Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Линеаменты Тимано-Печорского бассейна и их связь с размещением нефтяных и газовых месторождений

ВАК РФ 25.00.01, Общая и региональная геология

Автореферат диссертации по теме "Линеаменты Тимано-Печорского бассейна и их связь с размещением нефтяных и газовых месторождений"

На правах рукописи

Цай ЮньФэй

ЛИНЕАМЕНТЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА И ИХ СВЯЗЬ С РАЗМЕЩЕНИЕМ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность — 25.00.01 — общая и региональная геология

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва, 2006

Работа выполнена на кафедре динамической геологии геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, доцент В.А.Зайцев (МГУ им. М.В. Ломоносова, кафедра динамической геологии)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

А.В.Тевелев (МГУ им. М.ВЛомоносова, кафедра региональной геологии и истории земли)

старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук Д.С.Зыков (ГИН РАН, Москва)

еле-

Ведущая организация: РГГРУ им. С. Орджон^вдзе

Защита состоится 22 декабр* 2006 г. В 16 час. на заседании диссертационного совета Д.501.001.39 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119992, ГСП-2. Москва, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. 415.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ (корпус А, 6-ой этаж)

Автореферат разослан 21 ноября 2006 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор

М^г^" АГ- Рябухин

-1 -Введение

Актуальность исследований.

Данная работа направлена на выявление закономерностей в распределении газовых и нефтяных месторождений в пределах Тимано-Печорского бассейна. Изучение связи между характером тектонической нарушенности территории и распределением месторождений позволяет прогнозировать участки перспективные для поиска новых месторождений, причем с учетом фазового состояния углеводородных скоплений. Результаты данных исследований могут быть использованы для расширения ресурсной базы углеводородного (УВ) сырья в пределах севера Европейской части России за счет возможности открытия новых газонефтеперспективных районов и новых месторождений. Актуальность приращения ресурсов УВ сырья на данной территории очевидна: развитая инфраструктура, включая трудовые ресурсы и кадры специалистов, близость потребителей, в том числе зарубежных. Несмотря на хорошую изученность региона с точки зрения геологического строения и нефтегазоносности, его потенциал исчерпан далеко не полностью. Цель и задачи исследований.

Целью настоящей работы является выявление характера связи между тектоническими нарушениями и местоположением месторождений нефти и газа в пределах Тимано-Печорского бассейна с использованием результатов дешифрирования космических снимков.

Для достижения поставленной цели решались следующие исследовательские задачи:

1. Изучение характера тектонической раздробленности рассматриваемой территории с помощью дешифрирования (как в «ручном», так и в «автоматизированном» режимах) мозаики космических снимков «Landsat ЕТМ» в масштабе 1:500 ООО и 1:200 ООО.

2.Создание ГИС-проекта, содержащего информацию о геологическом строении, распределении линеаментов, нефтегазогеологическом районировании и распределении всех известных месторождений нефти и газа в системе «ArcView 3.2».

3.Статистическая обработка результатов дешифрирования с помощью специального программного модуля и расчет вероятности встречи месторождений разного типа в зависимости от плотности линеаментов разных ориентировок.

4.Геодинамическая интерпретация выявленных закономерностей с помощью текгонофизического моделирования.

5.Построение прогнозных карт вероятности встречи месторождений углеводородов разного типа, в зависимости от характера тектонической раздробленности изучаемой территории.

-2 -V

Методика исследований.

Применен комплекс методов, включающий в себя: дешифрирование космо-фотоснимков, компьютерная обработка результатов дешифрирования, построение геоинформационной программы на базе системы «АгсЛЯе^г 3.2», тектонофизическое моделирование. Фактический материал.

Диссертационная работа основана на проведенных автором исследованиях, выполненных в период с 2003-2006 год на кафедре динамической геологии Геол. ф-т. МГУ им. М.В. Ломоносова. Было отдешифрировано более 100 космических снимков на территорию севера Европейской части России. Создан ГИС-проект из космических снимков «Ьаг^а! ЕТМ», который включает в себя информацию о разрывных нарушениях, структуре фундамента, структуре кровли нижнепермских отложений, амплитудах неотектонических движений, рельефе дневной поверхности, гидросети и растительном покрове. Научная новизна.

Методы прогнозирования фазового состояния углеводородных скоплений с помощью геодинамических параметров являются новыми и весьма перспективными. Основы раздельного прогнозирования были заложены в работах П.Н.Николаева, В.А.Зайцева, [1986],А.И. Дьяконова, Н.И. Белого, [1993], Рябухиной С.Г. и др., [1998]Дмитриевской Т.В. и др., [1998; 1999]. Автором данной диссертации были продолжены данные исследования и выявлены новые закономерности связи между характером разрывной тектоники и размещением месторождений углеводородов. Практическое значение работы

Разработанная методика прогнозирования участков, благоприятных по геодинамическим параметрам для обнаружения газовых и нефтяных месторождений, позволяет более целенаправленно проводить поисковые исследования. На территории Тимано-Печорского бассейна выявлены наиболее перспективные участки для обнаружения газовых и нефтяных месторождений. Апробаиия работы.

Результаты исследований докладывались на конференции «Ломоносов - 2006», «Молодые - наукам о земле» Российского государственного геологоразведочного университета (РГГРУ), на Международной конференции « География, экология, геология: первый опыт научных исследований» (Днепропетровский национальный университет, Украина), на Международной конференции «Эволюция тектоники континентов и края океанов, Гуанчжэу , 2005», опубликованы в 3 печатных работах.

Научные работы автора включены в монографии: «Исследование свойства коллектора залежи угольного метана » Проект Государственного Восьмого Пятилетнего научного исследования, 1995 (соавтор: Ван. Ли, Хо НунПин, Су Фу Й, Чуан И ке); «Тестирование эксплуатации угольного метана в Лю ПанШи Китая» Проект Государственного Девятого пятилетнего научного исследования 2001(Соавтор Су Фу Й). Опубликованные 9 статей на Китайском языке и Английском языке, среди них личные работы четыре. Структура работы.

Диссертация состоит из Введения, шести глав и Заключения. Общим объемом страниц машинописного текста, иллюстрируется ^ таблицами, схемами и

рисунками. Список использованной литературы включает 10$ наименований. Благодарности.

Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю Зайцеву Владимиру Александровичу и доктору г-м наук, заведующему кафедры динамической геологии Геол. Ф-т. МГУ им. М.В.Ломоносова Короновскому Н.В. за постоянное внимание к работе, конструктивную критику и постоянную поддержку. Выражаю также искреннюю благодарность за полезные замечания и дискуссии по различным аспектам работы ст. н. с. Полетаеву А.И., доценту Паниной Л. В., доктору г-м наук, проф. Рябухину А.Г., доценту Романовской М.А. и другим сотрудникам кафедры динамической геологии геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова, которые поддерживали меня на протяжении всех лет учёбы и пребывания в аспирантуре. Без их бескорыстной и постоянной помощи эта работа вряд ли была бы выполнена.

Глава 1. Обзор геологического строения Тимано-Печорского Бассейна

Административно Тимано-Печорской нефтегазоносный бассейн расположен на территории республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. В провинции пробурено порядка 3000 глубоких скважин на нефть и газ с общим метражом около 7000 тыс. м, в том числе в Республике Коми — 2580 скважин с общим метражом 5140 тыс.м. На шельфе Печорского моря пока пробурены единичные скважины с метражом около 12 тысяч метров. 1.1. История изучения

История изучения Тимано-Печорского бассейна тесно связана с историей освоения нефти и газа в этой провинции.

-4В современной истории развития геологоразведочных работ бассейна можно выделить несколько основных этапов, связанных с имевшимися на то время представлениями об особенностях геологического строения территории, перспективами её нефтегазоносности.

I этап (1929-1960 гг.) За 30 лет объем опорного, поискового и разведочного бурения составил 669 тыс.пог.м, выявлено 5,5% от начальных суммарных ресурсов нефти и 5,1% - газа, что позволило нефтяникам и газовикам извлечь из недр 7,2 млн. т нефти и 12,2 млрд. м3 газа.

