ИЗУЧЕНИЕ ЛЮМИНЕСЦЕНТНО-БИТУМИНОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ОТЛОЖЕНИЙ ДОМАНИКОВОГО ТИПА НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Аннотация


Сокращение ресурсной базы нефти и газа в старых нефтегазодобывающих районах, к числу которых относится и Пермский край, приводит к необходимости детального изучения процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Успешное прогнозирование нефтегазоносности невозможно без изучения геохимических свойств нефтегазоматеринских отложений. Определение содержания рассеянного органического вещества в породе, степени битуминозности пород, компонентного состава органического вещества позволяет оценивать генерационный потенциал отложений и использовать его для прогноза нефтегазоносности территории. На территории Пермского края к нефтегазоматеринским относятся отложения доманикового типа, которые считаются основным источником углеводородов для нефтегазоносных комплексов Пермского края. К отложениям доманикового типа (формации) относятся саргаевский и доманиковый горизонты среднефранского подъяруса, мендымский горизонт и верхняя нерасчлененная толща верхнефранского подъяруса, а также фаменский и турнейский ярусы. Данные отложения связаны с развитием Камско-Кинельской системы прогибов. В статье выполнены статистический анализ химико-битуминологических характеристик отложений доманикового типа, рассмотрены зависимости между данными геофизических исследований скважин (ГИС) и результатами люминесцентно-битуминологических исследований, построены многомерные статистические модели прогноза содержания органического углерода по данным ГИС, построены карты содержания органического углерода по полученным моделям. В результате проведенных исследований было установлено, что в пределах всей толщи очень хорошими нефтематеринскими свойствами обладают отложения доманикового времени. Благодаря применению многомерных статистических моделей и построению карт содержания органического углерода было выявлено, что повышенные концентрации органического вещества в доманиковом горизонте наблюдаются в северо-восточной, центральной и южной частях Пермского края.


Полный текст

Введение Геохимическая характеристика органического вещества является основой осадочно-миграционной теории нефтеобразования. Детальное изучение люминесцентно-битуминологических характеристик органического вещества (ОВ) позволило во многих нефтегазоносных районах, областях и провинциях уточнить генерационный потенциал нефтематеринских толщ, особенности миграции ОВ в нефтегазоносных комплексах и спрогнозировать залежи углеводородов [1-9]. Поэтому изучение данных характеристик для отложений доманикового типа Пермского края играет немаловажную роль. Отложения доманикового типа связаны с развитием Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП). Накопление осадков происходило с саргаевского по раннетурнейское время включительно. К отложениям доманикового типа (формации) относятся саргаевский и доманиковый горизонты среднефранского подъяруса, мендымский горизонт и верхняя нерасчлененная толща верхнефранского подъяруса, а также фаменский и турнейский ярусы. В общем виде доманиковые отложения представлены битуминозными глинистыми темно-серыми, почти черными известняками, переслаивающимися с мергелями того же цвета, известково-глинисто-кремнистыми сланцами и кремнями [6-13]. С целью изучения геохимических особенностей доманиковых отложений были привлечены результаты люминесцентно-битуминологического анализа 313 образцов горных пород доманикоидной формации, отобранных из керна 88 скважин 75 разведочных площадей. Основными геохимическими показателями, определяемыми при химико-битуминологи-ческих исследованиях, являются содержание в породе рассеянного органического вещества (РОВ, %), органического углерода (Сорг, %), нерастворимого остатка породы (НО, %), петролейно-эфирного битумоида (Бпэ, %), хлороформенного битумоида (Бхб, %), спиртобензольного битумоида (Бсб, %), гуминовых кислот (Гк, %), а также битумоидный коэффициент (β, %) [14-20]. Статистический анализ химико-битуминологических показателей отложений доманикового типа В табл. 1 представлены основные статистические характеристики [21-26] геохимических показателей отложений доманикового типа для разных тектонических элементов I порядка. По таблице видно, что наибольшее содержание органического углерода (Сорг = 5,59 %) и, следовательно, рассеянного органического вещества (РОВ = 7,08 %) наблюдается для территории Соликамской депрессии. Объяснением данного факта служит то, что данная территория в период развития ККСП в большей своей части располагалась в области депрессионных некомпенсированных впадин и прогибов, благоприятных для аккумуляции и консервации органического вещества. Значение битумоидного коэффициента (β = 15,68 %) при высоком содержании органического вещества (Сорг = 5,59 %) говорит о наличии миграционных битумоидов [17, 27]. Высокая концентрация хлороформен-ного битумоида (Бхб = 1,06 %), а также большое значение коэффициента нейтральности (Кн = 3,44) свидетельствуют о значительной восстановленности битумоидов и их нефтяном характере. Также стоит отметить высокий процент нерастворимого остатка породы (НО = 52,44 %), который является наибольшим среди рассматриваемых тектонических элементов. Если принять тот факт, что осадки накапливались в большей своей части в депрессионных зонах ККСП, то можно предположить, что в объеме нерастворимого остатка породы присутствует значительная доля пелитовой фракции обломочных пород (глинистые частицы). Наличие данной фракции благоприятствует адсорбции органического вещества на поверхности частиц и его сохранению. Таблица 1 Основные статистические характеристики геохимических показателей отложений доманикового типа тектонических структур I порядка Тектонический элемент Сорг, % РОВ, % Бпэ, 10-2 % Бхб, 10-2 % Бсб, 10-2 % Гк, 10-2 % НО, % β, % Кн (Бхб/Бсб) Башкирский свод 3,30 ± 3,02 0,06-12,48 4,15 ± 3,84 0,06-16,60 3,58 ± 5,26 0,00-15,60 141,63 ± 205,43 0,00-500,00 41,74 ± 61,34 1,00-335,00 0,24 ± 0,28 0,00-1,00 19,98 ± 17,59 0,53-57,60 39,46 ± 34,23 0,34-100,00 3,23 ± 5,24 0,10-24,04 Бымско-Кунгурская моноклиналь 4,61 ± 2,82 1,93-17,24 5,60 ± 3,33 2,28-20,34 4,16 ± 3,83 0,12-15,60 140,50 ± 146,04 3,00-500,00 100,99 ± 95,73 8,00-500,00 0,10 ± 0,28 0,00-11,80 37,57 ± 18,17 4,80-97,30 26,63 ± 24,02 0,83-100,00 3,15 ± 5,61 0,25-32,05 Верхнекамская впадина 4,46 ± 3,23 0,05-17,5 5,92 ± 4,46 0,05-23,28 6,60 ± 14,34 0,00-80,00 94,32 ± 140,70 0,00-500,00 72,54 ± 82,81 0,25-335,00 0,82 ± 2,15 0,00-11,80 48,25 ± 33,01 6,26-98,40 19,84 ± 25,38 0,34-100,00 1,44 ± 2,27 0,19-8,00 Висимская моноклиналь 5,26 ± 6,56 0,05-24,33 6,95 ± 8,73 0,05-32,36 1,64 ± 2,23 0,01-8,00 49,32 ± 75,75 1,00-250,00 16,56 ± 8,34 2,00-31,30 1,01 ± 2,34 0,00-8,00 51,70 ± 35,00 0,51-98,72 11,81 ± 14,00 0,48-44,44 2,32 ± 2,97 0,17-10,64 Передовые складки Урала 4,07 ± 3,39 1,62-16,19 5,27 ± 4,29 1,92-20,24 0,25 ± 0,22 0,01-0,50 15,01 ± 28,08 0,12-125,00 11,39 ± 8,98 0,25-31,30 0,27 ± 0,42 0,00-1,00 50,34 ± 21,76 15,95-89,53 5,23 ± 14,95 0,04-4,99 1,41 ± 1,06 0,48-3,99 Соликамская депрессия 5,59 ± 6,38 1,08-46,14 7,08 ± 7,98 1,17-57,68 2,20 ± 3,87 0,00-20,00 105,64 ± 171,22 1,00-500,00 41,61 ± 47,96 2,00-214,00 2,52 ± 6,13 0,00-3,13 52,44 ± 32,51 3,46-99,62 15,68 ± 24,78 0,26-94,58 3,44 ± 6,20 0,19-32,05 Примечание: здесь и в табл. 2 в числителе - среднее арифметическое значение ± среднеквадратическое отклонение; в знаменателе - размах значений (min - max). Наименьшее содержание органического углерода (Сорг = 3,30 %) и, следовательно, рассеянного органического вещества (РОВ = 4,15 %) наблюдается для территории Башкирского свода. С саргаевского времени по турнейский век влючительно на данной территории преобладали фациальные условия мелководного шельфа и платформенных лагун. Большое значение битумоидного коэффициента (β = 39,46 %) подтверждает высокую долю эпигенетичных битумоидов [17, 18]. Высокая концентрация хлорофор-менного битумоида (Бхб = 1,42 %), а также большое значение коэффициента нейтральности (Кн = 3,23) свидетельствуют о значительной восстановленности битумоидов и их нефтяном характере. Также стоит отметить низкий процент нерастворимого остатка породы (НО = 19,98 %), который является наименьшим среди рассматриваемых тектонических элементов. Для определения автохтонности и аллохтонности битумоидов применяют закономерность (график) Успенского - Вассоевича. На рис. 1 отображено корреляционное поле между показателями β и Cорг. Большая часть исследуемых образцов пород доманиковых отложений на территории Пермского края характеризуется содержанием аллохтонных битумоидов. Рис. 1. Корреляционное поле между показателями β и Cорг (для отложений доманикового типа в целом). Пунктирная линия разделяет аллохтонные и автохтонные битумоиды [12] В табл. 2 приведены основные статистические характеристики геохимических показателей изучаемых отложений. Проведенный анализ показывает, что среди всех изучаемых отложений доманикового типа доманиковый горизонт характеризуется максимальными средними значениями практически по всем геохимическим показателям: Сорг = 5,66 %, Бпэ = 0,06 %, Бхб = 2,11 %, Бсб = 1,13 %, β = 33,68 %, РОВ = 7,11 %. По классификации К.Ф. Родионовой доманиковый горизонт относится к категории очень хороших нефтематеринских пород [28]. Таблица 2 Основные статистические характеристики геохимических показателей саргаевского, доманикового и мендымского горизонтов, нерасчлененной толщи верхнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов Стратиграфическое подразделение Сорг, % НО, % Бпэ, % Бхб, % Бсб, % Гк, 10-2 % β, % Кн (Бхб/Бсб) РОВ, % C1t 3,38 ± 3,05 0,05-17,50 48,64 ± 35,38 0,53-99,50 0,02 ± 0,04 0,00-0,24 0,24 ± 0,65 0,00-5,00 0,25 ± 0,38 0,00-2,14 0,95 ± 2,36 0,00-15,60 11,84 ± 19,92 0,26-86,87 1,30 ± 3,66 0,17-30,83 4,52 ± 4,06 0,05-23,28 D3fm 4,68 ± 7,24 0,05-46,14 46,76 ± 33,39 0,51-99,62 0,02 ± 0,03 0,00-0,16 0,58 ± 1,22 0,01-5,00 0,20 ± 0,25 0,02-1,48 1,52 ± 5,42 0,00-31,30 17,57 ± 24,72 0,41-100,00 2,65 ± 5,41 0,13-32,05 6,03 ± 9,29 0,05-57,68 D3f3 3,29 ± 2,50 0,29-12,48 32,41 ± 20,34 3,02-8 4,39 0,01 ± 0,01 0,00-0,05 0,35 ± 1,03 0,00-5,00 0,25 ± 0,28 0,00-0,83 0,51 ± 1,69 0,00-8,00 10,06 ± 18,27 0,00-78,76 1,56 ± 4,42 0,00-21,28 4,49 ± 3,40 0,29-16,60 D3mn 3,63 ± 2,15 0,57-9,92 29,68 ± 20,40 5,35-97,3 0,03 ± 0,08 0,00-0,31 1,19 ± 1,77 0,00-5,00 0,54 ± 0,42 0,00-1,48 0,59 ± 0,13 0,00-11,80 28,38 ± 34,20 0,00-100,00 3,39 ± 6,60 0,25-32,05 4,63 ± 2,68 0,57-12,40 D3dm 5,66 ± 3,22 0,51-20,25 38,21 ± 20,52 4,41-95,68 0,06 ± 0,10 0,00-0,80 2,11 ± 1,88 0,00-5,00 1,13 ± 1,03 0,04-5,00 0,20 ± 0,51 0,00-4,00 33,68 ± 28,44 0,33-100,00 3,93 ± 5,38 0,25-24,04 7,11 ± 3,78 0,51-23,90 D3sr 4,90 ± 3,61 0,44-16,19 43,07 ± 29,05 7,71-98,95 0,06 ± 0,06 0,00-0,16 2,08 ± 2,19 0,01-5,00 0,70 ± 1,12 0,06-5,00 0,72 ± 2,55 0,00-11,80 31,79 ± 36,10 0,55-100,00 4,71 ± 5,53 0,13-15,97 6,50 ± 4,79 0,44-20,24 Определение статистических связей между данными ГИС и результатами битуминологических исследований отложений доманикового типа В данной работе результаты люминесцентно-битуминологического анализа доманиковых отложений сопоставлялись с данными геофизических методов исследования скважин (ГИС) по следующим методам: · гамма-каротаж (ГК); · нейтронный гамма-каротаж (НГК); · плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКП); · нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТб - большой зонд и НКТм - малый зонд); · акустический каротаж (АК). Возможность применения методов ГИС для оценки содержания органического углерода приведена в работах [29-38]. Для приведения кривых ГИС к общему виду и исключения влияния единиц измерения, различных дат проведения исследований и разных скважинных приборов данные ГИС предварительно были стандартизованы по следующей формуле: xст = (xi - xср. знач) / xско, где xст - стандартизованное значение показания метода ГИС; xi - i-е показание метода ГИС; xср. знач - среднее арифметическое значение показаний метода ГИС по всей доманикоидной формации; xско - среднеквадратическое отклонение показаний метода ГИС для всей доманикоидной формации. Применение данной формулы позволяет сократить единицы измерения для каждого вида ГИС, так как один и тот же метод ГИС может обладать разными единицами измерения. Отсутствующие кривые ГИС в некоторых скважинах рассчитывались с помощью регрессионного анализа [21, 25-26, 39]. С целью определения связей между геохимическими показателями и данными ГИС построена корреляционная матрица для доманиковых отложений в целом на территории Пермского края (табл. 3). Таблица 3 Корреляционная матрица между данными ГИС и геохимическими показателями отложений доманикового типа на территории Пермского края Показа-тели Сорг, % НО, % Бпэ, % Бхб, % Бсб, % Гк, % β, % Кн (Бхб/Бсб) РОВ, % ГК 0,31* 0,37* 0,47* 0,54* 0,52* -0,13 0,29* 0,32* 0,42* НГК -0,25* -0,23 -0,38* -0,46* -0,40* 0,06 -0,35* -0,28* -0,32* НКТб -0,45* 0,09 0,21 -0,23 0,10 -0,06 -0,32 -0,35 0,09 НКТм -0,30* 0,07 0,33 -0,08 0,30 -0,08 -0,21 -0,31 0,08 ГГКП -0,50* 0,08 -0,06 0,04 -0,12 -0,02 0,04 0,08 -0,06 ΔTпр 0,41* 0,23 0,23* 0,38* 0,33* -0,07 0,22 0,29* 0,23 Примечание: * - статистически значимые коэффициенты корреляции (р < 0,05). Согласно табл. 3, 23 парных коэффициента корреляции из 54 являются статистически значимыми. Наиболее высокие коэффициенты корреляции установлены между следующими парами показателей: Бхб и ГК (r = 0,54); Бcб и ГК (r = 0,52); Сорг и ГГКП (r = -0,50). Построение многомерных статистических моделей прогноза содержания органического углерода (Сорг) Так как содержание органического углерода в отложениях доманикового типа характеризуется экспоненциальным распределением, то значения Сорг были прологарифмированы (ln(Cорг)). В результате применения пошагового регрессионного анализа [40] были получены модели прогноза ln(Cорг) для изучаемых отложений в целом, а также для доманикового горизонта соответственно: ln(Cорг) = 0,62360 - 1,26968 НКТб + + 0,64468 НКТм - 0,36478 ГГКП - - 0,17218 ГК, R2 = 0,497, F(4,468) = 115,66, p < 10-5; ln(Cорг) = 0,94253 - 1,20507 НКТб + + 0,45769 НКТм - 0,22918 ГГКП - - 0,12646 ГК, R2 = 0,497, F(4,202) = 49,945, p < 10-5. По приведенным многомерным моделям видно, что наибольшее влияние на прогноз ln(Cорг) оказывают показания НКТб, характеризующие водородосодержание горных пород [16]. Пониженные значения НКТб указывают на наличие пустот в породе и возможность накопления в них органического вещества. Положительный угловой коэффициент при показаниях НКТм возникает за счет того, что данный метод вносит коррекцию в модель (измеряет свойства призабойной зоны пласта). Обратная связь между Сорг и ГГКП объясняется тем, что при повышении плотности породы сокращается объем пустот и, следовательно, количествоорганического вещества. Наличие отрицательного углового коэффициента при ГК связано с тем, что отложения доманикового типа представлены преимущественно карбонатами, в различной степени глинистыми и битуминозными. По скважинным кривым ГИС, используя полученные модели, рассчитывались значения ln(Cорг), которые приводились к истинным значениям Cорг, а затем производилось осреднение значений Cорг по разрезу в скважине для построения карт. Анализ изменения содержания органического углерода в отложениях доманикового времени на территории Пермского края В результате применения многомерных моделей были построены карты содержания органического углерода для доманиковых отложений в целом (рис. 2, а) и доманикового горизонта (рис. 2, б). В качестве примера приведем описание карты содержания органического углерода в отложениях доманикового времени. Анализ рис. 2, б показал, что отложения семилукского времени в большинстве своем относятся к категории доманикитов (Сорг > 5 %). Участки с повышенным содержанием органического углерода отмечаются: в юго-восточной и северо-восточной части Ракшинской седловины в Лысехинской скв. № 10 (Сорг = 16,4 %) и в Долгановской скв. № 1 (Сорг = 16,35 %) соответственно; в южной части Пермского свода в Осинской скв. № 1 (Сорг = 14,63 %), приуроченной к внешней прибортовой зоне ККСП; в северной и южной частях Бабкинской седловины в Туркинской скв. № 53 (Сорг = 15,3 %) и Качинской № 574 (Сорг = 14,58 %) соответственно, приуроченных к внутренней прибортовой зоне ККСП; в южной части Бымско-Кунгурской моноклинали в Дороховской скв. № 1 (Сорг = 17,3 %), приуроченной к внешней прибортовой зоне ККСП. На территории Башкирского свода высокие значения имеются в северной и восточной частях в Чайкинской скв. № 93 (Сорг = 15,35 %) и в Шуртанской № 152 (Сорг = 17,93 %) соответственно, приуроченных к внутренней прибортовой зоне ККСП, а также в западной части в Дубовогорской скв. № 2 (Сорг = 17,2 %), приуроченной к внутренней прибортовой зоне ККСП. Минимальное содержание органического углерода характерно: для северной и южной частей Верхнекамской впадины в Очерской скв. № 1 (Сорг = 1,43 %) и Кирилловской скв. № 101 (Сорг = 1,46 %) соответственно; для центральной части Ракшинской седловины в Гаринской скв. № 62 (Сорг = 1,56 %). Карта среднего содержания органического углерода (см. рис. 2, а) в отложениях доманикового типа в целом (С1t-D3sr) характеризуется меньшей дифференциацией значений, при этом в трех скважинах получены локальные пики высокой концентрации Сорг (на территории северной части Верхнекамской впадины, центральной части Бабкинской седловины и Соликамской депрессии). Рис. 2. Карта среднего содержания органического углерода (Сорг, %) в отложениях доманикового типа в целом (С1t-D3sr) (а) и семилукского (доманикового) времени (D3dm) (б) на территории Пермского края. Тектонические элементы: ВЗД - Вятская зона дислокаций; ВКВ - Верхнекамская впадина; Т - Тиманский кряж; ЦУП - Центрально-Уральское поднятие; ВП - Вычегодский прогиб; БС - Башкирский свод; ВисМ - Висимская мноклиналь; ВПД - Верхнепечерская депрессия; ЮСД - Юрюзано-Сылвенская депрессия; КЧС - Косьвинско-Чусовская седловина; КолС - Колвинская седловина; СолД - Соликамская депрессия; КВСЗ - Кожимско-Вишерская структурная зона; ЯЧСЗ - Язьвенско-Чусовская структурная зона; КС - Камский свод; БаС - Бабкинская седловина; БКМ - Бымско-Кунгурская моноклиналь; ПС - Пермский свод; РакС - Ракшинская седловина Выводы 1. Установлено, что в пределах Пермского края наилучшие химико-битуминологические показатели в целом по отложениям доманикового типа характерны для территории Соликамской депрессии. 2. В отложениях доманикового типа наблюдается преобладание аллохтонных битумоидов над автохтонными. 3. В пределах всей толщи доманиковых отложений доманиковый горизонт характеризуется наилучшими геохимическими показателями и по классификации К.Ф. Родионовой относится к категории очень хороших нефтематеринских пород. 4. Построены многомерные статистические модели прогноза содержания органического углерода Сорг в целом для отложений доманикового типа и отдельно для доманикового горизонта. 5. В результате применения многомерных моделей построены карты среднего содержания органического углерода по территории Пермского края с учетом данных ГИС.

Об авторах

Александр Вячеславович Разницын

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: alexandrraznitsyn@gmail.com
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

аспирант кафедры нефтегазовых технологий

Олег Александрович Мелкишев

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: melkishev@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

кандидат технических наук, доцент кафедры геологии нефти и газа

Список литературы

  1. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти: пер. с англ. / пер. А.И. Конюхов, Г.В. Семерникова, В.В. Чернышева; под ред. Н.Б. Вассоевича, Р.Б. Сейфуль-Мулюкова. - М.: Мир, 1981. - 504 с.
  2. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. - М.: Наука, 1986. - 368 с.
  3. Галкин В.И., Кочнева О.Е. Геология и геохимия нефти и газа: учеб.-метод. пособие. - Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. - 173 с.
  4. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А, Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края / ОАО «ВНИИОЭНГ». - М., 2010. - 335 с.
  5. Неручев С.Г., Рогозина Е.К. Нефтегазообразованние в отложениях доманикового типа. - Л.: Недра, 1986. - 247 с.
  6. Гаврилов В.П., Галушкин Ю.И. Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (бассейновое моделирование): учеб. для вузов. - М.: Недра, 2010. - 227 с.
  7. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. - 2 ed. - Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, 1984. - 699 p.
  8. Hunt J.M. Petroleum geochemistry and geology. - 2 ed. - New York, 1996. - 743 p.
  9. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source-rock geochemistry // The Petroleum System-From Source to Trap / Eds. L.B. Magoon, W.G. Dow; American Association of Petroleum Geologists Memoir. - 1994. - Vol. 60. - P. 93-120.
  10. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков, А.Х. Богомолов, Т.А. Кирюхина, Н.И. Коробова, Т.А. Шарданова, А.А. Суслова, Р.С. Сауткин, Е.Н. Полудеткина, Е.В. Козлова, Д.В. Митронов, Ф.В. Коркоц // Георесурсы. - 2015. - № 2 (61). - С. 77-86. doi: 10.18599/grs.61.2.7
  11. Отложения доманикового типа - возможный источник нетрадиционных углеводородов для Пермского края: обзор, перспективы, рекомендации / М.А. Носов, В.И. Галкин, С.Н. Кривощёков, О.А. Мелкишев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 10. - С. 90-91.
  12. Проведение комплексных геохимических исследований доманикитов верхнего девона с целью оценки перспектив добычи сланцевого газа и сланцевой нефти на территории Республики Татарстан: отчет о НИР / Казан. федер. ун-т, рук. Н.Ю. Ильин, исполн.: Н.Ю. Ильин [и др.]. - Казань, 2013. - 71 с.
  13. Белоконь Т.В., Кутуков А.В. Условия нефтеобразования в верхнедевонских нижне-среднекаменноугольных карбонатных комплексах Волго-Вятского района // Геология нефти и газа. - 1984. - № 2. -С. 52-56.
  14. Исаев В.П. Геохимия нефти и газа: курс лекций. - Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2010. - 197 с.
  15. Васильев В.В. Методы оценки качества нефтегазоматеринских пород: учеб. пособие. - Ухта: Ухтин. гос. техн. ун-т, 2012. - 56 с.
  16. Баранова Т.Э., Ильина А.А., Фроловская В.Н. Руководство по методике люминесцентно-битуминологических исследований. - Ленинград: Недра, 1966. - 112 с.
  17. Геология и геохимия нефти и газа: учеб. / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин; под ред. Б.А. Соколова. - М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 2000. - 384 с.
  18. Козлова И.А., Галкин В.И., Ванцева И.В. К оценке перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии с помощью геолого-геохимических характеристик нефтегазоматеринских пород // Нефтепро-мысловое дело. - 2010. - № 7. - С. 20-23.
  19. Неручев С.Г. Нефтематеринские свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 201 с.
  20. Charsky A., Herron S. Accurate, direct total organic carbon (TOC) log from a new advanced geochemical spectroscopy tool: comparison with conventional approaches for TOC estimation // Search and Discovery. - 2013. - July 31. - 17 p.
  21. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии. - М.: Недра, 1990. - Кн. 1 и 2. - 426 с.
  22. Орлов А.И. Прикладная статистика: учеб. - М.: Экзамен, 2006. - 672 с.
  23. Кобзарь А.И. Прикладная математи-ческая статистика: для инженеров и научных работников. - М.: Физматлит, 2012. - 816 с.
  24. Справочник по математическим методам в геологии / Д.А. Родионов, Р.И. Коган, В.А. Голубева [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 335 с.
  25. Davis J.C. Statistics and data analysis in geology. - 3rd ed. - John Wiley & Sons, 2002. - 656 p.
  26. Isaaks E.H., Srivastava R.M. An introduction to applied geostatistics. - Oxford: University Press, 1989. - 561 p.
  27. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, З.А. Табасаранский, М.В. Бордовская, А.К. Мальцева; под ред. А.А. Бакирова, З.А. Табасаранского. - М.: Недра, 1982. - 288 с.
  28. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. - М.: Недра, 1981. - 367 с.
  29. Dewan J.T. Essentials of modern open-hole log interpretation. - PennWell Books, 1983. - 361 p.
  30. Kang Chen, Jinchuan Zhang, Xuan Tang. Shale oil and gas well logging evaluation in liaohe depression // International Forum on Energy, Environment Science and Materials, 2015 International Forum on Energy, Environment Science and Materials. doi: 10.2991/ifeesm-15.2015.37
  31. Mahmood M.F., Ahmad Z., Ehsan M. Total organic carbon content and total porosity estimation in unconventional resource play using integrated approach through seismic inversion and well logs analysis within the Talhar Shale, Pakistan // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2018. - 52. - P. 13-24. doi: 10.1016/j.jngse.2018.01.016
  32. TOC determination of Gadvan Formation in South Pars Gas field, using artificial intelligent systems and geochemical data / Mehdi Khoshnoodkia, Hassan Mohseni, Omeid Rahmani, Akbar Mohammadi // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2011. - Vol. 78, iss. 1. - P. 119-130. doi: 10.1016/j.petrol.2011.05.010
  33. Results of combined investigations of domanic formation with continuous thermal core profiling / E.Y. Popov, Y.A. Popov, A.V. Gabova, E.M. Chekhonin, R.A. Romushkevich, M.Y. Spassenykh, V.P. Stenin, E.Y. Kozlova, S.V. Deliya, T.R. Shayakhmetov, K.A. Drandusov // Geomodel 2017 - 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development. - 2017. - September. doi: 10.3997/2214-4609.201702291.
  34. A workflow to evaluate mineralogy, porosity, TOC, and hydrocarbon volume in the Eagle Ford Shale / J. Quirein, G. Praznik, J. Galford, S. Chen, E. Murphy, J. Witkowsky // SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition-Asia Pacific, 11-13 November. - Brisbane, 2013. - P. 189-205. doi: 10.2118/167012-MS
  35. Methods of calculating total organic carbon from well logs and its application on rock’s properties analysis [Электронный ресурс] / S.Z. Sun, Y. Sun, C. Sun, Z. Liu, N. Dong // Search and Discovery. - 2014. - Article № 41372 - URL: http://www.searchanddisco-very.com/documents/2014/41372sun/ndx_sun.pdf (дата обращения: 11.06.2018).
  36. Predicting distribution of total organic carbon (TOC) and S2 with Δ Log resistivity and acoustic impedance inversion on Talang Akar Formation, Cipunegara Sub Basin, West Java / T.C. Atarita, D.A. Karlina, S. Nuratmaja, A. Puspitasari, B.J. Santosa // Procedia Engineering. - 2017. - Vol. 170. - P. 390-397. doi: 10.1016/j.proeng.2017.03.063
  37. Prediction model of total organic carbon content on hydrocarbon source rocks in coal measures based on geophysical well logging Meitan Xuebao / P. Wang, S.-P. Peng, W.-F. Du, F.-S. Feng // Journal of the China Coal Society. - 2017. - 42 (5). - P. 1266-1276. doi: 10.13225/j.cnki.jccs.2016.1237
  38. Source rock formation evaluation using TOC & Ro log model based on well-log data procesing: study case of Ngimbang formation, North East Java basin / Yosar Fatahillah, Widya Utama, Kukuh Suprayogi, Anik Hilyah, Iqbal Maulana // MATEC Web Conf. - 2017. - Vol. 101. doi: 10.1051/matecconf/201710104016
  39. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. Множественная регресссия. - 3-е изд. - М.: Диалектика, 2007. - С. 912.
  40. Косков В.Н. Геофизические исследования скважин: учеб. пособие. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2004. - 122 с.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 383

PDF (Russian) - 177

PDF (English) - 97

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Разницын А.В., Мелкишев О.А., 2019

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах