Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Анализ морфологических свойств и нефтегазоносности локальных структур Тимано-Печорского НГБ с использованием геоинформационной системы

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Анализ морфологических свойств и нефтегазоносности локальных структур Тимано-Печорского НГБ с использованием геоинформационной системы"

На правах рукописи

ВАХНИН Михаил Геллерович

АНАЛИЗ МОРФОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НГБ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 2 МАЙ 2011

Сыктывкар 2011

4845333

Работа выполнена в Институте геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук

Б. А. Пименов*

кандидат геолого-минералогических наук В. С. Чупров

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

А. П. Боровинских

кандидат геолого-минералогических наук Н. И. Никонов (Тимано-Печорский научно-исследовательский центр, г. Ухта)

Ведущее предприятие: Всероссийский нефтяной

научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ), г. Санкт-Петербург

Защита состоится 20 апреля 2011 г. в 10.00 на заседании Диссертационного совета Д.004.008.02 в Институте геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской академии наук по адресу: г. Сыктывкар, ул. Первомайская, 54.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Коми НЦ УрО РАН Автореферат разослан 18 марта 2011 г.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 167982, ГСП-2, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, 54, диссертационный совет Д.004.008.02, ученому секретарю. Телефон: (8212) 24-51-60 Факс: (8212) 24-53-46 E-mail: chuprov@geo.komisc.ru

Ученый секретарь

диссертационного совета Д.004.008.02, кандидат геолого-минералогических наук/^.

В. С. Чупров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ) является одним из старейших и динамично развивающихся регионов промышленной разработки месторождений углеводородов (УВ) России. Вместе с тем, в последние десятилетия остро встали вопросы восполнения материально-сырьевой базы нефтегазовой промышленности и прогноза новых направлений поисковых геологоразведочных работ.

За длительное время освоения Тимано-Печорского НГБ накопился значительный объем материалов сейсморазведочных работ и глубокого бурения, количество которых с каждым годом продолжает увеличиваться. Обеспечение эффективного анализа имеющихся геолого-геофизических данных требует использования современных информационных технологий.

В последние годы в практике геологических исследований на разных стадиях изучения, оценки и эксплуатации различных полезных ископаемых нашли широкое применение геоинформационные системы (ГИС). Они успешно обеспечивают сбор, хранение, обработку геолого-геофизической информации, используются для картосоставительских работ, моделирования месторождений полезных ископаемых, подсчета запасов, планирования и оптимизации работ. Использование геоинформационных технологий позволяет использовать все имеющиеся данные, выявлять новые закономерности формирования и размещения месторождений углеводородов.

Актуальными также являются исследования вопросов формирования и геологической эволюции локальных структур, определения их современной структуры, влияния тектонических факторов на формирование и размещение месторождений нефти и газа.

Цель работы заключалась в выявлении тектонических и геодинамических условий формирования локальных структур и размещения в них месторождений УВ, а также прогноз перспектив их нефтегазоносности с использованием современных геоинформацинных методов.

В процессе исследований решались следующие задачи:

—разработка структуры ГИС «Тимано-Печорскийнефгегазоносный бассейн»;

— решение вопросов отбора и ввода геологических и геофизических данных по изучаемой территории;

— анализ основных закономерностей распределения локальных структур;

— изучение влияния геодинамических процессов и разломной тектоники на морфологию и нефтегазоносность локальных структур;

— анализ строения и формирования локальных структур в связи с их неф-тегазоносностью;

— оценка влияния неотектонических процессов на характер размещения месторождений нефти и газа в локальных структурах.

Научная новизна:

1. На основе геоинформационных технологий проведена комплексный анализ морфологических свойств локальных структур на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

2. Сравнение тектоники локальных структур мобильных и стабильных мегаблоков литосферы показало значительные отличия их морфологических свойств. Впервые выявлено существенное увеличение количества локальных структур субширотного простирания в пределах мобильных мегаблоков по сравнению со стабильными мегаблоками.

3. С использованием данных дистанционного зондирования и геоинформационных технологий выделены линеаменты и отслежена их связь с разновозрастными глубинными разломами. Установлено увеличение плотности линеаментов в пределах Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НГО, что связано с их повышенной неотекгонической активностью.

4. Для Тимано-Печорского НГБ изучено распределение нефтегазоносных структур антиклинального класса и определены их основные морфологические характеристики. Районы с более мобильным фундаментом характеризуются увеличенным количеством нефтегазоносных структур, осложненных разрывными дислокациями.

Практическая значимость проведенных исследований заключается в использовании разработанной геоинформационной системы и проведенного анализа локальных структур как в практике производственных работ на нефть и газ, так и в целях научного обоснования новых перспективных направлений и объектов поисково-разведочных работ.

Геоинформационная система «Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн» была разработана в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН и широко использовалась при составлении программ поисково-разведочных работ в регионе. Разработанные рекомендации использовались при планировании геологоразведочных работ многими производственными организациями (гг. Москва, Архангельск, Ухта, Тюмень, Нарьян-Мар).

Апробация работы. Основные результаты исследований изложены в 16 печатных работах, в том числе в двух журналах, рекомендованных ВАК. Основные положения диссертации докладывались или представлялись на конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2001), Геологических съездах Республики Коми «Геология и минеральные ресурсы европейского севера-востока России» (Сыктывкар, 2004 и 2009 гг.), Всероссийских конференциях («Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского севера России» (Сыктывкар, 2000), «Текгонофизика и актуальные вопросы наук о земле» (Москва, 2008), «Геология и нефтегазоносностъ ЗападноСибирского мегабассейна» (Тюмень, 2009)) и на международных конференциях (II International conference «GIS in geology» (Москва, 2004 и 2006 гг.), International conference on geology: Indian Scenario and Global Contex (Индия, Калькутта, 2008)).

Фактический материал, собранный и проанализированный автором в период с 1999 по 2010 гг., включает материалы различных производственных и научных организаций, осуществляющих свои исследования на территории Тимано-Печорского НГБ: АО «Архангельскгеолдобыча», ПГО «Ухтанефтегаз-геология», ОАО «Севергеофизика», ГГП «Нарьянмарсейсморазведка», ГУП

«Тимано-Печорский научно-исследовательский центр», ВНИГРИ, ИГиРГИ, ВНИГНИ, УГТУ, МГУ и др.

Значительную часть фактического материала составляют данные, полученные сотрудниками отдела геологии горючих ископаемых в ходе выполнения ряда научно-исследовательских и хоздоговорных тем, в которых автор принимал участие как исполнитель, а также материалы сотрудников других лабораторий Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Кроме того, в работе использованы многочисленные данные по геологии, нефтегазоносности и методике геоинформационного анализа, содержащиеся в отечественных и зарубежных публикациях.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Текстовая часть изложена на 150 страницах, содержит 36 рисунков и 25 таблиц. Список использованной литературы включает 147 наименования.

Основные защищаемые положения:

1. Морфологические свойства локальных структур мобильных и стабиль-ныхмегаблоков Тимано-Печорского НГБ значительно отличаются. В мобильных мегаблоках, в сравнении со стабильными мегаблоками, отмечается увеличение количества локальных структур субширотного простирания, связанных со сдвиговыми деформациями.

2. На основе построенной по данным дистанционного зондирования карты линеаментов Тимано-Печорского НГБ прослежена связь линеаментов с неотектонически активными зонами разломов и трещиноватости. Распределение плотности линеаментов показывает более высокую неотектоническую активность мобильных мегаблоков и соответствующих им нефтегазоносных областей. Наибольшую неотектоническую активность проявляют Печора-Колвинская и Варандей-Адзьвинская НГО.

3. Для нефтегазоносных областей и районов Тимано-Печорского НГБ выделены основные морфологические характеристики и изучено распределение нефтегазоносных структур антиклинального класса, таких как антиклинальные и куполовидные структуры простого и ненарушенного строения, а также структуры, осложненные или экранированные разрывными нарушениями. Показано, что для районов с более мобильным фундаментом характерно увеличение количества нефтегазоносных структур, осложненных разрывными дислокациями.

Благодарности. Диссертация была выполнена в лаборатории геологии нефтегазоносных бассейнов Института геологии Коми НЦ УрО РАН под руководством кандидатов геолого-минералогических наук Б. А. Пименова^ и В. С. Чуп-рова, которьм автор признателен за постоянную поддержку и помощь.

В процессе работы над диссертацией автор пользовался консультациями своих коллег: докторов г. м.-н. Н. А. Малышева, А. М. Пыстина, Ю. А. Ткачева, кандидатов г. м.-н. И. Н. Бурцева, С. С. Клименко, Н. В. Конановой, Н. Н. Рябинкиной, В. В. Удоратина, Т. П. Мипошевой. Автор признателен за помощь в сборе материалов и оформлении работы сотрудникам лаборатории Д. О. Машину, В. А. Носкову, О. Ф. Размановой, Д. А. Полецкому, Г. М. Сачук.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Геологическое строение Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является составной частью Тимано-Североуральского региона — территории с консолидированным в позднедокембрийскую эпоху тектогенеза складчато-метаморфическим фундаментом (Фундамент..., 2008). На территории ТП НГБ открыто более 250 месторождений нефти и газа. В результате геологоразведочных работ ежегодно открывается несколько месторождений углеводородов. Большой вклад в исследование геологического строения и нефтегазоносности ТП НГБ внесли В. И. Богацкий, А. П. Боровинских, М. Д. Белонин, Е. Б. Грунис, В. А. Деде-ев, Н. А. Малышев, Н. И. Никонов, О. Н. Прищепа, Н. И. Тимонин, Г. А. Чернов, В. В. Юдин и многие другие.

Территория ТП НГБ разделена на следующие надпорядковые структуры и структуры I порядка: Тиманский кряж, Омра-Лузскую седловину, Нериц-кую моноклиналь, Ижемскую впадину, Малоземельско-Колгуевскую моноклиналь, Печоро-Колвинский авлокоген, Хорейверскую впадину, Варандей-Адзьвинскую структурную зону, Коратаихинскую впадину, Воркутское поперечное поднятие, гряду Чернышева, Косью-Роговскую впадину, Болыпе-сынинскую впадину, Среднепечорское поперечное поднятие, Верхнепечорскую впадину (Тектоника..., 1989).

Нефтегазогеологическое районирование основано на принятом в данном районе тектоническом районировании. Оно базируется на комплексном анализе всех геологических, геотектонических, формационных, геохимических и иных данных, характеризующих конкретный нефтегазоносный бассейн (Никонов, 2009).

В Тимано-Печорском НГБ выделяется шесть нефтегазоносных областей: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская, Северо-Предуральская и самостоятельный нефтегазоносный район — Малоземельско-Колгуевский. Также нефтегазоносные области можно разделить на 28 нефтегазоносных районов, в которых существуют зоны нефтегазонакопления.

В практике поисково-разведочных работ и оценке перспектив нефтегазоносности широко применяются такие понятия, как нефтегазоносные комплексы (НГК).

НГК являются структурно-формационными подразделениями и основным критерием их выделения являются границы комплексов формаций и слагаемые ими структурные этажи (Дедеев, 1988). Поэтому литолого-стратигра-фические комплексы были положены в основу выделяемых в осадочном па-леозойско-мезозойском чехле нефтегазоносных комплексов. Всего в ТП НГБ выделяется девять НГК.

Детальное изучение ТП НГБ началось сравнительно недавно, и существует достаточно много территорий с недостаточной степенью изученности.

Вся территория бассейна покрыта аэромагнитной, гравиметрической, и частично электрометрической съемками масштаба 1:200000. Кроме того, на многих перспективных участках проведена съемка масштаба 1:50000. В пределах отдельных нефтегазоносных районах (НГР) и зон нефтегазонакопле-ния выполнены съемочные работы масштаба 1:25000, которые в комплексе с сейсморазведочными исследованиями и структурно-поисковым бурением позволяют решать ряд поисковых задач.

Одним из основных методов для поиска месторождений углеводородов являются сейсморазведочные работы и разведочное бурение.

Изученность Тимано-Печорского НГБ можно охарактеризовать с помощью таких показателей, как плотность сейсмопрофилирования, структурно-поискового и глубокого бурения.

Большое значение в изучение морфологических свойств и перспектив нефтегазоносности локальных структур ТП НГБ внесли работы А. Я. Крем-са, Н. В. Кузнецова, Г. Д. Удота и др. Однако данными авторами изучались, как правило, особенности формирования структур для отдельных районов или локальных участков. Только в работах Г. Д. Удота была обобщена информация по всему Печорскому региону, без Предуральского прогиба. Дальнейшее изучение локальных структур на базе новой геолого-геофизической информации и с использованием геоинформационных технологий позволило в настоящее время обобщить, уточнить и выявить закономерности формирования структур как в целом по ТП НГБ, так и по отдельным нефтегазоносным областям.

Глава 2. Принципы построения геоинформационных систем

Геоинформационные системы (ГИС) — это интенсивно развивающееся направление современных информационных технологий, предназначенное для управления данными, картографического отображения и анализа. Особенность ГИС в том, что проводится совместная обработка двух типов информации — географической и атрибутивной. Географическая информация описывает пространственное местоположение (координаты, графическое оформление), а атрибутивная — качественные и количественные параметры объектов. Для хранения геологической информации и быстрого доступа к нем на основе местоположения геологических объектов при создании карт различного назначения наилучшим образом подходят ГИС — технологии (Наумова, 2004). Двухмерные геологические карты, совмещенные с современными информационными системами (ГИС-проекгами), обеспечили серьезный прорыв в удобстве и быстроте пользования геологической информацией, поэтому в настоящее время не мыслится любой масштабный проект, касающийся использования недр, без ГИС-проектов на базе геологических карт (Нику-шинидр., 2007).

Выбор правильной организации данных и оптимальной модели представления пространственных данных имеет большое значение, так как это

определяет функциональность и возможности создаваемой геоинформационной системы. В геоинформационной системе имеется возможность управления слоями, с помощью управляющих функций: видимость-невидимость слоя, возможность редактирования и др. Дополнительно существует возможность выводить на карту значения атрибутов пространственных данных. В ГИС возможно применение растровых изображений в качестве основы для векторных слоев, что повышает наглядность изображения. Данные могут быть отражены несколькими способами: в виде карты, на экране или в виде отчета.

Глава 3. Геоинформационная система

«Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн»

Разработанная структура комплексной геоинформационной системы территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна состоит из отдельных проектов. Проекты разделены по масштабам базовых карт от крупномасштабных карт (1:1000000, 1:500000) для решения задач региональной геологии и тектоники, для оценки перспектив нефтегазоносности бассейна и до проектов для выполнения заданий по отдельной площади или структуре, для описания и изучения конкретного геологического объекта.

Такая организация геоинформационной системы позволяет постепенно переходить от обзорного уровня к более подробному изложению информации, вплоть до описания конкретных объектов: проб образцов, данных по скважинам, значений пористости и проницаемости для пласта и др.

В качестве программной платформы для реализации геоинформационной системы был выбран программный продукт АтсСК фирмы ЕБШ.

Геологическая информация, отобранная и систематизированная из многочисленных отчетов, монографий, опубликованных карт и схем, включая результаты исследований самого автора, была сформирована в единую интегрированную систему сбора и контроля качества. Разработана структура и интерфейс ГИС, обеспечивающие оперативный доступ пользователю к содержащейся в ней картографической информации. ГИС использует значительное количество форм и запросов, связанных с базой данных и пространственно привязанным объектам, из которых возможен переход к анализируемым данным и обратно к следующему запросу.

Геоинформационная система «Тимано-Печорский НГБ» состоит из следующих разделов:

— Обзорная карта масштаба 1:1000000, характеризует общие представления о геологическом и тектоническом строении региона с созданной инфраструктурой. На карте показано тектоническое районирование, изученность региональными сейсмоработами, месторождения УВ, разделенные по типу добываемого сырья, участки в различных стадиях геологического изучения, и освоения.

— Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование.

— Структурные карты.

— Карта разломов по поверхности фундамента.

— Карта перспективных объектов.

— Карта изученности сейсморазведочными работами и бурением.

— Данные дистанционного зондирования и карта линеаментов.

С использованием созданной ГИС решаются задачи сбора, организации и представления геологических данных, выполнения комплексных исследований на нефть и газ, моделирование геологических процессов, проведение анализа взаимосвязей между различными геологическими данными.

Глава 4. Геоинформационный анализ морфологии локальных

структур Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Данная глава посвящена анализу морфологии, пространственного расположения, условиям формирования и нефтегазоносности локальных структур Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на основе данных сейсморазведки и глубокого бурения с использованием геоинформационных технологий. В работе использовались структурные карты и данные из отчетов сейсмопартий по морфологическим характеристикам структур.

4.1. Принципы и методы анализа локальных структур

Под локальной структурой понимается разнообразная по форме мелкая положительная структура осадочного чехла (Удот, 1979). Структура в плане может иметь куполовидную, округлую или овальную форму с возможными тектоническими нарушениями площадью до 200 км2. Длина структуры варьирует от 1 до 40 км, амплитуда от нескольких метров до нескольких сотен метров. Морфология локальных структур обусловлена тектоническим строением региона. В зависимости от соотношения структурных планов выделялись различные типы структур.

В процессе работы было оцифровано порядка 1000 локальных структур. Все контуры структур были географически привязаны в ГИС и введены их основные морфологические характеристики. Для анализа локальных структур использовались такие основные их параметры, как длина, ширина, площадь, коэффициент удлинения (Куда), простирание и др.

4.2. Влияние геологического и тектонического строения территории

на условия формирования локальных структур

Геологическое и тектоническое строение, а также эволюция изучаемой территории непосредственным образом влияет на условия формирования локальных структур. Бассейн характеризуется сложным тектоническим строением и разнообразными условиями седиментации. На формирование структурного плана осадочного чехла ТП НГБ повлияла, с одной стороны, унасле-

дованность от внутреннего строения позднепротерозойского фундамента, особенно выраженного в отложениях нижних структурных этажей, а с другой стороны, сказалось сильное влияние тектонических напряжений, проявившихся в более поздние фазы складкообразования.

Для ТП НГБ был выполнен с использованием ГИС расчет средних морфологических характеристик структур по основным тектоническим элементам и проанализированы особенности их формирования.

Наибольшая плотность локальных структур характерна для Печорской синеклизы, так как, с одной стороны, это наиболее изученная сейсморазве-дочными работами и бурением область, а с другой стороны, для платформенных областей характерно большое количество небольших по амплитуде структур. Особенностью геологического строения Предуральского прогиба является широкое распространение разломов и надвиговой тектоники, генезис которых связан с процессами субдукции на завершающих этапах развития Урало-Монгольского подвижного пояса.

По геолого-геофизическим данным установлено слоисто-блоковое строение земной коры Европейского северо-востока России и выделены блоковые единицы, обладающие различной тектонической активностью (И. В. За-порожцева, В. А. Дедеев (1985,1994), А. М. Пыстин (1994) и др.). Был выделен Тимано-Печорский геоблок, состоящий из мегаблоков с подчиненными им нефтегазоносными областями. При этом степень нарушенности разломами фундамента и осадочного чехла в пределах различных геоблоков значительно различается.

Для Тимано-Печорского бассейна были выделены относительно тектонически стабильные (Ижма-Печорский, Большеземельский) и более тектонически мобильные (Тиманский, Печоро-Колвинский, Северо-Предуральс-кий) мегаблоки. Они отличаются различной тектонической активностью, что отразилось в степени их насыщенности структурными элементами разных порядков (Удот, 1979). Стабильные мегаблоки, такие как Большеземельский и Ижма-Печорский, обладают слабоинтенсивными, изометричными структурами. Однако и для данных мегаблоков в отдельных участках можно выделить характерные для мобильных блоков сложно построенные участки, как правило, в зонах сочленения различных мегаблоков.

Сопоставление локальных структур с помощью геоинформационной системы в пределах мегаблоков разного типа показывает, что морфологические особенности их сильно отличаются. Поэтому морфология локальных структур может служить показателем тектонической активности района.

Для структур, расположенных в мобильных мегаблоках, характерны значения Куда больше двух и значительные амплитуды. Они имеют преобладающее северо-западное и субмеридиональное простирание. В то же время значительный процент структур мобильных мегаблоков имеют субширотное простирание. Это, вероятно, вызвано наличием в данных мегабоках сдвиговых тектонических деформаций (рис. 1).

Печоро-Колвинский

Предновоземельский

Ижма-Печорский

Большеземельский

Тиманский

Северо-Предуральский

Рис. 1. Розы-диаграммы распределения простираний локальных структур мобильных (1) и стабильных (2) мегаблоков

4.3. Анализ основных морфологических характеристик

локалъньос структур ТПНГБ

В данном разделе проанализированы данные основных морфологических характеристик локальных структур, их сходные черты и особенности для различных тектонических элементов I и II порядков.

В качестве исходного фактического материала использовались структурные карты из отчетов сейсмопартий по основным отражающим горизонтам (ОГ). По структурам были замерены такие параметры, как длина, ширина, простирание, амплитуда и площадь. По ним определены производные характеристики: коэффициент удлинения, объем и др.

Структуры с наибольшей амплитудой характерны для НГО, обладающих повышенной тектонической активностью, таких как Предуральская, Печо-ро-Колвинская, Тиманская и Варандей-Адзьвинская НГО. Для таких структур присуще и наибольшее удлинение. Для Ижма-Печорской и Хорейверс-кой НГО характерны более пологие и округлые, имеющие наименьший радиус кривизны структуры, что подтверждает формирование данных структур в стабильных в тектоническом отношении условиях.

Площадь структур практически не изменяется в зависимости от глубины до фундамента для структур в целом по НГБ, тогда как с увеличением глубины до фундамента наблюдается возрастание амплитуды структур. Данная закономерность особенно характерна для Северо-Предуральской НГО, где мощность осадочного чехла особенно значительна, а структуры отличаются значительными амплитудами и часто приурочены к различным тектоническим нарушениям.

Структурные элементы осадочного чехла севера Тимано-Печорской провинции трассируются в его экваториальную часть. При этом на фоне возрастания глубин залегания тех или иных горизонтов осадочного чехла в направлении Восточно-Баренцовского мегапрогиба снижается контрастность структурного плана и отмечается левостороннее смещение валов, мегавалов и ступеней (Малышев, 2002).

Распределение площадей локальных структур в материковой части изменяется от 1 до 240 км2, при этом среднее значение около 22 км2. По степени удлинения локальных структур, определяемого отношением их длины к ширине, преобладают удлиненные (Кудл>2); как правило, они приурочены к разломам. По амплитуде преобладают среднеамплитудные (40—90 м). В зонах разрывных нарушений наблюдается значительное изменение морфологических свойств локальных структур: Кудл>3 и преобладание высоких амплитуд. Это свойственно для 70—80 % локальных структур вблизи разломов. Данные закономерности сохраняются для структурных элементов и в районе Печоро-морского шельфа.

4.4. Влияние разломов на морфологические особенности локальных

структур и их нефтегазоносность

Важным структурообразующим фактором являются разновозрастные глубинные разломы или системы разломов. Изучением разломов и их влиянием на нефтегазоносность на территории Тимано-Печорского НГБ занимались В. И. Башилов, А. И. Кравцов, Н. В. Шаблинская, Н. А. Малышев и др.

На территории Тимано-Печорского бассейна основное структурообразующее значение имеют разновозрастные глубинные разломы северо-западного простирания, которые определяют простирания и границы тектонических элементов разного порядка.

Рельеф фундамента ТП НГБ характеризуется амплитудой погружения от 15— 17 км в Предуральском прогибе до 2—3 км на древних поднятиях — Боль-шеземельском, Седуяхинском идр.; поверхностью фундамента, погруженной до 12—17 км, характеризуется Варандей-Адзьвинская зона и Коротаихинская впадина. Количество коровых разломов значительно больше, чем мантийных. Зонам глубинных разломов в осадочном чехле соответствуют инверсионные линейные валы, разделяющие прогибы и впадины (Малышев, 1986).

Анализ локальных структур показывает значительное их увеличение около разломов, распространенных и в фундаменте, и в осадочном чехле. Для выявления подобной зависимости был проведен анализ удаления месторождений и локальных структур от разновозрастных глубинных разломов. В выборку при подсчетах вошли Восточно-Тиманский, Припечорский, Шапкин-ский, Варандейский, Березово-Патраковский, Ильич-Чикшинский, Мартью-Сарьюдинский, Печорокожвинский, Восточно-Хорейверский, Колвинский, Восточно-Косьюроговской и Талотинский разломы.

На территории Тимано-Печорского НГБ, особенно в районе Предураль-ского краевого прогиба, получили обширное распространение приразломные локальные структуры, представленные надвиговыми дислокациями. Данные структуры можно отнести к группе навешенных, это Курьинская, Петраков-ская, Вуктыльская, Интинская, Верхнекочмеская локальные структуры. Их морфологические параметры характеризуются высокой амплитудой (более 100 м) и удлинением (более 5).

Анализ локальных структур как индикаторов геодинамических процессов дает дополнительную информацию о разломах и геологическом строении исследуемой территории. А это в свою очередь способствует более эффективному прогнозу и поискам месторождений углеводородов.

4.5. Неотектонические процессы и морфология локальных структур

Анализ неотектонических процессов, изучение связи этих процессов с морфологией локальных структур позволяет более точно понять механизм формирования структур и возможных процессов нефтегазонакопления. Изучением влияние геоморфологических исследований и неотектонической ак-

тивности на нефтегазоносность территории занимались В. И. Башилов,

A. М. Берлянт, А. К. Запольнов, Л. Н. Розанов, И. Н. Рыжов, Д. М. Трофимов,

B. В. Тумаков, А. А. Ференс-Сороцкий и др. Однако в связи с развитием технологии дистанционного зондирования и появлением новых методик имеется необходимость в дальнейших исследованиях в этой области.

Главными геоморфологическими признаками проявления разрывных нарушений являются различные прямолинейные элементы рельефа, гидросети, такие как коленообразные изгибы русел рек, спрямленные участки речных долин, озер, береговых линий современных и древних морей, прямолинейные гребневидные водоразделы, уступы, сеть линейно ориентированных озер. Линеаменты, выделенные по данным признакам, в большинстве пространственно совпадают с тектоническими нарушениями, установленными по геологическим и геофизическим данным. Эти результаты подтверждают связь линеаментов с глубинными и новейшими разломами.

Наибольшее значение данные методы имеют для слабоизученных районов, в частности, для отдельных районов севера Тимано-Печорской НГБ, где они позволят значительно сократить объемы геофизических работ и структурного бурения.

Для анализа неотектонических процессов и выявления линеаментов применялись космические снимки спутников «Ьапска!-?» (http://glovis.usgs.gov). Линеаменты, выделенные по данным космического зондирования, и геолого-геофизические данные были объединены в геоинформационную систему для дальнейшей обработки и анализа.

Линеаментам соответствует набор количественных характеристик: простирание, длина, плотность. В данной работе линеаменты визуально определялись, начиная с длины нескольких километров до нескольких десятков километров. Их можно отнести к категории локальных, сравнимых по порядку с размерами локальных структур. Оцифровка проводилась с использованием геоинформационной системы Агс015 9.2. Всего на исследуемой территории было выделено около 10000 линеаментов различного порядка.

После оцифровки линеаментов, расчета размеров и простираний были составлены таблицы длин и простираний линеаментов для различных тектонических элементов и всей территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна в целом. Дополнительно было рассчитано значение анизотропии.

Были установлены закономерности между плотностью структур, присутствием структур с залежами углеводородов, разновозрастными глубинными разломами и плотностью линеаментов для некоторых тектонических элементов. Наибольшая плотность линеаментов и локальных структур наблюдается для Печора-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НГО, что говорит о повышенной неотектонической активности данных районов (рис. 2).

Плотность линеаментов возрастает в непосредственной близости от разломов. Устойчивость этой сети линеаментов связана, по-видимому, с тем, что энергетически более выгодна реанимация уже существующих разломов.

Рис. 2. Карта распределения плотности линеаментов и степени анизотропии по НГО

(НГР)

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что многие локальные структуры и разновозрастные глубинные разломы отражаются в современных неотектонических процессах и пространственно связаны с линиями разрывной сети (линеаментами). Учет данных закономерностей при региональных и поисковых работах позволит более эффективно заниматься разведкой месторождений углеводородов.

4.6. Связь морфологии локальных структур с формированием

месторождений нефти и газа

Анализ фонда локальных структур ТП НГБ показывает, что более 90 % месторождений нефти и газа приурочено к антиклинальным структурам.

Антиклинальные типы залежей преобладают в НГО (ИГР) с более подвижным «фундаментом», таких как Тиманская, Печора-Колвинская, Варан-дей-Адзьвинская, Предуральская НГО. В тоже время для НГО с более стабильным фундаментом возрастает число залежей неантиклинального типа (Ижма-Печорская и Хорейверская НГО).

Распределение по типам структур показывает, что подавляющее большинство месторождений сконцентрировано в антиклинальных структурах ненарушенного строения и структурах, осложненных разрывными дислокациями.

При анализе морфологических свойств и нефтегазоносности локальных структур установлено, что в ТП НГБ залежи в углеводородов в основном связаны с небольшими по размерам структурами. Так, к структурам с площадью до 20 км2 приурочено до 74 % нефтяных месторождений, 43 % смешанных (нефтегазовых, газонефтяных, нефтегазоконденсатных) месторождений и 75 % газовых и газоконденсатных месторождений (всего было проанализировано 21 газовое, 31 газонефтяное и 164 нефтяных месторождений). Причем для нефтяных и газовых месторождений данное распределение фактически совпадает. Это свидетельствует о том, что одним из определяющих факторов на территории бассейна в накоплении углеводородов является структурный фактор.

По значению амплитуды преобладают месторождения с амплитудой меньше 50 м — 45 % месторождений, среднеамплитудные (50—150 м) — 38 %, и в меньшей степени высокоамплитудные (больше 150 м) —17 %.

Нефтяные месторождения расположены, как правило, в небольших по амплитуде структурах (51 %), при этом имеется обратная зависимость между количеством месторождений и амплитудой структур. Для газовых месторождений количество высокоамплитудных структур возрастает. Для месторождений, имеющих нефтяные и газовые залежи, преобладающими являются структуры с амплитудой от 50 до 150 м, это, обусловлено тем, что для формирования месторождений, имеющих несколько залежей, состоящих из различных флюидов, необходимы достаточно высокоамплитудные структуры.

Значительное количество месторождений УВ связано со структурами осложненных дизъюнктивными нарушениями, с К^ больше трех. Это особенно характерно для газовых месторождений, где с подобными структурами свя-

зано около 60 % газовых месторождений. Для нефтяных месторождений также имеется тенденция в преобладании подобных структур (43 %), но значительно возрастает количество месторождений, связанных с изоморфными и округлыми структурами с К^ меньше двух (27 %).

Количество месторождений УВ в зонах с «подвижным» фундаментом составляет 46 %, а в зонах со «стабильным» фундаментом — 54%. Однако многие из месторождений, размещающиеся в «стабильных» зонах, расположены непосредственно вблизи от дизъюнктивных нарушений или приурочены к разновозрастным глубинным разломам. В зонах с более подвижным фундаментом характерно увеличение количества нефтегазоносных антиклинальных структур, осложненных разрывными дислокациями.

Распределение залежей антиклинального типа по НГО (НГР) показало, что подавляющее большинство месторождений сконцентрировано в антиклинальных структурах ненарушенного строения и структурах, осложненных разрывной тектоникой. Это обусловлено тем, что структуры подобного типа проще выявляются современными геолого-геофизическими методами поиска и разведки. Дальнейший прирост запасов углеводородов в ТП Н ГБ во многом будет связан с ловушками неантиклинального типа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты проведенных исследований заключаются в следующем:

1. Разработана структура геоинформационной системы ТП НГБ. Определены области применения ГИС и перспективы ее развития. Проведен анализ изученности территории бассейна сейсморазведочными работами МОГТ— 20 и глубоким бурением.

2. На территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявлены основные характерные особенности локальных структур тектонически стабильных и мобильных мегаблоков. Структуры в стабильных мегаблоках характеризуются меньшими амплитудами, коэффициентом удлинения, интенсивностью и, в основном, имеют северо-западное и субмеридиональное простирания. В стабильных мегаблоках имеется большее количество как мелких, так и крупных по площади структур, в которых могут формироваться месторождения У В. Для структур, расположенных в мобильных мегаблоках, характерны значения Кудл больше двух и значительные амплитуды. Значительная часть структур подвижных мегаблоков имеет субширотное простирание, что, вероятно, вызвано наличием в данных мегабоках сдвиговых тектонических деформаций. Показана зависимость между влиянием разновозрастных глубинных разломов на морфологические характеристики и нефтегазо-носность локальных структур. Построены количественные зависимости между расстоянием от разломов и нефтегазоносносгью и параметрами структур.

3. На основании данных дистанционного зондирования построена карта линеаментов Тимано-Печорского НГБ, морфологически выраженных на по-

верхности в виде особенностей рельефа. Установлена связь линеаментов с неотектонически активными зонами разломов и плотностью локальных структур. Анализ линеаментов показывает более высокую неотектоническую активность мобильных мегаблоков и соответствующих им нефтегазоносных областей. Наибольшую неотектоническую активность проявляют Печора-Колвинская и Варандей-Адзьвинская НГО.

4. Определены основные типы нефтегазоносных структур по ТП НГБ, выявлены зависимости между их морфологическими характеристиками и наличием в них нефтяных или газовых залежей. На основе анализа распределения месторождений по типам флюида в зависимости от площади, амплитуды и удлинения структур показано, что наибольшее количество месторождений связано с небольшими по площади структурами, в то же время крупные по величине запасов месторождения расположены в структурах с максимальной площадью. Нефтяные месторождения в основном сосредоточены в структурах с небольшой амплитудой, в то время как среди газовых месторождений возрастает количество высокоамплитудных структур. Распределение месторождений по типам структур указывает, что в основном месторождения сконцентрированы в антиклинальных структурах простого и ненарушенного строения и структурах, осложненных разрывной тектоникой. Показано, что для зон с более подвижным фундаментом характерно увеличенное количество нефтегазоносных структур, осложненных разрывными дислокациями.

СПИСОК РАБОТ АВТОРА ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. ВахнинМ. Г. Концепция создания геоинформационной системы Тимано-Пе-чорского нефтегазоносного бассейна // Геоинформатика /Geoinformatika, 2008. № 2. С. 1-4.

2. Вахнин М. Г. Характер морфологических свойств локальных структур в экваториальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011. № 1. С. 20—24.

В прочих изданиях:

3. Сачук Г. М., Вахнин М. Г. ГИС и некоторые ее возможности при работе с геологическими данными и картами // Материалы Всероссийской конференции «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского севера России». Сыктывкар, 2000. С. 239—240.

4. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн: моделирование процессов неф-тегазогенерации и перспективы нефтегазоносности больших глубин / Н. А. Малышев, Б. А. Пименов, Д. А. Бушнев, JI. А. Анищенко, М. Г. Вахнин и др. Геопринт, Сыктывкар, 2003. С. 4-6.

5. Вахнин М. Г. Основные методы, используемые для построения геоинформационной системы Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Новые идеи в науках о земле: Доклады VIII международной конференции. Москва, 2007. Т. 6. С. 130-131.

6. ВахнинМ. Г., Машин Д. О. Основные характерные особенности локальных структур Предуральского краевого прогиба в связи с нефтегазоносностью // Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России: Тезисы докладов научной конференции. Сыктывкар, 2007. С. 43-47.

7. Вахнин М. Г., Машин Д. О. Применение геоинформационной системы для изучения связи морфологии локальных структур с геодинамическими процессами и нефтегазоносностью Тимано-Печорской провинции // III международная научная конференция: «Проблемы рационального использования природного и техногенного сырья Баренцева региона в технологии строительных и технических материалов». Сыктывкар, 2007. С. 233—234.

8. Вахнин М. Г. Влияние разломов на формирование локальных структур и неф-тегазоносность региона на примере севера Предуральского прогиба // Тектонофизи-ка и актуальные вопросы наук о земле. Т. 2. М.:ИФЗ, 2008. С. 108—109.

9. Вахнин М. Г. Особенности формирования и распределения локальных структур на шельфе Печорского моря в связи с нефтегазоносностью // Геология морей и океана: Материалы XVIII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. T. II. М, 2009. С. 24—26.

10. Вахнин M. Г. Влияние блокового строения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на морфологические свойства локальных структур // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2010. № 5. С. 2-5.

11. Вахнин М. Г. Особенности структур рифового типа севера Тимано-Печорской провинции // Рифы и карбонатные псефитолиты: Материалы Всероссийского литологического совещания. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2010. С. 42.

12. Вахнин М. Г. Морфология локальных структур и геодинамические процессы Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Современное состояние наук о земле: Материалы международной конференции, посвященной памяти Виктора ЕфимовичаХаина. М: МГУ, 2011. С. 303-306.

13. Vakhnin M. G., Raz/nanova О. F., Durkin V. G. The use of GIS to explore the territory of the Timan-Pechora oil-and-gas Bearing basin // 2rd International conference: «GIS in geology» Moscow, 2004. P. 101.

14. Vakhnin M. G., Razmanova O. F., Mashin D. O. Analysis of local structures of the northern Timan-Pechora oil-gas bearing basin using ARCGIS 9.1 // 3rd International conference: «GIS in geology» Moscow, 2006. P. 52.

15. Vakhnin M. Morphology and geodynamics study oflocal structures in Timan-Pechora oil-gas-bearing basin using GIS technologies // Indian Scenario and Global Context: International conference on geology. Indian Statistical Institute, Kolkata, 2008. P. 18.

16. Vakhnin M. Geospatial analysis of lineaments and local structures using geographic information system / International conference «GIS Ostrava 2010», Ostrava, Czech Republic, 2010. «http://gis.vsb.cz/GIS_Ostrava/GIS_Ova_2OlO /sbornik/Lists/Papers/P_l6.pdf».

Тираж 100_Заказ 817

Информационно-издательсий отдел Института геологии Коми НЦ УрО РАН, 167982, г. Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54. E-mail: geoprint@geo.komisc.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Вахнин, Михаил Геллерович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Геологическое строение Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

1.1. О бщая характеристика.

1.2. Тектоника.

1.3. История геологического развития.

1.4. Нефтегазоносность.

1.4.1. Нефтегазогеологическое районирование.

1.4.2. Нефтегазоносные комплексы.

1.5. Геолого-геофизическая изученность.

Глава 2. Принципы построения геоинформационных систем.

2.1. Методы организации данных.

2.2. Применение геоинформационного анализа в геологии.

Глава 3. Геоинформационная система «Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн».

3.1. Концепция геоинформационной системы

3.2. Структура геоинформационной системы

Глава 4. Геоинформационный анализ морфологии локальных структур

Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

4.1. Принципы и методы анализа локальных структур.

4.2. Влияние геологического и тектонического строения территории на условия формирования локальных структур.

4.3. Анализ основных морфологических характеристик локальных структур.

4.4. Влияние разломов на морфологические особенности локальных структур и их нефтегазоносность.

4.5. Неотектонические процессы и морфология локальных структур

4.6. Связь морфологии локальных структур с формированием месторождений нефти и газа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Анализ морфологических свойств и нефтегазоносности локальных структур Тимано-Печорского НГБ с использованием геоинформационной системы"

Актуальность работы. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ) является одним из старейших и динамично развивающихся регионов промышленной разработки месторождений углеводородов (УВ) России. Вместе с тем, в последние десятилетия остро встали вопросы восполнения материально-сырьевой базы нефтегазовой промышленности и прогноза новых направлений поисковых геологоразведочных работ.

За длительное время освоения Тимано-Печорского НГБ накопился значительный объем материалов сейсморазведочных работ и глубокого бурения, количество которых с каждым годом продолжает увеличиваться. Обеспечение эффективного анализа имеющихся геолого-геофизических данных требует использования современных информационных технологий.

В последние годы в практике геологических исследований на различных стадиях изучения, оценки и эксплуатации различных полезных ископаемых нашли широкое применение геоинформационные системы (ГИС). Они успешно обеспечивают сбор, хранение, обработку геолого-геофизической информации, используются для картосоставительских работ, моделирования месторождений полезных ископаемых, подсчета запасов, планирования и оптимизации работ. Использование геоинформационных технологий позволяет использовать все имеющиеся данные, выявлять новые закономерности формирования и размещения месторождений углеводородов.

Актуальными также являются исследования вопросов формирования и геологической эволюции локальных структур, определения их современной структуры, влияния тектонических факторов на формирование и размещение месторождений нефти и газа.

Цель и задачи исследований. Целью исследований являлось выявление тектонических и геодинамических условий формирования локальных структур и размещения в них месторождений УВ, а также прогноз перспектив их нефтегазоносности с использованием современных геоинформацинных методов.

Для достижения поставленных целей решались следующие задачи:

- разработка структуры ГИС «Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн»;

- решение вопросов отбора и ввода геологических и геофизических данных по изучаемой территории;

- анализ основных закономерностей распределения локальных структур;

- изучение влияния геодинамических процессов и разломной тектоники на морфологию и нефтегазоносность локальных структур;

- анализ строения и формирования локальных структур в связи с их нефтегазоносностью;

- оценка влияния неотектонических процессов на характер размещения месторождений нефти и газа в локальных структурах.

Научная новизна.

1. На основе геоинформационных технологий проведена комплексная оценка морфологических свойств локальных структур на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

2. Сравнение тектоники локальных структур мобильных и стабильных мегаблоков литосферы показало значительные отличия их морфологических свойств. Впервые выявлено существенное увеличение количества локальных структур субширотного простирания в пределах мобильных мегаблоков по сравнению со стабильными мегаблоками.

3. С использованием данных дистанционного зондирования и геоинформационных технологий выделены линеаменты и отслежена их связь с разновозрастными глубинными разломами. Установлено увеличение плотности линеаментов в пределах Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НТО, что связано с их повышенной неотектонической активностью.

4. Для Тимано-Печорского НГБ изучено распределение нефтегазоносных структур антиклинального класса и определены их основные морфологические характеристики. Районы с более мобильным фундаментом характеризуются увеличенным количеством нефтегазоносных структур, осложненных разрывными дислокациями.

Практическая значимость и реализация результатов работы. Практическая значимость работы состоит в использовании разработанной геоинформационной системы и проведенного анализа локальных структур как в практике производственных работ на нефть и газ, так и в целях научного обоснования новых перспективных направлений и объектов поисково-разведочных работ.

Геоинформационная система «Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн» была разработана в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН и широко использовалась при составлении программ поисково-разведочных работ в регионе. Разработанные рекомендации использовались при планировании геологоразведочных работ многими производственными организациями (гг. Москва, Архангельск, Ухта, Тюмень, Нарьян-Мар).

Фактический материал, собранный и проанализированный автором в период с 1999 по 2010 гг., включает материалы различных производственных и научных организаций, осуществляющих свои исследования на территории Тимано-Печорского НГБ: АО «Архангельскгеолдобыча», ПГО "Ухтанефтегазгеология", ОАО "Севергеофизика", ГГП "Нарьянмарсейсморазведка", ГУП "Тимано-Печорский научно-исследовательский центр", ВНИГРИ, ИГиРГИ, ВНИГНИ, УГТУ, МГУ и др.

Значительную часть фактического материала составляют данные, полученные сотрудниками отдела геологии горючих ископаемых в ходе выполнения ряда научно-исследовательских и хоздоговорных тем, в которых автор принимал участие как исполнитель, а также материалы сотрудников других лабораторий Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Кроме того, в работе использованы многочисленные данные по геологии, нефтегазоносности и методике геоинформационного анализа, содержащиеся в отечественных и зарубежных публикациях.

Апробация работы. Основные результаты исследований изложены в 16 печатных работах, в том числе в журналах, рекомендованных ВАК. Основные положения диссертации докладывались или представлялись на конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН "Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента" (Сыктывкар, 2001), Геологических съездах Республики Коми "Геология и минеральные ресурсы европейского севера-востока

России" (Сыктывкар, 2004 и 2009 гг.), Всероссийских конференциях ("Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского севера России" (Сыктывкар, 2000), "Тектонофизика и актуальные вопросы наук о земле" (Москва, 2008), "Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна" (Тюмень, 2009)) и на международных конференциях ("II International conference "GIS in geology" (Москва, 2004 и 2006 гг.), International conference on geology: Indian Scenario and Global Contex, Индия, Калькутта, 2008)).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 150 страницах, включает 36 рисунка, 25 таблиц. Список литературы содержит 147 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Вахнин, Михаил Геллерович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенной работы по анализу геологического строения и морфологических свойств локальных структур Тимано-Печорского НГБ можно сделать следующие выводы:

1. Разработана структура геоинформационной системы ТП НГБ. Определены области применения ГИС и перспективы ее развития. Проведен анализ изученности сейсморазведочными работами МОГТ-2Б и глубоким бурением. Средняя плотность сейсморазведочных работ по ТП НГБ составляет 0.88 км/км (Тиманская НТО - 0.19 км/км2, Ижма-Печорская НТО — 0.51 км/км2, Малоземельско-Колгуевский НГР — 0.29 км/км2, Печоро-Колвинская НТО - 1.67 км/км2, Хорейверская НТО - 2.29 км/км2, л

Варандей-Адзьвинская НТО - 1.88 км/км", Северо-Предуральская НТО - 0.60 км/км ). Определены районы с недостаточной изученностью и перспективные районы, где возможно выявление крупных и средних локальных структур (Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Предуральский прогиб и другие структурные элементы ТП НГБ).

2. На территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявлены основные характерные особенности локальных структур тектонически стабильных и мобильных мегаблоков. Структуры в стабильных мегаблоках характеризуются меньшими амплитудами, коэффициентом удлинения, интенсивностью и, в основном, имеют северо-западное и субмеридиональное простирания. В стабильных мегаблоках имеется большее количество как мелких, так и крупных по площади структур, в которых могут формироваться месторождения УВ. Для структур, расположенных в мобильных мегаблоках, характерно Кудл больше двух, значительные амплитуды. Значительная часть структур подвижных мегаблоков имеет субширотное простирание, что, вероятно, вызвано наличием в данных мегабоках сдвиговых тектонических деформаций. Показана зависимость между влиянием разновозрастных глубинных разломов и морфологическими характеристиками и нефтегазоносностью локальных структур. Построены количественные зависимости между расстоянием от разломов и нефтегазоносностью и параметрами структур.

3. На основании данных дистанционного зондирования построена карта линеаментов Тимано-Печорского НГБ, морфологически выраженных на поверхности в виде особенностей рельефа. Установлена связь линеаментов с неотектонически активными зонами разломов и трещиноватости. Анализ линеаментов показывает более высокую неотектоническую активность мобильных мегаблоков и соответствующих им нефтегазоносных областей. Наибольшую неотектоническую активность проявляют Печора-Колвинская и Варандей-Адзьвинская НТО.

4. Определено соотношение основных видов залежей углеводородов антиклинального класса по ТП НГБ. Выявлены зависимости между морфологическими характеристиками структур и их продуктивностью. На основе анализа распределения месторождений УВ по типам флюида в зависимости от площади, амплитуды и удлинения структур показано, что наибольшее количество месторождений связано с небольшими по площади структурами, в то же время самые крупные по величине ресурсов месторождения расположены в структурах с максимальной площадью. Нефтяные месторождения в основном сосредоточены в структурах с небольшой амплитудой, в то время как среди газовых месторождений возрастает количество высокоамплитудных структур. Распределение месторождений по типам структур указывает, что в основном месторождения сконцентрированы в антиклинальных структурах простого и ненарушенного строения и структурах, осложненных разрывной тектоникой. Показано, что для зон с более подвижным фундаментом характерно увеличенное количество нефтегазоносных структур, осложненных разрывными дислокациями.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Вахнин, Михаил Геллерович, Сыктывкар

1. Аминов Л. 3., Боровинских А. П., ГайдеекВ. Н. и др. Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических, поисково-разведочных и промысловых работ в республике Коми. Ухта: КРО РАЕН, 2001. Книга 1. С. 371-372.

2. Аплонов С. В., Шмелев Г. Б. Геодинамика Баренцево-Карского шельфа // Геотектоника. 1996. №4. С. 59-75.

3. Арманд А. Д. Природные комплексы как саморегирируемые информационные системы // Изв. АН СССР. Сер. Геогр.,1966. № 2. С.55.

4. Бакиров А. А., Табасаракский 3. А., Бордовская М. В. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Недра, 1982. С. 86-87.

5. Башилов В. И. Линеаменты и проблемы нефтегазоносности севера ВосточноЕвропейской платформы // Изв. вузов. Геология и разведка, 1981. № 1. С. 14.

6. Белякова JI. Т. Новые данные по строению фундамента севера Печорской плиты // Магматизм и металлогения европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1982. С. 30-32. (Труды IX геол. конф. Коми АССР; Т. 5).

7. Белякова Л. Т. Строение фундамента Тимано-Печорской провинции и его отражение в палеоструктурах осадочного чехла // Геотектоника Европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1988. С. 23-24. (Тр. X геол. конф. Коми АССР).

8. Белякова Л. Т., Степаненко В. И. Магматизм и геодинамика байкалид фундамента Тимано-Печорской синеклизы // Изв. АН. Сер. геол., 1991. С. 109-117.

9. Берлянд Н. Т. Тимано-Печорская плита // Геологическое строение и минерагения СССР. Л.: Недра, 1989. С. 44-46.

10. Бондаренко Н. А., Соловьев В. А. Пограничные структуры платформ и их нефтегазоносность (на примере платформ Юга России). Краснодар: Просвещение-Юг, 2007. С 10-104

11. Буданов Г. Ф. Этапность развития современного структурного плана севера Европейской части СССР. // Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л., 1979. С. 69-75. (Труды ВНИГРИ).

12. Буданов Г. Ф., Прищепа О. М. Блоковое строение и нефтегазоносность краевых систем (на примере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна). / Блоковое строение и нефтегазоносность // Доклады II Международной конференции. СПб., 2000. С. 45^48.

13. Варшанина Т. П. Проблемы технологии автоматизированной географической диагностики территории // Вест. Адыгейского гос. ун-та, 2008. № 1. С. 12-17.

14. Вахнин М. Г. Основные методы, используемые для построения геоинформационной системы Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Новые идеи в науках о земле: Доклады VIII международной конференции. Москва, 2007. Т. 6. С. 130-131.

15. Вахнин М. Г. Концепция создания геоинформационной системы Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Геоинформатика/Geoinformatika. 2008. № 2. С. 1-4.

16. Вахнин М. Г. Влияние разломов на формирование локальных структур и нефтегазоносность региона на примере севера Предуральского прогиба // Тектонофизика и актуальные вопросы наук о земле. Т. 2. М.:ИФЗ, 2008. С. 108-109.

17. Вахнин М. Г. Особенности формирования и распределения локальных структур на шельфе Печорского моря в связи с нефтегазоносностью // Геология морей и океана:

18. Материалы XVIII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. Т. II. М, 2009. С. 24-26.

19. Вахнин М. Г. Влияние блокового строения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на морфологические свойства локальных структур // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2010. № 5. С. 2-5.

20. Вахнин М. Г. Особенности структур рифового типа севера Тимано-Печорской провинции // Рифы и карбонатные псефитолиты: Материалы Всероссийского литологического совещания. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2010. С. 42.

21. Вахнин М. Г. Характер морфологических свойств локальных структур в экваториальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011. № 1. С. 20-24.

22. ВербаМ. Л., Дараган-Сущева Л. А. и др. Рифтогенные структуры Западно-Арктического шельфа по данным КМПВ // Советская Геология, 1990. № 12. С. 37—46.

23. Витенко В. Я., Кабышев Б. П., Шпак П. Ф. Связь нефтегазоносности структур со временем их формирования // Генерация и миграция нефти. М., 1989. С. 111-117.

24. Влияние тектонических факторов на распределение нефти и газа в Тимано-Печорской провинции / Г. Д. Удот, Г. Ф. Буданов, А. А. Ференс-Сороцкий,

25. A. В. Сороцкая // Нефтегазоносность Северо-Востока европейской части СССР и севера Урала. Сыктывкар, 1977. С. 125-130. (Тр. VIII геол. конф. Коми АССР; Т. 3).

26. Геология нефти и газа: Учебник для вузов / Э. А. Бакиров, В. И. Ермолкин,

27. B. И. Ларин и др.; Под ред. Э. А. Бакирова. 2-е изд., перераб. и доп. М.:Недра, 1990. 240 с.

28. Габриэляиц Г. А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2000. 587 с.

29. Гаврилов В. П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления М: Недра, 1975. С. 271-273.

30. Гаврилов В. П., Григорьянц Б. В., Дворецкий П. И. Зоны нефтегазонакопления жильного типа М: ОАО «Издательство Недра», 2000. С. 5-150.

31. Галкин В. И., Лядова Н. А., Галкин С. В. Прогноз нефтегазоносности нижне- и среднекаменноугольных отложений на локальных структурах северо-восточной части Волго-Урала //Пермский гос. техн. ун-т. Пермь, 1996. С. 80-90.

32. Гармиз И. В. Геоинформационные технологии: принципы, международный опыт, перспективы развития. ВНИИ мин. сырья. М., 1989. С. 10—11.

33. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики // В. П. Гаврилов, Ю. Ф. Федоровский, Ю. А. Тронов и др. М.: Недра, 1993. 323 с.

34. Геологические тела (терминологический справочник) // Под. Ред. Ю А. Косыгина, В. А. Кулындешева, В. А. Соловьева. М.: Недра, 1986. 334 с.

35. Гецен В. Г. Модель развития земной коры северо-востока Европейской платформы в позднем докембрии. Сыктывкар, 1991. 28 с. (Серия «Научные доклады», вып.257; Коми НЦ УрО АН СССР).

36. Дедеев В. А. Тектоника Тимано-Печорской нефтегазоносной области // Геология и полезные ископаемые Северо-Востока европейской части СССР и севера Урала. Сыктывкар, 1965. С. 317-331. (Тр. VI геол. конф. Коми АССР; Т. 1).

37. Дедеев В. А., Запорожцева И. В. Земная кора Европейского Северо-Востока СССР. Л.:Наука, 1985. 98 с.

38. Дедеев В. А., Аминов Л. 3. Нефтегазоносные комплексы седиментационных бассейнов // Печорский нефтегазоносный бассейн (геология, геохимия). Сыктывкар, 1988. С. 4-22. (Тр. УрО АН СССР, Коми НЦ, Ин-т геологии. Вып. 64).

39. ДедеевВ. А., Малышев Н. А., Юдин В. В. Тектоника платформенного чехла Печорской плиты // Тектоника платформенных областей. Новосибирск, 1988. С. 137150. (Тр. Ин-та геолог, и геофиз. СО АН СССР. Вып. 788).

40. ДеМерс, Майкл Н. Географические Информационные Системы. Основы. М.; Дата+, 1999. 204 с.

41. Диденко Е. Б., Симонов А. Н., Гейко Т. С. Структура платформенного чехла экваториальной части Тимано-Печорской провинции // Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы. Мурманск. 1993. С. 56-62.

42. Драгунов В. И. Концепция уровней организации и симметрия понятий наук о земле // Симметрия в природе: Тез. докладов. Всес. совещ. Л., 1971. С. 20-24.

43. Елисеев Э. Н. Структура развития сложных систем. Л. Наука, 1983. 264 с.

44. Залипухин М. И. Новые данные по геотектоническому районированию Тимано-Печорской депрессии: (по аэромагнитным данным) // Аэромагнитная съемка в геологии. М., 1963. С. 70-73.

45. Запольнов А. К. Тектоника Большеземельской тундры. Л., 1971. 120 с.

46. Запорожцева И. В. Геофизические критерии нефтегазоносности северо-востока Европейской части СССР // Геотектоника Европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1988. С. 91-92. (Тр. X геол. конф. Коми АССР).

47. Запорожцева И. В., ПыстинА. М. Строение дофанерозойской литосферы Европейского Северо-Востока России. СПб.: Наука, 1994. 112 с.

48. Камалетдинов М. А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Происхождение складчатости. М.:Наука, 1981. С 135—136.

49. Камалетдинов М. А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Научные основы поисков нефтегазоносных структур. Уфа: ИГ Башкирский ФАН СССР, 1983.

50. Камалетдинов М. А., Степанов В. П., Жуков И. М. и др. Шарьяжно-надвиговая тектоника Волго-Уральсклй области. М.:Наука, 1990. С. 22—150.

51. Кац Я. Г., Рябухин А. Г., Трофимов Д. М. Космические методы в геологии, Издательство Московского университета. М, 1976. С. 84—89.

52. Кац Я. Г., Полетаев А. И., Румянцева Э.Ф. Основы линеаментной тектоники. М.: Недра, 1986. 144 с.

53. Косыгин Ю. А. Тектоника. М.: Недра, 1983. 536 с.

54. Кошкарев А. В., Каракин В. П. Региональные геоинформационные системы. М.: Наука, 1987. С. 46.

55. Космическая информация в геологии / Под. ред. ПейвеА. В. и др. М.: Наука, 1985. С. 305-321.

56. Кравцов А. И. Роль глубинных разломов в оценке перспектив нефтеносности и газоносности территории Коми АССР и Ненецкого национального округа // Изв. вузов. Геология и разведка. 1974. № 6. С. 179—180.

57. Крылов Н. А., Королюк И. К., Меламуд Е. JI., Сидоров А. Д., Щекотова И. А. Перспективы нефтегазоносности внешних зон складчатых областей // Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон: сборник. М.: Наука, 1990. С. 3-280.

58. Кузьмин Ю. О. Современная геодинамика разломных зон // Физика Земли. 2004. № 10. С. 95-111.

59. Кукушкин Д. А., Ян Г. X. Некоторые вопросы методики анализа линеаментов (по данным дешифрирования космических снимков). // Исследования Земли из космоса. 1983. № 1. С. 51-56.

60. Ломтадзе В. В. Программное и информационное обеспечение геофизических исследований. М: Недра, 1993. 268 с.

61. Малышев Н. А. Строение и развитие Колвинской зоны глубинных разломов в связи с нефтегазоносностью // Нефтегазоносность европейского севера СССР. Сыктывкар, 1980. С 31-36. (Труды Ин-та геологии Коми фил. АН СССР. Вып. 32).

62. Малышев Н. А. Разломы Европейского Северо-Востока СССР в связи с нефтегазоносностью. Л.: Наука, 1986. С. 67—68.

63. Малышев Н. А. Печорско-Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн: специфика и перспективы // Геология горючих ископаемых европейского севера России. Сыктывкар, 1998. С. 6-14. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН; Вып.97).

64. Малышев Н. А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. 271 с.

65. Малышев Н. А. Палеозойский рифтинг в Печорском бассейне в связи с нефтегазоносностью // Строение и динамика литосферы Восточной Европы. М: ГЕОКАРТ, ГЕОС, 2006. С. 502-508.

66. Неволин Н. В. Возраст структур и их нефтегазоносность // Геология нефти и газа. 1999. № 12. С. 10-12.

67. Никушин А. М., Ершов А. В!, Коротаев М. В., Болотов С. Н. Трехмерная геоинформационная модель государственной геологической карты России: принципы построения и компьютерные программы // Разведка и охрана недр. 2007. № 2 С. 29-34.

68. Оловянишников В. Г. Перспективы нефтегазоносности Тимана // Геология горючих ископаемых Европейского Севера России. Сыктывкар, 1995. С. 41-42. (Тр. Ин-та геологии Коми научного центра УрО РАН; вып. 85).

69. Понамарев В. С. Энергонасыщенность геологической среды // Труды Геологического института. Вып. 582. М. Наука, 2008. С. 295-296.

70. Пучков В. Н. Структурные связи Приполярного Урала и Русской платформы. Л., 1975. 203 с.

71. Ресурсы Европейского Северо-Востока России. Сыктывкар, 1994. Т.1. С. 117119.

72. Разницын В. А. Тектоническая карта Коми АССР и сопредельных районов // Вопросы геологии северо-востока Русской платформы, Печорского Урала и полуострова Канин. Сыктывкар, 1963. С. 5-11. (Тр. Ин-та геологии Коми филиала АН СССР; Вып. 4).

73. Рифтогенез и нефтегазоносность северо-востока Европейской платформы / В. А. Дедеев, Л. 3. Аминов, Н. А. Малышев и др. // Рифтогенез и нефтегазоносность. М.: Наука, 1993. С. 52-58.

74. Розанов Л. Н. Геотектонические факторы формирования зон нефтегазонакопления // Геотектоника. 1979. № 3. С. 15—23.

75. Розанов Л. Н. Динамика формирования тектонических структур платформенных областей. Л.гНедра, 1981. 140 с.

76. Рыжов И. Н. Неотектоника Европейского Севера СССР. Л.: Наука, 1988. 84 с.

77. Рыжов И. Н. Характерные особенности неотектоники Печорской и Мезенской синеклиз // Геотектоника Европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1988. С. 53-56. (Тр. X геол. конф. Коми АССР).

78. Сенин Б. В., Шипилов Э. В. Региональная структура и "доокеаническое" развитие Баренцево-Карской плиты и прилегающих районов // Тектоника платформенных областей. Новосибирск: Наука, Сиб. отд. 1988. С. 126-135.

79. Сим Л. А. Неотектонические напряжения Восточно-Европейской платформы и структур обрамления: автореферат диссертации. Наука. М., 1996. С. 40—42.

80. Сим Л. А. Влияние глобального тектогенеза на новейшее напряженное состояние платформ восточной Европы // М.В. Гзовский и развитие тектонофизики.-М.:Наука, 2000. С. 336-341.

81. Соборнов К. О., Пильник Л. Ф. Гряда Чернышева фронт вдвиговой пластины? // Докл. АН СССР, 1991. Т.317, № 2. С. 431^133.

82. Соборнов К. О., Бушуев А. С. Кинематика зоны сочленения Северного Урала и Верхнепечорской впадины//Геотектоника. 1992. № 1. С. 38—52.

83. Соколов Б. А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. М.: Наука, 1980. С 74-75.

84. Структура платформенного чехла европейского севера СССР // Под ред. В. А. Дедеева. Л.: Наука, 1982. 200 с.

85. Таксономия в классификационных и прогнозных геологических задачах // Тр. ИГГ СО АН СССЗ / Под. ред. В. В. Зуенко. Новосибирск, 1989. С. 115-117.

86. Тектоника Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции: объяснительная записка к «Структурно-тектонической карте Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции м-ба 1:1000000» // В. А. Дедеев, В.В.Юдин, В. И. Богацкий,

87. A. Н. Шар данов. Сыктывкар, 1989. 27 с.

88. Тектоническая карта Печорской плиты // В. А. Дедеев, В. В. Юдин,

89. B. И. Богацкий, Л. Н. Беляков и др. Сыктывкар, 1985. 12 с. (Серия препринтов "Научные доклады" Коми фил. АН СССР;Вып. 142).

90. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн: моделирование процессов нефтегазогенерации и перспективы нефтегазоносности больших глубин // Н. А Малышев., Б. А. Пименов, Д. А. Бушнев и др. Геопринт. Сыктывкар, 2003. С. 1516.

91. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения // М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Д. Теплов и др. С.Петербург, Недра, 2004. 396 с.

92. Тимонин Н. И. Тектоника гряды Чернышева. Л., 1975. 130 с.

93. Тимонин Н. И., Дедеев В. А., Тектоническая эволюция Печорской эпибайкальской плиты // Геотектоника Европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1988. С. 5-9. (Тр. X геол. конф. Коми АССР).

94. Тимонин Н. И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург, 1998. 239 с.

95. Тимурзиев А. И. Методика и оценка достоверности локального прогноза нефтегазоносности (на примере Южного Мангышлака) // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии: Доклады Международной научной конференции. СПб, ВНИГРИ, 2007. С. 150-151.

96. Топливно-энергетическая база европейского северо-востока / В. А. Дедеев, JL 3. Аминов, Л. А. Анищенко и др. Сыктывкар, 1991. 304 с.

97. Трофимов Д. М. Глубинная структура Восточно-Европейской платформы по данным дешифрирования космоснимков // Изв. вузов. Геология и разведка. 1981. №3. С. 22-30.

98. Туманов П. А. Тектоника Печорской синеклизы и некоторые вопросы размещения в ней залежей нефти и газа // Тектоника и размещение нефтегазовых месторождений востока Русской платформы. М., 1968. С. 136-150.

99. Туренко С. К., Аксарин М. Ю., Морозов М.В., Пархимович Р.В. Информационная система хранения, обработки и анализа инженерно-геологической информации // Известия ВУЗов. Нефть и Газ. 2008. №5. С. 12—19.

100. Удот Г. Д. Локальные структуры Печорской плиты в связи с нефтегазоносностью. Л., 1979. 96 с.

101. Ульмасвай Ф. С., Налимова H.A., Добрынина С.А. Локальная геодинамика северного Сахалина по результатам анализа линеаментов // ДАН, 2006. Т. 409, № 6. С. 793-794.

102. Ференс-Сороцкий А. А. Влияние неотектонических движений на нефтегазоносность северо-востока Русской плиты // Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л., 1979. С. 97-101.

103. Филонюк В. А. Принципы выявления закономерностей сруктурной организации геологических объектов. // Геология, поиски и разведка месторождений полезных ископаемых: сборник. Иркутск: ИЛИ, 1986. С. 119-126.

104. Фундамент Тимано-Печорского бассейна // Белякова Л. Т., Богацкий В. И., Богданов Б. П. и др. Киров, 2008. 288 с.

105. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна / В. А. Дедеев, Л. 3. Аминов, Н. В. Беляева, В. А. Чермных // Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. Сыктывкар, 1981. С. 3—26.

106. Хаин В. Е. Проблемы внутриплитной и межплитной тектоники // Динамика и эволюция литосферы. М.: Наука, 1986. С. 8-14.

107. Хаин В. Е. Основные проблемы современной геологии (геология на пороге XXI века). М.: Наука, 1994. 190 с.

108. Цзю 3. И. Основные черты тектонического развития Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа Северо-Востока европейской части СССР. М., 1964. Вып. 1. С. 4-23.

109. Чернов Г. А. Структура и перспективы нефтегазоносности Тимано-Пайхойской провинции. Сыктывкар, 1960. С. 85-94. (Тр. Коми филиала АН СССР, № 10).

110. Шаблинская Н. В. Разломы и их влияние на распределение нефти и газа в Тимано-Печорской провинции // Нефтегазоносность Северо-Востока европейской части СССР и севера Урала. Сыктывкар, 1977. С. 133-138. (Тр. VIII геол. конф. Коми АССР; Т. 3).

111. Шаблинская Н. В. Разломы Тимано-Печорской провинции и оценка их влияния на нефтегазоносность // Результаты комплексной интерпретации геологогеофизических данных при оценке глубинного строения Тимано-Печорской провинции. JL, 1980. С. 5-51.

112. Шаблинская Н. В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя. Л.: Недра, 1982. С. 10-100.

113. Щусь Т. К., Москалюк 3. В. Особенности тектонического строения Варандей-Адьзвинской структурной зоны и перспективы ее нефтегазоносности // Геотектоника Европейского северо-востока СССР. Сыктывкар, 1988. С. 109-110. (Тр. X геол. конф. Коми АССР).

114. Юдахин Ф. Н., Щукин Ю. К. и др. Глубинное строение и современные геодинамические процессы в литосфере Восточно-Европейской платформы. Екатеренбург: УрО РАН, 2003. С. 53.

115. Юдин В. В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя. Екатеринбург: УИФ Наука, 1994.286 с.

116. Юньфей Цай. Использование материалов дистанционного зондирования для изучения нефтегазоносности Тимано-Печорского бассейна // Вестник Московского Университета. Сер. 4. Геология. 2006. № 5. С. 89-91.

117. Dall'Agnolo S., Baumeler A., Sartori M. Vectorisation of geological maps linking the graphics to the GIS // 6th European Congress on Regional Geoscentific Cartography and information Systems EURUGEO, Germany, Munich, 2009. Volume 1. P. 222.

118. Moody W., Hill M. Wrench fault tectonies. Bull. Geol. Soc. Amer., 1956. vol. 67. N 9. P. 1207-1246.

119. Vakhnin M. G., Razmanova O. F., Durkin V. G. The use of GIS to explore the territory of the Timan-Pechora oil-and-gas Bearing basin // 2rd International conference: "GIS in geology" Moscow, 2004. P. 101.

120. Vakhnin M. G., Razmanova O. F., Mashin D. O. Analysis of local structures of the northern Timan-Pechora oil-gas bearing basin using ARCGIS 9.1 // 3rd International conference: "GIS in geology". Moscow, 2006. P. 52.

121. Vakhnin M. Morphology and geodynamics study of local structures in Timan-Pechora oil-gas-bearing basin using GIS technologies // Indian Scenario and Global Context: International conference on geology. Indian Statistical Institute: Kolkata, 2008. P. 18.