Пограничные структуры платформ Черноморско-Каспийского региона

Бондаренко, Николай Антонович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Пограничные структуры платформ Черноморско-Каспийского региона
ВАК РФ 25.00.01, Общая и региональная геология

Автореферат диссертации по теме "Пограничные структуры платформ Черноморско-Каспийского региона"

На правах рукописи

БОНДАРЕНКО Николай Антонович

ПОГРАНИЧНЫЕ СТРУКТУРЫ ПЛАТФОРМ ЧЕРНОМОРСКО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА

Специальность 25.00.01 - общая и региональная геология

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Саратов - 2009

Работа выполнена на кафедре региональной и морской геологии Кубанского государственного университета (КубГУ)

Научный консультант

Официальные оппоненты

Оппонирующая организация

чл.-корр. АН ВШ, доктор геол.-мин. наук, профессор Соловьев Владимир Алиевич ГОУ ВПО Кубанский государственный университет 350040 г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149

доктор геол.-мин. наук, зав. кафедрой геологии

нефти и газа, профессор

Сианисян Эдуард Саркисович

ФГОУ ВПО Южный федеральный университет

344090 г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40

доктор геол.-мин. наук, профессор

Огаджанов Виктор Александрович

Нижневолжский НИИ геологии и геофизики

410600 г. Саратов, ул. Московская, 70

доктор геол.-мин. наук, профессор

Волкодав Игорь Георгиевич

ГОУ ВПО Адыгейский государственный университет

385000 Адыгея, г. Майкоп, ул. Первомайская, 208

ГОУ ВПО Астраханский государственный университет414056, г.Астрахань, ул.Татищева, 20а геолого-географический факультет

Защита состоится 3 апреля 2009 г. в_час. на заседании диссертационного совета Д 212.243.08 при ГОУ ВПО Саратовский государственный университет по адресу: 410012, г. Саратов, ул. Астраханская, 83, геологический факультет. 1 корп., ауд. 53. Тел.: (845-2) 51-69-52

С диссертацией можно ознакомиться в зональной научной библиотеке Саратовского государственного университета по адресу: 410000, г. Саратов, ул. Университетская, 42.

Автореферат разослан "_"_2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геол.-мин. наук

О.П. Гончаренко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Несмотря на длительную историю изучения Черно-морско-Каспийского региона, многие принципиальные вопросы геологического строения этой сложно построенной территории остаются до конца не решенными. Анализ накопленных к настоящему времени геолого-геофизических данных по строению юго-востока древней Восточно-Европейской платформы и молодой Ту-рано-Скнфской плиты, а также Черноморской плиты позволяет по-новому оценить существующие проблемы тектонического районирования гетерогенных структур исследованного региона. Особое значение при этой имеет решение теоретической задачи по разработке методики принципов систематики переходных или пограничных между этими платформами структур, среди которых, как известно, рассматриваются Прикаспийская синеклиза (впадина), Индол о-Кубанский и Терско-Каспийского прогибы Предкавказья.

Обнаруженная пространственная локализация нефти и газа к нефтегазопод-водящим каналам в виде глубинных разломов позволяет по-новому оценивать углеводородные ресурсы пограничных структур Черноморско-Каспийского региона и определяет целесообразность дальнейшего проведения здесь региональных геологоразведочных работ. Очевидно, что для успешной реализации проектов выявления скоплений углеводородов (УВ) необходимо иметь падежную тектоническую модель пограничных структур, отвечающую современным представлениям о геологическом строении их главных платформообразующих комплексов. Кроме этого, известно, что сравнение геологического строения удаленных тектонических структур - эффективный метод прогноза месторождений полезных ископаемых. Поэтому установление эквивалентов пограничных структур платформ в регионах, где запасы УВ разведаны, актуально для оценки перспектив нефтегазоносности юга России. Не меньшее значение имеет и обратная связь: по аналогии с пограничными структурами этой территории могут быть оценены перспективы нефтега-зоности других подобных регионов.

Цель работы - теоретическое обоснование строения геологического пространства пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона путем создания их типологических моделей. На основе разработанных принципов типизации пограничных структур установление их структурных аналогов в других нефтегазоносных областях и прогнозирование возможных новых объектов скоплений нефти и газа.

Направление исследований:

1. Обзор принципов тектонического районирования и систематик пограничных структур.

2. Расшифровка слоистой структуры соседствующих платформ Черноморско-Каспийского региона по профилям-трансектам для раскрытия сочетаний тектонических комплексов в разрезе их пограничных структур.

3. Определение и исследование типов и видов пограничных структур платформ изучаемого региона.

4. Выявление структурных эквивалентов установленных типов и видов пограничных структур платформ в других регионах.

5. Прогноз скоплений нефти и газа па основе сравнительного анализа материалов по эквивалентным пограничным структурам платформ других регионов, а также на основе построения флюидодинамических моделей их нефтегазоносное™.

Методы исследований. Методически работа основывалась на объемном геологическом картографировании и структурном профилировании. Выявление закономерностей строения платформ и их пограничных структур строилось на типизации имеющегося для изучаемой территории массива геолого-геофизического материала. Использование метода структурной эквивалентности позволило выполнить прогноз перспективных в нефтегазоносном отношении комплексов для конкретных типов и видов пограничных структур Черноморско-Каспийского региона.

Достоверность результатов базируется на использовании представительного фактического материала, обеспечивается корректностью постановки рассмотренных задач, а также сходимостью полученных теоретических результатов с имеющимися данными по нефтегазоносное™ эквивалентных пограничных структур.

На защиту выносятся:

1. Типизация и систематика гетерогенных структур земной коры Черномор-ско-Каспийского региона, рассматривающие их слоистую структуру как триаду главных нлатформообразующих комплексов.

2. Принципы систематики пограничных структур разновозрастных платформ Черноморско-Каспийского региона.

3. Выделенные типы и виды пограничных структур платформ региона, базирующиеся на определении их соседствующих элементов в плане и набору геологических комплексов в разрезе.

4. Результаты сопоставления нлатформообразующих комплексов выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов и прогноз их нефтегазоносности.

Научная новизна результатов исследования. На осноие принятого в исследовании методологического подхода проанализированы гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона и предложена новая тектоническая трактовка его строения. Это позволило предложить для изученного региона новый подход к систематике пограничных структур платформ и впервые определить их типы и виды. С учетом новых данных автором обоснованы типологические модели пограничных структур между Скифской плитой и Кавказом, между Кавказом, Крымом и Черноморской плитой, между Скифской плитой и ВосточноЕвропейской платформой. Впервые разработанные принципы систематики позволили аргументировано сопоставить платформообразующие комплексы выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов. На основе их эквивалентности спрогнозированы возможные новые объекты скоплений нефти и газа пограничных структур платформ юга России.

Практическое значение результатов работы. Разработанные в диссертации теоретические подходы послужат основой для переоценки перспектив старых нефтедобывающих районов в Черноморско-Каспийском регионе. Это даст возможность компаниям уменьшить степень риска бурения пустых скважин, поскольку в своей основе прогноз возможных скоплений углеводородов строится на

эквивалентности разбуриваемых структур тем структурам, в которых уже найдены нефтяные или газовые месторождения. Выявленная закономерность между перспективными нефтегазоносными комплексами и типами пограничных структур представляет методологическую основу для планирования региональных геологоразведочных работ, в том числе и на морских акваториях.

Доказательством важности такого рода исследований, выступает финансовая поддержка работ в 2001-2007 гг. в виде грантов Минобразования РФ (№ Е02-9.0-85), Университеты России (№ур.09.01.107) и РФФИ (№ 06-05-96693-р_юг_а).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на более чем 23 представительных конференциях и научных форумах. Среди них: Международная конференция "Закономерности эволюции земной коры" (Санкт-Петербург, 1996), Всероссийский съезд геологов и Научно-практическая геологическая конференция "Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века" (Санкт-Петербург, 2000), XXXIII тектоническое совещание "Тектоника России" (Москва, 2000), Всероссийская научно-практическая конференция "Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков" (Саратов, 2000), 7-ая международная конференция "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (М., 2004), 2-ая и 3-я Международные конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов" (М., 2004, 2005), Международная конференция "Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей" (Геленджик, 2004), региональная научно-практическая конференция "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2006 и последующие годы" (Саратов, 2005), Юбилейная У Международная научно-практическая конференция "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии" (Астрахань, 2006), Международная конференция "Проблемы геологии и освоения недр юга России" (Ростов-на-Дону, 2006), Х1Л тектоническое совещание "Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики" (Москва, 2008) и др.

Публикации. Основные научные результаты диссертационного исследования раскрыты в 7 статьях в ведущих научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК, в 3 коллективных монографиях, в 47 публикациях в прочих реферируемых научных журналах и изданиях, рекламно-технических описаниях и тезисных сообщениях по материалам всероссийских и международных конференций и симпозиумов.

Фактический материал. Основу диссертационной работы составляют результаты исследований в рамках грантов Министерства образования РФ по научной отраслевой программе "Развитие научного потенциала высшей школы" (раздел "Университеты России", № ур.09.01.107; 2001-2002) и по программе "Разработка перспективных технологий и приоритетных направлений научно-технического прогресса" (№ Е02-9.0-85; 2003-2004), а также гранта РФФИ "Систематика нефтегазоносных структур земной коры и геодинамические условия их формирования как основа поисков новых месторождений нефти и газа в Черно-морско-Азовском регионе"' (№ 06-05-96693-р_юг_а; 2006-2008).

В работе также использован материал полевых исследований, полученный автором в результате более 35-летнего изучения Юго-востока Русской и Скифской плит (1971-1994), Копег-Дага и юго-восточной части Кавказа (1989), а также С-3 Кавказа и Предкавказья (1995-2007). В разные годы полевое изучение этих регионов имело как стратиграфическую, литологическую, палеогеографическую, фор-манионную, геотектоническую, так и геолого-геофизическую направленность. Опыт преподавания, приобретенный с 1981 г. при чтении курсов "Структурной геологии и геокартирования", "'Геотектоники'" и "Региональной геологии Северной Евразии'" студентам-геологам Саратовского и Кубанского государственных университетов, также оказался полезным.

В работе использована также геологическая информация, которая была получена в период 1996-2006 гг. в качестве соисполнителя научных проектов РФФИ в совместных экспедициях с сотрудниками: палеомагнитной лаборатории НИИ Геологии СГУ (Саратов), кафедры исторической и региональной геологии МГУ и кафедры региональной и морской геологии КубГУ (Краснодар).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, включающих семь глав и заключения. Объем работы 284 страницы текста. Он сопровождается 82 иллюстрациями, 5 текстовыми таблицами и списком литературы из 327 наименований.

Благодарности. Глубокую признательность автор выражает своему научному консультанту чл.-корр. АН BLLI, д.г.-м.н., проф. Соловьеву В.А. (КубГУ). Автор благодарен акад. РАЕН, д.г.-м.н., проф. Попкову В.И. (КубГУ), критические замечания которого по вопросам тектоники и геодинамике нефтегазоносных областей юга России и смежных регионов позволили более объективно реализовать поставленные задачи по исследованию пограничных структур и поиска в них возможных новых нефтегазоносных объектов.

Особую признательность хочется выразить акад. РАЕН, д.г.-м.н., проф. Фролову Ф.Т. (МГУ), чье постоянное внимание автор ощущал на протяжении более 25 лет сотрудничества. Весьма полезными для автора оказались научные контакты с А.Д. Наумовым^, Я.А. Рихтером, В.Я. Воробьевым, В.Н. Зайонцем, А.Ю. Гужиковым, Е.Ю. Барабошкииым, B.C. Милеевым, которые своими замечаниями и консультациями содействовали улучшению работы.

I.МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР 1.1. Типы платформ земной коры Чериоморско-Каспмйского региона

На юге России попарно стыкуются три типа платформ: древняя ВосточноЕвропейская (ВЕП) и молодая Центрально-Евразийская (ЦЕАП), молодая ЦЕАП и юная Средиземноморская (СМП) со своими щитами и плитами, что и позволяет выявить на их примере все многообразие пограничных структур платформ Черно-морско-Каспийского региона.

Согласно существующим суждениям слоистая структура земной коры платформ может быть представлена триадой последовательно сменяющихся комплексов геосинклинальных, орогенных и плитных, которые были названы главными платформообразующими комплексами (Муратов, 1963, 1965). Признавая их в качестве значимого признака для тектонического районирования, важно подчеркнуть, что тип структуры земной коры определяется типами отношений между

этими комплексами. В соответствии с представлениями (Соловьев, 1975; Вотах, 1976), они при этом находятся между собой в пространстве в отношениях эквивалентности (одинаковости) стратиграфического положения и порядка (последовательности) стратиграфического положения. Структуры, характеризующиеся отношениями эквивалентности и порядка, рассматриваются как слоистые. Если рассматривать слоистую структуру земной коры в пределах плит древних и молодых платформ Черноморско-Каспийского региона, то в их разрезе четко выявляется повторение триад последовательно сменяющихся главных платформообразующих комплексов. Таким образом, в качестве платформ рассматриваются системы, образованные триадой главных комплексов.

С учетом гетерогенности комплексов, слагающих платформы, их фундамент представляет собой совокупность комплекса основания и геосинклинальных комплексов, а чехол - совокупность главных плитных, эпиппатформенных плитных и орогенных комплексов. Следовательно, понятия "фундамент" и "чехол'' отражают только структурно-морфологическую характеристику и, по существу, дублируют понятие "структурный этаж". Отсюда становится ясной тенденция описывать структуру платформенных областей на языке структурной геологии и выделять между фундаментом и чехлом еще и "промежуточный этаж". Фактически промежуточные этажи у разных платформ представляют собой "главные оро-генные комплексы этих платформ" (впадины, авлакогены и тафрогены).

1,1.1. Древняя платформа - платформа, главные комплексы которой охватывают протерозойско-палеозойский стратиграфический интервал (геосинклинальный комплекс - протерозойский, орогенный — рифейский и плитный - венд-палеозойский). Площади древней платформы, на которых развиты, в основном, комплексы основания, главные геосинклинальные и орогенные комплексы признаются щитами, а те площади, где распространены, в основном, плитные комплексы - плитами. Черноморско-Каспийский регион охватывает юго-восточную часть Русской плиты древней ВЕП, главный плитный комплекс (венд-палеозойский) которой сменяется плитным комплексом (мезозойско-кайнозойским) соседней Скифской плиты молодой ЦЕДП.

В пределах щитов древних платформ выше главных орогенных (верхнепротерозойских и рифейских) располагаются еще орогениые комплексы соседствующих платформ (палеозойско-мезозойские и даже кайнозойские). Совокупность орогенных комплексов, чужеродных по отношению к главным орогенным, названа В.Е. Хаиным эпиплатформенными орогенными комплексами. Это позволяет совокупность плитных комплексов, чужеродных по отношению к главным, также рассматривать как эпиплатформенпые плитные комплексы. Приставка "эпи" (над) точно выражает структурный смысл этих понятий, подчеркивая особенность позиции этих орогенных и плитных комплексов - расположение их в разрезе над главными комплексами, т.е. над комплексами древней платформенной системы.

1.1.2. Молодая платформа. Также как и в случае с древней платформой, в слоистой структуре байкало-каледоно-герцинских складчатостей и молодых плит четко обособляется триада главных комплексов - геосинклинальных, орогенных и плитных, стратиграфический интервал которых рифей - мезозой. Это вторая повторяющаяся в слоистой структуре земной коры триада "спаянных'' комплексов характеризует молодую платформенную систему. Картирование реальных геологических тел в слоистой структуре Черноморско-Каспийского региона свидетельствует, что Скифская плита Предкавказья молодой ЦЕАП представлена следующими главными комплексами: геосинклинальным - рифей-палеозойским, орогенным - пермско-триасовым и плитным - юрско-эоценовым. Здесь также ниже и выше главных комплексов располагаются комплексы основания (дорифейские), эпиплатформенпые орогенные (олигоцен-четвертичные) и эпиплатформенпые плитные (миоцен-четвертичные) комплексы. По латерали комплекс основания и эпиплатформенный комплекс, подобно древним платформам, связаны с соответствующими комплексами соседних платформ, структурными элементами которых они, по существу, и являются. Эта специфическая особенность слоистой структуры наиболее четко дешифрируется на сейсмостратиграфических разрезах Черноморской и Скифской плит (Туголесов и др., 1985; Кравченко, Муратов и др., 1973).

Как известно шиты молодых платформ могут быть как многоугольной формы (Казахстанский щит), гак и линейной формы (Уральский щит). Существенным является лишь то обстоятельство, что на иих всегда развиты комплексы, которые

по отношению к плитам платформ выступают фундаментом. Например, несмотря па "линейность" герцинские комплексы Урала продолжаются под ЗападноСибирской плитой. Как щит молодой ЦЕАП рассматривается структура складчатого Донбасса, которая в виде кряжа Карпинского прослеживается под чехлом Скифской плиты подобно гсрцинидам Урала. Решающим признаком для формулировки понятия "щит" является выход на поверхность комплексов фундамента платформ, пусть даже в форме небольшого выступа.

!. 1.3. Юная платформа. Интерпретация имеющихся геолого-геофизических материалов по тектонике мезокайнозойских отложений Черноморской впадины позволяет а систематике структур земной коры Чсрноморско-Каспийского региона обособлять новый (третий) тип платформ, которые, следуя традиции наименования платформ (древняя, молодая), можно называть юными. К ним следует относить Средиземноморский складчатый пояс с его внутренними морями-плитами (Черноморской, Каспийской и др.), по отношению к которым альпийские Крымско-Кавказские складчатые сооружения выступают как щиты, т.е. подобно тому, как это отмечено для Тихоокеанского пояса (Соловьев и др., 1974) с его окраинными морями-плитами (Охотоморской, Япономорской и др.). Особенностью юных платформ является то, что триада главных платформообразующих комплексов (гсосинклинальный-орогенный-плитный) занимает в слоистой структуре земной коры мезо-кайнозойский стратиграфический уровень. При этом щиты и плиты юных платформ отличаются от своих эквивалентов на древних и молодых платформах тем, что процесс их формирования продолжается и в настоящее время (се-диментогенез в морях и вулканизм в горах).

Выводы. Рассмотрение гетерогенных структур земной коры Черноморско-Каспийского региона как слоистых структур, состоящих из триад главных платформообразующих комплексов, позволяет считать их геотелами одного иерархического уровня, т.е. одноранговыми платформенными системами и типизировать их по стратиграфическому положению главных платформообразующих комплексов на древние, молодые и юные. Такой подход соответствует главному принципу, предъявляемому для всех классификационных построений - принципу простоты и терминологической ясности (Забродин, 1989).

1.2. Принципы систематики пограничных структур платформ

Выделение разновозрастных платформ предопределяет существование на их границах пограничных структур. В разрезе этих структур наблюдается сочетание комплексов соседствующих платформ. Примером может служить пограничная система между молодой и древней платформами. Здесь краевые массивы выступают как части комплексов основания древних платформ; краевые швы - как части геосинклинальных комплексов древних платформ, а перикратонные прогибы - как части плитных комплексов древних платформ. Что касается краевых прогибов, то они, будучи частями молодых платформ, выполняются уже орогеиными комплексами. Совокупность этих разнородных элементов и называется пограничной системой. Когда речь заходит только о слоистой структуре этих систем, употребляется термин "пограничные структуры ".

Термины "краевой шов", "краевой прогиб" и "перикратонный прогиб" прочно вошли в научный язык геотектоники с основополагающих работ Н.С. Шатского (1946, 1947); A.A. Богданова (1955); Ю.М. Пущаровского (1959); Е.В. Павловского (1959) и др. Позднее был введен термин "пограничные структуры", как сочетание краевых швов, перикратонных и краевых прогибов, которые с учетом состава называют "краевыми системами" (Зоненшайн и др., 1966). В истории систематики пограничных структур следует отметить точку зрения, рассматривающую пограничные структуры как сочетание элементов разных по возрасту платформ (Вотах, 1976). Со временем значение пограничных структур стали осознавать и нефтяники, которые наряду с "платформенными" и "складчатыми" территориями начали выделять "переходные" (Королюк, Крылов и др., 1983; Полякова, 1986; Каштанов, 1990). Из истории вопроса систематики пограничных структур и их нефтегазоносное™ видны не только достижения, но и не решенные задачи. Во-первых, существует проблема неопределенности принципов систематики структур земной коры вообще и пограничных в частности. Во-вторых, провозглашая те или иные принципы, исследователи чаще всего не реализуют их сами на примере пограничных структур конкретных регионов. Нет таких работ и по югу России.

Изучение пограничных структур проводилась нами в рамках задач геостатики - построения моделей структур в том виде, в котором они предстают перед исследователем в настоящее время. Как известно, решение таких задач регулируется методологическими принципами. Например, принцип системности предписывает исследователю рассматривать естественные геологические тела как системы - пограничные системы платформ. Принцип иерархии предписывает различать среди тел разные ранги (породы, формации, комплексы, геосферы). В нашем случае при решении поставленных задач мы рассматриваем тела регионального ранга, т.е. геокомплексы разновозрастных платформ Черноморско-Каспийского региона. При структурных исследованиях использован принцип одноранговости, который при расшифровке структур предписывает определять отношения и связи только между одноранговыми телами. Поскольку принимается тезис о том, что пограничные структуры возникают на границе элементов платформ, основными из которых являются щиты и плиты, то в этом случае, щиты и плиты могут быть либо одной и той же платформы, либо разных.

Для пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона такой подход позволяет наиболее однозначно проводить выделение этих структур. Тип пограничной структуры определяется нами по соседствующим элементам платформ. Например, Русская плита древней платформы - Скифская плита молодой платформы (тип Пд-Пм), Кавказский щит юной платформы - Скифская плита молодой платформы (тип Щю-Пм), Черноморская плита юной платформы - Кавказский щит той же платформы (тип Пю-Щю). Вид пограничных структур определяется их слоистой структурой, в разрезе которой наблюдается перекрытие комплексов одной платформы комплексами другой (чешуйчато-слоистый характер взаимоотношений). Так в Терско-Каспийском прогибе, который по строению наиболее соответствует классическому краевому прогибу, между Скифской плитой молодой платформы и Кавказским щитом юной платформы в разрезе снизу-вверх отмечены герцинский комплекс основания молодой платформы, структурный шов, юрско-нижнсмиоценовый плитный комплекс молодой платформы (периплатфор-мепный прогиб) и перекрывающий его среднемиоценово-четвертичный орогенный комплекс (предгорная орогенная впадина юной платформы). Именно такой вид

сочетания комплексов в пограничной структуре соответствует краевым прогибам типа Предуральского.

Выводы. Выделение пограничных систем как областей сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур должно базироваться на методологических принципах системности, иерархии и одноранговое/пи. При этом их тип и вид определяются характером слоистой структуры в краевых системах, выявляемой на основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали.

2. ТИПЫ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР ПЛАТФОРМ 2.1. Пограничные структуры Русской плиты В качестве юго-восточного ограничения Русской плиты рассматриваются Прикаспийская краевая синеклиза и Воронежская краевая антеклиза.

2.1.1. Прикаспийская краевая синеклиза. Определение типа и вида этой пограничной структуры проведено в соответствии со структурным профилированием (Костюченко и др., 1998; Кононов, 1999). Тип структуры Прикаспийской впадины определяется ее положением на границе двух плит - Русской плиты древней платформы и Скифской плиты молодой платформы. Следовательно, тип ее структуры Пд-Пм- Не менее точно по данным профилирования определяется и вид структуры. В наборе комплексов слагающих впадину обособляются (снизу-вверх): архей-ско-протерозойский комплекс основания, нижнепротерозойский главный геосинклинальный комплекс, верхнепротерозойский главный орогенный (авлакогенный) и палеозойский главный плитный комплексы, а также мезо-кайнозойский эпиплат-форменный комплекс. По набору это комплексы, которые характерны для синек-лиз древних платформ (например, для Московской синеклизы). По своему виду Прикаспийская впадина это краевая синеклиза. Наиболее близко к такому пониманию вида Прикаспийской пограничной структуры подошли С.Л. Костюченко, Л.Н. Солодилов и Д.Л. Федоров (1998). По их данным на схеме рельефа фундамента Прикаспийской синеклизы четко выделяется трог (грабен), который ориентирован с юго-запада от оз. Сарпы на восток до междуречья Б. Хобды и Урала. Глубина наиболее погруженной части этого трога достигает 20-22 км, а па плечах она составляет 8-12 км. Еще более четко авлакогенная природа Прикаспийской

краевой синеклизы вырисовывается на структурном профиле по геотраверсу р. Манат - Кара-Чаганак. Идея заложения Прикаспийской синеклизы над Центрально-Прикаспийским авлакогеном подтверждается также его структурной связью с Пачелмским и Саратовским авлакогепами (Кононов, 1999).

2.1.2. Воронежская краевая антеклиза. На отрезке между грядой Ергени (на востоке) и Донецким кряжем (на западе) граница между Русской и Скифской плитами четко выражена краевым структурным швом, разделяющим древнюю и молодую платформы по фундаментам. Их фундаменты здесь перекрыты в основном мезо-кайнозойским плитным комплексом Скифской плиты. На построенных нами на территорию Нижнего Поволжья и сопредельных районов геологических картах п'реднижнемеловой и предверхнемеловой поверхностей нашли отражение: во-первых, резкое несогласие между девонско-триасовым структурно-вещественным комплексом и перекрывающими его юрскими отложениями мезо-кайнозойского комплекса, а во-вторых, структурное несоответствие площадей развития этих комплексов в районе между Элистой на юге и Волгоградом на севере, т.е. сопредельных кряжа Карпинского Скифской плиты и Тормосинского прогиба юго-восточного склона Воронежской антеклизы Русской плиты. Сравнение геологических особенностей распространения юрских и пижнемеловых отложений на картах даст основание признать, что мезо-кайнозойский главный плитный комплекс Скифской плиты перекрывает в пределах юго-востока Русской плиты все ее гсо-структурные элементы (восточный склон Воронежской антеклизы и Прибортовую зону Прикасиия). Время образования этог о комплекса отвечает новому этапу формирования платформенных субформаций (карбопатно - терригенной юрской, тер-ригенно - карбонатной меловой и терригенной палеогеновой), поэтому по отношению к главному плитному комплексу палеозоя древней Восточно-Европейской платформы он должен рассматриваться как эпиплатформенный плитный комплекс.

С учетом сказанного тип пограничной структуры на отрезке от западной прибортовой зоны Прикаспийской краевой синеклизы до складчатых сооружений Донбасса определяется как "плита-плита" (Пд-Пм). Поскольку здесь в пограничной зоне юга Русской плиты наблюдается сочетание краевого структурного шва,

комплекса основания древней платформы и перекрывающего его плитного комплекса вид структуры должен определяться как Воронежская краевая антеклиза, которая на востоке граничит с Прикаспийской краевой синеклизой. По фундаменту здесь их разделяет Сарпинский авлакоген, который в чехле выражен Доно-Медведицким валом с девонско-каменноугольным главным плитным и юрско-меловым эпиплатформенным плитным комплексами и при этом последний несогласно перекрывает более древний из них.

2.2. Пограничные структуры Скифской плиты

2.2.1. Южным ограничением плиты служит система Предкавказских прогибов, которая по геолого-геофизическим данным состоит из Индоло-Кубанской впадины на западе и 'Герско-Каспийской впадины на востоке, разделенных Адыгейским выступом и структурами Ставропольского свода.

2.2.1.1. Индоло-Кубанская впадина Предкавказского краевого прогиба выявлена при анализе профиля по геотраверсу Орду - Керчь - Бердянск. Этот профиль важен также для понимания тектонической природы Скифской и Черноморской плит, которые имеют принципиально разный тип и вид сочленения с разделяющей их складчатой структурой Кавказа. На профиле обе плиты разобщены Прикерченским поднятием, представляющим собой переклиналыюе погружение Кавказа. Со стороны Скифской плиты через офиолитовый шов (Ахтырский глубинный разлом) структура Кавказа резко отделяется от мезозойско-кайнозойского плитного комплекса Индоло-Кубанской впадины, что позволяет определять здесь тип пограничной структуры как плита молодой платформы - щит юной платформы (тип Пм-Щю). Вид пограничной структуры - это Индоло-Кубанская впадина краевого прогиба.

Этот вывод конкретизируется более крупномасштабным структурным профилем по геотраверсу лиман Молочный - Керченский полуостров. На нем более детально выражен характер сочленения краевого прогиба через офиолитовый шов,

имеющий в качестве продолжения Индольекую и Керченскую ветви. В Индоло-Кубанской впадине наблюдается характерное для такого вида структур увеличение мощности плитного и орогенпого комплексов, максимум которой приходится на зону ветвей структурного шва. В пограничной структуре осадочные комплексы характеризуются повышенной деформированпостьга и проницаемостью. Поэтому в верхних этажах шов проявляется в форме грязевого диапиризма.

По своему виду Прсдкавказский краевой прогиб - не полный структурно-формационный эквивалент классических краевых прогибов. Так, в краевых прогибах (Предуральском, Предверхоянском и др.) всегда четко выражена предгорная орогепная впадина, выполненная классическими молассовыми формациями (угленосной, галогенной и др.). В Ипдоло-Кубанской впадине этот завершающий элемент представлен маломощной верхнссармат-четвергичпой молассой. В основном же, впадина выполнена не орогепным, а плитным комплексом. Действительно, майкопская палеоген-неогеновая серия представляет собой не молассу, как это считается, а морскую песчапо-глинистую формацию Скифской плиты.

2.2.1.2. Адыгейский массив (выступ) четко проявлен па профиле по геотраверсу Сочи - Майкоп - Кущевская. Тип и вид пограничной структуры между Кавказом и Скифской плитой в этом случае иной. Тырнаузский офиолитовый шов отделяет мезозойский геосинклинальный комплекс Кавказа от палеозойского выступа фундамента Скифской плиты, т.е. здесь соседствуют щит юной платформы со щитом молодой платформы (тип Щю-Щм)- Вид структуры обусловлен сочетанием офиолитового шва, комплекса основания молодой платформы с погружением его иод чехол. Такой вид пограничной структуры следует относить к краевым массивам или выступам.

2.2.1.3. Ставропольский свод имеет четкое выражение на структурном профиле по геотраверсу Кутаиси - Тырнауз - Ессентуки - Нагутное - Ипатово. Тип и вид пограничной структуры на этом сечении принципиально остается тем же, как и на профиле Сочи - Кущевская. Кавказский щит юной платформы (Щю) граничит здесь со щитом молодой платформы (Щм) по Тыриаузскому офиолитовому шву. Отличие наблюдается в том, что приподнятый блок фундамента (массив) молодой платформы перекрывается местами плитпым комплексом Скифской плиты с обра-

зоваиием пограничных зон - Лабино-Малкинского блока краевого массива и Ми-нераловодского выступа. Вместе с тем, для этих структурных зон краевого массива характерны Минераловодские интрузии эпиплатформснного орогенеза. Они фиксируют в фундаменте зону разломов, разделяющую Минераловодский выступ от соседствующего с ним северо-восточнее Терско-Каспийского прогиба. К северу от Пшекиш-Тырнаузского шва плитный комплекс молодой платформы залегает в форме моноклинали, образуя краевую моноклизу Скифской шиты.

2.2.1.4. Терско-Каспийская впадина проанализирована по геологическому профилю по геотраверсу Тбилиси - Орджоникидзе - Моздок. На профиле четко выявляются Кавказский щит юной платформы и Скифская плита молодой платформы, разделенные Черногорским структурным швом. Почти все исследователи рассматривают Терско-Каспийскую впадину как элемент краевого Предкавказско-го прогиба, значительная часть которого на востоке находиться в пределах Каспийского моря. На западе Нальчикский разлом отделяет впадину от Минераловод-ского выступа. На севере граница впадины определяется по тектонической ступени, фиксирующей погружение блока фундамента к югу. По данным сейсмометрии поверхность фундамента погружена в Терско-Каспийской впадине на 5-11 км и испытывает подьем к северу и югу. На уровне домезозойского фундамента впадина четко вырисовывается по ограничивающим ее разломам: Черногорскому на юге, Кизлярскому на севере и Нальчикскому на западе. Внутреннее крыло прогиба и зона передовых складок выделяются под названием моноклинали Черных гор, которая осложнена лишь куполовидными поднятиями типа Датых и Беной. Кроме этого на юге впадины обособляется Дагестанский выступ, разделяющий субмеридиональную Сулакскую и субширотную Северо-Апшеронскую впадины.

Терско-Каспийская впадина отнесена к краевому прогибу на основании следующих признаков: во-первых, увеличения мощности плитного комплекса молодой платформы перед щитом юной и, во-вторых, наличия структурного шва на границе этих платформ. Этот признак прослеживается у всех впадин краевых прогибов. Вместе с тем, он выступает как необходимый, но еще недостаточный признак для отнесения впадины к прогибу. Так, в Терско-Каспийской впадине подобно Западно-Кубанской, орогенный комплекс юной платформы выражен слабо.

Внутренняя структура впадины также отличается от классических краевых впадин. Терско-Суижснское поднятие делит се две впадины: Терско-Сунженско-Сулакскую на севере и Осетиио-Чеченскую на юге. Перечисленные особенности строения Терско-Каспийского прогиба позволяют нам отнести его к Предкавказ-скому краевому прогибу, оживившемуся на краю молодой платформы перед щитом юной платформы. Следовательно, краевой прогиб - это многоэлементная система, включающая впадины, своды, краевые массивы и выступы.

2.2.2. В качестве пограничных структур Скифской плиты северного обрамления рассматриваются складчатые структуры краевого поднятия Донбасса,. его продолжение под чехлом - вал Карпинского (краевая плита Карпинского), а также Северо-Азовский периплатформенный прогиб.

2.2.2.1. Краевая шита Карпинского. Для понимания типа и вида краевых структур северной части Скифской плиты использованы структурные профили по геотраверсам Кущевская - Миллерово - Урюпинск. Котелышково - Ставрополь -Невинномыск - Черкесск - Карачаевск и Астрахань - Черный рынок. По поверхности фундамента в пограничной зоне четко вырисовывается система приподнятых по разломам горстов, разделенных узкими грабенами с мощностью чехла до 3,5 км. Это приподнятая блоковая система фундамента Скифской плиты известна в литературе под названием "кряж Карпинского". Она прослеживается от побережья Каспия (на востоке) до Донецкого кряжа (на западе), в котором этот фундамент выходит па поверхность, представляя собой Донецкий щит. В этой части тип пограничный структуры Скифской плиты определяется как Щю-Г1д, а вид - краевой шов. В целом, геоморфологически "кряж Карпинского'" выражен Сальско-Мьшычской грядой, отражающей систему валообразных структур в плитном комплексе молодой платформы, что позволяет определить тип пограничной структуры как Пм~Пд. Учитывая проявления блоковой структуры фундамента в чехле молодой платформы в виде валов па краю молодой платформы, вид этой пограничной структуры можно назвать краевая плита Карпинского. Она прослеживается и па дне Каспийского моря, на восточном берегу которого в результате упдуляции шарнира фундамент приподнимается также как и в Донецком кряже, представляя Мангышлакскую зону поднятий.

2.2.2.2. Приазовская краевая плита. Структура выявлена при анализе геотраверса Кущевская - Миллерово - Урюпинск, а также целого ряда других профилей. Здесь она выступает подобно пограничным структурам, тип которых определен как Пм-Пд, при этом пограничная система представлена структурным швом, разделяющим архейско-протерозойский фундамент Приазовского выступа Восточно-Европейской платформы от палеозойско-нижнемезозойского фундамента Скифской молодой Центрально-Евразийской платформы. Над структурным швом располагается плитный комплекс, перекрывающий эти разнородные блоки. Такой вид пограничной структуры, в котором сочетаются комплекс глубинного разлома и плитный комплекс следует относить к виду краевых плит. В данном конкретном случае в ее качестве выступает Приазовская краевая плита.

2.3. Пограничные структуры Черноморской плиты Определение типов и видов пограничных структур Черноморской плиты осуществлено по структурным профилям через Западночерноморскую и Восточ-ночерноморскую синеклизы Черноморской плиты (Туголесов и др., 1985, 1993). Выделены три вида пограничных структур: Причерноморская краевая мопоклиза на западе плиты, Туапсинский периплитный прогиб на ее востоке, а также При-крымская краевая флексура.

2.3.1. Причерноморская краевая моноклиза выявлена при построении профиля, на котором Черноморская плита юной платформы граничит со Скифской плитой молодой платформы в северной шельфовой части запада Черноморской плиты, представляя собой тип плита - плита (Пю-Пм). Здесь кайнозойский плитный комплекс перекрывает мезозойский плитный комплекс, при этом плитные комплексы обеих платформ залегают почти горизонтально. При более точных структурных построениях обнаруживаются малоамплитудные поднятия и опускания, особенно проявляющиеся с глубиной. Наиболее крупная отрицательная форма - Каркинитский прогиб, в самой глубокой части которого кровля мела опущена до глубины 4-4,5 км. Южнее от него вырисовывается приподнятая зона с неглубоким залеганием кровли мела - Добруджско-Крымское поднятие. Еще южнее по кровле мела вырисовывается краевая ступень (флексура, переходящая с глубиной в глубинный разлом). Эта ступень представляет собой северное ограничение За-

падно-Черноморской синеклизы. Моноклинальный характер залегания плитных комплексов в пограничной структуре (от Украинского щита до Западно-Черноморской синеклизы) позволяют называть такой вид структуры Причерноморской краевой моноклизой. В качестве комплекса основания в ней выступают разделенные блоки мсзозоид и палеозоид.

2.3.2. Пршрымская краевая флексура. Структура выявлена при построении структурного профиля, на котором Черноморская плита юной платформы граничит с Крымским щитом юной платформы, представляя тип пограничной структуры плита - щит (Пю-1Дю)- Крымский щит - это выход на поверхность фундамента юной платформы (геосинклинального и орогенного комплексов мезозоид). Для определения вида пограничной структуры существенно, что кайнозойский плитный комплекс юной платформы перекрывает глубинный разлом, который проявляется в нем в виде флексуры. Поэтому этот вид пограничной структуры может быть назван Прикрымской краевой флексурой.

2.3.3. Туапсинский периплитный прогиб. Он выявлен при анализе профиля, на котором Черноморская плита юной платформы соседствует с Кавказским щитом юной платформы, представляя тип Пю-Щю, т.е. тот же тип, что и в случае установления Прикрымской краевой флексуры. Однако вид пограничной структуры здесь другой: Черноморская плита сочленяется с Кавказским щитом через структурную пару вал Шатского и Туапсинский прогиб.

Туапсинский прогиб закартирован морской сейсморазведкой МОГТ по отражающему горизонту 11-а в кровле эоцена. Южное крыло Туапсипского прогиба очень пологое и амплитуда его в два раза меньше, чем северного. Кровля эоцена на перегибе вала Шатского залегает на глубинах 3,5-5 км и перекрывается неоген-четвертичными формациями. Вал Шатского отделяет Туапсинский прогиб и от Восточно-Черноморской синеклизы, с которой он сочленяется по флексурному перегибу, расположенным над структурным швом. Мощность маркирующей майкопской формации в центральной части прогиба достигает 5 км и выклинивается на крыльях. Выше залегающие формации кайнозоя, в отличие от Майкопа, располагаются на валу Шатского, и в Туапсинском прогибе сплошным покровом, фиксируя "главный плитный комплекс" юной платформы. Следовательно, погранич-

пая структура между щитом юной платформы и ее плитой здесь представлена структурной парой - валом и прогибом. Такой вид сочленения можно назвать пе-риплитным прогибом. Его нельзя путать с краевым прогибом, который закладывается на Гранине совсем другого типа пограничных структур: плита древней платформы - гцит молодой платформы (Пд-Щм), как в классическом Предуральском краевом. прогибе, или плита древней платформы - щит юной платформы (Г1Д-Щю), как в Приверхоянском прогибе.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР

3.1. Сравнительный анализ пограничных структур платформ и прогноз их нсфтегазоносностн

Раздел содержит аргументы в пользу четвертого защищаемого положения и обосновывает выделение структурных эквивалентов пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона.

3.1.1. Структурные эквиваленты пограничных структур Русской плиты и прогноз нефтегазоносности. Структурная эквивалентность Прикаспийской си-неклизы и Примексиканской синеклизы детально рассмотрена Н.С. Шатским (1964). Анализ по определению типа этих пограничных структур, доказывает, что в обоих случаях соседствуют плиты древней и молодой платформ (тин Пд-Пм). Трудности возникают и при сравнении вида этих синеклиз. То что, в обоих синек-лизах развит соленосный комплекс и то, что он занимает в них одинаковый стратиграфический уровень, сближает эти пограничные структуры. Неясности остаются только в отношении комплекса основания Примексиканской синеклизы: есть ли у нее докембрийский фундамент? Поэтому вывод об однозначности видов синеклиз дискуссионен. Вероятно, следует рассматривать Примексиканскую синеклизу как краевую синеклизу Северо-Американской плиты, предполагая, что ее фундамент тоже докембрийский, представляя собой входящий угол древней платформы, аналогичный Прикаспийскому.

Наибольший интерес для сравнения с Прикаспийской краевой синеклизой представляет Присевероморская (Среднеевропейская) синеклиза Северо-Восточной древней платформы. Во-первых, выявляется аналогия по самому главному признаку сравнения - фундаменту. Он здесь также глубоко погружен (до 15 км) и самая глу-

бокая скважина (более 7 км), пробуренная севернее Берлина даже не вышла из отложений намюрского яруса каменноугольной системы. Есть основание считать фундамент Присевероморской структуры докембрийским, переработанным на байкальском этапе тектогенеза вдоль Датско-Польской борозды. Последняя структура представляет собой интракратонную шовную зону в теле ВосточноЕвропейской платформы и рассматривается как структурный эквивалент Центрально-Прикаспийского авлакогена (Зноско, Дадлез, Марек и др., 1978). Много общего наблюдается в строении чехла Присевероморской и Прикаспийской си-неклиз с четким обособлением соленосного и подсолевого комплексов. Важно отметить, что в Присевероморской синеклизе регионально газоносным является под-солевой комплекс ротлигендес (нижний отдел пермской системы). Разведанные запасы газа в этом комплексе составляют более 5 трлн. м3, при этом месторождение-гигант Гронинген расположено в южном обрамлении Нидерландской зоны.

В Присевероморской синеклизе обнаружены и нефтяные месторождения. Одно из них месторождение-гигант Экофиск в Северном море приурочено к верх-пемеловым карбонатам, залегающим на глубине 1650 м. В размещении месторождений нефти и газа в Присевероморской синеклизе наблюдается четко выраженная зональность. Месторождения газа в пермском комплексе приурочены к юго-западной части Северного моря (Англо-Голандский бассейн), а месторождения нефти в мезо-кайнозойском комплексе тяготеют к северной части моря (Третичный бассейн). Обращает на себя внимание то, что все зоны газонакопления в Присевероморской синеклизе находятся на южном борту, примыкающем к молодой платформе.

Таким образом, тип и вид пограничной структуры Присевероморской си-неклизы эквивалентен Прикаспийской синеклизе (тип плита древней платформы -плита молодой платформы, т.е. Пд-Пм; вид - краевая синеклиза). Эта общность строения позволяет направлять поиски на открытие новых нефтегазоносных объектов вдоль сходных между собой зон нефтегазонакопления. Направление поисков должно проводиться в пределах прибортовых зон нефтегазонакопления и захватывать все большие глубины, т.к. отложения па глубинах свыше 5 км пока изучены слабо. Условно выявлен и диапазон глубин, в пределах которого можно ожидать

благоприятное проявление коллекторских свойств (5-8 км). Поэтому на передний план выдвигается задача развития в Прикаспии сверхглубокого бурения. До глубин 5 км в регионе пробурено порядка 100 скважин, которые привели к открытию крупных месторождений. Освоение новых глубин может привести к еще более ощутимым результатам.

3.1.2. Структурные эквиваленты пограничных структур Скифской плиты и прогноз нефтегазоносности. Рассмотрение этого вопроса логичнее начать с Пред-кавказской краевой системы, по всей длине которой сосредоточены нефтегазоносные области. В качестве структурных эквивалентов Предкавказской краевой системы рассмотрены Предуральская и Предпиренейская краевые системы. Первую из них с Предкавказской роднит наличие предгорных впадин и разделяющих их выступов, а также четко выраженные офиолитовые швы. По тин пограничных структур для них оказывается разным: в случае Предуралья это соседство щита молодой платформы и плиты древней платформы (тип Пд-Щм), а для Предкавказья отмечается соседство плиты молодой платформы и щига юной платформы (тип Пщ-Щю). Существенно, что различны и геоморфологические признаки щитов. Горная система Кавказа четко разделяется па Западный, Центральный и Восточный. Именно по этим признакам Кавказ наиболее сходен с Пиренеями, а располагающуюся перед его фронтом Предпирепейскую краевую систему можно считать структурным эквивалентом Предкавказской краевой системы. Также как и Кавказ, Пиренеи подразделяются на Западные, Центральные и Восточные. Аналогично Кавказу Пиренеи погружаются на запад (в морское дно Бискайского залива Атлантики) и восток (под поды Лионского залива Средиземноморья). Эти погружающиеся части можно рассматривать как геоморфологические эквиваленты Азо-во-Черноморья и Каспия. Геоморфологическим эквивалентом Ставропольской возвышенности можно считать возвышенность Арманьяк. Но самое главное состоит в одинаковости типа и вида пограничных структур Предкавказья и Предпи-ренеев. Пиренеи также как и Кавказ являются щитами юных платформ, поэтому и тип их пограничных структур одинаков: плита молодой платформы - щит юной платформы (тип Пм-Щю)- Одинаков и вид этих пограничных структур. Особенно

четко эта одинаковость проявляется при сравнении Индоло-Кубанской впадины и Бискайско-Адурского передового прогиба.

Пиренеи и Кавказ роднит сходный набор мезокайнозойских геосинклиналь-пых формаций: с преобладанием в обеих структурах флишевых прогибов (миогео-синклинальных зон). Также как и Кавказ, Пиренеи отделяет от передового прогиба структурный шов — называемый Северо-Пиренейским фронтальным надвигом, но на профилях он представлен взбросом (\Vennok, 1974). Заметим, что надвиговый, а точнее взбросовый характер имеет и граница Западно-Кубанской впадины. Одинаковой оказывается и внешняя граница передового прогиба и впадины. Напомним, что в Западно-Кубанской впадине она проводится по Тимашевской ступени, эквивалентом которой в Предгшренейском прогибе выступает Северо-Аквитанская флексура. Границей Западно-Кубанской впадины с Индольской служит Джигин-ский разлом, структурным эквивалентом которого можно считать Лакский разлом, разделяющий Бискайский и Препиренейский прогибы. Геофизическими, буровыми работами и драгированием установлено, что па дне Бискайского залива выделяются практически все зоны, что и на суше в Предпиренейском прогибе. В частности, Севсро-Пиренейская складчатая зона прослеживается на шельфе до широты мыса Ортегадь. На западе морское звено Предпиренейской системы выклинивается на той же широте мыса Ортегаль Пиренейского полуострова.

Эквивалентность структур Предкавказской и Предпиренейской пограничных структур предполагает и одинаковость нефтегазопроявлений. Общей закономерностью для обоих прогибов является приуроченность месторождений к при-шовным зонам (Ахтырско-Тырнаузской и Северо-Пиренейской) и краевым ступеням (Тимашевской и Аквитанской). Различие в освоении нефтегазоносных провинций состоит в стратегии поисков: в Предкавказье освоены, в основном, месторождения верхней части этажа нефтегазоносности (верхний мел - кайнозой), а в Предпиринейском его нижней части (триас-юра-нижний мел). Рекомендации в отношении развития дальнейших поисков состоят в том, чтобы в Предкавказье обратили внимание на поиски новых объектов в нижней части нефтегазоносного этажа. Исходя из того, что в морском дне (Бискайском и Азово-Черноморском) наблюдается продолжение нефтегазоносных структур суши, дальнейшие поиски

необходимо сосредоточить на морской части Предкавказской и Предпиренейской краевых систем. Наконец, следует подчеркнуть роль принадвиговых и привзбро-совых месторождений, которые только с появлением идей плитной тектоники стали привлекать к себе внимание. Не переоценивая их главной роли, следует все-таки не упускать из виду перспективность привзбросовых нефтегазоносных структур. Шовные зоны - это не непрерывные нарушения, а серия кулисообразных взбросов и взбросов-надвигов, разделенных блоками возможно нефтегазоносных формаций. В отдельных частях по простиранию шовных зон наблюдаются значительные амплитуды перемещений блоков вплоть до образования покровных структур. Например, на восточном окончании Пиренеев картируется покров восточных Корбер, который является единственным достоверно известным покровом в Пиренеях. На Кавказе в верховьях р. Белой в районе Скалистого хребта откарти-рован Лагонакский покров (пластина верхнего келловея-титона), тоже пока единственный в своем роде на северном склоне Кавказа.

В Терско-Каспийской впадине (прогибе) промышленная нефтегазоносность так же, как и в Предпиренейском прогибе связана в основном с мезозоем. По крайней мере, роль кайнозойского нефтегазоносного комплекса здесь гораздо меньше, чем в Западно-Кубанской впадине, что сближает ее с Предпирепейским прогибом. Морское Каспийское звено Терско-Каспийской впадины изучено лучше, чем морское звено Лионского залива в Предпиренеях. В морской части продолжения Терско-Каспийского прогиба наблюдается изменение простирания нефтегазоносных структур с субширотного на субмериодиональное (Сулакская впадина), а затем опять на субширотное (Северо-Апшеронская впадина). Основные месторождения нефти в Терско-Каспийском прогибе приурочены к Терско-Сунженской Зоне и соответствуют полосе передовой складчатости Кавказа, представленной Терской и Сунженской антиклинальными формами, выраженными в рельефе одноименными хребтами. По отложениям кайнозоя складки сложные (с крутыми углами падения, часто веерообразные, с надвигово-взбросовыми нарушениями). По отложениям мезозоя складки приобретают более простой характер, но именно с ними как раз и связаны богатые нефтяные залежи. Аналогами Терской и Сунженской зон в Предкаспии считаются Западная и Восточная антиклинальные зоны Да-

гестана с простым характером складок по палеогеновым и неогеновым отложениям, с которыми также связаны месторождения нефти и газа.

На дне средней части Каспийского моря соединяются между собой Скифская и Туранская плиты, которые необходимо рассматривать как единую Скифско-Туранскую плиту, на южном крыле которой находится Терско-Каспийский прогиб с четко выраженной зоной передовых складок в Приморской антиклинальной зоне. Таким образом, Средний Каспий весь располагается в пределах плиты молодой платформы. В отличие от Северного Прикаспия перспективы нефтегазоносности здесь следует связывать с мезозойскими отложениями плиты, в которых на российском шельфе открыты Корчагинское, Хвалынское, Избербашское и Шнухе-морское месторождения. Что касается фундамента этой части Скифско-Туранской плиты, то известно открытое единственное крупное месторождение Оймаша на восточном берегу Каспия в Песчаномысском своде (Попков, 1988).

К востоку от Апшеронского полуострова, также как и к западу от Таманского, наблюдается периклинальное погружение Кавказа с проявлением грязевого вулканизма и приуроченностью к вулканам месторождений нефти и газа типа Локбатана Нефтяных камней и других. Восточнее переклиналыюе погружение Кавказа разделяет Скифско-Туранскую плиту молодой платформы от ЮжноКаспийской плиты юной платформы, которая обнажается на восточном побережье Южного Каспия в виде неоген-четвертичного Западно-Туркменского прогиба. Структурным эквивалентом Терско-Касгшйского прогиба в Закаспийском продолжении альпид является Предкопедагский прогиб, который отличается от Терско-Каспийского более слабым развитием эпиплатформенного орогенного комплекса (предгорной моласеы), редуцированностью внутренней зоны и зоны передовых складок, меньшей дислоцированностыо формаций с преобладанием брахиантик-линальных складок над антиклиналями даже в зоне передовых складок. Специфика Копедагской складчатой области состоит в отсутствии эвгеосинклинальных зон и в не полном развитии миогеосинклинальных. Поэтому Предкопедагский прогиб нельзя считать полным эквивалентом Терско-Каспийской впадины. Отсюда, как следствие, и незначительная иефтегазоносность Предкопедагского прогиба. Пер-

спективы нефтегазоносное™ связываются только с мезозойскими отложениями внешнего борта прогиба.

На северной окраине Скифско-Туранской плиты пограничная структура представлена Карпинско-Мангышлаксой краевой системой, включающей ряд узких линейных валов и прогибов. Основная нефтегазоносность здесь связана с западным и восточным побережьем Каспия: с Промысловско-Цубукским, Камыша-но-Каспийским и Ракушечно-Широтным валами на территории России и Буза-чинско-Северокаспийским, Тюб-Караганским, Беке-Башкудукским валами на территории Казахстана. Например, многопластовое нефтегазоконденсатное Корча-гинское месторождение открыто недавно в пределах Ракушечно-Широтного вала, соединяющего Камышано-Каспийский и 'Гюб-Караганский валы в единую субширотную вытянутую зону поднятий. Перспективы поисков в этой части Карпинско-Мангышлаксой краевой системы Скифско-Туранской плиты связываются, главным образом, с карбонатно-терригенными отложениями нижнего мела и, возможно, верхнего мела-палеогена. Наиболее перспективным считается восточное побережье Каспия. Ресурсная база Карпинско-Мангышлаксой краевой системы оценивается в 0,7 млрд. т УВ, из которых 50% запасов нефти (Постнова, Сизннце-ва, 2002). Направление поисков должно идти в сторону морской части Каспия (морское продолжение Промысловско-Цубукского, Камышано-Касиийского валов на территории России и Бузачинско-Северокаспийского, Тюб-Караганского, Беке-Башкудукского валов на территории Казахстана). В пределах Российской части Карпинско-Мангышлаксой краевой системы fia территории Калмыкии выявлено 22 нефтяных, 18 газовых, 3 нефтегазо-конденсатных и одно газоконденсат-ное месторождения с добычей 230 млн. м3 газа и 450 т нефти. Основными районами добычи являются месторождения кряжа Карпинского, в котором наиболее реальны и дальнейшие открытия небольших по запасам месторождений. В последнее время здесь открыто 7 месторождений нефти, на которых планируется ежегодно добывать 150-160 т. Для расширения ресурсной базы нефте- и газодобычи необходимо по нашему мнению развитие поисково-разведочных работ в нодсолевом нефтегазоносном комплексе, что согласуется с опубликованными данными (Вем-беев и др., 1992).

3.1.3. Структурные эквиваленты пограничных структур Черноморской титы и прогноз нефтегазоносности. Черноморская плита Средиземноморской платформы в геологическом отношении представляет собой одну из структур лучше всех изученных. Поэтому сравнивать ее с другими плитами Средиземноморья можно лишь для того, чтобы показать, что края плит юных платформ перед своими щитами, как правило, представлены сочетанием периплитного прогиба и периплитного поднятия соответственно таких типов как Туапсинский прогиб и вал Шатского в Черноморской плите перед Кавказской складчатой областью (формирующимся щитом). В этом легко убедиться, обратившись, например, к геолого-геофизическим данным по Альборанскому морю (Казаков, Васильева, 1992). Как и в Черном море в море Альборан плиоцен-четвертичные отложения плитного комплекса практически непрерывным чехлом покрывают дно и залегают субгоризонтально на акустическом папеозойско-мезозойском фундаменте. Спокойное залегание чехла нарушают отдельные антиклинальные формы, проявляющиеся у края плиты в сочетании с синклинальными формами (Малагский прогиб). Аналогичные формы дислокаций чехла наблюдаются и в других плитах Средиземноморья.

Полная эквивалентность пограничных структур Черноморской плиты с другими пограничными структурами плит юных платформ мало что дает для прогноза нефтегазоносности, т.к. пи па одной из них пока не открыты месторождения нефти и газа. Поисковые работы на этих пограничных структурах еще только планируется. В этих условиях важно сравнение с пограничными структурами таких плит (молодых или древних платформ), в которых уже открыты нефтегазовые месторождения.

Для оценки перспектив нефтегазоносности Туапсинского периплитного прогиба и периплитного вала Шатского проведен сравнительный анализ с хорошо изученной Восточно-Уральской нефтегазоносной областью, представляющей в структурном отношении край Западно-Сибирской плиты молодой платформы. Здесь находится Березовский газоносный район, зарекомендовавший себя крупными месторождениями газа. В тектоническом отношении Березовский газоносный район представляет собой пограничную структуру Западно-Сибирской плиты молодой платформы с Уральским щитом той же платформы (тип Пм-1Цм). Вид

структуры определяется как периплитный Приуральский прогиб и периплитпый Березовский вал. Это почти полные структурные эквиваленты Туапсинского пери-плитного прогиба и периплитного вала Шатского Черноморской плиты южного Предкавказья. Сходство этих пограничных структур проявляется даже в характере выклинивания горизонтов плитного комплекса на валах. Гак на Березовском валу наблюдается выклинивание юрских отложений (тюменская свита), а на валу Шатского выклиниваются палеоген-неогеновые отложения (майкопская серия). Например, в Березовской опорной скважине на гнейсах и гранитах фундамента, вскрытого на глубине 1324 м, залегают глинистые отложения валанжииа, а юра отсутствует. К западу и востоку от Березовского вала, т.е. в прогибах юра в разрезе уже присутствует. Сходная фациальная картина наблюдается на валу Шатского: майкопские отложения на нем выклиниваются, а в Туапсинском прогибе и Восточно-Черноморской синеклизе они присутствуют.

Эквивалентность этих пограничных структур предопределяет и эквивалентность их нефтегазоносное™, т.е. она позволяет сделать прогноз о существовании газоносности вала Шатского. Косвенным подтверждением возможной газоносности вала Шатского является обнаружение на нем так называемых «ярких пятен» -локальных аномалий динамических признаков записи волнового поля, которые приурочены к сводовой части. Напомним, что эффект «яркого пятна» был установлен еще в 1968 г. и с 1972 г. это открытие стало широко использоваться в нефтяной геологии. Оно привело к выявлению многих месторождений газа, но иногда приводило к бурению непродуктивных скважин. Степень риска бурения пустых скважин можно уменьшить не только за счет совершенствования сейсмических методов поисков, но и прогноза, опирающегося на эквивалентность разбуриваемых структур тем структурам, в которых уже были найдены газовые месторождения.

3.2. Флюидодинаммческие модели нефтегазоносности пограничных структур

Как известно, нефть и газ могут мигрировать на значительные расстояния. По направлению миграции различают латеральную (по горизонтали) и вертикальную (по разрезу). Несмотря на значительные разработки в этой области вопрос с вертикальной миграцией остается открытым. В диссертационной работе рассмат-

ривается флюидодинамические модели пограничных структур, увязывающие между собой горизонтальную и вертикальную миграцию. Действительно, существует две формы флюидодинамических систем углеводородов, которые по аналогии с рудоносными системами можно назвать линейными и кольцевыми моделями.

3.2.1. Линейные модели представлены глубинными разломами (офиолито-выми швами), вдоль которых происходит вертикальный вынос углеводородов из глубины, последние, достигая зоны серпентинизации, экранируются. За счет экранизации давление во флюидодинамической системе возрастает, и углеводороды ищут себе пути разгрузки, находя их в боковой миграции по прослоям коллекторов среди осадочного комплекса, заполняющего краевой прогиб. При этом в ловушках происходит скопление цепочкообразно расположенных месторождений нефти и газа. Яркий пример Ахтырско-Тырнаузская офиолитовая зона и примыкающая к ней нефтегазоносная зона южного борта Западно-Кубанской впадины.

Например, к таким флюидонасыщенным слоям относятся геофизические границы К|, К2 и даже М. Характерно, что к этим границам наблюдается выпола-живание глубинных разломов, а ниже границы М изменяется и степень "расслоен-ности" (изменение масштаба неоднородности). Наличие флюидодинамических слоев в земной коре нашло подтверждение в сверхглубокой Кольской скважине (увеличение с глубиной пористости и свободной воды).

3.2.2. Кольцевые модели - это цилиндрической формы зоны миграции углеводородов. За рубежом сходные объекты называют ""gas chimneys", т.е. "газовыми трубами" (по аналогии с "трубками взрыва" в рудной геологии). Такие формы миграции углеводородов выявлены сейсморазведочными работами на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Эти формы называют еще "инверсионными кольцевыми структурами". Например, они "подпирают" крупные и гигантские месторождения газа и конденсата типа Уренгойского, Ямбургского и других. По интерпретации сейсмических данных предполагается существование в центре Ямбургского купола "газовой трубы". Считается, что источник газогенерации находится вне пределов глубин, достигнутых сейсморазведкой (около 8 км). К "газовым трубам" приурочены высокие показатели АВПД.

Переходя к причинам возникновения зон АВПД, отметим пространственное совпадение зон грязевого вулканизма и зон АВПД. Механизм формирования месторождений с АВПД связан с энергией флюидов и их вертикальной миграцией, за счет которой и возникает вертикальная цепочка залежей газа. Доступ к верхним этажам мантийным флюидам открывают глубинные разломы, что и приводит к формированию газонефтяных вулканов. В этом отношении инверсионные кольцевые структуры похожи на погребенные грязевые вулканы. Ныне действующие месторождения углеводородов Варениковско-Гостагаевской зоны Западного Кавказа также возможно связаны с подобным явлением (вулкан Шуго). Вероятно также, что и открываемые в последние годы новые нефтяные объекты в Таманской зоне развития грязевого вулканизма своим происхождением обязаны рассмотренному механизму.

В кольцевых структурах, так же как и в линейных, наблюдается преобразование вертикальной миграции в горизонтальную. В случаях запечатывания жерла пробкой из грязевой брекчии, высокое давление нефти и газа способствует проникновению углеводородов в слои коллекторы, слагающие диапировую структуру. Процесс приводит к образованию ''елочной текстуры" распределения залежей, как это видно на примере известного Азербайджанского месторождения Локбатап.

Существует представление о том, что кольцевые флюидодинамические каналы возникают на тройных сочленениях рифтов, как на пример в Северном морс. Так месторождение - гигант Экофиск расположено на пересечении рифтов Центрального, Южного и Бомбле. Здесь глубина залегания фундамента достигает 8-9 км, глубина моря составляет 72 м. Другой пример тройного сочленения - Уренгойская кольцевая структура в Западной Сибири. Она расположена на пересечении Колтогорского, Худотейского и Ямальского рифтов. В центральной части структуры открыто сверхгигантское Уренгойское месторождение газа. В качестве их структурного эквивалента может служить тройное сочленение авлакогенов Прикаспия.

Для нефтяной геологии они интересны потому, что с ними часто связаны признаки присутствия углеводородов или сходная с зонами нефтегазопроявлений структурная позиция. Например, крупнейший вулкан Кавказа Эльбрус расположен

на восточном окончании Ахтырско-Тырнаузской зоны, к которой примыкает нефтегазоносная зона южного борта Западно-Кубанской впадины. Тектонически он приурочен к пересечению двух разломов: Пшехско-Тырнаузскому и Адыгейскому. Гидротермально-метасоматические процессы приводят не только к образованию руд, но и углеродистого вещества. Это сближает формирование рудных и нефтегазовых месторождений. В подобных же местах с вертикальной миграцией наблюдаются восходящие потоки метана, водорода и гелия.

В настоящее время, когда абиогенная концепция также становится реальностью, в поиски должны включатся зоны подводящих каналов (линейных и кольцевых) и зоны очагов формирования (зоны реакций синтеза). Каналы могут обнаруживаться сейсмометрически методами в варианте ЗГ) МОГТ. Что касается зон очагов формирования, то для их обнаружения возрастает роль гравиметрии и сейсмометрии, сопровождаемых геохимическими методами поисков.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Принципиальное теоретическое и прикладное значение для оценки пограничных структур имеют следующие важнейшие результаты работы:

1. Гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона представляют собой слоистые структуры, состоящие из триад главных платфор-мообразующих комплексов и выступают как геотела одного иерархического уровня. Рассмотрение этих одноранговых структур как платформенных систем позволяет типизировать их по стратиграфическому положению главных платформооб-разугащих комплексов на древние, молодые и юные.

2. На основе предлагаемых принципов систематики (принципов системности, иерархии и одноранговое™) пограничные системы определяются как области сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур.

3. На основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали определены типы и виды пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона. Основными пограничными структурами здесь выступают: Прикаспийская краевая синеклиза, Карпинская краевая плита, Предкавказский краевой прогиб и Туапсинский переплитный прогиб. При этом Предкавказский

краевой прогиб со стороны Скифской плиты состоит из краевых впадин (Иидоло-Кубанской и Терско-Каспийской) и краевых выступов (Ставропольско-Минераловодский). Совсем другой тип и вид представляет Предкавказская краевая система со стороны Черноморской плиты: она состоит из периплитной впадины (Туапсинского прогиба) и периплитного вала (вала Шатского).

4. Установлены структурные эквиваленты пограничных структур Черно-морско-Каспийского региона в других нефтегазоносных областях. Структурным эквивалентом Прикаспийской краевой синеклизы можно считать Присеверомор-скую краевую синеклизу; Предкавказской краевой системы - Предпиренейскую краевую систему. Почти полным структурным эквивалентом для Туапсинского переплитного прогиба Черноморской плиты выступает Березовский переплитный прогиб Западно-Сибирской плиты.

5. Направление поисков возможных новых объектов скоплений нефти и газа в пограничных структурах платформ Черноморско-Каспийского региона предлагается сосредоточить: в Прикаспийской краевой синеклизе в главном плитном комплексе (подсолевом); в Предкавказской краевой системе - в Западно-Кубанском прогибе - в главном плитном (М7,|) комплексе континентальной части и в эпи-платформенных орогенном и плитном (MZ^-K.Z) морской части, - в Тсрско-Каспийском прогибе - в главном плитном (М2), эпиплатформенном орогенном (К/) континентальной и морской частях; в морской части Среднего Каспия Ски-фо-Туранской плиты - в главном плитном комплексе (MZ); в Карпинско-Мангышлаксой краевой системы Скифско-Туранской плиты - в главном плитном комплексе (К| и К2 - Р(?)); на валу Шатского Восточно-Черноморской плиты газоносность прогнозируется в главных орогенном (М7.2?) и плитном комплексах (КИг?); в областях проявления грязевого вулканизма Тамани и западного перикли-налыюго погружения складчатых структур Кавказа в главных орогенных и плитных комплексах (MZl - К2|.г).

6. Изученные пограничные структуры платформ позволяют четко выделить две формы проявления их нефтегазоносносги: линейные, связанные с зонами офиолитовых поясов (Ахтырско-Тырнаузская зона) и кольцевые, связанные с цилиндрическими формами миграции углеводородов, названных нефтегазоносными

трубками. 1С кольцевому типу нефтегазоносное™ отнесены месторождения, приуроченные к зонам проявления грязевого вулканизма, характерного для нефтегазоносных областей Тамани и области западного периклинального погружения складчатых структур Кавказа.

Основные положения диссертации опубликованы:

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях:

1. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Систематика пограничных структур платформ как основа выявления тектонических закономерностей их нефтегазо-носности // Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 3 (9). Астрахань, 2004. С. 180-187.

2. Фролов, В.Т, Бондаренко H.A. Кавказский формационный ряд. Статья 1. "Нижняя и средняя юра" // Бюлл. МОИП. Отд. Геол. Т.80. Вып.1. 2005. С. 13-25.

3. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Боровиков A.M. Систематика пограничных структур платформ и их нефтегазоносных комплексов // Бюлл. МОИП. Отд. Геол. Т. 80. Вып.2. 2005. С. 18-29.

4. Любимова Т.В, Бондаренко H.A. Петромагнетизм в решении проблемы детальной стратиграфии флишевых отложений // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества, № 4. 2005. С.68-73.

5. Любимова, ТВ., Бондаренко H.A. Петрофизические свойства пород верхнемеловой флишевой формации Черноморского побережья Северо-Западного Кавказа // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. №3 (16). Астрахань, 2006. С. 156-162.

6. Любимова Т.В., Бондаренко H.A. Структурно-петрофизический анализ флишевой формации Северо-Западного Кавказа // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. №8 (21). Астрахань, 2006. С. 352-357.

7. Соловьев В А., Соловьева Л.П., Бондаренко H.A. Типы платформенных систем земной коры и пограничные структуры И Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 10 (23). Астрахань, 2006. С. 3-10.

Монографии:

1. Гуцаки В.А. Фациально-генетический анализ осадочных толщ фанерозоя Нижнего Поволжья (в интервале от перми до палеогена включительно). Отчет о

НИР: Сарат. гос. универ.; рук. В.А. Гуцаки В.А. - Саратов, 1992. - 238с. - Исполи.: В.А. Гуцаки, З.А. Яночкина, H.A. Бондаренко и др. - Библиогр.: с.234-238. Деп. в ВИНИТИ № 3264 В-92.

2. Яночкина З.А., Гуцаки В.А., Бондаренко H.A. и др. Литолого-фациалытыс особенности отложений позднего фанерозоя юго-востока Восточно-Европейской платформы / Тр. НИИГеологии СГУ. Новая серия, T.Y. Изд-во ГосУНЦ «Колледж», Саратов, 2000. 113 с.

3. Бондаренко H.A., Соловьев В.А. Пограничные структуры платформ и их нефтегазоносность (на примере платформ Юга России). Краснодар: Просвешение-Юг, 2007. 121 с.

Статьи в других изданиях и работы, опубликованные в материалах всероссийских, международных конференциях и симпозиумах:

1. Милеев B.C. Барабошкип Е.Ю., Бондаренко H.A. К вопросу о структурных связях Горного Крыма и альпид Северо-Западного Кавказа / Общие вопросы тектоники. Тектоника России Материалы XXXIII Тектонического совещания. М. ГЕОС, 2000. С. 326-329.

2. Бондаренко H.A. Флюидодинамика как фактор процессов миграции и аккумуляции углеводородов, грязевулканизма и сейсмической активности Азопо-Черноморских прогибов // Мат. Всероссийской научно-практической конференции "Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков". Изд. ГУНЦ "Колледж". Саратов, 2000. С.6.

3. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Тектоника Кавказа и систематика структур земной коры // Мат. тезисов Всероссийского Съезда геологов и научно-практической конференции: "Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века". СПб. 2000. С.245-246.

4. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Куценко Э.Я. Сейсмогеологическая модель Черноморской впадины и ее тектоническая интерпретация // Гр. Третьих Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. "ГЕОН". М., 2001. С.89-90.

5. Яночкина ЗА., В.А. Гуцаки, H.A. Бондаренко и др. Седиментационные модели карбонатонакопления в морских бассейнах позднего фанерозоя Юго-

Востока Восточно-Европейской платформы // Известия Саратовского университета. Новая серия. Том 2, вып.2. Саратов 2002. С. 96-109.

6. Соловьев В.А., Боидарепко H.A., Куценко Э.Я. Геотраверсы, структура и нефтегазоноскость земной коры Юга России // Тр. Пятых Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. "ГЕОН", М„ 2003. С. 101.

7. Бопдаренко H.A. Фациальпая структура и тектоническая природа меловых флишевых прогибов юга России // Вопросы палеонтологии и стратиграфии верхнего палеозоя и мезозоя. Тр. НИИГеологии СГУ им. Н.Г. Чернышевского. Нов. сер. Т. XYI. Изд. "Научная книга", Саратов, 2004. С.43-58.

8. Боидарепко H.A., Наумова Е.В. Грязевулканизм и сейсмическая активность Азово-Чериоморских прогибов как следствие процессов флюидодииамики // Маг. 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа-. М., ГЕОС, 2004. С.86-87.

9. Solovjev V.A., Bondarenko N.A. Systematization of boundary of platforms as the basis of revealing tectonic their laws oil-and-gas-bearing // South-Russian bulletin of geology, geography and global energy. Scientific and technical journal. № 3(9). Astrachan, 2004. P. 187-194.

10. Соловьев В.Л., Боидарепко H.A. Пограничные структуры Черноморской плиты и их нефтегазоносность // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества. Краснодар, 2004. С. 112-119.

11. Соловьев В.А., Боидарепко H.A., Куценко Э.Я. Пограничные структуры платформ юга России и прогноз их нефтегазоносности // Мат. 7-ой Международной конференции ''Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С. 484-486.

12. Соловьев В.Л., Боидарепко H.A., Наумова Е.В. Сейсмичность, вулканизм и вакуумная модель нефтегазонакоплений II Мат. 2-ой Международной конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов". М., 2004. С.92-93

13. Соловьев В.А. Систематика пограничных структур платформ как основа выявления тектонических закономерностей их нефтегазоносности (на примере нефтегазоносных областей Азово-Черноморского бассейна). РТО: Куб. гос. уни-

вер.; рук. В.А. Соловьев - Краснодар, 2004.-8с. - Исполн.: В.А. Соловьев, H.A. Бондаренко - Библиогр.: с.8 -№ ГРО1200313944. Инв. № 02200504504.

14. Соловьев В.А, Бондаренко H.A. Биниальный принцип систематики пограничных структур платформ и прогноз их нефтегазоносное™ (на примере нефтегазоносных областей Азово-Черноморского бассейна) // Тр. IY Международной конференции "Биниология, симметрология и синергетика в естественных науках" ТюмГНГУ, Тюмень, 2004. С.86-90.

15. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Прогноз нефтегазоносное™ пограничных структур платформ Юга России // Тр. Международной конференции "Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей". Геленджик, 2004. С.82-83

16. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Наумова Е.В. Сейсмофокальные зоны и вакуумная модель сейсмических очагов // Тр. Седьмых Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. "ГЕОН", М., 2005. С.80-81.

17. Бондаренко H.A., Соловьев В.А. Тектонический прогноз нефтегазоносное™ пограничных структур платформ Юга России / Тр. научно-практической региональной конференции "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2006 и последующие годы" Саратов, 2005. С. 66-69.

18. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Наумова Е.В. Грязевой вулканизм и глинистый диапиризм как результат вакуумно-взрывных процессов // Мат. 3-ой Международной конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов". 5-13 апреля, МГГРУ. М., 2005. С.90.

19. Соловьев В.А. Систематика нефтегазоносных структур земной коры как теоретическая основа поиска новых нефтегазовых объектов (на примере Азово-Черноморско-Каспийского региона) / РТО: Куб. гос. универ.; рук. В.А. Соловьев -Краснодар, 2005.- 10 с. - Исполн.: В.А. Соловьев, H.A. Бондаренко, С.И. Дем-бицкий - Библиогр.: с.6 -№ ГР 01200507093. Инв. №02200606008.

20. Попков В.И. Структурный анализ Собербаш-Гунайского синклинория и Псебепско-Гойтскош антиклинория с целью определения модели строения неокомовых отложения и выделения перспективных участков / РТО: Куб. гос. универ.; рук. В.И. Попков. - Краснодар, 2005.—19с. - Исполн.: В.И. Попков, H.A. Бонда-

Рис. 1. Структура земной коры Прикаспийской синеклизы по профилю р. Манаш -Карачаганак (Костюченко и др., 1998). Условные обозначения: 1 - терригенные отложения, содержащие соляные образования; 2 - терригенно-карбонатные отложения; 3-6 - кристаллические и высокометаморфизованные комплексы консолидированной коры: 3 - преимущественно гранитоиды; 4 -"гранито-гнейсы"; 5 - породы "среднего" состава; 6 — "основные" и "ультраосновные" породы; 7 - кора океанического типа; 8 - внедрения магматических пород основного состава; 1-1 - линия профиля в пределах Прикаспия (на врезке).

Рис. 2. Профиль через Сарпинский авлакоген (Кононов, 1999). Условные обозначения: 1 -поверхность кристаллического фундамента; 2 — рифей-вендские отложения; 3 - стратиграфические и сейсмостратиграфические границы; 4 - разломы; 5 — скважины.

Рис. 3. Схема тройного. сочленения рифей-вендских авлакогенов на юго-востоке ВосточноЕвропейской платформы (по Кононову, 1999). Условные обозначения: 1 - границы рифтогенов ( А-Пачелмский, Б- Сарпинский, В- Центрально-Прикаспийский), 2 - границы Прикаспийской мегавпадины; 3 - изопахнты додевонских отложений (по геофизическим данным); 4 - профиль через Сарпинский авлакоген по геотраверсу Волгоград - Астрахань.

ЧЕРНОМОРСКАЯ ПЛИТА

СКИФСКАЯ ПЛИТА

Приазовски!

______ Имдало- Тимошев-Азов- _ выступ

Прикер- кубанской ская ский Свв«ро-ченское монок- -ГГ Даоппгяа

Рис. 4. Структурный профиль через Черноморскую и Скифскую плиты (1-1 - по геотраверсу Орду- Бердянск. Положение профиля на рис.5). Условные обозначения: 1 - 6 - плитный комплекс: 1 - четвертичная терригенная формация; 2- неогеновая песчано-глинистая формация; 3 - палеоген-неогеновая (майкопская) глинистая формация; 4 - палеогеновая карбонатно-терригенная формация; 5 -меловая терригенно-карбонатная формация; 6 - верхне-юрская терригенно-карбонатная формация; 7 -триасово-юрская терригенно-карбонатная формация; 8-10 комплексы фундамента: 8 - мезозойско-кайнозойский; 9 - палеозойско-нижнемезозойский; 10 - палеозойский; 11 - архейско-протерозойский; 12-дизъюнктивные нарушения: а) офиолитовые швы; б) глубинные разломы; в) разломы, разделяющие блоки фундамента

ИНДОЛО - КУБАНСКАЯ ВПАДИНА

Сеаеро-КерчеМскне

1- Булгеквксмая

..II

СКИФСКАЯ ПЛИТА

Южно - Азовская АЗОВСКИЙ ВАЛ СЕ86РО-АЗОБСКАЯ ВПАДИНА-"

моноклиналь п и п ГЧ

1 -Элеятрориведочнвя м 1 - ОбручеваГ.-П. 1. •—1

Рис. 5. Структурный профиль по линии II - II через Индоло-Кубанскую впадину (по геотраверсу лиман Молочный — Керченский полуостров). Условные обозначения см. рис. 4.

КАВКАЗ

Адыгейско-Карачаевский

СКИФСКАЯ ПЛИТА

Д-? Р2 ,Т-Э К^-2 ?з"М1

ар

________ Н ......

Л . \ /V •» АР+РЙ

КАВКАЗ СКИФСКАЯ ПЛИТА ПРИР<

Западно-КУбанский краевой прогиб КРАЕ

Новодми- Ново- Тимашевская ступень Ейская впадина

трмвиская титаровская Камело«

Афинская Медведеве као

Краснодарская Ьрюхавецкая Поло/

Тимашевская Канев<

Схема расположения профилей

Мэр три совет п

Рис. 6. Структурные профили через Кавказ и Скифскую плиту (Ш-Ш -по геотраверсу Сочи -Майкоп-Кущевская и 1У-ГУ -по геотраверсу Геленджик-Краснодар-Тимашевская-Ростов; Условные обозначения см. рис.4

В- ЕЕЗ* в И- ЕЗ* И- ЦЕ> И- В -

Рис.7. Схема тектоники Терско-Каспийской впадины (по Короток, Крылову и др., 1983). Условные обозначения: 1 -граница владины; 2 -границы крупных тектонических элементов; 3 -шовная зона; 4 —разломы; 5 —изогипсы поверхности палеозойских отложений, км; 6-8 -месторождения: 6 -нефтяные; 7 -газовые; 8 -газонефтяные; 9 -линии геологических профилей; 10 -границы впацин на врезке А в пределах наземной части прогиба: I -Терская; II -Сулакская; 1П -Северо-Апшеронская

о Егорль»

о Песчат

тоткин

Краснодар

ТПОЛЬ

Батиган

тикап

Тяти'.

о Грозный

Рис.8. Схема тектонического районирования юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы и Предкавказской части Скифской плиты (по Мирчинку, Крылову и др., 1963). Условные обозначения: 1 - Восточно-Европейская платформа; 2 - Предкавказская часть Скифской плиты; 3 - альпийские передовые прогибы; 4 - альпийская складчатая область; 5 - выходы на поверхность палеозойских пород в Донбассе; 6 - линии профилей. I -1 - Котельниково - Ставрополь — Невинномысск -Черкесск - Карачаевск; II - II - Астрахань - Черный рынок

Рис.9. Основные структурные элементы Черноморской плиты (по Д.А. Туголесову, 1985). Условные обозначения: 1 - плиты юных платформ; 2 - плиты молодых платформ: СК - Скифская, М -Мизийская, ПД - Преддобруджская; 3 - плиты древних платформ: ВЕ - Восточно-Европейская; 4 -щиты юных платформ; 5 - щиты молодых платформ: Д - Добруджский; 6 - поднятия в пределах плит юных платформ; 7 - прогибы в. пределах плит юных платформ; 8 - структурные швы; 9 -структурные профили. Основные прогибы юных платформ (цифра в круге): 1 - Каркинитский; 2 -Сорокина; 3 — Туапсинский. Основные валы юных платформ (цифра в квадрате): 1 - Азовский; 2 -Шатского; 3 - Андрусова; 4 - Архангельского

ю понт

ЗАПАДНО-ЧЕРНОМОРСКАЯ

ПРИЧЕРНОМОРСКАЯ КРАЕВАЯ МОНОКЛИЗА

•мг-юД

ЗАПАДНО-ЧЕРНОМОРСКАЯ Прикрымская

СИНЕКЛИЗА краевая флексура

СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПРОФИЛЕЙ

К р1 , Р3-М! Р2 С

Альминскэн тт впадина XX

Р.," Н, рг С

-ОКМ

Рис.10. Виды пограничных структур Черноморской плиты. Условные обозначения: 1 - водный слой Черного моря; 2 - 6 - Плитный комплекс: 2 - четвертичная терригенная формация; 3 -неогеноваяпесчано-глинистая формация; 4 - палеоген-неогеновая (майкопская) глинистая формация; 5 - палеогеновая карбонатно-терригенная формация; 6 - меловая терригенно-карбонатная формация. 7 - 9 - Фундамент. 7 - мезозойско-кайнозойский; 8 - палеозойско-мезозойский; 9 - палеозойский; 10 - архейско-протерозойский. 11 - Разломы: а - глубинные, переходящие во флексуры; б - региональные, разделяющие мезозойско-кайнозойские, палеозойско-мезозойские палеозойские и архейско-протерозойские блоки фундамента.

