальном методе престековой миграции, названном волновым аналогом метода ОГТ (ВОГТ). Метод ВОГТ позволяет получать по данным 2D МОГТ два независимых разреза - разрез отраженных волн и разрез рассеянных волн. Формирование последних происходит в зонах трещиноватости [Киричек А.В.; Зверев М.А. Прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в продуктивных породах Красноленинского свода по рассеянным волнам. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -№ 1. -2011.].

В процессе исследований углеводородных систем месторождений нефти и газа установлена неполнота закономерностей, определяющих решение задачи оценки их состава и состояния. Эксплуатация ряда месторождений, квалифицированных как газоконденсатные, сопровождается некоторым набором проблем, не сводимых к человеческому фактору. В.А. Гущин делает вывод о необходимости официального признания существования залежей третьего вида - критического агрегатного состояния, для апробации технологии изучения их состава и принятия адекватных решений по их разработке. Научное основание для признания такой реальности уже существует. Имеются также технологические наработки по исследованию характеристик пластовой углеводородной системы моделированием разработки на герметизированном керне, отобранном в процессе бурения [Гущин В.А. Оценка состава пластовых систем критического состояния при подсчете запасов. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. -Тюмень. -2008.],

Основой для выделения зон разломов, активизированных в новейшее время, служат многозональные и радарные (теневая модель рельефа) космоснимки., сообщает в своем докладе на геолого-геофизической конференции Л.Е. Пестова. Геодинамические исследования включают в себя в первую очередь оценку кинематического типа дизъюнктива на основе его геометрии и пространственной ориентировки, который отражает характер преобладания сдвиговых или сбросовых подвижек. Дальнейшие исследования кинематики позволяют выделять зоны растяжений и сжатий земной коры, которые влияют на формирование коллекторских свойств продуктивных комплексов. Количественная и качественная оценка новейших деформаций земной поверхности позволяет выявить зоны унаследованных и инверсионных вертикальных движений. Выявленные зоны тектонических нарушений и градиентные зоны хорошо коррелируются с геолого-геофизическими данными, что свидетельствует о возможности успешного решения задачи прогноза зон развития трещинно-кавернозных коллекторов с использованием космоснимков и геодинамических (неотектонических) исследований [Пестова Л.Е. Прогноз трещинно-кавернозных коллекторов в доюрском и верхнеюрском комплексах в северной части Красноленинского свода на основе многозональных космоснимков и геодинамических исследований. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Геоэлектрический метод дает возможность картирования на основе эффектов сопротивления и вызванной поляризации. Метод позволяет выделять зоны диагенетических изменений с микрокристаллами пирита над скоплениями УВ. Регистрируемое поле состоит из двух основных компонентов - электромагнитного и вызванной поляризации. Построена синтетическая модель для иллюстрации их вклада в общую характеристику. I. Pesteref, S. Ivanof, P Legeydo и P. Veeken приводят пример успешного применения метода на Северо-Гуляевской площади в Баренцевом море. Метод позволяет снижать риски при бурении на новых структурах путем их ранжирования по степени перспективности [Pesteref I.; Ivanof S.; Legeydo P.; Veeken P. Геоэлектрический анализ на основе количественного разделения характеристик электромагнитного поля и вызванной поляризации. Geo-electric analysis based on quantitative separation between electromagnetic and induced polarisation field response. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Повысить результативность ГРР позволит включение в технологический регламент метода, который дает принципиально новый слой геологической информации. Наиболее эффективным в этом отношении является газогеохимическая съемка с анализом газопроявлений на основе новых достижений геофлюидодинамики по технологии ЗапСибНИГНИ (флюидоразведка). М. Заватский, В. Рыльков и В. Гущин отметили результаты многолетних исследований в Западной Сибири, которые показали, что комплекс ГРР, включающий флюидоразведку, успешно прогнозирует границы продуктивных участков коллекторов и реально поднимает успешность поискового и разведочного бурения до 70-85 % [Заватский М., Рыльков В., Гущин В. Формирование и практическое применение локальных флюидодинамических моделей нефтегазонакопления при решении геологоразведочных задач с применением газовой съемки. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы. -Тюмень. -2008.].

В.В. Чернов и А.С. Горюнов приводят анализ геоэлектрических параметров, полученных на основе решения обратной задачи ВРЭ-ВП таких как удельное сопротивление, анизотропия сопротивления и поляризуемость горных пород геоэлектрического разреза, который убедительно показал, что только в интервале глубин больших 2 км есть шанс обнаружить нефть. Глубины 2 и более километров в Курганской области соответствуют кристаллическому фундаменту. В результате последующего бурения модель, построенная по данным электроразведки до вскрытия кристаллических пород, подтвердилась и есть основания полагать, что именно в гнейсах под гранитными породами на глубине 3 км находится Михайловское месторождение [Чернов В.В., Горюнов А.С. Поиски месторождений нефти в кристаллическом фундаменте методами высокоразрешающей электроразведки на примере Курганской области. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

На площади рассматриваемого А.В. Лапо и Я.И. Штейном месторождения были проведены сейсморазведочные работы 3D и пробурены 7 скважин. На основании данных, полученных при бурении и переинтерпретации сейсмических данных, геологическая модель была скорректирована и пересчитаны запасы по категории C₁ действующей российской классификации. Поскольку в соответствии с новой классификацией анализируются извлекаемые запасы, важнейшей составляющей оценки является анализ вариантов разработки [Лапо А.В., Штейн Я.И. Опыт подсчета запасов газа по новой классификации для морского месторождения. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009 -Houten. -2009.].

При оценке перспектив нефтегазоносности уделяется больше внимания количественной оценке прогнозных ресурсов в конкретном регионе, что служит основой при выборе направлений ГРР и определении объемов поисково-разведочных работ. При количественной оценке прогнозных ресурсов УВ объемным методом и методом плотностей сталкиваемся с огромным количеством условно принимаемых параметров, которые не существуют в природе из-за неразведанности территорий. В связи с этим Б.К. Магомедова и К.А. Сабанаев рекомендуют применить дополнительный новый метод оценки прогнозных ресурсов УВ по содержанию керогена в осадочном комплексе Среднего и Северного Каспия. Этот метод разработан авторами и применен для оценки ресурсов УВ в майкопских отложениях Предгорного Дагестана. Метод основан на определении генерационного потенциала, основным параметром которого является исходное количество битумоидов в нефтематеринских породах. В условиях осадочного чехла платформенной части Восточного Предкавказья установлено, что наибольшим генерационным потенциалом обладают юрские отложения, которые наряду с другими благоприятными условиями, длительное время находились на стадии катагенеза [Магомедова Б.К., Сабанаев К.А. Генерационный потенциал осадочного комплекса Среднего и Северного Каспия и оценка прогнозных устройств ресурсов УВ. // Геология и полезные ископаемые Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Материалы Научно-практической конференции к 55-летию Института геологии ДНЦ РАН, Махачкала, 5-8 сент., 2011.-Махачкала. -2011. -Вып. 57.].

В последние годы в связи с истощением ресурсной базы в старых нефтедобывающих районах России возникла необходимость освоения труднодоступных регионов Крайнего Севера, Восточной Сибири и шельфов морей. Проведение геологоразведочных работ в этих регионах связано с большими технологическими сложностями и высокими финансовыми затратами. В связи с этим возникает необходимость снижения рисков бурения непродуктивных скважин. Для уменьшения геологических рисков при выборе участков, планировании и выполнении ГРР в ОАО «НК «Роснефть» с 2004 г. проводится моделирование формирования углеводородных систем. Моделирование выполняется на основе программных продуктов компании Beicip Franlab (BF) - TemisSuite, LOCAS/GERES, Dionisos и Qubes по двум направлениям: 1) на региональном этапе - для оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных осадочных бассейнов; 2) на поисковой стадии - для выбора первоочередных объектов и прогноза пластовых давлений в залежах. Всего с 2004 г. выполнено 19 проектов по различным регионам России с построением более 50 2D и 3D моделей [Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Опыт применения технологий бассейнового моделирования в ОАО «НК «Роснефть» для оценки перспектив нефтегазоносности акваторий и выбора новых направлений геолого-разведочных работ. // Нефт. х-во. -2012. -№ 11.].

Комплексирование геолого-геофизических методов может существенно повысить результативность нефтегазопоисковых работ на территориях с разнообразными горно-геологическими условиями. В северо-восточной части Западно-Сибирской плиты и на Сибирской платформе в течение многих лет используется тандем сейсморазведки и геохимии, включающий углеводородную и гелиевую съемки. Накопленный опыт работ и полученные результаты В.А. Кринин оценивает данный комплекс как весьма эффективный для определенной категории нефтегазоносных районов [Кринин В.А. Сейсморазведка и геохимия - эффективный тандем при поисках и разведке месторождений нефти и газа в разных горно-геологических условиях. // Гор. ведомости. -№ 12. -2012.].

А.И. Варламов, В.Н. Ларкин, Е.А. Копилевич и др. изложили принципы прогноза новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы на основе привлечения дополнительного критерия локального прогноза нефтегазоносности, связанного с возможностью картирования погребенных выступов пород фундамента, сложенных гранитными массивами. Новые зоны нефтегазонакопления прогнозируются в ареале кольцевых и линейных структур, прорванных гранитоидами. Геолого-геофизическое изучение новых зон возможно за счет комплексирования методов на основе анализа потенциальных полей, а в межскважинном пространстве - с привлечением инновационной технологии комплексного спектрально-скоростного прогноза [Варламов А.И., Ларкин В.Н., Копилевич Е.А. и др. Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления в юго-западной части Сибирской платформы. // Геол. нефти и газа. -2013. -№ 1.].

В условиях усложнения поисков месторождений нефти и газа на территории Удмуртии все большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для прогноза нефтегазоносности подготовленных и выявленных локальных структур. На территории Северо-Татарского свода накоплен определенный фактический материал как по локальным структурам, содержащим залежи углеводородов, так и по тем структурам, где проведено поисковое бурение, но залежи углеводородов не открыты. На данном статистическом материале можно опробовать методику прогноза нефтегазоносности с помощью построения вероятностно-статистических моделей по характеристикам локальных структур. Особенностью данной методики является то, что в качестве показателей будут использованы те, которые всегда имеются в распоряжении производственников. При этом необходимо отметить, что данные показатели будут применяться комплексно, что является залогом высокой надежности построенных вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности. Данная методика прогноза нефтегазоносности может быть реализована в условиях определенной изученности территории, когда для анализа может быть использовано некоторое количество поднятий, одни из которых содержат углеводороды, другие их в исследуемых отложениях не содержат, т. е. являются пустыми структурами. Н.Е. Соснин отмечает, что все эти поднятия могут быть охарактеризованы одними и теми же показателями, которые можно определить до организации на них глубокого поискового бурения. Данное обстоятельство позволяет строить вероятностно-статистические модели, которые практически можно будет использовать при оценке нефтегазоносности неразбуренных локальных структур. С помощью данной методики можно планировать очередность бурения на локальных поднятиях, что позволит стабилизировать добычу нефти на территории Удмуртии. Выделение наиболее перспективных поднятий в отношении нефтегазоносности предлагается производить с помощью построения геолого-математических моделей прогноза [Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода). // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 5.].

М.А. Носов проанализировал коэффициент подтверждаемости ресурсов структур на территории Пермского края за последние 20 лет. Общий тренд коэффициента подтверждаемости ресурсов фактическими объемами запасов показал, что вместе с совершенствованием техники и технологии подготовки структур растет и коэффициент подтверждаемости. Рассмотрен вопрос определения способа прогноза объема ресурсного потенциала и подбора дополнительных критериев к обоснованию коэффициента перевода ресурсов нефти и газа в запасы УВ при проведении региональной геолого-экономической оценки территории Пермского края. С помощью построения статистических моделей и выявления зависимостей между ресурсами и фактическими запасами структур определен метод прогнозной оценки ресурсов и запасов для каждого тектонического элемента Пермского края. Для установления зависимостей и построения моделей в обучающую выборку были приняты продуктивные объекты, подготовленные и разбуренные в 1990-2011 гг. В разрезе основных нефтегазоносных комплексов для каждого тектонического элемента были построены графики зависимостей между ресурсами, рассчитанные объемным методом, плотностным методом, и фактическими запасами. Применение полученных моделей для определения количества ожидаемых запасов до сих пор остается под вопросом - слишком неоднозначны полученные результаты, представленные по тектоническим элементам. Проведенный анализ позволил определить методы оценки ресурсов для различных тектонических элементов. Установлено, что для наиболее изученных территорий оценку ресурсов необходимо выполнять объемным методом, для территории с наименьшей изученностью предпочтителен метод удельных плотностей на единицу площади. При наличии на территории закартированных объектов оценку рекомендуется проводить с помощью объемного метода [Носов М.А. Определение методики количественной оценки ресурсов углеводородов при региональном геолого-экономическом моделировании территории Пермского края. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

При оценке прогнозных ресурсов объемным методом обычно используется метод геологических аналогий, при котором подсчетные параметры прогнозной структуры принимаются по месторождению-аналогу. Однако при данном подходе получают лишь точечные оценки, которые зачастую недостаточно полно учитывают особенности объекта оценивания. В отличие от них при стохастической (вероятностной) оценке подсчетные параметры заменяются их распределениями, а в итоге получают гистограмму прогнозных ресурсов структуры, которая с учетом экономических рисков может быть использована при дальнейшем выборе наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ. Большинство подходов при стохастической оценке прогнозных ресурсов основано на априорных распределениях подсчетных параметров, которые не совсем полно учитывают особенности конкретного объекта оценивания. О.А. Мелкишев и С.Н. Кривощеков рассмотрели совместное использование методов Монте-Карло и пошаговой множественной регрессии для прогноза значений подсчетных параметров и стохастической оценки прогнозных ресурсов на поисковом этапе геологоразведочных работ на примере локальных поднятий Башкирского свода с учетом их индивидуальных особенностей. Базой для прогноза послужили данные баланса месторождений и структурно-морфологические характеристики (абсолютные отметки, амплитуды, площади и их производные) 40 нефтеносных структур, преимущественно по материалам пространственной сейсморазведки 3D. Получены дифференцированные модели прогноза подсчетных параметров для верхнедевонско-турнейского карбонатного и визейского терригенного нефтегазоносных комплексов для бортовой и внешней прибортовой зон Камско-Кинельской системы прогибов, а также распределения ошибок, допускаемых при их использовании. Для Ново-Овражной структуры определены наиболее вероятные значения подсчетных параметров и произведена стохастическая оценка прогнозных ресурсов категории C₃ [Мелкишев О.А., Кривощеков С.Н. Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти на поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

Поисково-разведочные работы на нефть и газ характеризуются высокими рисками их отрицательного результата, т.е. отсутствием месторождений с промышленными запасами углеводородов. Для Пермского края эффективность поискового бурения на новых площадях во многом определяет экономические перспективы развития на его территории нефтяной промышленности. За период эксплуатации нефтяных месторождений для территории исследования накоплен большой статистический материал, позволяющий эффективно реализовывать вероятностно-статистические методы, в том числе при планировании первоочередных объектов для поисковых и разведочных работ. Основой для этого может служить количественная оценка геологических рисков проектов поисков и разведки нефтяных месторождений. С использованием международного опыта С.В. Галкин провел анализ методик учета геологических рисков на различных стадиях поисков и разведки нефтяных месторождений. Показано, что динамика геологических рисков носит стадийный характер, по мере развития поисково-разведочных работ, освоения открытых месторождений величины геологических рисков закономерно снижаются. Субъективность или недоучет именно поисковых рисков может привести и часто приводит к неверным выводам при экономическом планировании проектов нефтедобычи. Таким образом, планирование инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности весьма специфично, прежде всего, ввиду высокой неопределенности геологической информации. На примере одного из приоритетных в плане развития нефтедобычи районов Пермского края обосновывается вероятностная методика учета геологических рисков при планировании новых проектов нефтедобычи. Методика заключается в обосновании прогнозных оценок успешности поисков, распределения открытий промышленных месторождений нефти, оценки потенциальных запасов углеводородов. Вероятностная методика позволяет на основе оценки геологических рисков провести прогнозные расчеты экономической оценки проектов. Возможности разработанной вероятностной методики показаны на примере оценки перспектив приоритетного для нефтедобычи Пермского края поискового проекта, реализация которого к настоящему времени успешно начата [Галкин С.В. Методология учета геологических рисков на этапе поисков и разведки нефтяных месторождений. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

