Геохимические предпосылки нефтегазоносности девонского комплекса обложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Конюхова, Вероника Александровна

• Конюхова, Вероника Александровна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Конюхова, Вероника Александровна

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ИСТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

ГЛАВА II. КРАТКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

§ 1. Стратиграфия

§2. Тектоника

§3. История геологического развития

§4. Нефтегазоносность

ГЛАВА III. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОЙ БОРТОВОЙ ЗОНЫ

ПРЖАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

§1. Методика геохимических исследований

§2. Геохимическая характеристика рассеянного органического

вещества девонских отложений

§3. Генетический тип органического вещества пород

§4. Термическая история отложений и катагенетическая

превращенность органического вещества

§5. Корреляция углеводородного состава рассеянного органического

вещества и нефтей

ГЛАВА IV. МАСШТАБЫ ГЕНЕРАЦИИ ЖИДКИХ УВ И ПЕРСПЕКТИВЫ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимические предпосылки нефтегазоносности девонского комплекса обложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины»

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы северная бортовая зона Прикаспийской впадины представляет собой территорию интенсивного геологического освоения и нефтяной разведки. Окрытые в ее пределах месторождения нефти, газа и конденсата, такие как Карачаганакское, Оренбургское, являются крупнейшими по запасам скоплениями углеводородов. Высокая степень разведанности верхних горизонтов осадочного чехла, в том числе пермских и каменноугольных отложений палеозойского подсолевого разреза, привела к переориентировке нефтепоисковых работ в 80-е-90-е гг. в направлении глубокопогруженных (4 и более км) горизонтов, которые сложены породами эйфельско-нижнефранского терригенно-карбонатного комплекса. Первые испытания глубоких скважин подтвердили возможность высоких перспектив нефтегазоносности в пределах комплекса. Промышленные скопления углеводородов в нем установлены на Зайкинской, Вишневской, Конновской, Росташинской, ЮжноПервомайской, Давыдовской, Чинаревской, Карачаганакской и др. площадях. Между тем, поиски нефти и газа на больших глубинах сопряжены с трудностями как финансового, так и технического характера и их продолжение в северной бортовой зоне, особенно в более погруженных южных районах, требует комплексного геолого-геохимического изучения отложений больших глубин.

Целью наших исследований является детальное геохимическое изучение нефтегазоматеринских свойств девонских глубокопогруженных отложений и на этой основе выделение в регионе очагов нефтегазогенерации, а также определение масштабов нефтеобразования и возможностей эмиграции углеводородов (УВ) с последующей их аккумуляцией в глубокопогруженных горизонтах. В итоге это должно служить обоснованием для проведения нефтепоисковых работ в регионе.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1) Изучение содержания и состава ОВ девонских пород, залегающих в диапазоне глубин от 3,5 до 5 км и более.

2) Определение генетического типа рассеянного органического вещества (РОВ) и его катагенетической зрелости.

3) Определение генетического потенциала РОВ и степени его реализации.

4) Расчет удельной продуктивности пород-генераторов и оценка масштабов эмигрировавших УВ из очага генерации.

5) Изучение генетических связей между УВ в РОВ пород-генераторов и УВ нефтей Карачаганакского, Зайкинского, Ташлинского, Вишневского, Чаганского, Конновского и др. месторождений.

Решение поставленных задач достигалось путем всестороннего изучения содержания и состава ОВ пород, выделения из них керогена, исследования структуры УВ в ОВ девонских отложений и в нефтях современными аналитическими методами, в числе которых применялись пиролиз, газо-жидкостная хроматография (ГЖХ), хромато-масс-спектрометрия (ХМС), а также элементный анализ керогена, исследование форм включений ОВ в шлифах. Полученные результаты, а также данные бурения глубоких скважин на разных площадях северного борта Прикаспийской впадины (по материалам "Уральскнефтегазгеология", Оренбурггеология, Нижневолжскгеология) были использованы для построения моделей прогрева отложений и схем глубинной катагенетической зональности ОВ пород.

Научная новизна работы заключается в том, что впервые на конкретных образцах пород показано, что ОВ девонского комплекса, обладающее высоким исходным потенциалом, за 250-270 млн.л. пребывания в ГЗН на глубинах 5-6 км (Тпл=105-^-115 °С), реализовало его лишь на 20-30 % (кероген содержит более 7 вес. % Н). Степень преобразованности ОВ девонских нефтематеринских (НМ) отложений в

южных районах северного борта Прикаспийской впадины соответствует лишь началу катагенеза (МК) и начало МК2). Тем не менее, как показали расчеты, масштабы генерации нефти НМ-породами оказались высокими (в

о

среднем около 3 кг/м ). Высокая продуктивность отложений обусловлена структурой содержащегося в них керогена, т.к. исходным для него материалом служили главным образом остатки низших морских организмов (фито- и зоопланктона, бактерий).

Образованные при деструкции керогена жидкие УВ лишь частично (на 10-30 %) эмигрировали из материнской толщи. Дело в том, что очаг нефтегазообразования в регионе связан с мощной толщей тонкозернистых, низкопроницаемых пород глинисто-кремнисто-карбонатного состава. Такие породы, например, в разрезе Карачаганакской площади, в определенных условиях превращаются в аккумуляторы новообразованных УВ. О насыщенности пустотного и трещинного пространства пород подвижными миграционными УВ свидетельствуют такие показатели, как ОР1 (0,65ч-0,75), (3ХБ (12*14 %), ц3 (9,75 %), высота пика 8! по пиролизу (17,9 кг/т породы) и величина удельной продуктивности (6,74-7,2 кг/т породы).

Структура УВ алканового ряда С12-С37, стерановых (С21-С39) и терпановых (С19-С35) биомаркеров, выделенных из НМ-пород и нефтей Карачаганакского, Вишневского, Зайкинского, Конновского и других месторождений, оказалась идентичной, что говорит об их генетическом родстве и позволяет предположить, что миграция УВ происходила из очага генерации на юге на север, в направлении более приподнятых районов Камелик-Чаганской зоны дислокаций. Такими показателями служат отношения РгЯЧ (0,68*1,43), ьС^н-Сп (0,15-5-0,68) и ьСго/н-С^ (0,25*0,86), терпановые Тя/Тт (1,34-6), тетра-/три- (0,654-1,33), стерановые отношения С27:С28:С29 (41:31:28), диа.-/рег. (0,754-3,1) и мн. др.

Практическая значимость работы заключается в том, что анализ полученной геолого-геохимической информации позволил выделить в районе северного борта Прикаспийской впадины глубинный очаг нефтегазовой генерации. Масштабы генерации УВ материнскими

о

породами эйфельско-франской толщи (2ч-5 кг/м породы) позволяют рассчитывать на открытие новых месторождений нефти и газа, как в пределах северного борта, так и в центральных районах Прикаспийской впадины.

Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ. Автор выражает глубокую благодарность и искреннюю признательность научному руководителю доктору геол.-мин. наук, профессору Ю.И. Корчагиной; за ценные советы и консультации, полученные в процессе работы над диссертацией профессорам O.K. Баженовой, В.В. Семеновичу, Б.А. Соколову, вед.н.с., докт. г.-м.н. Е.Е. Карнюшиной, ст.н.с., канд. г.-м.н. Н.П. Фадеевой. Большую признательность автор выражает ст.н.с., канд. г.-м.н. Э.А. Абле за предоставленные материалы по нефтям и помощь при интерпретации данных, доценту, канд. г.-м.н. C.B. Фролову и инженеру Н.И. Коробовой за предоставление керновых материалов и активное содействие при проведении данного исследования. За оказанную помощь в проведении аналитических исследований автор благодарит инженеров лаборатории органической геохимии МГУ: Г.Ф. Артамонову, И.Н. Данилову, Н.В. Митюшина, В.В. Чернышева, а также научных сотрудников ВНИГНИ докт. г.-м.н. М.В. Дахнову, канд. г.-м.н. О.П. Загулову, Э.В. Храмову, ст. инженера А.И. Федотову и др.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Конюхова, Вероника Александровна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплексные геолого-геохимические исследования позволили выделить в разрезе девонского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины породы, представляющие интерес с позиции нефтегазообразования как генераторы УВ, и породы, обладающие коллекторскими свойствами. Первые наиболее широко распространены в разрезах глубокопогруженного (5-6,4 км) среднедевонско-франского комплекса южных участков северного борта, где они слагают целые пачки. Эти породы представляют собой темные, почти черные углеродистые (С0рГ=1,56+5,52%), кремнисто-глинисто-карбонатные образования (доманикоиды), с характерной тонкой горизонтальной слоистостью, обусловленной неравномерной концентрацией ОВ в породах, и трещиноватостью. Суммарная эффективная мощность пород-генераторов варьирует от 60+75 до 255+415 м. Во внешней прибортовой зоне разрез одновозрастных пород слагается органогенными известняками с прослоями песчаников и алевролитов и терригенными отложениями (песчаниками и алевролитами).

Породы, выделяемые в разрезе девонского комплекса как НМ, обладают высоким генерационным потенциалом (2+7 и более кг УВ/т породы). Источником исходного ОВ пород служили, главным образом, низшие морские организмы (фитопланктон, зоопланктон и бактерии). Накопление его протекало в мелководно-морских восстановительных условиях, установившихся в изученном регионе, начиная с раннего Эйфеля.

Реконструкция геотермической истории региона показала, что НМ-породы вступили в ГЗН в конце ранней перми в результате быстрого погружения на глубины более 4,5 км, которое было связано с накоплением пермских и триасовых осадков (> 100 м/млн.л.). За 250-270 млн.л. пребывания в верхней зоне «нефтяного окна» кероген пород претерпел только первые стадии трансформации. Установлено, что катагенетическая зрелость ОВ углеродисто-кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманикового типа девонского комплекса находится на начальных стадиях мезокатагенеза (МК4 -начало МК2). Для осадочного чехла в пределах северного борта Прикаспийской впадины характерен пониженный геотермический градиент (1,65-2,2 °С/100 м). Неполная (не более 30 %) реализация высокого потенциала керогена обусловлена низким уровнем его термической эволюции (кероген содержит более 7 вес. % Н).

Между тем, продуктивность исследуемых пород, как показали расчеты, о уже на этапе МК1 - в начале МК2 достигла значительных величин (2*5 кг/м ). Интенсивное насыщение микронефтью пустотно-трещинного пространства пород материнского комплекса сопровождается первичной миграцией и перераспределением новообразованных УВ, что подтверждается рядом геохимических параметров: ОР1 (0,65-5-0,75), (3ХБ (12*14 %), ц3 (9,75 %), высотой пика 81 по пиролизу (17,9 кг/т породы) величиной удельной продуктивности (ПРЖ=6,7*7,2 кг/т породы), а также наблюдением миграционных УВ в порах и трещинках пород из Карачаганакского разреза (О.П. Загулова). На некоторых участках, при замещении непроницаемых пород более проницаемыми, в зонах развития вторичной трещиноватости, можно ожидать формирования небольших автохтонных залежей жидких УВ.

За пределы НМ-комплекса, как показали расчеты, эмигрировало не более 10*30 % от общего объема генерированной нефти. Однако масштабы О этого процесса (30*185-10 т/км ) позволяют заключить, что нефтеносность среднедевонско-франского комплекса обеспечена за счет реализации потенциала собственного ОВ. Этот факт подтвердили исследования УВ структуры ОВ НМ-пород и нефтей Карачаганакского, Вишневского,

Зайкинского, Конновского и других месторождений. По алканам (С12-С37), стеранам (С21-С39) и терпанам (С19-С35) установлено генетическое родство нефтей с ОВ девонских пород. Такими показателями служат отношения РгЯЧ (0,68+1,43), 1-С,9/н-С17 (0,15+0,68) и ьС20/н-С,8 (0,25+0,86), терпановые Т5/Тт (1,3+6), тетра-/три-(0,65+1,33), стерановые отношения С27:С28:С29 (41:31:28) и диа.-/рег. (0,75+3,1) и др.

Миграция носила ступенчато-вертикальный характер, с юга на север, в сторону приподнятых блоков Камелик-Чаганской зоны дислокаций, по системе разломов в направлении разгрузки высоких пластовых давлений. На пути миграции УВ, прежде всего, оказались широко развитые в эйфельской толще бийско-афонинские органогенные постройки типа биогермов и биостромов и проницаемые терригенные пласты верхнего эйфеля, живета и франа.

Как показали исследования, высокая продуктивность НМ-пород обеспечила углеводородами большое количество уже выявленных месторождений и, возможно, много пока еще неустановленных. Дальнейшие перспективы в отношении открытия новых залежей нефти и газа связаны с южными районами северного борта. Основная генерация УВ происходит в пределах близлежащих к северной бортовой зоне районов Прикаспийской впадины, там, где глубина погружения верхнеэйфельско-франского комплекса превышает 7 км. Здесь следует ожидать и увеличения продуктивности рассматриваемых отложений.

Защищаемые положения.

Термическая зрелость ОВ нефтематеринских глубокопогруженных (>5 км) отложений эйфельско-франского комплекса в разрезах южной части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины находится на уровне начала «нефтяного окна» (МК1 - начало МК2). Недостаточный прогрев ОВ девонских отложений, обладающих высоким исходным потенциалом (> 6 кг УВ/т породы), повлиял на степень его реализации (не более 30 %).

Первые этапы трансформации керогена девонских отложений в начале ГЗН сопровождались генерацией большого количества нефти: на единицу объема породы приходится от 2 до 5 кг жидких УВ. Это свидетельствует о высокой продуктивности НМ-пород девонского очага генерации.

Месторождения нефти, открытые в пределах эйфельско-нижнефранского терригенно-карбонатного комплекса, сформированы за счет УВ, эмигрировавших из девонского очага нефтегазообразования. Это установлено по углеводородным параметрам РгЛЧ, ьС^/н-С^ и ьСго/н-С^, терпановым Т8/Тт, тетра-/три- и стерановым С27/С29, диа.-/рег. и др. УВ структура ОВ НМ-пород и нефтей девонских залежей обнаруживает генетическую связь.

Эмиграция из внешней зоны очага генерации не превысила 30 % от общего объема образованных жидких УВ. Значительная часть новообразованных флюидов не покинула пределов материнского комплекса. Наблюдается лишь перераспределение микронефти внутри девонского разреза. Первичная миграция в зонах развития более проницаемых пород, вторичной трещиноватости может привести к формированию в толще пород-генераторов автохтонных скоплений УВ.

Высокая продуктивность НМ-пород в верхней зоне генерации позволяет рассчитывать на большие масштабы нефтегазообразования в одновозрастных отложениях более погребенной части очага генерации, где на больших глубинах (более 7 км) реализация потенциала девонских НМ- пород должна была быть более полной.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Конюхова, Вероника Александровна, 1999 год

ЛИТЕРАТУРА Опубликованная

1. Аксенов A.A., Королюк И.К., Меламуд Е.Л., Сидков А.Д., Щекотова И.А. Сравнительная характеристика перспектив нефтегазоносности среднедевонского комплекса северного и западного обрамлений Прикаспийской впадины.//Нефтегазоносность недр России, 4.2, М., 1995, С.27-37.

2. Арефьев O.A., Забродина М.Н., Русинова Г.В., Петров Ал. А.. Биомаркеры нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.//Нефтехимия, 1994, Т.34, № 6. С. 483-502.

3. Архангельская А.Д., Гибшман Н.Б., Макарова С.П., Овнатанова Н.С. и др. Стратиграфия девона северо-восточной прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы. //Советская геология, 1987, № 5, С. 36-47.

4. Бекетов В.М. Модель образования и некоторые вопросы классификации осадков доманикового типа.//Генетическая классификация нефтей, газов и РОВ. Л. ВНИГРИ, 1981. С. 72-85.

5. Борисова Е.П., Фомина Г.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности девонских отложений в южной части Оренбургской области. //Геология нефти и газа, 1987, № 1, С.40-43.

6. Варламов А.И., Прохоров Н.Л., Шумова С.Д. Обоснование перспективных объектов нефтегазопоисковых работ на южном погружении Соль-Илецкого свода. //Нефтегазоносность северовосточного обрамления Прикаспийской впадины. М., 1988.

7. Габриэлянц Г.А., Будагов А.Г., Масляев Г.А., Кудымов В.М., Блохин П.А. и др. Глубинное строение Прикаспийской впадины и дальнейшие проблемы ее изучения региональными геофизическими методами.//Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных

комплексов подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. М., 1989. Сб.н.тр. С. 14-24.

8. Габриэлянц Г.А., Камалов С.М. и др. Девонское направление поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины. //Геология нефти и газа, 1990, № 1.С. 2-8.

9. Геология и нефтегазоносность Карачаганакского месторождения. Саратов. Изд. СГУ, 1988.

10. Гурари Ф.Г. Региональный прогноз промышленных скоплений углеводородов в доманикитах. .//Геология нефти и газа, 1984, № 2. С. 1-5.

11. Ермолкин В.И., Бакиров Э.А., Сорокова Е.И., Голованова С.И. и др. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. М., ОАО Изд. «Недра», 1998.

12. Жуков И.М., Коврижкин B.C., Кутеев Ю.М. и др. Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ.//Геология нефти и газа, 1992, № 12, С. 5-10.

13. Зайдельсон М.И., Вайнбаум С.Я., Копрова H.A., и др. //Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций. М., Наука, 1990, С.79.

14. Зайдельсон М.И., Суровиков Е.Я., Казьмин Л.Л„ Вайнбаум С.Я. и др. Особенности генерации, миграции и аккумуляции УВ доманикоидных формаций.//Геология нефти и газа, 1990, № 6, С. 2-5.

15. Замаренов А.К. Стратиграфия и региональная корреляция подсолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины. М., Недра, 1985.

16. Золотов А.Н., Крылов H.A. и др. Прогноз нефтегазоносности подсолевого комплекса Прикаспийской впадины.//Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексов подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. Сб.н.тр. М., 1989.

17. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Лоджевская М.И. и др. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений ВосточноЕвропейской платформы. М., Недра, 1993.

18. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа. М., Недра, 1988.

19. Конюхова В.А. Предпосылки нефтегазоносности девонских отложений северного борта Прикаспийской впадины. Вестн. Моск. Унта., Сер. 4. Геология. В печати.

20. Конюхова В.А., Абля Э.А. Источники нефтей северного борта Прикаспийской впадины. - Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (к 60-ти летию геол. Ф-та МГУ). - Мат-лы II междун. конф., Изд. МГУ, 1998.

21. Конюхова В.А., Абля Э.А. Особенности углеводородных структур органического вещества пород и нефтей девонского глубокопогруженного комплекса отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. - Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (к 60-ти летию геол. Ф-та МГУ). - Мат-лы III междун. конф., Изд. МГУ, 1999.

22. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы исследования РОВ. М., Недра, 1976.,

23. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества. М., 1980.

24. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки генерации УВ в нефтепродуцирующих породах. М., Недра, 1983.

25..Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М., Недра, 1983.

25. Леонов Г.В., Шарова H.A., Маркова Г.Н.. Направление поисково-разведочных работ на нефть и газ в южной части Оренбургской области.// Геология нефти и газа, 1994, № 12, С. 15-20.

26. Макарова С.П., Маркова Т.Н. Стратиграфия девона юго-востока Русской платформы (в пределах Оренбургской обл.). //Стратиграфия и палеонтология девона, карбона и перми Русской платформы. Мат.-лы Межвед. Регион. Страт. Сов., Л. 1988, Л. 1991.

27. Макарова С.П. Условия образования верхнеэйфельских отложений юго-востока Восточно-Европейской платформы в связи с перспективами нефтегазоносности. //Нефтегазоносность северовосточного обрамления Прикаспийской впадины. М., 1988, С. 106-144.

28. Макаров Г.В., Чекалов О.Ю., Новицкий Ю.В. Глубинное строение Бузулукской впадины и перспективы нефтегазоносности отложений среднего девона.// Геология нефти и газа, 1985, № 7. С. 13-17.

29. Максимова C.B. Эколого-фациальные особенности и условия образования доманика. М., Наука, 1970.

30. Меламуд Е.Л. Тектонические особенности и нефтегазоносность эйфельско-нижнефранских отложений северного обрамления Прикаспийской впадины. //Нефтегазоносность недр России. М., 1995, 4.2.

Моделирование нефтегазообразования. Сб.н.тр. М., Наука, 1992.

31. Неволин Н.В. Тектоника и нефтегазоносность северного борта Прикаспийской впадины. //Отечественная геология, 1993, № 4, С. 6068.

32. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Парпарова Г.М., Зеличенко И.А. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. Л., Недра, 1986.

33. Новицкий Ю.В.Геология и разведка месторождений нефти и газа юго-востока Русской плиты.//Сб.н.тр. ЮУФ ВНИГНИ. М., 1990.

34. Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Гинзбург А.И., Жукова A.B., Трушков П.А. и др. Исходный материал и фациально-геохимические условия формирования вещественно-петрографического состава OB

разновозрастных доманикоидных отложений.//Геохимия, № 12, 1990, С. 1882-1895.

35. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.. Наука., 1984.

36. Петров Ал. А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтегазообразования..//Геохимия, 1990, № 5, С. 704-713.

37. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей. //Геохимия, 1994, №6, С. 876-891.

38. Петров Ал.А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России.//Нефтехимия, 1995, Т.35, № 1., С. 25-35.

39. Родионова К.Ф. Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области. М., Недра, 1967.

40. Светлакова А.Н. Принципиальная модель тектонического строения северной бортовой зоны Прикаспийской мегасинеклизы. Предпр. БНЦ УРО АН СССР, Уфа, 1990. С. 23.

41. Соловьев Б. А., Подкорытов Н.Г., Фугенфирова С.М. Палеоструктура и прогноз нефтегазоносности северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. //Сб.н.тр. Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексов подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. М., 1989. С. 33-43.

42. Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г., Риме Е.Б. Перспективы развития поисково-разведочных работ на северном борту Прикаспийской впадины. //Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины. М., 1988, С.5-13.

43. Страхов Н.М. Доманиковая фация Южного Урала. Тр. Ин-та геол. н. АН СССР. Сер. Геол., вып. 16, 1939.

44. Страхов Н.М., Родионова К.Ф., Залманзон Э.С. К геохимии нефтеносных отложений. Тр. ИГН. АН СССР. Сер. геол., вып. 155, № 66, 1955.

45. Страхов Н.М., Залманзон Э.С, Глаголева М.А. Основы теории литогенеза. Т. 1, 2. Изд. АН СССР, 1961.

46. Теодорович Г.И. Геохимические фации и нефтепроизводящие породы девона Волго-Уральской области.//Нефтегазоносность Урало-Волжской области. Изд. АН СССР, 1956.

47. Теодорович Г.И., Полонская Б.Я. Изучение минералогии и условий образования вероятных нефтепроизводящих отложений девона Зап. Башкирии. Тез. докл. н. сесс. по вопросам геологии и нефтеносности Зап. Башкирии, Уф НИИ, АН СССР, 1957.

48. Тиссо Б, Вельте Д. Образование и распространение нефти. М, Мир, 1981.

49. Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М, Наука, 1988. Сб.н.тр.

50. Фролов С.В, Карнюшина Е.Е, Конюхов А.И, Чан Ань Хао, Н.И. Коробова и др. Неантиклинальные ловушки в девонских отложениях Волгл-Уральской антеклизы.- Ежегодная научная конференция "Ломоносовские чтения" 1998 г. Изд. МГУ, 1998.

51. Фурне А.В, Милановский Е.Е, Никишин A.M. Развитие ВосточноЕвропейской платформы в рифейское время. //Геология 2. МГУ, 1995.

52. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М, «Мир», 1982.

53. Granthem P.J. the occurence of unusual C27 and C29 steranes predominance in two types of crude oil.//Org. Geochem, 1986, V. 9, № 1, P. 1.

54. Peters K.E, Moldowan J.M. The biomarker guide interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. Prentice hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632. 1993.

55. Price L.C, Wenger L.M. The influence of pressure on petroleum generatoin and migration as suggested by aqueous pyrolysis.- US Geological survey, department of the Interior, 1991. P. 3-31.

Фондовая

56. Аксенов A.A., Королюк И.К., Меламуд E.JI. и др. Структурно-формационные, палеогеотермические и геохимические критерии прогноза нефтегазоносности южного погружения Бузулукской впадины. М. ИГиРГИ-Оренбургнефть., 1994.

57. Бейсенова К.К., Валеев Д.З., Колупаев А.Н. и др. Научно обработать материалы параметрических скважин П-11 Дарвинская, П-9 Чинаревская и П-12 Январцевская с использованием реконструкций при планировании геолого-разведочных работ. Уральская обл., Актюбинск, 1990.

58. Грекова Н.В., Федоров Д.Л., Финансов В.Н. и др. Уточнить геотектоническое районирование с выделением основных геоструктурных элементов - объектов прогноза нефтегазоносности Прикаспийской впадины. Саратов, 1986.

59. Югай Т.А., Щеглов В.Б., Слукин A.B. и др. Прогноз строения и развития коллекторов и резервуаров нефти и газа северной части Прикаспийской впадины. НВНИИГГ-Уральскнефтегазгеология, Саратов, 1990.