CC BY
40
ПРОГНОЗНАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСНОЙ БАЗЫ МЕНДЫМ-ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КАК ОСНОВНОГО ИСТОЧНИКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
В.В.Ананьев (МЭПР РТ), В.М.Смедков, Н.В.Пронин (КГУ)
К потенциальным источникам УВ на территории Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции (НГП) относят высокобитуминозные породы, известные как дома-никиты или доманикоиды, содержащие рассеянное ОВ сапропелевого типа (С^. = 5-20 %) (Неручев С.Г. и др., 1986; Бадамшин Э.З. и др., 1995; [2; 4; 5]).
Доманикиты представлены глинистыми, глинисто-карбонатными, крем н исто-гл и н исто-карбонатн ы м и и кремнистыми разностями пород. На территории востока Восточно-Европейской платформы доманикиты развиты в Пермской, Самарской областях, Татарстане и Башкортостане.
Доманикиты приурочены к отложениям от саргаевского горизонта среднефранского подъяруса верхнего девона до кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона и образуют битуминозную кремнисто-глинисто-карбо-натную формацию.
Особое место в разрезе дома-никовой формации занимают отложения доманикового и мендымско-го горизонтов верхнего девона, с которыми связывают основной генерационный потенциал в разрезе доманикитов.
В 2002-2003 гг. в Татарстане для оценки перспектив нефтеносности западных районов были выполнены сейсморазведочные рабо-
ты методом ОГТ и пробурены параметрические скв. Трудолюбов-ская-1001, Алькеевская-33, Кузне-чихинская-34 и Кукморская-20010. Используя результаты этих работ и проведенных ранее геохимических исследований, с помощью разработанной методики [1] в рамках данной работы была выполнена оценка потенциальной массы УВ, продуцируемой мендым-доманиковой толщей пород.
Объект исследования
Геохимические исследования керна указанных параметрических скважин, проведенные в лабораториях ВНИГНИ и ФГУП "Недра", позволили выявить в разрезе девона и карбона нефтегазоматеринекие толщи, а также разделить их на нефте-материнские, газоматеринские и соответственно нефтегазоматерин-ские [4].
В зависимости от зрелости ОВ и этапности процессов нефтегазо-образования нефтегазоматеринские толщи подразделяются на эффективные, к которым относятся толщи, генерирующие и отдающие или генерировавшие и отдававшие УВ, и потенциально нефтегазоматеринские, содержащие достаточное количество ОВ, не достигшего необходимого уровня зрелости.
В скв. Кукморская-20010 и Трудолюбовская-1001 были выяв-
лены только потенциально нефте-материнские толщи, в разрезе двух других скважин, расположенных в центральных наиболее погруженных частях Мелекесской впадины, помимо потенциальных нефтемате-ринских толщ в интервале глубин 1900-2041 м выявлена и эффективная нефтематеринская толща, приуроченная к отложениям доманикового и мендымского горизонтов среднефранского подъяруса верхнего девона, ОВ которой достигло градаций мезокатагенеза МК1( что соответствует главной фазе нефте-образования (ГФН). Этот факт позволяет отнести к области генерации УВ только южную часть Татарстана, приуроченную в тектоническом плане к осевой части Мелекесской впадины, на остальной же территории Татарстана мендым-дома-никовую толщу пород [3] можно отнести к нефтепроизводящим толщам, генерирующим так называемые незрелые нефти, ГФН которых относится уже к градации ПК3.
Основная цель данной работы — оценить с учетом полученных новых данных ресурсы УВ мендым-дома-никового комплекса пород в пределах распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи на территории центральных районов Волго-Уральской НГП, не считая при этом указанную толщу единственным источником УВ на данной территории. Подсчет ресур-
сов УВ производился по методике Французского института нефти, изложенной в работе [1], практически повторяющей классический отечественный объемно-генетический метод оценки прогнозных ресурсов.
Обоснование мощности нефтематеринской толши мендым-доманикового возраста
Мощность эффективной нефтематеринской толщи была определена по геохимическим исследованиям в скв. Алькеевская-33 и Кузне-чихинская-34 и составляет 46 м [4].
Сравнивая глубину залегания кровли мендым-доманикового комплекса пород и выявленную глубину вступления этой толщи в ГФН по пробуренным параметрическим скв. Алькеевская-33 и Кузнечихин-ская-34 [4], можно прийти к выводу, что эти два значения не совпадают, глубина вступления в ГФН находится ниже кровли комплекса, причем в южном направлении разница между указанными значениями сокращается. Учитывая региональное погружение кристаллического фундамента, а вместе с ним и всего осадочного чехла с севера на юг, полагаем, что в южном направлении толща пород мендым-доманикового возраста полностью вступает в ГФН, тем самым увеличивается мощность эффективной нефтематеринской толщи, которая, исходя из средней мощности мендым-доманиковых отложений, принимается равной 100 м.
Обоснование площади распространения нефтематеринской толши мендым-доманикового возраста
В основу расчета возможной площади распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи, приуроченной к карбонатным отложениям средне-
франского подъяруса верхнего девона, положены структурная карта по ее кровле и схема размещения основных зон генерации и аккумуляции УВ верхнедевонских карбонатных отложений Волго-Ураль-ской провинции (Ларская Е.С., 1983), а также схема расположения нефтепроизводящих толщ Самарской области [2].
Для выделения границ распространения нефтематеринской толщи в данной работе была разработана методика, основанная на совместном использовании данных глубокого бурения и сейсмических исследований.
На основе данных бурения с помощью программы Surfer были построены:
1 — структурная карта по кровле мендымского горизонта верхнего девона западных районов Татарстана и Самарской области;
2 — карта суммарной мощности мендым-доманиковых отложений западных районов Татарстана;
3 — карта суммарной мощности отложений среднефранского подъяруса верхнего девона Самарской области.
Структурные карты по данным сейсмических исследований не строились, а были использованы готовые:
4 — структурная карта по отражающему горизонту Д" (кровля саргаевского горизонта) Мелекес-ской впадины на территории Татарстана;
5 — сводная структурная карта по отражающему горизонту Д' (подошва саргаевского горизонта) Бу-зулукской впадины Самарской области.
При объединении этих данных был использован классический метод схождения путем сложения карт 2 и 4, 3 и 5. Результатом указанных сложений стала:
6 — уточненная структурная карта по кровле мендымского горизонта западных районов Татарстана и Самарской области.
Для оконтуривания северной границы площади распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи были использованы геохимические результаты, полученные по параметрическим скважинам. Как уже отмечалось выше, эффективная нефтема-теринская толща, вскрытая этими скважинами на территории Татарстана, залегает ниже кровли мендымского горизонта на 45 м (среднее значение по скв. Алькеевская-33 и Кузнечихинская-34). Это не позволяет выделить нефтематеринскую толщу по структурной карте этого горизонта, поэтому от абсолютных отметок кровли мендымского горизонта было вычтено указанное среднее значение (45 м). Однако в южном направлении, как было показано выше, в главную зону неф-теобразования вступает вся мен-дым-доманиковая толща, т.е. кровля эффективной нефтематеринской толщи совпадает с кровлей мен-дым-доманика, поэтому для этой территории данная операция по вычитанию среднего значения не проводилась. В итоге была получена:
7 — структурная карта по кровле эффективной нефтематеринской толщи западных районов Татарстана и Самарской области.
На этой карте по изогипсе -1730 м была оконтурена северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи. Территориально эта граница расположена в крайней южной части Татарстана и субширотно пересекает Мелекесскую впадину. Учитывая изменение мощности эффективной нефтематеринской толщи, выделяем еще одну границу, южнее которой в главную зону нефтеобразо-вания вступает уже вся мендым-до-маниковая толща. Эту границу принимаем по изогипсе -1850 м. До этой изогипсы мощность эффективной нефтематеринской толщи рассчитывается как среднеарифметическая между 46 и 100 м и составляет 73 м.
На основе палеоглубинной зональности катагенеза ОВ в бассейнах разного геотектонического типа, выявленной путем анализа большого объема фактического материала, исследователями доказано (Парпа-рова Г.М. и др., 1981), что в пределах древних платформ зональность катагенеза, отвечающая главной зоне нефтеобразования, различная. Она наиболее сокращена в восточной части Восточно-Европейской платформы, в Пермском Прикамье, Самарской, Саратовской и Волгоградской областях: градации ПК до 1,5 км; МК| — до 2 км; МК2 — до 2,4-2,7 км. Учитывая доказанную сокращенную зональность катагенеза на территории Вол го-Уральской НГП, принимаем глубину 2700 м за границу, по которой выявленная эффективная нефтематеринская толща по мере погружения в южном направлении прекратила продуцировать жидкие УВ. В связи с этим на структурной карте по кровле эффективной нефтематеринекой толщи находим изогипсу -2580 м (значение получено с учетом средней альтитуды равной 120 м), по которой проводится южная граница распространения этой толщи, продуцирующей жидкие УВ. Территориально ее площадь приурочена в значительной степени к Самарской области, а тектонически — к Бузулукской впадине.
Построения позволили нам выявить северную и южную границы распространения эффективной неф-тематеринской толщи только на небольшой территории центральной части Волго-Уральской НГП. Для того чтобы проследить все границы необходимо иметь структурную карту по кровле эффективной неф-тематеринской толщи центральной части Волго-Уральской НГП.
Для построения такой карты с помощью выше описанной методики, была использована ранее построенная:
8 — структурная карта по кровле доманикового горизонта Волго-Уральской провинции.
Выявление границ распространения эффективной нефтематерин-ской толщи на этой карте проводилось также для двух ранее описанных зон.
Для первой зоны кровля эффективной нефтематеринской толщи не совпадает с кровлей доманикового горизонта и находится ниже кровли мендымского горизонта на 45 м. Учитывая среднюю мощность мендымского горизонта, равную 50 м, полагаем, что кровля нефтематеринской толщи находится выше кровли доманикового горизонта на 5 м. Таким образом, для выделения северной границы распространения эффективной нефтематеринской толщи к абсолютным отметкам кровли доманикового горизонта прибавляем 5 м и по изо гипсе -1730 м на полученной карте проводим северную границу распространения эффективной нефтематеринской толщи для центральной части Волго-Уральской НГП. Северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи пересекает Мелекесскую впадину в западном направлении по Ульяновской области, в восточном — Южно-Татарский свод и Благовещенскую впадину.
Для второй зоны характерно вступление в главную зону нефтеобразования всей толщи мендым-дома-никового возраста, т.е. кровля эффективной нефтематеринской толщи совпадает с кровлей мендымского горизонта. Поэтому с учетом средней мощности мендымского горизонта можно провести южную границу распространения эффективной нефтематеринской толщи. Для этого к абсолютным отметкам доманикового горизонта прибавляют 120 м и получают изогипсу -2580 м, по которой оконтуривается южная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи центральной части Волго-Уральской НГП. Она проходит по Бузулукской впадине и Восточно-Оренбургскому сводовому выступу и Салмышской впадине в Оренбургской области.
Мендымские и доманиковые отложения развиты на всей территории Урало-Поволжья, за исключением районов Самарской Луки и Жигулевско-Пугачевского свода, где они или отсутствовали, или были уничтожены последующим размывом. По схеме К.Б.Аширова [2] западная граница распространения нефтематеринской толщи пересекает Мелекесскую впадину с севера на юг и огибает Жигулевско-Пуга-чевский свод по линии Ульяновск Жигулевск — Самара. Эту линию распространения нефтематеринской толщи принимаем за западную границу ее распространения. Что касается восточной границы, то для ее оконтуривания была использована схема Е.СЛарской (1983), по которой она совпадает с восточной границей Благовещенской впадины.
В результате проведенных реконструкций получили:
9 — карту распространения эффективной нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста центральной части Волго-Уральской НГП (рисунок).
По этой карте выделяем две зоны распространения нефтематеринской тощи, первую — площадью 12250 км2 и мощностью 73 м, вторую — площадью 68000 км2 и мощностью 100 м.
Определение генерационного и эмиграционного потенциалов нефтематеринской толши мендым-доманикового возраста
Генерационный (исходный) и эмиграционный УВ-потенциалы выявленной эффективной нефтематеринской толщи, как и в работе Е.Г.Арешева [1], определены по методике, разработанной французским Институтом Нефти (1РР). Эта методика основана на использовании параметров 82, Гтах, определяемых методом Роск-Еуа1 по данным пиролиза тонкообломоч-ных пород.
КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ НЕФГЕМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩИ МЕНДЫМ-ДОМАНИКОВОГО ВОЗРАСТА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НПТ
Р
Р
О
9
I
%
о >
СО
в о с я
¥
1 - зоны распространения нефтематеринских толш с мощностью: а - 73 м, б- 100 м; .2-административные границы областей и республик РФ; 3 -границы между тектоническими элементами I порядка; 4 - граница распространения нефтепроизводяших толш по К.Б.Аширову; 5 - параметрические скважины
Таблица 1
Параметры 1 зона 2 зона
Площадь, км2 68000 12250
Толщина, км 0,100 0,073
Плотность пород, т/м3 2,5 2,5
Объем нефтематеринских пород, км3 6800,00 894,25
Масса нефтематеринских пород, млрд т 17000,00 2235,63
По выделенным зонам распространения эффективной нефтема-теринской толщи были подсчитаны объем и масса нефтематеринских отложений (табл. 1).
Методика расчета [1] основных органогеохимических параметров для определения ресурсной УВ-ба-зы конкретных нефтепроизводя-щих толщ основана на представлениях о том, что величина отвечает количеству "свободных" УВ, заключенных в единице массы (1 т) материнской породы, Б2 — потенциальным (остаточным) УВ в керогене на единицу массы породы, а Гтах — текущему уровню катагенеза исследуемой породы и заключенному в ней ОВ.
Генерационный (исходный) УВ-потенциал рассчитывался по формуле
р*сх = БгисхМ, кг УВ/т породы,
где Яисх — генерационный (исходный) УВ-потенциал; 82и{э( — удельный
генерационный потенциал, рассчитываемый по формуле 82исх = в2 + + З^,,/; М — масса пород, слагающих эффективную нефтематерин-скую толщу;
Биот, = 82Т(?/(1 - ТЯ), - расчетный параметр, учитывающий степень преобразованности ОВ [1].
Эмиграционный УВ потенциал определяли из выражения
Рж = А8,М, кг УВ/т породы,
где Рэм — эмиграционный УВ потенциал; АЭ, — удельный эмиграционный потенциал, рассчитываемый по формуле ДБ, = 81гои/-8г
В основу расчета геохимических параметров положены результаты пиролиза керна, отобранного из пробуренных параметрических скважин. Помимо геохимических параметров, полученных по данным пиролиза, был использован коэффициент трансформации ОВ (Т??), рассчитанный В.В.Донцовым. Этот коэффициент получен статистиче-
ским путем и зависит от типа ОВ. Для исследуемой территории, ОВ которой преимущественно сапропелевого типа, он равен 0,22.
В табл. 2 показана схема расчета усредненных удельных величин (на 1 т материнских пород) генерационного УВ-потенциала и массы эмиграционных УВ из мен-дым-доманиковой нефтематерин-ской толщи. Исходные параметры 81, 82, Гтах получены при исследовании 80 образцов керна, отобранных из двух параметрических скв. Алькеевская-33 и Кузнечихинская-34, которые вскрыли эффективную нефтематеринскую толщу в этих породах.
Для расчета всей массы УВ, генерированных эффективной нефтематеринской толщей и эмигрировавших из нее, взято среднее из двух приведенных в табл. 2 значений. В табл. 3 представлены результаты расчета генерационного (исходного) и эмиграционного УВ-потенциалов мен-дым-доманиковой нефтематеринской толщи. Так, генерационный потенциал составляет 852,14 млрд т, а эмиграционный потенциал — 161,58 млрд т.
Оптимально возможный объем аккумуляции в залежах от объема УВ, покинувших нефтематеринскую толщу, как правило, составляет 10 % эмиграционного потенциала (коэффициент нефтенакопления 0,1), однако авторами был принят рассчитанный ранее СГ.Неручевым и Е.СЛарской коэффициент аккумуляции для территории Волго-Ура-льской НГП, путем сопоставления
Таблица 2
Скважина 5„ кг/т кг/т •с ТЕ1 = 52ТК/(1 - ТН), кг/т $2исх - + + 21?0,0/, кг/т - $\ша!~ §1, кг/т (Д5,/52исх) • 100%
33 34 1,61 1,20 31.5 37.6 435 432 0,22 0,22 8,9 10,6 40,40 48,21 7,29 9,41 -18,0 -19,5
Таблица 3
Масса материнских пород QMa„ млрд т 52исх, т/т AS,, т/т Рисх» млрд T Рэт МЛРД T
17000,00 0,0443 0,0084 753,10 142,80
2235,63 0,0443 0,0084 99,04 18,78
Итого: 852,14 161,58
объема эмигрировавшего ХБА с геологическими запасами данной территории, который равен 20 %, или 0,2, что составляет 32,316 млрд т рассчитанного эмиграционного потенциала.
Заключение
Подводя итог, можно сделать следующие выводы.
1. На территории Татарстана толща пород мендым-доманикового возраста частично вступила в главную зону нефтеобразования только в южной части республики. В тектоническом отношении граница вступления данной толщи в главную зону нефтеобразования или северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи прослежена по центральной (осевой) части Мелекесской впадины. Здесь мощность эффективной нефтематеринской толщи составляет 73 м.
2. По мере погружения этой толщи в южном направлении она полностью вступает в главную зону
нефтеобразования и ее мощность соответствует средней суммарной мощности отложений мендымского и доманикового горизонтов, принятой равной 100 м.
3. С помощью разработанной методики была оконтурена площадь распространения эффективной нефтематеринской толщи.
4. Расчет прогнозных ресурсов выявленной эффективной нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста показал, что данная толща генерировала 852,14 млрд т УВ. Из этого количества эмигрировало 161,58 млрд т УВ. Учитывая благоприятные структурно-геологические условия рассматриваемой территории, предполагаем, что в залежах аккумулировалось 32,316 млрд т УВ.
Полученные значения позволяют сделать вывод, что выявленная эффективная нефтематерин-ская толща является основным источником УВ для месторождений центральной части Волго-Ураль-ской НГП.
Литература
1. Арешев Е.Г. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов,
B.В.Донцов // Нефтяное хозяйство.
2004. - № 9.
2. Аширов К.Б. О формировании нефтегазовых залежей в Урало-По-волжье. Материалы Всесоюзного совещания по генезису нефти и газа. — М.: Недра, 1972.
3. Баженова O.K. Образование нефти на небольших глубинах // Геология нефти и газа. — 1990. — № 7,
4. Гатиятуллин Н.С. Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Мелекесской впадин / Н.С.Гатиятуллин, Е.А.Тарасов, В.В.Ананьев // Разведка и охрана недр.
2005. - № 2, 3.
5. Зайдельсон М.И. Формирование и нефтегазоносность доманикоид-ных формаций / М.И.Зайдельсон,
C.Я.Вайнбаум, Н.А.Копрова и др. — М.: Изд-во Наука, 1990.
О В.В.Ананьев, BJ4.Cmcakob, Н.В.Пронин, 2007
Presently even in old petroleum areas where most HC fields were discovered there are still territories with obscure prospects of oil and gas potential. Among them is the western part of Tatarstan Republic where still regardless of favourable conditions for HC accumulation formation not a single pool was revealed. Solution of problem concerning revealing HC source for the fields of Volga-Urals oil and gas province certainly would allow to discuss about further prospects of this territory.
On the basis of core analysis carried out in laboratories of VNIGNI and "Nedra" from four parametric wells drilled in the territory of Tatarstan Republic an evaluation of prognostic resources of drilled-in oil-source strata of Mendym-Domanik rocks is given and on basis of these calculations it was shown that the strata appears to be the principal HC source for the fields of Volga-Urals oil and gas province but not the only one for this territory. ►►
For estimating prognostic resources was used a procedure of French Petroleum institute practically duplicating the classical national volumetric-genetic method of prognostic resources evaluation. Besides, in sufficient extent all parameters comprising a formula for oil resources evaluation are grounded. A special procedure for calculating oil-source strata distribution area was elaborated. ■
Г 70 лет Александру Валентиновичу Сидневу
В январе 2007 г. Александру Валентиновичу Сидневу — академику РАЕ, члену отделения наук о Земле и экологии Академии наук Республики Башкортостан, доктору геолого-минерало-гических наук, профессору — исполнилось 70 лет со дня рождения и 46 лет производственной и научно-педагогической деятельности.
А.В.Сиднев начал свой трудовой путь с 1960 г. в Башкирской АССР после окончания геологического факультета Саратовского государственного университета им. Н.Г. Чернышевского. За 15-летнюю производственную деятельность в полевых партиях Южно-Уральского территориального геологического управления он прошел путь от рядового геолога до начальника геологических партий.
С первых же дней он активно включился в научно-исследовательскую работу при горно-геологиче-ском институте БФАН СССР (ныне Институт Геологии УНЦ РАН). В 1972 г. защитил кандидатскую, а в 1986 г. - докторскую диссертации.
Вся научная деятельность А.В.Сиднева связана с изучением стратиграфии, палеонтологии, региональной геологии, неотектоники и нефтеносности позднего фанерозоя Предуралья и Западно-Сибирского регионов. В качестве ответственного соисполнителя он участвовал в международных проектах под эгидой ЮНЕСКО, завершившихся крупными исследованиями в регионе и 20-ю публикациями в коллективных монографиях.
Практические рекомендации по палеодолинам Предуралья внедрены и долгое время использовались во многих горно-тех-нических организациях. Экспозиция карт палеодолин Предуралья на XI конгрессе ИНКВа (Москва, 1982) отмечена серебряной медалью ВДНХ СССР.
С 1982 по 1985 г. А. В. Сиднев активно участвует в работе Зайсанской экспедиции, где блестяще были выполнены магнита-стратиграфические исследования палеоген-миоценовых отложений 8 отрогах северного Тянь-Шаня, что внесло принципиально новые данные в проблему стратиграфии кайнозоя региона и корреляцию замкнутых внутриконтинентальных впадин Евразии.
С 1988 г. по настоящее время А. В. Сиднев работает в Уфимском государственном нефтяном техническом университете заведующим кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений.
За 35 лет им опубликовано более 100 научных работ, в том числе 8 коллективных монографий. Активно участвует он и в прикладной научной работе по геолого-нефтяным проблемам регионов. А.В.Сиднев является членом ученого Совета Уфимского государственного нефтяного технического университета, Совета по защите докторских диссертаций, участником методических комиссий по общегеологическим дисциплинам ГАНГа (Москва), председателем СПС 130304 — геология нефти и газа, научным руководителем аспирантуры по специальности 25.00.12 — геология, поиск и разведка горючих ископаемых В УГНТУ. По его инициативе в рамках специальности геология нефти и газа создана "Школа научного резерва" для подготовки научно-педагогических кадров.
А, В. Сиднев за активную работу отмечен почетными грамотами ЦК работников просвещения Высшей Школы и научных учреждений, Министерства образования Республики Башкортостан (2004), юбилейной медалью им. В.И.Вернадского Академии естествознания (2005). В 1997 г. ему присвоено почетное звание "Заслуженный работник народного образования Республики Башкортостан".
А. В. Сиднев энергичен и полон творческих замыслов.
Редколлегия и редакция журнала «Геология нефти и газа»
О Él fe
J
60 лет Виктору Павловичу Филиппову
Г
г В.П.Филиппов родился 4 апреля 1947 г. в Дрогобыче Львовской области.
В 1970 г. окончил МИНХиГП им. И.М.Губкина по специальности геология, поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений.
Свою трудовая деятельность Виктор Павлович начал рабочим и коллектором Оренбургского, Туркме-но-Мангышлакского и Кузнецкого геологических отрядов ИГиРГИ и прошел путь от бурильщика до заместителя начальника (по геологии) в геолого-разведочных организациях объединения *Сахалиннефть» (1970-1974), от старшего инженера геологического управления до заместителя председателя Научно-технического совета Миннефтепрома СССР (1974-1987). Он — директор Печорского научно-исследовательского и проектного института Миннефтепрома СССР (ПечорНИПИнефть, Ухта) (1987-1991), президент открытого акционерного общества Российский межотраслевой научно-технических комплекс <г Нефтеотдача», генеральный директор открытого акционерного общества Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. А. П. Крылова (1991-1999), заведующий кафедрой теоретические основы поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.
С 1992 г. по настоящее время В.П.Филиппов — декан факультета геология и геофизика нефти и газа.
В.П.Филиппов в 1979 г. защитил кандидатскую, а в 2000 г. — докторскую диссертации. В.П.Филиппов — действительный член Академии горных наук РФ, Международной академии топливно-энергетического комплекса. Он — член-корреспондент РАЕН; избирался народным депутатом СССР (1989-1991).
В.П.Филиппов — автор 89 научных работ, в том числе 5 монографий и учебников.
Дорогой Виктор Павлович, в день юбилея желаем Вам крепкого здоровья, успехов в научной и практической деятельности!
Редколлегия и редакция журнала «Геология нефти и газа»
J
