Особенности формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири

Мещеряков, Константин Андреевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенности формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири"

На правах рукописи

005005712

"7,' /„ <

Мещеряков Константин Андреевич

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

-8 ДЕК 2011

Пермь-2011

005005712

Работа выполнена в Пермском государственном национальном исследовательском университете

Научный руководитель: Заслуженный геолог РФ,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Карасёва Татьяна Владимировна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Быков Владимир Никифорович

Ведущее предприятие: Горный институт УрО РАН

Защита состоится 26 декабря 2011 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 при Пермском национальном исследовательском политехническом университете по адресу: 614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд. 4236.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского национального исследовательского политехнического университета.

Автореферат разослан «24» ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.188.03, доктор геолого-минералогических наук,

кандидат геолого-минералогических наук Башков Андрей Николаевич

профессор

А. В. Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последнее время в связи с истощением углеводородных (УВ) ресурсов в меловых отложениях все больше внимания уделяется глубокопогруженным юрским и доюрским комплексам пород севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. При этом долгое время не придавалось большого значения триасовым отложениям, так как считалось, что наибольшую роль в этом плане имеют палеозойские карбонатные отложения. В результате глубокого и сверхглубокого бурения выяснилось, что мощность триасовых терригенных толщ значительно больше (до 1350 м), чем ранее предполагалось. Опровергнуты представления о непрерывном уплотнении терригенных пород с глубиной и отсутствии коллекторов на больших глубинах: коллекторы разного типа ниже 5 км зафиксированы как в осадочных, так и в вулканогенных толщах триаса, выявлено развитие флюидоупорных толщ. По результатам испытаний в условиях высоких температур (более 150°С) и аномальных давлений (Ка > 1,7) получены притоки УВ газа с глубин ниже 5 и даже 6 км.

В связи с тем, что триасовые отложения могут иметь значительный УВ потенциал, изучение процессов формирования в них нефтегазоносности является актуальным.

Цель работы - изучение особенностей процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в глубокопогруженных триасовых прогибах севера Западной Сибири.

Основные задачи исследования:

1. Обобщить материалы о геологическом строении и нефтегазоносности триасовых прогибов севера Западной Сибири;

2. Изучить нефтегазоматеринский потенциал пород триасовых прогибов;

3. Проанализировать изменения коллекторских свойств пород триасовых прогибов;

4. Обосновать модель формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири и дать прогноз нефтегазоносности.

составлены каталоги и базы данных. Автором выполнены дополнительные макро- и микропетрографические исследования (более 300 шлифов) и проведено изучение глубинных пород на сканирующем электронном микроскопе.

Научная новизна работы заключается в том, что получены новые данные об особенностях проявления процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в самых глубоких триасовых прогибах севера Западной Сибири. В Ярудейском триасовом прогибе выделена нефтематеринская свита с промышленным потенциалом генерации нефти, отличающаяся от свит с высокой степенью реализации газового потенциала пород Коротчаевского и Ен-Яхинского прогибов. Установлено, что остаточный нефтяной потенциал в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах сохраняется в главной зоне газообразования (ГЗГ) и наблюдаются традиционные зависимости, свойственные главной зоне нефтеобразования (ГЗН), между параметрами Рок Эвал. Отмечены новые закономерности изменения коллекторских свойств песчано-алевритовых пород на больших глубинах, контролируемые в основном глинистостью, развитием трещиноватости и аномально высокого пластового давления, но в меньшей степени - глубиной погружения. Обоснована модель формирования нефтегазоносности, свидетельствующая о возможности существования самостоятельных генерационно-аккумуляционных систем УВ в триасовых прогибах. В Ен-Яхинском прогибе выявлена разрушенная в основном термальными процессами палеозалежь нефти, подтверждающая сделанные выводы о положении нижней границы существования нефтей.

Защищаемые положения.

1. Нефтематеринская свита с промышленным потенциалом генерации нефти в средне-верхнетриасовых отложениях Ярудейского прогиба.

2. Закономерности изменения коллекторских свойств триасовых пород на больших глубинах в северных районах Западной Сибири.

3. Обобщенная модель формирования нефтегазоносности в триасовых прогибах севера Западной Сибири.

Практическая значимость и реализация работы. Проведенное исследование создало основу для оценки перспектив нефтегазоносности триасовых отложений севера Западной Сибири, погруженных на большие глубины. Выводы о прогнозе нефтегазоносности могут быть использованы при составлении проектов на бурение глубоких и сверхглубоких скважин на севере Западной Сибири и других регионах. Результаты исследования вошли в окончательный отчет по данным бурения Ярудейской параметрической скважины 38 и отчет по комплексной обработке результатов глубокого и сверхглубокого бурения (ОАО «КамНИИКИГС»).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на XIV Международном научном симпозиуме им. академика М.А.Усова (Томск, 2010); Всероссийских научно-практических конференциях «Геология в развивающемся мире», «Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья» (Пермь, 2009, 2010, 2011); региональных научно-практических конференциях (Пермь, 2009, 2010, 2011); XI и XII конкурсах научных работ молодых ученых и специалистов ОАО «КамНИИКИГС» (Пермь, 2009, 2011).

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из Введения, четырех глав и Заключения, списка литературы из 162 наименований. Общий объем диссертации 159 страниц, в том числе 54 рисунка, 13 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, Заслуженному геологу РФ, д.г.-м.н., профессору Т. В. Карасёвой; искреннюю признательность за консультации и поддержку при выполнении работы д.г.-м.н., член-корреспонденту РАН, профессору Б. И. Чувашову, д.г.-м.н., профессору Р. Г. Ибламинову, д.г.-м.н., профессору Ф. А. Курбацкой, д.г.-м.н., профессору Б. М. Осовецкому, к.г.-м.н. Ю. А. Ехлакову, к.г.-м.н. А. Н. Угрюмову, к.г.-м.н., доценту К. П. Казымову, к.г.-м.н., доценту Н. Е. Молоштановой, а также особую благодарность за предоставление материалов В. Н. Савинову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Особенности геологического строения и нефтегазоносности триасовых отложений севера Западной Сибири» на основе анализа материалов глубокого бурения и геофизических исследований рассмотрены особенности формирования триасовых (пермо-триасовых) прогибов, проблемные вопросы строения триасовых комплексов пород, нефтегазоносности, а также выделены этапы в истории изучения данных отложений.

Триасовые отложения относительно широко распространены на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. В Приуральской зоне и южных районах они вскрыты большим количеством скважин и характеризуются нефтеносностью. В северных районах в связи со значительным погружением фундамента изученность их бурением значительно ниже. До сих пор нет единого мнения об особенностях образования триасовых отложений севера Западной Сибири и формирования в них нефтегазоносности. Считается, что триасовая система Западной

Сибири сформировалась в два главных этапа: первый (инд, оленек, анизий) -вулканогенно-осадочный, второй (ладин, карний, норий, рэт) - терригенный.

Большой объем новых данных был получен в результате бурения Тюменской сверхглубокой скважины (7502 м) в Коротчаевском прогибе (грабен-прогибе), Ен-Яхинской сверхглубокой скважины (8250 м), вскрывшей Ен-Яхинский прогиб, и Ярудейской параметрической 38 (5010 м) в одноименном триасовом прогибе, которые показали более значительные мощности данного комплекса пород, чем ранее предполагалось. Кроме того, были получены притоки УВ газов при испытаниях. В результате актуальной стала проблема изучения особенностей формирования нефтегазоносности в триасовых отложениях севера Западной Сибири.

Во второй главе «Нефтегазоматеринский потенциал пород триасовых прогибов» на основе литолого-фациальных, геолого-геохимических данных, а также результатов ГИС проведено исследование распределения ОВ, битумоидов и изменения параметров Рок Эвал в триасовых прогибах севера Западной Сибири.

На базе выполненных исследований обстановок седиментогенеза и диагенеза установлено, что в средне-верхнетриасовых отложениях создавались благоприятные условия для формирования НГМ пород с преобладанием ОВ гумусового типа. В Ярудейском прогибе в раннетриасовое время до конца ладинского века среднего триаса наблюдался перерыв в осадконакоплении, в Ен-Яхинском и Коротчаевском прогибах продолжалась вулканическая деятельность, начавшаяся в пермском периоде. Со второй половины индского века в Ен-Яхинском прогибе в седиментогенезе доминировало накопление обломочных отложений преимущественно в континентальных условиях.

Выделение НГМ пород в пределах Ен-Яхинского и Коротчаевского прогибов было выполнено ранее (Г. Л. Беляева, Т. В. Карасева, А.Н. Башков и др.), в связи с этим основное внимание уделено Ярудейскому прогибу. Установлено, что НГМ породы в Ярудейском прогибе распространены в тыявинской свите, более высокая их концентрация наблюдается в средне- и верхнетыявинской подсвитах, представленных толщами неравномерного переслаивания глинистых алевролитов, песчаников с прослоями аргиллитов. В этих отложениях в интервале 3834-4075 м обосновано развитие НГМ свиты - толщи пород с промышленным потенциалом генерации УВ.