II этап (1961-1980 гг.) в течения второго этапа значительно расширилась площадь поисков новых месторождений к стратиграфический диапазон новых открытий.

III этап (1981-1990 гг.) одним из наиболее важных факторов целенаправленного проведения поисково-разведочных работ этого этапа, обеспечившего дальнейшее развитие сырьевой базы и совершенствование структуры размещения разведанных запасов, явилась систематически проводимая научная обработка всей накопленной геолого-геофизической информации.

IV этап (начало 90-х гг. - настоящее время) Итоги на этом этапе освоения ресурсов отличаются аномальным снижением объемов как в Республике Коми, так и, особенно, в Ненецком автономном округе, что привело к исключительно низким темпам роста разведанности начальных суммарных ресурсов нефти и газа. Однако, в будущем регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.

1.2. Тектоника Тнмано-Печорской плиты

В тектоническом смысле Тимано-Печорская плита представляет собой эпибайкальскую плиту, расположенную на крайнем северо-востоке Европейской части России. С запада и юго-запада она ограничена Западно-Тиманским краевым швом, с востока - Уральской складчатой системой и Пайхойским поднятием, с севера раскрывается в сторону шельфа Баренцева моря

Фундамент Тимано-Печорской плиты сложен позднепротерозойскими осадочно-метаморфическими породами с эффузивными и интрузивными образованиями. С учетом внутреннего строения фундамента, а также современной морфологии его поверхности Тимано-Печорская плита разделена на следующие крупные тектонические элементы, которые достаточно хорошо наблюдаются по кровле карбонатов нижней перми и карбона. Это Тиманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Омра-Лыжская седловина, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Кожвипский мегавал,

Денисовский прогиб, Колвинский мегавал, Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона, Предуральский краевой прогиб (Хаин, 1996).

Следует отметить, что становление и эволюция Тимано-Печорской плиты тесно связана с процессами, происходившими на месте современной Уральской складчато-надвиговой области (Малышев, 2002).

13. Неотектоника и современный рельеф земной поверхности

По неотектоническому плану территория исследования разделяется на две части: Тиманскую гряду и Печорскую синеклизу.

Тиманская гряда состоит из нескольких мегавалов северо-западного простирания, кулисообразно подставляющих друг друга. Отличительной особенностью всех таманских структур является почти полное отсутствие осложняющих депрессий и котловин. Каждый мегав&а здесь - это вытянутая положительная форма, сводовая часть которой выделяется в виде самостоятельного вала более мелкого порядка. Отмечается почти полное соответствие планового положения крупных новейших структур и таких же поднятий по поверхности фундамента, что свидетельствует об унаследованности новейшей тектоники Тимана. Тобышский и Омра-Сойвинский своды также совпадают в плане с одноименными ступенями поверхности фундамента, выделенными в пределах Печорской синеклизы. В неотектоническом отношении эти своды все же больше тяготеют к Тиманским структурам, чем к Печорской синеклизе.

Печорская синеклиза представляет собой обширную, в целом опущенную структуру с преобладанием прогибов и впадин, особенно в северной части. На фоне отрицательной надпорядковой структуры выделены крупные поднятия. Сочетание высокоамплитудных положительных и отрицательных элементов формирует контрастный неотектонический облик синеклизы.

Для Тимано-Печорской области характерен пологий холмистый рельеф, абсолютные высоты в среднем не превышают 100-150 м над уровнем моря, только в районе Западного склона Урала и Тиманского кряжа отметки высот достигают 400-600м.

Характерные черты современного рельефа в значительной степени определяются особенностями рельефа дочетвертичной поверхности, т.е. — коренного рельефа. Распределение возвышенных и низменных участков, простирания основных водоразделов и долин дочетвертичной поверхности, в общем, соответствуют современному рельефу. В рельефе ложа верхнекайнозойского рыхлого покрова обособлены крупные возвышенности с абсолютными отметками уровня коренного

цоколя до 200м. и более. Возвышенности окаймлены древними долинами. На северо-востоке региона отмечены положительные формы коренного рельефа (в Большеземельской тундре - до 179-200м. высотой). Эрозионный рельеф дочетвертичной поверхности в целом унаследован современным рельефом. Несоответствия наблюдаются только в северной части Печорской низменности.

Большую часть площади Печорской синеклизы занимают прогибы, разделенные линейными и изометричными положительными структурами. Так, для Ижма-Печорской синеклизы отмечены черты унаследованности новейшей структуры от строения поверхности верхнепалеозойских отложений. По отношению к структуре поверхности фундамента и нижней части осадочного чехла неотектонический план является наложенным. Для данной синеклизы характерно изолированное положение крупных поднятий. Новейшие прогибы образуют непрерывную систему.

В целом неотектонические структуры Печорской синеклизы имеют разломные ограничения Тиманского (северо-западного), Полярноуральского (северо-восточного), Субширотного и в меньшей степени Субмеридионалыюго простирания.

1.4. Литолого-стратнграфическне комплексы

Осадочный чехол Тимано-Печорской плиты состоит из двух комплексов: промежуточного, рифейского и платформенного, фанерозойского. Рифейские отложения, не являющиеся главным предметом рассмотрения в данной работе, Поэтому в ней приводится характеристика собственно платформенной части осадочного чехла. К этой части относятся вендская и кембрийская (?) системы, ордовикская система, силурийская система, девонская система, каменноугольная система, пермская система, триасовая система, юрская система, меловая система, и четвертичная система.

1.5. Нефтегазоносные комплексы Тимано-Печорского бассейна

В разрезе осадочного чехла Тимако-Печорского бассейна, мощность которого закономерно увеличивается с юга на север и с запада на восток, достигая 6 км в пределах платформы и 8-12 км во впадинах Предуральского краевого прогиба, от рифея до триаса установлен широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности. В пределах осадочного чехла обычно выделяется восемь промышленных нефтегазоносных комплексов (НТК) и несколько нефтегазоперспективных комплексов. В нефтегазоносные комплексы включены среднеордовикско-нижнедевонекий НГК, среднедевонско-нижнефранский НГК, доманиково-турнейский НГК, нижне-средпевизейский НГК, средневизейско-нижнепермский НГК, нижнепермский (артинско-кунгурский) НГК, верхнепермский НГК и триасовый НГК.

-71.6. Районирование Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Блоковая тектоника земной коры определяет характер нефтегазоносности в Тимано-Печорском бассейне (ТПБ). Во-первых, месторождения, приуроченные к мобильным областям, более продуктивны. Основная доля крупных и средних месторождений выявлена в пределах мобильных областей. Во-вторых, если в стабильных областях преимущественным развитием пользуются нефтяные месторождения, то в мобильных областях открыты многочисленные нефтегазовые, газовые и газоконденсатные месторождения.

В качестве основных тектонических объектов, которые непосредственно контролируют подавляющее большинство выявленных залежей и месторождений УВ в Тимано-Печорском бассейне, выступают локальные поднятия (структуры III порядка). Локальные поднятия стабильных и мобильных областей значительно отличаются своими параметрами и геологическими показателями, которые влияют на условия нефтегазоносности. Очевидно, что наиболее благоприятными для протекания всех стадий онтогенеза УВ в недрах являются условия, описываемые показателями локальных структур мобильных областей.

Изучение современного структурного плана осадочного чехла и условий залегания по отдельным опорным горизонтам совместно с анализом истории тектонического развития региона и его структурно-тектонических элементов различных порядков позволили провести нефтегазогеологическое районирование ТПБ. Выделено шесть нефтегазоносных областей (НГО), соответствующих региональным (I порядка) структурам. Внутри НГО в соответствии с особенностями их геологического строения выделены нефтегазоносные районы (НГР), которые совпадают с субрегиональными (II порядка) структурами.

Глава 2. Методика использовании материалов дистанционного зондирования для

изучения нефтегазоносносгн 2.1. Характеристика использованных материалов

Дешифрирование космических снимков является одним из наиболее прогрессивных методов изучения разрывной тектоники. Особенно после появления космических изображений, обладающих высокой степенью разрешепия и специальных компьютерных технологий, позволяющих обрабатывать эти изображения с целью получения информации о детальном геологическом строении изучаемой территории. Космические снимки, обладая такими свойствами, как большая обзорность, объективность отображения характера поверхности земли и естественная

генерализация, являются тем материалом, который позволяет наиболее полно и всесторонне оценить степень нарушения земной коры тектоническими дислокациями. Соотношение масштаба и разрешающей способности изображения определяет уровень естественной генерализации изучаемых объектов. В связи с этим принято выделять несколько уровней генерализации изображения. Широкий диапазон масштабов космических снимков дает возможность изучать различные аспекты геологического строения территории с разной степенью детальности в соответствии с задачами, стоящими перед исследователями. С уменьшением масштаба и, соответственно, разрешающей способности, генерализация изображения происходит постепенно, однако если взять снимки, отличающиеся по масштабу в несколько раз, то различия в детальности изображения становятся существенными.

В данной работе была использована мозаика космических снимков Landsat ЕТМ, покрывающая всю территорию севера Европейской частя России. Снимки имеют разрешение 30 метров.

2.2. Методика дешифрирования

Дешифрирование космических снимков проводилось в два этапа. Первый этап заключался в обработке спектрозонального космического изображения с целью подбора той части спектра, которая наиболее полно отражает ландшафтные особенности изучаемой территории, связанные с ее геологическим строением. Данная процедура выполнялась по методике экспертных оценок с помощью программы обработки растровых изображений "ERDAS IMAGINE 8.5". Па втором этапе выполнялось собственно дешифрирование подготовленного изображения и выявление линейных и кольцевых структур. Дешифрирование проводилось в ручном и автоматическом режиме, причем предпочтение отдавалось визуальному дешифрированию, поскольку только оно позволяло максимально учесть техногенный фактор.

Процесс дешифрирования состоял из ряда упомянутых выше этапов и включал обработку отдельных каналов снимков с выявлением эталонов, последующую классификацию с получением тематических растров, визуальное дешифрирование, создание серии различных модификаций синтезированных цветных растров с последующей их классификацией и визуальной интерпретацией. В результате была получена первичная карта линеаментов с выделением линейных, кольцевых и дуговых элементов, имеющих различную природу: микро- и макрорельеф, элементы гидросети, тип растительности, влажность почв и т.д.

Дпя получения дополнительной информации был проведён анализ цифровой топографической основы. Изучались гидрографическая сеть и современный рельеф. Проводилось сопоставление всех исходных данных. Результатом данной работы явилось построение схем линеаментов, установленных с помощью анализа гидросети и рельефа.

Помимо этого, было выполнено сопоставление результатов дешифрирования с картой крупнейших установленных геологических разломов геофизическими данными, проведено сопоставление с тремя структурными поверхностями: поверхностью фундамента, кровлей нижнепермских отложений, подошвой четвертичных отложений, а также со схемой расположения месторождений нефти и газа. В результате была получена подробная картина характера тектонической раздробленности на территории Европейского севера России.

23. Статистическая обработка результатов дешифрирования

Статистическая обработка схем дешифрирования позволяет получить скрытую информацию, касающуюся закономерностей пространственного распределения линейных структур. Традиционно она включает построение роз-диаграмм и определение удельной плотности выбранных линеаментов на единицу площади. Эти параметры позволяют выявить участки земной коры, имеющие значимое отличие в характере блоковой делимости и, что, по-видимому, особенно важно — оконтурить наиболее раздробленные, а, следовательно, и наиболее проницаемые участки. Статистический линеаментный анализ был проведен с помощью оригинального программного обеспечения, выполненного на базе геоинформационной системы Агс\Че\у.

Глава 3. Анализы результатов визуального дешифрирования космических снимков Тимано-Печорской плиты 3.1. Результаты дешифрирования

В результате визуального дешифрирования была получена первичная карта линеаментов в масштабе 1:500000 на которой показано 11334 линейных, кольцевых и дуговых элемента. Выявленные линеаменты весьма разнообразны и по направлению, и по длине. На рисунке (рис. 1) показаны все отдепшфрированные линеаменты.

О 100 200__«И км

Рис.1. Карта линеаментов территории севера Европейской часта России, полученных с помощью дешифрирования космических снимков Ьапска! ЕТМ.

Для более подробного изучения свойств космических снимков, было выполнено дешифрирование на основе масштаба 1:200 ООО и построена вторая карта линеаментов. Количество выявленных элементов на этой карте составило 27325. В связи с тем, что комплексный структурно-геологический материал в масштабе 1:200 000 на территории исследования был не полный, основная работа по интерпретации была сосредоточена на масштабе 1:500 000.

Линесшентный анализ является одним из наиболее эффективных методов изучения глубинного строения территорий. Основная его задача в данном случае — определение зон разрывов и блоков, характеризующихся различной пространственной организацией поля линеаментов. С этой целью вычисляются и анализируются характеристики суммарного поля линеаментов: плотность, энтропия, анизотропия, а также характеристики систем линеаментов определенных направлений или длин. Участкам с различными характеристиками поля линеаментов на глубине могуг соответствовать зоны выклинивания пород, области с различной степенью трещшюватости и другие неоднородности осадочного чехла.

С помощью метода построения роз-диаграмм линеаментов на изучаемой территории было установлено, что в северной части территории ориентировки линеаментов разнообразнее, чем в южной, помимо этого, в северной области в целом устанавливается большее количество линеаментов.

Анализ результатов дешифрирования показывает, что линеаменты формируют пучки и зоны различных направлений, значительной протяженности и мощности. Для проверки гипотезы о том, что данные зоны являются отражением глубинной разрывной тектоники было проведено их сопоставления с картами доказанных разломов, изогипс кровли пермских отложений, картой поверхности фундамента, картой неотектонических движений и схемой расположения месторождений нефти и газа. Показана высокая степень корреляции данных параметров, особенно с изогипсами кровли пермских отложений, где сгущение линеаментов приурочено к областям флексурных перегибов. Однако для некоторых участков такая корреляция отсутствует. 3.2. Статистический анализ дешифрирования

Для того чтобы подробно изучить закономерности распределения линеаментов и их плотность в Тимано-Печорском бассейне, был использован специальный модуль для геоинформационной системы Arcview. На основе результатов выполненного статистического анализа сделаны следующие выводы:

1. На территории северо-восточной части Тимано-Печорской плиты плотность линеаментов выше, чем в юго-западной части. Это объясняется тем, что геодинамическая активность юго-западной части заметно ниже. Установленная закономерность показывает, насколько плотность линеаментов отражает интенсивность геодинамики на данной территории.

Кроме того, в западной части отмечается максимальная плотность линеаментов вытянутых в северо-западном направлении, в центральной части преобладают линеаменты субмеридионального простирания, а в восточной части доминируют линеаменты вытянутые в северо-восточном направление. Таким образом, рассматриваемую область можно отчетливо подразделить на три основные части, соответствующих крупнейшим тектоническим структурам: Мезенской синеклизе, Тиманскому кряжу и Печорской синеклизе.

2. Проведение сопоставления карты плотностей линеаментов с крупнейшими доказанными разрывными нарушениями обнаруживает, что районы с аномально высокой плотностью линеаментов совпадают с местами пересечений разломов. Можно выделить четыре основные системы разломов по простиранию: северо-западную, северовосточную, субширотную и субмеридиональную. Данные системы при пересечении образуют ячейки различной формы. Отметим, что в Тимано-Печорском бассейне большинство разломов имеют северо-западное простирание, в то время как простирание зон повышенных значений плотности линеаментов - северо-восточное. Такое сочетание

пространственного расположения линейных структур чаще всего формируется при комбинации сдвиговых и сжимающих нагрузок, т.е. в условиях транспрессии. 33. Сопоставление результатов статистического анализа с распределением месторождений нефти и газа в Тимапо-Печорском бассейне

С целью изучения влияния плотности линеаментов на распределение месторождений нефти и газа было проведено сопоставление рисунков плотности линеаментов различных направлений с картами месторождений нефти и газа. В результате проведенного анализа были установлены следующие закономерности:

1. Для карты плотности линеаментов всех ориентировок установлено, что ни одно месторождение не расположено на участках высокой плотности линеаментов. На севере изучаемой территории нефтегазоносные месторождения в основном находятся рядом с такими участками, в которых наблюдается очень высокая плотность линеаментов, а на юге - подавляющее большинство месторождений нефти и газа примыкают к местам более низких значений плотности. Можно предположить, что высокая плотность линеаментов отражает тектоническую активность разрывных нарушений, а слишком активные разрывы, по-видимому, разрушают «ловушки» нефти и газа.

2. На рисунке 2 показаны плотности линеаментов северо-западного простирания. Хорошо видно, что месторождения УВ приурочены к зонам повышенных значений плотности. На карте распределения плотностей линеаментов северо-восточного простирания (рис.3), ситуация обратная — большинство месторождений находятся на участках с пониженными значениями плотности линеаментов. Такая же ситуация сохраняется и для плотности линеаментов субмеридионального простирания. Месторождения приурочены к зонам пониженных значений плотности. Анализ распределения плотностей линеаментов субширотного направления показал, что данном случае ситуация противоположная — большинство месторождений находятся на участках с повышенными значениями плотности линеаментов.

При объединении линеаментов четырех выделенных выше направлений в две большие группы - линеаменты субширотных и северо-западных простираний, а также субмеридиональных и северо-восточных простираний, отчетливо обнаруживаются следующие закономерности:

Для субширотных и северо-западных линеаментов, месторождения нефти и газа приурочены к областям повышенных значений плотности линеаментов.

Для субмеридиональных , и северо-восточных линеаментов месторождения расположены на участках минимальных значений плотности линеаментов.

Рис. 2. Карта плотностей линеаментов северо-западного простирания с нанесенными крупнейшими доказанными разрывными нарушениями северной части Тимано-Печорского бассейна

«е* ба- М'

О СО 100 то ш

Рис. 3. Карта плотностей линеаментов северо-восточного простирания с нанесенными крупнейшими доказанными разрывными нарушениями северной части Тимано-Печорского бассейна

Для того чтобы детально подтвердить выявленные закономерности линеаменты, подразделенные, как уже отмечалось, на четыре группы: северо-западную, северовосточную, субширотную и субмеридиональную, были сопоставлены с геолого-структурными особенностями Лаявожского нефтегазоконденсатного месторождения. Данное месторождение расположено в Печоро-Колвинской ИГО, Лайско-Лодмннскому НГР и представляет собой антиклинальную складку северо-западного, простирания, осложняющую северную часть Лайско-Лодминского вала. По кровле нижнепермских

отложений структура имеет размеры 36x14 км при амплитуде в 200 метров. На данной площади устанавливается низкая плотность линеаментов, имеющих субширотное и северо-западное простирание и высокая плотность линеаментов северо-восточного направления. По мнению автора, «ловушка» данного месторождения была сформирована в результате северо-восточного сжатия, которое привело к возникновению серии северовосточных мелких разрывов.

Для северной части Хорейверской впадины (Садягинская ступень и Колвависовская ступень) выявлена четкая корреляция между месторождениями нефти и газа и аномально высокой плотностью линеаментов субширотных и северо-западных направлений.

Сопоставление вероятности встречи месторождений УВ разных типов с плотностью линеаментов показало, что плотности линеаментов разных направлений связаны с разными типами месторождений нефти и газа. Установлено, что для газовых и газоконденсатных месторождений наличие северо-восточных и меридиональных линеаментов является положительным фактором, а широтных и северо-западных -отрицательным. Для нефтяных месторождений ситуация обратная: по мере уменьшения плотности северо-восточных и субмеридиональных линеаментов, вероятность встречи месторождения уменьшается. А повышение плотности субширотных и северо-западных линеаментов оказывает активно положительное влияние.

Глава 4. Результаты автоматизированного дешифрирования космических снимков с помощью программного комплекса LESSA

LESSA - Lineament Extraction and Stripe Statistical Analysis - это методика автоматического поиска линейных элементов и анализа их ориентации, расположения. Программы, реализующие LESSA, создана автором A.A. Златопольским, выявляют лилейные элементы рисунка и описывают их свойства так, как это принято в геологических исследованиях: розы-диаграммы, плотности линеаментов, протяженные линеаменты.

В результате дешифрирования с помощью программы LESSA получена схема линий вьггянутости. Для того чтобы понять взаимоотношение между линеаментами, автоматического дешифрирования и разломами той же территории, проведено их сопоставление. Показано, что длинные линии вьггянутости совпадают с установленными ■ разломами Тимало-Печорского бассейна. Таким образом, результаты автоматизированного дешифрирования отражают характер разломкой тектоники на территории бассейна.

При использовании программы LESSA, также были получены розы-диаграммы ориентировок линеаментов и карты плотностей линеаментов. Установлены четыре главные ориентировки: северо-западная, северо-восточная, субширотная, субмеридиональная. Отметим, что в северной части территории в большинстве случаев это северо-западная и северо-восточная ориентировки. На карте плотностей линеаментов можно отметить, что большинство месторождений нефти и газа расположено в области средней плотности линеаментов. В узле разломов различных направлений плотность линеаментов более высокая.

По сравнению с результатами визуального дешифрирования, результаты автоматического дешифрирования программой LES SA являются более детальными и подробными, «сетка» линеаментов выглядит более равномерной. В результате чего, на карте плотности линеаментов анизотропия не такая явная, а корреляция с месторождениями нефти и газа более низкая. Однако на схеме линий вытянутости простирание вытянутости как раз совпадает с ориентировкой крупнейших разломов. Таким образом, автоматический метод, примененный при изучении малого масштаба, может хорошо отражать региональные особенности тектонического строения осадочных бассейнов.

Автоматизированная система дешифрирования космических снимков LES SA позволяет выявлять струюурно-геологические особенности строения региона и исключает субъективный фактор при выделении линеаментов.

Глава 5. Тектонофиэическое моделирование проявления активности разрывных нарушений Тимано-Печорского бассейна

В наших экспериментах в качестве модельного материала использовалась глина, нарезанная на разновеликие блоки «разрывными нарушениями» в соответствии с общим стилем блоковой делимости Тимано-Печорского бассейна. Размер модели (21x30x3см). Подложка модели и субвертикальные прорези «разрывных нарушений» промазаны машинным маслом. Направление сжатия - субширотное, соответствующее давлению Уральского поднятия. Максимальное сокращение модели достигало 25% от первоначального поперечного размера. При моделировании использовались маркеры в виде кругов сантиметрового диаметра, которые наносились на границы блоков и на межблоковые узлы. По их смещениям или по изменению исходной круглой формы оценивалась кинематика перемещений, величины и ориентировки главных осей деформации в разных частях модели. Принципиальный смысл моделирования сводился к тому, чтобы при определенной блоковой делимости и известной внешней нагрузке

модели, изучить характер деформационной реакции блоков, кинематику движений по заданным и новообразованным разрывам.

Полученный в экспериментах результат позволил выделить динамически активизированные в исходной разрывно-блоковой структуре направления, по которым прошли сдвиговые смещения того или иного знака. Почти все разрывы северо-западной ориентировки проявили активность и при этом имели устойчивые левосторонние смещения, в то время как, лишь вдоль некоторых границ блоков северо-восточного направления произошли смещения противоположного знака. Амплитуды смещений вдоль этих направлений были весьма изменчивы даже на очень небольших расстояниях и варьировали от 1-1.5 мм до 5 мм. В тоже время, разломы субмеридионального направления находились в компрессионном состоянии, по которому не осуществлялось каких-либо существенных перемещений. Также можно отметить возникновение вдоль некоторых фрагментов границ блоков значительных зияний, и правосторонних сдвигов, связанных преимущественно с субширотным направлением, вдоль которого происходило сжатие.

Все вместе это свидетельствует о значительной дифференциальной подвижности блоков и неоднородности проявления деформационной активизации среды со структурой при внешнем нагружении объема: можно выделять динамически активные направления и узлы в разрывно-блоковой структуре и зоны почти не затронутые деформацией, а также участки, находящиеся в компрессионном состоянии и зоны явного растяжения или декомпрессии. На основании данных экспериментов можно представить потенциальную картину развития динамически активных направлений. К ним следует отнести северо-западные и субширотные нарушения. К динамически пассивным направлениям - северо-восточные и субмеридиональные.

Таким образом, аналоговое тектоническое моделирование показало, что при субширотном сжатии активными будут северо-западные и субширотные разломы, а пассивными - северо-восточные и субмеридиональные нарушения. Согласно ранее полученным закономерностям, нефтяные месторождения тяготеют к зонам повышенной тектонической активности, а газовые и газоконденсатные к более стабильным участкам земной коры.

Глава б. Прогноз нсфтегазоносностн Тнмано-Печорского бассейна по результатам

дешифрирования

Карты плотности линеаментов послужили отправным материалом для выявления статистической связи с газонефтеносностью рассматриваемой территории. Изучение

этого влияния проводилось путем оценки вероятности встречи месторождений разного типа в зависимости от плотности линеаментов разной ориентировки. Значения вероятности рассчитывались как отношение площади месторождений, находящихся внутри выбранного интервала плотности линеаментов (8цп), к общей площади, занятой этим интервалом (Я.) в пределах территории Тимано-Печорского бассейна:

Р = в ицЛЗп (1)

Важным является то, что данный параметр не зависит от характера распределения значений интервалов плотности линеаментов по площади и, следовательно, является более объективным. Величина (Р), в общем случае, показывает нам вероятность встречи выбранного типа месторождений внутри площади, занятой анализируемым интервалом плотности линеаментов. Она может принимать значения от 0, если в пределах площади, занятой данным интервалом нет ни одного месторождения, до 1, если площадь рассматриваемого интервала целиком занято месторождением. Представляется важным и то обстоятельство, что в случае, если рассматриваемый показатель не связаны с распределением газонефтепосности, т.е. является величиной случайной, то значения (Р) будут стремиться к константе. График зависимости в этом случае будет иметь вид горизонтальной прямой. Присутствие максимумов и минимумов позволяет предположить (при достаточной репрезентативности выборки) наличие определенной связи между рассматриваемыми параметрами, а также судить о статистическом виде этой связи.

Для выявления характера зависимости между плотностью линеаментов и размещением месторождений углеводородов разного типа, были использованы данные о местоположении более 200 известных месторождений Тимано-Печорского бассейна. Значения вероятности встречи рассчитывались раздельно для нефтяных и газовых -газоконденсатных месторождений. Анализ полученных графиков подтверждает выявленные ранее различия в вероятности встречи месторождений разных типов в зависимости от плотности линеаментов, имеющих разные ориентировки. Установлено, что для газовых и газоконденсатных месторождений наличие северо-восточных и меридиональных линеаментов является положительным фактором, а широтных и северо-западных — отрицательным. Для нефтяных месторождений ситуация обратная повышенные плотности северо-восточных и меридиональных линеаментов оказывает отрицательное влияние, плотности субширотных линеаментов — положительное.

На основании выявленных закономерностей построены прогнозные карты вероятности встречи месторождений углеводородов разного типа, в зависимости от характера тектонической раздробленности изучаемой территории. Оконтурены в

пределах Тимано-Печорского бассейна наиболее перспективные по геодинамическим параметрам участки для поиска месторождений нефти и газа.

Заключение

Наиболее существенные результаты, полученные при изучении данной работы, могут быть суммированы в четырех защищаемых положениях:

1. В результате дешифрирования космических снимков «ЬапсЬа! ЕТМ» на территории Тимано-Печорского бассейна выявлены четыре системы линеаментов: северо-западные, северо-восточные, субширотные и субмеридиональные, которые при пересечении формируют сложную ячеистую структуру. Отметим, что большинство крупных региональных разломов, известных на изучаемой территории имеют северозападное простирание, в то время как, простирание зон повышенных значений плотности линеаментов - северо-восточное. Такое сочетание пространственного расположения линейных структур чаще всего формируется при комбинации сдвиговых и сжимающих нагрузок.

2. На территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна четко фиксируются различия в вероятности встречи месторождений разных типов в зависимости от плотности линеаментов, имеющих разные ориентировки. Установлено, что для газовых и газоконденсатных месторождений наличие северо-восточных и меридиональных линеаментов является положительным фактором, а широтных и северо-западных - отрицательным. Для нефтяных месторождений ситуация обратная: по мере уменьшения плотности северо-восточных и меридиональных линеаментов, вероятность встречи месторождения уменьшается. А повышение плотности субширотных и северо-западных линеаментов - вероятность увеличивается.

3. Тектопофизическое моделирование показало, что при субширотном сжатии активными будут северо-западные и субширотные разломы, а пассивными - северовосточные и субмеридиональные нарушения. Таким образом, нефтяные месторождения тяготеют к зонам повышенной тектонической активности, а газовые и газоконденсатные к более стабильным участкам земной коры.

4. На основании выявленных закономерностей построены прогнозные карты вероятности встречи месторождений углеводородов разного типа, в зависимости от характера тектонической раздробленности изучаемой территории. Оконтурены в пределах Тимано-Печорского бассейна наиболее перспективные по геодинамическим параметрам участки для поиска месторождений нефти и газа.

Список опубликованных работ:

1. Использование метода моделирования для оценки коллектора в области испытания угольного метана Уан Чжапин в Люлин, (соавтор: Хо НунПин, Ван Ли, Чуан Й ке)// Международная конференция «Эксплуатация и внедрение угольного метана», КНР. Пекин. 1995. С.214-216

2. Effect of the aquifer layer on production in coal bed methane wells at Yangj ¡aping Pilot site, Liulin СЫпа//Международная конференция угольного метана, США. Alabama. 1998. С. 115-116

3. Использование космических снимков для прогнозирования размещения газовых и нефтяных месторождения Тимано-Печорского бассейна // Тез. на Международной конференции « География, экология, геология: первый опыт научных исследований», Украина. Днепропетровск. Днепропетровский национальный университет, 2006. С. 125-126

4. Сопоставление результатов дешифрирования космических снимков с характером размещения нефти и газа в пределах Тимано-Печорского бассейна//Тез. докл. на Международной конференции «Ломоносов-2006». Москва. МГУ. С. 187

5. Использование материалов дистанционного зондирования (МДЗ) для изучения характера размещения газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печорского бассейна// Тез. на □ Межвузовской конференции молодых учёных и студентов «Молодые - наукам о земле», Москва. Российский государственный геологоразведочный университет (РГГРУ). 2006. С. 143

6. Использование материалов дистанционного зондирования для изучения нефтегазононости Тимано-Печорского бассейна//Москва. Вестник МГУ. Серия 4. геология. 2006. № 5 С. 89-91

7. Рмь дешифрирования космических снимков в исследовании геотектонодинамики в России на примере Тимано-Печорского бассейна// Тез. докл. на Международной конференции «Эволюция тектоники континентов и края океанов», КНР. Гуанчжэу. 2005. С. 118

8. «Исследование свойства коллектора залежи угольного метана », Проект Государственного Восьмого пятилетнего научного исследования (соавтор: Ван. Ли, Хо НунПин, Су Фу й, Чуан Й ке)// КНР. Чжэнчжоу. 1995.213с.

9. «Тестирование эксплуатации угольного метана в Лю Пан Ши Китая», Проект Государственного девятого пятилетнего научного исследования (Соавтор: Су Фу й)// КНР. Чжэнчжоу. 2001. 145с.

Подписано в печать 17.11.2006 Формат 60x88 1/16. Объем 1,5 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № 552 Отпечатано в ООО «Соцветие красок» 119992 г.Москва, Ленинские горы, д. 1 Главное здание МГУ, к. А-102

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Цай ЮньФэй

Введение.

Глава 1. Обзор геологического строения Тимано-Печорской плиты.

1.1. История изучения.

1.2. Тектоника Тимано-Печорской плиты.

1.3. Неотетоника и современный рельеф поверхности.

1.4. Литолого-стратиграфические комплексы.

1.5. Нефтегазоносные комплексы Тимано-Печорского бассейна.

1.6. Районирование Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

Глава 2. Методика использования материалов дистанционного зондирования для изучения нефтегазопосности.

2.1. Характеристика использованных материалов.

2.2. Методика дешифрирования.

2.3. Статистическая обработка результатов дешифрирования.

Глава 3. Анализы результатов визуального дешифрирования космических снимков Тимано-Печорской плиты.

3.1. Результаты дешифрирования.

3.2. Статистический анализ дешифрирования.

3.3. Сопоставление результатов статистического анализа с распределением месторождений нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне.

Глава 4. Результаты автоматизированного дешифрирования космических снимков с помощью программного комплекса ЬЕввА.

4.1. Сведение о программе автоматизированного дешифрирования ЬЕЗБА.

4.2. Результаты дешифрирования территории Тимано-Печорского бассейна с помощью программы ЬЕЗБА.

4.3. Анализ и сопоставление результатов, полученных визуальным и автоматизированным методами дешифрирования.

Глава 5. Тектонофизическое моделирование проявления активности разрывных нарушений Тимано-Печорского бассейна.

5.1. Общие принципы аналогового тектонического моделирования.

5.2 Описание характерных условий и особенностей моделирования поведения разрывных нарушений Тимано-Печорского бассейна.

5.3 Результаты эксперимента тектоиофизического моделирования.

Глава 6. Прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорского бассейна по результатам дешифрировании.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Линеаменты Тимано-Печорского бассейна и их связь с размещением нефтяных и газовых месторождений"

Актуальность исследований.

Данная работа направлена на выявление закономерностей в распределении газовых и нефтяных месторождений в пределах Тимано-Печорского бассейна. Изучение связи между характером тектонической нарушенное™ территории и распределением месторождений позволяет прогнозировать участки перспективные для поиска новых месторождений, причем с учетом фазового состояния углеводородных скоплений. Результаты данных исследований могут быть использованы для расширения ресурсной базы углеводородного (УВ) сырья в пределах севера Европейской части России за счет возможности открытия новых газонефтеперспективных районов и новых месторождений. Актуальность приращения ресурсов УВ сырья на данной территории очевидна: развитая инфраструктура, включая трудовые ресурсы и кадры специалистов, близость потребителей, в том числе зарубежных. Несмотря на хорошую изученность региона с точки зрения геологического строения и нефтегазоносности, его потенциал исчерпан далеко не полностью. Цель и задачи исследований.

Целью настоящей работы является выявление характера связи между тектоническими нарушениями и местоположением месторождений нефти и газа в пределах Тимано-Печорского бассейна с использованием результатов дешифрирования космических снимков.

Для достижения поставленной цели решались следующие исследовательские задачи:

1. Изучение характера тектонической раздробленности рассматриваемой территории с помощью дешифрирования (как в «ручном», так и в «автоматизированном» режимах) мозаики космических снимков «ЬапсЬа! ЕТМ» в масштабе 1:500 ООО и 1:200 ООО.

2.Создание ГИС-проекта, содержащего информацию о геологическом строении, распределении линеаментов, нефтегазогеологическом районировании и распределении всех известных месторождений нефти и газа в системе «АгсУ1е\у 3.2».

3.Статистическая обработка результатов дешифрирования с помощью специального программного модуля и расчет вероятности встречи месторождений разного типа в зависимости от плотности линеаментов разных ориентировок.

4.Геодинамическая интерпретация выявленных закономерностей с помощью тектонофизического моделирования.

5.Построение прогнозных карт вероятности встречи месторождений углеводородов разного типа, в зависимости от характера тектонической раздробленности изучаемой территории.

Методика исследований.

Применен комплекс методов, включающий в себя: дешифрирование космо-фотоснимков, компьютерная обработка результатов дешифрирования, построение геоинформационной программы на базе системы «Агс\^е\у 3.2», тектонофизическое моделирование. Фактический материал.

Диссертационная работа основана на проведенных автором исследованиях, выполненных в период с 2003-2006 год на кафедре динамической геологии Геол. ф-т. МГУ им. М.В. Ломоносова. Было отдешифрировано более 100 космических снимков на территорию севера Европейской части России. Создан ГИС-проект из космических снимков «ЬапсЬа! ЕТМ», который включает в себя информацию о разрывных нарушениях, структуре фундамента, структуре кровли нижнепермских отложений, амплитудах неотектонических движений, рельефе дневной поверхности, гидросети и растительном покрове. Научная новизна.

Методы прогнозирования фазового состояния углеводородных скоплений с помощью геодинамических параметров являются новыми и весьма перспективными. Основы раздельного прогнозирования были заложены в работах П.Н.Николаева, В.А.Зайцева, [1986],А.И. Дьяконова, Н.И. Белого, [1993], Рябухиной С.Г. и др., [1998],Дмитриевской Т.В. и др., [1998; 1999]. Автором данной диссертации были продолжены данные исследования и выявлены новые закономерности связи между характером разрывной тектоники и размещением месторождений углеводородов. Практическое значение работы

Разработанная методика прогнозирования участков, благоприятных по геодинамическим параметрам для обнаружения газовых и нефтяных месторождений, позволяет более целенаправленно проводить поисковые исследования. На территории Тимано-Печорского бассейна выявлены наиболее перспективные участки для обнаружения газовых и нефтяных месторождений. Апробация работы.

Результаты исследований докладывались на конференции «Ломоносов - 2006», «Молодые - наукам о земле» Российского государственного геологоразведочного университета (РГГРУ), на Международной конференции « География, экология, геология: первый опыт научных исследований» (Днепропетровский национальный университет, Украина), па Международной конференции «Эволюция тектоники континентов и края океанов, Гуанчжэу, 2005», опубликованы в 3 печатных работах.

Научные работы автора включены в монографии: «Исследование свойства коллектора залежи угольного метана » Проект Государственного Восьмого Пятилетнего научного исследования, 1995 (соавтор: Ван. Ли, Хо НунПин, Су Фу Й, Чуан Й ке); «Тестирование эксплуатации угольного метана в Лю ПанШи Китая» Проект Государственного Девятого пятилетнего научного исследования 2001 (Соавтор Су Фу Й). Опубликованные 9 статей на Китайском языке и Английском языке, среди них личные работы четыре. Структура работы.

Диссертация состоит из Введения, шести глав и Заключения. Общим объемом 127 страниц машинописного текста, иллюстрируется 3 таблицами, 50 схемами и рисунками. Список использованной литературы включает 108 наименований. Благодарности.

Заключение Диссертация по теме "Общая и региональная геология", Цай ЮньФэй

-118-Заключение

Наиболее существенные результаты, полученные при изучении данной работы, могут быть суммированы в четырех защищаемых положениях:

1. В результате дешифрирования космических снимков «ЬапсЬа! ЕТМ» на территории Тимано-Печорского бассейна выявлены четыре системы линеаментов: северо-западные, северо-восточные, субширотные и субмеридиональные, которые при пересечении формируют сложную ячеистую структуру. Отметим, что большинство крупных региональных разломов, известных на изучаемой территории имеют северозападное простирание, в то время как, простирание зон повышенных значений плотности линеаментов - северо-восточное. Такое сочетание пространственного расположения линейных структур чаще всего формируется при комбинации сдвиговых и сжимающих нагрузок.

2. На территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна четко фиксируются различия в вероятности встречи месторождений разных типов в зависимости от плотности линеаментов, имеющих разные ориентировки. Установлено, что для газовых и газоконденсатных месторождений наличие северо-восточных и меридиональных линеаментов является положительным фактором, а широтных и северозападных - отрицательным. Для нефтяных месторождений ситуация обратная: по мере уменьшения плотности северо-восточных и меридиональных линеаментов, вероятность встречи месторождения уменьшается. А повышение плотности субширотных и северозападных линеаментов - вероятность увеличивается.

3. Тектонофизическое моделирование показало, что при субширотпом сжатии активными будут северо-западные и субширотпые разломы, а пассивными - северовосточные и субмеридиональпые нарушения. Таким образом, нефтяные месторождения тяготеют к зонам повышенной тектонической активности, а газовые и газоконденсатные к более стабильным участкам земной коры.

4. На основании выявленных закономерностей построены прогнозные карты вероятности встречи месторождений углеводородов разного типа, в зависимости от характера тектонической раздробленности изучаемой территории. Оконтурены в пределах Тимано-Печорского бассейна наиболее перспективные по геодинамическим параметрам участки для поиска месторождений нефти и газа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Цай ЮньФэй, Москва

1. Анищенко Л.А., Малышев H.A. Специфика нефтегазоносное™ континентальной и акваториальной частей Печорско-Баренцевоморского бассейна // Геология и разработка газовых месторождений. М., 1998. С. 37-41.

2. Аэрокосмические методы геологических исследований // Под. Ред. А.В.перцова, ВСЕГИ, 2000. 290с.

3. Башилов В.И. Разломы и эндогенные режимы Тимано-Печорского бассейна // Проблемы эволюции тектоносферы. М., 1997. С. 126-146.

4. Белонин М.Д. Прищепа О.М. И т.д. // Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоноспость и перспективы освоения НЕДРА Сан-П-бург 2004. 395с.

5. Беляева Н.В. Влияние тектонического режима на формирование верхнедевонских рифогенных зон Печорской плиты // Тектоника северо-востока Европейской платформы. Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1988. С. 60-72 (Тр. Ин-та геол. Коми НЦ УрО АН СССР. Вып. 68).

6. Богацкий В.И., Жемчугова В. А. Система рифогенных образований Тимано-Печорской провинции и их пефтегазоносность // Наследие А.Я. Кремса в трудах ухтинских геологов. Сыктывкар, 1992. С. 97-114.

7. Богданов H.A., Хаин В.Е., Шипилов Э.В. Ранпемезозойская геодинамика Баренцево-Карского региона//Докл. РАН, 1997. Т. 357, № 4. С. 511-515.

8. Боровиков A.M. Достоверность дешифрирования и интерпретация космоснимков по прямым и косвенным признакам / Космические методы изучения природной среды Сибири и Дальнего Востока, 1983, с.83 -100.

9. Буданов Г.Ф., Прищепа О.М. Блоковое строение и пефтегазоносность крае вых систем (на примере Тимапо-Печорского нефтегазоносного бассейна). Блоко вое строение и пефтегазоносность. /Доклады II Международной конференции / СПб.- 2000.- С. 45-48.

10. Верба M.JI. Среднепалеозойские рифтогенпые структуры Баренцевской плиты // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимапо-Печорском бассейне и Баренцевом море: Докл. Второй между.iap. конф. СПб., 1996. С. 89-96.

11. Гаврилов В. П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления. М.: Недра, 1975.271 с.

12. Геодинамические основы прошоза и поисков нефти и газа и их внедрение в практику геологоразведочных работ / К.А. Клещев, B.C. Шеин, В.Е. Хаин и др. М.: Изд-во ВНИИО-ЭНГ, 1990.40 с.

13. Глубинные разломы и их роль в строении и развитии земной коры // A.B. Пейве. Из-брапиые труды. М.: Наука, 1990.352 с.

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

15. Горбань В.А. Корреляция нефтей и органического вещества пижнепалео зойских пород Печорского бассейна. Сыктывкар, 1988, Тр. Ин-та геологии Коми НЦУРО АН СССР, вып. 64.

16. Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. / Геофлюидальные систе мы Тимано-Печорской провинции. Ухта: 2003. -298 с.

17. Дедеев В.А., Малышев H.A., Пименов Б.А. Геодинамические режимы становления и развития осадочных бассейнов Европейского севера России // Тектоника осадочных бассейнов Северной Евразии: Матер. XXVIII тектонического совещания. М., 1995. С. 37-39.

18. Диденко Е.Б., Симонов А.II., Гейко Т.С. Структура платформенного чехла экваториальной части Тимано-Печорской провинции // Осадочный чехол Западно-Арктической метанлатформы. Мурманск, 1993. С. 54-63.

19. Жемчугова В.А. Верхний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность). Сыктывкар, 1998.160 с.

20. Зайцев В.А. Ранговый анализ неотектонических движений платформенных областей (на примере Западно-Сибирской плиты и северной части Русской плиты) Автореферат кандидатской диссертации 1995.23с.

21. История геологического развития Восточно-Баренцевоморского региона в палеозое — мезозое по данным компьютерного моделирования / М.В. Коротаев, A.M. Никишин, Э.В. Шштилов и др. //Докл. РАН, 1998. Т. 359, № 5. С. 654-658.

22. Карта перспектив нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции м-ба 1:2 500 ООО (2 л.) /В.А. Дедеев, H.A. Малышев, Б.А. Пименов, В.А. Носков. Сыктывкар: Ин-т геол. Коми УрО РАН, 1994.

23. Короповский Н.В., Общая геология: Учебник. М.: Изд-во МГУ, 2002,448с.

24. Короновский Н.В., Дмитриева Б.И. Статистические закономерности распределения линеаментов, выявленных по космическим снимкам, и линейных форм рельефа центральной части Терско-Каспийского прогиба // Исследования земли из космоса, 1990, №4, с.56 61.

25. Короновский Н.В., Златопольский A.A., Иванченко Г.Н. Автоматизированное дешифрирование космических снимков с целью структурного анализа // Исслед. Земли из космоса,1986,№1,с.111 -118.

26. Космическая информация в геологии. М.: Наука, 1985,536с.

27. Космогеологическая карта линейных и кольцевых структур территории СССР /Щеглов А.Д., Брюханов В.Н., Буш В.А. и др. ХХУ1 сессия МГК. Докл. Сов. Геологов. «Четвертичная геология и геоморфология. Дистанционное зондирование».- М.: Наука, 1980, с.130 -137.

28. Космогеологическая карта СССР. М-б 1 : 2 500 000 / Под ред. Е.А.Козловского.-М.: Мингео СССР,1984.

29. Космогеология СССР // Под ред. В.Н.Брюхаиова, Н.В.Межеловского. М.:11едра, 1987, 240с.

30. Костюченко C.JI. Структура и тектоническая модель земной коры Тимапо-Печорского бассейна по результатам комплексного геолого-геофизического изучения // Тектоника и магматизм Восточно-Европейской платформы. М., 1994. С. 121-133.

31. Лопатин Д.В. Линеаментная тектоника и месторождения-гиганты Северной Евразии // Исслед. Земли из космоса, 2002, №2, с. 77 90.

32. Макаров В.И. Предварительная карта линеаментов территории СССР // Изв. ВУЗов. Геол.и разведка, 1978, №10, с.ЗО -34.

33. Макаров В.И. Линеаменты (проблемы и направления исследований с помощью аэрокосмических средств и методов) // Исслед. Земли из космоса,1981, №4, с.109 -115.

34. Макаров В.И.О методологических основах геологического дешифрирования космических снимков // Изв. АН СССР. Сер. геол., 1981, №8, с.118 -131.

35. Малышев H.A. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского Севера России 2002. 270с.

36. Малышев H.A. Геодипамические режимы становления и развития осадочных бассейнов европейского севера России // Геология и минерально-сырьевые ресурсы европейского северо-востока России. Сыктывкар, 1994. Т. П. С. 212-215.

37. Малышев H.A. Архитектура палеорифтовых зон в осадочных бассейнах в связи с пефтегазоноспостыо // Актуальные проблемы геологии нефти и газа. Ухта, 1995. С. 51-53.

38. Малышев H.A. Рифтогены в структуре осадочных бассейнов: особенности строения в связи с нефтегазоносностью // Геология европейского севера России. Сыктывкар, 1996. С. 17— 27 (Тр. Ин-та геол. Коми НЦ УрО РАН. Вып. 92).

39. Малышев H.A., Пименов Б. А. Карта перспектив пефтегазоносности Республики Коми // Республика Коми: минерально-сырьевые ресурсы. Сыктывкар, 1995.

40. Малышев H.A., Пименов Б.А. Перспективы нефтегазоносное™ европейского севера России // Академическая наука в Республике Коми: потенциал и возможное™. Сыктывкар, 1999. С. 29—33 (Веста. Коми НЦ УрО РАН. Вып. 15).

41. Меннер В.Вл. Цитологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ Северо-Востока Русской платформы. М.: Наука, 1989.133 с.

42. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии). М.: Изд-во МГУ, 1996.448 с.

43. Милановский Е.Е., Никишин A.M., Фурпе A.B. Рифсйская эволюция ВосточноЕвропейского кратона // Докл. РАН, 1994. Т. 339, № 4. С. 513-517.

44. Наумкии А.Н. Линеамепты, выделяемые на телескопических изображениях Средней Сибири, их возможная геологическая природа / Изв. ВУЗов. Геол. и разведка, 1982, №3, с. 30 -35.

45. Научные основы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в Тимапо-Печорской нефтегазоносной провинции / В.А.Дедеев, Н.А.Малышев, JI.3.A-минов и др. Сыктывкар.- 1987.-125 с.

46. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы. Сыктывкар, 1999.1061с.

47. Основы линеаментной тектоники / Я.Г. Кац, А.И.Палетаев, Э.Ф.Румянцева Москва, Недра, 1986.144с.

48. Острижный М.Ю. Оценка перспектив нефтегазоносности Приполярных районов Предуральского краевого прогиба по комплексу геолого-геофизических данных / Автореф. дис. канд. г.-м. наук. М., 1999.

49. Поиски залежей утлеводородов на больших глубинах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Белопин М.Д., Буданов Г.Ф., Головань A.C. и др./ Сов.геол. №3.- М.-1990.- С. 19-23

50. Полетаев А.И. Линеамеитный анализ как один из экологически чистых методов современных геологических исследований // Изв. ВУЗов. Геол. и разведка, 1991, №9, с.25 -30.

51. Полетаев А.И. Узловые структуры земной коры. М.: МГП «Геоинформмарк»,1992,58с.

52. Полетаев А.И. Линеаментная делимость земной коры. М.: МГП «Геоинформмарк»,1994, 48с.

53. Полетаев А.И. Линеаментная тектоника земной коры структурно-информационная основа карт новейшей геодинамики / Геология, ч.11. Университеты России. - М.: МГУ, 1994, с. 181-185.

54. Полетаев А.И. Линеаментный метод //Экологический вестник, 2001, №3, с.12 -28.

55. Полетаев А.И., Каграманов Ю.Р., Караханяп A.C., Кац Я.Г. Роль линеаментной тектоники в структурно-информационном прогнозировании газонефтяных месторождений в Малокавказском регионе // Изв. ВУЗов. Геол. и разведка, 1992, №1,с.16 32.

56. ПалетаевА.И. Основы космической геологии Москва Недра 1988.235с.

57. Природные резервуары в терригеппых формациях Печорского нефтегазоносного бассейна / Е.О. Малышева, З.В. Ларионова, H.H. Рябинкина, H.H. Тимонина. Сыктывкар: Коми НЦ УрОРАН, 1993.154 с.

58. Проблема недропользования в Республике Коми / Л.З. Аминов, Б.Г. Ахма-тов, А.П. Боровинских, В.И. Гайдеек и др. // Материалы XIII геологического съезда PK.- Сыктывкар, 1999.- Т. IV.- С. 153-155.

59. Пучков В.Н. Тектоника Урала. Современные представления. Геотектоника.-Екатеринбург.- 1997, №4.- С.42-61

60. Разломы и горизонтальные движения платформенных областей СССР. М.: Наука, 1977.144с.

61. Рифтогенез и нефтегазоносность северо-востока Европейской платформы / В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, H.A. Малышев и др. // Рифтогенез и нефтегазоносность. М., 1993. С. 51-59.

62. Рыжов И.Н. Неотектоника европейского севера России. Л.: Наука, 1988. 92 с.

63. Соборнов К.О-. Складчато-надвиговые зоны восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы: строение и новые направления поисков нефти и газа: Автореф. дис. докт. г.-м. наук. М., 1997.

64. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, H.A. Малышев, В.А. Скоробогатов и др.- М.: Изд-во Акад. горных наук.- 1999.- 400 с.

65. Структура платформенного чехла Европейского севера СССР. /Дедеев В.А., Гецен В.Г., Запорожцева И.В. и др.- JI.: Наука.- 1982,- 200 с.

66. Тектоническая карта Баренцева моря и северной части Европейской России (М-б 1:2500000) и объяснительная записка к ней / Под ред. I I.A. Богданова, В.Е. Хаина. М.: ИЛ САН; ПКО "Картография", 1996.94 с.

67. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты/ В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гсцен и др.-Л.: Наука.- 1986.-217 с.

68. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты / В. А.-Дедеев, Л.З.Амипов, В.Г.Гецен, И.В.Запорожцева и др.-Л.: Наука- 1986. 217 с.

69. Устрицкий В.И. О тектонической природе Баренцево-Северокарского мегапрогиба//Проблемы нефтегазоносности Мирового океана. М., 1989. С. 182—191.

70. Ференс-Сороцкий А. А. Влияние иеотектонических движений на нефтегазоносность северо-востока Русской плиты // Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печор-ской провинции. Л., 1979. С. 95-103.

71. Флоринский И.В. Визуализация линеаментов и структур центрального типа: количественные топографические подходы. Пущино, ПНЦ РАН, 1992, 48с.

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

73. Хаин В.Е. Нефтегазоносность и тектоника // Геология нефти и газа, 1998а. № 10. С. 5-7.

74. Хаин В.Е. Урало-Мопгольский пояс М.В. Муратова: происхождение и соотношение со смежными подвижными поясами // Бюл. МОИП. Отд. геол., 19986. Т. 73 (Вып.5). С. 25-29.

75. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. М.: Изд-во МГУ, 1995.480 с.

76. Цай ЮньФэй, Применение материалов дистанционного зондирования (МДЗ) в изучении Тектодиномики, и её влияния на размещение месторождений нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне//Межвузовскую конференцию молодых учёных и студентов «Молодые наукам о земле»

77. Цай ЮньФэй, Испльзование материалов дистанционного зондирования для изучениия нефтегазонопости тимапо-Печорского бассейна// ВЕСТИ. МОСК. УН-ТА. СЕР. 4. ГЕОЛОГИЯ. 2006. № 5 С. 89-91

78. Цифровая обработка видеоинформации при структурно-геологических и сейсмотектонических исследованиях. Л.:ВСЕГЕИ, 1991,138с.

79. Шаблинская Н.В., Буданов Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л.: Недра.- 1990.- 179 с.

80. Юдин В.В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя. Екатеринбург: УИФ Наука.-1994.-286с.

81. Hobbs W.N. Lineaments of the Atlantic border region // Bull. Geol. Soc. Amer.,1904, vol. 15, p.483 506.

82. Hydrocarbon Prospects in the Pechora basin: Sequence Stratigraphy of Paleozoic Reservoirs / V. Dedeev, N. Belyaeva, T. Maidl, N. Malyshev, E. Malysheva et al. Columbia, USA, 1994. (ESRI Technical Report 93-01-414. V. 4).

83. Malyshev N., Udin V., Schamcl S. Structural style and evolution of the Pechora Basin, USSR // AAPG Bulletin, 1991. V. 75, № 8. P. 1416.

84. Malyshev N., Dedeev V., Aminov L. Teetonic evolution of the Pechora basin, Russia // 301h International Ceological Congress Abstracts. Beijing, China, 1996. V. 1. P. 333.

85. Malyshev N., Klimenko S. Tectonic evolution and the subsidence history of the Pechora basin // Timan — Pechora — Polar Urals Tectonic Evolution: Programme and Abstracts of the Europrobe / Timpebar Workshop. Syktyvkar, 1999. P. 45-46.

86. Rift-related Devonian clastic depositional seguences, Pechora Basin, northwestern Russia / R.Ressetar, D.Bhattacharyya, N.Malyshev, Z.Larionova // Geological Society of America Abstracts with Programs. Denver, 1996. V.I. 28(7). A-170.

87. Sequence stratigraphy as a tool for chronostrati graphic analysis of the Pechora basin / E.Malysheva, T.Maydl, N.Malyshev, N.Ryabinkina // New ideas in geology and geochemistry of oil and gas. M., 1997. P. 71-72.

88. Sonder R.A. Die Lineament tektonik und ihre Problem // Ed. Geol. Helv.,1938,vol.31, №1, p. 199 -238.