Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Ситар, Ксения Александровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна"

На правах рукописи

СИТАР Ксения Александровна

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОЙ (АКВАТОРИАЛЬНОЙ) ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Специальность 25 00 12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва, 2007 г

003061796

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета

Московского Государственного Университета им М В Ломоносова

Научный руководитель кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Кирюхина Тамара Алексеевна

Официальные оппоненты доктор геолого-минералогических наук, профессор

Малышев Николай Александрович

кандидат геолого-минералогических наук Зонн Марина Сергеевна

Ведущая организация* Всероссийский Научно-Исследовательский институт

природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ)

Защита диссертации состоится 14 сентября 2007 г в 14 час 30 мин на заседании диссертационного совета Д 501 001 40 при Московском государственном университете им МВ Ломоносова по адресу 119991, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, аудитория 829

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке геологического факультета МГУ им М В Ломоносова (Главное здание МГУ, сектор «А», б этаж)

Автореферат разослан 14 августа 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

Карнюшина Е Е

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ), являясь одним из «старейших» нефтегазодобывающих районов России, сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносное™ для наращивания добычи углеводородного сырья за счет своих северных, в том числе акваториальных, ресурсов Однако эта часть бассейна изучена слабо Пробуренные скважины вскрыли, в основном, мезозойские и верхнюю часть палеозойских отложений Все работы, проводимые на акватории, - геолого-геофизического плана и направлены, в основном, на выявление структур в верхней части осадочного чехла Геохимические исследования проводились только для отдельных месторождений и направлены на изучение физико-химических свойств флюидов, редко посвящены изучению нефтегазоматеринских пород

Данная работа является первой попыткой обобщить имеющийся геолого-геохимический материал, и на основе собранных данных воссоздать историю формирования нефтегазоносности изучаемого района с использованием современных компьютерных технологий

Цель и задачи исследования Цель исследований состояла в оценке перспектив нефтегазоносности отложений северной (экваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на основе имеющегося фактического материала о геохимических особенностях отложений осадочного чехла и флюидов, с привлечением пакетов программ по бассейновому моделированию

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи

1 Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона

2 Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений

3 Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских пород с учетом их катагенетического преобразования

4 Реконструкция условий формирования нефтегазоносности

5 Выявление современных очагов нефте- и газогенерации, возможных путей миграции углеводородов

6 Оценка перспектив и фазовый прогноз нефтегазоносности

Научная новизна Для оценки нефтегазоносности отложений северной экваториальной части Тимано-Печорского бассейна впервые применен метод бассейнового моделирования, в результате чего построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений северной части ТП НГБ

На основе фактического материала выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские породы для изучаемого района бассейна Построенная геолого-геохимическая модель позволила установить степень их катагенетического преобразования и остаточный (нереализованный) углеводородный потенциал

Научно обоснована площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах экваториальной части бассейна Выявлены два очага углеводородообразования нефтегазогенерирующий Печоро-Колвинский и нефтегенерирующий Варандей-

Адзъвинский Установлено направление латеральной миграции флюидов из Варандей-Адзъвинского очага до западного борта Хорейверской впадины

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании нефтегазоносности северной экваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выделением зон нефте- и газонакопления и качественном прогнозе состава флюидов для выявленных в этой части бассейна структур

Фактический материал В качестве фактического материала был использован представительный банк данных (1020 анализов химико-битуминологических исследований образцов пород и керна, включающих пиролитические данные), а также данные исследования флюидов из открытых залежей акваториальной и северной континентальной части исследуемого региона Зги исследования проводились сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им M В Ломоносова в течение многих лет Кроме этого, в работе использовались материалы личных исследований автора по данному региону, проводимые с 2004 г

Публикации и апробация работы Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VI и VIH Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2005, 2007), VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007), научной конференции молодых ученых «Трофимуковских чтения - 2006» (Новосибирск, 2006), Международном совещании по проблемам нефтегазовой геологии «Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions» (Лондон, 2006), IX Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2005), VII Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO/CIS Offshore -2005» (Санкт-Петербург, 2005), Международном совещании «Геология рифов» (Сыктывкар, 2005), XII Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (Москва, 2005), XIII Научной конференции молодых ученых «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004) и изложены в 10 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций

Благодарности Автор глубоко признателен своему научному руководителю, кандидату геол -мин наук, доценту Тамаре Алексеевне Кирюхиной за предоставленную возможность работать вместе, за возможность использовать собранный ее за десятилетия материал, а также за постоянную и разностороннюю помощь в ходе подготовки диссертации Слова благодарности за предоставленную возможность работать с замечательными специалистами и всестороннюю поддержку автор выражает заведующему кафедры, профессору Михаилу Константиновичу Иванову Настоящая работа была завершена также благодаря консультациям и ценным советам со стороны старшего научного сотрудника Георгия Евгеньевича Яковлева и профессора Антонины Васильевны Ступаковой, которым автор очень признателен и благодарен

Особые слова благодарности автор выражает профессору Юрию Ивановичу Галушкину за возможность проведения совместных исследований, а также за ценные консультации и замечания при написании рукописи

Автор искренне признателен сотрудникам факультета за замечания и советы во время обсуждения отдельных вопросов при подготовке работы О.К Баженовой, М.А. Большаковой, СИ. Бордунову, Ю.К. Бурлину, А.Н Гусевой, А В Ершову, Н.А Касьяновой, H В. Прониной, Е.В. Соболевой, H П Фадеевой, а также всем друзьям и коллегам, помогавшим на разных этапах выполнения этой работы

Глубокую признательность за помощь и консультации при освоении программ пакета «Ternis» автор выражает зарубежным коллегам из компании Beicip-Franlab, подразделения Французского Института Нефти (Франция) M Сент-Жермес, Б Ероуту, Н.Бьянчи, а также Ю.Йоханенсен - специалисту компании «Статойл» (Норвегия) Искренние слова благодарности за консультации по различным вопросам геолого-геохимической тематики и, в некоторых случаях, возможность использовать совместно полученные научные результаты, автор выражает коллегам из компаний ЭХенриксену (компания «Statoil»), БХъюзинга, К Свиридчук (компания «ConocoPhilips»)

Автор чтит память о своем первом учителе и наставнике, докторе геол -мин наук, профессоре кафедры геохимии геологического факультета МГУ им MB Ломоносова Наталье Алексеевне Титаевой, идеи и советы которой оказали решающее влияние при выборе научной деятельности, а моральная поддержка и неиссякаемый оптимизм помогали на протяжении всех девяти лет пребывания автора в Университете

Автор всем выражает свою глубокую благодарность и искреннюю признательность Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения Общий объем работы составляет J 78 страниц, включая 76 рисунков и 3 таблицы, библиографический список включает 162 наименования

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ЧАСТЬ I ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА В главе 1 «История геолого-геохимического изучения района» обобщены сведения об истории проведения геологических и геохимических исследований в северных экваториальных районах ТП НГБ

Успешные поисково-разведочные работы в северных сухопутных районах ТПНГБ, приведшие к открытию целой группы месторождений, послужили отправным моментом для начала интенсивного изучения акватории бассейна уже в середине 70-х годов Региональные и площадные работы проводились различными научно-производственными организациями (ВНИИморгео, Севморгео, МАГЭ, Севморнефтегеофизика, Газфлот и др ) В настоящее время общий объём сейсмических работ, выполненный в Печорском море, составляет 102 тыс пог км

В северной части бассейна первые скважины были пробурены в 1974 г на о-ве Колгуев (Бугрино-140 и 141) Непосредственно в акватории глубокое бурение было начато в 1981 г

(Дресвянская площадь) В 1982 г было открыто первое нефтегазоконденсатное Песчаноозерское месторождение В 1985 г на Поморской площади было открыто первое морское месторождение углеводородов (УВ) Полученные в результате бурения данные позволили охарактеризовать геологический разрез экваториальной части бассейна, изучить вещественный состав пород осадочного чехла, осуществить достоверную привязку региональных отражающих сейсмических горизонтов

Изучение тектоники района, его геологического строения, истории развития связано с такими именами, как В И Богацкий, В Г Гецен, И С Грамберг, В А Дедеев, И В Запорожцева, А Я Креме, А Г Кузнецов, Н А Малышев, В Г Оловянишникова, Б И Рапопорт, А В Ступакова, Н И Тимонин и др Несмотря на длительный период изучения района, существуют вопросы, по которым дискуссии продолжаются (об истории развития и др)

Благодаря глубоким параметрическим скважинам, вскрывшим фундамент в северных районах сухопотной части бассейна, детально описан палеозойский разрез по основным тектоническим элементам На основе материала по экваториальным скважинам построены литолого-фациальные модели верхней части осадочного чехла

Изучением современного теплового режима рассматриваемого района, а также проведением исследований по оценке палеотемпературного режима на основе отражательной способности витринита занимались Д В Макаров, Л В Подгорных, Я Б Смирнов Акваториальной части бассейна посвящены аналогичные работы Л А Анищенко, Е В Вержбицкого, В Г Левашкевича, М Д Хуторского, Л А Цьгбули

Геохимическими вопросами (выделением нефтегазоматеринских пород (НГМП), изучением геолого-геохимических условий формирования состава рассеянного органического вещества пород, исследованием нефтей и изучением влияния геолого-геохимических факторов на их свойства и состав) в Тимано-Печорском бассейне занимались в разное время и с разной степенью детальности исследователи из МГУ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ИГ Коми НЦ УрО РАН и др Среди них следует отметить исследования таких специалистов, как Л 3 Аминов, Г И Андреев, Л А Анищенко, Т К Баженова, Т А Ботнева, Д А Бушнев, О И Валяева, С С Гейро, В А Горбань, Н К Гудкова, А Н Гусева, С А Данилевский, М С Зонн, Т А Кирюхина, Е С Ларская, Ю И Корчагина, Ал А Петров, 3 П Склярова, М Б Темянко, Н П Фадеева, Н С Шулова и др Для акваториальной части ТП НГБ многие исследователи выделяют НГМТ по аналогии с сушей При этом количественно охарактеризованы содержанием Сорг только пермские отложения Изучению катагенетической зональности отложений разреза акваториальной части бассейна посвящены работы Л А Анищенко, в которых проводится качественная оценка степени катагенеза отложений на основе данных по отражательной способности витринита

И О Бродом, И В Высоцким в 50-х годах заложены основы учения о бассейновом анализе, которое впоследствии было дополнено системным подходом и стало неотъемлемой частью при изучении осадочных бассейнов (ОБ), позволяющей рассматривать последние как целостную природную динамичную систему Теоретическими вопросами моделирования нефтегазообразования занимались Г М Боровая, Ю И Галушкин, А И Данющевская,

Н В Лопатин, В И Молчанов, С Г Неручев, И И Нестеров, Г М Парпарова, В И Петрова, Б А Соколов, Г Е Яковлев и др Работы, посвященные моделированию процессов формирования нефтегазоносности экваториальной части ТП НГБ, не проводились (в литературе не зафиксированы)

В главе 2 «Геологическое строение северной части Тимано-Печорского НГБ» на

основе собранного и проработанного материала приводится характеристика района исследований, включающая литолого-стратиграфическое описание отложений фундамента и осадочного чехла, характеристику структуры фундамента, тектоническое строение, современный термический режим и историю геологического развития изучаемого района

В северной части ТП НГБ геологический разрез подразделяется на два комплекса нижний - фундамент и верхний - осадочный чехол Глубина залегания фундамента достигает 10 км Осадочный чехол в акватории ТП НГБ, также как и на суше, представлен палеозойско-мезозойскими отложениями (Баренцевская , 1988) Мощность палеозойского комплекса варьирует от 1,0 - 2,5 км до 8 -10 км Нижнепалеозойские отложения представлены терригенными нижнеордовикскими, карбонатными верхнеордовикскими, силурийскими и нижнедевонскими, терригенно-карбонатными, сульфатно-карбонатными и терригенными отложениями нижнего и среднего отделов девонской системы Нижнепалеозойские отложения местами глубоко размыты, в результате чего верхнедевонские отложения залегают на породах от фундамента до нижне-среднедевонских Мощность нижнепалеозойских отложений увеличивается в восточном направлении и достигает 3 км

Верхвепалеозойские отложения представлены верхнедевонскими-каменноугольными преимущественно карбонатными отложениями с широким развитием рифовых фаций (Антошкина, 2004) На фоне доминирующего карбонатного осадконакопления выделяется толща визейских песчано-глинистых отложений Общая мощность отложений верхнедевонско-нижнепермского карбонатного комплекса варьирует от 1,5 км до 2,5 км

Нижняя граница пермского терригенного комплекса проводится по смене известняков каменноугольно-раннепермского возраста сильно известковистыми глинами Выше по разрезу следует нижне-верхнепермская песчано-глинисгая толща, иногда с прослоями углей и глинистых известняков На границе пермских и триасовых отложений отмечается региональное стратиграфическое несогласие Триасовые отложения распространены, практически, повсеместно и представлены красноцветно-пестроцветными глинами с прослоями сероцветных глин и песчаников Верхняя граница триасового комплекса связана с региональным несогласием в основании юрских отложений Мощность отложений пермско-триасового возраста на рассматриваемой территории изменяется от 0,5 до 2,5 км

Отложения юрско-мелового и кайнозойского возраста на рассматриваемой территории представлены маломощными образованиями (Баренцевская , 1988) Они залегают со стратиграфическим, а местами и с угловым несогласием на подстилающих породах и представлены верхнеюрскими песчано-глинистыми и нижнемеловыми глинистыми отложениями

В тектоническом отношении ТП НГБ располагается на северо-восточном окончании Восточно-Европейской платформы и включает Печорскую плиту и Предуральский краевой прогиб Мощность земной коры на территории Печорской плиты колеблется от 35-36 до 4041 км (Булин, 1976, Дедеев, Запорожцева, 1983)

По нижнему структурному этажу, включающему отложения до нижнедевонских, на рассматриваемой территории в пределах Печорской плиты выделяются Печоро-Колвинский авлакоген, Большеземельский свод и Варандей-Адзъвинская структурная зона По среднему структурному этажу, включающему среднедевонско - триасовые отложения, выделяются Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина и Варандей-Адзъвинская структурная зона По мезозойско-кайнозойскому структурному ярусу все перечисленные тектонические элементы объединяются в единую надпорядковую структуру - Печорскую синеклизу

Для формирования нефтегазоносности ОБ важное значение имеет его термический режим, тесно связанный с тектонической структурой бассейна и особенностями его развития Характер распределения температурного поля в осадочном бассейне зависит от величины теплового потока и от теплофизических свойств различных типов пород Современная величина теплового потока на поверхности осадочного чехла в экваториальной части ТП НГБ составляет 57 ±13 мВт/м2 (Вержбицкий, 2002) По тсплофизичсским параметрам в разрезе отложений выделяется два этажа верхний, преимущественно терригенный, с низкими значениями теплопроводности (1,0-2,2 Вт/(м К)) и нижний, терригенно-карбонатный, с более высокими средними значениями (2,2-4,14 Вт/(м К)) (Левашкевич, 2005)

При изучении истории реализации углеводородного генерационного потенциала отложений ОБ важно знать не только современную характеристику теплового поля, но и его палеовариации, которые тесно связаны с историей геологического развития бассейна В истории Тимано-Печорского бассейна значительную роль сыграли рифтогенные процессы, которые протекали в начале фанерозоя (рифтогенный этап) К концу раннедевонского периода активность тектонических движений уменьшилась и погружение бассейна приостановилось Последующее воздымание территории обусловило размыв отложений (местами до ордовикских) на большей части бассейна, после чего начался плитный этап развития бассейна

С начала среднефранского времени произошла активизация процесса общего погружения бассейна (под влиянием погружения соседнего Палеоуральского бассейна), в результате которого терригенное осадконакопление постепенно сменилось карбонатным в палеовпадинах со специфическими условиями некомпенсированного осадконакопления (доманиковые формации), обрамленными мелководным карбонатным палеошельфом, на границе которого формировались зоны барьерных рифов Длительным перерывом в осадконакоплении завершилась синеклизная стадия развития бассейна

Начало инверсионной стадии связано с активизацией тектонических движений (сжатия) в визейское время и началом регионального подъема территории С запада -воздымание и пенеплинизация Тимана, с востока - первые складчато-надвиговые процессы

со стороны Урала и его рост, повсеместное понижение уровня мирового океана в серпуховское время, активная инверсия в зонах авлакогенов и погружение до этого времени стабильных блоков (палеоподнятий) с формированием на их месте крупных отрицательных структур, привели к перестройке структурного плана бассейна (Малышев, 2002)

В начале пермского периода область погружения сместилась с юго-востока на северо-восток, и постепенно изменился наклон поверхности седиментации с юго-восточного на северо-западный, в сторону Южно-Баренцевской синеклизы Перед фронтом сформировавшегося горно-складчатого сооружения Полярного Урала стал формироваться краевой прогиб Начиная с раннепермской эпохи карбонатное осадконакопление сменяется на терригенное (с угленосными формациями в позднепермское время)

Позднетриасовое и раннеюрское время характеризовалось активным дифференцированным проявлением контрастных тектонических движений, связанных с образованием пайхоид, в результате которых впервые сформировался структурный план региона, близкий к современному (происходило дальнейшее обособление валообразных структур, начавших формироваться в раннекаменноугольное время в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзъвинской структурной зоне, более отчетливо проявилась в структуре бассейна Хорейверская впадина) Среднеюрско-меловой этап отличался от предшествующих однородностью тектонических условий, а поздаеплейстоцен-голоценовый этап характеризуется новой тенденцией к поднятию всего рассматриваемого региона (Малышев, 2002)

В главе 3 «Нефтегазоносность северной части Тимано-Печорского НГБ»

приводится существующее на данный момент площадное нефтегазовое районирование, выделяются нефтегазоносные комплексы, их основные элементы, детально описаны состав и свойства флюидов (из открытых залежей) разных нефтегазоносных комплексов

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн относится к складчато-платформенному типу (по классификации Б А Соколова) В настоящее время на экваториальном (в т ч о Колгуев) продолжении ТП НГБ открыто восемь месторождений нефти, газа и газоконденсата В пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны - Приразломное, Долганское, Варандей-море, Медын-море, Хорейверской впадины - Северо-Гуляевское, Печоро-Колвинского авлакогена - Поморское, Песчаноозерское и Тарское (о Колгуев) Кроме этого, сейсморазведочными работами на шельфе Печорского моря выявлено более 30 перспективных структур

В северной Печороморской части бассейна выделяются следующие нефтегазоносные области (НГО), приуроченные к соответствующим тектоническим областям Варандей-Адзъвинская, Хорейверская и Печоро-Колвинская

Стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносносга северной части ТП НГБ включает отложения от ордовика до нижнего триаса В экваториальной части бассейна выделы ордовикско-нижнедевонский терригенно-карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, верхнедевонско-турнейский терригенно-карбонатный, визейско-нижнепермский терригенно-карбонатный, верхнепермско-триасовый терригенный нефтегазоносные комплексы (НГК) В настоящее время нефтегазоносность подтверждена

открытием залежей УВ в ордовикско - нижнедевонском, верхнедевонско -турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско - триасовом НГК

В нижнедевонских отложениях нефть, полученная на Приразломном месторождении, легкая (плотность 0,823 г/см") со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов По распределению н-алканов и изопренов нефть Приразломного месторождения схожа с нефтями севера вала Сорокина (м-ния Варандейское, Наульское) Отмечаются максимальные концентрации нечетных н-алканов С17 и С19, что характерно для большинства нефтей нижнепалеозойских залежей бассейна, относящихся к I типу (по классификации Кирючиной, 1995)

В верхнедевонских отложениях притоки нефти получены на месторождении Медын-море Это легкая нефть (0,838 г/см'), малосернистая (0,4%), с содержанием 8% смол и 1,2% асфальтенов, с повышенным содержанием парафинов (6,7%) По физико-химическим параметрам она отличается от нефтей данного комплекса континентальной части бассейна (как правило, это утяжеленные и тяжелые нефти с большим содержанием серы и смолисто-асфальтеновых компонентов и незначительным - парафинов)

В каменноугольно-нижнепермском и еерхнепермско-триасовом НГК выделяются две зоны накопления УВ газоконденсатная на западе (Песчаноозерское, Северо-Гуляевское) и преимущественно нефтяная на востоке (Приразломное, Медын-море, Варандей-море) Состав и свойства нефтей этих зон нефтегазонакопления значительно различаются На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газококденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам, и по физико-химическим параметрам относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям, сильно катагенетически преобразованным В восточной части бассейна нефти по составу тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые, в основном цикланового состава, образованные на начальных этапах главной зоны нефтеобразования (Анищенко и др, 1984) и, возможно, незначительно затронутые процессами I ипергенеза (Кирюхина, 2001)

К верхним нефтегазоносным комплексам приурочены открытые в экваториальной части бассейна газоконденсатные залежи Плотность конденсатов варьирует от 0,721 до 0,798 г/см3, практически отсутствуют смолисто-асфальтеновые компоненты и парафины Содержание серы в среднем составляет 0,2% В групповом составе УВ доля алканов в среднем составляет 60%, доля ареновых УВ - 15% Свободные газы из газоконденсатных залежей имеют метановый состав и содержат небольшое количество тяжелых гомологов метана и неуглеводородных газов Содержание углекислого газа варьирует от 0,1-0,3% в триасовых залежах Песчаноозерского и С Гуляевского месторождений до 20% в нижнепермской залежи м-ния Поморского, содержание азота в среднем составляет 5-6%, за исключением триасовой залежи м-ния С Гуляевского, в которой достигает 12-22% На Поморском и С Гуляевском месторождениях в нижнепермских залежах отмечается повышенное содержание сероводорода (8 - 13%)

ЧАСТЬ II ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности экваториальной части ТП НГБ базируется на осадочно-миграционной теории происхождения нефти, согласно которой нефть образуется в результате деструкции керогена органического вещества, а нефте1 азоносность осадочного бассейна обусловлена следующими основными процессами накопление исходного органического материала в субаквальных отложениях, преобразование органического вещества на стадиях литогенеза (в первую очередь -катагенез) и образование углеводородов, их эмиграция из нефтегазоматеринской породы, миграция и поступление в коллектор

Естественное стремление к адекватному описанию сложных природных систем и флюидодинамических процессов в недрах земли, а также возрастающие возможности современной вычислительной техники, привели к разработке и практическому анализу бассейновых моделей Для экваториальной части Тимано-Печорского бассейна было выполнено в компьютерной программе «Ternis» геолого-геохимическое 2D моделирование, позволившее установить катагенетическую зональность отложений разреза, историю реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, очаги нефте- и газообразования, возможные пути миграции и аккумуляции углеводородов

Основой для построения двухмерной модели послужил геолого-геофизический профиль, пересекающий все основные тектонические элементы акваториального продолжения бассейна (Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверскую впадину и Варандей-Адзъвинскую структурную зону) На базе геологической информации (Глава 2) для данного профиля были построены литолого-фациальная модель, палеопрофили для основных этапов развития бассейна, восстановлены мощности осадочных комплексов, эродированных в периоды подъема территории Для учета палеовариаций температурных условий под руководством проф Ю И Галушкина была выполнена реконструкция палеотемпературного режима бассейна в компьютерной программе «ГАЛО»

Реконструкция истории погружения бассейна выполнялась с использованием процедуры «backstrippmg» (те последовательного снятия слоев в последовательности, обратной геохронологической) с учетом поправки на уплотнение пород под весом вышележащих отложений (использовался закон экспоненциального уменьшения пористости с глубиной для каждого используемого литологического типа пород) При оценке параметров емкостно-филырационных свойств пород разреза использовалось уравнение Терцаги (Burrus, Schneider, 1992 )

При характеристике геохимических условий нефтегазообразования для каждого нефтегазоносного комплекса были выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские толщи При моделировании потоков флюидов (с учетом аппроксимированных данных по фильтрационным свойствам зон разломов) в разрезе осадочных отложений использовался многофазовый закон Дарси

Для количественной оценки объемов УВ в осадочном бассейне некорректно использовать двухмерное моделирование, т к потоки в бассейне - трехмерные, однако для

качественной оценки нефтегазоносное™ района применение таких моделей широко используется

В главе 4 «Геотермические и геохимические условия нефтегазообразования»

описаны результаты проведенной реконструкции палеовариаций плотности теплового потока (на поверхности фундамента, на поверхности осадочного чехла), выделяются нефтегазоматеринские толщи и приводится их детальная характеристика

Восстановление палеовариагщй теплового потока осуществлялось в программе «Гало» на основе 1D моделирования 4 скважин, пробуренных в экваториальной части ТП НГБ на участках различных тектонических элементов (Приразломная, Северо-Гуляевская, Поморская и Песчаноозерская) При восстановлении палеовариаций (как на поверхности фундамента, так и на поверхности осадочного чехла) проводилась реконструкция термической истории осадочного бассейна, посредством решения прямой тепловой задачи, целью которой является поиск наиболее вероятного распределения температуры и кондуктивного теплового потока во времени Для задания граничных условий термальной модели были использованы папеотемпературы на поверхности осадочного чехла рассматриваемого района (опубликованные в работах Frak.es, 1979, Welte et al, 1997, Величко, 1987, 1999) и температура на границе литосферы (1150 °С)

Корректность построенной тепловой модели для различных тектонических элементов проверялась сопоставлением модельного полученного современного распределения температур и показателя отражательной способности витринигга (Ro) с замеренными современными температурами и Ro в скважинах, пробуренных в пределах экваториальной части рассматриваемых тектонических элементов

Согласно построенной тепловой модели остывание бассейна от начального (прогретого) состояния с плотностью теплового потока на поверхности 75-78 мВт/м2 сопровождалось умеренным растяжением литосферы бассейна в силуре и раннем девоне с суммарной амплитудой около 1,12 (ß фактор) К концу девонского периода величина плотности теплового потока на поверхности фундамента (Рф) составила, в среднем, 50 мВт/мг В последующее время его вариации были незначительны и продолжающееся остывание привело к 40 мВт/м2 к концу мезозоя Начиная с кайнозоя отмечается постепенное увеличение на всей территории и современная величина q,j, составляет 42-43 мВт/м2

Палеовариации плотности теплового потока на поверхности осадочного чехла (q4) до конца девонского периода для разных тектонических зон также схожи - уменьшение с одинаковой скоростью с 75-78 до 48 мВт/м2 с тепловой активизацией (с 51 до 55-59 мВт/м2) в среднем девоне Интервал с каменноугольного и до конца триасового периода на большей части района исследований характеризовался медленным понижением q„ с 48 до 4546 мВт/м2, в пределах ВАСЗ с конца позднепермского времени величина q4 уменьшилась до 41 мВт/м2 Начиная с кайнозоя q4 на рассматриваемой территории начала повышаться, достигнув, согласно построенной модели, современного значения 50 мВт/м2 (для ВАСЗ -46 мВт/м2), современное фоновое значение теплового потока на поверхности осадочного чехла на основе замеренных значений составляет 57 ±13 мВт/м2 (Вержбицкий, 2002)

С точки зрения формирования нефтегазоносное™ любого осадочного бассейна необходимым условием является наличие в его разрезе кефтегазоматсрин(пшх порол, способных на определеннее? стадиях ката генетически го преобразования генерировать УВ Количество углеводородов прямо пропорот юиач ню зависит от количества к качества органического вещества. содержащегося в нефтегазомйтернвеко^ породе. площади сс распространения и мощности. На основе имеющегося фактического материала но содержанию Сорг в породах разреза северном части 111 Hi Ь были выделены Нефтегазоштеринские норовы (Hf'MIfi в палеозойских, а также в перхиетриасовых очдоженних (пример приводится на рис. 1, собран материал по 48 площадям, приуроченным к разным тектоническим зонам).

Сорг,с

14>рг. %

I -Ф

фГ f.

ww) ■ - _

I луби^а, м

Акваториальная часть

1 г. '< I ¡Ü м

Сухопутная часть

lJnc. 1 Распределение современного содержания Сорг в разрезе западной част Варандей-Ддзъвинской структурной юны (нал Сорокина! Приводятся обобикяные лзчш.к по площадям, акваторчалышя часть - Прпраттомная, Варан дей-морй; сухопутная часть - Пзрзндсйскэя. Торакевскан, Наульская, Лабогсшская, Седьягинскан. XoCíi/t iгмС.к'^

В ордовнкско-ттижпедевопском НТК, как НГМП. выделяются известковые отложения раннссилурийского (венлокского) возраста с прослоями доломитов и глин Содержание opi анического вещества (СЪРг) варьирует от 0,5% до 2.0%. Органическое вещество данных

отложений в пределах Хорейверской впадины относится к I типу (по результатам элементного анализа с использованием диаграммы Ван Кревелена, рис 2)

К НГМП относятся также тонкослоистые известковые и доломитовые отложения позднесилурийского (лудловского') возраста (содержание Сорг от 0,5% (Печоро-Колвинский авлакоген, II тип ОВ) до 1% (Хорейверская впадина, I тип ОВ)) и также толщи карбонатно-глинистых и песчано-алевролитовых отложений раннедевонского Слохковского) возраста (1тип ОВ Сорг от 0,6% (Печоро-Колвйнский авлакоген) до 3,6% (Хорейверская впадина))

В среднедевонско-нижнефранском НГК как НГМП породы выделяются глинисто-карбонатные среднедевонские отложения живетского яруса и нижнефранские

отложения кыновско-саргаевского горизонта Первые содержат ОВ в количестве От 0,8% (Варандей-Адзъвинская структурная зона) до

3,0% (Колвинский мегавал) Органическое вещество данных отложений относится к смешанному (гумусово-сапропелевому) II типу Отложения живетского яруса присутствуют только в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и, в меньшей степени, на территории ВАСЗ В силу ограниченного распространения данных отложений, а также незначительной мощности, очень часто выделить эти горизонты трудно и в этом случае они объединяются с нижнефранскими отложениями

Кыйовско-саргаевские отложения (Озк-вг) представлены глинисто-карбонатными толщами с прослоями алевролитов и туффитов Содержание ОВ в них увеличивается в западном направлении варьирует от 0,7% в ВАСЗ, 1% в восточной части Хорейверской впадины и около 2,8% в пределах Колвинского мегавала. В пределах изучаемой территории эти нефтегазоматеринские породы содержат ОВ I и II типа (гумусо-сапропелевого)

В верхнедевонско-турнейском НГК выделяются верхнедевонские доманиковые отложения (Оз^т), представленные темными тонко- и микрослоисгыми глинисто-кремнисто-карбонатными породами Содержание Сорг в них варьирует в широких пределах, однако чаще всего в экваториальной части бассейна составляет 1-3%, в зависимости от литологического состава пород Наибольшие концентрации отмечаются в кремнисто-глинистых разностях, доломитах и мергелях Для Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской структурной зоны тип ОВ, определенный по результатам как элементного анализа керогена, так и по результатэм пиролитического методз Яоск-Еуа!, 1-П

В разрезе визейско-нижнепермского НГК выделяются нефтегазоматеринские породы в глинисто-карбонатных визейских нижнекаменноугольных (СIV), глинистых и карбонатно-

Рис 2 Тип органического вещества НГМП ранне- (1) и позднесилурийского (2-3) возраста Хорейверской впадины (1, 3) и Печоро-Колвинского авлакогена (2)

глинистых артинских (Р[Э) нижнепермских отложениях Нижнекаменноугольные визейские отложения в экваториальной части Тимано-Печорского бассейна преимущественно угленосны Концентрация Сорг изменяется в широких пределах в зависимости от наличия углистых включений (от 1-2 до 15% в глинах, 40% и более в углях) Отмечается увеличение содержания ОВ с запада на восток Так, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена содержание ОВ не превышает первых десятых процента В пределах Хорейверской впадины - 0,5-2% На территории ВАСЗ отмечаются максимальные содержания ОВ в терригенных отложениях до 8%

Характер распределения фациапьных зон определил возможность сохранения и специфики скопления Сорг в артинско-кунгурских породах Концентрации Сорг изменяются от 0,11 до 4,5% с четкой дифференциацией пониженные значения содержаний (<0,3%) в карбонатных породах, повышенные - в терригенных В целом, среднее содержание Сорт в них колеблется от 1 до 1,5% Максимальные концентрации Сорг в данных отложениях зафиксированы в западной части Варандей-Адзъвинской зоны - до 8-11% В Печоро-Колвинском авлакогене артинские отложения содержат ОВ преимущественно III (гумусового) типа, способного в большей мере генерировать газовые УВ, а в Хорейверской впадине ОВ классифицируется как 1-П типа (гумусо-сапропелевый) Мощность отложений увеличивается в восточном направлении от 20 м в пределах Печоро-Колвинского авлакогена до 50 м в Варандей-Адзьвинской структурной зоне

В пределах верхнепермско-триасового НГК выделяются обогащенные Сорг отложения как в верхнепермских разрезах, так и в триасовых, при этом, концентрации Сорг варьируют в широких пределах В верхнепермских отложениях отмечается увеличение концентраций Сорг в северо-западной части ВАСЗ (до 11%) В пределах Хорейверской впадины Сорг от 2 до 5% зафиксирован в северо-восточной части, а в пределах Печоро-Колвинского авлакогена в западной и восточной частях (приуроченных к валам) выделяются верхнепермские отложения с содержанием Сорг от 1,8 - до 3,5%

Триасовые отложения содержат низкие концентрации Сорг в континентальной части бассейна (от 0,2 до 1,0%) В Печорском море в пределах ВАСЗ содержание Сорг в них достигает 10 %, максимально зафиксированное значение 17% (Приразломная площадь) Тип органического вещества сапропелево-гумусовый В нижнетриасовых отложениях экваториальной части бассейна содержание Сорг довольно низкое 0,3-0,5%, не зависящее от литологической разности пород

На основе площадного анализа распределения Сорг по изучаемой территории, а также изучения вертикального распределения Сорг по разрезу отложений, было установлено, что, несмотря на значительное количество нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений бассейна, для формирования нефтегазоносности его экваториальной части (без учета дальней латеральной мигрэции УВ) существенное влияние могли оказать (или оказывают) нижнепалеозойские, доманиковые, нижнекаменноугольные, пермские и триасовые нефтегазоматеринские толщи О вкладе каждой из них можно говорить только после установления истории реализации углеводородного потенциала и современной степени их

катагенетического преобразования, которая зависит, в первую очередь, от температурного режима осадочного бассейна, существовавшего на протяжении всей его истории

В главе S «Формирование зон нефтегазогенерации северной (экваториальной) части Тимано-Печорского НГБ» приводятся результаты проведенного 2D геолого-геохимического моделирования с использованием программы «Ternis» установлено изменение катагенетической зональности отложений осадочного чехла в истории развития района и история реализации нефтегенерационного потенциала основными нефтегазоматеринскими породами, построена обобщающая схема формирования основных нефтегазоносных комплексов района исследований

Построенная геолого-геохимическая модель позволила оценить положение главных зон нефте- (ГЗН) и газообразования (ГЗГ) на основе распределения расчетных параметров показателя отражательной способности витринита по разрезу отложений с использованием шкалы градаций катагенеза H Б Вассоевича ( 1974)

В современном разрезе рассматриваемого региона положение «главной зоны нефтеобразования» контролируется глубинами 1400-1600 м - 3600-4200 м (в зависимости от приуроченности отложений к основным тектоническим элементам бассейна), наибольшая глубина соответствует зоне перехода от Хорейверской впадины к Варандей-Адзъвинской структурной зоне На протяжении палеозойской истории развития бассейна зона Печоро-Колвинского авлакогена опережала соседние тектонические элементы по времени вхождения сначала в «главную зону нефтеобразования» (позднедевонская эпоха), а затем и «главную зону газообразования» (раннетриасовая эпоха) Западная часть изучаемого района на протяжении палеозоя была более катагенетически преобразована, нежели центральная и восточная В конце палеозоя на общем фоне выделялась ВАСЗ, на территории которой положение ГЗН соответствовало глубинам 3000 и 6000 м, что, вероятно, было связано с ослаблением теплового потока в данной зоне, установленным палеотепловой реконструкцией '

Для характеристики степени фактической реализации генерационного потенциала ОВ использовался «коэффициент трансформации», определяемый отношением реализованного потенциала керогена (сгенерированное количество УВ) к общему^потенциалу НГМП (общее количество УВ, которое способна сгенерировать данная НГМП)

На -современном этапе развития бассейна степень преобразования дня нижнепалеозойских НГМП составляет 100 % Для верхнедевонско-нижнекаменноугольных -80 %, больший остаточный потенциал отмечается в районе восточного борта Печоро-Колвинского авалкогена и Хорейверской впадины Для нижнепермских - до 20%, по направлению к Предуральскому краевому прогибу современная степень преобразования данных НГМП увеличивается до 90 % Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной ВАСЗ находятся непосредственно в зоне нефтегенерации (МКм), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез)

Созданная rcru ] от-геохнмичсс üal мидель формирования нефтегазоноснос-ти позволила изучить историю реал из а QU н углеводородного потенций.:! а нефтегазоматеринекнх пород райшш (рис. 3), а также установить, что на современном этане развития бассейна процессы нефте газообразования

протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермеком к вер х не н ер мекп-триасовом НГК. в пределах которых основными НГМТ являются домапиковые. внзейские, пижне- и верхнепдаские отложения.

На основе модели построена обобщающая схема формирования основные нефтегазоносных комплексов района исследовании

В формировании нефтегазоиосиости ордатмско-нижнедевонекояо НГК понимали участие нижнепалеазойские НГМП. начало эмиграции УВ из которых началось в среднем девоне (для силурийских НГМТ[) и в середине поздней перми (для раниедевопских 111 МП) Зано.шение ловушек в пределах комплекса протекала в каменноугольный период и поздценермсвую-раннстриасовун) эпохи К началу горского периода процесс формирования данною НГК завершился.

Основной НГМТ для среднедевонско-тиннифранскиго КГК являлась среднедевонекая толща Кроме псе, УВ поставляли иижне палеозойски с и иижнефранекце отложения. Максимум генерации У!1 для данных HI МТ и пределах рассматриваемого ПГК относится и среда 13- аОЗДнетр носовому времени. Эмиграция УВ кап из сред нецело некой, так и ич ниж неф раненой НГМП протекала, согласно построенной модели, с начала позднею гриаса до конца юрскою периода. Заполнение ловушек в пределах комплекса началось за йшт процессов вторичной миграции и1) НГМП нижезилегаизщёгр НГК Процессы заполнения ловушек флюидами протекали с конца среднего триаса до конца раннем юры.

[3 формировании нефтегазокрености верхнефрансхо-турнейскоца 1 П К принимали участие преимущественно домаииконые отложения Однако возможно участие рагшефрапекпй и и inet! с кий пефтегазоматерпнеких толщ. Начало процессов генерации жидких уиюводородов ввязывается со средцетриаоовым периодом; начало эмиграции - с

1 Этот риулЩ? подтверждает корреляция в системе «рассеянное органическое вещество (ЮВ) -- нефть», проведенная Г Н. Горгадш М.С. Зшш н др. (200!) для образцов е месторождения Медив-море, которая установила ¡MBV.o природу флюидов в верхпедевонеких отложениях

I-ев ер про ванн мх POS порол более глубоких горизонтов (распределение бйомархеров Ол нефти коррелируете? е распределением гамшых в силурийских вефтях На ранде Некого месторождений

Рве. 3. Изменение степени преобразования

(сплошная линия) 111 МП и количество свободных УВ в них (пунктирная линия) в Истории развития района на примере енлурииекпх НГМП Печоро-Колвинского авлакогена

позднетриасовым Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в позднем триасе (в случае верхнедевонских рифогенных массивов - в среднем триасе)

В формировании нефтегазоносности визейско-мижнепермского НГК принимали и принимают участие визейские и, частично, нижнепермские отложения Начало процессов генерации жидких углеводородов связывается, согласно построенной модели, с серединой триасового периода - для визейской НГМП и с концом триасового периода - для нижнепермских НГМП На современном этапе нефтегазоматеринские отложения продолжают находиться в главной зоне нефтеобразования Начало эмиграции УВ приурочено к началу юрского периода Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в средне- (в случае нижнепермских рифовых построек) и позднеюрскую эпоху При этом не отмечается четкой дифференциации в начале генерации УВ в разных тектонических элементах Процессы вторичной миграции углеводородов интенсивно протекают и на современном этапе Подтверждением этого результата служат полученные при битуминологическом анализе образцов керна морских скважин ТП НГБ значения бигумоидного коэффициента (рхб), отражающего присутствие в отложениях эпигенетического битумоида В нижнепермских отложениях рхб больше 6-7 % на всей рассматриваемой территории, что свидетельствует об его миграционной природе

В верхнепермско-триасовом НГК основными источниками УВ являются нижне- и верхнепермские НГМП, тип ОВ которых, преимущественно, гумусовый Для данного комплекса основным источником является нижнепермская НГМП, процессы эмиграции УВ из которой начались в конце юрского - начале мелового периода На основной части территории (кроме восточной части ВАСЗ) в пределах верхиепермской НГМП протекают процессы первичной миграции (внутри НГМТ), подтверждаемые рхб, в то время как в восточной части в пределах ВАСЗ отмечается начало процессов эмиграции УВ Триасовые НГМП находятся на стадиях протокагагенеза, их участие в формировании нефтегазоносности района не рассматривается Повышенные значения рхб в данных отложениях могут свидетельствовать о миграционной природе углеводородов, содержащихся в данных отложениях

На основе построенной геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности района было выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК, в пределах которых основными НГМП являются доманиковые, визейские, нижне- и верхнепермские отложения

В главе 6 «Перспективы нефтегазоносности Печороморской части Тимано-Печорского бассейна» на основе построенной геолого-геохимической модели выделены очаги газо- и нефтегенерации, рассмотрены возможные пути миграции УВ и дается прогноз возможного фазового состава УВ в открытых структурах различных тектонических элементов экваториальной части бассейна

Согласно геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности экваториальной части Тимано-Печорского бассейна были построены схематические карты

расположения очагов нефте- и газогенерации углеводородов в экваториальной части Тимано-Печорского бассейна для верхнедевонской, визейской и раннецермской НГМП

Расположение очага генерации жидких УВ в доманиковых отложениях приурочено к северо-северо-восточной части Печоро-Колвинского авлакогена и восточной части Хорейверской впадины В северо-западной части Хорейверской впадины, вдоль западного борта Колвинского мегавапа, доманиковые отложения вступили в главную зону газогенерации, поэтому, несмогря на хорошие нефтематеринские качества доманиковых отложений (Сорг до 3-5%, тип ОВ 1-11), генерация жидких УВ здесь незначительна

Расположение нефмного очага в нижнекаменноу! ольных визейских отложениях охватывает основную площадь северной части Тимано-Печорского бассейна (все тектонические элементы) и только на крайнем севере и в северо-восточной части бассейна данные отложения вступили в главную зону газообразования В Варандей-Адзъвннской сгруктурной зоне отложения обладают хорошими нефтегенерационными свойствами (Сорг достигает 8%), а УВ, 1енерируемые данной визейской НГМП, вертикально мигрируют по зоне разломов, разделяющих ВАСЗ от Хорейверской впадины до мезозойских терригенных отложений и далее по направлению к Печоро-Колвинскому авлакогену

Расположение очагов генерации УВ (как нефтяного, так и газового ряда) нижнепермских НГМП схоже с таковым для очагов нижнекаменноугольной НГМП При этом зона расположения отложений, наиболее обогащенных Сорг, приурочена к восточной части рассматриваемого района Процессы латеральной миграции протекают в западном направлении

При рассмотрении процессов углеводородообразования в пределах Печоро-Колвинского авлакогена построенная модель показала, что источником жидких углеводородов для залежей Печоро-Колвинского авлакогена могут быть доманиковые отложения, которые находятся на соответствующих стадиях катагенеза и являются преимущественно нефтематеринскими породами (тип керогена 1-И) Генерация этими толщами газовых флюидов, способных сформировать крупные 1азовые (газоконденсатные) залежи, является маловероятной В то же время, обладающие преимущественно газогенерационным потенциалом нижне- и верхнепермские иефтегазоматеринские толщи в данном районе находятся лишь на стадиях прогокатагенеза и также не могут генерировать существенные объемы УВ (при небольшом содержания Сорг в этой части бассейна)

Принимая во внимание результаты исследований изотопного состава углерода метана в залежах этой части бассейна (514С = -26,8 -30,7 %о, Кирюхина, Ступакова, 2001), свидетельствующих о сильной катагенетической преобразованное™ УВ, можно предположить, что формирование нефте: азоконденсатньтх и газоконденсатных залежей Печоро-Колвинского авлакогена обусловлено направленным латеральным потоком с северной, более погруженной стороны, а также за счет вертикальной миграции из залежей нижне-среднепалеозойского НГК по разуплотненным зонам, связанным с тектоническими нарушениями в прибортовых частях авлакогена

В пределах Печоро-Колвинского авлакогена прогнозируется существование газо- и нефтеконденсатных скоплений в отложениях верхнепалеозойского и мезозойского

комплексов Они могут быть приурочены к стратиграфически и литологически экранированным ловушкам прибортовых структур, а также к пермским органогенным постройкам северной части авлакогена

В восточной части бассейна, в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны, выделяется самостоятельный очаг нефтегазообразования, в котором генерируются в основном УВ нефтяного ряда Для залежей ВАСЗ источником углеводородов служат, в основном, визейские НГМП Однако, за счет вертикальных перетоков возможно участие верхнедевонских и нижне-среднепалеозойских, а также частично нижнепермских кунгурских отложений (вступивших в этой части бассейна в ГЗН)

Размещение залежей УВ в разрезе ВАСЗ контролируется, в первую очередь, вертикальной миграцией, что приводит к смешению УВ флюидов разновозрастных очагов генерации Залежи в ловушках массивного или литолого-стратиграфического типов могут быть обнаружены в верхнепалеозойских и нижнемезозойских отложениях в пределах собственно ВАСЗ и на восточном борту Болыпеземельского палеосвода

Таким образом, с учетом степени катагенетического преобразования основных НГМП экваториальной части бассейна, а также с учетом возможных направлений миграции УВ предполагается в восточной части акватории, в пределах ВАСЗ (структуры Полярная, Алексеевская, Ю Рахмановская, Саханинская, Папанинская) в верхнепалеозойских -мезозойских отложениях возможно существование нефтяных залежей, в направлении к Предновоземельскому прогибу вероятно появление газокойденсатно-нефтяных залежей В западной части, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (структуры С Колокоморская, Различная, Морская, Калининградская), предполагается существование залежей УВ преимущественно газоконденсатно-газового типа, сформировзвшихся как за счет вертикальных перетоков флюидов из палеозойских НГМП, находящихся в главной зоне газообразования, так и за счет латеральной (юго-восточного направления) миграции УВ в пределах этой тектонической зоны

Заключение

Акваториальная часть Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из первых районов, с которым связывается ближайшее нзчало освоения морских запасов углеводородов российских северных акваторий Открытые здесь месторождения только подтверждают оптимистические ожидания Однако, эта часть бассейна отличается своими особенностями геологического строения, истории развития и процессами формирования нефтегазоносносги

В данной работе предпринята попытка обобщить геологический материал по рассматриваемой территории, собрать и проинтерпретировать результаты геохимических исследований как флюидов экваториальной части, так и возможных нефтегазоматеринских пород, и, на основе собранного материала, воссоздать возможную историю формирования нефтегазоносносги с использованием современных технологий

В качестве инструмента, позволяющего решать подобные задачи, была использована компьютерная программа «Тети», которзя позволяет реконструировэть процессы генерзции, мигрзции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени Для восстановления палеотеплового режима, изменяющегося во времени, использовалась

компьютерная программа «Гало» В результате, была построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносносги экваториальной части бассейна

Площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах экваториальной части бассейна (в восточной части выявлены преимущественно нефтяные месторождения, в западной - газовые и газоконденсатные), кэк показала созданная геолого-I еохимическая модель, обусловлена существованием двух очагов нефтегазообразования Печоро-Колвинского и Варандей-Адзъвинского В первом выявлены процессы как нефте-, так и газогенерации, во втором - преобладают процессы нефтегенерации

В западной зоне, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, залежи ¡азообразных углеводородов образуются за счет вертикально мигрирующих палеозойских газов преимущественно нефтематеринских палеозойских пород, находящихся в главной зоне газообразования Кроме этого, в формировании газонефтеносности участвуют латерапьно мигрирующие с северной стороны углеводороды нефтегазоматеринских пород Южно-Баренцевской впадины Для восточной зоны основным процессом формирования залежей является вертикальная миграция и смешение жидких углеводородов палеозойских нефтегазоматеринских пород, при этом основной вклад в формировании нефтяных залежей вносят визейские нефтематеринские толщи

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1 Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносносги экваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бэссейна позволила установить историю реализэции углеводородного потенциала нефтегэзомэтеринских пород (периоды генерации, миграции и эмиграции углеводородов) Выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом нефтегазоносном комплексе, в пределах которых основными нефтегазоматеринскими толщами являются доманиковые, визейские, нижне-верхнепермские и триасовые отложения

2 Степень реализации нефтегазоматеринского потенциалз на современном этапе рэзвития бэссейна составляет для нижнепалеозойских нефтегазоматеринских пород - 100%, для верхнедевонско-нижнекаменноугольных - 80%, для нижнепермских - до 20% Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной части Варандей-Адзъвинской структурной зоны находятся в зоне нефтегенерации (МК1-2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез)

3 В современном разрезе рассматриваемого региона положение «главной зоны нефтеобразования» контролируется глубинами 1400-1600 м - 3600-4200 м Наибольшая глубина главных зон нефте- и газообразования соответствует переходному участку между Хорейверской впадиной и Варандей-Адзъвинской структурной зоной

4 Основные очаги нефте- и газообразования в экваториальной части Тимано-Печорского бассейна расположены в ВАСЗ и в Печоро-Колвинском авлакогене В первом генерируются преимущественно жидкие углеводороды, во втором - как жидкие, так и газообразные углеводороды Дифференциация очагов нефте- и нефтегазогенерации явилась основой прогноза фазового состава углеводородов на перспективных структурных объектах

По теме диссертации опубликованы следующие работы

1 Нефтегазоносность нижнепалеозойских отложений северной части Тимано-Печорского бассейна Доклады VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», 2007, Т2 — Москва, 2007 С 105-108 (соавтор Кирюхина ТА)

2 Катагенетическая зональность нефтематеринских пород северной части Тимано-Печорского бассейна // Геологи XXI века Материалы VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов -Саратов Изд-воСО ЕАГО, 2007 С 34-36

3 Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна // Геология нефти и газа, 2006, №3 -С 41-49 (соавторы КирюхинаТ А , Ступакова А В )

4 Paleozoic petroleum systems of the Barents Sea // Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions - London, 2006 p 11 (соавторы Kiqukhma T, Nielsen J, Stupakova A )

5 Нафтидные системы палеозойского разреза Баренцевоморского шельфа / Труды RAO/CIS Offshore 2005 Proceedings (7-ая Международная конференция и выставка по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ - СПб, 2005 - С 525-529 (соавтор Кирюхина ТА)

6 Особенности состава нефтей верхнедевонских-турнейских рифовых залежей Тимано-Печорского бассейна / Геология рифов Материалы Международного совещания - Сыктывкар Геопринт, 2005 С 79-80 (соавторы Кирюхина Т А , Покуль AB)

7 Геолого-геохимические особенности палеозойского разреза обрамления Баренцевоморского шельфа / В кн «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов» - M ГЕОС, 2005 -С 218-219 (соавторы Кирюхина Т А, Ступакова А В )

8 Геохимические предпосылки нефгегазоносносш палеозойских отложений Адмиралтейского поднятия / Материалы XII Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» Том 1 — M Изд-во МГУ, 2005 С 74-75

9 Сравнительная характеристика органического вещества отложений северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна и островов архипелага Свальбард / Геологи XXI века Материалы VI Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов - Саратов Изд-во СО ЕАГО, 2005 С 76-78 (соавтор Покуль А В )

10 Нефтегенерационный потенциал палеозойских отложений севера Тимано-Печорского бассейна / Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента Информационные материалы 13-й научной конференции - Сыктывкар Геопринт, 2004 С 184-186

Подписано в печать 01 08 2007 г Исполнено 04 08 2007 Печать трафаретная

Заказ № 616 Тираж 100 экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (495) 975-78-56 \vw\v аШогеГега! ги

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ситар, Ксения Александровна

Введение

Часть I. Геологическая характеристика северной части Тимано-Печорского ^ нефтегазоносного бассейна

Глава 1. История геолого-геохимических исследований северных ^ экваториальных районов бассейна

Выводы к главе

Глава 2. Геологическое строение северной части Тимано-Печорского ¡у бассейна

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

2.2. Внутренняя структура земной коры и фундамента

2.3. Тектоническое строение

2.4. Термический режим

2.5. История геологического развития 62 Выводы к главе

Глава 3. Нефтегазоносность северной части Тимано-Печорского 72 нефтегазоносного бассейна

3.1. Нефтегазоносные области

3.2. Нефтегазоносные комплексы 91 Выводы к главе

Часть II. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности ^ ^ ^ северной части Тимано-Печорского бассейна

Глава 4. Геотермические и геохимические условия нефтегазообразования 1 ^

4.1. Нефтегазоматеринские толщи *

4.2. Реконструкция палеотермического режима бассейна 125 Выводы к главе

Глава 5. Формирование зон нефтегазогенерации северной (экваториальной) ^3 части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

5.1. Катагенетическая зональность отложений

5.2. История реализации нефтегенерационного потенциала

Выводы к главе

Глава 6. Перспективы нефтегазоносности Печороморской части Тимано- 153 Печорского бассейна

Выводы к главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна"

Актуальность темы. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ), являясь одним из «старейших» нефтегазодобывающих районов России, сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородного сырья за счет своих северных, в том числе экваториальных, ресурсов. Однако эта часть бассейна изучена слабо. Пробуренные скважины вскрыли, в основном, мезозойские и верхнюю часть палеозойских отложений. Все работы, проводимые на акватории, -геолого-геофизического плана и направлены, в основном, на выявление структур в верхней части осадочного чехла. Геохимические исследования проводились только для отдельных месторождений и направлены на изучение физико-химических свойств флюидов, редко посвящены изучению нефтегазоматеринских пород.

Цель и задачи исследования. Цель исследований состояла в оценке перспектив нефтегазоносности отложений северной (экваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на основе имеющегося фактического материала о геохимических особенностях отложений осадочного чехла и флюидов, с привлечением пакетов программ по бассейновому моделированию. Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений.

3. Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских пород с учетом их катагенетического преобразования.

4. Реконструкция условий формирования нефтегазоносности.

5. Выявление современных очагов нефте- и газогенерации, возможных путей миграции углеводородов.

6. Оценка перспектив и фазовый прогноз нефтегазоносности.

Научная новизна. Для оценки нефтегазоносности отложений северной экваториальной части Тимано-Печорского бассейна впервые применен метод бассейнового моделирования, в результате чего построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений северной части ТП НГБ.

На основе фактического материала выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские породы для изучаемого района бассейна. Построенная геолого-геохимическая модель позволила установить степень их катагенетического преобразования и остаточный (нереализованный) углеводородный потенциал.

Научно обоснована площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах экваториальной части бассейна. Выявлены два очага углеводородообразования: нефтегазогенерирующий Печоро-Колвинский и нефтегенерирующий Варандей-Адзъвинский. Установлено направление латеральной миграции флюидов из Варандей-Адзъвинского очага до западного борта Хорейверской впадины.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности экваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна позволила установить историю реализации углеводородного потенциала нефтегазоматеринских пород (периоды генерации, миграции и эмиграции углеводородов). Выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом нефтегазоносных комплексах, в пределах которых основными нефтегазоматеринскими толщами являются доманиковые, визейские, нижне-верхнепермские и триасовые отложения.

2. Степень реализации нефтегазоматеринского потенциала на современном этапе развития бассейна составляет: для нижнепалеозойских нефтегазоматеринских пород - 100%, для верхнедевонско-нижнекаменноугольных - 80%, для нижнепермских - до 20%. Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной части Варандей

Адзъвинской структурной зоны находятся в зоне нефтегенерации (MKi.2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез).

3.В современном разрезе рассматриваемого региона положение «главной зоны нефтеобразования» контролируется глубинами 1400-1600 м -3600-4200 м. Наибольшая глубина главных зон нефте- и газообразования соответствует переходному участку между Хорейверской впадиной и Варандей-Адзъвинской структурной зоной.

4. Основные очаги нефте- и газообразования в экваториальной части Тимано-Печорского бассейна расположены в ВАСЗ и в Печоро-Колвинском авлакогене. В первом генерируются преимущественно жидкие углеводороды, во втором - как жидкие, так и газообразные углеводороды. Дифференциация очагов нефте- и нефтегазогенерации явилась основой прогноза фазового состава углеводородов на перспективных структурных объектах.

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании нефтегазоносности северной экваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна с выделением зон нефте- и газонакопления и качественном прогнозе состава флюидов для выявленных в этой части бассейна структур.

Публикации и апробация работы. Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VI и VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2005; 2007); VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); научной конференции молодых ученых «Трофимуковских чтения - 2006» (Новосибирск, 2006); Международном совещании по проблемам нефтегазовой геологии «Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions» (Лондон, 2006); IX Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2005); VII Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO/CIS Offshore - 2005» (Санкт-Петербург, 2005); Международном совещании «Геология рифов» (Сыктывкар, 2005); XII

Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (Москва, 2005); XIII Научной конференции молодых ученых «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004) и изложены в 10 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций.

Фактический материал. В качестве фактического материала был использован представительный банк данных (1020 анализов химико-битуминологических исследований образцов пород и керна, включающих пиролитические данные), а также данные исследования флюидов из открытых залежей экваториальной и северной континентальной части исследуемого региона. Эти исследования проводились сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова в течение многих лет. Кроме этого, в работе использовались материалы личных исследований автора по данному региону, проводимые с 2004 г.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем работы составляет 178 страниц, включая 76 рисунков и 3 таблицы; библиографический список включает 162 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Ситар, Ксения Александровна

Выводы к Главе 6

На основе построенной геолого-геохимической модели были выделены два очага углеводородообразования в пределах северной экваториальной территории Тимано-Печорского бассейна: нефтегазогенерирующий Печоро-Колвинский и нефтегенерирующий Варандей-Адзъвинский. С учетом возможных путей миграции флюидов из нефтегазоматеринских пород выделенных очагов нефте-газообразования обоснована площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в открытых залежах экваториальной части бассейнэ.

В зэпэдной чэсти, в пределэх Печоро-Колвинского эвлэкогенэ предполэгэется существовэние зэлежей УВ преимущественно гэзоконденсэтно-гэзового типэ, формировэние которых обусловлено нэпрэвленным лэтерэльным потоком юго-восточного нэпрэвления с северной, более погруженной стороны, э тэкже зэ счет вертикэльной мигрэции из зэлежей нижне-среднепзлеозойского нефтегэзоносного комплексэ по рэзуплотненным зонэм, связэнным с тектоническими нэрушениями в прибортовых чэстях эвлэкогенэ.

В восточной чэсти эквэтории, в пределэх Вэрэндей-Адзъвинской структурной зоны в верхнепэлеозойских - мезозойских отложениях возможно существовэние нефтяных зэлежей; в нэпрэвлении к Предновоземельскому прогибу вероятно появление гэзоконденсэтно-нефтяных. Рэзмещение зэлежей углеводородов здесь контролируется, в первую очередь, вертикэльной мигрэцией, что приводит к смешению углеводородных флюидов рэзновозрэстных очэгов генерэции. Для зэлежей дэнной зоны источником углеводородов служэт, в основном, визейские нефтегэзомэтеринские породы. Однэко, зэ счет вертикальных перетоков возможно учэстие верхнедевонских и нижне-среднепзлеозойских, э тэкже чэстично нижнепермских кунгурских отложений.

Заключение

Акваториальная часть Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из первых районов, с которым связывается ближайшее начало освоения морских запасов углеводородов российских северных акваторий. Открытые здесь месторождения только подтверждают оптимистические ожидания. Однако, эта часть бассейна отличается своими особенностями геологического строения, истории развития и процессами формирования нефтегазоносности.

В данной работе предпринята попытка обобщить геологический материал по рассматриваемой территории, собрать и проинтерпретировать результаты геохимических исследований как флюидов экваториальной части, так и возможных нефтегазоматеринских пород, и, на основе собранного материала, воссоздать возможную историю формирования нефтегазоносности с использованием современных технологий.

В качестве инструмента, позволяющего решать подобные задачи, была использована компьютерная программа «Ternis», которая позволяет реконструировать процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени. Для восстановления палеотеплового режима, изменяющегося во времени, использовалась компьютерная программа «Гало». В результате, была построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности экваториальной части бассейнэ.

Площэднэя зональность в рэспределении фэзового состэвэ флюидов в залежах аквэториальной части бассейнэ (в восточной чэсти выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в зэпэдной - гэзовые и гэзоконденсэтные), кэк покэззлэ создэннэя геолого-геохимическая модель, обусловленэ существовэнием двух очэгов нефтегэзообрэзовэния: Печоро-Колвинского и Вэрэндей-Адзъвинского. В первом выявлены процессы кэк нефте-, тэк и гэзогенерэции, во втором - преоблэдэют процессы нефтегенерэции.

В зэпэдной зоне, в пределах Печоро-Колвинского эвлэкогенэ, залежи гэзообрэзных углеводородов обрэзуются зэ счет вертикально мигрирующих палеозойских газов преимущественно нефтематеринских палеозойских пород, находящихся в главной зоне газообразования. Кроме этого, в формировании газонефтеносности участвуют латерально мигрирующие с северной стороны углеводороды нефтегазоматеринских пород Южно-Баренцевской впадины. Для восточной зоны основным процессом формирования залежей является вертикальная миграция и смешение жидких углеводородов палеозойских нефтегазоматеринских пород, при этом основной вклад в формировании нефтяных залежей вносят визейские нефтематеринские толщи.

С учетом степени катагенетического преобразования основных нефтегазоматеринских пород акваториальной части бассейна, а также с учетом возможных направлений миграции углеводородов предполагается: в восточной части акватории, в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны (структуры: Полярная, Алексеевская, Ю.Рахмановская, Саханинская, Папанинская) в верхнепалеозойских - мезозойских отложениях существование нефтяных залежей; в направлении к Предновоземельскому прогибу вероятно появление газоконденсатно-нефтяных залежей. В западной части, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (структуры: С.Колокоморская, Разломная, Морская, Калининградская), предполагается существование залежей УВ преимущественно газоконденсатно-газового типа, сформировавшихся как за счет вертикальных перетоков флюидов из палеозойских нефтегазоматеринских толщ, находящихся в главной зоне газообразования, так и за счет латеральной (юго-восточного направления) миграции УВ в пределах этой тектонической зоны.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Ситар, Ксения Александровна, Москва

1. Аминов J1.3., ПаневаА.З., Удот В.Ф. Геолого-геохимическая характеристика семилукских и верхнефранских отложений северной части Тимано-Печорской провинции (Нефтегазоносность) // Тр. Ин-та геол. Коми фил. АН СССР, 1981, вып. №35. С. 44-57

2. Анищенко Л.А., Малышев H.A. Специфика нефтегазоносности континентальной и экваториальной частей Печоро Баренцевоморского бассейна// Геология и разработка газовых месторождений: Тез. докл. конф. Севернипигаза, апр. 1997. - Ухта, 1997. - С. 26-28.

3. Анищенко Л.А., Трифачев Ю.М. Шевченко P.E. Газовая составляющая и фазовый прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции// Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции: Тр. ВНИГРИ. Л., 1986. - С. 32-42.

4. Анищенко Л.А., Клименко С.С. Положение зон катагенеза и генерации углеводородов в Тимано-Печорском бассейне / Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Книга 2. Геология и бурение. Ухта, 2001. С. 104-114.

5. Афанасьева М.С., Бурзин М.Б., Михайлова М.В., Кузьменко Ю.Т. Условия образования потенциально нефтематеринских пород // Геология нефти и газа, 1995, № 4.

6. Ахмедзянов И.Ф. Флюидоупоры севера Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (на примере Хорейверской впадины): Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 1993.

7. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Изд-во МГУ, 2004.-415 с.

8. Баренцевская шельфовая плита / Под ред. И.С. Грамберга // Труды НИИГА.- Т. 196.- Л.: Недра, 1988. 263 с.

9. Беляева Н.В. Рифовые резервуары Печорского нефтегазоносного бассейна // Печорский НГБ. Сыктывкар; КОМИ книж. изд. - 1984.

10. Белякова J1.T. Строение фундамента Тимано-Печорской провинции и его отражение в палеоструктурах осадочного чехла // Геотектоника Северо-Востока СССР. / Тр. X геол.конф.Коми АССР. Сыктывкар, 1988.

11. Бро Е.Г. Нефтегазоносные комплексы в палеозойских и мезозойских отложениях на шельфе Баренцева моря // Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа, С-Пб, ВНИИОкеанология, 1993, с. 17-37.

12. БулинН.Г., БерляндН.Г., БулавкоЛ.Ф. Глубинное строение Тимано-Печорской провинции // Советская геология, 1976. № 1. С. 115-123.

13. Важенин Г.В., Иоффе Г.А. Закономерности распространения органогенных построек в нижнепермском карбонатном комплексе Тимано-Печорской провинции // Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции. Л., ВНИГРИ, 1986, 154 с.

14. Вассерман Б.Я. Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в. // Геология нефти и газа, 2001, №2. С. 2-6.

15. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. -М: Изв. АН СССР. Сер. Геология, № 1,1967. С. 137-142.

16. Вассоевич Н.Б., Корчагина Ю.И., Лопатин Н.В. и др. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ. Сер. 4 «Геология», 1969, № 6. С. 3-27.

17. Величко A.A. (ред.) Изменение климата и ландшафтов за последние 65 млн.лет (кайнозой: от палеоцена до голоцена). М.: ГЕОС. 1999.260 с.

18. Величко A.A. Структура термических изменений палеоклиматов мезо-кайнозоя по материалам изучения Восточной Европы // Климаты Земли в геологическом прошлом / Ред. Величко A.A., ЧепалыгаА.Л. М.: Наука. 1987. С. 5-43.

19. Венделыитейн Б.Ю., Беляков М.А., Костерина Н.В., Фарманова В.А., Дзюбло А.Д. Сравнительная характеристика залежей нефти на месторождениях Варандей-Море и Медынское-Море // Геофизика, 2001, № 4. С. 56-58.

20. Вержбицкий Е.В. Геотермический режим, строение литосферы и температурные условия генерации углеводородов Печорского моря //Докл. Рос. акад. наук. 2000. - т. 371, №4. - с.496 - 498

21. Галушкин Ю.И., Смирнов Я.Б. Термическая история осадочных бассейнов; экспресс-методы оценки теплового потока. Гелогия и Геофизика, 1987. N 11, с.105-112.

22. Галушкин Ю.И. Математическое моделирование термической эволюции осадочных бассейнов и условий реализации их углеводородного потенциала. Автореф. дисс. . доктора геол.-мин. наук. М.: ВНИИ Геосистем, 1998. - 50 с.

23. Галушкин Ю.И. Температурные условия и положение зон генерации углеводородов в процессе развития осадочных бассейнов: описание метода и программы расчета "Жизнь Земли". 1990. М. Изд. МГУ. С. 102-108.

24. Галушкин Ю.И., Яковлев Г.Е. Построение эволюционных моделей формирования месторождений нефти и газа при поисково-разведочных работах. Геленджик, 2004. - 46 с.

25. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. / Под ред. В. П. Гаврилова. М., Недра, 1993,323 с.

26. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.-Т.1.-280 с.

27. Геология природных углеводородов европейского Севера России (флюидные углеводородные системы) / Л.А.Анищенко, Л.З.Аминов, В.А.Дедеев и др.; Отв.ред. В.А.Дедеев, Л.З.Аминов; УрО РАН, Коми НЦ, Ин-т геологии, Сыктывкар, 1994.

28. Гецен В.Г. Тектоника Тимана. Л.: Наука, 1987. - 172 с.

29. Гольмшток А .Я. Тепловой поток, вызванный генерацией тепла при отложении осадков. Океанология, 1981, т.21, N 6, с. 1029-1033.

30. Горбань В.А. Корреляция нефтей и органического вещества нижнепалеозойских пород Печорского бассейна// Печорский нефтегазоносный бассейн: Тр. института геологии КНЦ УрО АН СССР. -Вып. 64. Сыктывкар, 1988. - С. 106-113.

31. Горбань В.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтеобразования в палеозойских отложениях севера Печорского бассейна // Печорский нефтегазоносный бассейн. Сыктывкар, 1984. С. 56-62.

32. Гордадзе Г.Н., Зонн М.С., Матвеева И.А., Дзюбло А.Д. Геохимия рассеянного органического вещества пород и нефтей каменноугольных и девонских толщ месторождения Медынское-море // Геология нефти и газа, 2001, № 1.С. 53-61.

33. Грамберг И.С. Баренцевоморский пермско-триасовый палеорифт и его значение для проблемы нефтегазоносности Баренцево-Карской плиты. ДАН. -1997, Т.352, N 6. С. 789-791.

34. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Савченко В.И. и др. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние и проблемы освоения // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Спец.выпуск, 2006.

35. Григорьева В.А., Еремин H.A. Палеогеография и нефтегазоносность триасовых отложений шельфа Печорского и Баренцева морей // Геология нефти и газа, 1998, №9. С. 10-17.

36. Григорьева В.А., Еремин H.A., СуринаВ.В., Назарова Л.Н. Особенности геологического строения и разработки месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях шельфа Печорского моря // Геология нефти и газа, 2000, №3. С. 11-16.

37. Данилевский С.А., Склярова З.П. Катагенетическая зональность и размещение залежей углеводородов в Тимано-Печорской провинции // Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции. Тр. ВНИГРИ. Л., 1986. С. 23-32.

38. Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции -Ухта, 2003.

39. Дедеев В.А. Геология европейского севера России, сб.1. Труды Ин-та Геологии КомиНаучного центра УрО РАН, Вып. 92. / Отв.ред. В.А. Дедеев, А.М. Пыстин 1997.

40. Дедеев В.А. Труды: Вып. 76. Природные резервуары Печорского нефтегазоносного бассейна/Отв.ред. В.А. Дедеев, Т.В. Майдль. 1992.

41. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Молин В.А., Юдин В.В. Тектоника и закономерности размещения месторождений горючих ископаемых Печорской плиты // Актуальные проблемы тектоники СССР / Ред. Ю.М. Пущаровского. -М.: Наука, 1998.-С. 124-138.

42. Дедеев В.А., Запорожцева И.В. Земна кора европейского северо-востока СССР. Л.: Наука, 1985.-98 с.

43. Диденко Е.Б., Гейко Т.С. Опытно-методические работы по переинтерпритации и обобщению материалов геофизических исследований в южной части шельфа Баренцева моря. Севморнефтегазразведка: Мурманск, 1989.

44. Евсюков В.Г., Бутузов B.C. и др. Обобщение геолого-геофизических материалов по территории деятельности треста АМНГР и научное обоснование планов поисково-разведочного бурения. -Арктикморнефтегазразведка: Мурманск, 1987.

45. Егорова Н.Ю., Запорожцева И.В. Геотермическое поле земной коры Европейского Северо-Востока СССР // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология и тектоника) / Тр. АН СССР, Коми филиал, Ин-т геологии. -Сыктывкар, 1984. Вып. 47. С. 50-55.

46. Елисеев А.И. Проблемы формационного анализа палеозойских отложений Тимано-Печорского региона // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: Материалы XIV Геол. съезда Республики КомЬ. Сыктывкар: Геопринт, 2004. Т. I. С. 18-19.

47. Елисеев А.И., Антошкина А.И., СалдинВ.А. и др. Формации палеозоя северо-восточной окраины Европейской платформы / Научные доклады Коми научного центра УрО РАН, Вып. 481. Сыктывкар, 2006. - 72 с.

48. ЖегловаТ.П., ДахноваМ.В., Нечитайло Г.С. и др. Генетическая типизация нефтей северо-восточных районов Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа, 1993.

49. Жемчугова В.А. Верхний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна: (Строение, условия образования, нефтегазоносность) / Отв.ред. А.И. Елисеев; УрО РАН, Коми НЦ, Ин-т геологии, Ухт.индустр.ин-т. Сыктывкар, 1998.

50. Жемчугова В.А., Мельников C.B., Данилов В.Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна: строение, условия образования, нефтегазоносность. М.: Изд-во Акад.гор.наук, 2001.

51. Жемчугова Т.В. Верхнекаменноугольно нижнепермские карбонатные резервуары Северо-Долгинской площади Варандей-Адзъвинской структурной зоны. Бакалаврская работа, 2006. - 93 с.

52. Захаров Е.В., Тимонин А.Н. Перспективы освоения нового нефтеносного района в юго-восточной части Печороморского шельфа // Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России. М.: РАО «Газпром» и ВНИИгаз, 1998.

53. ЗытнерЮ.И., МигуновЛ.В. Термобарические условия существования залежей углеводородов Европейского Северо-Востока СССР // Тр. АН СССР, Коми филиал, Ин-т геологии. Сыктывкар, 1988. Вып. 64. С. 70-81.

54. Канев Г.П., Колода H.A. Биостратификация нефтегазоносных отложений верхней перми севера Печорской синеклизы // Фанерозой Волго

55. Уральской, Прикаспийской и Северо-Кавказской нефтегазоносных провинций: стратиграфия, литология, палеонтология: Тез. докл. II научно-прикладной конф. Саратов, 2004.

56. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М., Наука, 1964, с.487.

57. КирюхинаТ.А. Геолого-геохимические условия формирования свойств высоковязских нефтей Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. М, 1986.

58. Кирюхина Т.А. Типы нефтей Тимано-Печорского бассейна // Вестник МГУ. Сер. Геология. №4,1985.

59. Кирюхина Т.А., Ступакова A.B. Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря // Геология нефти и газа, 2001, № 3. С. 2835.

60. Кирюхина Т.А., Ступакова A.B., Ситар К.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна//Геология нефти и газа, 2006, № 3. С. 41-49.

61. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли / Геология и геофизика, 1978, № 8.

62. Коротаев М.В., Никишин, Шипилов Э.В. и др. История геологического развития Восточно-Баренцевоморского региона в палеозое и мезозое по данным компьютерного моделирования// ДАН т. 359, N 5, 1998, с. 654 658.

63. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П. Геохимические критерии нефтегазопродуцирующих толщ // Геология и геохимия горючих ископаемых.: Сб.науч.тр. / Под ред. Семеновича и Б.А. Соколова. М.: МГУ, 1991. С. 25-31.

64. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П., МитюшинН.В. Выход Углеводородов из пород согласно теоретической модели превращения органического вещества // Тезисы докл. VI Всес. сем. (27/11-01/12 1989 г.). Л.: ВНИГРИ, 1989. С. 25-27.

65. Косова Л.Ю. Нефтегазоносность южной части Баренцева моря и перспективы поисков скоплений нефти и газа. Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук, 2001. 194 с.

66. Костыгова П.К. Печорский палеобассейн в визейском и серпуховском веках и фораминиферы нижнего визе / П.К. Костыгова; Тимано-Печор.науч.-исслед.центр (ГУП ТП НИЦ). СПб.: Изд-во СПб. картогр.ф-ки ВСЕГЕИ, 2004.

67. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 336 с.

68. Кузнецов В.Г. Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. М.: ГЕОС, 2003.-262 с.

69. Ларская Е.С., Загулова О.П., Храмова Э.В. и др. О сходстве и различии состава битумов и нефтей фанерозоя Тимано-Печорской НГП // Геология нефти и газа, 1990, № 5. С.

70. Левашкевич В.Г. Закономерности распределения геотермического поля окраин Восточно-Европейской платформы (Баренцевоморский и Белорусско-Прибалтийский регионы). Диссертация на соискание степени доктора геолого-минералогических наук. Минск, 2005. 346 с.

71. Лобковский Л.И., Никишин А.М., Хаин В.Е. Современные проблемы геотектоники и геодинамики. М.: Научный мир, 2004. - 612 с.

72. Marapa К. Уплотнение пород и миграция флюидов. Прикладная геология нефти. Пер. с англ. М.: Недра, 1982. - 296 с.

73. Майдль Т.В. Условия формирования карбонатных коллекторов нижнепалеозойского комплекса Печорского нефтегазоносного бассейна: Автореф. дис. . канд. геол-минерал. наук. Л., 1986. -20 с.

74. Макаров Д.В. Геотермические условия преобразования углей северной части Печорской синеклизы. Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 1988.

75. Малышев H.A. Сравнительный анализ тектоники и нефтегазоносность осадочных бассейнов Печорско-Баренцевоморской и севера Русской плит // Эволюция тектонических процессов в истории Земли: Материалы XXXVII Тектонич. совещ. Новосибирск, 2004. С. 314-317.г1

76. Малышев H.A. Тектоника структур сжатия Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока Россси: Материалы XIV Геол. съезда Республики Коми. Сыктывкар, 2004. Т. И. С. 32-33.

77. Малышев H.A. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочный бассейнов европейского севера России. Екатеринбург, 2002. - 268 с.

78. Маслов A.B., Оловянишников В.Г. Геохимические особенности аргиллитов северо-востока Русской платформы как индикаторы состава и эволюции источников сноса // Ежегодник ИГиГ УрО РАН. 2004. С. 104-118.

79. Матвиевская Н.Д. Нефтегазоносность верхнедевонского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа, 1981, № 3.

80. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. М.: Наука, 1989. -133 с.

81. Моделирование нефтегазообразования / Сборник статей. М.: Наука, 1992.-213 с.

82. Молчанов В.И. Моделирование нефтегазообразования / РАН, Сибирское отделение института геологии, геофизики. Новосибирск, 1992.

83. Невская Н.М., ДедеевВ.А. Геотермические и гидродинамические особенности чехла Печорской синеклизы и их связь с эндогенными процессами // Прогнозирование нефтегазоносности по гидрогеологическим данным / Тр. ВНИГРИ, Вып. 338. Л, 1973.

84. Неручев С.Г., Рогозина В. А. Нефтеобразование в отложениях доманикового типа. Л.: Недра, 1986. 342 с.

85. Нестеров И.И., Симоненко Б.Ф., Ларская Е.С и др. Влияние температуры на количество и состав нафтидов при катагенезе органического вещества (по экспериментальным данным) // Геология нефти и газа, 1993, №6.

86. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы / Ред.совет Ю.А. Спиридонов и др. Сыктывкар, 1999. - 1062 с.

87. Никитин Б.А., ХведчукИ.И. Нефтяное месторождение Приразломное на Арктическом шельфе России // Геология нефти и газа. 1997. - № 2. С.26-29.

88. Обметко B.B. Перспективы поисков залежей нефти и газа в зонах выклинивания палеозойских отложений Печорского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:, ВНИИОЭНГ, 2004.

89. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция/ Под ред. Леонова Ю.Г., Воложа Ю.А. М.: Научный мир, 2004.

90. Пасконов В.М., В.И. Полежаев, Чудов Л.А. Численное моделирование тепло- и массо-переноса. М., Наука, 1984,285 с.

91. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М."Наука",1985. 185 с.

92. Петрофизика: Справочник. В 3-х книгах / Под ред. Дортмана Н.Б. М.: Недра, 1992.

93. Петрофизическая характеристика осадочного покрова нефтегазоносных провинций СССР: Справочник/ Под.ред. Г. М. Авчяна, М.Л. Озерской. М.: Недра, 1985.- 192 с.

94. Печорское море. Системные исследования. М.: Издательство «Море», 2003.-502 с.

95. Подгорных Л.В., Хуторской М.Д. Термическая эволюция литосферы зоны сочленения Балтийского щита и Баренцевоморской плиты // Физика Земли, 1998, № 4. С. 3-9.

96. Поляк Б.Г. Тепломассопоток из мантии в главных структурах земной коры. М.: Наука, 1988. - 192 с.

97. Поляк Б.Г., Кропоткин П.Н., Макаренко Ф.А. Основные проблемы геоэнергетики. Энергетика геологических и геофизических процессов. Тр. МОИП. Отд. «Геология», Т. 46, М.: Наука, 1972. С. 7-26.

98. Природные резервуары в терригенных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна / Е.О.Малышева, З.В.Ларионова, Н.Н.Рябинкина, Н.Тимонина; Отв.ред. В.А.Дедеев; УрОРАН, Коми НЦ, Ин-т геологии, Сыктывкар, 1993.

99. Рыжов И.Н. Неотектоника европейского севера России. JL: Наука, 1988.-228 с.

100. Савицкий A.B. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Северного Сахалина на основе бассейнового моделирования. Автореферат дисс. на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 2005.

101. Свистунов Е.П., БурлинЮ.К., Карнюшина Е.Е. и др. Геотермическое поле нефтегазоносных бассейнов / В кн. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Т. 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 154-156.

102. Смирнов Я.Б. Тепловое поле территории СССР (пояснительная записка к картам теплового потока и глубинных температур в масштабе 1 :10 000 000). -М.: АН СССР. ГИН. ГУГК, 1980. 150 с.

103. Смыслов A.A., Моисеенко У.И., Чадович Т.З. Тепловой режим и радиоактивность Земли. JL, Недра, 1979. 191 с.

104. Сорохтин О.Г. Энергетический баланс Земли // Тектоника литосферных плит (источники энергии тектонических процессов и динамика плит). М.: Наука, 1977. С. 57-66.

105. Структура платформенного чехла европейского севера СССР / В.А. Дедеев, В.Г. Гецен, И.В. Запорожцева и др. J1.: Наука, 1982. - 200 с.

106. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоностность. Диссертация на соискание степени доктора геолого-минералогических наук, 2001. 246 с.

107. Ступакова A.B., Кирюхина Т.А. Нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Выпуск 6. М.: Геоинформмарк, 2001. - 62 с.

108. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты / Дедеев В.А., Аминов JI.3., Гецен В.Г. и др. Л.: Наука, 1986.-217 с.

109. Тимонин Н.И., Юдин В.В. Фанерозойская история севера Урала, Приуралья и Пай-Хоя // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: Материалы XIV Геол. съезда Республики Коми. Сыктывкар: Геопринт, 2004. Т. II. С. 51-54.

110. Тимонин Н.И. Фанерозойская геодинамика Печорской плиты (доорогенный этап). Сыктывкар, 1997. - 36 с. (Научные доклады Коми НЦ УрО РАН, Вып. 390). - 37 с.

111. Тимонин Н.И., Беляев A.A. Характер контактов в каменноугольных отложениях на северо-востоке Печорской плиты / Научные доклады Коми научного центра УрО РАН, Вып. 443. Сыктывкар, 2002. - 52 с.

112. Тиссо Д., Вельте Т. Образование и распространение нефти. М. "Мир", 1981.581 с.

113. Топливно-энергетическая база Европейского северо-востока/ В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, Л.А. Анищенко и др. Сыктывкар, 1991. - 304 с.

114. Хипели Р.В. Позднекаменноугольно-раннепермское рифообразование на территории Хорейверской впадины // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы XIII науч. конф. Сыктывкар, 2004. С. 220-223.

115. Хотынцева Л.И. Влияние природы исходного OB и температуры его преобразования на состав битумоидов и нефтей // Актуальные вопросы геохимии нефти и газа. Тр. ВНИГРИ, 1984. С. 4-26.

116. Хромова И.Ю. Историко-генетические предпосылки перспектив нефтегазоносности северо-восточной части Баренцева моря. Диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 2002. -146 с.

117. Хуторской М.Д. Тепловой поток в областях структурно-геологических неодородностей. М.: Наука, 1982. 279 с.

118. Хуторской М.Д., Подгорных Л.В. Объемная модель геотермического поля Баренцевоморского региона // Доклады Академии наук, Т. 377, 2000, № 1.С. 96.

119. ЦыбуляЛ.А., Левашкевич В.Г. Тепловое поле Баренцевоморского региона. Апатиты, 1992. - 114 с.

120. ЦыганкоВ.С. Проблемы стратиграфии девона Печорской плиты // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: Материалы XIV Геол. съезда Республики Коми. Сыктывкар: Геопринт, 2004. Т. III. С. 281-284.

121. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. JL: Недра, 1997.-170 с.

122. Шипилов Э.В., МурзинР.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа, 2001, № 4. С. 6-19.

123. ЮдахинФ.И., Макаров В.И. Глубинное строение и современные геодинамические процессы в литосфере Восточно-Европейской платформы. М.: 2003.

124. Юшкин Н.П. Топливно-энергетические ресурсы Арктики // Проблемы социально-экономического и инновационного развития энергетики Республики Коми. Сыктывкар, 2004. С. 20-25.

125. Яковлев Г.Е. Условия формирования зон нефтегазонакопления севера Тимано-Печорского бассейна. Автореферат диссертации на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук. М., 1985.

126. Abrams М.А., Apanel A.M., Timoshenko O.M and Kosenkova N.N. Oil Families and Their Potential Source in the Northeastern Timan Pechora Basin, Russia // AAPG Bull., 1999, V. 83, № 4. P. 553-577.

127. Applied Petroleum Geochemistry. Edited by M.L. Bordenave, Technip. -Paris, 1993.-524 p.

128. Burrus J., Schneider F., Gaulier J.M., Wolf S., Rudkiewicz J.L. et al. 2D basin modeling methods in petroleum exploration: state-of-the-art based on IFP's model TemisPack: Oil & Gas in a Wider Europe, 1992. p. 221-226.

129. Deming D., Chapman D.S. Thermal histories and hydrocarbon generation: Example from Utah-Wyoming thrust belt: AAPG Bull., 1989, v.73, N.12, p. 14551471.

130. Galushkin Yu.I. Yakovlev G.E. Burial and thermal history of the West Bashkirian sedimentary basins. Tectonophysics, 2004. v. 379, p. 139-157.

131. Galushkin Yu.I., Simonenkova O.I., Lopatin N.V. Thermal and maturation modelling of Urengoy field, the West Siberian Basin: some peculiarities in basin modeling//AAPGBull., 1999. Vol. 83. N 12. P. 1965-1979.

132. Iriyama J. Energy balance in the Earth's interior // Tectonophysics. 1977. V. 41, № 1/3. P. 243-249.

133. JohansenS.E, OstistyB.K., Birkeland 0. and al. Hydrocarbon potential in the Barents Sea region: play distribution and potential / Arctic Geology and Petroleum Potential. Spetial Publication 2. NPF, 1992, p. 273-320.

134. Makhous M., Galushkin Y. Basin analysis and modeling of the burial, thermal and maturation histories in sedimentary basins. Paris, Editions TECHNIP, 2005,380 pp.

135. Makhous M., Galushkin Yu., Lopatin N. Burial history and kinetic modeling for hydrocarbon generation. Parti: The Galo Model // AAPG Bull., 1997, V. 81. № 10. P. 1660-1678.

136. McKenzie D.P. Some remarks on heat-flow and gravity anomalies. J. geophys. Res., 1967. v.72, n. 24.

137. Perrier B. J., Quiblier. Thickness changes in sedimentary layers during compaction history: methods for quantitative evaluation. AAPG Bull., 1974, v.58, N.3, p.507-520.

138. Requejo A.G., Sassen R., Kennicutt M.C., Kvedchuk I., McDonald T., Denoux G. and Brooks J.M. Geochemistry of Oils from The Northern Timan Pechora Basin, Russia // Organic Geochemistry, 1995, V. 23, № 3. P. 205-222.

139. Schneider H., Faille I., Flauraud E. & Willien F. A 2D Basin Modeling Tool for HC Potential in Complex Area. 62nd EAGE, Glasgow. 2000, May 29-June 2.

140. Sweeney J.J., Burnham A.K. Evolution of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics: AAPG Bull. 1990, v.74, n.10, p.1559-1570.

141. Turcotte D.L., Shubert G. Geodynamics: Application of continuum Physics to Geological Problems. New York: Wiley, 1982. 450 p.

142. Ungerer P. State of the art of research in kinetic modelling of oil formation and expulsion: Org.Geochemistry, 1990, v. 16, N.l-3, p. 1-27.

143. Ungerer Ph. Modeling of petroleum generation and migration. In: (M.L. Bordenave, ed.) Applied Petroleum Geochemistry, 1993. Technip, Paris, p. 397442.

144. Welte D.H., Horsfield В., Baker D.R. (eds.). Petroleum and basin evolution. Springer-Verlag. 1997. 536 pp.1. Фондовая

145. ГудковаА.К. Анализ и обобщение материалов по изучению физико-химических свойств нефтей, газов, пластовых вод и РОВ по акваториям «Арктикдюрнефтегазразведка» за 1988-1990 гг. / А.К. Гудкова, Е.Ю. Еременко, Л.В.Белоусова и др. Мурманск, 1990 (фондовая).

146. Попова Л.А. и др. Проведение поисковых и детальных комплексных геофизических исследований в северной части Кольского шельфа Баренцева моря. Севморнефтегазразведка: Мурманск, 1988.

147. Попова Л.А., Крылов P.A. и др. Поисковые сейсморазведочные работы MOB ОГТ в южной части шельфа Баренцева моря. Севморнефтегазразведка: Мурманск, 1987.

148. Самойлович A.B. Отчет о результатах региональных сейсморазведочных работ в юго-западной части Баренцева моря. -Союзморгео: Мурманск, 1980.

149. Чернова О.В., Иванова В.В. и др. Поисково-детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ на мелководье Печорского моря. -Севморнефтегазразведка: Мурманск, 1992.

150. Чернова О.В., Касимова З.М. и др. Региональные комплексные геофизические работы по системе опорных профильных пересечений. -Севморнефтегазразведка: Мурманск, 1990.

Информация о работе

Ситар, Ксения Александровна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы