support@oilman.by

PROнефть: История формирования и оценка перспектив нефтегазоносности карбонатных резервуаров овинпармского горизонта нижнего девона Долгинско-Папанинской структурной зоны (шельф Тимано-Печорской плиты) (статья)

А.П. Вилесов, О.А. Захарова, Д.Е. Заграновская, С.Н. Рассказова, В.С. Степанова
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Электронный адрес: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript., Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Ключевые слова: нижний девон, лохковский ярус, овинпармский горизонт, сейсморазведка 3D, сейсмофации, седиментация, диагенез, породы-коллекторы, ресурсы углеводородов
Долгинско-Папанинская структурная зона северо-восточной окраины Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из перспективных районов шельфа Печорского моря для поиска новых залежей нефти и газа. В южной части структурной зоны, на Долгинском поднятии, промышленная нефтегазоносность карбонатного комплекса каменноугольно-нижнепермских отложений уже доказана поисково-разведочным бурением. Однако значительные перспективы в этом районе могут быть связаны также с более глубоко залегающим ордовикско-нижнедевонским нефтегазоносным комплексом. «Газпром нефть» проводит планомерные геологоразведочные и научно-исследовательские работы на площадях шельфа Печорского моря с целью уточнения геолого-геофизических параметров перспективных объектов. Рассмотрены модели седиментации и диагенеза карбонатных отложений овинпармского горизонта. Зоны гипергенных изменений в отложениях этого возраста уверенно прослеживаются по материалам сейсмофациального анализа. По результатам работ выделены новые перспективные объекты, оценен ресурсный потенциал отложений нижнего девона, который в районе исследований сопоставим с ресурсами карбонатного комплекса карбона-нижней перми. Приведены данные о возможных месторождениях-аналогах в прилегающих тектонических областях.
THE GEOLOGICAL HISTORY AND RESOURCE POTENTIAL OF OVINPARMIAN CARBONATE RESERVOIRS OF DOLGINSKO-PAPANINSKAYA STRUCTURAL ZONE (Timan-Pechora plate)
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 4 (18), pp. 24-33
A.P. Vilesov, O.A. Zakharova, D.E. Zagranovskaya, S.N. Rasskazova, V.S. Stepanova
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
E-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript., Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Keywords: Lower Devonian, Lochkovian stage, Ovinparmian horizon, 3D seismic, seismic facies, sedimentation, diagenesis, reservoir rock, hydrocarbon resources
One of the most promising oil and gas areas of the Pechora Sea shelf is the Dolginsko-Papaninskaya structural zone. Commercial hydrocarbon content has been proved by exploration drilling for the Carboniferous – Lower Permian carbonate reservoirs at the southern part of the structural zone (Dolginskoye field). However huge oil and gas potential in this region may also be associated with the Ordovician — Lower Devonian complex. Gazprom Neft is conducting systematic exploration and research projects on the Pechora Sea shelf in order to clarify the geological and geophysical parameters of prospective objects. 3D seismic data provided for the three license blocks demonstrate erosion and hypergene transformation of the Lower Devonian carbonate rocks within the uplifts of the Dolginsko-Papaninskaya structural zone. This transformation is a result of the Middle Devonian restructuring. There are local structures where the Lower Devonian sediments are cut off and the regional Timan-Sargaevsky argillaceous seal rocks overlap the carbonate rocks of the Ovinparmian horizon (Lochkovian stage). Secondary transformation of Ovinparmian sediments (dolomitization, dissolution, fracturing etc.) provide formation of high capacity reservoirs. It is spoken in details about sedimentation models and diagenesis transformation of the Ovinparmian carbonate rocks. Hypergene zones are confidently traced according to the materials of seismic facies analysis. The estimated resource potential of the Lower Devonian prospective objects is comparable to the Carboniferous – Lower Permian carbonate complex. The data on probable analogous fields localized in the adjacent tectonic areas are presented in the paper.
DOI:  10.7868/S2587739920040035
ВВЕДЕНИЕ
Долгинско-Папанинская структурная зона (ДПСЗ) входит в состав Припайхойско-Приюжноновоземельского мегапрогиба – крайней северо-восточной тектонической области Тимано-Печорской плиты. Она формирует краевую западную часть мегапрогиба и отделяет его от Русской моноклинали ХорейверскоПечороморской синеклизы и ВарандейАдзьвинской структурной зоны (ВАСЗ) [1, 2, 3] (рис. 1). Вся территория ДПСЗ расположена в пределах шельфа Печорского моря, в состав которой входят несколько поднятий – Долгинское, Папанинское, группа Рахмановских структур. Геологический разрез структурной зоны сформирован мощными осадочными комплексами палеозоя имезозоя, перекрытыми рыхлыми осадками четвертичной системы. Разрез палеозоя представлен преимущественно карбонатными породами ордовика, силура, девона, карбона и нижней перми. Выше их сменяют глинисто-терригенные осадки средней-верхней перми, триаса, юры имела. 
В составе мезозойских и палеозойских отложений выделяются региональные нефтегазоносные комплексы (НГК) (снизу-вверх): среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный, среднедевонский терригенный, доманиково-турнейский карбонатный, визейский терригенный, визейско-нижнепермский карбонатный, пермский терригенный, триасовый терригенный. ДПСЗ выделяется в отдельный нефтегазоносный район Припайхойско-Приюжноновоземельской нефтегазоносной области (НГО) [1]. Наибольшие перспективы в пределах структурной зоны ранее связывались прежде всего с верхневизейско-нижнепермским НГК, а к потенциально продуктивным были отнесены также доманиково-турнейский и ордовикско-нижнедевонский НГК [1]. В верхневизейско-нижнепермском НГК в результате поисково-разведочного бурения к настоящему времени уже открыты залежи углеводородов на Долгинском поднятии – газовая на СевероДолгинском блоке и нефтяная на Южно-Долгинском[4, 5]. Результаты сейсморазведки 3D позволяют по-новому взглянуть на перспективы нефтегазоносности нижнего девона, в частности овинпармского горизонта. Целью данной работы является рассмотрение и обобщение новых данных о формировании пород-коллекторов этого перспективного интервала.
МАТЕРИАЛЫ 
В 2017–2019 гг. на территории Долгинско-Папанинской структурной зоны (ДПСЗ) проведены морские сейсморазведочные работы 3D с буксируемыми косами. Тип источника: пневматический (Bolt1500LL-1900LXTT), группа из трех источников, возбуждение методом «флип-флоп-флэп», номинальная кратность 71. Сейсмические исследования выполнялись в течение двух полевых сезонов. Работы проведены с соблюдением повышенных требований к минимизации отрицательного воздействия на окружающую среду. Качество данных оценивалось в режиме реального времени и в результате проведения набортной экспрессобработки данных.
ВЫДЕЛЕНЫ НОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ОБЪЕКТЫ В ОТЛОЖЕНИЯХ ОВИНПАРМСКОГО ГОРИЗОНТА В ПРЕДЕЛАХ ПАПАНИНСКОГО И РАХМАНОВСКОГО ПОДНЯТИЙ ДПСЗ, ЧТО ПРИВЕЛО К УВЕЛИЧЕНИЮ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА УГЛЕВОДОРОДОВ БОЛЕЕ ЧЕМ В ДВА РАЗА, ОПРЕДЕЛЯЯ ЭТОТ РАЙОН КАК ОДИН ИЗ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНЫХ НА ШЕЛЬФЕ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ.
Впроцессе работ выполнены стандартная обработка на современном методико-технологическом уровне с сохранением соотношения истинных амплитуд, анизотропная глубинная миграция до суммирования. В ходе интерпретации дан прогноз геологического строения на основании материалов акустической и синхронной AVA-инверсии на качественном и количественном уровне. Корреляция отражающих границ в ордовикско-нижнедевонском интервале выполнена по материалам сейсмостратиграфической идентификации элементов волнового поля и данных бурения на сопредельных территориях. Вордовикско-девонском интервале разреза на территории работ прослежены отражающие горизонты: III(2) – отражающий горизонт в подошве отложений франского яруса верхнего девона (в пределах поднятий может отождествляться с поверхностью несогласия типа эрозионного среза, обусловленной предфранским размывом); III(1) – отражающий горизонт в отложениях нижнего девона, наиболее устойчиво прослеживается во впадинах, на поднятиях может интерферировать с отражением III(2); III–IV – отражающий горизонт, отождествляемый с кровлей силура, неустойчивое по динамике отражение, качество прослеживания ухудшается сюга на север; V(VI) – отражающий горизонт в отложениях ордовика-силура прослеживается в кровле высокоамплитудного регулярного цуга волн местами по границе углового несогласия с вышезалегающими отложениями.

 
По фазовой характеристике данные отражающие горизонты отождествляются с положительными экстремумами периода колебаний и не характеризуются уверенным качеством прослеживания на значительной части территории ввиду особенностей сейсмогеологического, тектонического и сейсмоакустического строения данного интервала разреза. Врамках исследований выполнена стандартная динамическая интерпретация, включая сейсмофациальный анализ и кластеризацию по набору сейсмических атрибутов (на основе многомерной регрессии). Врезультате площадь исследований разделена на ряд кластеров, с которыми ассоциированы определенные типы разреза. Для выделенных кластеров спрогнозированы зоны улучшенных коллекторских свойств исходя из их генетических особенностей. В рамках кинематической интерпретации проведены структурные построения с использованием сейсмических скоростей, полученных в результате обработки и глубинно-скоростной модели в процессе миграции сейсмограмм до суммирования. Таким образом, в результате интерпретации детально изучен разрез ордовикско-нижнедевонских отложений, минимизированы риски по структурному и тектоническому строению территории в пределах вертикальной и горизонтальной разрешающей способности сейсморазведки, выявлены области распространения пород с различными плотностными характеристиками, т.е. области распространения коллекторов.
СТРАТИГРАФИЯ НИЖНЕГО ДЕВОНА И ОВИНПАРМСКОГО ГОРИЗОНТА
полных разрезах ВАСЗ иДПСЗ нижнедевонские отложения подразделяются на три яруса общей стратиграфической шкалы – лохковский, пражский и эмсский (таблица). В составе лохковского яруса выделяются два региональных горизонта – овинпармский и сотчемкыртинский. Пражский ярус соответствует филиппчукскому региональному горизонту, эмсский – нерасчлененным такатинскому и вязовскому горизонтам. Овинпармский горизонт имеет преимущественно карбонатный состав. Он сложен известняками, доломитами, глинистыми известняками и мергелями с прослоями аргиллитов. Горизонт соответствует первой нижнедевонской секвенции 2-го порядка и включает в свой состав два осадочных системных тракта – трансгрессивный (TST) и высокого стояния (HST) [7]. Разрез горизонта, в свою очередь, подразделяется на две секвенции 3-го порядка с глинисто-карбонатными трансгрессивными пачками в основании и более чистыми карбонатными пачками стадий высокого положения относительного уровня моря. Ритмичность чередования пачек и их уверенная латеральная прослеживаемость позволяют подразделять овинпармский горизонт в регионе на следующие индексируемые пачки (снизу вверх) – I, II, III, IV [6, 8 и др.] (таблица). В составе пачек выделяются ритмичные последовательности более высокого порядка, соответствующие парасиквенсам. Формирование овинпармских отложений происходило в условиях дифференцированного по глубинам шельфа. Для мелководных зон выделяется лабаганский тип разреза, для относительно глубоководных – мядсейский тип. Вмядсейском типе разреза пачка расчленяется на серию продуктивных пластов (сверху вниз) – А, Б, В, Г, Д

НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ НИЖНЕГО ДЕВОНА 
Врезультате выполненных работ установлено, что на Долгинском, Папанинском и Рахмановском поднятиях наблюдается существенное сокращение мощностей нижнего девона за счет размыва значительного интервала эмсских, пражских и частично лохковских отложений. Региональная глинистая тиманско-саргаевская покрышка с большим стратиграфическим несогласием налегает на карбонатные отложения овинпармского горизонта лохковского яруса. Кроме того, наблюдается стратиграфическое срезание горизонтов, перекрывающих овинпарм (рис. 2). Таким образом, строение нижнего девона в пределах ДПСЗ значительно отличается от разрезов северной части ВАСЗ, где нижний девон представлен в более полной стратиграфической последовательности, включающей овинпармский и сотчемкыртинский горизонты локховского яруса, пражский иэмсский ярусы, а на ряде поднятий северо-востока ВАСЗ даже отложения эйфельского яруса среднего девона [3, 5 и др.].
МОДЕЛЬ СЕДИМЕНТАЦИИ ОВИНПАРМСКОГО ГОРИЗОНТА 
Для лохковского яруса нижнего девона к настоящему времени в результате многочисленных региональных исследований разработана концептуальная модель седиментации: считается, что в раннем девоне осадконакопление в Тимано-Печорском бассейне происходило на пассивной континентальной окраине с формированием окаймленной карбонатной платформы [7, 9, 10, 11 и др.]. Краевая зона платформы, образующая седиментационный барьер, формировалась в результате роста барьерных рифов со строматопорово-коралловыми каркасными известняками. Следует отметить, что

 
в раннелохковское время карбонатная платформа Тимано-Печорского шельфа еще не имела выраженного рифового барьера [12], т.е. была открытой. Лишь во второй половине лохковского века образование барьерной системы рифов привело к изоляции забарьерной зоны и накоплению пород-эвапоритов сотчемкыртинского горизонта. Максимум раннедевонского рифообразования в краевой зоне платформы пришелся на пражское время [7, 12]. Внутренняя зона карбонатной платформы в лохковское время имела сложное фациальное строение (рис. 3), что было обусловлено развитием линейных зон погружения блоков фундамента в пределах авлакогенов. В частности, протяженные системы компенсированных внутришельфовых впадин формировались в пределах Варандей-Адзьвинской зоны, что отражено в выделении здесь двух типов внутриплатформенных разрезов овинпармского горизонта – лабаганского и мядсейского [8, 13 и др.]. Дифференциация рельефа нижнедевонской карбонатной платформы сохраняет унаследованность спозднесилурийского времени. Зонывнутришельфовых депрессий имелководных зон формировались по сходному структурному плану. Впределах внутришельфовых впадин существовали условия умеренно глубокой сублиторали. Здесь накапливались известковые микритовые илы с прожилками органического материала и увеличенной мощностью пачек глинистых известняков и известковых мергелей (мядсейский тип разреза). Например, в северной части ВАСЗ это Мореюская депрессия, которая на севере переходит вЮжно-Долгинскую депрессию. Вдепрессионных зонах внутренней части платформы формировались время от времени породы доманикового типа, обогащенные сапропелевым ОВ (Сорг до 1–2%) [14], хотя в целом седиментация компенсировала тектоническое погружение. По краям внутришельфовых впадин и за их пределами сформировались разрезы сокращенной мощности, с редуцированными толщинами глинистых пачек (лабаганский тип разреза) (рис. 3). В зоне отмелей с увеличенной волновой гидродинамикой появляются зернистые карбонатные отложения, а также породы с многочисленными скелетами строматопороидей и остатками водорослей, формирующих протяженные низкорельефные биогермы. Протяженные водорослево-строматопоровые постройки (биостромы и биогермы) в целом характерны для отложений мелководной сублиторали овинпарма. В наиболее мелководных условиях, на приливно-отливных равнинах, в лохковское время накапливались микробиальные карбонатные ламиниты и глинистые микриты с примесью терригенного материала. 

МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ВТОРИЧНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОВИНПАРМСКОГО ГОРИЗОНТА
Ключевое значение для формирования коллекторов в отложениях нижнего девона Тимано-Печорского палеобассейна имеет структурная перестройка, произошедшая в среднедевонское время (рис. 4). Врезультате тектонической инверсии протяженные блоки осадочного чехла были приподняты и подверглись размыву. Карбонатные породы нижнего девона (и даже силура) испытали длительный период гипергенных изменений. Вних сформировались системы вторичных пустот и гипергенная трещиноватость. Кроме того, породы испытали метасоматоз, и известняки в значительной степени были замещены разнокристаллическими доломитами с неравномерным сохранением первичных осадочных структур. Эти изменения пород нижнего девона в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТП НГП) к настоящему времени изучены и охарактеризованы с определенной степенью детальности [15]. Отмечается, что первичные седиментационные структуры в значительной степени влияют на интенсивность и характер последующих диагенетических изменений [11]. По материалам сейсморазведки, на территории ДПСЗ выделяются значительные по площади участки стратиграфического срезания отложений нижнего девона в результате среднедевонской тектонической инверсии. В частности, залегание овинпарма непосредственно под тиманской покрышкой наблюдается в центральной части Долгинского поднятия (рис. 2); при этом кюгу и к северу происходит увеличение стратиграфической полноты разреза.

 
Зоны стратиграфического несогласия, приуроченные к поверхности овинпармского горизонта, хорошо проявляются в картах сейсмических атрибутов и на картах сейсмофаций (рис. 5). По характерной картине сейсмофаций можно ожидать, что на участках интенсивного гипергенеза в карбонатной толще овинпармского горизонта могут быть такие проявления палеокарста, как карстовый рельеф с останцами и каррами, участки геостатического обрушения пещер с коллапс-брекчиями. Ожидается, что на участках выхода овинпармского горизонта под размыв, под региональную глинистую саргаевско-тиманскую покрышку, в разрезе нижнего девона будут представлены трещинно-каверновые и трещиннокаверново-поровые коллекторы. С учетом этих данных построена фациальная карта отложений овинпармского горизонта. В пределах полигона исследования выделены зоны распространения карбонатной толщи, выведенные в среднедевонское время под размыв и подвергшиеся гипергенезу, а также зоны, не испытавшие гипергенных изменений (рис. 6). Зона эрозионного налегания саргаевско-тиманских отложений верхнего девона на породы овинпармского горизонта нижнего девона с проявлениями процессов гипергенного выщелачивания приурочена к системе среднедевонских поднятий. Следует ожидать здесь развитие коллекторов трещинно-кавернового и трещинно-каверново-порового типов. Зона с увеличенными мощностями нижнего девона характеризуется сохранившейся от эрозии толщей сульфатно-глинисто-карбонатных отложений сотчемкыртинского горизонта, залегающей на овинпарме и сформировавшейся в условиях

изолированной забарьерной лагуны. Следует ожидать, что вэтой зоне породы овинпарма будут представлены преимущественно плотными литотипами, втом числе микритовыми известняками.
МЕСТОРОЖДЕНИЯ-АНАЛОГИ
В северо-восточной части Тимано-Печорского палеобассейна в настоящее время открыто более 20 нефтяных месторождений с залежами в карбонатных отложениях нижнего девона. Овинпармский горизонт является одним из основных продуктивных горизонтов ВАСЗ [8]. Все нефтяные залежи в этом интервале разреза по особенностям строения резервуара можно разделить на две основные группы: 1) флюидоупорами пластов-коллекторов являются трансгрессивные карбонатно-глинистые пачки овинпармского горизонта и сульфатно-карбонатно-глинистая толща сотчемкыртинского горизонта; 2) основным флюидоупором про — дуктивного резервуара является региональная трансгрессивная толща нижнего-среднего франа, которая со стратиграфическим перерывом залегает на закарстованных породах овинпарма. Залежи в овинпармском горизонте на поднятиях ДПСЗ относятся ко второй группе резервуаров. Наиболее близкие аналоги для этих перспективных объектов – месторождения восточной части Хорейверской впадины: месторождения им. Р. Требса и А. Титова c залежами в пласте Д1-II [5, 8, 15] и месторождения ВАСЗ – Осовейское и Хосолтинское [8, 17]. На этих месторождениях по результатам изучения керна и эксплуатации скважин установлена высокая неоднородность коллекторов нижнего девона, сложное строение их пустотного пространства, сформированного порами, кавернами и трещинами, высокая изменчивость проницаемости.
РЕСУРСНАЯ ОЦЕНКА ОВИНПАРМСКОГО ГОРИЗОНТА
Начальные геологические запасы нефти открытых месторождений северо-восточной части ТПНГП сосредоточены в отложениях нижнего девона и составляют около 890млн т, из них около 500млн т – в пределах Варандей Адзьвинской НГО [18]. Девонско-турнейский НГК является основным по количеству запасов углеводородов в ТП НГП. Лидирующее положение при оценке ДПСЗ занимают верхнеордовикско-нижнедевонский и нижнепермско-карбоновый комплексы. Доля запасов нижнедевонских резервуаров составляет 82% от общей оценки УВ всего нефтегазоносного комплекса, что относит его к числу приоритетных для дальнейшего изучения (рис. 7).

Также следует отметить, что нижнедевонский комплекс является одним из наиболее вовлекаемых в разработку по ТП НГП и с ним связаны такие крупные месторождения, как им. Р. Требса иА. Титова, Осовейское и Хосолтинское.
Входе переинтерпретации данных сейсморазведки 3D в пределах Папанинской и Рахмановской структур в отложениях нижнего девона выделены новые перспективные объекты, ресурсная база которых предварительно оценивается в 350млн т н.э. Таким образом, выделенные объекты овинпармского горизонта значительно увеличивают ресурсный потенциал ДПСЗ, дополняя перспективы этой нефтегазоносной зоны.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенные геологоразведочные работы показывают, что в пределах Долгинско-Папанинской структурной зоны северо-восточной окраины Тимано-Печорской НГП овинпармский горизонт нижнего девона обладает значительным нефтегазоносным потенциалом. Отложения горизонта накапливались в условиях дифференцированного по глубинам карбонатного шельфа сформированием как потенциальных пород-коллекторов, так и нефтематеринских отложений. Врезультате среднедевонской структурной перестройки отложения нижнего девона подверглись размыву и гипергенному воздействию. На ряде локальных структур ДПСЗ наблюдаются стратиграфическое срезание нижнедевонских стратонов и налегание регионального тиманско-саргаевского глинистого флюидоупора непосредственно на карбонатные породы овинпармского горизонта. Вторичные преобразования пород овинпарма – доломитизация, выщелачивание, трещинообразование, произошедшие во время среднедевонского перерыва, – создали благоприятные предпосылки для развития в разрезе высокоемких коллекторов. Широкое развитие в породах нижнего девона проявлений среднедевонского гипергенезаявляется важным благоприятным фактором высокой оценки перспектив этого интервала для поисково-разведочного бурения. Породы-коллекторы в разрезе нижнего девона, вероятнее всего, могут быть отнесены к диагенетическому типу с трещинно-каверновым типом пустотного пространства. Врезультате выполненных исследований выделены новые перспективные объекты в отложениях овинпармского горизонта в пределах Папанинского иРахмановского поднятий ДПСЗ, что привело к увеличению ресурсного потенциала углеводородов более чем в два раза, определяя этот район как один из привлекательных на шельфе Печорского моря.
Список литературы
1. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Чумакова О.В. Зоны нефтегазонакопления Припайхойско-Приновоземельской нефтегазоносной области и первоочередные направления геолого-поисковых работ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. – № 2. – С. 4–19.
 
2. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумакова О.В., Никонов Н.И., Куранов А.В., Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6, № 4.
http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf
3. Данилов В.Н., Кочкина Ю.В., Антоновская Т.В. Газовые и газоконденсатные месторождения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. – СПб.: РЕНОМЕ, 2018. – 246 с.
 
4. Захаров Е.В., Реутская Н.В. Основные результаты комплексной интерпретации данных по поисковым скважинам на восточном шельфе Печорского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2000. – № 5. – С. 2–8.
 
5. Белонин М.Д., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А., Прищепа О.М., Теплов Е.Л. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. – СПб.: Недра, 2004. – 396 с.
 
6. Юрьева З.П., Валиукевичиус Йю. Нижний девон Варандей-Адзьвинской структурной зоны (стратиграфия, корреляция) // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. – 2012. – № 5. – С. 6–10.
 
7. Жемчугова В.А. Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна. – М.: Изд-во МГГУ, 2002. – 243 с.
 
8. Юрьева З.П. Положение залежей нефти в разрезах нижнедевонских отложений (Тимано-Печорская провинция) // Геология нефти и газа. – 2015. – № 3. – С. 3–13.
 
9. Танинская Н.В. Седиментологические критерии прогноза коллекторов в среднеордовикско-нижнедевонских отложениях Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5, № 4.
http://www.ngtp.ru/rub/2/52_2010.pdf
10. Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В. и др. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических). – Ухта: Региональный дом печати, 2000.
 
11. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е., Наумчев Ю.В. Седиментационная модель нижнедевонских отложений северо-востока Хорейверской впадины // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: Материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. – Сыктывкар: Геопринт, 2019. – Т. 3. – С. 43–45.
 
12. Антошкина А.И. Рифообразование в палеозое (север Урала и сопредельные области). – Екатеринбург: УрО РАН, 2003. – 304 с.
 
13. Юрьева З.П., Шамсутдинова Л.Л. Событийные рубежи как основа литофациальной модели лохковских отложений на северо-востоке Тимано-Печорской провинции // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. – 2015. – № 8. – С. 9–14.
 
14. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. – СПб.: ВНИГРИ, 2008. – 168 с.
 
15. Душин А.С., Рыкус М.В., Наумов Г.В., Гаймалетдинова Г.Ф. Условия осадконакопления, диагенетические процессы и их влияние на коллекторские свойства верхнесилурийско-нижнедевонских карбонатных пород месторождений им. Р. Требса и А. Титова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2015. – № 5. – С. 20–44.
 
16. Кузнецов В.Г., Журавлева Л.М. Фации отмели среди отложений овинпармского горизонта лохковского яруса. Нижний девон, Тимано-Печорская синеклиза // Литосфера. – 2014. – № 4. – С. 22–35.
 
17. Минич А.А., Рыкус М.В. Новые данные о геологической неоднородности карбонатного коллектора и их использование для оптимизации системы разработки Осовейского месторождения (Тимано-Печорская провинция) // Нефтегазовое дело. – 2016. – Т. 14, № 3. – С. 17–25.
 
18. Государственный баланс запасов полезных ископаемых (нефть, газы горючие) на 1 января 2019 г. (Ненецкий АО, Шельф Баренцева моря). – М.: ФГБУ «Росгеолфонд», 2019.
 
References
1. Prishchepa O.M., Bogatsky V.I., Chumakova O.V. Oil and gas accumulation zones of Pripayhoysko-Prinovozemelskaya region and prime areas of geological prospecting works. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. 2011, no. 2, pp. 4–19. (In Russ.)
 
2. Prishchepa O.M., Bogatsky V.I., Makarevich V.N., Chumakova O.V., Nikonov N.I., Kuranov A.V., Bogdanov M.M. The Timan-Pechora oil-bearing province – new tectonical insight. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Petroleum Geology – Theoretical and Applied Studies]. 2011, part 6, no. 4. Available at: http://
www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf
(accessed 02.11.2020). (In Russ.)
 
3. Danilov V.N., Kochkina Yu.V., Antonovskaya T.V. Gazovye i gazokondensatnye mestorozhdeniya Timano-Pechorskogo neftegazonosnogo basseina [Gas and gas-condensate fields of the Timan-Pechora oil and gas basin]. Saint Petersburg, RENOME, 2018. 246 p.
 
4. Zakharov E.V., Reutskaya N.V. The results of interpretation of exploration well data from the Pechora Sea eastern shelf . Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. 2000, no. 5, pp. 2–8. (In Russ.)
 
5. Belonin M.D., Budanov G.F., Danilevsky S.A., Prishchepa O.M., Teplov E.L. Timano-Pechorskaya provintsiya: geologicheskoe stroenie, neftegazonosnost’ i perspektivy osvoeniya [Timan-Pechora basin: geology, oil and gas content, exploration prospects]. Saint Petersburg, Nedra, 2004. 396 p.
 
6. Yuryeva Z.P., Valiukevichius Yu. Lower Devonian of the Varandej-Adz’va structural zone (stratigraphy, correlation). Vestnik IG Komi NTs UrO RAN [Vestnik of Geosciences]. 2012, no. 5, pp. 6–10. (In Russ.)
 
7. Zhemchugova V.A. Prirodnye rezervuary v karbonatnykh formatsiyakh Pechorskogo neftegazonosnogo basseina [Natural reservoirs in Carbonate formations of the Pechora petroleum basin]. Moscow, MGGU, 2002. 243 p.
 
8. Yuryeva Z.P. Position of oil pools in the section of the Lower Devonian deposits (the Timan-Pechora province). Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. 2015, no. 3, pp. 3–13. (In Russ.)
 
9. Taninskaya N.V. Sedimentological criteria of reservoirs forecast of the Middle Ordovician and Lower Devonian deposits of Timan-Pechora province. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Petroleum Geology – Theoretical and Applied Studies]. 2010, part 5, no. 4. Available at:
http://www.ngtp.ru/
rub/2/52_2010.pdf (accessed 02.11.2020). (In Russ.)
 
10. Nikonov N.I., Bogatsky V.I., Martynov A.V. et al. Timano-Pechorskii sedimentatsionnyi bassein. Atlas geologicheskikh kart (litologo-fatsial’nykh, strukturnykh, i paleogeologicheskikh) [Timan-Pechora sedimentation basin. Atlas of geological maps (lithologic-facial, structural and paleogeological)]. Ukhta: Regionalny dom pechati, 2000.
 
11. Zhemchugova V.A., Maslova E.E., Naumchev Yu.V. Sedimentary model of the Lower Devonian rocks of the northeastern part of Khoreyver depression . Geologiya i mineral’nye resursy Evropeiskogo Severo-Vostoka Rossii: Materialy XVII Geologicheskogo syezda Respubliki Komi [Geology and mineral resources of European North-West of Russia: XVII Geological Congress of Komi Republic]. Syktyvkar, Geoprint, 2019. Part 3. Pp. 43–45. (In Russ.)
 
12. Antoshkina A.I. Rifoobrazovanie v paleozoe (sever Urala i sopredel’nye oblasti) [Reef Formation in the Paleozoic (North Urals and Adjacent Areas)]. Yekaterinburg, UrO RAN, 2003. 304 p.
 
13. Yuryeva Z.P., Shamsutdinova L.L. Event’s levels as a base for the Lochkovian lithology and facies model on the North-East of Timan-Pechora province. Vestnik IG Komi NTs UrO RAN [Vestnik of Geosciences]. 2015, no. 8, pp. 9–
 
14. (In Russ.) 14. Bazhenova T.K., Shimansky V.K., Vasilyeva V.F. et al. Organicheskaya geokhimiya Timano-Pechorskogo basseina [Organic geochemistry of TimanPechora basin]. Saint Petersburg, VNIGRI, 2008. 168 p.
 
15. Dushin A.S., Rykus M.V., Naumov G.V., Gaymaletdinova G.F. Depositional environments, diagenetic processes and their impact on reservoir properties of Upper Silurian – Lower Devonian carbonates in R. Trebs and A. Titov fields. Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business]. 2015, no. 5, pp. 20–44. (In Russ.)
 
16. Kuznetsov V.G., Zhuravleva L.M. Tidal (shallow) facies of Ovinparmian horizon of Lokhovian Unit. Lower Devonian. Timan-Pechora syneclise. Litosfera [Litosfera]. 2014, no. 4, pp. 22–35. (In Russ.)
 
17. Minich A.A., Rykus M.V. New data on the geological heterogeneity of the carbonate reservoir and their use for optimization of the development system of Osoveiskoe field (Timan-Pechora province). Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business]. 2016, part 14, no. 3, pp. 17–25. (In Russ.)
 
18. Gosudarstvennyi balans zapasov poleznykh iskopaemykh (neft’, gazy goryuchie) na 1 yanvarya 2019 g. (Nenetskii AO, Shel’ f Barentseva morya) [State balance of natural resources (oil, gas). 01/01/2019. Nenets Autonomous Okrug, Barents Sea Shelf]. Мoscow, FGBU Rosgeolfond, 2019.
 
1. Krizhevsky A., Sutskever I., Hinton G., ImageNet classification with deep convolutional neural networks, NIPS 2012, 2012, URL: http://www.imagenet.org/challenges/LSVRC/2012/supervision.pdf
2. Song Y., Zhou Y., Han R., Neural networks for stock price prediction, Journal of Difference Equations and Applications, 2018. May, pp. 1 – 14.
3. Razzak I., Naz S., Zaib A., Deep learning for medical image processing: Overview, challenges and future, In: Classification in BioApps, 2017, pp. 323 – 350.
4. Kanevski M., Pozdnukhov A., Canu S., Wong P., Support vector machines for classification and mapping of reservoir data, Soft computing for Reservoir Characterization and Modeling, Physica, Heidelberg, 2002, V. 80. – pp. 531 – 558.
5. Demyanov V., Pozdnoukhov A., Kanevski M., Christie M., Geomodelling of a fluvial system with semi-supervised support vector regression, Proceedings of VIII International Geostatistics Congress, 2008.
6. Vapnik V., Statistical Learning Theory, New York: Wiley, 1998.

Source

Добавить комментарий

Будет полезно знать

Белоруснефть ожидает двукратного прироста добычи газового конденсата у ЯнгпураБелоруснефть ожидает двукратного прироста добычи газового конденсата у Янгпура

«Белоруснефть» рассчитывает нарастить добычу газового конденсата на месторождениях Янгпура до 80 тыс. тонн по итогам 2020 года. Прирост ожидается за счет дальнейшего освоения Метельного месторождения, информирует компания. В мае суточная

Почему Дания отказывается от добычи нефти и газа в Северном мореПочему Дания отказывается от добычи нефти и газа в Северном море

Дания полностью прекратит добычу и разведку нефти и газа на шельфе в Северном море к 2050 году. С начала 2021 года отменяются все тендеры и лицензирование подобной деятельности. Для уже

«Восток Ойл» «Роснефти» купил два участка углеводородов на Таймыре«Восток Ойл» «Роснефти» купил два участка углеводородов на Таймыре

Москва. 22 декабря. INTERFAX.RU — ООО «Восток Ойл» выиграло аукционы по продаже лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов на участках Казанцевский и Северо-Горчинский, оба расположены на Таймыре. Победу