Преобладающая часть добычи нефти в России в настоящее время идет на месторождениях, расположенных в старых добывающих регионах. Поддержание текущих уровней добычи нефти требует компенсации запасов за счет открытия новых месторождений на уровне не менее 130. Высокая стоимость поисково-разведочного бурения обусловливает необходимость максимального снижения количества «пустых» скважин и повышения тем самым эффективности геологоразведки. В старых нефтедобывающих регионах накоплен огромный фактический материал по месторождениям углеводородов и разведочным площадям. Комплексное использование этой информации для прогноза нефтегазоносности до ввода объекта в бурение является залогом высокой успешности геологоразведки. С.Н. Кривощеков, В.И. Галкин и И.А. Козлова приводят методику регионально-зонального прогноза нефтегазоносности для территорий с высокой степенью изученности. Дано обоснование матрицы элементарных ячеек, используемых для создания геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности. При помощи анализа геохимических характеристик нефтематеринских толщ изучены генерационные и миграционные процессы на территории Пермского края. Это позволило установить основные очаги генерации углеводородов, которые расположены на юге Пермского края, а также в пределах Соликамской депрессии. Изучение распределения битумоидного коэффициента позволило сделать вывод о масштабных субвертикальных и латеральных миграционных процессах, происходивших как в нефтегенерирующих толщах, так и вне их. На основании этого и с привлечением дополнительных геологических критериев были созданы вероятностно-статистические модели нефтегазоносности. Показана связь открытой нефтегазоносности с разработанными моделями и степенью геолого-геофизической изученности территории. На основании разработанных геолого-математических моделей определены перспективные участки, рекомендуемые для проведения поисково-разведочных работ [Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере территории Пермского края. // Вестн. ПНИПУ. Геолог. Нефтегаз. и горн. дело. -2012. -№ 4.].

На примере слабоизученных перспективных территорий Алданской антеклизы (юго-восток Сибирской платформы) В.С. Ситниковым и В.П. Жерновским рассмотрены новые методические подходы к прогнозу нефтегазоносности осадочных толщ. Приведены рекомендации по уточнению понятия «зона нефтегазонакопления» (ЗНГН) и возможному выделению новых ЗНГН в условиях древних платформ, имеющих многоярусное строение осадочного чехла с дискордантным соотношением структурных планов разновозрастных потенциально нефтегазоносных комплексов. Намечены первоочередные площади для более детального изучения прогнозируемых ЗНГН новообразованного типа [Ситников В.С., Жерновский В.П. О вероятном наличии потенциальных зон нефтегазонакопления на востоке Алданской антеклизы. // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 3.].

Г.В. Ведерников, Г.И. Тищенко и Т.И. Чернышова выполнили опробование технологии прямого прогнозирования залежей углеводородов по характеристикам микросейсм на этапе перехода от региональных к поисковым работам в восточной части Томской области. Использовались материалы каркаса из 10 составных профилей общей протяженностью 2585 пог. км. Выявлен ряд интенсивных и протяженных (до 30-40 км) аномалий, позволяющих прогнозировать открытие крупных и средних высокопродуктивных месторождений. Большинство аномалий (71 %) приурочено к участкам неантиклинальных и комбинированных ловушек. Даны рекомендации по направлениям дальнейших ГРР [Ведерников Г.В., Тищенко Г.И., Чернышова Т.И. Модели геодинамических шумов в задачах региональной оценки нефтеносности. Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 3.].

В.В. Харахинов и С.И. Шленкин обобщили огромный объем существующей геолого-геофизической информации по строению и нефтегазоносности рифейских и вендских отложений Куюмбинско-Юрубченко-Тохомского ареала нефтегазонакопления, представляющего собой уникальный нефтегазогеологический объект с особыми условиями нафтогенеза и нефтегазонакопления и занимающего значительную по размерам территорию Сибирской платформы. Впервые на основе применения современных, в первую очередь, сейсмических и скважинных технологий детально освещены вопросы строения и формирования трещинных (в том числе трещинно-кавернозных) нефти и газа, составленных относительно консолидированными древнейшими верхнепротерозойскими карбонатными породами. Приводятся на основе геохимического изучения керна многочисленных скважин и геофизических исследований структуры литосферы региона данные об эндогенных факторах формирования верхнепротерозойских залежей нефти и газа. Даны рекомендации по дальнейшему освоению нефтегазового потенциала региона, имеющего все предпосылки для создания в его пределах крупного центра нефтегазодобычи Восточной Сибири [Харахинов В.В., Шленкин С.И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления. // Науч. мир. -М. -2011.].

На примере Пайяхского нефтяного месторождения А.В. Исаев, В.А. Кринин Ю.А. Филипцов и др.рассмотрели особенности геологического строения перспективных объектов и методические особенности их поиска в Енисей-Хатангском региональном прогибе. На основании полученных закономерностей выделен ряд перспективных объектов и установлено, что практически вся территория клиноформного комплекса представляет собой область развития литологических и структурно-литологических ловушек, в значительной степени контролируемых предмеловым палеорельефом. Эта зона является первоочередным объектом лицензирования участков на поиски нефти и газа в неокомском клиноформном нефтегазоносном комплексе. В связи с этим целесообразно изменить здесь парадигму геологоразведочных работ и перейти на поиск литологических объектов вблизи осевой части прогиба [Исаев А.В., Кринин В.А., Филипцов Ю.А. и др. Перспективные нефтегазоносные объекты клиноформного комплекса Енисей-Хатангского регионального прогиба: результаты сейсмогеологического моделирования. // Геол. и минерал.-сырьев. ресурсы Сибири. -2011. -№ 2.].

Отражены особенности прогнозирования нефтегазоносности в различных по строению осадочных бассейнах в сложных горно-геологических условиях. А.Н. Дмитриевский показал возможности использования методов палеогеологических и палеогидрогеологических реконструкций, результатов литогидрогеологических исследований для прогнозирования и выявления зон нефтегазонакопления, локальных структур и высокоемких коллекторов нефти и газа. Представлены материалы Атласа карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Подведены итоги и определены задачи в области изучения коллекторов нефти и газа на больших глубинах. Представлены работы по моделированию процессов формирования залежей нефти и газа. Освещены новые подходы при создании численных моделей фильтрации УЗ-флюидов на разных стадиях эволюции осадочных бассейнов, при разработке программного обеспечения численных процессов фильтрации в нефтегазоносных бассейнах России, при моделировании и оценке газового потенциала осадочных бассейнов [Дмитриевский А.Н. Избранные труды. Прогнозирование нефтегазоносности недр: теория, методы, практические результаты. // Наука. -М. -2011.].

В соответствии с разработанными в ФГУП «ВНИГРИ» подходами к выделению зон нефтегазонакопления О.М. Прищепа предложил комплексный способ количественной оценки ресурсов углеводородов в их пределах, базирующийся на использовании наиболее надежных результатах раздельного подсчета количества углеводородов, эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ (с использованием балансовой модели), применении метода наислабейшего звена и кинетических моделей при оценке объемов аккумулированных углеводородов, и использовании метода геологических аналогий при сравнении в пределах гидродинамически изолированного интервала разреза эталонных (с выявленными залежами) и оцениваемых зон. Комплексный способ опробован в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции для трех основных комплексов. Выявлены на фоне хорошей сходимости результатов по ордовикско-нижнедевонскому и доманиково-турнейскому нефтегазоносным комплексам существенные различия, в первую очередь фазового состава, по верхневизейско-нижнеартинскому. Предложенный способ оценки ресурсов может претендовать на роль относительно независимого, а конечные результаты расчетов могут использоваться для принятия управленческих решений [Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. –Сер. 6. -№ 4.].

Комплексный анализ случайных и отраженных волн с целью выявления аномальных сейсмических эффектов, связанных с углеводородными скоплениями, на основе программных комплексов «АИК», «ЭНЕРГОСЕЙС», «SAM» Е.А. Айкашева, Г.И. Берлин, Г.В. Ведерников и др. предложили в качестве методики для прогнозирования месторождений нефти и газа на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. Методика прошла апробацию на двух десятках месторождений и уже используется при составлении программ геологоразведочных работ на распределенном и нераспределенном фонде недр. Можно успешно применять для всей Западной Сибири и даже в других нефтегазоносных провинциях, так как идеологическая основа возникновения описанных аномалий представляется единой и связана с флюидодинамической моделью нефтегазонакопления [Айкашева Е.А., Берлин Г.И., Ведерников Г.В. и др. Применение новых критериев прогноза залежей углеводородов в региональных исследованиях слабоизученных районов юго-востока Западно-Сибирской плиты. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы Международной академической конференции, Тюмень, 16-18 сент., 2009. -Тюмень. -2009.].

Г.В. Ларин сделал вывод, что для оценки перспективности освоения новых нефтегазоносных территорий, актуальным в современных технологических условиях, является: построение региональной геолого-геофизической модели, на основе переобработки и интерпретации архивных сейсморазведочных данных; создание «постоянно действующего» цифрового интерпретационного сейсмического проекта, (развивающегося параллельно с развитием ГРР) в современных программных интерпретационных комплексах (DV1-Discovery, DV-SeisGeo). Такой проект позволит привлечь для анализа всю необходимую информацию, для принятия управленческих решений по проведению дальнейших ГРР и оптимально распределить средства. Одновременно данный проект является эффективным способом мониторинга сейсморазведочных работ в регионе [Ларин Г.В. Особенности обработки и интерпретации сейсмических данных для построения геологической модели регионального масштаба. // Современное состояние наук о Земле. Материалы Международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, Москва, 1-4 февр., 2011. -М. -2011.].

Ю.П. Ампилов, А.Ю. Барков, О.Е. Богданова и др. отмечают, что в последнее десятилетие в сейсморазведке активно развивалось и получило широкое распространение направление, связанное с прогнозом вещественного состава и свойств пород в пространстве между скважинами. Подходы к решению этой задачи разнятся (прямой прогноз по корреляционным зависимостям с импедансом, нейросетевой анализ импеданса и динамических атрибутов записи и др.), но неизменно сходятся в одном: использование данных сейсморазведки в качестве пространственной связи между скважинам позволяет с высокой степенью точности и надежности описывать детали внутреннего строения продуктивных пластов. Это приобретает особую актуальность, когда конечным значимым результатом сейсмической интерпретации становится цифровая геологическая модель залежи, являющаяся основой при подсчете запасов углеводородного сырья и создании проекта разработки месторождения, а также при дальнейшем мониторинге состояния залежи в период эксплуатации [Ампилов Ю.П., Барков А.Ю., Богданова О.Е. и др. О проблемах прогнозирования коллекторских свойств в межскважинном пространстве на примере одного из газовых месторождений Обской губы. // 2 Международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Тюмень-2009», Тюмень, 2-5 марта, 2009. -Houten. -2009.].

Проведенные исследования позволили установить, что аномальное гравитационное поле в исследуемом регионе в основном создается латеральной изменчивостью плотностей, закономерно проявляющейся в блоковом строении консолидированной земной коры и на участках локальных структурных форм в осадочном комплексе. Гравитационное влияние плотностных поверхностей и нефтегазовых залежей слабо отражается в локальной изменчивости поля и практически сливается с его фоновой составляющей, обусловленной глубоко залегающими массами. Поэтому гравиметрический метод позволяет изучать особенности геологического строения нефтяных месторождений лишь на основе выявления латеральной изменчивости плотностей в земной коре. Он является структурным методом, основанным на выявлении гравитационного влияния, создаваемого латеральной изменчивостью плотностей на участках локальных структурных форм, с которыми могут быть связаны скопления нефти и газа. Для их успешного прогнозирования З.М. Слепак считает, что необходима целенаправленная постановка высокоточных гравиметрических профильно-площадных и профильных измерений, позволяющих выявлять локальные аномальные изменения поля определенных типов, и осуществлять на основе решения обратных задач построение плотностных моделей объектов поисков [Слепак З.М. Изучение геологического строения нефтяных месторождений по данным гравиметрических съемок. // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа. Материалы Международной научно-практической конференции, Казань, 8-10 сент., 2010. -Казань. -2010.].

Кратко освещается история оценки нефтегазоносности территории, приводятся результаты анализа фонда локальных структур юга Тюменской области. В.А. Рыльков и А.В. Рыльков Предложили экспресс-метод оценки перспективных ресурсов нефти (С₃). Даны первоочередные рекомендации по повышению эффективности подготовки новых запасов нефти, а на перспективу и нового для юга области вида углеводородного сырья - природного газа. Отмечается необходимость усиления роли государственных структур в освоении ресурсов нефти и газа [Рыльков В.А., Рыльков А.В. Анализ фонда локальных структур - важнейший фактор повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ. // Изв. вузов. Нефть и газ. -2012. -№ 5.].

В современных условиях природно-ресурсный потенциал регионов вовлекается в рыночный оборот при лицензировании недр. Поэтому государство и потенциальные недропользователи заинтересованы в получении объективной геолого-экономической информации о площадях и участках, подготавливаемых к лицензированию. Снижение риска и рост эффективности поисковых работ при этом могут быть достигнуты за счет повышения точности прогноза нефтегазоносности. Международная интеграция геологической науки, современные условия недропользования лицензионных участков показывают, что в оптимальном варианте основополагающим моментом для принятия решений о нефтегазоносности недр является полный комплекс согласованных геолого-геофизических, петрофизических, геохимических, гидрогеологических и некоторых других исследований. На рубеже 80-90-х годов данный комплекс исследовательских работ оформился в виде самостоятельного направления - бассейнового моделирования, которое все шире рассматривается как неотъемлемый вспомогательный инструмент при планировании и ведении геологоразведочных работ на нефть и газ. Анализ известных технологий бассейнового моделирования BASIN MOD, TEMISPACK, GEOPET, DTIT, OPTKINI, GALO, PYROL, GENEX и др. показывает, что в основе их учитывается до десяти и более ключевых параметров нефтегазоносного бассейна: объем источника образования углеводородов; обогащенность источника органическим веществом; тип ОВ и уровень его преобразованности; время генерации УВ; размеры ловушек для нефти и газа; толщины резервуаров (коллекторов); качество резервуаров и покрышек; пути миграции образующихся флюидов; условия сохранности УВ скоплений и пр. Последние укладываются в четыре основных блока прогноза нефтегазоносности, имеющих различный уровень неопределенности и детерминированности, различные используемые системы ограничений. Применение современных технологий прогноза нефтегазоносности предполагает использование значительного количества параметров пластовых флюидов и вмещающих отложений, ряд из которых надежно определяется только по экспериментальным данным (теплофизические, петрофизические и др. параметры пластовых насыщенных сред) [Степанов А.Н., Бочкарев А.В., Самойленко Г.Н. и др. Методические аспекты прогноза нефтегазоносности малоизученных территорий. // Региональная геология и нефтегазоносность Кавказа. Сб. науч. ст. Ин-та геол. ДНЦ РАН. Вып. 58. -2012. Сборник статей по материалам Научно-практической конференции, посвященной памяти заслуженного геолога РФ Д. А. Мирзоева, Махачкала, 16-20 июля, 2012. -Махачкала. -2012.].

Н.И. Романов, М.Н. Романов и Т.Н. Романова рассматривают проблему определения нефтегазовой перспективности и промышленной нефтегазоносности отдельных территорий Сибири; рассматриваются способы и технические возможности решения данной проблемы. Описывается способ (проект) решения проблемы с использованием сейсмического зондирования прибрежных территорий Сибирских рек; анализируются различные его варианты, исследуются их возможности. Формируются основные положения по разработке прибрежных речных сейсморазведочных комплексов и их технической оснащенности [Романов Н.И., Романов М.Н. и Романова Т.Н. Сейсмическое зондирование сибирских рек. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -2012. -№ 5.].

Космические съемки в широком диапазоне спектра с различным спектральным и пространственным разрешением позволяют решать широкий круг задач на различных стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Целью применения дистанционных материалов в качестве предварительной информации на начальных этапах нефтегазопоисковых работ является выявление пликативных и дизъюнктивных форм осадочного чехла. В этой связи было проведено структурное дешифрирование разновременных и разносезонных космических снимков на юго-восточном склоне Ухта-Ижемского вала. Распространение здесь отложений терригенного среднедевонско-франского нефтегазоносного комплекса, а также установленная нефтегазоносность на прилегающих территориях, позволяют предполагать обнаружение здесь перспективных объектов. По результатам структурного дешифрирования И.С. Котиком были спрогнозированы ряд структур и разрывных нарушений. Выделенные объекты были сопоставлены с данными проведенных здесь геолого-геофизических работ. В результате интерпретации материалов полученных различными методами отмечается определенная их сходимость. Структурным осложнениям осадочного чехла, выделенным по данным поисковых сейсморазведочных работ соответствуют морфоаномалии, фиксируемые в ландшафте. Аномалии, выделенные на дистанционных материалах, имеют, в основном, схожую ориентировку и форму в виде овальных, либо дискретных, описывающих форму овала дешифровочных контуров, которые, зачастую, смещены относительно глубинных поднятий. Разрывные нарушения, выделенные по космическими данным имеют, преимущественно, субмеридиональную и северо-северо-восточную ориентировку. Они не значительны по протяженности, иногда образуют вытянутую в одном направлении систему дискретных отрезков и могут фиксировать нарушенность верхней части осадочного чехла, не отраженную на материалах сейсморазведочных работ. Фиксация на космических снимках физических характеристик ландшафта и земной поверхности, которые отражают глубинные формы земной коры и тектонические нарушения, обеспечивает тем самым глубинную информативность проводимых исследований. Определенная сходимость результатов дистанционных и геофизических исследований может свидетельствовать об объективности полученных данных и возможности картирования складчатых форм фундамента и осадочного чехла космическими методами на исследованной территории. Кроме того, использование дистанционных методов позволяет наиболее эффективно и малозатратно намечать перспективные объекты на начальных этапах нефтегазопоисковых работ [Котик И.С. Использование материалов космических съемок для выявления локальных структур в юго-восточной части Ухта-Ижемского вала (Южный Тиман). // 10 Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле», Москва, 12-15 апр., 2011. Доклады. -М. -2011.].

Опыт проведения разведочных работ в последние годы на ранее открытых месторождениях северо-востока Западной Сибири показывает, что после постановки сейсморазведки МОГТ-2D/3D современного уровня и разведочного бурения с современными технологиями испытаний по интенсификации притоков на всех месторождениях происходит значительное (в несколько раз) увеличение разведанных запасов УВ. Постановка в 1990-х гг. МОГТ-2D и переинтерпретация данных ГИМС на уже давно эксплуатируемых Соленинских месторождениях привели к открытию новых залежей и приросту запасов газа промышленных категорий по нижнемеловым отложениям. В процессе разведки и подготовки к эксплуатации на Юрхаровском, Пеляткинском, Ванкорском месторождениях, введенных в эксплуатацию в начале XXI в., происходил большой прирост перспективных ресурсов и запасов УВ. В результате современной разведки установлено уникальное многоярусное строение Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, которые по данным сейсморазведки и бурения являются лишь фрагментами единого гигантского месторождения. В процессе современной разведки Сузунского и Тагульского газонефтяных месторождений их извлекаемые запасы увеличены в несколько раз, месторождения относятся к разряду крупных. Достоверная оценка запасов УВ для остальных месторождений нефти и газа на севере ЯНАО и Красноярского края еще не проведена. Основные приросты запасов УВ на ранее открытых месторождениях северо-востока ЯНАО и северо-запада Красноярского края связаны с поиском залежей в глубоких горизонтах нижнемеловых (на кромке шельфа и у подножия склона неокомских клиноформ) и юрских отложений [Балдин В.А., Адиев Р.Я., Мунасыпов Н.З. Разведочные работы современногог уровня на ранее открытых месторождениях - резерв значительного увеличения запасов УВ. // Геофизика. -2012. -№ 4.].

Ж.К. Кусановым рассмотрены вопросы комплексных исследований свойств ОВ, физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава различных типов растворимых органических веществ и нерастворимых органических веществ с привлечением реальных данных геолого-геохимических и геолого-геофизических исследований. Перспективы нефтегазоносности северо-западного Прикаспийского осадочного бассейна связаны с отложениями девоно-карбоно-пермского комплекса с массивными газоконденсатными залежами УВ в коллекторах порового и кавернозно-трещинного типов. Для более детального изучения этой территории применявшиеся геолого-геофизические комплексы были расширены, в частности разработаны комплексы геофизических методов на основе физико-геологического моделирования и статистической обработки данных. Результаты изучения и анализа строения залежей УВ, свойств ОВ положены в основу геолого-геофизико-геохимической модели Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), отражающей существенные особенности рассматриваемого объекта, что явится надежной основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти и газа из недр на других месторождениях [Кусанов Ж.К. Определение типа углеводородного скопления и распределение типов залежей в структурных зонах северного борта Прикаспийского бассейна. // Геол., геофиз. и разраб. нефт. и газ. месторожд. -2012. -№ 10.].

В статье М. Шкатова, И. Винокурова и А. Стеблянко отмечаются, что по мере естественного истощения запасов действующих месторождений перед нефтегазовым комплексом России встает задача широкомасштабного вовлечения в разработку ресурсов континентального шельфа, прежде всего - арктического. Традиционные подходы к поиску углеводородов, успешно применявшиеся для освоения ресурсов на суше, в том числе в Западной Сибири, здесь неприменимы. При сейсморазведке на нефть и газ в арктических морях предлагается использовать преимущества донного оборудования, позволяющего вести многокомпонентные сейсмические измерения, что повышает эффективность работ и значительно расширяет круг решаемых геофизиками задач [Шкатов М., Винокуров И., Стеблянко А. Донные сейсмостанции для многокомпонентной съемки незаменимы при освоении Арктического шельфа России. // Нефтесервис. -2011. -№ 1.].

Разработан принципиально новый способ изучения глубинного строения массива - марковская гипсотомография. Предварительный анализ Н.В. Либиной и А.Г. Черникова рассчитанной 3-D марковской геомодели Каспийского региона показал: модель в целом не противоречит современным геологическим концепциям; марковский анализ батиметрических отметок позволяет получать независимую от традиционных геологических способов информацию о геологических объектах, включая оценки их стратиграфической принадлежности и тектонического строения. Ретроспективный анализ рассчитанных глубинных срезов может оказаться полезным для воссоздания истории геологического развития региона и, как следствие, для прогноза перспектив его нефтегазоносности [Либина Н.В., Черников А.Г. Построение тектонической модели Каспийского региона на основании Марковского анализа гипсометрических данных. // Современное состояние наук о Земле. Материалы Международной конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Хаина, Москва, 1-4 февр., 2011 -М. -2011.].

Ю.А. Шыхалиев и А.А. Фейзуллаев детально рассматривают методики выявления по сейсмическим данным петрофизических параметров (пористости, проницаемости, песчанистости/глинистости) пород-резервуаров, прогнозирования аномально-высоких поровых давлений и нефтегазоносных отложений, а также результаты их апробации на примере хорошо изученных нефтегазоносных структур в Южно-Каспийской впадине. Показана их высокая эффективность и возможность применения при изучении перспективных структур в ее глубоководной части. Приведены первые результаты изучения таких перспективных структур как Ялама-Самур, Абшерон, Умид и Зафар-Машал с использованием разработанных методик [Шыхалиев Ю.А., Фейзуллаев А.А. Новый методический подход к изучению сейсмо-волнового поля геологической среды и результаты его апробации в Южно-Каспийском бассейне. // Proc. Azerb. Nat. Acad. Sci. Ser. Scie. Earth. -2010. -№ 4.].

Одним из путей решения, увеличения точности распространения свойств в кубах в межскважинном пространстве, является использование сейсмических данных в виде кубов акустических свойств в расчете геологической модели. А.С. Кирилов, Б.П. Вайнерман и И.Ю. Хромова провели расчет высокоразрешенного куба акустического импеданса для последующей интеграции в процессе построения геологической модели. Опробовав данную методику на исследуемой площади с достаточным количеством скважин, можно сказать, что данный метод расчета геологической модели с интегрированным кубом акустического импеданса может применяться на аналогичных площадях со схожим строением осадочного чехла. Это особенно актуально для площадей с редкой сеткой разбуривания скважин для достоверной оценки запасов. Высокая точность полученных результатов оценки запасов нефти позволяет говорить об эффективности применения сейсмического куба акустического импеданса при расчете геологической модели на исследуемой площади. Полученные зависимости могут быть использованы на других площадях в аналогичных геологических условиях [Кирилов А.С., Вайнерман Б.П., Хромова И.Ю. Интеграция куба акустического импеданса в геологическую модель на примере нефтяного месторождения Тимано-Печорской провинции. // Геомодель-2009. 11 Международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, Геленджик, 7-10 сент., 2009. -Houten. -2009.].

Микроисследования пустотного пространства пород методом больших шлифов ВНИГРИ в природных резервуарах нефти и газа - новый виток на пути повышения эффективности оценки ресурсов и подсчета запасов углеводородов и разработки месторождений нефти и газа. Метод разработан во ВНИГРИ для изучения трещиноватости горных пород и сложных (трещинных) коллекторов в природных резервуарах, вмещающих залежи нефти и газа [Антоновская Т.В. Метод больших шлифов ВНИГРИ на службе повышения эффективности подсчета запасов и разработки месторождений нефти и газа. Газ. пром-сть. -2012. -№ 9.].

Е.В. Биряльцев, А.А. Вильданов, Е.В. Еронина и др. рассматривают геофизические механизмы, приводящие к повышению естественного низкочастотного микросейсмического поля на низких частотах над нефтегазовыми залежами. Показывается информативность возникающих спектральных аномалий как индикатора наличия нефтегазовых залежей в разрезе, в том числе в условиях формирования малоразмерных, малоамплитудных и сложнопостроенных геологических объектов. Приводятся примеры применения технологии низкочастотного сейсмического зондирования (НСЗ) при поиске и разведке нефтегазовых залежей на территории Волго-Уральской нефтяной провинции. Обсуждаются геологические факторы, влияющие на эффективность проведения поисково-разведочных работ методом НСЗ [Биряльцев Е.В., Вильданов А.А., Еронина Е.В. и др. Теоретические аспекты и опыт использования низкочастотных микросейсмических исследований. // Проблемы объектов сложного геологического строения при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в Западной Сибире, Тюмень, 25-27 нояб., 2008. Тюменская Геолого-географическая научно-практическая конференция: Тезисы. -Тюмень. -2008.].

А.В. Кончиц приводит результаты технологического обоснования коэффициента извлечения нефти месторождений нераспределенного фонда недр при переходе на новую Классификацию запасов углеводородного сырья. На основании опыта применения «Методических рекомендаций по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючего газа» даны предложения по усовершенствованию и разработке рекомендаций по применению методик(и) по технологическому прогнозу коэффициента извлечения нефти [Кончиц А.В. Оценка технологической величины коэффициента извлечения нефти месторождений нераспределенного фонда недр при переходе на новую классификацию запасов углеводородного сырья. // Нефтегаз. геол. Теория и практ. -2011. 6. -№ 4.].

Сердюк З.Я., Вильковская И.Ю., Зуборева Л.И. и др. рассмотрели многолетний опыт комплексного геолого-геофизического изучения отложений фанерозоя Западной Сибири, который позволил разработать основные методические приемы и последовательность их применения при прогнозировании пород-коллекторов и типов залежей углеводородов. Это в значительной степени позволяет обоснованно рекомендовать точки заложения новых скважин на вскрытые продуктивных пластов и способствует снижению экономических затрат на бурение «пустых» скважин [Сердюк З.Я., Вильковская И.Ю., Зуборева Л.И. и др. Геолого-геофизическое обоснование формирования литологических типов ловушек и залежей УВ на унаследованно растущих поднятиях юрско-неокомских бассейнов Западной Сибири. // Приоритетные и инновационные направления литологических исследований. Материалы 9 Уральского литологического совещания, Екатеринбург, 23-25 окт., 2012. -Екатеринбург. -2012.].

В статье А.И. Архипова, С.М. Есиповича, Л.А. Кауша и др. представлена задача уточнения границ залежей углеводородов. В соответствии с предложенным подходом вначале проводится структурный анализ имеющихся геолого-геофизических данных и цифрового рельефа территории и формируются маски, определяющие участки с возможными ловушками углеводородов. Территория внутри масок изучается с помощью материалов многоспектральной космической съемки. Уточнение границ залежей углеводородов выполняется на основе изучения пространственного распределения спектральных сигналов оптического поля. Процедура уточнения границ залежей углеводородов на основе материалов космической съемки и геолого-геофизических данных реализована на программном стенде, для чего использовалось программное обеспечение компании PCI Geomatics [Архипов А.И., Есипович С.М., Кауша Л.А. и др. Уточнение границ залежей углеводородов на основе геоинформационного анализа материалов многоспектральной космической съемки и геолого-геофизических данных. // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса: Физические основы, методы и технологии мониторинга окружающей среды, потенциально опасных явлений и объектов. Сборник научных статей -М. -2011.].