Формирование НГМ свиты в диагенезе происходило в условиях слабовосстановительных фаций: отмечается обилие закисного железа в породах (от 1,25 до 7,98%, в среднем 4%), многократное преобладание его над окисным, незначительное содержание сульфидной серы (0,01-0,13%), несколько повышающееся в кровле свиты. Содержание Сорг достигает 9,7% в аргиллитах. Почти 70% пород свиты относятся к продуктивным

нефтегазоматеринским. С учетом среднего содержания Сорг, равного 1,88% для НГМ пород, плотность его содержания в свите составляет 7-10бт/км2. Степень катагенеза ОВ пород по данным определений отражательной способности витринита и Тмах по методу Рок Эвал отвечает подстадии МК2, т.е. свита вступила в ГЗН. О генерации нефтяных УВ свидетельствует также присутствие автохтонных и паравтохтонных битумоидов.

НГМ свиты Коротчаевского, Ен-Яхинского и Ярудейского прогибов развиты в средне-верхнетриасовых отложениях и характеризуются многими общими чертами (табл. 1).

Таблица 1

Характеристика НГМ свит триасовых прогибов_

Параметры НГМ свиты Коротчаевский прогиб Ен-Яхинский прогиб Ярудейский прогиб

Геологический возраст Т2+з т2 Тз

Интервал, м 6012-6191 6260-6504 3834-4075

Литология НГМ пород аргиллиты, глинистые алевролиты углистые аргиллиты, глинистые алевролиты углистые аргиллиты, глинистые алевролиты

Степень катагенеза ОВ пород ак,-ак2 ак3 МК2

Доминирующий тип ОВ гумусовый [умусовый гумусовый

Мощность НГМ пород в свите, м (%) 102 (51%) 180(74%) 162 (70%)

^ООГСР' 1,75 1,04 1,88

Бхл, % 0.0001-0,03 0,028 (12) 0.0001-0,01 0,002 (37) 0,01-2,25 0,26 (95)

Б], мг/г породы 0.04-0,62 0,2 (14) 0,01-0,14 0,05 (39) 0,01-24,58 1,15(95)

Бг, мг/г породы 0.09-0,84 0,28 (14) 0,05-2,36 0,3 (39) 1,92-59,64 5,57 (95)

Н1, мг/г Сорг 3.82-29,71 16,47(13) 0.11-10,0 6,22 (31) 50,0-438,0 225,0 (34)

Плотность содержания С0„г, млн т/км2 4,02 4,31 7,01

Плотность генерации нефти, млн т/км2 0,13 0,14 0,21

Плотность генерации газа, млрд м3/км2 0,63 0,77 0,29

Примечание: в числителе - интервал значений, знаменателе - среднее, в скобках - количество анализов.

К ним относятся повышенные содержания Сорг, доминирование ОВ гумусового типа, мощности НГМ пород в свитах (более 100 м). О сходных условиях седиментогенеза свидетельствует тот факт, что в составе гумусового ОВ при микроскопическом исследовании (по методике Е. С. Ларской) преобладают следующие типы компонентов: II2, II6, II9. В Коротчаевском прогибе повышена (до 20%) частота встречаемости ОВ сапропелевого типа (12к), которая в Ярудейском прогибе не превышает 12%, а в НГМ свите Ен-Яхинского прогиба рассеянное ОВ сапропелевого типа вообще не выявлено. Перемещенный тип ОВ (III) встречается во всех изученных прогибах, при этом наибольшее содержание отмечено в НГМ свите Ярудейского прогиба, где он представлен в основном миграционными битумоидами. В Ен-Яхинском и Коротчаевском прогибах этот тип ОВ распространен в вышележащих и подстилающих НГМ свиты отложениях и представлен твердыми битумами.

Показано, что различия нефтегазоматеринских потенциалов НГМ свит связаны в основном с глубинами погружения и катагенетическим преобразованием ОВ пород, определившим существенную дифференциацию таких характеристик, как содержание битумоидов и параметров пиролиза (8Ь Тмах, Н1, Р1). На основе линейного дискриминантного анализа (ЛДА) обоснованы различия НГМ свит триасовых прогибов по комплексу геохимических данных. Полученные уравнения имеют вид:

Ъх = 0,153-8! + 0,0004-Н1 - 0,165-Тмах + 0,026-р + 87,07 (1)

Ъ2 = 3,13-8, - 0,016-Н1 - 0,011-Тмах - 0,019-р + 7,02 (2)

НГМ свиты достаточно надежно разделились на три области на основе первой дискриминантной функции. Выявленная дифференциация характеризует различия между нефте- (Ъх> 12) и газогенерирующими свитами (2,< -5).

Низкие значения содержания хлороформенных битумоидов, остаточного нефтяного потенциала, водородного индекса в свитах Коротчаевского и Ен-Яхинского прогибов вызваны истощением нефтяного потенциала пород в ГЗН, эмиграцией нефтяных УВ и последующими процессами катагенетического преобразования пород. Общая тенденция снижения 82 для триасовых НГМ пород ниже 4 км составляет в среднем (для 1 г породы) 0,4мг/100м. В то же время установлено, что даже в ГЗГ сохраняется нефтяной остаточный потенциал в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах и наблюдаются традиционные зависимости, свойственные ГЗН между параметрами Сорг и 82, но с меньшим трендом (рис. 1). В отношении Сорг и 81 связь не подтверждена только для Ен-Яхинского прогиба. При этом водородный индекс (Н1) НГМ пород, характеризующий удельную продуктивность ОВ пород, значительно выше в Ярудейском прогибе.

Уменьшение Н1 на глубинах более 3,8 км имеет степенную зависимость с коэффициентом корреляции 0,83 (1р>^).

А а

/ Ярудейский прогиб МК2

1А а/ S2 = 2,951Copr-0,842 / г = 0,85

Ад

j А

А / А /

А Г &-Яхинский прогиб АКЗ

I. L \ . , .„„ S2 = 0,212Сорг-0,098 •д Коротчаевскии прогиб АК2 ^

1 S2 , 4г А = 0,167Сорг-0,032 ' . г - 0 93

ААМ А

0 2 • Ен-Яхинский

О Коротчаевский А Ярудейский

Сорг, %

Рис. 1. Зависимости между параметрами S2 и Сорг

По результатам применения объемно-генетического метода оценки ресурсов У В отмечено, что плотности генерации и эмиграции нефти были несколько ниже в нефтепроизводивших свитах Коротчаевского и Ен-Яхинского прогибов. Эти же прогибы характеризуются наиболее высокими значениями плотности генерации и эмиграции газа. По данным бассейнового 1D моделирования установлено геологическое время проявления процессов нефтегазообразования в НГМ свитах триаса и уточнены глубины нижней границы существования нефтей («dead line»). Полученные данные подтверждены результатами изучения нефтегазопроявлений.

В результате сделано заключение о развитии зон генерации УВ разного фазового состава на больших глубинах севера Западной Сибири.

В третьей главе «Коллекторские свойства пород и особенности миграции и аккумуляции УВ в триасовых прогибах» изучены закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств пород на больших глубинах, определяющие процессы формирования залежей УВ.

Коллекторские толщи с относительно невысокими фильтрационными свойствами выявлены в глубокопогруженных триасовых осадочных отложениях, где они представлены в основном песчаниками и алевролитами, и в интенсивно измененных гидротермальными процессами вулканогенных

породах. В главе показано, что до сих пор нет однозначных представлений о закономерностях изменения коллекторских характеристик пород в глубокопогруженных отложениях, причиной этого является малая изученность и вторичные преобразования.