ренко, Н.И. Зеленский Н.И, Ю.Ф. Семенихина - Библиогр.: с.9 -№ ГРО1200507092. Инв. № 02200606007.

21. Любимова Т.В. Петрофизическое обоснование дробных стратонов меловых флишевых формаций Северо-Западного Кавказа / РТО: Куб. гос. универ.; рук. Т.В. Любимова - Краснодар, 2006. - c.l 1 - Исполн.: Т.В. Любимова, H.A. Бондаренко, В.И. Попков - Библиогр.: с.-11. - № ГР 01200507094. Инв. № 02200701508.

22. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Дембицкий С.И. Систематика нефтегазоносных структур земной коры как теоретическая основа поиска новых нефтегазоносных объектов (на примере Азово-Черноморско-Каспийского региона) // Мат. Международной конференции "Проблемы геологии и освоения недр юга России". Ростов-на-Дону. 2006. С.69-71.

23. Попков В.И., Бондаренко H.A., Семенихина Ю.Ф., Харченко Т.Н. Структурная геология Северо-Западного Кавказа //Аналитический НТЖ ГеоИнжиниринг. № 1 (3). 2007. С.46-50.

24. Попков В.И., Бондаренко H.A. Тектоника орогенных сооружений Северо-Западного Кавказа // Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Мат. XLI Тектонического совещания. Том 2. М., ГЕОС, 2008. С. 125-130.

БОНДАРЕНКО Николай Антонович

ПОГРАНИЧНЫЕ СТРУКТУРЫ ПЛАТФОРМ ЧЕРНОМОРСКО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Подписано в печать 09.02.2009. Формат 60x84 1/16. Усл.-печ. л. 2,32. Тираж 150 экз. Заказ № 9026.

Отпечатано с оригинал-макета заказчика в типографии ООО «Просвещение-Юг», 350059, г. Краснодар, ул. Селезнева, 2. Тел./факс: 239-68-31.

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Бондаренко, Николай Антонович

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ

СТРУКТУР

1.1. Типы платформ земной коры

1.1.1. Платформенные системы

1.1.1.1. Древние платформы

1.1.1.2. Молодые платформы

1.1.1.3. Юные платформы

1.1.1.4. Проблемы архейских и современных платформ

1.1.2. Типы платформ Черноморско-Каспийского региона

1.1.3. Выводы

1.2. Принципы систематики пограничных структур платформ

1.2.1. История вопроса и нерешенные задачи

1.2.2. Методологические и теоретические основы систематики

1.2.3. Пограничные системы платформ

1.2.4. Выводы

2. ТИПЫ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР ПЛАТФОРМ 74 ЧЕРНОМОРСКО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА

2.1 Пограничные структуры юго-востока Русской плиты

2.1.1. Прикаспийская краевая синеклиза

2.1.2. Воронежская краевая антеклиза

2.1.3. Выводы 110 2.2. Пограничные структуры Скифской плиты 112 2.2.1. Пограничные структуры южного ограничения плиты

2.2.1.1. Индоло-Кубанская впадина Предкавказского краевого прогиба

2.2.1.2 Адыгейский массив (выступ)

2.2.1.3. Ставропольский свод

2.2.1.4. Терско-Каспийская впадина Предкавказского краевого прогиба

2.2.2. Пограничные структуры северного обрамления плиты

2.2.2.1. Краевая плита Карпинского

2.2.2.2. Приазовская краевая плита

2.2.3. Выводы

2.3. Пограничные структуры Черноморской плиты

2.3.1. Причерноморская краевая моноклиза

2.3.2. Прикрымская краевая флексура

2.3.3. Туапсинский периплитный прогиб

2.3.4. Выводы

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР

3.1 Сравнительный анализ пограничных структур и прогноз их нефтегазоносности

3.1.1. Структурные эквиваленты пограничных структур Русской плиты и прогноз нефтегазоносности

3.1.2. Структурные эквиваленты пограничных структур Скифской плиты и прогноз нефтегазоносности

3.1.3. Структурные эквиваленты пограничных структур Черноморской плиты и прогноз нефтегазоносности

3.1.4. Выводы

3.2. Модели нефтегазоносности пограничных структур

3.2.1. Геодинамические модели пограничных структур

3.2.2. Геодинамические реконструкции краевых прогибов

3.2.3. Миграционные модели пограничных структур

3.2.4. Альтернатива биогенного и абиогенного синтеза углеводородов Сейсмичность, вулканизм и вакуумно-взрывная модель нефтегазонакоплений

3.2.5.

3.2.6. Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Пограничные структуры платформ Черноморско-Каспийского региона"

На протяжении последних 50 лет XX столетия в энергетическом потенциале России особую роль играла ресурсная база нефти и газа Черноморско-Каспийского региона Южного Федерального округа. В настоящее время в нефтегазовой отрасли сложилась ситуация, при которой основной объем геологоразведочных работ на юге России сконцентрирован в нефтедобывающих районах, что находит объяснение в стремлении компаний уменьшить риск финансовых потерь. В то же время, отсутствие надежной базы поисков сказывается и на динамике добычи. Например, добыча газа за последнее время возросла приблизительно с 8 до 18 млрд. м3, при этом прирост его запасов составил около 3 млрд. м (17% от годовой добычи). Добыча нефти за это же время составила порядка 10 млн. т и прирост запасов столько же (Распопов, Будков, 2004). Однако при этом, из-за снижения внимания к региональным вопросам нефтегазо-носности, практически перестали проводиться работы по тектонике этого региона.

До 2010 г. геологоразведочные работы ориентированы только на детализацию строения и выяснение перспектив нефтегазоносности тех территорий, которые прилегают к промысловым районам Ставропольского и Краснодарского краев, Дагестанской, Чеченской и Ингушской республик. Например, это хорошо известные нефтегазоносные объекты в неогеновых отложениях северного борта Западно-Кубанского прогиба и Тимашовской ступени, в палеогеновых отложениях Ставрополья и в мезозойских отложениях Дагестана.

Геологическое строение Черноморско-Каспийского региона России является достаточно сложным, что объясняется особенностями истории его формирования, как площади, где стыкуются весьма разнородные тектонические элементы: южная краевая часть Восточно-Европейской древней платформы (ВЕП), Скифская и Туранская плиты молодой Центрально-Евразийской платформы

ЦЕАП) и альпийский Средиземноморский пояс (или юная платформа с плитами внутриконтинентальных морей и формирующимися щитами - складчатыми областями). Такой характер тектонического строения позволяет выявить на этом примере все многообразие пограничных структур платформ со всеми особенностями их нефтегазоносности. Черноморско-Каспийский регион юга России - это прекрасный полигон для проведения исследований по систематике пограничных структур платформ как основы тектонического прогноза их нефтегазоносности.

Поводом для исследований систематики пограничных структур региона в связи с их нефтегазоносностыо послужил пример с определением тектонической закономерности локализации месторождений в Березовском газоносным районе Западно-Сибирской провинции. Оказалось, что в тектоническом отношении Березовский газоносный район представляет собой структуру на краю Западно-Сибирской плиты молодой платформы с ее же Уральским "щитом". На юге России к такому же типу пограничных структур относятся вал Шатского и Туапсинский прогиб, которые располагаются на краю Черноморской плиты с ее же Кавказским "щитом".

Эквивалентность структур позволяет предполагать и одинаковость в локализации месторождений. Так в отношении существенной газоносности вала Шатского можно судить на основе его структурной эквивалентности Березовскому валу. Как известно, на валу Шатского обнаружены так называемые "яркие пятна" — локальные аномалии динамических признаков записи волнового поля. Открытие подобных "ярких пятин" стало широко использоваться в нефтяной геологии и во многих случаях действительно привело к выявлению месторождений газа. Таким образом, степень риска бурения пустых скважин можно уменьшить или даже исключить за счет прогноза, в основу которого положен принцип эквивалентности - эквивалентности разбуриваемых структур и тех структур, в которых уже были найдены газовые месторождения (Соловьев, Бондаренко, 2004а, 20046).

Необходимость проведения исследований по систематике пограничных структур в связи с их нефтегазоносностью хорошо иллюстрируют некоторые сведения о состоянии дел в нефтегазовой отрасли и развитии геологоразведочных работ на нефть и газ в регионе. Площадь нефтегазоперспективных земель в Южном Федеральном округе оценивается в 450 - 500 тыс. км2, что составляет порядка 80% территории. На этом пространстве располагаются нефтегазоносные провинции Северо-Кавказско-Мангышлаксая, Прикаспийская, Волго-Уральская с крупными нефтегазоносными областями и районами. Если к этому добавить вовлекаемые в поиски акватории Азовского, Черного и Каспийского морей, то предстоящий размах геологоразведочных работ становится очевидным.

Уже сейчас не территории Черноморско-Каспийского региона открыто около 500 месторождений углеводородов (УВ). Поисками, разведкой и разработкой этих месторождений занимается порядка 70 компаний, наиболее крупные из которых ОАО "Газпром", ОАО "Роснефть" и ОАО "Лукойл". Направить их материальные возможности в русло научно обоснованной стратегии поисков — задача вузовской геологической науки. Сделать это надо еще и потому, что недрапользователи неохотно вкладывают деньги в геологоразведочные работы на "перспективу".

Соглашаясь с существующей стратегией поисков, отметим, что она не может быть успешно реализована без выявления региональных закономерностей локализации нефти и газа и, в частности, в пограничных структурах платформ самого южного региона России.

Для переоценки перспектив старых нефтедобывающих районов могут оказаться полезными проводимые автором исследования по систематике пограничных структур, к которым эти районы приурочены. Особые надежды в этом смысле связаны с оценкой регионального прогноза нефтегазоносности пограничных структур Черноморской и Каспийской плит.

Черноморско-Каспийский нефтегазоносный бассейн все больше становится центром внимания международного сотрудничества и соперничества России со своими соседями: Турцией, Грузией и Украиной в Черном и Азовском морях; Казахстаном, Азербайджаном, Туркменистаном и Ираном в Каспийском море.

Для лучшего понимания социально-экономической ситуации на Юге России, связанной с проблемой углеводородного сырья, приведем такие сведения. Мировая пресса полна публикаций о планах ввода в действие международных нефтепроводов и газопроводов: Тенгиз - Баку — Джейхан через Грузию, Баку -Супса, Баку - Новороссийск, КТК и другие. Так, например, газопровод проектной мощностью 30 млрд. м3 в год и протяженностью 1680 км планируется провести из Туркменистана от месторождения Шатлык через Каспий, Азербайджан, Грузию в Турцию (г. Эрзурум). Нефтепровод Тенгиз - Баку - Джейхан лоббируется из геополитических обстоятельств правительствами Азербайджана, Турции и США, поскольку должен обеспечить прокачку до 60 млн. т нефти в год (Федоров и др., 2000).

Для Каспийского осадочного бассейна существуют оценки геологических ресурсов, выполненные Энергетическим информационным управлением США и Министерством природных ресурсов РФ. Хотя они сильно расходятся, но по отдельным странам достигают до десятков млрд. т условного топлива (Казахстан, Туркмения, Азербайджан). По оценкам США Россия располагает на Каспии 1млрд. т, а по данным МПР РФ в два раза больше.

Акватория Каспия включает три нефтегазоносных бассейна: СевероКаспийский, Средне-Каспийский и Южно-Каспийский, из которых в Российский сектор попадают первые два. Как и в прилегающих территориях перспективы нефтегазоносности морской части Прикаспийской впадины связаны, главным образом, с карбонатными формациями в подсолевых комплексах палеозоя, в котором открыты уникальные и гигантские месторождения: Астраханское серогазоконденсатное, Тенгизское и Королевское нефтяные, Табаковское и Еленовское газоконденсатные. На шельфе Каспия открыто гигантское нефтяное месторождение Кашаган, запасы которого оцениваются до 5,6 млрд. т нефти (Постнова, Сизенцева, 2002). В Российском секторе Каспия открыты Ракушечное, Корчагинское, Сарматское, Хвалынское и др. месторождения (Крылов, 2004).

Рассматривая перспективы нефтегазоносности шельфов Черного и Азовского морей и, особенно, Восточно-Черноморской впадины с ее Туапсинским прогибом, следует заметить, что потенциальные ресурсы последнего оцениваются в 5 млрд. т условного топлива (Вигинский и др., 1997). Сведения о состоянии дел в нефтегазовой отрасли на Юге России приведены для того, чтобы подчеркнуть актуальность исследования пограничных структур региона. Безусловно, конечной цели — прогноза нефтегазоносности в регионах можно достигнуть только путем создания более надежной основы для выбора направления поисков и снижения риска финансовых потерь.

Региональными тектоническими исследованиями структур земной коры в рамках научных тематик по тектонике юго-востока Русской плиты, Кавказа и смежных территорий автор начал заниматься с начала 70-х годов (Очев, Рыков, Бондаренко и др., 1980; Очев, Курлаев, Бондаренко и др., 1985; Гуцаки, Яноч-кина, Бондаренко и др., 1992; Гужиков, Молостовский, Бондаренко и др., 1998; Милеев, Барабошкин, Бондаренко и др., 1998; Яночкина, Гуцаки, Бондаренко и др., 2002; Бондаренко, 2004а, 20046; Попков, Бондаренко и др., 2007 и др.). Активные исследования, направленные на решение задач по проблемам систематики пограничных структур, под научным руководством В.А.Соловьева начаты в 2000 г. (Соловьев, Бондаренко, 2000). Тогда же в соавторстве были проанализированы материалы нефтегазоносности пограничных структур на примере Сибирской платформы. К сожалению, полученные результаты исследований опубликованы только в 2005 г. (Соловьев, Боровиков, Бондаренко, 2005). Для Сибирской платформы было установлено 16 видов пограничных структур, расположенных по всему периметру древней платформы. Но дело не в количестве выделенных пограничных структур, а в прогнозе их нефтеганосности. Этот прогноз осуществлялся на основе определения типа и вида структур, характеризующихся своим набором комплексов (основания, геосинклинальных, оро-генных, плитных и др.)- Оказалось, что тип и вид структур предопределяет особенности их нефтегазоносности.

В 2001-2007 г.г. исследования пограничных структур и их нефтегазоносности продолжились при финансовой поддержке Минобрнауки в рамках научных программ по проектам № Е02-9.0-85 и № ур.09.01.107, а также РФФИ-юг (проект № 06-05096693-рюга) на примере платформ Юга России. При реализации этих проектов в соавторстве и самостоятельно были написаны рекламно-технические отчеты, опубликованы серия статей и тезисов докладов в материалах совещаний разного ранга (Соловьев, Бондаренко, 2004а, б, в; 2005, 2006; Соловьев, Бондаренко, Куценко, 2004; Соловьев, Бондаренко, Наумова, 2004; Бондаренко, Наумова, 2004, Бондаренко, Соловьев, 2005; Соловьев, Бондаренко, Дембицкий, 2006 и др.). Полученные результаты по пограничным структурам платформ Юга России обобщены в одноименной монографии (Бондаренко, Соловьев, 2007).

Целью настоящей диссертационной работы является теоретическое обоснование строения геологического пространства пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона путем создания их типологических моделей. На основе разработанных принципов типизации пограничных структур установление их структурных аналогов в других нефтегазоносных областях и прогнозирование возможных новых объектов скоплений нефти и газа.

С учетом этого основные научные проблемы диссертационной работы сводятся к последовательному решению следующих задач:

1. Обзор принципов тектонического районирования и систематик пограничных структур.

2. Расшифровка слоистой структуры соседствующих платформ Черно-морско-Каспийского региона по профилям-трансектам для раскрытия сочетаний тектонических комплексов в разрезе их пограничных структур.

3. Определение и исследование типов и видов пограничных структур платформ изучаемого региона.

5. Прогноз скоплений нефти и газа на основе сравнительного анализа материалов по эквивалентным пограничным структурам платформ других регионов, а также на основе построения флюидодинамических моделей их нефтега-зоносности.

Характеристика объекта и предмета исследования согласно В.А. Соловьеву (1988, 1990) осуществлена с учетом принципов иерархии геологических тел. При этом, в основе систематики пограничных структур были использованы те же принципы, что и в систематике структур земной коры, т.е. в качестве соседствующих элементов нами рассматривались разновозрастные платформы. Для прогноза нефтегазоносности пограничных структур этих платформ (региональных объектов скопления нефти и газа) главенствующая роль должна принадлежать тектоническому признаку, т.к. научно обоснованная стратегия поисков не может не учитывать региональные закономерности скоплений нефти и газа.

В целом, задачи по определению типов и видов пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона решались на базе методики объемного геологического картографирования (построение моделей тел в объеме) и структурного профилирования (построение моделей тел в разрезе). Региональный характер исследований предопределил выбор ранга тел, к которому были отнесены геологические комплексы (комплексы основания, геосинклинальные, орогенные и плитные).

Кроме этого, с использованием метода аналогий выявлялись структурные эквиваленты пограничных структур платформ в других регионах. На основе эквивалентности типов и видов и нефтегазоносности сравниваемых пограничных структур Черноморско-Каспийского региона осуществлен прогноз обнаружения новых нефтегазоносных объектов в пределах площади Южного Федерального округа России.

Достоверность определения типов и видов пограничных структур базируется на сравнительном анализе структур изученного региона со структурами других тектонических областей, что и позволило выявить эквивалентные структуры. Обоснованность результатов прогноза нефтегазоносности структур опирается на использовании принципа одинаковости скоплений углеводородов в эквивалентных пограничных структурах платформ.

Научная новизна результатов исследования. На основе принятого в исследовании методологического подхода проанализированы гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона и предложена новая тектоническая трактовка его строения. Это позволило предложить для- изученного региона новый подход к систематике пограничных структур платформ и впервые определить их типы и виды. С учетом новых данных автором обоснованы типологические модели пограничных структур между Скифской плитой молодой ЦЕАП и складчатым Кавказом, между складчатыми сооружениями Кавказа, Крыма и Черноморской плитой юной Срнедиземноморской платформы, между Скифской плитой и Русской плитой древней ВЕП. Впервые разработанные принципы систематики позволили аргументировано сопоставить плат-формообразующие комплексы выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов. На основе их эквивалентности спрогнозированы возможные новые объекты скоплений нефти и газа пограничных структур платформ юга России.

Практическое значение и реализация результатов работы. Разработанные в диссертации теоретические подходы послужат основой для переоценки перспектив старых нефтедобывающих районов в Черноморско-Каспийском регионе. Это даст возможность компаниям уменьшить степень риска бурения пустых скважин, поскольку в своей основе прогноз возможных скоплений углеводородов строится на эквивалентности разбуриваемых структур тем структурам, в которых уже найдены нефтяные или газовые месторождения. Выявленная закономерность между перспективными нефтегазоносными комплексами и типами пограничных структур представляет методологическую основу для планирования региональных геологоразведочных работ, в том числе и на морских акваториях.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на более чем 23 представительных конференциях и научных форумах. Среди них: Международная конференция "Закономерности эволюции земной коры" (Санкт-Петербург, 1996), Всероссийский съезд геологов и Научно-практическая геологическая конференция "Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века" (Санкт-Петербург, 2000), XXXIII тектоническое совещание "Тектоника России" (Москва, 2000), Всероссийская научно-практическая конференция "Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков" (Саратов, 2000), 7-ая международная конференция "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (Москва, 2004), 2-ая и 3-я Международные конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов" (Москва, 2004, 2005), Международная конференция "Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей" (Геленджик, 2004), региональная научно-практическая конференция "Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2006 и последующие годы" (Саратов, 2005), Юбилейная У Международная научно-практическая конференция "Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии" (Астрахань, 2006), Международная конференция "Проблемы геологии и освоения недр юга

России" (Ростов-на-Дону, 2006), ХЫ тектоническое совещание "Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики" (Москва, 2008) и др.

Фактический материал. При оценке формационных комплексов пограничных структур использованы авторские материалы, полученные при обобщении данных более 35-летних исследований Юго-востока Русской и Скифской плит (1971-1994), Кавказа (1995-2007). В эти годы автор в составе различных коллективов принимал участие в исследованиях в рамках хоздоговорных работ с геологическими организациями Нижневолжского геологического управления (Саратов, Волгоград), ОАО "Краснодарнефтегеофизика" (Краснодар), ООО "Кубаньгазпром" (Краснодар), ПО "Союзморгео" (Геленджик). Кроме этого, в 1989 г. имел возможность в составе экспедиции палеомагнитной лаборатории НИИГеологии при Саратовском госуниверситете ознакомиться с некоторыми мел-палеогеновыми разрезами северо-западного Копет-Дага и юго-восточной (Азербайджанской) части Кавказа.

В разные годы полевое изучение этих регионов имело как стратиграфическую, лито логическую, палеогеографическую, формационную, геотектоническую, так и геолого-геофизическую направленность. Опыт преподавания, приобретенный с 1981 г. при чтении курсов "Структурной геологии и геокартирования", "Геотектоники" и "Региональной геологии Северной Евразии" студентам-геологам Саратовского и Кубанского государственных университетов, также оказался полезным.

В работе использована геологическая информация, которая была получена в период 1996-2006 гг. в качестве соисполнителя научных проектов РФФИ в совместных экспедициях с сотрудниками: палеомагнитной лаборатории НИИ Геологии СГУ (проекты № 96-05-065442 и № 03-05-65309-а ("Магнитохроноло-гическая калибровка стратиграфических шкал юры-мела различных палеогеографических поясов и проблемы построения Общей стратиграфической шкалы"); кафедры исторической и региональной геологии МГУ (проекты № 98-0564196 и № 01-05-64788 ("Структура и геодинамика киммерид и альпид северной части Крымско-Кавказского сегмента Средиземноморского пояса"); кафедры региональной и морской геологии КубГУ (проект № 05-05-65247-а "Петро-физическое обоснование дробных стратонов меловых флишевых формаций Северо-Западного Кавказа").

На защиту выносятся:

1. Типизация и систематика гетерогенных структур земной коры Черно-морско-Каспийского региона, рассматривающая их слоистую структуру как триаду главных платформообразующих комплексов.

2. Принципы систематики пограничных структур разновозрастных платформ Черноморско-Каспийского региона.

4. Результаты сопоставления платформообразующих комплексов выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов и прогноз их нефтегазонос-ности, основанный на принципе эквивалентности пограничных структур структурам с разведанными запасами углеводородов.

Автор искренне выражает глубокую признательность научному консультанту члену-корреспонденту АН ВШ, доктору г.-м. наук Соловьеву Владимиру Алиевичу, благодаря которому настоящая работа получила логическую завершенность и законченность. Именно ему принадлежит идея систематики структур Земной коры и разработка циклитовой модели ее слоистой структуры, позволившая вплотную подойти к решению проблемы систематики пограничных структур платформ Юга России.

Автор благодарен коллеге по работе академику РАЕН, доктору г.-м. наук, профессору В.И.Попкову (КубГУ), консультации которого по вопросам тектоники и геодинамике нефтегазоносных областей Юга России и смежных регионов позволили объективно реализовать поставленные задачи по исследованию пограничных структур и прогноза в них новых нефтегазоносных объектов.

Особую признательность хочется выразить члену-корреспонденту РАЕН, доктору г.-м. наук, профессору В.Т. Фролову (МГУ), чье постоянное внимание автор ощущал на протяжении более 20 лет сотрудничества. Весьма полезными для нас оказались научные контакты с д.г.-м. наук А.Д.Наумовым, Я.А. Рихтером, В.Я. Воробьевым, А.Ю. Гужиковым, Е.Ю. Барабошкиным, с канд. г.-м. наук В.Н. Зайонцем и B.C. Милеевым, которые своими замечаниями и консультациями вольно или невольно содействовали появлению настоящей работы.

Заключение Диссертация по теме "Общая и региональная геология", Бондаренко, Николай Антонович

выводы

Рассмотрение гетерогенных структур земной коры Черноморско-Каспийского региона как слоистых структур, состоящих из триад главных платформообразующих комплексов, позволяет считать их геотелами одного иерархического уровня, т.е. одноранговыми платформенными системами и типизировать их по стратиграфическому положению главных платформообразующих комплексов на древние, молодые и юные. Такой подход соответствует главному принципу, предъявляемому для всех классификационных построений — принципу простоты и терминологической ясности (Забродин, 1989).

Согласно предлагаемым принципам систематики пограничные системы могут быть определены как области сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур. При этом их тип и вид определяются характером слоистой структуры в краевых системах, выявляемой на основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали.

В качестве юго-восточного ограничения Русской плиты рассматриваются Прикаспийская краевая синеклиза и Воронежская краевая антеклиза. Тип пограничной структуры на отрезке от западной прибортовой зоны Прикаспийской краевой синеклизы до складчатых сооружений Донбасса определяется как "плита-плита" (Пд-Пм). Поскольку здесь в пограничной зоне юга Русской плиты наблюдается сочетание краевого структурного шва, комплекса основания древней платформы и перекрывающего его плитного комплекса вид структуры должен определяться как Воронежская краевая антеклиза, которая на востоке граничит с Прикаспийской краевой синеклизой. По фундаменту здесь их разделяет Сарпинский авлакоген, который в чехле выражен Доно-Медведицким валом с девонско-каменноугольным главным плитным и юрско-меловым эпиплатформенным плитным комплексами и при этом последний несогласно перекрывает более древний из них.

Скифская плита как структура молодой Центрально-Евразийской платформы на юге России выступает в роли структуры, расположенной между древней Восточно-Европейской платформой и складчатыми сооружениями Кавказа Альпийско-Средиземноморского пояса. Южным ограничением плиты служит система Предкавказских прогибов, которая по геолого-геофизическим данным состоит из Индоло-Кубанской впадины на западе и Терско-Каспийской впадины на востоке, разделенных Ставропольским сводом с примыкающим к нему с юга Адыгейским выступом. В качестве пограничных структур Скифской плиты северного обрамления рассматриваются складчатые структуры краевого поднятия Донбасса, его продолжение под чехлом - вал Карпинского (краевая плита Карпинского), а также СевероАзовский периплатформенный прогиб.

Определение типов и видов пограничных структур Черноморской плиты осуществлено по структурным профилям через Западночерноморскую и Восточночерноморскую синеклизы Черноморской плиты (Туголесов и др., 1985, 1993). Выделены три вида пограничных структур: Причерноморская краевая моноклиза на западе плиты, Туапсинский периплитный прогиб на ее востоке, а также Прикрымская краевая флексура.

Тип и вид пограничной структуры Присевероморской синеклизы эквивалентен Прикаспийской синеклизе {тип плита древней платформы - плита молодой платформы, т.е. Пд-Пм; вид - краевая синеклиза). Эта общность строения позволяет направлять поиски на открытие новых нефтегазоносных объектов вдоль сходных между собой зон нефтегазонакопления.

В качестве структурных эквивалентов Предкавказской краевой системы рассмотрены Предуральская и Предпиренейская краевые системы. Первую из них с Предкавказской роднит наличие предгорных впадин и разделяющих их выступов, а также четко выраженные офиолитовые швы. Но тип пограничных структур для них оказывается разным: в случае Предуралья это соседство щита молодой платформы и плиты древней платформы {тип Пд-Щм), а для Предкавказья отмечается соседство плиты молодой платформы и щита юной платформы {тип Пм-Щю)- Эквивалентность структур Предкав-казской и Предпиренейской пограничных структур предполагает и одинаковость нефтегазопроявлений. Общей закономерностью для обоих прогибов является приуроченность месторождений к пришовным зонам (Ахтырско-Тырнаузской и Северо-Пиренейской) и краевым ступеням (Тимашевской и Аквитанской).

Черноморская плита Средиземноморской платформы в геологическом отношении представляет собой одну из структур лучше всех изученных. Поэтому сравнивать ее с другими плитами Средиземноморья можно лишь для того, чтобы показать, что края плит юных платформ перед своими щитами, как правило, представлены сочетанием периплитного прогиба и периплитно-го поднятия соответственно таких типов как Туапсинский прогиб и вал Шат-ского в Черноморской плите перед Кавказской складчатой областью (формирующимся щитом). В этом легко убедиться, обратившись, например, к геолого-геофизическим данным по Альборанскому морю (Казаков, Васильева, 1992). Как и в Черном море в море Альборан плиоцен-четвертичные отложения плитного комплекса практически непрерывным чехлом покрывают дно и залегают субгоризонтально на акустическом палеозойско-мезозойском фундаменте. Спокойное залегание чехла нарушают отдельные антиклинальные формы, проявляющиеся у края плиты в сочетании с синклинальными формами (Малагский прогиб). Аналогичные формы дислокаций чехла наблюдаются и в других плитах Средиземноморья.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона представляют собой слоистые структуры, состоящие из триад главных платформообразующих комплексов и выступают как геотела одного иерархического уровня. Рассмотрение этих одноранговых структур как платформенных систем позволяет типизировать их по стратиграфическому положению главных платформообразующих комплексов на древние, молодые и юные.

2. На основе предлагаемых принципов систематики (принципов системности, иерархии и одноранговости) пограничные системы определяются: как области сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур. !*

3. На основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали определены типы и виды пограничных структур платформ Чер-' I номорско-Каспийского региона. Основными пограничными структурами здесь выступают: Прикаспийская краевая синеклиза, Карпинская краевая плита, Предкавказский краевой прогиб и Туапсинский переплитный прогиб. При этом Предкавказский краевой прогиб со стороны Скифской плиты состоит из краевых впадин (Индоло-Кубанской и Терско-Каспийской) и краевых выступов (Ставропольско-Минераловодский). Совсем другой тип и вид представляет Предкавказская краевая система со стороны Черноморской плиты: она состоит из периплитной впадины (Туапсинского прогиба) и пери-плитного вала (вала Шатского).

4. Установлены структурные эквиваленты пограничных структур Черноморско-Каспийского региона в других нефтегазоносных областях. Структурным эквивалентом Прикаспийской краевой синеклизы можно считать Присевероморскую краевую синеклизу; Предкавказской краевой системы - Предпиреиейскую краевую систему. Почти полным структурным эквивалентом для Туапсинского переплитного прогиба Черноморской плиты выступает Березовский переплитный прогиб Западно-Сибирской плиты.

Скифско-Туранской плиты — в главном плитном комплексе (К1 и К2 - Р(?)); на валу Шатского Восточно-Черноморской плиты газоносность прогнозируется в главных орогенном (?) и плитном комплексах (Ю£2?); в областях проявления грязевого вулканизма Тамани и западного периклиналъного погружения складчатых структур Кавказа в главных орогенных и плитных комплексах (М22 - К^.г).

6. Изученные пограничные структуры платформ позволяют четко выделить две формы проявления их нефтегазоносности: линейные, связанные с зонами офиолитовых поясов (Ахтырско-Тырнаузская зона) и кольцевые, связанные с цилиндрическими формами миграции углеводородов, названных нефтегазоносными трубками. К кольцевому типу нефтегазоносности отнесены месторождения, приуроченные к зонам проявления грязевого вулканизма, характерного для нефтегазоносных областей Тамани и области западного пе-риклинального погружения складчатых структур Кавказа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Бондаренко, Николай Антонович, Краснодар

1. Абрамович И.И., Бурдэ А.И., Вознесенский В.Д. и др. Геодинамические реконструкции. JI. Недра, 1989. — 287с.

2. Аванисьян Г.М., Аксенов A.A., Лангборт А.Е. Тектоническое районирование западной части Прикаспийской впадины и ее обрамления // Изв. АН СССР, серия геол., 1966, № 5. С.15-19.

3. Аксенов A.A., Габриэлян А.Г., Казанцев О.Д. и др. Тектоническое районирование Волгоградского Поволжья / В сб.: Геологическое строение и полезные ископаемые Волго-Донского региона. Ростиздат, Ростов-на-Дону, 1967. С.32-41.

4. Авилов В.И., Авилова С.Д. Глобальные источники углеводородного сырья // Геология, география и глобальная энергия. Вып. №1 (28), 2008. -С.26-34.

5. Алексин A.C., Шарданов А.Н., Юдин Г.Т., Дьяконов А.Н. Геологические формации Западного Предкавказья. М. Наука, 1973. 155с.

6. Андреев В.М. Южный краевой прогиб Западного Кавказа // Тезисы докл. IY конференции по геологии и полезным ископаемым Северного Кавказа. Ессентуки, 1974. - С.95-96.

7. Архангельский А.Д., Н.С. Шатский. Схема тектоники СССР // Бюлл. МОИП. Отдел. Геол. Т. 11, вып.4., 1933.

8. Архангельский А.Д., Страхов Н.М. Геологическое строение и история развития Черного моря Изв. АН СССР, М.-Л., 1938. - 200с.

9. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири. Гл. ред. А.Л.Яншин. Новосибирск, 1988. С.1-13.

10. Афанасьев С.Л. Путеводитель экскурсии 10-ой Международной школы морской геологии. Верхнемеловая-датская флишевая формация Северо-Западного Кавказа. М., 1992. - 48с.

11. Ахлестина Е.Ф., Бондаренко H.A., Гуцаки В.А., Курлаев В.И. Состав, парагенетические связи и генезис силицитов верхнего мела и палеогена Нижнего Поволжья / В сб.: Осадочные породы и руды. Изд-во "Наукова Думка", Киев, 1980. С.47-53.

12. Ахлестина Е.Ф., Бондаренко H.A., Задумина М.И. и др. Цеолиты верхнемеловых и палеогеновых отложений Нижнего Поволжья и некоторые аспекты их онтогении / В сб.: Онтогения минералов в практике геологических работ. Свердловск:УНЦ АН СССР, 1984. С. 119-124.

13. Байдов Ф.К., Гаркаленко И.А., Гончаров В.П. и др. О глубинном строении Черноморской впадины и смежных областей Причерноморья / Тектоника и сейсмичность Причерноморья и Черноморской впадины. Кишинев. 1974.-С.З-51.

14. Байрак И.К. Нефтегазоносность мезозоя краевых прогибов Предкавказья. М., Наука, 1982. - 82с.

15. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносных недр. М., Недра, 1973.-344с.

16. Баренбаум A.A. Нефтегазоносность недр: эндогенные и экзогенные факторы / Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М., 2007. — 46с.

17. Бархатов Б.П. Очерк тектоники Альпийского складчатого пояса юга СССР Л., изд-во ЛГУ, 1971. - 119с.

18. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники. М., Госгеолтех-издат, 1962.-608с.

19. Белоусов В.В. Основы геотектоники. М., Недра, 1989. 382с.

20. Белоусов В.В. Переходные зоны между континентами и океанами. М., Недра, 1982. 150с.

21. Белоусов В.В. Основы геотектоники. М., Недра, 1989. 382с.

22. Бембеев В.Э.-Г., Климашин В.П., Скроцкий С.С. Перспективы нефтегазоносности Каракульско-Смушковской зоны дислокаций / В сб.: Геологическое строение и разведка полезных ископаемых Калмыкии. Элиста, 1985. С.38-46.

23. Бембеев В.Э., Кирюхин Л.Г., Немцов Н.И. Состояние и перспективы поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории Калмыкии // В сб.: Недра Поволжья и Прикаспия, вып.2, 1992. С.26-33.

24. Близниченко С.И., Перехода A.C. Проблема нефтегазоносности осадочных формаций палеозоя Предкавказья / В сб.: Формации осадочных бассейнов. М., 1985.-С.156.

25. Бобылев В.В., Железняк В.Е., Шиманов Ю.В. и др. Геология и нефтегазоносность шельфов Черного и Азовского морей. М., 1979, - 185с.

26. Богданов A.A. Некоторые замечания о краевых прогибах // Вестник МГУ, геол., геогр., - биол. 1955, №8. - С.39-43.

27. Богданов A.A. О термине "структурный этаж" (в связи с составлением международной тектонической карты Европы масштаба 1: 2500 ООО) // Бюлл. МОИП. Отдел. Геол. Т. XXXYIII (I), 1963. С.3-16.

28. Богданов A.A., Зоненшайн Л.П., Муратов М.В. и др. Тектоническая номенклатура и классификация основных структурных элементов земной коры // Геотектоника, №5, 1972. С.3-21.

29. Богданов A.A., Муратов М.В., Хаин В.Е. Об основных структурных элементах земной коры // Бюлл. МОИП. Отдел. Геол. Т.38, вып.З, 1963. С.3-32.

30. Боголепов К.В., Ермиков В.Д. Карта тектоники мезозоя Центрально-Азиатского пояса. //Геология и геофизика. №1, 1973. С.3-15.

31. Бондаренко H.A. Некоторые вопросы палеогеографии позднего мела Волгоградского Правобережья // В сб.: Геология народному хозяйству. Изд-во СГУ, Саратов, 1979. С.27-35.

32. Бондаренко H.A. К вопросу выделения смешанных осадочных пород в верхнем мелу Волгоградского Правобережья // Вопросы стратиграфии и палеонтологии. Вып 5, изд-во СГУ, 1980. С.

33. Бондаренко H.A. Стратиграфия и условия седиментации сантон-ских, кампанских и маастрихтских отложений правобережья Нижнего Поволжья // Дисс. на соискание ученой ст. канд. г.-м. наук. Саратов, 1991. -203с. Приложения 137с.

34. Бондаренко H.A. Палеогеографические обстановки седиментации в сантон-маастрихтских бассейнах Поволжья / Материалы международной конференции "Закономерности эволюции земной коры". Т.1. Изд-во С-Пб. Ун-та, С-Пб, 1996.-С.27.

35. Бондаренко H.A., Любимова Т.В., Гужиков А.Ю. Опыт применения магнитной восприимчивости для детального расчленения маастрихтского флиша Новороссийского синклинория // Вестн. КОРГО, Вып.1, Краснодар, 1998. С.172-179.

36. Бондаренко H.A., Яценко Ю.И., Любимова Т.В. Геоморфологическая интерпретация геологического строения территории Пшадско-Беттинского междуречья // Вестн. КОРГО, Вып. № 2, 4.1. Изд-во "Кубанский учебник", Краснодар, 2000. С.109-117.

37. Бондаренко H.A., Любимова Т.В. Морфоструктуры палеобассей-нов Северо-Западного Кавказа на рубеже мезозоя и кайнозоя // Библиотека журнала "Наука Кубани", Вестник КРОРГО, вып.З. Краснодар, 2004. — С.91-106.

38. Бондаренко H.A., Наумова Е.В. Грязевулканизм и сейсмическая активность Азово-Черноморских прогибов как следствие процессов флюидо-динамики // Тр. 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С.86-87.

39. Бондаренко H.A., Соловьев В.А. Пограничные структуры платформ и их нефтегазоносность (на примере платформ Юга России) — Краснодар, Просвещение-Юг, 2007. 112с.

40. Борисов A.A. Тектоническое районирование плит в связи с закономерностями размещения месторождения нефти и газа. — В кн.: Вопросы тектоники нефтегазоносных областей. М., Изд-во АН СССР, 1962. С.48-52.

41. Борков Ф.П., Головачев Э.М., Семендуев М.М., Щербаков В.В. Геологическое строение и нефтегазоносность Азовского моря (по геофизическим данным) М.: ИГиРГИ, 1994. - 188с.

42. Бродский А .Я., Воронин H.H., Миталев И.А. Модель глубинного строения зоны сочленения кряжа Карпинского и Астраханского свода // Отеч. геология, 1994. №4. С.50-53.

43. Бубнов С.Н. Основные проблемы геологии. М., МГУ, 1960.200с.

44. Бурлин Ю.К. Литолого-фациальные особенности нижнемеловых отложений Северо-Западного Кавказа и Предкавказья // Геология и нефтега-зоносность юга СССР (Предкавказье). Тр. КЮГЭ, Вып. №6, Л., 1961, -С.303-389.

45. Бурштар М.С., Бизнигаев А.Д., Гасангусейнов Г.Г. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа М., Недра, 1966. -С.52-92.

46. Вигинский В.А. Новейшая тектоника и позднеальпийская геодинамика Азово-Черноморского региона АОЗТ "Геоинформмарк" М., 1997. -98с.

47. Вигинский В.А., Ефимов В.И., Зубков М.М., Ляшенко Л.Л. Основные закономерности распределения углеводородов в земной коре в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности Черного моря // Разведка и охрана недр, 1997, №7. С.8-13.

48. Вол А., Гилат А. Первичные водород и гелий как источники энергии землетрясений. //В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006. С.160-166.

49. Волков A.M., Поплавский H.H., Ростовцев H.H., Рыльков A.B., Шинкеев Г.М. Влияние вертикальной миграции флюидов нна формирование залежей нефти и газа / Труды ЗапСибНИГНИ, вып.8.,1968. М., Недра. 265с.

50. Волож Ю.А., Антипов М.П., Леонов Ю.Г. и др. Строение кряжа Карпинского // Геотектоника, 1999. №1. С.28-43.

51. Воробьев В.Я., Кононов Ю.С., Орешкин И.В., Постнова Е.В. Моделирование геологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции // Недра Поволжья и Прикаспия. Вып.51, 2007. С.3-10.

52. Воронин Ю.А., Еганов Э.А. О генетическом и агенетическом направлениях в геологии //ВИНИТИ, 1971. Деп. №3934. 120с.

53. Воронин Ю.А., Еганов Э.А. Методологические вопросы применения математических методов в геологии. Новосибирск. Наука, 1974. — 115с.

54. Вотах O.A. Структурные элементы Земли (в зонах сочленения платформ и складчатых областей). Новосибирск, Наука, 1976. 190с.

55. Вотах O.A., Соловьев В.А. Система понятий статической тектоники осадочной оболочки континентов // Геология и геофизика, №4, 1970. -С.127-139.

56. Габдулин P.P. Ритмичность верхнемеловых отложений Русской плиты, СЗ Кавказа и ЮЗ Крыма (строение, классификация, модели формирования) // Автор, канд. дисс. М., 2000. 23с.

57. Гадиева Т.М., Ализаде Х.А., Коновалова Т.И. Формационный анализ меловых отложений восточной части Кавказского сегмента / В сб.: Формации осадочных бассейнов. М., 1985. С. 19-20.

58. Гарецкий Р.Г. Тектоника молодых платформ Евразии. М., Наука, 1972.-280с.

59. Гарецкий Р.Г., Шлезингер А.Л., Яншин А.Л. Основные закономерности строения и развития молодых платформ // Геотектоника, 1981, № 5. — С.3-8.

60. Гатаулин P.M. Цилиндрические зоны коллапса — "газовые трубы" севера Западной Сибири. В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006. - С.222-238.

61. Генезис углеводородных флюидов и месторождений. Отв. ред. А.Н Дмитриевский, Б.М. Валяев. М., ГЕОС, 2006. 315с.

62. Геолого-геофизические исследования Средиземного и Черного морей. М., 1979.-221с.

63. Геологические тела (терминологический справочник). Под ред. Ю.А.Косыгина, В.А.Кулындышева и В.А.Соловьева. М., Недра, 1986. 334с.

64. Геологическая история Черного моря по результатам глубоководного бурения. М., Наука, 1980. - 326с.

65. Геологические условия и основные закономерности размещения скоплений нефти и газа в пределах эпигерцинской платформы Юга СССР. — Под ред. A.A. Бакирова. Т. 2, Предкавказье. М., Недра, 1964. 308с.

66. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. Под ред. И.О.Брода. Тр. КЮГЭ АН СССР, вып.1, Л., Гостоптехиздат, 1958. -621с.

67. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. Под ред. И.О.Брода. Тр. КЮГЭ АН СССР, вып.6, JL, Гостоптехиздат, 1961. -396с.

68. Геология и нефтегазоносность Предкавказья. Под ред. В.Е. Орла. - М., ГЕОС, 2001. - 295с.

69. Геология СССР. Т.46. Ростовская, Волгоградская, Астраханская области и Калмыцкая АССР: 4.1. Геологическое описание. М., 1970. — 666с.

70. Геология СССР, Т. IX. Северный Кавказ. 4.1. Геологическое описание. М., Недра, 1968. - 760с.

71. Горошкова В.А., Каледа Г.А. Карбонатная формация пермского типа юго-востока Русской плиты / В сб.: Формации осадочных бассейнов. Москва, 1985.-С.21.

72. Государственная геологическая карта Российской Федерации. М 1:200 000. Изд-ие второе. Серия Кавказская. Лист K-37-IY (Сочи). Объяснительная записка, 2000. - 136с.

73. Гофман Е.А., Сорокина И.Э., Егоян В.Л. и др. Мезозойско кайнозойские комплексы Предкавказья. Под редак. А.И. Летавина - М.: Наука, 1988.-94с.

74. Гроссгейм В.А. Флиш и нефть / В сб.: Формации осадочных бассейнов. M., 1985.-С.174.

75. Гужиков А.Ю., Фомин.В.А., Бондаренко H.A. Магнитная пара-метристика пород в качестве индикатора условий седиментации (на примере верхнего мела Поволжья) Деп. в ВИНИТИ №1545 И-94, от 22.06.94. - 21с.

76. Дедеев В.А. История развития фундамента / В кн.: Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит. Под ред. В.Д. Наливкина // Тр. ВНИГРИ. Вып.236, Л., Недра, 1965. С.19-43.

77. Дмитриевский А.Н. Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., 2006. 120с.

78. Драгунов В.И. О транссибирской поперечной дислокации / Материалы ВСЕГЕИ, нов. Серия, вып.44. (Материалы по геологии и полезным ископаемым Сибирской платформы). Л., 1960.

79. Егоян В.Л. О некоторых особенностях строения окраинных областей платформ / Особенности геологического строения и нефтегазоносно-сти Предкавказья и сопредельных районов. Тр. ИГИРГИ. М., Наука, 1965. С.9-16.

80. Егоян В.Л. Тектоническое развитие Западного Предкавказья и Северо-Западного Кавказа в меловом периоде / Особенности геологического строения и нефтегазоносности Предкавказья и сопредельных районов. Тр. ИГИРГИ. М., Наука, 1965. С.112-130.

81. Ефимов В.И. Новые представления об истории геологического развития Северо-Западного Кавказа и прилегающего Предкавказья. // Разведка и охрана недр. №10. 1996. С.30-31.

82. Ефимов В.И., Вигинский В.А. Сейсмостратиграфическое расчленение разреза в пределах Туапсинского прогиба // Разведка и охрана недр, № 1, 1988.-С.8-12.

83. Забродин В.Ю. Проблемы естественности классификаций; классификация и закон. В кн: Классификация в современной науке. Новосибирск, наука, 1989. - С.59-73

84. Задумина М.И., Курлаев В.И., Бондаренко H.A. О распределении акцессорных титан-циркониевых минералов в отложениях верхнего мела Волгоградского Правобережья // Вопросы геологии Южного Урала и Поволжья. Вып. 18, изд-во СГУ, Саратов, 1979. С.37-55.

85. Замаренов А.К., Федоров Д.Л., Шебалдина М.Г. и др. Формаци-онное выполнение Прикаспийской впадины и ее обрамлений на среджнеде-вонско-раннепермском этапах развития / В сб.: Формации осадочных бассейнов. Москва, 1985. С.34-35.

86. Замаренов А.К., Писаренко Ю.А. Основные черты эволюции палеозойского осадконакопления на юго-восточной периконтинентальной окраине Восточно-Европейской платформы // Недра Поволжья и Прикаспия, 1998. Вып. 15. — С. 18-23.

87. Земная кора и история развития Черноморской впадины. М., Наука, 1975.-358с.

88. Зноско Е., Дадлез Р., Марек С., Петренко B.C., Сколунд Р. Датско-Польский прогиб и Средне-Польский вал. //В кн.: Тектоника Европы и смежных областей. М., Наука, 1978. С.209-217.

89. Зоненшайн Л.П., Поникаров В.П., Уфлянд А.К. О структурах пограничных между платформами и геосинклинальными областями // Геотектоника, 1966. №5. -С.3-19.

90. Иванов Ю.А. Закономерности размещения зон нефтегазонакоп-ления в подсолевых отложениях палеозойских соленосных бассейнов // Советская геология, 1980, №10. С.9-20.

91. Исмагилов Д.Ф., Козлов В.Н., Попков В.И., Терехов A.A. Геологическое строение Керченско-Таманского шельфа (по данным сейсморазведки МОГТ). Ставрополь: СевКавГТУ, 2002. - 75с.

92. Капустин И.Н., Немцов Н.И., Кондратьев А.Н. и др. Зона сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского — резерв подготовки запасов УВ в европейской части СССР // Геология нефти и газа, 1989. №1. -С.11-16.

93. Казаков О.В., Васильева ЕВ. Геологическое строение глубоководных впадин Средиземного моря. М., Недра, 1992. 188с.

94. Карта тектонического районирования Юга СССР. М 1: 2500 ООО / Гл. редакторы Г.Х. Дикенштейн, К.Н. Кравченко и М.В. Муратов. М., ГУГК,1974.-6л.

95. Каштанов В.А. Геология и минералогия осадочного чехла Прие-нисейских байкалид. М., Наука, 1990. 192с.

96. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Немцов Н.И. Рифтогенез и нефте-газоносность Прикаспийской впадины / Рифтогенез и нефтегазоносность. -М., Наука, 1993. С.90-97.

97. Климашин В.П. Прогноз нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений зоны сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского -Автореф. дисс. канд. г.-м. наук. Саратов, 1986. 18с.

98. Коноваленко A.A., Салин Ю.С., Соловьев В.А., Храмов Н;А. Структурно-формационные зоны Олюторского прогиба и его тектоническая природа. //В сб.: Принципы тектонического районирования. Владивосток,1975. -С.236-243.

99. Коноваленко A.A., Салин Ю.С., Соловьев В.А. и др. Структурно-формационные зоны Олюторского прогиба и его тектоническая природа // В сб.: Принципы тектонического районирования. Владивосток. ДВНЦ АН СССР, 1975. С.15-20.

100. Кононов Ю.С. Творчество Н.С. Шатского и развитие формацион-но-фациальных исследований // Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 10, 1996. С.47-54.

101. Кононов Ю.С. О концепции нефтегазогеологических исследований в Прикаспии (системно-целевой подход) // Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 16, 1998.-С.11-18.

102. Кононов Ю.С. Особенности формирования нефтегазоносности Сарпинского прогиба // Недра Поволжья и Прикаспия, вып. 19, 1999. С.7-11.

103. Конторович А.Э. Опыт формального анализа структуры геологических генетических теорий. //В кн.: Математические методы в геологии и геофизике. Новосибирск, СНИИГГ и MC, 1968. С. 15-20.

104. Конценебин Ю.П. Геологическая интерпретация гравитационных аномалий Нижнего Поволжья — Изд-во Саратов, ун-та, Саратов, 1988. — 216с.

105. Королюк И.К., Крылов H.A. и др. Структурные и формационные особенности краевых прогибов и их нефтегазоносность. М., Наука, 1983. -208с.

106. Короновский Н.В. Краткий курс региональной геологии. М., МГУ, 1984.-334с.

107. Костюченко С.Л., Солодилов Л.Н., Федоров Д.Л. Глубинная структура Прикаспия и ее влияние на перспективы нефтегазоносности // В сб.: Недра Поволжья и Прикаспия, вып.16, 1998. С.6-10.

108. Косыгин Ю.А. Тектоника нефтеносных областей 4.1 / Гостоптех-издат, 1958.

109. Косыгин Ю.А. Тектоника / М., Недра, 1969. 616с.

110. Косыгин Ю.А., Коноваленко A.A., Салин Ю.С., Соловьев В.А., Храмов H.A. Шовные зоны как особый тип глубинных разломов (на примере Карагинско-Пахачинской шовной зоны Восточной Камчатки) // Докл. АН СССР, 1974, т.216, №4. С.885-888.

111. Косыгин Ю.А., Соловьев В.А. Принципы историзма и тектоника // Геология и геофизика, 1974, №5. С.49-56.

112. Косыгин Ю.А., Соловьев В.А. Статические, динамические и ретроспективные системы в геологических исследованиях // Изв. АН СССР, сер.геол., 1969, №6. С.25-32.

113. Кравченко К.Н., Муратов М.В., Вонгаз Л.Б. и др. Тектоника нефтегазоносных областей Юга СССР. // М., 1973. 224с.

114. Кравченко К.Н., Полканова И.Н. Тектоническая карта Юга СССР. Масштаб 1:1000000. Редак. Дикентшейн Г.Х. ГУГК М, 1975.

115. Красный JI.И. Проблемы тектонической систематики — М., Недра, 1977.- 176с.

116. Красный Л.И. Глобальная система геоблоков. М., Недра, 1984. —224с.

117. Крылов H.A. Крупные открытия в Российском секторе акватории Каспийского моря // Геология нефти и газа. № 3, 2004. С.3-5.

118. Курлаев В.И., Дигас Л.А., Ахлестина Е.Ф., Бондаренко H.A. О взаимоотношении палеогеновых и меловых отложений в районе ж.д. станции Озинки // В сб.: Вопросы стратиграфии палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Изд-во СГУ, Саратов, 1987. С.54-63.

119. Лазарев B.C. Локальные структуры эпигерцинских плит / В кн.: Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит. Под ред. В.Д. Наливкина // Тр. ВНИГРИ. Вып.236, Л., Недра, 1965.-С.74-136.

120. Ларичев В.В., Попков В.И. Геофлюидодинамические условия глубокопогруженных комплексов нефтегазоносных бассейнов // ЮжноРоссийский вестник геологии, географии и глобальной энергии. 2007. №4. — С.47-54.

121. Лебедев Т.С., Собакарь Г.Т. Тектоника Северо-восточного Приазовья Киев, изд-во АН УССР, 1962. - 84с.

122. Лебедев Л.И., Алексина И.А., Кулакова Л.С. и др. Каспийское море: Геология и нефтегазоносность. М., Наука, 1987. - 296с.

123. Левченко В.Т., Черницына А.и., Целютина И.В. Грязевые вулканы Тамани — реальная угроза возникновения чрезвычайных ситуаций и катастроф // Разведка и охрана недр. 1996. № 6. С.24-26.

124. Леонов Ю.Г. Тектонические критерии интеграции сейсмических отражающих горизонтов в нижней коре континентов // Геотектоника, 1993, №5. С.4-15.

125. Летавин А.И. Тафрогенный комплекс молодой платформы Юга СССР (тектоника, формации и нефтегазоносность). М., Наука, 1978. - 148с.

126. Летавин А.И., Орел В.Е., Чернышов С.М., и др. Тектоника и неф-тегазоносность Северного Кавказа М., Наука, 1987. - 256с.

127. Любимова Т.В., Бондаренко H.A., Гужиков А.Ю. Возможности петромагнитного метода при геологическом картировании флишевых формаций / Тр. Межведомственной научной конференции "Геологические науки-99". Изд-во ГУВД, "Колледж", Саратов, 1999. С.27-28.

128. Любимова Т.В. Петрофизическая модель и палеогеография маастрихт-датских флишевых толщ Северо-западного Кавказа (Новороссийский синклинорий) // Дисс. на соискание ученой ст. канд. г.-м. наук. Краснодар, 2001.-141с.

129. Любимова Т.В., Бондаренко H.A. Морфоструктуры палеобассей-нов Северо-Западного Кавказа на рубеже мезозоя и кайнозоя // Вестник КРОРГО, вып. №3, Краснодар, 2004. С.91-104.

130. Любимова Т.В., Бондаренко H.A. Особенности распределения петрофизических характеристик по стратиграфическому разрезу верхнегомела Северо-западного Кавказа // Материалы "Восьмых Геофизических чтений им.В.В.Федынского". Изд-во "ГЕОН", М., 2006. С.72.

131. Любимова Т.В., Бондаренко H.A. Структурно-петрофизический анализ флишевой формации (маастрихт-даний С-3 Кавказа) // ЮжноРоссийский вестник геологии, географии и глобальной экологии. Вып. №4 (17). Астрахань, 2006. С. 131-137.

132. Маловицкий Я.П. Тектоника и история развития Азовского моря (по данным морских геофизических исследований) / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М., Наука,' 1965. — С.74-89.

133. Маловицкий Я.П., Чумаков И.С., Шимкус K.M. и др. Земная кора • и история развития Средиземного моря. М., Наука. 1982. - 194с.

134. Масляев Г.А. Тектоника плит Средней Азии и Юга Европейской части СССР В кн.: Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций Средней Азии и Европейской части ССС. М., Недра, 1988.- С.149-167.

135. Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. Масштаб 1:2500000. Объяснительная записка. Гл.редакторы: В.Е. Хаин, Н.А.Богданов. М., Научный Мир, 2003. 118с.

136. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Верхнекайнозойские прогибы дна северо-восточной части Черного моря // Геотектоника, №6, 1981. С.109-119.

137. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Флюидогенные деформации в осадочном выполнении Черноморской впадины // Разведка и охрана недр. 1997. №7.-С. 18-22.

138. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Туапсинский прогиб впадина с автономной складчатостью // Тектоника. - 1998. - №5. - С.76-85.

139. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А., Хахалев Е.М. Западно-Черноморская грязевулканическая провинция / Океанология. 1996. № 1. — С.119-127.

140. Милановский Е.Е. Проблема происхождения Черноморской впадины и ее место в структуре Альпийского пояса // Вест. Моск. ун-та. Сер. геол. 1967. № 1.-С. 41-49.

141. Милановский Е.Е., Хаин В.Е. Геологическое строение Кавказа — М., Изд-во МГУ, 1963. 358с.

142. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа М., Недра, 1968.-483с.

143. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северная Евразия) М., Изд-во МГУ, 1996. - 448с.

144. Милеев B.C. К вопросу о структурных связях Горного Крыма и альпид Северо-Западного Кавказа /B.C. Милеев, Е.Ю. Барабошкин, H.A. Бондаренко и др. Мат. XXXIII Тек. совещ.: "Общие вопросы тектоники. Тектоника России". Изд-во ГЕОС, М., 2000. - С.326-329.

145. Мирчинк М.Ф., Крылов H.A., Летавин А.И., Маловицкий Я.П. Основные черты тектоники Предкавказья / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М., Наука, 1965. С.19-36.

146. Мирчинк М.Ф., Крылов H.A., Летавин А.И., Маловицкий Я.П. Тектоника Предкавказья М., Гостоптехиздат, 1963. - 238с.

147. Мовшович Е.В. Палеогеография и палеотектоника Нижнего Поволжья в пермском и триасовом периодах Изд-во Сарат. ун-та, Саратов, 1977.

148. Морозов Н.С. Новые данные по тектонике территории между Восточным Донбассом и Доно-Медведицкими дислокациями // Геол. Сб. Львов, геол. об-ва. Львов, 1958, №5-6.

149. Морозов Н.С. Верхнемеловые отложения междуречья Дона и Сев. Донца и южной части Волго-Донского водораздела Изд-во Саратовского ун-та, Саратов, 1962. - 256с.

150. Муратов М.В. Тектоника и история развития Альпийской области юга европейской части СССР и сопредельных стран Тектоника СССР,т. 2. М., Изд-во АН СССР, 1949.j

151. Муратов М.В. Тектоническая структура и история развития областей, отделяющих Русскую платформу от горных сооружений Крыма и Кавказа// Советская геология, 1955, №48.

152. Муратов М.В. Структурные комплексы и этапы развития геосинклинальных складчатых областей // Изв. АН СССР, сер. Геол., 1963. -С.3-23.

153. Муратов М.В. Главнейшие эпохи складчатости и мегастадии в развитии земной коры // Геотектоника, 1965, №1. С.3-17.

154. Муратов M.B. Древние и молодые платформы — В кн.: Тектоника платформ и тектонические карты в исследованиях Геологического институту АН СССР. М., Наука, 1981, 126с. С.6-97.

155. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. Структурно формационная интерпретация данных сейсморазведки . - М.: Недра, 1990.-299с.

156. Назаревич Б.П., Назаревич И.А., Швыдко Н.И. Нижнетриасовые отложения Скифской плиты формации и нефтегазоносность. - В кн.: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. М., Наука, 1983. - С.123-151.

157. Неволин Н.В. Тектоника Прикаспийской впадины В кн.: Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций Средней Азии и Европейской части ССС. М., Недра, 1988. - С.58-69.

158. Нейман В.Б. Вопросы сочленения основных структурных зон внутри молодых платформ на примере Скифской платформы юга Европейской части СССР / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М., Наука, 1965. С. 19-36.

159. Нестеров К.В. Осадочные формации Индоло-Кубанского прогиба и их связь с типом элизионного режима / Формации осадочных бассейнов. М., 1985. С.84-85.

160. Никитин Е.П. Метод познания прошлого // Вопросы философии, 1966, №8. С.28-35.

161. Новосилецкий P.M. АВПД основной фактор формирования складчатости и залежей углеводородов / Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М., Наука, 1989. — С. 159166.

162. Ог Э. Геология. Т.1. М., 1914. -250с.

163. Павленкова Н.И. Флюидный режим верхних оболочек Земли по геофизическим данным. //В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006. С.47-55.

164. Павловский Е.В. Зоны перикратонных опусканий платформенные структуры первого порядка // Изв. Ан СССР, сер. Геол. 1959, №12.1. С. 3-20.

165. Пейве A.B., Яншин А.Л., Зоненшайн Л.Н. Становление континентальной земной коры Северной Евразии // Геотектоника, №5, 1976. -С.3-12.

166. Петренко П.А. Геолого-геофизические особенности Предкавказ-ской платформы. //В сб.: Недра Поволжья и Прикаспия. Вып. 33, 2003. -С.35-38.

167. Писаренко Ю.А., Кривонос В.Н. Критический анализ депресси-онной и инверсионной моделей Прикаспийской впадины // Недра Поволжья и Прикаспия. №9, 1995. С.3-10.

168. Полякова И.Д. Некоторые факторы, определяющие геохимическую характеристику нефтей и газов осадочно-породных бассейнов пограничного типа // Геология и геофизика, 1982, №11. С.26-33.

169. Полякова И.Д. Закономерности нефтегазообразования в краевых бассейнах платформ. // Автореф. докт. дисс., Новосибирск, 1986. 50с.

170. Пономарев A.C. Термогазодинамическая модель землетрясений // Изв. АН СССР. Физика Земли, 1990, №10. С. 100-106.

171. Полякова И.Д., Соболева Е.И. Катагенез и нефтеобразование в Предверхоянском краевом прогибе // Геология и геофизика, 1990, №6. С. 42-49.

172. Попков В.И., Калинин М.И., Сейфулин Ш.М. Глубинное строение Северного Каспия // Докл. АН СССР, Т. 305, №2, 1989. С.409-412.

173. Попков В.И. Складчато-надвиговые дислокации. М., Научный Мир, 2001.- 136с.

174. Попков В.И. Предкавказье. К кн.: Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. Масштаб 1:2500000 / М., Научный Мир, 2003. - С.254.

175. Попков В.И., Дердуга B.C., Сапунова B.JI. Перспективы обнаружения поднадвиговой нефти в пределах З.-Кубанского прогиба / Материалы 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С.408.

176. Попков В.И., Бондаренко H.A., Семенихина Ю.Ф., Харченко Т.Н. Тектоника Северо-Западного Кавказа // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной экологии. Вып. №4(17). Астрахань, 2006. С.124-131.

177. Попков В.И., Бондаренко H.A., Семенихина Ю.Ф., Харченко Т.Н. Структурная геология Северо-Западного Кавказа // Аналитический научно-технический журнал "ГеоИнжиниринг", №1(3), 2007. С.46-50.

178. Попков В.И. История и геодинамическая модель развития Чер-номорско-Каспийского региона // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. 2007. №4. С.100-109.

179. Попков В.И., Бондаренко H.A. Тектоника орогенных сооружений Северо-Западного Кавказа // Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Материалы XLI Тектонического совещания. Том 2. М., ГЕОС, 2008. — С.125-130.

180. Постнова Е.В., Сизенцева Л.И. Перспективы нефтегазоносности российского шельфа Каспия. // В сб.: Недра Поволжья и Прикаспия. Вып. 31, 2002.-С.З-9.

181. Потеряева В.В., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Закономерности Распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре / М., Недра, 1975.-236с.

182. Пояснительная записка к альбому структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. М 1:1500000. Геленджик, ГП НИПИ Океангеофизика, 1993. - 71с.

183. Пустыльников М.Р. Структура Азово-Кубанской впадины В кн.: Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций Средней Азии и Европейской части ССС. М., Недра, 1988. - С. 167-169.

184. Пущаровский Ю.М. Краевые прогибы, их тектоническое строение и развитие // Тр. ГИН, 1959, вып. 28. М.: Недра. 153с.

185. Рихтер Я.А. Глубинное строение и природа сочленения Скифской плиты и Прикаспийской впадины / Геологические науки 99: Избранные труды межведомств, научн. конф. - Саратов: изд-во ГосУНЦ "Колледж", 1999. - С.11-14.

186. Рихтер Я.А. Прикаспийская впадина реликт палеозойского океана? (Геодинамическая модель возникновения Прикаспийской впадины) // Недра Поволжья и Прикаспия. - Вып.12. - С.3-9.

187. Рихтер Я.А. Очерки региональной геодинамики Прикаспийской впадины и ее обрамления. Саратов, Изд-во "Научная книга", 2003.- 86с. (Тр. НИИГеологии Сар. гос. ун-та. Новая серия, том XIY).

188. Руттен М.Г. Геология Западной Европы. М., Мир, 1972. - 445с.

189. Рухин JI.Б. Основы общей палеогеографии // Гостоптехиздат, Л., 1962.-с. 628.

190. Сафронов И.Н. Палеогеоморфология Северного Кавказа. М., 1972.-С. 158.

191. Седлецкий В.И., Бойко Н.И. Особенности развития Азово-Кубанского осадочно-породного бассейна в позднеюрскую эпоху в связи с нефтегазоносностью. В кн.: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. М., Наука, 1983. - С.72-80.

192. Семендуев М.М. О множественности механизмов нефтеобразо-вания / Материалы 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С.453-454.

193. Семендуев М.М. Кавказ — возможный очаг генерации углеводородов / Материалы 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С.455.

194. Семендуев М.М. Тектоническая позиция и особенности геодинамики кряжа Карпинского в связи с перспективами нефтегазоносности палеозойских отложений // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной экологии. Вып. №2 (26), 2007. С.46-47.

195. Семенов Д.Ф. Геологическая природа зоны сочленения континента и океана. Недра, М., 1986. 191с.

196. Смирнова М.Н. О многообразии эндогенных кольцевых структур. // В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006.-С. 179-205.

197. Соколов Б.А., Серегин A.M., Соборнов К.О. Нефтегазоносность формаций мезозоя подводной окраины Восточно-Европейской платформы (Восточное Предкавказье) /

198. Соловьев В.А. Ретроспективные системы. //В кн.: Тектоника континентов. Хабаровск. ХКИ, 1975. С.34-48

199. Соловьев В.А. Тектоника континентов. Хабаровск, Наука, 1975. —365с.

200. Соловьев В.А. Историзм и уникализм. // В кн. Забродин В.Ю., Оноприенко В.Н., Соловьев В.А.: Основы геологической картографии. Н., Наука, 1986.-С.18-37.

201. Соловьев В.А. Принципы тектонической картографии Н., Наука, 1988. - 50с.

202. Соловьев В.А. Тектоническая природа окраинных морей, островных дуг и желобов / Тезисы XII Международной школы морской геологии. Геология морей и океанов. М., Наука, 1997. С. 183-184.

203. Соловьев В.А. Систематика структур литосферы континентов и тектоническая природа окраинных морей, островных дуг и желобов. — В сб.: Тектоника и геодинамика. Т.2, М., ГЕОС, 1998. С. 194-196.

204. Соловьев В.А. Развитие методологических идей в геотектонике. Идея развития в геологии. Новосибирск, Наука, 1990. С.247-258.

205. Соловьев В.А. Морфотектоника Черноморской впадины. // Наука Кубани. Вып. 4.2. Вестник КРОРГО. Вып.2, ч.П. 2000. С.118-123.

206. Соловьев В.А. Морфотектоника Черноморской впадины // Наука Кубани. Вып.2, 4.1. Краснодар, 2001.-С.118-123.

207. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Куценко Э.Я. Сейсмогеологиче-ская модель Черноморской впадины и ее тектоническая интерпретация // Труды III Геофизических чтений им. В.В. Федынского "Геофизика XXI столетия: 2001 " М., "Научный мир", 2001. С.48-52.

208. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Пограничные структуры Черноморской плиты и их нефтегазоносность // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества. Геология, геофизика, экология. Краснодар, 2004а. С.112-119.

209. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Прогноз нефтегазоносности пограничных структур платформ Юга России / Тр. Международной конференции "Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей". Геленджик, 20046. -С.82-83

210. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Систематика пограничных структур платформ как основа выявления тектонических закономерностей их нефтегазоносности // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. №3(9), Т.1. 2004в. С. 180-187.

211. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Куценко Э.Я. Пограничные структуры платформ Юга России и прогноз их нефтегазоносности / Тр. 7-ой Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". М., ГЕОС, 2004. С.484-486.

212. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Наумова Е.В. Сейсмичность, вулканизм и вакуумная модель нефтегазонакоплений / Тезисы 2-ой Международной конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов". М., 2004. С.92-93.

213. Соловьев В.А., Бондаренко H.A. Прогноз нефтегазоносности пограничных структур платформ Юга России // Тезисы Международной конференции "Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей ". Геленджик, 2004. С.82-83.

214. Соловьев В.А., Бондаренко H.A., Наумова Е.В. Грязевой вулканизм и глинистый диапиризм как результат вакуумно-взрывных процессов / Тезисы 3-ой Международной конференции "Геодинамика нефтегазоносных бассейнов". 5-13 апреля, МГГРУ. М., 2005. С.90.

215. Соловьев В.А., Боровиков A.M., Бондаренко H.A. Систематика пограничных структур платформ и их нефтегазоносных комплексов (на примере Сибирской платформы) // Бюлл. МОИП. Отд. Геолог. Т.80, вып.2, 2005. С.18-29.

216. Соловьев В.А., Соловьева Л.П., Бондаренко H.A. Типы платформенных систем земной коры и пограничные структуры // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 10(23), 2006. С. 3-10.

217. Соловьев В.А., Соловьева Л.П. Циклитовая модель слоистой структуры земной коры В сб. тезисов "Фундаментальные проблемы геотектоники". ГЕОС, М., 2007. - С.345-348.

218. Спижарский Т.Н. Тектоническая карта СССР мас5таба 1:2500000

219. Деформация пород и тектоника (Международн. геол. конгр. XXII сессия. Докл. сов. геологов. Проблема 4). М., Наука, 1964.

220. Спижарский Т.Н. Методика тектонического районирования В кн.: "Геологическое строение СССР", т. 2. Тектоника. М., Недра, 1968.

221. Справочник по тектонической терминологии. Под редакцией Ю.А. Косыгина и JI.M. Парфенова. Изд-во Недра, 1970. — 584с.

222. Стоун Ч.Б. Достижения в нефтяной геологии / В сб.: Метод "яркого пятна". М., Недра, 1980. С.278-284.

223. Тектоническая карта СССР и сопредельных стран в м-бе 1:500000

224. Объяснительная записка. — Под ред. A.A. Богданова. М., Госгеолтехиздат, 1957.

225. Тектоника Евразии. Объяснительная записка к Тектонической карте Евразии м-ба 1:5 000 000. Под ред. А.Л. Яншина. М., Наука, 1966. -487с.

226. Тектоника Северной Евразии (Объяснительная записка к Тектонической карте Северной Евразии масштаба 1:5 000 000) — Под ред. A.B. Пейве и др. М., Наука, 1980. 222 с.

227. Тетяев М.М. Геотектоника СССР. М.-Л., ГОНТИ, 1938. 250с.

228. Тильман С.М. Сравнительная тектоника мезозоид севера Тихоокеанского кольца. Новосибирск, наука. 1973. — 326 с.

229. Трофимов В.А. Нефтеподводящие каналы, глубинные резервуары и современная подпитка нефтяных месторождений. //В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006. С.296-302.

230. Туголесов Д.А. Тектонические субботы Шатского // Природа, №11, 1973. — С.70-75.

231. Туголесов Д.А., Горшков A.C. и др. Пояснительная записка к альбому структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. Геленджик, 1993 .-71с.

232. Туголесов Д.А., Горшков A.C., Мейснер Л.Б. И др. Тектоника ме-зокайнозойских отложений Черноморской впадины. М., 1985. - 215 с.

233. Туголесов Д.А., Горшков A.C. и др. Пояс нительная записка к альбому структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. — Геленджик, 1993. 71с.

234. Удут В., Клементьев А. Выгода, упущенная в небо // Нефть России, №6, 2005. -С.60-63.

235. Успенская Н.Ю. Тектоническая структура эпигерцинской платформы Предкавказья и некоторые особенности нефтегазонакопления в ее пределах / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтега-зоносности. М., Наука, 1965. С.37-53.

236. Федоров Д.Л. Коновалов Ю.Ф., Левин Л.Э., Солодилов Л.Н. Неф-тегазоносность и геодинамика Каспийско-Кавказского региона. — В сб.: Недра Поволжья и Прикаспия. Вып 23, 2000. С. 12-15.

237. Формы геологических тел. М., Недра, 1977. 246с.

238. Фролов В.Т. Опыт и методика комплексных стратиграфо-литологических исследований (на примере юрских отложений Дагестана). — М., Изд-во МГУ, 1965. 180с.

239. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М., 1984.-222 с.

240. Фролов В.Т. Флишевая формация уточнение понимания. // БМОИП., Отд. геол., 1988. Т.63. Вып.4. - С. 16-32.

241. Фролов В.Т. Литология Кн.З. М., Изд-во МГУ, 1995. - С. 352. Фролов В.Т. Мезозойские и кайнозойские формации Крыма (генетический анализ) // Бюл. МОИП. Отд. Геол. 1998. Т.73, вып.5. - С. 39-48.

242. Фролов В.Т. Циклы: везде и всегда циклы / Наука геология: философский анализ. Воронеж: Воронежский ун-т, 1999. —

243. Фролов В.Т., Бондаренко H.A. "Кавказский формационный ряд". Статья 1. "Нижняя и средняя юра" // Бюлл. МОИП. Отд. геол. Т.80. Вып 1. 2005. — С.13-25.

244. Хаин В.Е., Афанасьев С.Л., Борукаев Ч.Б. и др. Основные черты структурно-фациальной зональности и тектонической истории СевероЗападного Кавказа (в связи с перспективами нефтегазоносности). // Тр. Кавказ. Экспед. МГУ. -М., Гостоптехиздат. 1962.

245. Хаин В.Е. История геологического развития. // Геология СССР. Северный Кавказ. Часть 1. -М., 1968. С.676-700

246. Хаин В.Е. Среднеевропейская платформа // В кн.: Региональная геотектоника. М., Недра, 1977. С.156-169.

247. Хаин В.Е. От геологических формаций к литодинамическим комплексам // Всестник Моск. ун-та, сер. 4 геол., №3., 1991. С.

248. Хаин В.Е., Богданов H.A. и др. Международная тектоническая карта Каспийского моря и его обрамления. Масштаб 1:2500000 / М., Научный Мир, 2003.-С.254.

249. Харахимов В.В. Тектоника Охотоморской нефтегазоносной провинции. // Автореф. дисс. доктора геол-мин. наук. Оха на Сахалине. НИПИ Морнефть, 1998. 77с.

250. Херасков Н.П. Некоторые общие закономерности в строении и развитии структуры земной коры / В кн.: Изб. Труды "Тектоника и формации". М., Наука, 1967. С. 246-355.

251. Холодов В.Н., Недумов Р.Н. Зона катагенетической гидрослюди-зации глин арена интенсивного перераспределения химических элементов // Литология и полезные ископаемые, 2001, №6. - С.563-581.

252. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. -М., 1983.-С.90-105.

253. Цейслер В.М. Введение в тектонический анализ осадочных геологических формаций М., Наука, 1977. -152с.

254. Цейслер В.М. Изучение парагенезисов горных пород как способ выделения геологических формаций и метод выяснения их генезиса / В сб.: Геологические формации и закономерности размещения полезных ископаемых М.: Наука, 1990. 208с.

255. Цейслер В.М. Вопросы палеотектонического анализа осадочных геологических формаций // Изв. ВУЗов, Геология и разведка, 1991, № 3. -С.3-10.

256. Цейслер В.М. Анализ геологических формаций. М.: Недра, 1992.-138с.

257. Цейслер В.М., Туров A.B. Тектонические структуры на геологической карте России и ближнего зарубежья (Северной Евразии). М.: Изд-во "КДУ", 2007. - 192с.

258. Чекунов A.B., Веселов A.A., Гилькман А.И. Геологическое строение и история развития Причерноморского прогиба Киев, "Наукова Думка", 1976.-163с.

259. Чичуа Б.К., Талалаев В. Д., Степанов А.Н., Киласония З.Н., Тарханов Г.В. Нефтегазоносные формации Северного Кавказа / В сб.: Формации осадочных бассейнов. М., 1985. С.275.

260. Шаблинская Н.В. Сопоставление геофизических полей ЗападноСибирской, Турано-Скифской и востока Русской плит / Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и Турано-Скифской плит. Тр. ВНИГРИ- Л.,1965. С.5-19.

261. Шарданов А.Н. Тектоническая карта Краснодарского края. // Вопросы тектоники нефтегазоносных областей. Тр. ИГИРГИ М., 1962. — С.149-156.

262. Шарданов А.Н. Тектоника Западного Предкавказья и СевероЗападного Кавказа. // В кн.: Вопросы геологии и нефтегазоносности Краснодарского края. Л., 1966.

263. Шатский Н.С. Происхождение Донецкого бассейна // Бюлл. МОИП, отд. геол., т. 15, вып.4, 1937. С. 12-16.

264. Шатский Н.С. О верхнепалеозойской структуре ВосточноЕвропейской платформы // Докл. АН СССР, т.31, №5, 1941. С.56-72.

265. Шатский Н.С. Очерк тектоники Волго-Уральской нефтяной области и смежной части западного склона Южного Урала / Материалы к познанию геологического строения СССР. Нов. серия, вып. 2. М., 1945, Недра. 186с.

266. Шатский Н.С. Большой Донбасс и система Вичита. Сравнительная тектоника древних платформ. Статья 2 // Изв. АН СССР, сер. геол. 1946, №6.- С. 26-57.

267. Шатский Н.С. О структурных связях платформ со складчатыми областями. Сравнительная тектоника древних платформ. Статья 3 // Изв. АН СССР, сер. геол. 1947, №5. С.75-90.

268. Шатский Н.С. Парагенезисы осадочных и вулканогенных пород и формаций // Изв. АН СССР. Серия геол., 1960, №5.

269. Шатский Н.С. Сравнительная тектоника платформ. // Избр. тр., Т.2., М., Наука, 1964.- С.195-573.

270. Швембергер H.A. Тектоника и основные этапы развития Скифской плиты / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М., Наука, 1965. С.53-74.

271. Шейнман Ю.М. Платформы, складчатые пояса и развитие структур Земли / Тр. ВНИИГ, геол., вып.49. Магадан, 1959.

272. Шолпо В.Н. Альпийская геодинамика Большого Кавказа М., Недра, 1978. - 176с.

273. Шолпо В.H. Проблема формирования складчатости на альпийском этапе развития Большого Кавказа. // Тектоника и формации Большого Кавказа. -М., 1968.

274. Щерба И.Г. Этапы и фазы кайнозойского развития Альпийской области. -М., Наука, 1993. 231с.

275. Юркова P.M., Воронин Б.Н. Подъем и преобразование мантийных углеводородных флюидов в связи с формированием офиолитового диа-пира. // В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2006. С.56-66.

276. Яночкина З.А., Гуцаки В.А., Бондаренко Н.А. и др. Литолого-фациальные особенности отложений позднего фанерозоя Юго-востока Восточно-Европейской платформы. Изд-во ГосУНЦ «Колледж», Саратов, 2000.- 113с.

277. Яншин A.JI. Общие особенности строения и развития молодых платформ / В сб.: Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносное™. М., Наука, 1965. С.7-18.

278. Яншин A.JI. Тектоническое строение Евразии // Геотектоника, 1965, № 5. С.7-36.

279. Gabdullin R.R., Guzhikov A. Ju., Bogachkin A.V., Bondarenko N.A., Lubimova T.V., Widrik A.V. Periodities below and above the K/T boundary. //1. V284- v

280. Bulletin de L'Institute Royal des Sciences Naturelles de Belgigue. Sciences de la Terre, 69-Supp., 1999. A: 87-101.

281. Bondarenko N.A., Lubimova T.V. Use of rock magnetic characteristics or decrypting rhythmically bedded sedimentary rocks from West Caucasus. // Journal of Nepal Geological Socienty, Kathmandu, Nepal, 2001.

282. Lyubimova T., Bondarenko N. The Flysch formation of West Caucasus: experience of petromagnetic stratification // 5th International Symposium on Eastern Mediterranean Geology. Thessaloniki, Greece, 14-20 April. 2004. Ref:1. S 3-5.

283. Lyubimova T., Bondarenko N. Petromagnetic stratification the flysch formation of West Caucasus // 32ndIinternational geological Congress. G22.08 -Stratigraphy Cretaceous correlations and stage boundaries. 2004.

284. Winnok E. Le basin d' Aquitaine Jnbgeologie de la France. Doin, 1974. Vol.1, p.259-293.

Информация о работе

Бондаренко, Николай Антонович
доктора геолого-минералогических наук
Краснодар, 2009
ВАК 25.00.01

Диссертация

Пограничные структуры платформ Черноморско-Каспийского региона - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы