Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов

5 (115) • 2018 18

DOI: 10.17122/ntj-oil-2018-5-18-26

УДК 552.143

А.В. Поднебесных (АО «НПФ «Геофизика», г. Уфа, Российская Федерация)

ПОСТРОЕНИЕ СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕННОГО НАБОРА ИСХОДНЫХ

ДАННЫХ

Aleksandr V. Podnebesnykh (NPF «Geofizika» JSC, Ufa, Russian Federation)

CONSTRUCTING SEDIMENTOLOGICAL MODEL

IN LIMITED INITIAL DATA SET CONDITIONS

Введение

Оценка основных неопределенностей, связанных с геологическим строением и ус-ловиями формирования коллектора, значи-тельно повышает точность оценки углеводо-родного потенциала, снижает риски реали-зации программы бурения и промышленной разработки месторождения. В условиях сла-бой изученности пластов на первое место выходит концептуальное моделирование, которое включает в себя региональные ис-следования, макро- и микроскопическое изучение кернового материала, данных ГИС, промысловых исследований скважин и вто-ричных физико-химических преобразований структуры порового пространства. Знания о строении геологических тел, выделение зон с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами оказывает существенное влия-ние на качество построения геологических и гидродинамических моделей.

Эффективность интеграции результа-тов концептуального моделирования напря-мую зависит от качества и количества ис-ходных данных. Несмотря на общность под-ходов при построении седиментологических моделей, в случае слабой изученности и сложного геологического строения объекта, результаты носят, как правило, общий, часто незавершенный характер.

Background

Assessing the main uncertainties associ-

ated with the geological structure and formation

of the reservoir significantly improves the accu-

racy of the assessment of hydrocarbon poten-

tial, reduces the risks of implementing the drill-

ing program and industrial development of the

field. In conditions of poorly studied reservoirs,

conceptual modeling comes in first place, which

includes regional studies, macro- and micro-

scopic study of core material, well log data, field

research of wells and secondary physical and

chemical transformations of the structure of the

pore space. Knowledge of the structure of geo-

logical bodies, the selection of zones with the

best filtration-capacitive properties has a signifi-

cant impact on the quality of building geological

and hydrodynamic models.

The effectiveness of the integration of

conceptual modeling results directly depends

on the quality and quantity of the source data.

Despite the generality of approaches in the

construction of sedimentological models, in

case of poor knowledge and complex geological

structure of the object, the results are usually

general, often incomplete.

© Поднебесных А.В., 2018

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

5 (115) • 2018 19

Цели и задачи На примере терригенной формации

Бентию (Центральная Африка) рассмотреть основные методические приёмы, сущест-венно повышающие достоверность седи-ментологических моделей в условиях огра-ниченного набора данных.

Методы Метод сравнительного анализа карт

палеорельефа и изопахит, гранулометриче-ский анализ отложений комплекса Бентию.

Результаты Предложенные в работе методические

приемы могут позволить минимизировать возникающие при работе с ограниченным набором исходных данных неопределённо-сти и улучшить качество конечной седимен-тологической модели. Конечная эффектив-ность интеграции результатов фациального анализа в геолого-гидродинамические мо-делизависит, в первую очередь, от качества и количества кернового материала, сейсми-ческой информации и площади исследова-ний. Показано, что применение относитель-но простых и малозатратных методов по-зволяет определить не только основное на-правление сноса осадочного материала, но и базовые характеристики геологических тел, что позволяет уже на стадии геолого-разведочных работ корректно планировать разработку продуктивных объектов.

Aims and Objectives

On the example of the Bentiu terrigenous formation (Central Africa), consider the main methodological techniques that significantly in-crease the reliability of sedimentological models under conditions of a limited set of data.

Methods The method of comparative analysis of

paleorelief and isopachite maps, granulometric analysis of sediments of the Bentiu complex.

Results

The methodical techniques proposed in the work can help minimize the uncertainties that arise when working with a limited set of initial da-ta and improve the quality of the final sedimentological model. The ultimate efficiency of integrating the results of facies analysis into geological and hydrodynamic models, first of all, depends on the quality and quantity of core ma-terial, seismic information and area of research. It is shown that the use of relatively simple and low-cost methods allows determining not only the main direction of sediment demolition, but also the basic characteristics of geological bod-ies, which allows planning the development of productive objects correctly at the stage of geo-logical exploration.

Ключевые слова: седиментологиче-

ская модель, керн, нефть, рифт, фациаль-ный анализ, геологическая модель, грану-лометрический анализ, Северный Судан

Key words: sedimentological model, core,

oil, rift, facies analysis, geological model, granulometric analysis, North Sudan

Введение

Оценка основных неопределенностей,

связанных с геологическим строением и ус-

ловиями формирования коллектора, значи-

тельно повышает точность оценки углеводо-

родного потенциала, снижает риски реализа-

ции программы бурения и промышленной

разработки месторождения. В условиях сла-

бой изученности пластов на первое место вы-

ходит концептуальное моделирование, кото-

рое включает в себя региональные исследо-

вания, макро- и микроскопическое изучение

кернового материала, данных ГИС, промы-

словых исследований скважин и вторичных

физико-химических преобразований структу-

ры порового пространства [1]. Знания о

строении геологических тел, выделение зон с

наилучшими фильтрационно-емкостными

свойствами (ФЕС) оказывает существенное

влияние на качество построения геологиче-

ских и гидродинамических моделей.

Эффективность интеграции результа-

тов концептуального моделирования напря-

Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов

5 (115) • 2018 20

мую зависит от качества и количества исход-

ных данных [2]. Несмотря на общность подхо-

дов при построении седиментологических

моделей, в случае слабой изученности и

сложного геологического строения объекта,

результаты носят, как правило, общий, часто

незавершенный характер [3]. Предложенные

в работе методические приемы могут позво-

лить минимизировать возникающие при ра-

боте с ограниченным набором исходных дан-

ных неопределённости и улучшить качество

конечной седиментологической модели.

Успешным примером применения такой

методики может служить седиментологиче-

ская модель продуктивных отложений фор-

мации Бентию, которая широко распростра-

нена на территории Центральной Африки и

приурочена к рифтовым впадинам сквозного

развития (рисунок 1), содержащим залежи

нефти.

Этот тип осадков долгое время считал-

ся неперспективным при поиске месторожде-

ний углеводородного сырья.

Однако проведенные в 70-80-х годах

региональные исследования [4] позволили ус-

тановить, что рифтовые впадины являются

частью большого нефтегазоносного бассей-

на.

Рисунок 1. Геометрия рифтовой системы нефтегазоносных объектов

Западной и Центральной Африки [6, 7]

Геологическая позиция рифтовых впадин

Рифтовые впадины являются частью

огромной Центрально-Африканской рифто-

вой зоны, протягивающейся от Гвинейского

залива на западе до Красного моря на восто-

ке. К этой зоне относятся такие крупные про-

гибы, как Муджлад, Мелут, Голубой Нил и не-

сколько более мелких грабенов, которые

формировались в условиях прогибания зем-

ной коры [5]. Все бассейны разбиты густой

сетью продольных разломов, сбросов и

взбросов, формирующих системы продоль-

ных горстов и грабенов.

Большие площади развития терриген-

ных пород (около 300 тыс. км2) и толщина

осадочных отложений (до 13 км), крайне сла-

бая степень изученности позволяют говорить

о достаточно высоких перспективах обнару-

жения новых залежей. Анализ материалов по

нефтеносности прогибов показывает наличие

двух специфических особенностей: отсутст-

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

5 (115) • 2018 21

вие значимых проявлений газа и наличие в

качестве нефтепроизводящих отложений

обогащенных сапропелевой органикой озёр-

ных осадков.

Начиная с середины 70-х годов рядом

исследователей [6, 7] были предприняты по-

пытки детального расчленения осадочных

толщ прогибов, но в связи с сильной лате-

ральной изменчивостью фациальных обста-

новок осадконакопления для этих геологиче-

ских объектов до сих пор отсутствует единая

стратиграфическая схема. В составе осадков

определены глубоководные и мелководные

озёрные отложения, образования дельтовых

фронтов и аллювиальных конусов выноса, а

также фации аллювиальных речных долин,

которые характеризуются постепенными вза-

имными переходами и замещениями. Всё это

в значительной степени затрудняет расчле-

нение и сопоставление разрезов по литоло-

гическим признакам.

Седиментологическая модель

формации Бентию

На сегодняшний день установлено, что

наиболее перспективной для обнаружения

больших скоплений углеводородов является

впадина Муджлад, где меловые отложения

последовательно представлены формациями

Абу Джабра, Бентию, Арадейба, Зарга, Га-

заль и Барака.

По результатам бурения поисково-

оценочных и разведочных скважин и оценкам

специалистов [8, 9], самой перспективной яв-

ляется формация Бентию, отложения которой

несогласно залегают на осадках формации

Абу Джабра. Формация Бентию сложена пре-

имущественно крупнозернистыми песчани-

ками, формирование которых происходило в

течение верхнего альба-сеномана, что, веро-

ятнее всего, связано с окончанием мощного

цикла осадконакопления.

Продуктивные коллекторы, характери-

зующиеся хорошими коллекторскими свойст-

вами, образуют извилистые и ветвящиеся

речные пойменные линзы. В подавляющей

части среди пород осадочного выполнения

суданских рифтов представлены терригенные

породы континентального происхождения.

Полностью отсутствуют пласты и толщи кар-

бонатных пород, весьма редки магматиче-

ские породы.

Осложняющим фактором при построе-

нии седиментологической модели формации

Бентию в пределах бассейна Муджлад явля-

ется крайне невысокая освещённость керно-

выми исследованиями (всего около

329 пог. м), низкая плотность пробуренного

разведочного и эксплуатационного фонда

скважин (85 ед.) и небольшой объём 3D

сейсмических исследований (620 км2). Вся

перечисленная информация получена в ос-

новном в пределах месторождений Greater

Heglig, Unity и South Annajma.

Определение концептуальной модели

осадконакопления формации Бентию выпол-

нялось по стандартной методике, когда на

основе керновых данных выделялись литоти-

пы, число которых не нормировалось, т.к. для

разных генетических типов отложений коли-

чество литотипов может существенно разли-

чаться. Литотипы сгруппировывались в фа-

ции, для которых идентифицировались усло-

вия осадконакопления. Фации на основании

различий коллекторских свойств, особенно-

стей осадконакопления объединялись гло-

бальные фациальные ассоциации (ФА). По

итогам проведенных исследований были вы-

делены фациальные ассоциации внутридель-

товых заливов / временно заливаемых участ-

ков пойм; краевой части дельтовых каналов /

краевой части пояса меандрирования; цен-

тральной части дельтовых каналов / цен-

тральной части пояса меандрирования.

ФА внутридельтовых заливов / времен-

но заливаемых участков пойм образована

преимущественно одноименной фацией и

представляет собой глинистые отложения с

редкими разобщенными линзами песчаных

тел, обладающими очень низкими коллектор-

скими свойствами, где коэффициент песча-

нистости варьируется в диапазоне 0,00-0,35

(среднее значение 0,15).

ФА краевой части дельтовых каналов /

краевой части пояса меандрирования вклю-

чает в себя отложения внутридельтовых за-

ливов, пойм, конусов прорыва, болот, озер и

отложения дельтовых каналов. Для этих от-

ложений часто наблюдается преобладание

Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов

5 (115) • 2018 22

глинистых отложений заливов и пойм над

песчаными отложениями. Песчаные фации

дельтовых каналов и аккреционных комплек-

сов являются коллекторами хорошего и сред-

него качества. Редко они могут образовывать

отдельные разобщенные по площади линзы

хорошо отсортированного коллектора, что в

значительной степени осложняет их разра-

ботку.

Для данной фациальной ассоциации

характерны как низкие, так и относительно

высокие значения коэффициента песчани-

стости 0,35-0,70 (среднее значение 0,52).

Форма кривых ПС и ГК не имеет четко выра-

женного характера, а встречающиеся в раз-

резе песчаные тела отображаются анома-

лиями различной формы: колокольной, тре-

угольной и прямоугольной.

ФА центральной части дельтовых кана-

лов / центральной части пояса меандрирова-

ния сложена преимущественно отложениями

дельтовых каналов и временно заливаемых

участков пойм или внутридельтовых заливов

и характеризуется преимущественно песча-

ным разрезом (коэффициент песчанистости

0,70-0,95).

Коллекторские свойства пород варьи-

руются в больших пределах за счет верти-

кально состыкованных отложений песчаного

заполнения дельтовых каналов или аккреци-

онных комплексов.

Часто встречается ситуация, когда пес-

чаные отложения дельтовых каналов переот-

ложены и образуют единые песчаные тела,

глинистые пропластки внутри которых прак-

тически отсутствуют. Фации внутридельтовых

заливов/пойм, конусов прорыва, болот и при-

русловых валов крайне редко встречаются в

разрезе и имеют ярко выраженное подчинен-

ное значение. Форма кривых ПС и ГК обычно

имеет прямоугольную форму с характерным

уменьшением зернистости вверх по разрезу.

Несмотря на ограниченный набор исходных

данных и невысокое качество кернового ма-

териала, для отложений формации Бентию

доминирующая обстановка осадконакопле-

ния была определена как конструктивная вы-

двигающаяся дельта (рисунок 2).

Установлено, что отложения формации

Бентию представляют собой систему речных

каналов, в разной степени протяжённых, не-

редко изолированных от основного русла, или

гидродинамически связанных между собой.

Методы снижения неопределённостей

седиментологической модели

Построенная на основе ограниченного

набора исходных данных седиментологиче-

ская модель имеет ряд ограничений, главным

из которых является отсутствие достоверного

определения основного направления сноса

терригенного материала. Большинство авто-

ров считают, что снос материала происходил

в северо-восточном направлении [4] или в се-

веро-западном направлении [8, 9].

Анализ волновой картины и попытка

выделения отдельных геологических циклов

на основе метода сиквенс стратиграфии не

показали однозначных результатов. Под-

твердить северо-западное направление сноса

терригенного материала как основное помог-

ли полученные на скважинах месторождения

South Annajma данные FMI (formation

microimager), которые позволяют определить

азимуты и углы наклона песчаных тел.

Для определения площади с макси-

мальными эффективными толщинами кол-

лектора был использован метод сравнитель-

ного анализа карт палеорельефа и изопахит,

который позволяет определить взаимосвязь

распространения зон аккумуляции осадков с

положительными и отрицательными участка-

ми палеорельефа.

На рисунке 3 видно, что зоны макси-

мальной аккумуляции осадков концентриру-

ются в центральной и южной частях структу-

ры.

В случае, когда освещенность керном

невелика и его привязка оставляет желать

лучшего, детально разобраться с внутренним

строением продуктивных горизонтов может

помочь подбор современного аналога. Обя-

зательным условием выделения аналога яв-

ляется существенно большая степень изу-

ченности и стадия разработки по сравнению с

исследуемым объектом.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

5 (115) • 2018 23

А – наземная часть дельты; Б – авандельта; В – продельта; 1 – наземная часть дельтовой равнины; 2 – песчаные отложения русла реки; 3 – глинистые отложения «брошенного» русла; 4 – песчаные отложения дельтовых каналов и авандельты; 5 – алевритовые отложения удаленной части авандельты; 6 – отложения маршей; 7 – периферия дельтовых каналов

Рисунок 2. Концептуальная модель осадконакопления формации Бентию в районе

бассейна Муджлад

Рисунок 3. Результаты сравнительного анализа карт палеорельефа и изопахит

бассейна Муджлад

Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов

5 (115) • 2018 24

По результатам проведенных исследо-

ваний было установлено, что прямым анало-

гом терригенных отложений формации Бен-

тию являются отложения комплекса Хене-

раль Каррера, расположенного на юге Чили и

приуроченного к рифтовой зоне южной части

Анд (рисунок 4). Это позволило определить

основные параметры аллювиального ком-

плекса, которые варьировались в следующих

пределах: ширина аллювиальных каналов – от

100 до 400 м, амплитуда – 200-500 м, длина

волны изменялась от 1 до 3 км.

Динамо-генетическая диаграмма

К.К. Гостинцева, описывающая генетическую

связь структуры зернистости коллектора от

первичных седиментационных условий фор-

мирования осадка, показала хорошую сходи-

мость с данными текстурного анализа.

Результаты гранулометрического ана-

лиза в шлифах и их дальнейшая статистиче-

ская обработка с подсчетом статистических

параметров (асимметрии, медианы, эксцесса,

коэффициента сортировки и т.д.) позволили

подтвердить выделение в разрезе формации

Бентию переходную обстановку осадконакоп-

ления с преимущественным преобладанием

континентальных фаций.

На рисунке 5 показаны результаты гра-

нулометрического анализа отложений ком-

плекса Бентию, нанесенные на динамо-

генетическую диаграмму К.К. Гостинцева, ко-

торая подтверждает невысокую гидродина-

мику формирования отложений, связанную со

слабыми речными потоками.

Стоит отметить, что комплексирование

данных гранулометрического анализа и изу-

чения кернового материала дает наиболее

достоверные результаты диагностики фаци-

альных условий осадконакопления.

Бурение наклонно-направленных сква-

жин на месторождении South Annajma полно-

стью подтвердило прогноз распространения

коллектора в пределах выделенной аллюви-

альной системы.

Рисунок 4. Современный аналог аллювиального комплекса Бентию – отложения комплекса

Хенераль Каррера (Чили)

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

5 (115) • 2018 25

1 – эоловые осадки; 2 – эоловые и пляжные осадки; 3 – эолово-морские осадки;

4 – побережье вдоль береговой линии, мутьевые потоки, русловые осадки, фации пляжей;

5 – мутьевые потоки, русловые осадки, фации пляжей;

6 – слабые течения, застойные зоны, озера и коры выветривания;

7 – широкие участки устьев рек, мелководье, речные плесы, морские фации;

8 – морские фации, осадки рек и пойм; 9 – морские осадки, активное волновое воздействие;

10 – морские осадки, активное волновое воздействие, приливные явления

Рисунок 5. Результаты гранулометрического анализа отложений комплекса Бентию

на динамо-генетической диаграмме К.К. Гостинцева

Выводы

Представленный пример создания се-

диментологической модели отложений ком-

плекса Бентию показывает возможности ис-

пользования ограниченного набора данных

для получения качественного результата. Это

позволило оценить геологические риски, свя-

занные с оценкой ресурсов, выявить перво-

очередные площади для бурения поисково-

оценочного и разведочного фонда скважин,

скорректировать программу геологоразве-

дочных работ и наметить первоочередные

участки для проведения опытно-

промышленных работ.

Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов

5 (115) • 2018 26

Список литературы References 1. Поднебесных А.В., Овчинников В.П. Основ-

ные типы вторичных изменений пород-коллекторов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Вестник Томского государст-венного университета. 2015. № 400. С. 393-403.

2. Парначев С.В. Жуковская Е.А., Кравчен-ко Г.Г., Поднебесных А.В., Михальченко Д.С., Си-зиков И.А. Фациально-ориентированные геологи-ческие модели как фактор снижения неопреде-лённостей геологического строения нефтяных месторождений Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2011. № 3. C. 26-30.

3. Podnebesnykh A.V., Baryshnikov A.V., Kuvaldin A.P., Stukov S.P., Enilin A.S., Timokhovich Yu.I., Nurov R.S. // SPE Russian Petro-leum Technology Conference held in Moscow. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.onepetro. org/conference-paper/SPE-176666-RU (16.03.2016).

4. Салех Фарах Ф. Особенности геологическо-го строения и условий нефтеобразования в неф-теносных бассейнах Южного Судана: Дисс. … канд. геол.-мин. наук. М.: РГУ им. И.М. Губкина, 2009. 167 с.

5. Browne S.T., Fairhead J.D. Gravity Study of the Central African Rift System: a Model of Continen-tal Disruption. The Ngaoundere and Abu Gabra Rifts // Tectonophysics. 1983. Vol. 94. P. 187-203.

6. Fairhead J.D. Mesozoic Plate Tectonic Recon-structions of the Central South Atlantic Ocean: The Role of the West and Central African Rift System // Tectonophysics. 1988. Vol. 155. P. 181-191.

7. Guiraud R., Maurin J.C. Early Cretaceous rifts of western and central Africa: An overview // Tectonophysics. 1992. Vol. 213. P. 153-168.

8. Schull T.J. Rift Basins of Interior Sudan: Petro-leum Exploration and Discovery // AAPG Bull. 1988. Vol. 72. No. 10. P. 1128-1142.

9. Mohamed A.E., Mohammed A.S. Stratigraphy and Tectonic Evolution of the Oil Producing Horizons of Muglad Basin, Sudan // J. Sc. Tech. 2008. Vol. 9. P. 1-8.

1. Podnebesnykh A.V., Ovchinnikov V.P. Osnovnye tipy vtorichnykh izmenenii porod-kollektorov osadochnogo chekhla Zapadno-Sibirskoi plity [The Main Types of Secondary Alteration Of Rocks of the Sedimentary Cover of the West Siberian Plate]. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta – Tomsk State University Journal, 2015, No. 400, pp. 393-403. [in Russian].

2. Parnachev S.V. Zhukovskaya E.A., Kravchenko G.G., Podnebesnykh A.V., Mikhal'chenko D.S., Sizikov I.A. Fatsial'no-orientirovannye geologicheskie modeli kak faktor snizheniya neopredelennostei geologicheskogo stroeniya neftyanykh mestorozhdenii Zapadnoi Sibiri [Sedimentologically-Based Geomodeling Approach: Reducing Geological Uncertainties for Oilfields in Western Siberia]. Neftyanoe khozyaistvo – Oil Indus-try, 2011, No. 3, pp. 26-30. [in Russian].

3. Podnebesnykh A.V., Baryshnikov A.V., Kuvaldin A.P., Stukov S.P., Enilin A.S., Timokhovich Yu.I., Nurov R.S. New Approach to the Evaluation of the Structure of initial Reserves in Ozhginskoe Gas-Oil Field. SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow [Elektronnyi resurs]. Available at: https://www.onepetro. org/conference-paper/SPE-176666-RU (16.03.2016). [in Russian].

4. Salekh Farakh F. Osobennosti geologicheskogo stroeniya i uslovii nefteobrazovaniya v neftenosnykh basseinakh Yuzhnogo Sudana: Diss. kand. geol.-min. nauk [Fea-tures of the Geological Structure and Oil Formation Conditions in the Oil-Bearing Basins of Southern Su-dan: Cand. Geol.-Min. Sci. Diss]. Moscow, RGU im. I.M. Gubkina, 2009. 167 p. [in Russian].

5. Browne S.T., Fairhead J.D. Gravity Study of the Central African Rift System: a Model of Continen-tal Disruption. The Ngaoundere and Abu Gabra Rifts. Tectonophysics, 1983, Vol. 94, pp. 187-203.

6. Fairhead J.D. Mesozoic Plate Tectonic Re-constructions of the Central South Atlantic Ocean: The Role of the West and Central African Rift Sys-tem. Tectonophysics, 1988, Vol. 155, pp. 181-191.

7. Guiraud R., Maurin J.C. Early Cretaceous Rifts of Western and Central Africa: An Overview. Tectonophysics, 1992, Vol. 213, pp. 153-168.

8. Schull T.J. Rift Basins of Interior Sudan: Pe-troleum Exploration and Discovery. AAPG Bull., 1988, Vol. 72, No. 10, pp. 1128-1142.

9. Mohamed A.E., Mohammed A.S. Stratigraphy and Tectonic Evolution of the Oil Producing Horizons of Muglad Basin, Sudan. J. Sc. Tech., 2008, Vol. 9, pp. 1-8.

Автор The Author • Поднебесных Александр Владимирович, канд. геол.-минерал. наук АО «НПФ «Геофизика» Научный сотрудник Докторант Уфимского государственного нефтя-ного технического университета Российская Федерация, 450005, г. Уфа, ул. Комсомольская, 2 тел. (347) 226-87-26 e-mail: PodnebesnykhAV@mail.ru

• Podnebesnykh Aleksandr V., Сandidate of Geological and Mineralogical Sciences JSC «NPF «Geofizika» Researcher Doctoral Candidate of Ufa State Petroleum Technological University 2, Komsomolskaya str., Ufa, 450005, Russian Federation tel: (347) 226-87-26 e-mail: PodnebesnykhAV@mail.ru