Несмотря на существенные различия в глубинах погружения изучаемых прогибов (3,8-6,9 км), коллекторские параметры (открытая пористость и газопроницаемость) осадочных пород сходных литотипов близки и обычно характеризуются относительно невысокими значениями. При этом плотность пород остается в низких пределах (2,50 - 2,52 г/см3). Не выявлено закономерных изменений этих параметров при погружении отложений, что указывает на снижение влияния такого фактора, как гравитационное уплотнение пород. Исключение составляет Ен-Яхинский прогиб, где наблюдается закономерное снижение пористости песчано-алевритовых пород с глубиной (г= -0,66;

Установлено существенное влияние глинистости на коллекторские свойства глубинных песчано-алевритовых пород (табл. 2). Для Ярудейского

Таблица 2

Зависимости между коллекторскими свойствами глубинных _1_песчано-алевролитовых пород_

Прогиб Коротчаевский Ен-Яхинский Ярудейский

Формула уравнение (г) уравнение (г) уравнение (г)

Кп= ЦН) Кп=-4,41+0,001-Н (0,32) Кп=29,81-0,003Н (-0,66) Кп=- 12,99-0,004-Н (0,20)

Кпрр= А[Н) Кпрг--1,91-0, (-0,01) ^ Кпр[—0,71-0,2°Н (-0,11) 1Ё Кпрр=-9,12+0,001-Н (0,23)

пл= а;н) Пл=2,61-0,2'4-Н (-0,08) Пл=1,77+0,13"3-Н (0,48) Пл=2,91-0,9^Н (-0,15)

Пл= Г(Кп) Пл=2,73-0,03-Кп (-0,90) Пл=2,77-0,03-Кп (-0,75) Пл=2,68-0,02-Кп (-0,90)

пл= едспрг) Пл=2,31-0,09-1§ Кпрг (-0,79) Пл=2,42-0,061§ Кпрг (-0,47) Пл=2,44-0,05 Кпрг (-0,63)

Кпрг=ЦКп) ^ Кпрг=-3,23+0,16-Кп (0,54) ^ Кпрг=-2,96+0,13 -Кп (0,41) ^ Кпрг=-2,80+0,22-Кп (0,61)

Кп=АГл) Кп=10,54-0,09Тл (-0,64) Кп=7,17-0,01-Гл (0,01) Кп=8,27-0,17Тл (-0,67)

%кпрг= а;гл) ^ Кпрг=-0,90-0,03-Гл (-0,86) ^Кпрг=-0,58-0,06-Гл (-0,63) ^Кпр1=-0,67-0,05-Гл (-0,63)

Кп= {"(Крб) Кп=7,82-0,19Крб (-0,80) Кп=7,60-0,1-Крб (-0,39) Кп=4,07-0,02Крб (-0,07)

1ёКпрг=Г(Крб) ^ Кпрг=-1,97+0,001-Крб (0,01) ^ Кпрг=-1,75-0,03-Крб (-0,44) ^ Кпрг=-1,71 -0,02-Крб (-0,20)

Примечание: Кп - пористость, %; Кпрг - газопроницаемость, 10~15 м2; Гл - глинистость, %; Н - глубина, м; Крб - карбонатность, %.

наименее погруженного прогиба наблюдаются два максимума распределения пористости песчаников (3 и 8%), при этом пониженные значения связаны с повышенными концентрациями глинистого материала. Достоверные ОрН) корреляционные зависимости открытой пористости и проницаемости от глинистости песчано-алевритовых пород выявлены для Коротчаевского и Ярудейского прогибов. В Ен-Яхинском наиболее погруженном прогибе, где глинистость значительно ниже, такой зависимостью характеризуется только проницаемость.

Подтверждено существенное влияние трещиноватости пород на их фильтрационные свойства. Поверхностная плотность трещин в породах Ярудейского прогиба достигает наибольших значений - 460 м, а размеры открытых трещин изменяются от нескольких мм до микрона (по данным электронной микроскопии). Видимо, вследствие достаточно высокой трещиноватости для пород Ен-Яхинского прогиба характерен самый низкий уровень зависимости между пористостью и проницаемостью (г =0,41). Для Ярудейского и Ен-Яхинского прогибов установлены зависимости проницаемости пород от емкости открытых трещин, проницаемости по трещинам и их поверхностной плотности с достоверными значениями коэффициентов корреляций (г от 0,66 до 0,86; 1Р>1(). Обосновано, что подобные зависимости могут быть выявлены и для Коротчаевского прогиба, где трещиноватость менее изучена. Установлено, что не только пористость, но и проницаемость глубинных пород существенно влияет на их плотность (г от 0,56 до 0,63, 1р>1(). По коллекторским свойствам пород прогибы не дискриминируются вне зависимости от глубины погружения. Пропускать через себя нефть низкопроницаемые коллекторы вряд ли способны без дополнительных воздействий на пласт, а для газа данный тип коллекторов вполне приемлем.

В разделе показано, что коллекторы с относительно невысокими значениями пористости и проницаемости на больших глубинах в условиях АВПД благоприятны для развития миграции и образования зон аккумуляции газообразных УВ. Сохранности залежей способствуют флюидоупоры, которые в осадочных отложениях представлены в основном аргиллитами и углистыми аргиллитами, в вулканогенных породах - низкопроницаемыми толщами, не затронутыми трещинообразованием и гидротермальными процессами. Более перспективными на поиски залежей газов являются Ен-Яхинский и Коротчаевский прогибы, в пределах которых выявлены газопроизводящие свиты, в отличие от Ярудейского прогиба, включающего только нефтепроизводящую свиту. Это подтверждено результатами изучения нефтегазопроявлений и данными испытаний триасовых отложений.

Анализ особенностей распределения газопродуктивных пластов показал, что эмиграция УВ из НГМ свит происходила как в выше-, так и

нижележащие горизонты. В последующем также доминировала вертикальная миграция УВ, проявлению которой способствовало АВПД со значением Ка до 1,8. В результате УВ газом были заполнены проницаемые пласты не только в терригенных отложениях, но и в верхней части вулканогенной толщи как в Ен-Яхинском, так и Коротчаевском прогибах.

В четвертой главе «Модель формирования нефтегазоносности в триасовых прогибах в связи с оценкой перспектив» исследована этапность процессов генерации, миграции, аккумуляции УВ и разрушения нефтяных залежей.

В главе показано, что образование триасовых прогибов имеет как черты сходства, так и существенные различия и тесно связано с активностью тектонических процессов в позднепалеозойское время, определивших широкое развитие вулканизма, с последующим участием вулканогенных пород в осадконакоплении и образовании зон аккумуляции УВ. При этом Ярудейский прогиб сформировался, скорее всего, в единый тектоно-седиментационный цикл, а заполнение Коротчаевского и Ен-Яхинского прогибов проходило в течение трех эпох триасового периода в два этапа: первый - вулканогенно-осадочный и второй - терригенный. На основе специальных микропетрографических исследований для рассматриваемых прогибов выявлена зональность по качественному и количественному составу пирокластического материала, отражающая различие в источниках сноса и свидетельствующая об изменении содержания обломков эффузивных пород в НГМ свитах при доминировании более мелких размерностей (<0,2 мм). Благоприятные условия для накопления глинистых осадков, обогащенных ОВ, в триасовых прогибах устанавливались не часто, но их продолжительность в средне-верхнетриасовое время, при снижении сноса пирокластического материала, оказалась достаточной для образования при погружении НГМ свит (рис. 2).

По результатам Ш бассейнового моделирования установлено, что процессы генерации УВ происходили при погружении прогибов от среднеюрского до настоящего времени. Раньше всех на глубине 2100м в ГЗН вступила НГМ свита Ен-Яхинского прогиба и была в данной зоне до начала первой половины раннемеловой эпохи включительно (рис. 3).

Процессы эмиграции нефтяных УВ из НГМ свиты вряд ли были затруднены в связи с широким развитием песчаников и алевролитов, которые даже на больших глубинах проявляют повышенные коллекторские свойства.

Основной объем эмигрировавших нефтяных УВ мог заполнить коллекторы вплоть до меловых отложений, однако этому не способствовала относительно невысокая плотность эмиграции нефтяных УВ. Скорее всего, процессы вертикальной миграции были ограничены

Рис. 2. Геологический профиль (составил К. А. Мещеряков по материалам В. С. Бочкарева, Ю. А. Ехлакова и др.)

Геологическое время, млн лет назад Прогиб Ora.™»«« ф-.,»».,«шипим

т, т. , Т, J, 19Э ■Г. 175 J, 161 " к, 145 К. 39 V 05 N 23

Ш Коротчаезский Формирование осадочных отложений

жжттт Ен-Яхинский

ш ЯрудейсКИЙ

Коротчаеаский Формнровант-глубинных НГМ свит

тш Ен-Яхинсиий

*11! Ярудейский

ш 1 Коротчаевский 1 "с нерация нефти дубинными НГМ екнтзми

т/шшш А Ен-Яхинский

i Ярудейский

$ Коротчаезский Генерации raja глубинными НГМ свитами

i жтттж f/m Ен-Яхимский

I Ярудвйсимй

ш i Ü Ш Корстчаевский Формирование флюидоуиоров

т § е а. Ен-Яхинский

II Í 5- I Ярудейский

Коротчзеоский М трапп« и первичная аккумуляция

Ш/Ш///М Яш Ен-Яхинский

Ярудейский нефти

Коротчаееский Миграция и первичнлк аккумуляция газа

« шт/шш/ш/ Ем-Яхинский

Ярудейский

Коротчзсвский Деструкция нефтей

i Ен-Яхинский

Ярудейский

Рис. 3. Обобщенная модель основных этапов формирования нефтегазоносности с участием НГМ свит глубокопогруженных триасовых отложений

положением в разрезе наиболее погруженного флюидоупора (тогурская пачка, 4930-5018 м).

К концу раннеюрского времени на глубине 2050 м подошва НГМ свиты Коротчаевского прогиба также вступила в ГЗН. Генерация нефтяных У В продолжалась вплоть до конца раннемеловой эпохи. Нефтяные УВ при относительно низкой плотности эмиграции могли заполнить ловушки, вероятно, только до тогурского флюидоупора. НГМ свита Ярудейского прогиба вступила в ГЗН только в первой половине раннемелового периода и пребывает в данной зоне до настоящего времени. Вероятно, эмиграция УВ была несколько затруднена из-за высокой глинистости песчаников; следствием этого процесса является обнаружение нефтепроявлений в самой НГМ свите.

При погружении на глубину более 3600 м, начиная со второй половины раннемеловой эпохи, катагенетические преобразования ОВ НГМ свиты Ен-Яхинского прогиба достигли градации МК4, и свита вступила в ГЗГ, в которой началась генерация газоконденсатных, затем газовых УВ, продолжающаяся до настоящего времени. Породы НГМ свиты Коротчаевского прогиба вступили в ГЗГ позже, с конца раннемеловой эпохи,

при погружении на глубину более 4000 м. Относительно высокая плотность генерации газа в этих прогибах могла обеспечить широкое развитие процессов вертикальной и латеральной миграции. В условиях АВПД вертикальная миграция происходила как в выше-, так и в нижележащие комплексы пород. Обоснована связь интенсивных газопроявлений в триасовых отложениях с процессами генерации газа в НГМ свитах. Показано, что дальнейшее погружение способствовало развитию зональных и локальных флюидоупоров в триасовых отложениях.

Анализ обобщенной модели формирования нефтегазоносности свидетельствует о существенном различии плотностей генерации нефти (()„) и газа (Ог) от геологического времени (Т) и глубины погружения (Н). С помощью ЛДА (рис. 4) получены следующие уравнения:

Ъ\ = 0,08-Т + 8,62-Он + 17,95-0г + 0,0003-Н - 14,94 (3)

Ъ-1= 0,02-Т - 2,8'Он - 17,84 0г + 0,003-Н - 9,67 (4)

3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0

-0.5 -1,0 -1,5 -2,0 -2,5 -3,0

(-0.31; 0,52)

(2,01;-0,29)

□

□ *

§ }

П* О к о ♦ о

□ □ О „ » ♦♦♦

(4,04;-0,42)

Условные обозначения: (4,04; -0,42) -центры групп

-2

в Ярудейекий § □ Коротчаевский о Ен-Яхи некий

Рис. 4. Соотношение между значениями Ъ\ и г2для триасовых прогибов

Четкое разделение полей наблюдается на основе первой дискриминантной функции. При Ъ\ от -2 до 4 описывается генерация УВ

газов для наиболее погруженных свит Ен-Яхинского и Коротчаевского прогибов; Zi<-2 - генерация нефти в свите Ярудейского прогиба. Полученные данные позволяют прогнозировать процессы генерации УВ разного фазового состояния в других триасовых прогибах, залегающих на разных глубинах, что подтверждено на примере Северо-Сосьвинского грабена.

Погружение пород в зону ГЗГ могло привести к разрушению ранее образовавшихся нефтяных залежей, существование которых ограничено линией «dead line» по нефти, соответствующей катагенезу МК4. Первыми в зону разрушения нефтей вступили триасовые отложения Ен-Яхинского прогиба в середине раннемеловой эпохи, затем в конце раннемелового времени - отложения Коротчаевского прогиба. В разрезах скважин первых двух прогибов в зонах жесткого мезокатагенеза зафиксированы твердые битумы, следы разрушения нефтей и битумоидов. В разрезе Ен-Яхинской скважины выше НГМ свиты, в витютинской свите, в толще песчаников (интервал 5560-5740 м) обосновано присутствие палеозалежи нефти. По данным микроскопических исследований шлифов выявлена высокая (более 30%) частота встречаемости твердых битумов, продуктов деструкции нефтей (рис. 5).

В песчаниках наблюдаются следующие проявления темно-коричневых до черных битумов: прожилки, межзерновое пространство, примазки, стилолитовые швы, часто в зернах полевых шпатов по трещинам спайности. По результатам электронной микроскопии твердые битумы ранее представляли собой подвижную нефть, реликтовые натеки которой фиксируются до настоящего времени (рис. 6).

Эти битумы в основном не растворяются в хлороформе, так как содержание битумоидов в породах не превышает 0,005%. В этом же интервале увеличено присутствие пирита, как единичных зерен, так и скоплений. В верхней части толщи расположен пласт аргиллитов, который вполне мог быть флюидоупором разрушенной залежи нефти. Современная температура пласта -145-150°С, в то время как палеотемпература достигала 180°С. Скорее всего, разрушение залежи нефти произошло из-за действия высоких температур при погружении в конце раннемеловой эпохи. Разрушению залежи способствовали процессы миграции УВ газов из НГМ свиты. Формирование газовых залежей в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах могло происходить с мелового периода и до настоящего времени. Особенности распределения зон аккумуляции УВ газов в Тюменской и Ен-Яхинской сверхглубоких скважинах подтверждают это.

га г ® с ш ГГ ярус свита г го X ЛИТОЛОГИЯ 1 ГК, мкР/ч Форма включений твердых Форма включений пирита а б

о 5 О к 0 ю >1 Е 0 15 битумов 1 2 3 4 5

К X 03 ю о X с; с + 0) X з: о + X га к го 5440

та о Г) о ----:

X о о 5480

9 аз X аз о. ¡ЯИ

а. X £ >» о ш -------^ з: , 9 А а

сн I I- о X 5560 ¡¡¡¡ИИ . 1 - С 5 6 с

• • •

(С

5600 X •

к -в-

к го аз ■

ьг ЧМП —Г^ва- X •и

та 3 со I- т 0 1 ММ 1 —« к те X * Ш с; те ГО • ■

ш о о. н 5680 X (1)

о 3 >1

—„ в • в • ■

о го I- а. м га « • • ■

За. т — •

() о. и. —! ■

=Я....._ ...1

го ш ---------

X X 5760 _-т^^***......

з: 35

0. 03 о X го ^ о 5600

н ш + >3 I X X

ц. X ш о. 5840 3_

о. го ьс утг-^

Ш аз 5880

Рис. 5. Разрушенная нефтяная залежь (Ен-Яхинский прогиб)

Формы включений твердых битумов: 1 - прожилки, 2 - поры, 3 - примазки, 4 - стилолитовые швы, 5 - трещины спайностей. Формы включений пирита: а - единичные включения, б-скопления.

Обр. 1517 глубина 5663 м Обр.1571 глубина 5685 м

Рис. 6. Фото твердых битумов

Сделано заключение о возможности существования самостоятельной генерационно-аккумуляционной системы УВ в триасовых отложениях севера Западной Сибири, прошедшей полный онтогенез УВ в глубокопогруженных зонах.

Основные результаты и выводы

Впервые для севера Западной Сибири выполнены комплексные исследования особенностей формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых прогибах, вскрытых глубокими и сверхглубокими скважинами. Установлены сходство и различие Коротчаевского, Ен-Яхинского и Ярудейского прогибов по условиям седиментогенеза, генерации УВ разного фазового состояния, условиям миграции, аккумуляции У В и сохранности нефтяных залежей.

По результатам анализа комплекса геолого-геохимических данных и ГИС в средне-верхнетриасовых отложениях Ярудейского прогиба выделена нефтепроизводящая свита, сходная по составу ОВ и его количественному содержанию с газопроизводящими свитами в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах. Сделан вывод о возможности промышленной генерации и аккумуляции УВ разного фазового состава в триасовых прогибах севера Западной Сибири. Выявлено закономерное снижение с глубиной содержания нефтяных УВ в НГМ породах прогибов, нефтематеринского потенциала пород и индекса нефтепродуктивности.

Установлено, что в отличие от НГМ свойств закономерности изменения коллекторских свойств триасовых осадочных пород не связаны с глубиной погружения, а определяются литолого-фациальными особенностями и глубинными процессами, приводящими к разуплотнению пород, влияющими также на вулканогенные толщи. Статистически обосновано, что

на больших глубинах сохраняется закономерное влияние глинистости на пористость и проницаемость песчаников и алевролитов. Показано, что развитие газопроизводящих свит, коллекторов, флюидоупоров в условиях АВПД в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах способствует проявлению процессов в основном вертикальной миграции и аккумуляции газообразных УВ. В Ярудейском прогибе, где свита продуцировала в основном нефть, процессы миграции и аккумуляции нефти затруднены из-за высокой степени глинистости песчаников и алевролитов.

Обоснована обобщенная модель формирования нефтегазоносности в триасовых прогибах, учитывающая геологическое время генерации и эмиграции УВ, развитие флюидоупоров и коллекторов, миграцию УВ, а также разрушение залежей нефтей при погружении в зону жестких температурных условий. В верхнетриасовых песчаных пластах Ен-Яхинского прогиба обнаружена разрушенная термальными процессами палеозалежь нефти. Сделан вывод о повышенных перспективах газоносности триасовых прогибов севера Западной Сибири на глубинах более 5 км и необходимости их дальнейшего изучения геофизическими методами и бурением для прироста ресурсной базы УВ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Мещеряков К. А. К проблеме образования триасовых отложений Западной Сибири // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2009. - С. 41-45.

2. Мещеряков К. А., Ехлаков Ю. А., Угрюмов А. Н. Роль изучения обломков эффузивных пород в терригенных отложениях триаса севера Западной Сибири // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион, науч.-практ. конф. - Пермь, 2009. - С. 37-41.

3. Мещеряков К. А. Роль нефтегазоматеринских свит триасовых прогибов в формировании нефтегазоносности севера Западной Сибири // XIV Международный научный симпозиум им. академика М. А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр». -Томск, 2010.-С. 474-476.

4. Мещеряков К. А. Этапы исследования триаса Западно-Сибирской плиты // Проблемы минералогии, петрографии и металлогении. Научные чтения памяти П. Н. Чирвинского: сб. статей. - Пермь, 2010. - С. 193-196.

5. Угрюмов А. Н., Воронов В. Н., Ехлаков Ю. А., Мещеряков К. А. Цеолитовая минерализация в фундаменте северо-западной части Западной

Сибири и на Полярном Урале // Горные ведомости. - 2010. - № 12. - С. 4858.

6. Мещеряков К. А., Пестерева С. А., Субботина Н. Б., Карасева Т. В. Нефтегазоматеринские свойства триасовых отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - № 4. - С. 4-8.

7. Мещеряков К. А. Коллекторские свойства триасовых терригенных отложений севера Западной Сибири // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион, науч.-практ. конф. - Пермь, 2010. -С. 128-130.

8. Мещеряков К. А., Карасева Т. В. Особенности формирования триасовых прогибов севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 5. - № 3. - 11 с. -http://ngtp.ni/rub/4/312010.pdf.

9. Мещеряков К. А. Типы органического вещества триасовых отложений севера Западной Сибири, вскрытые скважинами глубиной более 5000 м // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2010. -Т. 1.- С. 248-250.

Ю.Мещеряков К. А. Триасовые прогибы Урала и Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья: матер. Всеросс. науч.-практ. конф., посвященной 100-летию проф. П. А. Софроницкого. - Пермь, 2010. - С. 224-225.

11. Мещеряков К. А., Карасева Т. В. Особенности обнаружения разрушенных залежей нефти на больших глубинах // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т. 6. - №3. - 16 с. http://ngtp.ru/rub/6/27_2011 .pdf.

12. Мещеряков К.А. Особенности формирования нефтегазоносности триасовых прогибов севера Западной Сибири // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2011. - С. 182-183.

13. Мещеряков К.А., Карасева Т.В. Твердые битумы, как индикаторы разрушенных залежей нефти на больших глубинах // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион, науч.-практ. конф. / Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь, 2011. - С. 17-20.

Мещеряков Константин Андреевич

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 21.11.2011. Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 2401/2011.

Отпечатано с готового оригинал-макета в типографии центра «Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета». Адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, к. 113. Тел. (342) 219-80-33.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Мещеряков, Константин Андреевич

Введение.

1. Особенности геологического строения и нефтегазоносности триасовых отложений севера Западной Сибири.

1.1. История изучения триасовых комплексов Западной Сибири.

1.2. Геологическое строение триасовых отложений Западной Сибири.

1.3. Нефтегазоносность триасовых отложений.

2. Нефтегазоматеринский потенциал пород триасовых прогибов.

2.1. Нефтегазоматеринские породы и свиты триасовых прогибов.

2.1.1. Коротчаевский прогиб.

2.1.2. Ен-Яхинский прогиб.

2.1.3. Ярудейский прогиб.

2.2. Сравнительная характеристика нефтегазоматеринских свит триасовых прогибов.

3. Коллекторские свойства пород и особенности миграции и аккумуляции углеводородов в триасовых прогибах.

3.1. Коротчаевский прогиб.

3.2. Ен-Яхинский прогиб.

3.3. Ярудейский прогиб.

3.4. Сравнительный анализ коллекторских совйств пород.

4. Модель формирования нефтегазоносности в триасовых прогибах в связи с оценкой перспектив.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири"

Основные задачи исследования:

2. Изучить нефтегазоматеринский потенциал пород триасовых прогибов;

3. Проанализировать изменения коллекторских свойств пород триасовых прогибов;

Для решения поставленных задач было проведено комплексное обобщение и анализ геологических и геолого-геофизических результатов бурения глубоких и сверхглубоких скважин, вскрывших триасовые отложения на севере Западной Сибири. Выявлены и проанализированы с использованием статистических методов закономерности изменения нефтегазоматеринских и коллекторских свойств пород на больших глубинах (>4 км) по результатам геохимических и петрофизических исследований, составлены каталоги и базы данных. Автором выполнены дополнительные макро- и микропетрографические исследования (более 300 шлифов) и проведено изучение глубинных пород на сканирующем электронном микроскопе.

Сибири. В Ярудейском триасовом прогибе выделена нефтематеринская свита с промышленным потенциалом генерации нефти, отличающаяся от свит с высокой степенью реализации газового потенциала пород Коротчаевского и

Ен-Яхинского прогибов. Установлено, что остаточный нефтяной потенциал в

Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах сохраняется в главной зоне газообразования (ГЗГ) и наблюдаются традиционные зависимости, свойственные главной зоне нефтеобразования (ГЗН), между параметрами Рок

Эвал. Отмечены новые закономерности изменения коллекторских свойств песчано-алевритовых пород на больших глубинах, контролируемые в основном глинистостью, развитием трещиноватости и аномально высокого пластового давления, но в меньшей степени - глубиной погружения.

Обоснована модель формирования нефтегазоносности, свидетельствующая о возможности существования самостоятельных генерационно4 аккумуляционных систем УВ в триасовых прогибах. В Ен-Яхинском прогибе выявлена разрушенная в основном термальными процессами палеозалежь нефти, подтверждающая сделанные выводы о положении нижней границы существования нефтей.

Защищаемые положения.

3. Обобщенная модель формирования нефтегазоносности в триасовых прогибах севера Западной Сибири.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на XIV Международном научном симпозиуме им. академика М. А. Усова (Томск, 2010); Всероссийских научно-практических конференциях «Геология в развивающемся мире», «Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья» (Пермь, 2009, 2010, 2011); региональных научно-практических конференциях (Пермь, 2009, 2010, 2011); XI и XII конкурсах научных работ молодых ученых и специалистов ОАО «КамНИИКИГС» (Пермь, 2009, 2011).

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Мещеряков, Константин Андреевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам анализа комплекса геолого-геохимических данных и ГИС в средне-верхнетриасовых отложениях Ярудейского прогиба выделена нефтепроизводящая свита, сходная по составу OB и его количественному содержанию с газопроизводящими свитами в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах. Сделан вывод о возможности промышленной генерации и аккумуляции УВ разного фазового состава в триасовых прогибах севера Западной Сибири. Выявлено закономерное снижение с глубиной содержания нефтяных УВ в HTM породах прогибов, нефтематеринского потенциала пород и индекса нефтепродуктивности.

Установлено, что в отличие от HTM свойств закономерности изменения коллекторских свойств триасовых осадочных пород не связаны с глубиной погружения, а определяются литолого-фациальными особенностями и глубинными процессами, приводящими к разуплотнению пород, влияющими также на вулканогенные толщи. Статистически обосновано, что на больших глубинах сохраняется закономерное влияние глинистости на пористость и проницаемость песчаников и алевролитов. Показано, что развитие газопроизводящих свит, коллекторов, флюидоупоров в условиях АВПД в Коротчаевском и Ен-Яхинском прогибах способствует проявлению процессов в основном вертикальной миграции и аккумуляции газообразных УВ. В Ярудейском прогибе, где свита продуцировала в основном нефть, процессы миграции и аккумуляции нефти затруднены из-за высокой степени глинистости песчаников и алевролитов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Мещеряков, Константин Андреевич, Пермь

1. Опубликованная

2. Астафьев Д.А. Грабен-рифтовая система размещения зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири / Д.А. Астафьев,

3. B.А. Скоробогатов, A.M. Радчикова // Геология нефти и газа. 2008. - № 4.1. C. 2-8.

4. Баженова O.K. Геология нефти и газа / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин // М.: МГУ, 2004. 415 с.

5. Башков А.Н. Особенности газоносности глубокозалегающих отложений севера Западной Сибири/ А.Н. Башков // Материалы конференции молодых специалистов КамНИИКИГС. Пермь, 1998. - С. 30-36.

6. Башков А.Н. Оценка критериев нефтегазообразования глубоких горизонтов севера Западной Сибири / А.Н. Башков // Тезисы докладов XXIX научно-технической конференции ПГТУ. Пермь, 1998. - С. 7-8.

7. Башков А.Н. О прогнозировании катагенетической зональности триас-юрских отложений Надым-Пур-Тазовского междуречья / А.Н. Башков // Геологическое изучение и использование недр / ЗАО «Геоинформмарк». -М., 1999, вып. 4.-С. 3-7.

8. Башков А.Н. Показатели нефтегазоносности триас-нижнеюрских отложений района бурения Тюменской сверхглубокой скважины / А.Н. Башков // Матер. II конф. молодых специалистов КамНИИКИГС. -Пермь, 1999.-С. 3-12.

9. Белоконь Т. В. Проблемы нефтегазоносности больших глубин / Т.В. Белоконь // Геология нефти и газа. 1998. - № 6. - С. 13-20.

10. Белоконь-Карасева Т. В. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения / Т. В. Белоконь-Карасева, В.И. Горбачев,

11. С.Е. Башкова, Г.Л. Беляева, Ю.А. Ехлаков // Геология нефти и газа. 2006. -№ 6 . - С. 2-9.

12. Бочкарев B.C. Раннеплатформенный этап развития ЗападноСибирской плиты / B.C. Бочкарев, М.Я. Рудкевич // Геотектоника. 1975. -№ 3. - С. 76-87.

13. Бочкарев B.C. Перспективные зоны нефтегазонакопления триасовых отложений Западно-Сибирской равнины / B.C. Бочкарев, A.A. Нежданов, Ю.Н. Федоров // Тюмень: Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 166. 1981. С. 40-50.

14. Бочкарев B.C. Палеогеография Западной Сибири в среднем палеозое / B.C. Бочкарев // Палеогеоморфология Западной Сибири в фанерозое. Сб. научых трудов. Тюмень: ЗапСИБНИГНИ, 1984. - Вып. 189. -С. 23-33.

15. Бочкарев B.C. Кратонизация и тафрогенез в Западной Сибири / B.C. Бочкарев // Палеозойские складчатости Западной Сибири и ее обрамления. Сб. науч. трудов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. - С. 30-39.

16. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири / B.C. Бочкарев // Тюменская сверхглубокая скважина: Сборник докл. / Науч. бур. в России. -Пермь: КамНИИКИГС, 1996. Вып. 4. - С. 297-308.

17. Бочкарев B.C. Палеозой и триас Западной Сибири / B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Н.П. Дещеня // Геология и геофизика. 2003. - т. 44. - № 1-2.-С. 120-143.

18. Брехунцов A.M. Актуальность и значение доюрских комплексов пород на современном этапе исследования Западно-Сибирскойнефтегазоносной провинции / A.M. Брехунцов // Горные ведомости. 2004. -№7.-С. 6-17.

19. БочкаревВ.С. Важнейшие геологические результаты бурения скважин глубиной более 5000 м в Западной Сибири / B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Н.П. Дещеня // Горные ведомости. 2005. - № 8. - С. 24-33.

20. БочкаревВ.С. Геодинамика Западной Сибири в триасовом периоде / В. С. Бочкарев, А. М. Брехунцов, Н. П. Дещеня К. Г. Лукомская, С. А. Тулубаев // Горные ведомости. 2005. - № 3. - С. 4-19.

21. БочкаревВ.С. Основные проблемы стратиграфии мезозоя Западной Сибири / B.C. Бочкарев, Ю.В. Брадучан, Н.Х. Кулахметов // Горные ведомости. 2006. - № 8. - С. 6-15.

22. Бочкарев B.C. Амфитеатр пермо-триасового магматизма северной Евразии / B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, К.Г. Лукомская, Н.Л. Черепанова // Горные ведомости. 2007. - № 7. - С. 6-15.

23. Бочкарев B.C. Закономерности размещения залежей нефти и газа в Западно-Сибирском магабассейне / B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, И.И. Нестеров (мл), Л.А. Нечипорук // Горные ведомости. 2007. - № 10. -С. 6-23.

24. Бочкарев B.C. Триас-юрская асимметрия Западно-Сибирского мегабассейна / B.C. Бочкарев, H.A. Каримова, Т.В. Кряквина, Н.Л. Черепанова // Горные ведомости. 2007. - № 6. - С. 6-13.

25. Брехунцов A.M. Западная Сибирь остается главной нефте- и газодобывающей провинцией России в XXI веке / A.M. Брехунцов, А.Н. Золотов, В.И. Рузенко, Ф.К. Салманов, В.И. Салтыков, В.И. Шпильман // Геология нефти и газа. 2000. - № 4. - С. 2-8.

26. Брехунцов A.M. Выделение главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением месторождений нефти и газа / A.M. Брехунцов, B.C. Бочкарев, В.Н. Бородкин, Н.П. Дещеня // Горные ведомости. 2001. - № 5. - С. 4-15.

27. Брехунцов A.M. Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа / A.M. Брехунцов, B.C. Бочкарев, Н.П. Дещеня. М.: Геоинформмарк. - 2004.

28. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа / И.О. Брод, H.A. Еременко. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 480 с.

29. Буряковский JI.A. Моделирование систем нефтегазовой геологии / JT.A. Буряковский, И.С. Джафаров, Р.Д. Джеваншир //М.: Недра, 1990. -295 с.

30. Вишемирский B.C. Миграция рассеянных битумоидов / B.C. Вишемирский, А.Э. Конторович, A.A. Трофимук // Новосибирск: Наука, 1971.- 168 с.

31. Вобликов Б.Г., Галай Б.Ф. Петрофизическая оценка пород-коллекторов нижнего триаса Восточного Ставрополья / Б.Г. Вобликов, Б.Ф. Галай // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 2009. № 4.-С. 9-16.

32. Вобликов Б.Г. Петрофизические особенности пород-коллекторов анизийского яруса Восточного Предкавказья / Б.Г. Вобликов, З.В. Стерленко, Е.М. Туманова, С.А. Мельников // Матер. XXXIX науч.-тех. конф. СевКавГТУ. Т. 1. Ставрополь: СевКавГТУ, 2010. 210 с.

33. Воронов В.Н. К вопросу рифтообразования на юге Тюменской области / В.Н. Воронов, E.H. Цимбалюк, Ю.А. Хомицкий // Горные ведомости. 2007. - № 10. - С. 24-35.

34. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаева В.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М.: Геоинформмарк, 2000. 364 с.

35. Гиршгорн Л.Ш. Триасовые осадочные бассейны севера Западной Сибири / Л.Ш. Гиршгорн, В.Г. Кабалык, B.C. Соседков // Бюллетень МОИП. 1986.-Т. 61.-вып. 6.-С. 22-34.

36. Гольдберг И.С. Природные битумы СССР. Л.: Недра. - 1981.

37. Голубева Е.А., Криночкин В.Г. Сейсмогеологическое строение доюрского основания Рогожниковской площади / Е.А. Голубева, В.Г. Криночкин В.Г. // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, 2001. № 6.

38. Добрецов Н.Л. Мантийные плюмы и их роль в формировании анорогенных гранитоидов / Н.Л. Добрецов // Геология и геофизика. 2003. -Т. 44.-№ 12.-С. 1243-1263.

39. Добрецов Н.Л. Мантийные плюмы и их роль в формировании анорогенных гранитойдов / Н.Л. Добрецов // Геология и геофизика. 2003. -Т. 44. -№ 12.-С. 1243-1261.

40. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. М.: Недра, 1984.-205 с.

41. Ехлаков Ю.А. Особенности геологического строения доюрского комплекса севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью / Ю.А. Ехлаков, А.Н. Угрюмов, A.M. Брехунцов, B.C. Бочкарев,

42. B.И. Горбачев, Т.В. Карасева (Белоконь), Т.В. Дещеня, Н.П. Бородкин,

43. C.С. Санфирова // Горные ведомости. 2005. - № 2. -С. 28-37.

44. Ехлаков Ю.А. Новый район развития терригенного триаса в Ямало-Ненецком автономном округе / Ю.А. Ехлаков, А.Н. Угрюмов, В.И. Горбачев, Н.К. Могучева, С.С. Санфирова // Горные ведомости. 2007. - № 12 (43).-С. 16-22.

45. Западная Сибирь // Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 2 / Гл. ред. В. П. Орлов. Ред. 2-го тома: А.Э. Конторович, B.C. Сурков. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000. - 477 с.

46. Иванов К.П. Постколлизионный триасовый вулканизм Урала К.П. Иванов, К.С. Иванов // Постколлизионная эволюция подвижных поясов: матер, международ, науч. конф. Екатеринбург: Уро РАН, 2001.

47. Икон Е.В. Закономерности изменения коллекторских свойств пород неокома с глубиной их залегания во Фроловской мегавпадине / Е.В. Икон, В.И. Конюхов, M.JI. Мороз // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, 2009. № 20.

48. Каждин А.Б., Гуськов О.И., Шиманский A.A. Математическое моделирование в геологии и разведке полезных ископаемых. М.: Недра, 1979, 168 с.

49. Казаков A.M. Триасовая система в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 / A.M. Казаков, Н.К. Могучева, В.П. Девятов, Л.В. Смирнов // Геология и геофизика. 2000. - т. 41. - № 3. - С. 318-326.

50. Казанский А.Ю. Граница перми и триаса в вулканогенно-осадочном разрезе Западно-Сибирской плиты по палеомагнитным данным / А.Ю. Казанский, Ю.П. Казанский, C.B. Сараев, В.И. Москвин // Геология и геофизика. 2000. - т. 41. - № 3. - С. 327-339.

51. КарасеваТ.В. Современные представления о формировании залежей нефти и газа / Т.В. Карасева // Вестник пермского университета. -Пермь, 2009. Вып. 11 (37). С. 6-14.

52. Карасева Т.В., Назаров A.C. Связанный газ пород новый объект исследования нефтегазовой геологии / Т.В. Карасева, A.C. Назаров // Вестник пермского университета. - Пермь, 2010. - Вып. 1 (9). - С. 8-11.

53. Киричкова А.И. Особенности литологии континентального триаса Западной Сибири / А.И Киричкова// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. - Т. 6. - № 1. - http://ngtp.ru/rub/2/32011 .pdf.

54. Клещев К.А., Шеин B.C. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири / К. А. Клещев, В. С. Шеин. М.: ВНИГНИ, 2004.-214 с.

55. Кобранова В.Н. Петрофизика. Учебник для вузов / В.Н. Кобранова // М.: Недра, 1986. 2-е изд. перераб. и доп. - 392 с.

56. Кондратенко Е.В. Вещественный состав и фильтрационные свойства пород Яруд ейской параметрической скважины 38 / Е.В. Кондратенко // Матер. XI конкурса научных работ молодых ученых и специалистов ОАО «КамНИИКИГС». Пермь, 2009. - С. 72-76.

57. Кунин Н.Я. Строение триасовых отложений Западной Сибири по геофизическим данным / Н.Я. Кунин, Л.И. Иогансон, Г.А. Дмитриева // Бюллетень МОИП. 1986. - Т. 61. - Вып. 6. - С. 6-21.

58. КурьяновЮ.А. Пермо-триасовые эффузивы и новые технологии их поиска / Ю.А. Курьянов, В.З. Кокшаров, Ю.Н. Карагодин // Горные ведомости. 2006. - № 11. - С. 6-13.

59. Кориков А.П. Новые данные об особенностях геологического строения и перспективах нефтегазоносности палеозойских и базальных нижнеюрских отложений западной части Надым-Тазовской синеклизы /

60. А.П. Кориков, В.А. Насонов, В.А. Самсонова // Горные ведомости. 2006. -№5.-С. 48-56.

61. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества / Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова // М.: Недра, 1980. 228 с.

62. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ / Е.С. Ларская // М.: Недра, 1983. 200 с.

63. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н. В. Лопатин, Т. П. Емец // М.: Наука, 1987. 144 с.

64. Максимов С.П. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах / С.П. Максимов, Г.Х. Дикенштейн, М.И. Лоджевская //М.: Недра. 1984.-287 с.

65. Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море / Е.А. Маргулис // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. - № 3.

66. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / под. ред. С. Г. Неручева. -М.: ВНИГНИ, 2000. 189 с.

67. Мещеряков К.А. К проблеме образования триасовых отложений Западной Сибири / К.А. Мещеряков // Геология в развивающемся мире: материалы конф. Пермь: Перм. гос. ун-т, 2009. - С. 41-45.

68. Мещеряков К.А. Этапы исследования триаса Западно-Сибирской плиты / К.А. Мещеряков // Проблемы минералогии, петрографии и металлогении. Научные чтения памяти П.Н. Чирвинского: сб. науч. ст. -Пермь: Перм. гос. ун-т, 2010. Вып. 13. - С. 193-196.

69. Мещеряков К.А. Коллекторские свойства триасовых терригенных отложений севера Западной Сибири / К.А. Мещеряков // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион, науч.-практ. конф. Пермь: Перм. гос. ун-т, 2010. - С. 128-130.

70. Мещеряков К.А. Нефтегазоматеринские свойства триасовых отложений севера Западной Сибири / К.А. Мещеряков, С.А. Пестерева, Н.Б. Субботина, Т.В. Карасева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. - № 7. - С. 4-8.

71. Мещеряков К.А. Особенности формирования нефтегазоносности триасовых прогибов севера Западной Сибири / К.А. Мещеряков // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. Перм. гос. ун-т. Пермь, 2011. С. 182-183.

72. Мещеряков К.А., Карасева Т.В. Особенности обнаружения разрушенных залежей нефти на больших глубинах / К.А. Мещеряков, Т.В. Карасева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. - Т. 6. -№ 3. - http://ngtp.ru/rub/6/272011 .pdf.

73. Милановский Е.Е. Рифтогенз в истории Земли / Е. Е. Милановский //М.: Недра, 1983.-280 с.

74. Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли. Рифтогенез в подвижных поясах / Е.Е. Милановский // М.: Недра. 1987. 297 с.

75. Минский H.A. Закономерности формирования поясов оптимальных коллекторов / H.A. Минский // М.: Недра, 1979. 298 с.

76. Михайлова И.А., Бондаренко О.Б. Палеонтология. 2-ое изд., перераб. и доп. М.: МГУ, 2006. 592 с.

77. Неручев С.Г. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции / С.Г. Неручев, Т.К. Баженова, C.B. Смирнов, O.A. Андреева, Л.И. Климова // Спб.: Недра, 2006. 363 с.

78. Неручев С.Г., Смирнов С.Г. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождения нефти и газа / С.Г. Неручев, С.Г. Смирнов //

79. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. - Т. 2. -http://ngtp.ru/rub/1/013 .pdf.

80. Нестеров И.И. Проблемы геологии нефти и газа во второй половине XX века: Избранные труды / И. И. Нестеров // Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. 608 с.

81. Нестеров И.И. Молодые платформы / И.И. Нестеров, B.C. Бочкарев // Тектоника Западной Сибири. Сб. науч. трудов. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. - С. 30-39.

82. Николаевский В.Н. Трещиноватость земной коры как ее генетический признак / В.Н. Николаевский // Геология и геофизика. 2006. Т. 47, № 5. С. 646-656.

83. Попов B.C. Триасовый вулканизм как финальный эпизод в тектонической истории Урала /B.C. Попов // Постколлизионная эволюция подвижных поясов: матер, международ, науч. конф. Екатеринбург: Уро РАН, 2001.

84. Попов С.Г. АВПД, как притерий нефтегазоносности больших глубин (по данным сверхглубокого бурения) / С.Г. Попов // Матер, конф. молодых специалистов КамНИИКИГС. Пермь, 1998. С. 22-23.

85. Попов С.Г., Сиротенко J1.B. АВПД как индикаторы зон интенсивной разгрузки глубинных газов / С.Г. Попов, JI.B. Сиротенко //

86. Геология Западного Урала на пороге XXI века: Матер, регион, науч. конф. -Пермь, ПТУ, 1999. С. 214-215.

87. Потапов В.П., Дозмарова Н.П. К вопросу о коллекторских свойствах алевропесчаников на больших глубинах (на примере Тюменской сверхглубокой скважины) / В.П. Потапов, Н.П. Дозмарова // Геология нефти и газа.-2001. -№3.

88. Прошляков Б.К. Коллекторские свойства пород на больших глубинах / Б.К. Прошляков, Т.И. Гильянова, Ю.Г. Пименов // М: Недра, 1987. 200 с.

89. Райсберг Б.А. Диссертация и ученая степень. Пособие для соискателей / Б. А. Райсберг // М.: ИНФРА-М, 2002. 400 с.

90. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 144 с.

91. Сараев C.B., Батурина Т.П. Литология и петрохимия триасовых отложений в вулканогенно-осадочном разрезе на юго-западе ЗападноСибирской геосинеклизы / C.B. Сараев, Т.П. Батурина // Геология и геофизика. 2008. - Т. 49. - № 6. - С. 477-494.

92. Сараев C.B. Пермотриасовые вулканиты Колтогорско-Уренгойского рифта Западно-Сибирской геосинеклизы / C.B. Сараев, Т.П. Батурина, В.А. Пономарчук, A.B. Травин // Геология и геофизика. -2009.-Т. 50.-№ 1.- С. 4-20.

93. Сараев C.B. Триасовый вулканизм и осадконакопление на территории Западной Сибири / C.B. Сараев, А.Г. Клец, Т.П. Батурина // Осадочные процессы седиментогенез, литогенез, рудогенез. Матер. 4-го всерос. литол. совещ. М. ГЕОС, 2006. - т. 2. - С. 102-105.

94. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра. - 1989.

95. Сиротенко Л.В. Влияние глубинных факторов на коллекторские свойства пород / Л.В. Сиротенко // Тюменская сверхглубокая скважина. Сборник докл. / Науч. бур. в России. Пермь: КамНИИКИГС, 1996. - Вып. 4. -С. 175-183.

96. Сиротенко Л.В. Факторы развития коллекторов в нижней части разреза Тюменской сверхглубокой скважины / Л.В. Сиротенко // Геология и геофизика. 2000. - Т. 41. - № 4. - С. 491 -502.

97. Сиротенко JI.B., Сиротенко О.И. Геологические факторы нефтегазоносности глинистых толщ на больших глубинах / JI.B. Сиротенко, О.И. Сиротенко // Геология нефти и газа. 2001. - № 5. - С. 13-24.

98. Скоробогатов В.А. Онтогенез углеводородов в мезозойских отложениях Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Генезис нефти и газа. -М.: ГЕОС, 2003. - С. 315-317.

99. Скоробогатов В.А. Термобарическая эволюция скоплений углеводородов // Геология нефти и газа. 1991. - № 8. С. 23-29.

100. Словарь геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. - 679 с.

101. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР / Редкол.: Н. В. Безносов (преде.) и др. М.: Недра, 1987. - 336 с.

102. Старосельцев B.C. Геодинамический контроль нефтегазоносности вулканогенно-осадочного чехла Сибирской платформы / B.C. Старосельцев,

103. A.B. Мигурский, В.В. Гребенюк, Т.А. Давина // Геология и геофизика. -2004. -Т. 45.-№ 1.-С. 91-99.

104. Сурков B.C. Нижнесреднеюрский комплекс Западно-Сибирской плиты особенности его строения и нефтегазоносность / B.C. Сурков, JI.B. Смирнов, Ф.Г. Гурари, В.П. Девятова, А.Е. Еханин // Геология и гефизика. - 2004. - Т. 45.-№ 1.-С. 55-58.

105. Сурков B.C. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, JI.B. Смирнов, О.Г. Жеро // Геология и геофизика. -1987. № 9. - С. 3-11.

106. Сурков B.C. Структура литосферы осадочных бассейнов Сибири и их нефтегазоносность / B.C. Сурков // Литосфера. 2002. - Вып. 1. - С. 2336.

107. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / B.C. Сурков, О.Г. Жеро // М.: Недра, 1981. 143 с.

108. Сурков B.C. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейна Сибири /

109. B.C. Сурков // Геология нефти и газа. 1998. - № 10. - С. 33-36.

110. Сурков B.C. Геология и геофизика Сибири: Избранные труды / B.C. Сурков. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. - 486 с.

111. Тараненко Е.И. Преобразование коллекторов в нефтяных залежах / Е.И. Тараненко, P.C. Безбородов, М.Ю. Хакимов // Нефтегаз, 2009. -www.nefitegaz.ru/science/view/539.

112. Триас Западной Сибири. Матер, к страт, совещ. по мезозою Западно-Сибирской плиты: Сб. науч. тр. / под ред. A.M. Казакова. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. 226 с. (Триас Западной Сибири, 2001)

113. Тужикова В.И. О возрасте базальных отложений туринской и челябинской серий Восточного Урала / В.И. Тужикова // Геология палеозоя и мезозоя Урала и Зауралья. Сб. статей. Свердловск, 1975. С. 20-29.

114. Угрюмов А.Н. Цеолитовая минерализация в фундаменте северозападной части Западной Сибири и на Полярном Урале / А.Н. Угрюмов, В.Н. Воронов, Ю.А. Ехлаков, К.А. Мещеряков // Горные ведомости. 2010. - № 12.-С. 48-58.

115. Ушатинский И.Н. Проблема нефтегазоносности глубоких горизонтов мезозоя Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, С.А. Рыльков, A.B. Рыльков // Известия вузов. Нефть и газ. 2001. - №4 - С. 12-20.

116. Ушатинский И.Н., Рыльков A.B. Литогеохимия и перспективы нефтегазоносности триас-юрских отложений северных районов Западной Сибири / И.Н. Ушатинский, A.B. Рыльков // Отечественная геология. 2002. -№1. - С. 8-13.

117. Федоров Ю.Н. Направления поисков залежей нефти в верхнетриасовых отложениях Тундринской котловины / Ю.Н Федоров // Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 190, Тюмень, 1983. С. 41-43.

118. Федоров Ю.Н. Геологическое строение и стратиграфия триасовых отложений Северо-Сосьвинского грабена / Ю.Н. Федоров, К.С. Иванов, С.Г. Захаров и др. // Пути реализации нефтяного потенциала ХМАО, Ханты-Мансийск, 2003. Т. 1,- С. 114-123.

119. Филиппович Ю.В. К вопросу изменения мезозойской геодинамики Западно-Сибирского бассейна / Ю.В. Филиппович // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2007. - № 18.

120. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса Западно-Сибирского мегабассейна / А.Н. Фомин // Горные ведомости. 2010. - № 9. - С. 6-11.

121. Фомин Ю.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности области сочленения Приполярного Урала и ЗападноСибирского мегабассейна // автореферат, Екатеринбург, 2004.

122. Фрадкина А.Ф. Расчленение триасовой системы в разрезе Тюменской сверхглубокой скв. СГ-6 по палинологическим данным /

123. A.Ф. Фрадкина // Триас западной Сибири мат. к страт, совещ. по мезозою Западно-Сибирской плиты. Новосибирск, 2001. - С. 108-118.

124. Халимова С.Э. Результаты нефтегазопоисковых работ в Зайсанской впадине / С.Э. Халимова и др. // Геология нефти и газа. 1991. -№ 10.-С. 11-14

125. Цимбалюк Ю.А. Закономерности нефтегазового районирования юрских отложений Ярудейской зоны с учетом влияния тектонического и седиментационного факторов / Ю.А. Цимбалюк, А.П. Шелихов,

126. B.Ю. Панасенко // Горные ведомости. 2005. - № 3. - С. 70-80.

127. Шарапов В.Н. Природа мантийных источников пермо-триасовых траппов Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы / В.Н. Шарапов, Ю.В. Перепечко, J1.H. Перепечко, И.Ф. Рахметкулова // Геология и геофизика. 2008. - Т. 49. - № 7. - С. 652-665.

128. ШеинВ.С. Геология и нефтегазоносность России / B.C. Шеин // М.: ВНИГНИ, 2006. 776 с.

129. Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Литогенетические факторы формирования глубинной пористости отложений палеодельт (в низах разреза Тюменской скважины) / О.В. Япаскурт, В.И. Горбачев // Доклады РАН. -1997. Т. 353, №2. С. 241-245.

130. Fang Нао Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field, Sichuan Basin, China // AAPG Bulletin. v. 92. - no. 5 (May 2008). - P. 611-637.

131. Geologic controls of deep natural gas resources in the United States / Edited by T.S. Dyman, D.D. Rice, P.A. Westcott. US gov. of., Washington, 1997. 239 p.

132. Heydary E. The role of Burial Diagenesis in Hedrocarbon Destruction and H2S accumulayion, Upper Surassic Smackover Formation, Black Creek Field, Mississippi // AAPG, Bull. 1997. - 81-1. - P. 26-45.

133. Leslie B. Magoon, Edward A. Beaumont Petroleum systems. Ch. 3. -34 p. (2007).

134. Price L.C., Clayton J.L., and Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Bertha Rogers 1, Oklahoma // Jornal Organic Geochemistry, 1981. Vol. 3. P. 59-77.

135. Thomas G. Swedens Silyan wing well evaluates // Oil and Gas J. 1991. № 2. P. 76-78.

136. Unconventional Natural Gas Report // Hart Energy. Houston. -March 2010/-37 p.

137. Yongsheng Ma Successful Delineation of a Deep Sour Gas Play in the NE Sichuan Basin: Puguang and More Recent Discoveries / Yongsheng Ma // Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction. 2008.1. Фондовая

138. Ехлаков Ю. А. и др. «Тюменская сверхглубокая скважина» -Пермь: КамНИИКИГС, 2001.

139. КарасеваТ. В. и др. Отчет по Государственному контракту № 71 «Комплексная обработка материалов исследования Ен-Яхинской параметрической скважины» Пермь: КамНИИКИГС, 2007.

140. Карасева Т. В. и др. Отчет по Государственному контракту № 70108/05 «Строительство параметрической скважины Ярудейская № 38» -Пермь: КамНИИКИГС, 2009.

141. Луковская И. Ю. и др. Геологический проект на объект «Ярудейская №38» Тюмень, СибНАЦ, 2005.

Информация о работе

Мещеряков, Константин Андреевич
кандидата геолого-минералогических наук
Пермь, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Особенности формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных триасовых отложениях севера Западной Сибири - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы