Простийпошук |
Розширенийпошук |
Покажчики
|
Професійний пошук |
Рубрикатор НБУВ |
Розподілений пошук |
Бази даних
Наукова періодика України - результати пошуку
Книжкові видання та компакт-дискиЖурнали та продовжувані виданняАвтореферати дисертаційРеферативна база данихНаукова періодика УкраїниТематичний навігаторАвторитетний файл імен осіб
 |
Для швидкої роботи та реалізації всіх функціональних можливостей пошукової системи використовуйте браузер "Mozilla Firefox" |
|
|
Повнотекстовий пошук
| Знайдено в інших БД: | Книжкові видання та компакт-диски (21) | Реферативна база даних (26) |
Список видань за алфавітом назв: Авторський покажчик Покажчик назв публікацій  |
Пошуковий запит: (<.>A=Исаев В$<.>) | ||||
|
Загальна кількість знайдених документів : 21 Представлено документи з 1 до 20 |
||||
| ||||
| 1. | Черний В. И. Лечение хронического болевого синдрома у онкологических больных [Електронний ресурс] / В. И. Черний, В. Г. Бондарь, Д. А. Шкарбун, Т. И. Терен, В. П. Исаев, С. В. Кагадеева // Архив клинической и экспериментальной медицины. - 2013. - Т. 22, № 1. - С. 25-27. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/akiem_2013_22_1_8 | |||
| 2. | 
Исаев В. Д. Звуковий ряд "Вишневого саду" [Електронний ресурс] / В. Д. Исаев, С. А. Скопіна // Гілея: науковий вісник. - 2014. - Вип. 84. - С. 419-422. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gileya_2014_84_108 | |||
| 3. | 
Попов С. А. Моделирование нафтидогенеза Южного Ямала [Електронний ресурс] / С. А. Попов, В. И. Исаев // Геофизический журнал. - 2011. - Т. 33, № 2. - С. 80-104. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2011_33_2_8 Розроблені комп'ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь нафтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер нафтидогенезу - зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини. Одержано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур I і II порядків. Виконано ранжування оцінних об'єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у межах ділянки досліджень. Моделювання полягає у розв'язанні обернених і прямих задач геотермії за умов седиментації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є "повнокомплектним" інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів. | |||
| 4. |
Коржов Ю. В. Распределение ароматических углеводородов в разрезе отложений нефтегазоносных комплексов (на примере месторождений Красноленинского свода) [Електронний ресурс] / Ю. В. Коржов, В. И. Исаев, А. А. Жильцова, О. В. Латыпова // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35, № 1. - С. 113-129. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2013_35_1_11 На основі унікальних геохімічних досліджень зразків кернового матеріалу двох розвідувальних свердловин установлено міжпластове переміщення важких нафтових вуглеводнів у розрізі Рогожниковського і Північнорогожниковського родовищ Красноленінського склепіння (Західний Сибір). Побудовано геохімічну модель вертикальної міграції цих вуглеводнів, у якій визначено сполуки, що здатні до міжпластової міграції, запропоновано форму міграції й оцінено дальність переміщення речовин у розрізі. Дальність вертикальної міжпластової міграції надає змогу рекомендувати їх аномальні концентрації як прямі пошукові ознаки. Виявлено міграцію нафтових вуглеводнів із осадового чохла у відклади фундаменту. | |||
| 5. |
Пятаков Ю. В. Использование методов теории потенциала при решении прямых задач геофизики для трехмерных сложнопостроенных сред [Електронний ресурс] / Ю. В. Пятаков, В. И. Исаев // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35, № 2. - С. 78-97. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2013_35_2_7 Наведено алгоритми розв'язання задачі визначення складових гравітаційного, геодинамічного і температурних полів для тривимірних неоднорідних середовищ. З метою апроксимації неоднорідності будови середовища за густинними, реологічними і теплофізичними параметрами використано типові елементи - вертикальні трикутні призми з довільними верхньою і нижньою основами. Одержано новий аналітичний розв'язок прямої задачі гравіметрії для типового елемента з густиною, яка міняється з глибиною за лінійним законом. Виконано математичну постановку і наведено загальний розв'язок задачі визначення напруження і миттєвих швидкостей руху неоднорідного в'язкого середовища під дією гравітаційного поля Землі. Розв'язок визначено з використанням гідродинамічних потенціалів (об'ємного, простого і подвійного шару). Розглянуто математичну постановку і одержано загальний розв'язок нестаціонарної та стаціонарної систем рівняння теплопровідності для неоднорідного середовища. Показано, що для числового розрахунку гідродинамічних і теплових потенціалів оптимальним є використання теорії типової техніки розв'язання прямих задач гравітаційного потенціалу. Стійкість, точність і швидкодію розроблених алгоритмів пояснено розрахунками тестових прикладів. | |||
| 6. |
Нгуен Х. Б. Геофизические исследования скважин при изучении коллекторов в кристаллическом фундаменте месторождения Белый Тигр [Електронний ресурс] / Х. Б. Нгуен, В. И. Исаев // Геофизический журнал. - 2013. - Т. 35, № 3. - С. 131-145. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2013_35_3_11 | |||
| 7. |
Исаев В. И. Мезозойско-кайнозойский ход температур на поверхности Земли и геотермический режим юрских нефтематеринских отложений (южная палео- климатическая зона Западной Сибири) [Електронний ресурс] / В. И. Исаев, А. А. Искоркина // Геофизический журнал. - 2014. - Т. 36, № 5. - С. 64-80. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2014_36_5_4 В огляді стан досліджень впливу вікового ходу температур на поверхні Землі на термічну історію глубокозанурених нафтоматеринських відкладів охарактеризовано як стан наукового пошуку. Узагальнено відомі дані щодо мезозойсько-кайнозойського клімату південно-східної частини Західного Сибіру й оцінено вплив вікового ходу температур земної поверхні на геотермічний режим, ступінь реалізації нафтогенераційного потенціалу материнських юрських баженовської та тогурської світ. "Місцевий" віковий хід температур земної поверхні для південної палеокліматичної зони Західного Сибіру побудовано на підставі аналітичного зведення результатів палеокліматичних реконструкцій юрського, крейдяного, палеогенового, неогенового і четвертинного періодів, опублікованих різними авторами в період 1974 - 2011 рр. Вплив палеоклімату на термічну історію материнських відкладів оцінено на основі верифікації результатів палеотемпературного моделювання осадових розрізів глибоких свердловин, що розкрили баженовську і тогурську світи в Нюрольській мегазападині. Встановлено, що реконструкції термічної історії материнських відкладів без урахування палеоклімату не узгоджуються з "реперними" даними відбивної здатності вітриніту та встановленої нафтогазоносності розрізу. Використання під час реконструкцій "місцевого" вікового ходу температур земної поверхні надає змогу суттєво уточнити показник щільності прогнозних ресурсів нафти. "Місцевий" віковий хід рекомендується враховувати під час визначення ресурсів вуглеводнів за допомогою об'ємно-генетичного методу на землях Томської, Новосибірської та Омської областей. | |||
| 8. | 
Исаев В. Ф. Расход теплоносителя при расчетном температурном напоре подвижного слоя МОК [Електронний ресурс] / В. Ф. Исаев, Н. А. Прусенков // Вісник Одеської державної академії будівництва та архітектури. - 2014. - Вип. 54. - С. 126-132. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Vodaba_2014_54_25 | |||
| 9. |
Исаев В. Ф. Нормирование потерь тепла через ограждающие конструкции [Електронний ресурс] / В. Ф. Исаев, Н. А. Прусенков // Вісник Одеської державної академії будівництва та архітектури. - 2012. - Вип. 46. - С. 164-168. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Vodaba_2012_46_23 | |||
| 10. | 
Зайцев О. Н. Cовершенствование систем водяного отопления сооружений полуоткрытого типа [Електронний ресурс] / О. Н. Зайцев, В. Ф. Исаев, Т. Д. Домощей // Строительство. Материаловедение. Машиностроение. Серия : Энергетика, экология, компьютерные технологии в строительстве. - 2015. - Вып. 84. - С. 98-103. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/smmeect_2015_84_18 | |||
| 11. |
Кушнерук В. И. Исследование эффективности работы локальной приточно-вытяжной системы вентиляции [Електронний ресурс] / В. И. Кушнерук, В. Г. Панов, В. Ф. Исаев, Л. Ф. Бурдыка, А. В. Панов // Вісник Одеської державної академії будівництва та архітектури. - 2017. - Вип. 67. - С. 127-133. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Vodaba_2017_67_24 | |||
| 12. |
Кузьменков С. Г. Идентификация трудноизвлекаемых запасов нефти Югры [Електронний ресурс] / С. Г. Кузьменков, Ю. А. Кузьмин, П. А. Стулов, Р. Ш. Аюпов, В. И. Булатов, Н. О. Игенбаева, В. И. Исаев, Г. А. Лобова // Геофизический журнал. - 2019. - Т. 41, № 4. - С. 114-124. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2019_41_4_8 Понад 70 % запасів родовищ нафти Югри, що перебувають у розробці і на різних стадіях вивченості, належать до важковидобувних запасів (ВВЗ). Активне залучення в розробку ВВЗ дає змогу запобігти зниженню видобутку і стабілізувати його у найважливішому нафтовидобувному регіоні. Дотримання державних економічних інтересів і стимулювання надрокористувачів потребують зрозумілого і адекватного формулювання критеріїв віднесення покладів до ВВЗ, яке передбачає преференції і податкове пільгування. Проведено геолого-промисловий аналіз балансу запасів вуглеводневої сировини і ліцензійних угод надрокористування Югри у контексті критеріїв ідентифікації покладів з ВВЗ, рекомендованих Центральною Комісією Роснедр (ЦКР) РФ (2005 p.), також згідно з Федеральним законом РФ і Податковим кодексом РФ (2013 - 2014), що визначають критерії і об'єкти ВВЗ, диференціацію ставок податку на видобуток корисних копалин. Аналіз показав, що на цей час деякі об'єкти категорії ВВЗ не потребують пільг, а для інших об'єктів, раніше не віднесених до ВВЗ, пільги необхідно вводити. У підсумку розроблено комплекс критеріїв ідентифікації покладів ТрИЗ "НАЦ PH ім. В. І. Шпільмана", на підставі критеріїв, затверджених ЦКР РФ, який враховує геологічні й технологічні параметри покладів, що наведені у Держбалансі, та чинну Класифікацію запасів нафти РФ. За підсумками аналізу запропоновано: виключити з категорії ВВЗ теригенні відклади "аномального розрізу" баженовськой світи і поклади неускладненого неокому; включити до категорії ВВЗ поклади у відкладах ачимовскої товщі і доюрского комплексу. Поклади ачимовських кліноформ і доюрського комплексу, що становлять особливий інтерес, охарактеризовано докладніше. | |||
| 13. |
Лобова Г. А. Тепловой поток, термическая история материнской нижнеюрской тогурской свиты и нефтегазоносностъ палеозоя Колтогорского мезопрогиба (южный сегмент Колтогорско-Уренгойского палеорифта) [Електронний ресурс] / Г. А. Лобова, Т. Е. Лунева, В. И. Исаев, А. Н. Фомин, Ю. В. Коржов, М. Ф. Галиева, Д. С. Крутенко // Геофизический журнал. - 2019. - Т. 41, № 5. - С. 128-155. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2019_41_5_9 У відтворенні сировинної бази Західносибірського центру нафтогазовидобутку важливим є внесок доюрської ("палеозойської") нафти. Становлять інтерес прогнозно-пошукові дослідження доюрських резервуарів на території Колтогорського мезопрогину і структур його обрамлення - на північному заході Томської області, в зоні південного сегмента Колтогорсько-Уренгойського пермо-тріасового палеорифту. На території досліджень поряд з крейдяним (неокомським), верхньоюрським, средньоюрським, нижньоюрським нафтогазоносними комплексами виділено і доюрский (горизонт зони контакту - НГГЗК і власне внутрішній палеозой). Прийнято, що для середньоюрського, верхньоюрського і крейдяного нафтогазоносних комплексів материнською є верхньоюрська баженовська світа, для покладів нижньоюрського і доюрського комплексів - тогурска світа. Дослідження виконано у контексті методології осадово-міграційної теорії нафтидогенезу. Просторовочасову локалізацію осередків генерації тогурської нафти здійснено за допомогою оригінального методу палеотемпературного моделювання. На першому етапі моделювання розраховано тепловий потік у розрізах 82 глибоких свердловин. На наступних етапах безпосередньо обчислювали геотемператури у материнській світі на ключові моменти геологічного часу. Інтегральну експрес-оцінку реалізації генераційного потенціалу світи виконано на підставі розрахункових даних щодо часу знаходження материнської світи у головній зоні нафтоутворення і її геотемператур. У відповідності до концепції про переважно вертикальну міграцію вуглеводнів прогнозування проведено в контурі поширення нафтоматеринської світи. З урахуванням потужності і якості потенційних колекторів доюрських резервуарів побудовано схеми розподілу щільності акумуляції тогурської нафти і проведено районування резервуарів. Виконано зональне нафтогеологічне районування доюрського комплексу і ранжування земель за ступенем перспективності. Найперспективнішою для пошуків у резервуарі кори вивітрювання є зона, що охоплює східну частину Черемшанської мезоседловини і її зчленування з північним бортом Колтогорського мезопрогину і західним схилом Средньовасюганського мегавалу (порядку 3500 км<^>2 | |||
| 14. |
Исаев В. И. Геотермия и зональность сланцевой нефтеноснности Колтогорско-Уренгойского палеорифта (юго-восток Западной Сибири) [Електронний ресурс] / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, В. В. Стоцкий, А. Н. Фомин // Геофизический журнал. - 2018. - Т. 40, № 3. - С. 54-80. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2018_40_3_5 Виконано зональне районування сланцевої нафтоносності південного сегмента Колтогорсько-Уренгойського палеорифту і вивчено кореляцію палеорифту з розподілом геотемпературного поля у післяюрський час. Територія досліджень - північно-західні нафтопромисли Томської обл. (РФ). Як критерій прогнозування осередків генерації нафти і формування "сланцевого" резервуара прийнято термічну історію материнської світи, яка кумулятивно враховує температури локалізованих палеоосередків генерації нафт. Дослідження грунтуються на розв'язанні прямої задачі геотермії для набору горизонтальних шарів, розташованих у нижньому півпросторі. Одержано площовий розподіл щільності генерації нафт і визначено райони для проведення пошуків "сланцевої" баженовської нафти - на землях північно-західного схилу Північнопарабельської мегамонокліналі, північно-східного схилу Каймисовського склепіння, Черемшанської мезосідловини і Трайгородського мезовалу. Прогноз підтверджено прямими ознаками нафтоносності баженовської світи. Згідно з одержаним розподілом щільності генерації баженовських нафт за різних структурно-тектонічних умов, інтенсивність генерації вуглеводнів на позитивних структурах не поступається щільності генерації в депресії. Встановлено, що в рифтової зоні немає "слідів" аномального теплового потоку в кайнозої, з розподілом палеотемператур у післяюрський час зона не корелює. Палеорифт як об'єкт з аномальною структурною характеристикою відбивається у розподілі щільності генерації верхньоюрської "сланцевої" нафти. Енергетичний зв'язок палеорифту з розподілом щільності теплового потоку і палеотемператур материнської світи не виявлено. Зональне районування сланцевої нафтоносності визначило перспективні площі для постановки пошукових робіт. Одержані результати заслуговують на увагу в контексті теоретичних засад нафтогазової геології Західного Сибіру, теорії рифтових систем і нафтогазоносності Західносибірської плити. | |||
| 15. |
Лобова Г. А. Нефтегазоносность коллекторов коры выветривания и палеозоя юго-востока Западной Сибири (прогнозирование трудноизвлекаемых запасов) [Електронний ресурс] / Г. А. Лобова, В. И. Исаев, С. Г. Кузьменков, Т. Е. Лунева, Е. Н. Осипова // Геофизический журнал. - 2018. - Т. 40, № 4. - С. 73-106. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2018_40_4_4 Вивчення і освоєння важковидобувних запасів доюрського нафтогазоносного комплексу Західного Сибіру - нового об'єкта розвитку сировинної бази та видобутку нафти в Росії, визначили необхідність апробації спеціальної стратегії, концептуальної схеми прогнозування та пошуків. Мета досліджень - критеріальне виділення і оцінювання достовірності першочергових районів для пошуків покладів вуглеводнів у відкладах доюрського фундаменту на прикладі слабовивчених земель Усть-Тимської мегазападини і структур Нюрольської мегазападини - на прикладі земель розвиненої промислової інфраструктури Томської області. Об'єкт досліджень - імовірні доюрські резервуари - колектори пермотріасової кори вивітрювання і колектори в палеозойських породах фундаменту. Поклади в корі вивітрювання пов'язані з колекторами, утвореними за глинисто-кременистими, карбонатними породами, вулканітами кислого складу, а також за певних умов, по ультрабазитах. У корінному фундаменті резервуари співвідносяться з вторинними колекторами, утвореними з вапняку, граніту, ріоліту. Основна нафтогенерувальна товща - нижньоюрські тогурські відклади. Дослідження проведено в межах концепції переважно вертикальної міграції вуглеводнів, територіально - в межах поширення нафтоматеринських світ. Відновлення термічної історії нафтоматеринських світ, яке кумулятивно враховує температури локалізованих палеоосередків генерації нафти, виконано розв'язанням прямої і оберненої задач геотермії. Дослідження грунтуються на спеціальній технології, що охоплює інтегральний аналіз результатів картування осередків генерації тогурських нафт за геотемпературним критерієм і прогнозного картування резервуарів кори вивітрювання та корінного палеозою заданими глибокого буріння, зональне нефтогеологічне районування та ранжування земель за ступенем перспективності. На території Усть-Тимської мегазападини як першочерговий району пошуків у резервуарі кори вивітрювання виділено зону північно-східного борту мегазападини, для пошуків у палеозойському резервуарі - перспективний район, що об'єднує землі північно-східного схилу Північнопарабельскої мегамонокліналі і прилеглої південної частини Пижинського мезопрогину. Для території Нюрольської мегазападини як перспективного району пошуків у резервуарі кори вивітрювання визначено землі, що охоплюють південні борти Кулан-Ігайської і Тамрадської западин і зону їх зчленування. Для вивчення і освоєння резервуара корінного палеозою визначено ділянку південного борту Кулан-Ігайської мезозападини і зони її зчленування з Тамрадською мезозападиною, а також ділянку південно-східного борту Нюрольскої мегазападини і прилеглих земель Чузіксько-Чижапської мезоседловини. Достовірність прогнозу перспективних земель доюрського нафтогазоносного комплексу підтверджено зіставленням з результатами випробувань глибоких свердловин - близько 70 - 80 %. Це аргументує раніше сформульовану ресурсоефективну стратегію і технологію пошуків покладів нафти в доюрській основі Західного Сибіру. | |||
| 16. |
Исаев В. И. Районирование баженовской свиты и клиноформ неокома по плотности ресурсов сланцевой и первично-аккумулированной нефти (на примере Нюрольской мегавпадины) [Електронний ресурс] / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, А. К. Мазуров, А. Н. Фомин, В. И. Старостенко // Геофизический журнал. - 2016. - Т. 38, № 3. - С. 29-51. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2016_38_3_4 Наведено комплексне бачення методології, пошукових критеріїв та основ технології застосування даних геотермії для вирішення завдань прогнозування нафтогазоносності. Технологія грунтується на методі палеотемпературного моделювання, що надає змогу реконструювати термічну історію материнських відкладів, виділити за геотемпературним критерієм і картувати осередки генерації нафт. Оцінка ресурсів визначається інтегральним показником, який безпосередньо залежить від часу знаходження материнської світи в головній зоні нафтоутворення і від геотемператур зони. Визначено перспективні зони і ділянки пошуків на сланцеву (акумульовану in situ) баженовську нафту і первинно-акумульовану нафту терригенного ачимовського резервуара неокому Нюрольскої мегазападини (Західний Сибір). Спроможність районування аргументовано наявністю нафтопроявів і припливів нафти в глибоких свердловинах з інтервалів материнських порід і теригенних колекторів. Сланцевий ресурсний потенціал баженовської світи і складновизначені ресурси неокому потребують пріоритетного господарського освоєння відповідно до нової стратегії розвитку сировинної бази вуглеводнів РФ. | |||
| 17. |
Исаев В. И. Палеоклиматические факторы реконструкции термической истории нефтематеринских баженовской и тогурской свит юго-востока Западной Сибири [Електронний ресурс] / В. И. Исаев, А. А. Искоркина, Г. А. Лобова, А. Н. Фомин // Геофизический журнал. - 2016. - Т. 38, № 4. - С. 3-25. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2016_38_4_3 Регіони Західносибірської нафтогазоносної провінції мають унікальні палеокліматичні особливості: мезозойсько-кайнозойський віковий хід температур, індивідуальний для регіональних палеокліматичних зон; різномасштабні процеси формування і деградації неоплейстоценових товщ вічномерзлих порід; зонально і періодично сформовані пізньочетвертинні льодовикові покриви. Мета досліджень - оцінити вплив чинників палеоклімату (віковий хід температур на земній поверхні і неоплейстоценових товщ мерзлоти) на розрахунковий геотермічний режим нафтоматеринських світ, який визначає підрахунок щільності ресурсів вуглеводнів (ВВ) за допомогою об'ємно-генетичного методу. Об'єкт досліджень - баженовські і тогурські відклади мезозойсько-кайнозойського розрізу, розкритого глибокими свердловинами на південному сході Західного Сибіру (Північнофестивальне і Лутінецьке родовища вуглеводнів Томської обл.). Дослідження грунтуються на застосуванні методу палеотемпературного моделювання - позитивного розв'язання оберненої та прямих задач нестаціонарної геотермії за умов седиментації, на багатоваріантності палеотектонічних і палеотемпературних реконструкцій, оцінюванні відповідності результатів реконструкцій критеріям оптимальності розв'язання оберненої задачі геофізики та ступеня узгодженості розрахункових вогнищ генерації нафт із встановленою нафтогазоносністю надр. Установлено необхідність урахування неоплейстоценової мерзлоти потужністю близько 300 м і застосування "місцевого" (регіонального) вікового ходу температур на земній поверхні для адекватного відновлення термічної історії нафтоматеринських відкладів на землях південного сходу Західного Сибіру. У разі неврахування товщ багаторічної мерзлоти розрахункові ресурси ВВ, що визначаються за допомогою об'ємно-генетичного методу, можуть бути знижені до 25 - 30 %. У разі неврахування палеокліматичного ходу температур розрахункові ресурси ВВ можуть бути занижені від 50 % до 4 разів. | |||
| 18. |
Лобова Г. А. Нефтегазоносность нижнеюрских и доюрских резервуаров Усть-Тымской мегавпадины [Електронний ресурс] / Г. А. Лобова, А. А. Искоркина, В. И. Исаев, В. И. Старостенко // Геофизический журнал. - 2015. - Т. 37, № 1. - С. 3-20. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2015_37_1_3 Актуальність досліджень зумовлена необхідністю відтворення ресурсної бази нафтопромислів південного сходу Західного Сибіру. Мета досліджень - визначити та запропонувати першочергові райони для пошуків і освоєння нижньо- та доюрського нафтогазоносних комплексів на слабковивченій території Усть-Тимської мегазападини. Досліджено нижньоюрські резервуари, пласти Ю15 і Ю16, які безпосередньо контактують із материнською тогурською світою, та доюрські резервуари - колектори тріасової кори вивітрювання та колектори палеозойського фундаменту. Проведено геокартування резервуарів, аналіз розподілу щільності ресурсів генерованих нафт, оцінку та аналіз розподілу щільності ресурсів первинно-акумульованих нафт, районування резервуарів за ступенем перспективності. Систематизовано комплекс геолого-геофізичних даних щодо об'єкта досліджень. Наведено об'ємно-площову характеристику нижньо- та доюрських резервуарів - побудовані карти сумарних товщин та якості колекторів. Проаналізовано розподіл щільності ресурсів генерованих нафт, одержаний на основі картування за геотемпературним критерієм палеоосередків генерації в тогурських відкладах. Побудовано карти розподілу відносної щільності акумульованих ресурсів і виконано районування нижньо- та доюрських резервуарів. Запропоновано першочергові зони пошуків: для нижньоюрських резервуарів - центральна частина Неготського мезопрогину: для резервуара кори вивітрювання - північно-східний борт Усть-Тимської мегазападини, для резервуара порід фундаменту - північно-східний схил Північнопарабельської мегамонокліналі та південна частина Пижинського мезопрогину. Узгодженість геофізичного прогнозу з даними буріння оцінено у 95 %. Зроблено висновок щодо цінності даних геотермії, що надало змогу вирішити концептуальне завдання про джерело вуглеводнів. | |||
| 19. |
Нгуен Х. Б. Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр [Електронний ресурс] / Х. Б. Нгуен, В. И. Исаев // Геофизический журнал. - 2017. - Т. 39, № 6. - С. 3-19. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2017_39_6_3 Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родовища Білий Тигр (шельф Південного В'єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні та петрологічні чинники утворення й інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-колекторів за допомогою методів геофізичних досліджень свердловин грунтується головним чином на акустичних і електричних характеристиках матричної пористості, тріщин і каверн. Виявлено стійку закономірність зміни (зменшення) пористості з глибиною. Ця закономірність спостерігається у межах усіх виділених геологічних блоків. Утворення вторинної пористості в породах фундаменту зумовлено насамперед тектонічним чинником, вплив якого з глибиною зменшується. Найбільше цей вплив позначається на породах Центрального і Північного блоків. Характер розподілу пористості залежить від розподілу петротипів порід, з чим пов'язані спрямованість та інтенсивність вторинних змін порід-колекторів. Для порід-колекторів фундаменту вказаних вище блоків установлено значущі залежності питомого дебіту від вторинної пористості, яку визначають за даними каротажу. | |||
| 20. |
Коржов Ю. В. Генезис углеводородов Доюрского комплекса Ханты-Мансийского месторождения (зона локального сжатия Западно-Сибирской плиты) [Електронний ресурс] / Ю. В. Коржов, Г. А. Лобова, В. И. Исаев, А. И. Стариков, М. Я. Кузина // Геофизический журнал. - 2020. - Т. 42, № 5. - С. 130-147. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/gfj_2020_42_5_7 Установлено происхождение залежей углеводородов в юрском и доюрском комплексах на участке Ханты-Мансийского месторождения, приуроченного к ловушкам коры выветривания по карбонатным отложениям девона и ловушкам коренного фундамента, в пределах зоны сжатия (сутуры?) центральной части Западно-Сибирской платформы. Исследование актуально для обоснования стратегии поисков нефтегазовых залежей с учетом вещественного состава и тектоники фундамента Западно-Сибирской плиты. Изучен материал керна и нефтей юрского и доюрского комплексов разведочных и эксплуатационных скважин Ханты-Мансийского месторождения, принадлежащего Фроловской нефтегазоносной области с самой высокой плотностью прогнозных ресурсов в пределах Западно-Сибирской провинции. Приведена литологопетрографическая характеристика пород, выполненная оптической микроскопией. В битумоиде пород и сырых нефтях методом хромато-масс-спектрометрии установлено содержание и молекулярно-массовое распределение ароматических углеводородов, включая н-алкилбензолы, нафталины и фенантрены. Построена геохимическая модель миграции углеводородов в пределах юрского и доюрского нефтегазоносных комплексов. В верхнеюрском интервале разреза наиболее вероятным источником углеводородов традиционно определяется органическое вещество аргиллитов и алевролитов тутлеймской (баженовской), абалакской, возможно тюменской свит. В нижней части юрского разреза фиксируется слой крупнозернистого высокопроницаемого песчаника горелой свиты, в котором локализовано органическое вещество, предположительно вносящее основной вклад в залежи углеводородов низов юры и доюрского фундамента. Единый генезис углеводородов горелой свиты и палеозойской нефти Ханты-Мансийского месторождения устанавливается по молекулярным маркерам - н-алкилбензолам C | |||
| ||||
Попередній перегляд: 
Реферативна БД
 |
| Відділ наукової організації електронних інформаційних ресурсів |
 Пам`ятка користувача |