7. Нефть и газ 7.3. Геофизические методы -1376 A 3-D ground-penetrating radar and wavelet transform analysis of the morphology of shoreface deposits in the Upper Cretaceous Ferron Sandstone Member, Utah / K. Lee, R. Szerbiak, G. A. McMechan, N. Hwang// AAPG Bulletin / Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2009. - Vol.93,N 2. - P.181-201: ill. - Bibliogr.: p.200-201.Трехмерная проникающая радиолокация и волновой трансформный анализ морфологии осадков внутренней части континентального шельфа в верхнемеловой пачке песчаников Феррон в штате Юта.Впервые с использованием измерений, выполненных с помощью трехмерного проникающего радара в толще верхнемеловых прибрежных отложений (пачка песчаников Феррон, Драй Вош, Юта), были получены данные о длине волн в слоях с волнистой косой слоистостью, характерных для штормовой прибрежной зоны внутреннего шельфа. Мелководно-морская толща образована волнисто-косослоистыми пластами, мощность которых увеличивается вверх по разрезу, чередующимися с «межштормовыми» отложениями. Вариации мощности штормовых слоев указывают, по крайней мере, на четыре цикла локального устойчивого роста штормовой интенсивности. Подстилающие отложения, отличающиеся слабым укрупнением зернистости осадков вверх по разрезу (от илов к очень тонкозернистым пескам), отвечают этапу медленной проградации процесса осадконакопления без заметных изменений в обстановках. При интерпретации данных трехмерной радиолокации были зафиксированы тори согласные непрерывные высокоамплитудные отражения. Выявленные при интерпретации данных «радиолокационные поверхности» (radar surfaces) хорошо коррелируются с кровлями слоев косослоистых песчаников (т.е. палеотопографическими поверхностями), а «радиолокационные пачки» (radar units) имеют одинаковые мощности (в среднем 0.8 м). По радиолокационным данным и по результатам изучения ближайших обнажений можно предположить, что прибрежные песчаники на рассматриваемом участке имеют простое внутреннее строение по латерали. Для исследования «радиолокационных поверхностей» был применен двухмерный волновой трансформный анализ, позволивший установить длину волн в пределах от 1 до 7 м. Эти данные хорошо согласуются с наблюдениями, полученными для современных волнисто-слоистых мелководных морских отложений. Количественные измерения показывают, что волнистые поверхности на изученном участке характеризуются преобладанием равномерно распределенных слоев от округлой до удлиненной формы. Наилучшая корреляция наблюдается при длине волн 1,5-3,5 м. Все это указывает на то, что дельтовые слои были одновременно деформированы в результате компрессионного давления с СЗ в среднем кампане, вызванного севьерским орогенезом. Полученные данные могут позволить уточнить модель резервуара, а морфология пачек может служить косвенным индикатором направления проницаемости пород. -5419 ^ A fracture network model and open fracture analysis of a tight sandstone gas reservoir in Dongpu Depression, Bohaiwan Basin, eastern China / Q. Li, T. Wang, X. Xie и др. - Bibliogr.: p.281-282.Модель разломной сетки и анализ открытой трещины в плотном песчанике газового коллектора в депрессии Дунпу, бассейн Бохайвань, восточный Китай. -4139 A passive seismic survey over a gas field: analysis of low-frequency anomalies / E. H. Saenger, S. M. Schmalholz, Lambert M.-A. и др.// Geophysics. - 2009. - Vol.74,N 2. - P.O29-O40: ill.,tab. - Bibliogr.: p.O39-O40.Пассивная сейсмическая съёмка над газовым месторождением: анализ низкочастотных аномалий. -4139 Benefits of the induced polarization geoelectric method to hydrocarbon exploration / Veeken P.C.H., P. J. Legeydo, Y. A. Davidenko и др.// Geophysics. - 2009. - Vol.74,N 2. - P.B47-B59: ill. - Bibliogr.: p.B58-B59.Преимущества геоэлектрического метода индуцированной поляризации в разведке углеводорода. -9837 Brown R.L. Anomalous dispersion due to hydrocarbons: the secret of reservoir geophysics? / R. L. Brown// The Leading Edge. - 2009. - Vol.28,N 4. - P.420-425: ill. - Bibliogr.: p.425.Аномальная дисперсия из-за углеводорода: секрет геофизики коллекторов? -5419 Chen J. Effects of uncertainty in rock-physics models on reservoir parameter estimation using seismic amplitude variation with angle and controlled-source electromagnetics data / J. Chen, T. A. Dickens// Geophysical Prospecting. - 2009. - Vol.57,N 1. - P.61-74: ill.,tab. - Bibliogr.: p.73-74.Эффекты неопределенности в геолого-физических моделях при оценке параметров резервуара с использованием данных угловых вариаций сейсмических амплитуд и управляемых электромагнитных источников.Проведено исследование неопределенности в оценке параметров геолого-физических моделей резервуаров на основе угловых вариаций сейсмических амплитуд и данных управляемых электромагнитных источников. В соответствии с моделью Пупона (Poupon) параметры резервуара связаны с электрическим удельным сопротивлением, а в соответствии с моделью Ху-Уайта (Xu-White) - с модулем упругости и плотностью. Для контроля неопределенности в геолого-физических моделях их параметры рассматриваются как случайные вариации, определяемые установленными распределениями неопределенностей. Применив схемы Байсиана (Bayesian) и метод Монте Карло с использованием цепей Маркова (Markov Chain Monte Carlo) можно оценить параметры резервуара и получить информацию о неопределенной составляющей этой оценки. Разработанный метод применим для комплексного детального исследования на основе модели слоистого резервуара, а результаты его использования показывают, что неопределенность как в физических моделях, так и в их параметрах может существенно влиять на оценку этих параметров. Когда отклонения в геолого-физических моделях и их параметрах неизвестны, применение традиционного метода общей инверсии, рассматривающего геолого-физическую модель как детерминированную функцию, а параметры модели как постоянные величины, может привести к неверным результатам. Предлагаемый стохастический метод позволяет количественно рассчитать влияние неопределенностей и отклонений геолого-физических моделей и их параметров на оценку параметров резервуара и, т.о., является более надежным методом. -9837 Davis T.L. Tight-gas seismic monitoring, Rulison Field, Colorado / T. L. Davis, R. D. Benson// The Leading Edge. - 2009. - Vol.28,N 4. - P.408-411: ill.Сейсмический мониторинг газа в плотных породах, поле Рулисон, Колорадо. -4139 Imaging a hydrate-related cold vent offshore Vancouver Island from deep-towed multichannel seismic data / T. He, G. D. Spence, W. T. Wood и др.// Geophysics. - 2009. - Vol.74,N 2. - P.B23-B36: ill.,tab. - Bibliogr.: p.B35-B36.Изображение гидратного остывшего жерла вдали от берега острова Ванкувер по многоканальным сейсмическим данным аппарата глубинного погружения. -8903 Javakhishvili L.G. Some examples of the discrimination of oil-and-gas-bearing layers by DC device operating in unstable regime of Pa / L. G. Javakhishvili, T. T. Pitskhelauri, V. N. Mikheladze// Геофиз.журн. - 2009. - №2.-С.137-140:ил.,табл. - Библиогр.:с.140. - Рез.укр.,рус.Некоторые примеры распознавания нефтяных и газовых слоев с помощью установки DC,работающей в неустойчивом режиме Pa. -5419 Low-frequency microtremor anomalies at an oil and gas field in Voitsdorf, Austria / Lambert M.-A., S. M. Schmalholz, E. H. Saenger, B. Steiner// Geophysical Prospecting. - 2009. - Vol.57,N 3. - P.393-411: ill. - Bibliogr.: p.409-411.Аномалии низкочастотных микросотрясений в нефтегазовом месторождении в Войтсдорфе, Австрия. -9837 Mapping thin sandstone reservoirs: application of 3D visualization and spectral decomposition techniques / Rao H.C.G., Saxena R.C.P., J. L. Nangia и др.// The Leading Edge. - 2009. - Vol.28,N 2. - P.156-167: ill.,tab. - Bibliogr.: p.167.Картирование коллекторов тонкого песчаника: применение зрительного образа в 3-х измерениях и спектральных технических средств разложения. -9136 Rift-shear architecture and tectonic development of the Ghana margin deduced from multichannel seismic reflection and potential field data / A. A. Antobreh, J. I. Faleide, F. Tsikalas, S. Planke// Marine and Petroleum Geology. - 2009. - Vol.26,N 3. - P.345-368: ill. - Bibliogr.: p.367-368.Строение рифтовых деформаций и тектоническое развитие континентальной окраины Ганы по данным многоканального сейсмического профилирования и изучения потенциального поля.Континентальная окраина Ганы является одной из самых известных трансформных окраин, однако ее глубинная структура еще плохо изучена. На основании комплексного анализа данных, полученных в результате изучения потенциального поля и проведения многоканального сейсмического профилирования по детальной сетке на участке около 2710 км, предложена новая, более детальная, модель ее глубинной структуры и истории тектонического развития. В частности, предлагаемые представления о глубинной структуре всей окраины основаны на серии двухмерных гравитационных разрезов, смоделированных с учетом полученных сейсмических данных и опубликованных материалов. Установлено, что главная трансформная граница, представляющая собой континентальное продолжение зоны разломов Романш, на самом деле состоит из двух отдельных сегментов: сдвинутого сегмента хребта Кот д’Ивуар - Гана ВСВ-ЗСЗ простирания и находящегося под влиянием рифта сдвинутого окраинного сегмента Ганской платформы СВ-ЮЗ простирания. Эти сегменты эволюционировали в разное время и в различных режимах напряжения. К западу от трансформной окраины дивергентное рифтообразование в течение раннего мела инициировало развитие Глубокого Ивуарийского бассейна как единой крупной структуры со сверхуплотненной (расплющенной) осадочной текстурой. Восточнее зоны сдвигов процесс рифтогенеза косвенным образом привел к формированию Восточно-Ганского склонового бассейна, образовавшегося при слиянии, по крайней мере, двух подобных бассейнов, располагавшихся вдоль трещинно-сбросовых разломов. Структурная интерпретация геометрии трансформной границы указывает на то, что сегменты окраины хребта и платформы подвергались различному термальному воздействию двух различных мигрирующих центров спрединга. Тектоническое поднятие хребта началось с транспрессии в середине альбского времени, последовавшей за изменением движения плиты с СВ-ЮЗ на ВСВ-ЗЮЗ направление. Поднятие стимулировалось «подогревом» из ранее не документировавшегося центра спрединга, прогрессивная миграция которого в западном направлении вдоль хребта последовала сразу после альбской фазы транспрессии. Т.о. структурное строение континентальной окраины Ганы явилось результатом взаимодействия различных факторов, главными среди которых являются существовавшая ранее структура фундамента, геометрия границы плиты, направление движения плиты и «разогрев» из центров спрединга. -4139 Vedanti N. Seismic inversion tracks in situ combustion: a case study from Balol oil field, India / N. Vedanti, M. K. Sen// Geophysics. - 2009. - Vol.74,N 4. - P.B103-B112: ill.,tab. - Bibliogr.: p.B112.Сейсмические инверсионные дорожки "in situ combustion" - (одна из попыток, используемая для вторичного извлечения тяжелой нефти): изучение на примере нефтяного месторождения Балол, Индия. -5419 Zach J.J. Methane hydrates in controlled-source electromagnetic surveys - analysis of a recent data example / J. J. Zach, K. Brauti// Geophysical Prospecting. - 2009. - Vol.57,N 4. - P.601-614: ill. - Bibliogr.: p.609-610.Гидраты метана в контрольных электромагнитных измерениях - анализ примера по последним данным. Г22733 Александров С.П. Причины и следствия недоверия к результатам гравимагниторазведки при исследованиях на нефть и газ / С. П. Александров, М. Г. Губайдуллин// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.11-13. - Библиогр.: 2 назв. -2383 Вассерман В.А. Возможности комплекса геофизических и геохимических методов при оценке нефтеносности ранее выявленных структур / В. А. Вассерман, Р. З. Каримова, Э. К. Швыдкин// Разведка и охрана недр. - 2009. - №8.-С.28-32:ил. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ. -9741 Волгина А.И. Особенности нестабильности гравитационного поля над залежами углеводородов / А. И. Волгина// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №9.-С.9-11:ил. - Библиогр.:6 назв. -9807 Гадиров В.Г. Результаты применения грави- и магниторазведки при прогнозировании залежей нефти и газа в Куринской впадине Азербайджана / В. Г. Гадиров// Геофизика. - 2009. - №2.-С.51-56:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:9 назв. - Рез.англ. Г22716 Галуев В.И. Прогноз минерагенически перспективных областей по результатам исследований на опорных геофизических профилях 1-СБ, 2-СБ и 3-СБ / В. И. Галуев, Р. П. Готтих, С. А. Каплан// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.80-86: ил. -5746 Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки / О. И. Супруненко, В. И. Устрицкий, О. Н. Зуйкова и др.// Геология нефти и газа. - 2009. - №4.-С.17-25:ил. - Библиогр.:4 назв. - Рез.англ. -9826 Геохимическая оценка нефтегазоносности локальных ловушек / В. И. Исаев, Ю. В. Коржов, Г. А. Лобова, Д. М. Ярков// Геоинформатика. - 2009. - №2.-С.54-61:ил. - Библиогр.:9 назв. Г22716 Гравиметрические исследования в комплексе геолого-геофизических методов при поисках нефти и газа на Сибирской платформе и в прилегающих прогибах / И. А. Апанович, А. А. Ерлыков, Е. С. Карбовский и др.// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.132-138: ил. - Библиогр.: 4 назв. -10060 Дмитриев А.Н. Решение проблемы эффективности метода естественного электрического поля / А. Н. Дмитриев// Горн.ведомости. - 2009. - №7.-С.24-40:ил. - Библиогр.:18 назв. - Рез.англ. -5995 Ерофеев Л.Я. Картирование продуктивных коллекторов углеводородов по данным сейсморазведки и ГИС / Л. Я. Ерофеев, В. Н. Устинова// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2009. - №2.-С.41-45:ил. - Библиогр.:6 назв. Б75457 Жамалетдинов А.А. Зондирования с мощными контролируемыми источниками поля в комплексе с МТЗ (CSMT) - перспективы применения при поисках нефти и газа / А. А. Жамалетдинов, Б. В. Ефимов, А. Н. Шевцов// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.94-112,[2]л.ил.: ил. - Библиогр.: с.110-112. - Текст англ.: с.264-285. Б75457 Жданов М.С. Трехмерная электромагнитная голография в шельфовых нефтяных исследованиях / М. С. Жданов, T. Ueda, M. Cuma// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.49-81,[2]л.ил.: ил. - Библиогр.: с.78-81. - Текст англ.: с.216-247. -8903 Изучение возможности обнаружения газоконденсата в перспективной морской антиклинальной стркутуре методом низкочастотной электроразведки на примере Штокмановского месторождения в Баренцевом море / Е. П. Велихов, М. С. Жданов, М. С. Кругляков и др.// Геофиз. журн. - 2009. - Т.31,№4.-С.3-11:ил.,табл. - Библиогр.:с.10-11. - Рез.укр.,англ. -9741 Использование геолого-геофизических,неотектонических и геохимических критериев при прогнозе нефтегазоносности осадочных бассейнов Сибири / Е. В. Смирнов, А. П. Хилько, Л. В. Боровикова, И. В. Литвинова// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №3.-С.4-11:ил. - Библиогр.:12 назв. - Рез.англ. -6779 Исследование диэлектрической проницаемости нефтесодержащих пород в диапазоне частот 0.05-16 ГГц / М. И. Эпов, В. Л. Миронов, П. П. Бобров и др.// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№5.-С.613-618:ил.,табл. - Библиогр.:с.618. - Рез.англ. -9807 Костерина В.А. Комплексирование методов ГИС при определении емкостных свойств нефтематеринских пород / В. А. Костерина, Т. Ф. Соколова, О. Г. Никифорова// Геофизика. - 2009. - №3.-С.16-19,[1] л.ил.:ил.,портр. - Библиогр.:2 назв. - Рез.англ. -9741 Неганов В.М. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Пермского края по результатам региональных и детальных геолого-геофизических работ / В. М. Неганов, В. М. Проворов, В. М. Новоселицкий// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2009. - №2.-С.13-21:ил. - Библиогр.:2 назв. - Рез.англ. -8903 Нефтегазоносность центральной части Югорского свода / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, М. Э. Рояк, А. Н. Фомин// Геофиз.журн. - 2009. - №2.-С.15-46:ил.,табл. - Библиогр.:с.44-46. - Рез.укр.,англ.Для выявления, картирования и изучения динамики в геологическом времени очагов генерации нефти тутлеймской (аналог баженовской) и шеркалинской свит было проведено палеотемпературное моделирование в пределах Верхнеляминского вала (Югорский свод, центральная часть Западно-Сибирской плиты). Месторождения Верхнеляминского вала относятся к Ляминскому нефтегазоносному району Фроловской НГО, где выявлены пять нефтегазоносных комплексов: доюрский (зона контакта, палеозойский), нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский и меловой. В процессе работ были проведены палеотектонические реконструкции (на основании «метода выравнивания профилей») и палеотемпературное моделирование по 37 скважинам. На схематических картах распределения значений плотности теплового потока, построенных путем интерполяции значений теплового потока, полученных решением обратной задачи геотермии в моделях распространения тепла, выявлена тенденция прямой пространственной корреляции плотности теплового потока с нефтенасыщенностью осадочных комплексов. Однако мощности материнских для мелового, юрских и палеозойского НГК тутлеймской и шеркалинской свит не имеют прямой (видимой) корреляции с их установленной нефтенасышенностью. Путем интерполяции геотемператур, полученных путем решения прямых задач геотермии в моделях распространения тепла, построены схемы положения очагов генерации нефти в баженовской и шеркалинской свит с момента их зарождения до современного положения. Палеоструктурные карты построены путем интерполяции результатов палеотектонических реконструкций разрезов скважин. Проведенные исследования позволили сделать следующие заключения: -Наибольшее влияние на интенсивность генерации УВ в баженовской свите оказало изменение климатических условий в олигоцене – раннем квартере; резкое позднечетвертичное похолодание на ряде участков вывело свиту из «нефтяного окна»; -Зарождение очагов генерации нефти в баженовской свите происходило 50-60 млн. лет назад, долгоживучесть очагов составила 65-40 млн. лет; для шеркалинской свиты эти параметры составляют, соответственно, 60-40 и 60-35 млн. лет; -Поисковые перспективы отдельных зон аккумуляции нефти Верхнеляминского вала определяются интегральным показателем, зависящим от размера палеоплощадей нефтесбора, палеотемператур и времени действия очагов генерации; -Локализация прогнозных ресурсов нефти позволяет ранжировать по степени перспективности и рациональной очередности доразведки, детализации и постановке поисков разведочные и поисковые площади изученного района. Г22733 ^ Никонов А.И. Проблемы контроля за разработкой месторождений нефти и газа и перспективы их решения на основе комплексирования геолого-геофизических и геодинамических методов / А. И. Никонов, Ю. О. Кузьмин// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.99-101: ил. - Библиогр.: 7 назв. Г22733 Новые возможности сейсмогравитационного моделирования при изучении нефтегазоперспективных объектов осадочных бассейнов / А. И. Кобрунов, В. Е. Кулешов, С. В. Шилова, А. В. Урбан// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.58-60: ил. - Библиогр.: 3 назв. -9807 Овчаренко А.В. Геолого-геофизические технологии поисков и разведки месторождений нефти и газа / А. В. Овчаренко, Б. В. Ермаков, К. М. Мятчин// Геофизика. - 2009. - №2.-С.3-7,[1] л.ил.:ил.,портр. - Библиогр.:3 назв. - Рез.англ. Г22716 Приоритетные направления регионально-поисковых работ на нефть и газ в Восточной Сибири на основе результатов отработки опорных и региональных геофизических профилей / Н. А. Горюнов, В. И. Вальчак, А. А. Евграфов и др.// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.226-234: ил. - Библиогр.: 2 назв. Г22716 ^ Прогноз перспективных ловушек и оценка их продуктивности на основе использования комплекса сейсмических технологий (КТ-сейсморазведка) / И. А. Чиркин, С. И. Шленкин, М. А. Черников, И. И. Богацкий// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.170-179: ил.,табл. - Библиогр.: 3 назв. -10060 Прогнозирование сложнопостроенных ловушек углеводородного сырья в клиноформных комплексах неоком-верхнеюрских отложений Большехетской впадины Западной Сибири на базе регионального сейсмогеологического анализа / В. А. Корнев, Б. В. Монастырев, В. Б. Козак и др.// Горн.ведомости. - 2009. - №4.-С.24-37:ил.,табл. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ. Г22716 Рудницкая Д.И. Использование системы РеапакРД при прогнозировании нефтегазоперспективных объектов на территории Восточной Сибири / Д. И. Рудницкая// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.296-302: ил. - Библиогр.: 6 назв. Б75457 ^ Рыхлинский Н.И. Метод становления поля с фокусировкой электрического тока для поисков скоплений углеводородов на суше и в глубоководных частях морского шельфа / Н. И. Рыхлинский, А. С. Лисин// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.152-160: ил. - Библиогр.: с.160. - Текст англ.: с.321-328. -9807 Савостьянов Н.А. Нефтегазовая геофизика сегодня:ситуация и пробл. / Н. А. Савостьянов// Геофизика. - 2009. - №4.-С.3-8:табл.,портр. -9714 Савостьянов Н.А. О проблемах нефтегазовой геофизики в России / Н. А. Савостьянов// Минер.ресурсы России:Экономика и упр. - 2009. - №4.-С.45-49:портр. - Рез.англ. -9741 Соболев И.С. Гамма-спектрометрические исследования поверхностных отложений нефтегазоносных площадей Западной и Средней Сибири / И. С. Соболев, Л. П. Рихванов// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №5.-С.31-37:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв. - Рез.рус.,англ.с.65. Б75457 Состояние разработки и перспективы использования новых мощных импульсных источников электрической энергии для геоэлектрических исследований земной коры и поиска углеводородов в глубоководных зонах морского шельфа / Э. А. Азизов, Д. Д. Малюта, А. С. Лисин и др.// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.145-151: табл. - Библиогр.: с.150-151. - Текст англ.: с.315-320. -9807 Структурно-тектоническое строение и оценка углеводородного потенциала Восточно-Камчатского прогиба по результатам сейсморазведки / Б. А. Канарейкин, О. М. Сагайдачная, С. В. Попруженко и др.// Геофизика. - 2009. - №1.-С.48-55,[1] л.ил.:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:18 назв.Восточно-Камчатский прогиб рассматривается как высокоперспективный на выявление УВ объектов, характерных для провинций, приуроченных к узким, интенсивно тектонизированным преддуговым и междуговым прогибам Тихоокеанской активной континентальной окраины. В 2005-2006 гг. на Усть-Камчатской площади были проведены региональные сейсморазведочные работы 2D. Полученные в результате работ волновое сейсмическое поле на разрезах 2D, построенная пластовая модель неконсолидированной коры и особенности строения надвиговых систем послужили основой для проведения структурно-тектонического районирования северного сегмента Восточно-Камчатского прогиба и осадочного чехла Тюшевского прогиба. Исследованная площадь Атьавай-Пикежским разломом разделяется на два блока: Столбовской и Усть-Камчатский. Мощность осадочного чехла увеличивается в северном направлении. Наибольшая мощность (5-7 км) отложений палеоцен-плиоцена отмечается на Столбовском блоке. Олигоцен-миоценовые отложения на Усть-Камчатском блоке дислоцированы и перекрыты алахтоном палеоценового возраста и плиоцен-четвертичными отложениями. Прогнозируется развитие олигоцен-миоценовых отложений под надвиговыми системами в пределах Алтынного прогиба. По проведенной оценке перспектив нефтегазоносности северного сегмента Восточно-Камчатского прогиба начальные суммарные ресурсы УУВ составляют 280 млн. т, в т.ч. в пределах Тюшевского прогиба – 116,9 млн. т. Первоочередным объектом нефтегазопоисковых работ является Столбовской участок Тюшевского прогиба с плотностью УУВ 123,8 тыс. т/км2. в южной части Столбовской депрессии рекомендуется заложение параметрической скважины. -10013 Тимонин Н.И. Строение литосферы и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона / Н. И. Тимонин// Литосфера. - 2009. - №2.-С.41-55:ил.,табл. - Библиогр.:42 назв. - Рез.англ. Г22716 Трехмерное геоиндикационное моделирование по гравитационным, магнитным и космогеологическим данным при поисках нефти и газа / Ю. Н. Гололобов, А. И. Атаков, А. А. Кирсанов, А. Н. Прудников// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.152-156: ил. - Библиогр.: 8 назв. -5995 Устинова В.Н. Сейсмоморфологические модели участков напряженно-деформированного состояния нефтегазоносных структур / В. Н. Устинова, В. Г. Устинов// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2009. - №1.-С.34-40:ил. - Библиогр.:28 назв. Б75457 Хоббс Б.А. Об использовании метода множественных электромагнитных переходных процессов (МТЕМ) для оконтуривания углеводородов / Б. А. Хоббс// Инновационные электромагнитные методы геофизики. - М.,2009. - С.82-93,[4]л.ил.: ил. - Библиогр.: с.92-93. - Текст англ.: с.248-263. Г22716 Шкварников С.Н. Линеаментный анализ геофизических полей с целью изучения разломной тектоники и прогноза нефтегазоперспективности / С. Н. Шкварников// Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха(Якутия)). - Новосибирск, 2009. - С.240-245: ил. - Библиогр.: 4 назв. -9741 ^ Ященко И.Г. Анализ статистической зависимости свойств тяжелых нефтей от уровня теплового потока на территориях Волго-Уральского,Западно-Сибирского и Тимано-Печорского бассейнов / И. Г. Ященко// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №4.-С.8-13:ил.,табл. - Библиогр.:21 назв. - Рез.англ. -1376 Ameen M.S. A new technology for the characterization of microfractured reservoirs: (test case: Unayzah reservoir, Wudayhi field, Saudi Arabia) / M. S. Ameen, E. A. Hailwood// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 1. - P.31-52: ill., tab. - Bibliogr.: p.51-52.Новая технология характеристики микротрещиноватых резервуаров: (тестовый прим.: резервуар Unauzah, месторождение Wudayhi, Саудовская Аравия).В этой статье приводится тестовый пример новой технологии, использующей искусственно усиленную анизотропию магнитной восприимчивости (EAMS) для характеристики микрораздробленных резервуаров. В этих резервуарах микротрещиноватость определяет пористость и/или проницаемость. Характеристика традиционными геологическими методами дорого стоит, затратна по времени и трудно оценима с точки зрения влияния тектонического разрушения на пористость и проницаемость. Для характеристики микротрещиноватости и определения ее вклада в пористость и проницаемость требуется эффективный метод. Технология EAMS, которую мы разработали и тестировали, позволяет проводить быстрый анализ, объединяющий геологию резервуара и инженерное дело. Нижняя часть резервуара Unauzah месторождения Wudayhi в Саудовской Аравии, где было изучено и установлено влияние трещиноватости на преобразование резервуара, была использована для развития и подтверждения EAMS технологии. Установленная с помощью EAMS линейная зона микродробления протягивается в восток-северо-восток - запад-юго-западном направлении и соответствует геологическому содержанию. Результаты эффективной пористости, полученные по определениям EAMS вдоль профиля, похожи на пористость, полученную традиционным путем. Открытая микротрещиноватость в тестированных образцах увеличивает оценку эффективной пористости резервуара до 36-50% в Unauzah-В/С. Это согласуется с фактом, что скважины в микротрещиноватых частях этих резервуаров продуктивнее, чем в нетрещиноватых в 4.5-14 раз. Установлен тренд максимальной проницаемости с анизотропией северо-восточного - юго-западного направления. Внедрение EAMS технологии на других месторождениях с микротрещиноватыми резервуарами будет прямо влиять на успешность эксплуатации и моделирования. -1376 Chalk porosity and sonic velocity versus burial depth: influence of fluid pressure, hydrocarbons, and mineralogy / I. L. Fabricius, L. Gommesen, A. Krogsboll, D. Olsen// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 2. - P.201-223: ill., tab. - Bibliogr.: p.222-223.Пористость и акустическая скорость мела и глубины захоронения: влияние давления флюидов, углеводородов и минералогии.Семьдесят образцов мела из четырех формаций из глубоководной части Северного моря были проанализированы для выявления того, как на соотношение пористости, акустических скоростей и глубины захоронения осадка влияют минералогические различия, давление флюидов и раннее внедрение нефти. Результаты показывают, что, с учетом давления флюидов и уменьшением поровых полостей, пористость и акустическая скорость напрямую зависят от глубины. Содержание в породе кварца до 10 % никак не влияет на процессы, в то время как присутствие глинистой составляющей более 5 % обусловливает снижение пористости и скорости. Воздействие минералогической составляющей различается для скорости продольных сейсмических волн и скорости скольжения таким образом, что для смектит-содержащего мела коэффициент Пуассона имеет большие значения для водонасыщенного осадка и небольшие значения для сухого осадка. Нефтеносный мел по сравнению с водонасыщенным мелом с такой же глубины обладает пористостью на (до) 25 пунктов выше, при этом акустические скорости практически одинаковы, из-за того, возможно, что углеводороды препятствуют заполнению пор цементом. Эти результаты позволяют уточнить исходные данные при сейсмическом инверсионном анализе. При описании процесса снижения пористости, следует, по всей видимости, пренебречь уменьшением объема пор, нивелируемым давлением флюидов, поскольку цементирующие ионы генерируются стилолитами, которые по механическим свойствам близки к трещинам. Установлено, что цементация происходит в относительно небольшом интервале глубин. -4139 Crosswell seismic imaging for deep gas reservoir characterization / G. Yu, B. Marion, B. Bryans и др.// Geophysics. - 2008. - Vol.73,N 6. - P.B117-B126: ill. - Bibliogr.: p.B125-B126.Межскважинное сейсмическое изображение для характеристики глубоких коллекторов газа. -9136 Estimation of gas hydrate concentration from multi-component seismic data at sites on the continental margins of NW Svalbard and the Storegga region of Norway / G. K. Westbrook, S. Chand, G. Rossi и др.// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 8. - P.744-758: ill.,tab. - Bibliogr.: p.757-758.Оценка концентрации газогидратов на основании многокомпонентных сейсмических данных на континентальных окраинах СЗ Свальбарда и региона Сторегга Норвегии.С целью выяснения возможностей использования сейсмических данных, полученных по скважинам, для определения концентраций метана под поверхностью морского дна на одном из участков западного Свальбарда и на северной окраине оползня Сторегга (Норвегия) были проведены сейсмические исследования высокого разрешения с использованием сети близко расположенных четырехкомпонентных донных океанических сейсмографов. Для определения скоростей продольных (VP) и поперечных (VS) сейсмических волн, данные были обработаны с использованием трехмерной томографии времени перемещения, двухмерной инверсии траектории луча и одномерной инверсии формы сигнала. На СЗ Свальбарда положительные аномалии VPнад кажущейся отражающей сейсмической границей дна (BSR) указывают на присутствие газогидратов. Содержащая свободный газ зона мощностью до 150 м, залегающая под BSR, определяется по резкому уменьшению VP при незначительном уменьшении VS. На участке Сторегга латеральные и вертикальные вариации VP и VS, а также колебания амплитуды и полярности рефлекторов указывают на гетерогенное распределение гидратов, что обусловлено переходным стратиграфическим распределением свободного газа под BSR. Отклонения содержания газогидратов оценивалось с использованием различных моделей влияния газогидратов на сейсмические свойства осадочных толщ и различных алгоритмов расчета сейсмических скоростей в этих толщах. Ошибка в определении средней VP составляет 2,5 % на 20 м мощности (95 % достоверности); что соответствует 3 % содержанию газогидратов при образовании ими взаимосвязанной сети и 7 % при смешанном «сетевом» и «поро-заполняющем» распределении. При оценке с помощью различных методик концентрация газогидратов в 90-метровой зоне над BSR на СЗ Свальбарда составляет от 6 до 12 % в зависимости от рассматриваемой модели их распределения. В районе Сторегга в 120-метровой зоне над BSR их концентрация, согласно тем же расчетам, варьирует от 10 до 20 %. На основании одних сейсмических данных с достаточной уверенностью можно определять лишь среднее содержание газогидратов в широком интервале разреза, охватывающего больше одного слоя. В проведенном исследовании 20-метровый интервал (эквивалентный 2-5 слоям использованной модели) оказался наименьшим, для которого определение содержания гидратов является целесообразным. Если мощность переслаивающихся пластов менее 20 м, концентрация газогидратов в каждом слое может значительно отличаться в большую или меньшую сторону от средних значений, определенных по сейсмическим данным. -9136 Exploration for gas hydrates in the deepwater, nothern Gulf of Mexico: Part I. A seismic approach based on geologic model, inversion, and rock physics principles / J. Dai, F. Snyder, D. Gillespie и др.// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 9. - P.830-844: ill.,tab. - Bibliogr.: p.843-844.Разведка газогидратов на глубоководье севера Мексиканского залива: часть I. Сейсмический подход, основанный на принципах геологической модели, инверсии и физических свойств пород.Для локализации скоплений морских газогидратов использован пятиступенчатый алгоритм анализа высококачественных сейсмических материалов. Этот алгоритм включает: -перевод сейсмических данных в более высокое разрешение; -детальная стратиграфическая оценка и интерпретация данных для выявления вероятных зон присутствия газогидратов; -атрибутивный сейсмический анализ для дальнейшего оконтуривания этих зон; -сейсмическая инверсия для определения параметров упругости этих зон в трех измерениях (3D); -количественная оценка насыщенности этих зон газогидратами по сейсмическим данным на основе инверсии и физических свойств пород. Были использованы сейсмические данные по Каньону Кетли 151 и Долине Атвотер 14 на севере Мексиканского залива. Хотя тщательный анализ указал на присутствие кажущейся отражающей сейсмической границы дна (BSR), данное исследование для выявления присутствия газогидратов в этих районах опиралось на совокупность других сейсмических данных (присутствие газовых «труб», сейсмически прозрачных зон, других характеристик, ассоциирующихся с нефтеносными системами). Для создания реалистичной модели содержащего газогидраты осадочного комплекса были использованы данные по скважинам в районах дельты МакКензи (Канада) и Блэк Ридж (атлантическая окраина ЮВ США), экстраполированные с учетом особенностей изучаемого района. Эта модель была использована для оценки насыщенности газогидратами материнских пород на рассматриваемых участках Мексиканского залива с использованием оценки скоростей продольных (Р-волны) и поперечных (S-волны) волн при инверсии отражающих сейсмических данных. Предлагаемая методика может быть использована для получения предварительной информации при выборе мест заложения новых скважин и планировании дальнейших исследований содержащих газогидраты отложений в пограничных районах, по которым отсутствуют буровые данные, а литологические характеристики пород слабо изучены. -8839 Geochemical and geophysical anomalies at the Zdanice oil-and gasfield, SE Czech Republic / M. Matolin, M. Abraham, J. Hanak и др.// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.97-108: ill., tab. - Bibliogr.: p.107-108.Геохимические и геофизические аномалии на нефтегазовом месторождении Zdanice в Чешской Республике. Нефть на месторождении Zdanice в Чешской Республике залегает на глубине около 900 метров в выветрелых докембрийских гранитоидах и нижнемиоценовых песчаниках и конгломератах. Третичные аргиллиты, алевролиты и песчаники формируют кровлю ловушки. Поверхностная гаммаспектрометрия, проведенная вдоль двух профилей через месторождение (6.880 м и 8.335 м длиной, соответственно) обнаружила заметное снижение содержаний К, U, Th относительно фона. Это может быть объяснено усилением выщелачивания эт