CC BY
21
II. ГЕОЛОГИЯ. ПРИРОДНЫЕ РЕСУРСЫ
УДК 550.831:550.84:553.98
КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
В.И. Исаев
Томский политехнический университет, Томск
Рассмотрены актуальные задачи геологии Югорской региональной зоны нефтенакопления (центральная часть Западно-Сибирской плиты), методы их решения на основе геоплотностного моделирования и палеотемпературного анализа, примеры решения геолого-прогнозных и поисковых задач для доюрского фундамента и осадочного чехла. Выполненное прогнозирование зон нефтегазонакопления в фундаменте и локализация прогнозных ресурсов осадочного чехла демонстрируют эффективную оценку углеводородного потенциала крупного регионального объекта.
Введение
На структурной карте рельефа кровли доюрских отложений в центральной части Западно-Сибирской плиты в зоне, расположенной межу Сургутским сводом на западе и Красноленинским и Полуйским сводами на востоке, выделяется серия положительных структур, которая в работах ряда исследователей выделена в качестве структуры Югорского свода [3]. Эта группа поднятий в рельефе кровли юры не объединена в единый тектонический элемент, поэтому для мезозойско-кайнозойских отложений рассматриваемая территория выделена как Югорская зона нефтенакопления. Мы используем оба этих термина.
За период 1996-2002 гг. на территорию Фроловской мегавпадины, включающей Югорску ю зону нефтенакопления, приходится небольшая доля геологоразведочных работ - 18 сейсмопартий и 75 скважин. В последующие годы геологоразведочные работы на территории Фроловской впадины проводились в незначительных объемах.
По своим размерам рассматриваемая нефтеперспективная территория аналогична Сургутскому, Красноленинскому и Нижневартовскому сводам - гигантским зонам нефтегазонакопления - и может быть сопоставима с ними по ресурсам. Это предопределяет актуальность и практическую значимость выполненных исследований.
Ниже рассматриваются актуальные задачи нефтяной геологии Югорской зоны нефтенакопления и в целом центральной части Западно-Сибирской плиты, методы их решения на основе комплекса геолого-геофизических данных, а также примеры решения задач прогнозирования и поисков для крупного регионального объекта -Югорского свода.
Прогнозирование зон нефтегазонакопления в основании осадочного чехла
Задача. Центральная часть Западной Сибири принадлежит интенсивно эксплуатируемой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, для которой резервуары нижних этажей чехла и доплитного комплекса - это основные резервы восполнения ресурсной базы углеводородов (УВ).
Зоны разуплотнения доплитного комплекса отождествляются с продуктивными слабометаморфизованны-ми терригенными и карбонатными образованиями. Зоны разуплотнения фундамента могут быть обусловлены интрузивными телами кислого состава, подвергнутыми термоусадочным процессам. В этом случае УВ проникают в разряженное пространство интрузива из перекрывающих и примыкающих к нему осадочных пород. Зоны разуплотнения «основания» осадочного чехла рассматриваются в качестве гидродинамических систем миграции глубинных теплоносителей, стимулирующих генерацию УВ в осадочном чехле. И, наконец, зоны разуплотнения фундамента отождествляются с промежуточными резервуарами или подводящими каналами УВ эндогенного генезиса [9].
Таким образом, сведения о разуплотнениях фундамента становятся важным прогнозно-поисковым признаком зон нефтегазонакопления как в нижних этажах осадочного чехла, так и в самом фундаменте. Результаты теоретических исследований и имитационного моделирования показывают, что задача прогнозирования охарактеризованных зон на глубинах до 5-10 км решается методикой геоплотностного моделирования в гравитационном поле [4].
Метод решения. Геоплотностное моделирование выполняется на основе решения обратной задачи гравиметрии в режиме формализованного подбора для сложных блоково-слоистых разрезов. Моделирование параметров плотности для аппроксимирующих тел осуществляется посредством решения обратной линейной задачи гравиметрии:
\\Ах-Ь\| +а\\х-х\\2=тт, (1)
х(н)<х<х(в), (2)
где А -матрица п*т (определяется решением прямой задачи гравиметрии для аппроксимирующего тела в виде трапеции); х - параметр плотности для каждого аппроксимирующего тела; Ь - вектор наблюдений; а - параметр регуляризации; т - количество аппроксимирующих тел; п - количество наблюдений гравитационного
поля; хд, х'"\ х,е> - начальное приближение, нижние и верхние ограничения на неизвестные.
Для решения задачи (1), (2) принят алгоритм квадратичного программирования [11]. Здесь метод подбора, в силу применения математического программирования, позволяет в количественной форме использовать многочисленные априорные данные, в том числе данные сейсморазведки. По сути, геоплотностная модель - это средство комплексной интерпретации всей совокупности геолого-геофизических данных о разрезе.
Пример решения задачи. Прогноз нефтегазоноснос-ти доплитного комплекса Югорского свода получен при моделировании регионального сейсмопрофиля XIII, пересекающего все основные структуры центральной части Западно-Сибирской плиты (рис. 1).
При построении плотностной модели вдоль сейсмопрофиля планировалось решение следующих задач:
1) плотностное картирование кровли доюрских отложений; 2) изучение плотностной структуры доюрских отложений до глубины 7 км; 3) сопоставительный анализ плотностной структуры доюрских отложений и известных зон нефтегазонакопления; 4) прогноз зон нефтегазо-накопления.
Исходными данными для моделирования послужили следующие геолого-геофизические материалы: 1) Grid структурной карты по кровле юрских отложений;
2) структурная карта по кровле доюрских отложений;
3) аномалии силы тяжести в редукции Графа-Хантера
4) стратиграфическая разбивка по скважинам, вскрывшим доюрский фундамент; 5) литологическое описание керна доюрских отложений по «реперным» скважинам Восточно-Сабунской 10, Западно-Варьеганской 194, По-снокортской 831 (ПО-831), Озерной 38.
Прогнозное плотностное картирование кровли доюр-
Западно-Ярудейская
мегавпадина
Чуэльский выступ
БЕЛОЯРСКИИо
Помутская
мегатерраса
Югорский
/ <с>/ ьс).. \ ъ
Красноленинский % СВОД ; ' I / V '
свод
Сургутский свод
НЕФТЕЮГАНСК
Согомсгая^
моноклиналь
ХАНТЫ-МАНСИИСК
Юганска;
[мегавпади
. 2 ф - 3 XIII XII 1 - Л
388 1 1
Рис. 1. Обзорная схема территории исследований на основе «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» (подред. В. И. Шпильмана и др., 1998).
1 - границы тектонических элементов I порядка; 2 - границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка; 3 - месторождение УВ и его номер; 4 - линия моделируемого геотраверса; 5 - Югорский свод [3]. Месторождения: 471 - Поснокортское, 407 - Рогожниковское, 343 - Апрельское, 472 - Итьяхское, 195 - Северо-Камынское, 176 - Ай-Пимское, 388-Нижне-Сортымское, 188-Конитлорское, 179-Тевлинско-Русскинское, 186 — Когалымское
ских отложений выполнено с дискретностью 5-10 км. Освещена плотностная структура доюрских отложений до глубины 7 км, с шагом дискретизации по глубине 0,7-1,0 км. Прогнозное плотностное картирование доюрских отложений на глубинах 4-7 км выполнено с дискретностью по латерали 15-30 км. Разуплотнения и уплотнения в разрезе выделены по отношению к априорным значениям плотности (рис. 2).
Разуплотнения кровли доюрских отложений выделены на участках Ай-Пимского вала (крайняя западная часть), Северо-Камынской седловины. Туманного вала (восточная часть). Наиболее интенсивное разуплотнение фиксируется узким «окном» на западе Северо-Камынс-кой седловины. Характерную структуру (до глубины 6-7 км), выполненную, в основном породами с плотностями слабометаморфизованных осадков или кислых магматических пород, имеет крупная обособленная зона разуплотнения доюрского комплекса, приуроченная к западной части Ай-Пимского вала, Северо-Камынской седловине. Туманному валу и восточной части Верхне-ляминского вала. Наиболее интенсивным разуплотнением характеризуется участок Северо-Камынской седловины. Послеюрские отложения разуплотнены на участке: восточный склон Туманного вала - Северо-Камынс-кая седловина - западный склон Ай-Пимского вала.
В восточной части территории исследований с зоной разуплотнения доюрской толщи и меловых отложений положительно коррелируются скопления УВ. Здесь расположены Ай-Пимское нефтяное месторождение с залежами в средне-, верхнеюрском и меловом НТК и Севе-ро-Камынское месторождение с залежами нефти в верхнеюрском и меловом НТК (рис. ЗА). Западная же часть территории (сочленение Верхнеляминского и Туманного валов), расположенная также над разуплотненны-
ми доюрской и меловой толщами, может являться перспективной зоной в отношении скопления УВ в юрском и меловом НГК. Разуплотненные триасовые эффузивы кислого состава, органогенные известняки девона могут служить резервуарами для нефти (?), газоконденсата и газа, генерируемых глинистыми прослоями.
Генерация нефти на Итьяхском месторождении связана, вероятно, с нефтематеринскими отложениями верхнеюрской тутлеймской (И) свитой - аналог баженовс-кой (1^) и нижнеюрскими битуминозными радомской (гс1) и тогурской ^) пачками (рис. ЗБ). Залежи сформировались в отложениях средне-, и верхнеюрского нефтегазовых комплексов (НГК). Разуплотненные меловые отложения, залегающие над этими очагами генерации, имеют потенциальные аккумулирующие возможности и в них могут быть обнаружены залежи нефти.
Над зоной разуплотнения всего доюрского комплекса, приуроченной к северо-восточной части Красноленинского свода (Рогожниковский вал), находится Рогож-никовское нефтяное месторождение с залежами почти во всех НГК юры и неокома (рис. ЗВ). По-видимому, основным источником нефти в этих залежах являются потенциально материнские породы тутлеймской свиты. По глубине положения тутлеймская свита «вошла» в «нефтяное окно». Разуплотненная структура послеюрских отложений способствовала миграции нефти в ловушки викуловской свиты (ВК,). Непосредственное примыкание к материнским отложениям тутлеймской свиты пластов абалакской свиты и верхней подсвиты тюменской свиты, отсутствие нижнеюрских отложений способствовало миграции нефти в ловушки пластов Ю0, Ю, и Тг. Масштабная зона разуплотнения доюрского комплекса на участке Рогожниковского вала является, по нашему мнению, сосредоточением резервуаров и генери-
Рис. 2. Геоплотностная модель вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (участок Югорского свода). Графики силы тяжести: 1 - наблюденного поля, 2 - априорного разреза, 3 - расчетного разреза; 4 - послеюрские отложения; разуплотнения (5) и уплотнения (6) послеюрских отложений, до 0,05 г/см3; 7 - юрские отложения; 8 -доюрские отложения; разуплотнения доюрских отложений (9-11) до 0,05, на 0,05-0,10 и 0,10-0,15 г/см3, соответственно; 12 - блокировка разреза при моделировании; 13 - месторождение УВ и его номер на обзорной схеме; 14 - «реперная» скважина
Рис. 3. Схемы нефтегеологической интерпретации геоплотностной модели на участках: А -Ай-Пимский вал - Северо-Камынская седловина - Туманный вал - восточная часть Верхнеляминского вала;
Б - Верхнеляминский вал; В - Красноленинский свод (Рогожниковский вал).
1 - прогнозируемые зоны нефтегазонакопления в доюрском комплексе и их литолого-петрографическая интерпретация с качественной оценкой генерационного потенциала; 2 - нефтяные месторождения; 3 - перспективные нефтегазоносные комплексы плитного чехла; 4 - материнские отложения; 5 - послеюрские отложения; 6 - участки латерального разуплотнения послеюрских отложений, до 0.05 г/см3; 7 -участки латерального уплотнения послеюрских отложений, до 0.05 г/см3; 8 - юрские отложения; 9 - доюрские отложения; 10 - разуплотнения доюрских отложений, до 0,05 г/см3; 11 - разуплотнения доюрских отложений, на 0,05-0,10 г/см3; 12 - разуплотнения доюрских отложений, на 0,10-0,15 г/см3; 13 - блокировка разреза при моделировании; 14 - месторождение УВ и его название
рующих толщ (или подводящих каналов?) в слабоме-таморфизованных палеозойских терригенно-карбонат-ных породах или в трещиновато-кавернозных магматических породах. Здесь крупный резерв расширения ресурсной базы Красноленинского НГР с нефтяными, газоконденсатными и газовыми залежами в доюрском разрезе на глубинах 2,5-4,5 км.
Выполненный прогноз находит практическое подтверждение в результатах глубокого бурения на Рогожников-ской площади. В скважине 735 получен приток нефти из кислых вулканитов доюрского комплекса дебитом до 19 т/сут, а в скважине 765 из терригенных отложений триаса получен приток безводной нефти дебитом 15 м3/сут [2].
Выделенные методом геоплотностного моделирования зоны разуплотнения и уплотнения мы отождествляем с резервуарами, каналами миграции, материнскими толщами, флюидоупорами и аномальными источниками тепла. Геоплотностное моделироваиние в сочетание с нефтегеологическим анализом мы называем нефтегеологическим моделированием [7].
Локализация прогнозных ресурсов осадочных комплексов
Задача. Участки нераспределенного фонда недр Югорской зоны нефтенакопления практически не содержат выявленных запасов нефти и газа и подготовленных к бурению площадей. Нераспределенный фонд недр оха-
рактеризован в основном нелокализованными ресурсами. Для повышения инвестиционной привлекательности новых лицензионных участков необходима интенсификация регионально-зональных исследований, локализующих прогнозные ресурсы, повышающих обоснованность планирования доразведки и поисковых работ.
Ведущая роль среди признаков регионально-зональной нефтегазоносности принадлежит присутствию в разрезе нефтематеринских толщ и времени генерации УВ. В последние годы для изучения термического режима осадочных комплексов и оценки степени катагенеза потенциально нефтематеринских пород получили широкое распространение методы палеотемпературного моделирования. Применяемое математическое моделирование, учитывающее изменение во времени многочисленных параметров геотермополя, позволяет достаточно достоверно и точно рассчитывать температуры на любой момент геологического времени в любой точке разреза. Ниже будет рассмотрен метод палеотемпературного моделирования для прогноза материнских пород, наиболее полно учитывающий изменение во времени параметров геотермополя, в том числе влияния палеоклимата на интенсивность генерации УВ глубокопогруженны-ми нефтепроизводящими осадочными комплексами [8].
Метод решения. В нашей модели процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения:
Л ди_±лд_и- А ад/ д2I д2
(3)
где X - теплопроводность; а - температуропроводность; /- плотность внутренних источников тепла; V- температура; 2 - расстояние от основания; I - время; с краевыми условиями:
и|2=(?=Щ), (4)
-А
дЦ
~д2
(5)
где е=е(е) - верхняя граница осадочной толщи; q - тепловой поток.
Осадочная толща описывается мощностями стратиграфических комплексов к, для каждого из которых заданы теплопроводность Я, температуропроводность а., плотность радиоактивных источников/ и скорость осад-конакопления V, Скорость осадконакопления может быть отрицательной, что означает денудацию. Для решения одномерной начально-краевой задачи (3)-(5) с разрывными коэффициентами применен метод конечных элементов.
В случае стационарности глубинного теплового потока q, решение обратной задачи определяется из условия
к±{и{21,1А)-Т1)2
г=1 4
Решение обратной задачи строится с учётом того, что функция Щ2,1,о), являющаяся решением прямой задачи (3) с краевыми условиями (4) и (5), в этом случае линейно зависит от q.
Краевое условие (4) определяет температуру «нейтрального» слоя и может задаваться в виде кусочно-линейной функции ( '(I) векового хода температур поверхности земли. А краевое условие (5) может задаваться в виде кусочно-линейной функции (/(I) изменения значения глубинного теплового потока. Т — измеренное распределение температур. Эквивалент измеренного распределения температур может быть задан также по определениям отражательной способности витринита (ОСВ), пересчитанным в градусы Цельсия [6], с указанием времени срабатывания «максимального палеотермометра».
Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по распределению температур Т. в скважине рассчитывается тепловой поток q через поверхность подстилающего основания, т.е. решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением q решается прямая задача геотермии - непосредственно рассчитываются температуры и в заданных точках осадочной толщи 2 в заданные моменты геологического времени I.
При отсутствии прямых определений теплопроводности А используем петрофизические зависимости теплопроводности осадков от их плотностиЭти зависимости получены в интервале плотностей 1,5-2,6 г/см3 как для песчанистых отложений, так и для алевролито-аргиллито-выхтолщ [5]. Коэффициенты температуропроводности а , плотности радиоактивных источников /'также зависят
от породного состава стратиграфических комплексов.
Рассчитанные палеотемпературы в каяедом стратиграфическом комплексе и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ позволяют прогнозировать присутствие в разрезе материнских пород: газа первой генерации - 50-90°С (МК ]); нефти - 90-130°С (МК2); газа второй генерации и газоконденсата- 130-190°С (МК2-МК3); более 190°С-разрушительные для УВ температуры. При этом прогнозе мы опираемся на известную шкалу катагенеза и температурной зональности процессов нефтегазообразования [1].
Пример решения задачи. Цель исследований - выявление, картирование и изучение динамики в геологическом времени очагов генерации нефти тутлеймской (К^Ь-.1, и. 142-151 млн лет) ишеркалинской (^р-!, 185-196 млн лет) свит Верхнеляминского вала, расположенного в западной и центральной части Юшрскй зоны нефтенакоп-ления (рис. 1). Эти свиты являются основными потенциально нефтематеринскими толщами, накопившими и сохранившими значительные массы сапропелевого и смешанного рассеянного органического вещества (РОВ), благоприятного для генерации нефтяных углеводородов.
В результате нефтеразведочных работ в пределах Верхнеляминского вала открыто 6 мелких нефтяных месторождений. На 7 площадях выполнены поисковые работы разной степени детальности. Поэтому результаты наших исследований, характеризующие локализацию прогнозных ресурсов углеводородов, имеют непосредственный нефтепоисковый интерес.
Исходными данными для моделирования и реконструкций явились литолого-стратиграфические разбивки поисково-разведочных скважин, первичные документы «Дел скважин» и определения отражательной способности витринита.
В результате моделирования по геотемпературному критерию выделены палеоочаги генерации нефти в тутлеймской и шеркалинской (радомская и тогурская пачки) свитах. По палеоструктурным картам кровли баже-новской и шеркалинской свит определены основные направления миграции УВ-флюидов.
Построен ряд схематических карт: плотности глубинного теплового потока; плотности поверхностного теплового потока; мощностей послеюрских отложений, тутлеймской и шеркалинской свит; положения очагов генерации и направлений возможной миграции баженовс-ких (рис. 4) и шеркалинских нефтей на ключевые времена термической и тектонической истории материнских отложений и пластов-коллекторов (62, 55, 38, 5 млн лет назад и современное состояние). На ключевые времена определены палеоплощади нефтесбора для 13 зон потенциальной аккумуляции (локализации) нефти в меловом, юрских и палеозойском НТК.
Основные результаты исследований сводятся к следующему:
1. Установлена тенденция прямой пространственной корреляции величины плотности глубинного теплового потока с нефтенасыщенностью осадочных комплексов (дебитами нефти поисково-разведочных скважин).
[Н
"258^ 7
25 км
25 км
Рис. 4. Схемы положения очагов генерации и направлений возможной миграции баженовских нефтей 62 млн лет назад (а), 38 млн лет назад (в) и современное состояние (д) Верхнеляминского вала.
1 - месторождение и его номер на карте; 2 - площадь нефтепоискового бурения и ее номер на карте; 3 - поисково-разведочная скважина; 4 - контур построения прогнозных карт; 5 - изолинии значений температур в баженовской свите, °С; 6 - контур очага генерации нефтей; 7 - изогипсы кровли баженовской свиты, м; 8 - направления линий тока флюидов; 9 - генерализованные («тальвиговые») границы зон нефтесбора. Месторождения УВ: 1 - Центральное; 2 -Назымское; 3 - Тункорское; 4 - Апрельское; 5 - Итьяхское; 6 - Тортасинское. Площади нефтепоискового бурения: 1 -Верхненазымская; 2 - Восточно-Рогожниковская; 3 - Татьеганская; 4 - Панлорская; 5 - Северо-Апрельская; 6 -Западно-Унлорская; 7 - Унлорская; 8 - Северо-Санлорская
2. Установлены разной степени интенсивности и времени действия очаги генерации нефти в баженовской и шеркалинсюй свитах центральной части Юшрскй зоны нефтенакопления. Температуры в очагах баженовской свиты могут превышать 105°С, зарождение очагов происходило 60-50 млн лет назад (рис. 4А), долгоживучесть очагов 60—45 млн лет. Температуры в очагах шеркалинс-кой свиты могут превышать 115°С, зарождение очагов происходило 60-40 млн лет назад, долгоживучесть очагов 60 - 3 5 млн лет. 3 8 млн лет назад - время максимального прогрева материнских отложений. В это время, по-видимому, нефтегенерация происходила во всем объеме баженовской свиты (рис. 4В) и на всей площади распространения шеркалинсюй свиты.
3. За всю историю нефтегенерации палеоструктур-ная обстановка мелового, юрских и палеозойского НТК ощутимо менялась, что приводило к изменчивости размеров палеоплощадей нефтесбора для отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала. Поэтому поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции (локализации) нефти определены интегральным показателем, зависящим от размеров палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и времени действия очагов генерации.
4. Локализация прогнозных ресурсов юрской нефти Верхнеляминского вала позволяет ранжировать по степени перспективности разведочные и поисковые площади следующим образом. Рациональная очередность до-разведки месторождений на меловой и верхнеюрский НТК: 1 - Апрельское; 2 - Назымское; 3 - Тункорское; 4 -Итьяхское; 5 - Тортасинское. Рациональная очередность доразведки месторождений на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НТК: 1 - Апрельское; 2 - Тортасинское. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на меловой и верхнеюрский НТК: 1 - Верхне-назымская; 2 - Унлорская; 3 - Западно-Унлорская; 4 -Северо-Апрельская; 5 - Панлорская. Рациональная очередность детализации поисковых площадей на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НТК: 1 -Верхне-назымская; 2 - Панлорская. Рациональная очередность постановки поисков (новые площади) на среднеюрский, нижнеюрский и палеозойский НТК в полосе выклинивания шеркалинских отложений: 1 - северо-восточная часть вала; 2 - центральная часть вала.
Выполненный прогноз в пределах Верхнеляминского вала хорошо согласуется с результатами исследования 37 пробуренных здесь скважинами [10].
Заключение
Реализованный подход прогнозирования перспектив Югорской зоны нефтенакопления является заслуживающим внимания опытом комплексного анализа широкого спектра геолого-геофизических данных и может быть
применен для оценки углеводородного потенциала других территорий, в частности - для выяснения перспектив нефтегазоносности Средне-Амурского и Амуро-Зейско-го осадочных бассейнов.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Бурштейн Л.М., Жидкова Л.В., Конторович А.Э. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. 1997. Т. 38, № 6. С. 1070-1078.
2. ВахрушеваВ.Н., Захарова Л.М., ОксенойдЕ. Е., Од-ношевнаяИ.И. Перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Северо-Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового потен-циалаХМАО. Ханты-Мансийск, 2006. Т. 2. С. 55-58.
3. Волков В. А. Новые данные о морфологии поверхности доюрских отложений Широтного Приобья // Вестник недропользователя ХМАО. 2002. Вып. 11. С. 38—40.
4. Исаев В.И. Прогноз материнских толщ и зон нефте-газонакопления по результатам геоплотностного и палеотемпературного моделирования // Геофизический жу рнал. 2002. Т. 24, № 2. С. 60-70.
5. Исаев В.И, ГуленокРЮ, Веселов О.В., Бычков А.В., СоловейчикЮ.Г. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 2002. № 6. С. 48-54.
6. Исаев В.И., Фомин А.Н. Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины // Геология и геофизика. 2006. Т. 47, №6. С. 734-745.
7. Исаев В.И., Лобова Г.А. Корреляция плотностной структуры доюрских отложений и зон нефтегазона-копления вдоль регионального сейсмопрофиля XIII (центральнаячасть Западно-Сибирской плиты) //Геофизический журнал. 2008. Т. 30, № 1. С. 3-27.
8. ИсаевВ.И, ЛобоваГ.А., Попов С.А., Хашитова А.Б. Термическая история и очаги генерации нефти баженовской свиты центральной части Югорского свода // Известия Томского политехнического университета. 2008. Т. 313, № 1. С. 38-43.
9. Кобелев В.П. Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезисы в системе горючих ископаемых // Геофизическийяедэнал. 2006. Т. 28, № 6. С. 150-160.
10. Лобова Г. А. Очаги генерации тогурских нефтей центральной части Югорского свода // Ученые записки Казанскогошсуд ун-та. 2008. Т. 150, Кн. 3. С. 169-182.
11. Старостенко В.И. Устойчивые численные методы в задачах гравиметрии. Киев: Наук, думка, 1978.228 с.
Actual problems of the Yugorsk regional oil accumulation zone (West—Siberian plate, a central part), methods of solving them on the basis of geo-density modeling and paleothermal analysis, as well as decisions of the forecast and search problems for the pre-Jurassic basement and sedimentary coyer are considered. The executed forecast of oil and gas accumulation zones within the basement and localization ofprobable forecast resources in the sedimentary coyer shows an effective estimation ofthe hydro-carbonic potential of large regional object.
