Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегаполиса тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Ткаченко, Максим Александрович

• Ткаченко, Максим Александрович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Ткаченко, Максим Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ

1.1. Геологическая изученность

1.2. Региональные комплексные и сейсморазведочные работы

1.3. Гравиразведка и магниторазведка

1.4. Бурение

2. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАПРОГИБА

2.1. Палеозойская эратема

2.2. Мезозойская эратема - ЫХ

2.3. Кайнозойская эратема - ¥3

3. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ИЗУЧАЕМОЙ АКВАТОРИИ

3.1. Свальбардская плита

3.2. Восточно-Баренцевский мегапрогиб

4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАПРОГИБА

4.1. Характеристика нефтегазоматеринских толщ

4.2. Нефтегазоносные комплексы (НГК) изучаемой акватории

4.3. Характеристика месторождений юрско-неокомского НГК

4.4. Нефтегазогеологическое районирование изучаемой акватории

5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ СЕДИМЕНТАЦИИ В ЮРСКОМ БАССЕЙНЕ

5.1. Раннеюрский этап

5.2. Среднеюрский этап

5.3. Позднеюрский этап

6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАПРОГИБА

6.1. Оценка начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата методом сравнительных геологических аналогий

6.2. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов

7. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО НАИБОЛЕЕ ПЕРСПЕКТИВНЫМ

НАПРАВЛЕНИЯМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегаполиса»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы.

Освоение ресурсного потенциала углеводородного сырья Арктического шельфа является одной из приоритетных задач развития нефтегазового комплекса России. Углеводородный потенциал Арктического шельфа значительно превышает 100 млрд. т. у. т. При этом разведанность начальных суммарных ресурсов нефти региона менее 4% (на суше России этот показатель более 40%), а газа - менее 7% (на суше -более 33%). Геологоразведочные работы (ГРР) на суше характеризуются тенденцией снижения запасов УВ открываемых месторождений. В открытиях преобладают мелкие по запасам месторождения. В то же время в морях Арктического шельфа можно ожидать выявления значительного числа крупных и крупнейших по запасам месторождений нефти и газа.

В настоящее время наибольший интерес вызывает проведение ГРР в западной части Арктического шельфа (Баренцево, Печорское, Карское моря), где уже выполнены значительные объемы геолого-геофизических исследований и открыто около 20 месторождений нефти и газа.

Высокие перспективы нефтегазоносности связываются с юрским комплексом Баренцева моря. С указанными отложениями связаны открытия Штокмановского и Ледового газоконденсатных и Лудловского газового месторождений.

Выполненные исследования решают актуальную задачу уточнения оценки перспектив нефтегазоносности юрских отложений центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба и определения дальнейших направлений ГРР на нефть и газ.

Цель исследований заключалась в уточнении геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Обобщение и анализ материалов по геолого-геофизической изученности, структурно-тектоническому районированию и установленной нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

2. Составление на основе материалов глубокого бурения литолого-стратиграфической характеристики юрского комплекса отложений.

3. На основе электрофациального анализа реконструкция условий седиментации в юрском бассейне на примере построения седиментационных моделей.

4. Количественная оценка ресурсов нефти, газа и конденсата юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

5. Уточнение формирования и геологической эволюции Штокмановско-Лунинского порога путем построения палеоструктурных поверхностей для Тз, I), .Ь и 1з в рамках количественной оценки.

6. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов углеводородов (НСР).

7. Выделение и обоснование нефтегазоперспективных объектов с последующей рекомендацией дальнейших геолого-разведочных работ.

Научная новизна.

1. В рамках оценки перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба были построены седиментационные модели на основе электрофациального анализа по методике В. С. Муромцева. Некоторыми учеными считалось, что данная методика

электрофациального анализа разработана для хорошо изученной Западной Сибири и достоверность результатов, полученных с ее применением в других регионах крайне сомнительна. В данной диссертации были получены результаты не только подтверждающие, но и наглядно демонстрирующие выводы, сформулированные ранее, в частности, о «мощных песчаных телах», сформированных на Штокмановско-Лунинском пороге в районе Штокмановского месторождения, а также о мелководном происхождении верхней юры. Соответственно, таким образом доказывается применимость вышеописанного метода к Баренцевоморскому региону.

2. В диссертации была проведена количественная оценка ресурсов нефти газа и конденсата юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, в которой, по мнению автора, были учтены недочеты оценки по результатам на 01.01.2009, изменен подход к выделению расчетных участков, приведено обоснование выделения эталонных участков на основе структурной эволюции Штокмановско-Лунинского порога.

3. Выделены нефтегазоперспективные зоны и оценены их начальные суммарные ресурсы.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Выполненное моделирование процессов седиментации в юрском бассейне Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба с широким использованием электрофациального анализа обеспечило создание новых седиментационных моделей нижне-, средне- и верхнеюрских терригенных отложений с оконтуриванием пространственного распределения фациальных зон и прогнозируемых в их пределах резервуаров, характеризующихся благоприятными коллекторскими свойствами.

2. Комплексный анализ структурных и литолого-фациальных характеристик строения юрских отложений Восточно-Баренцевского мегапрогиба с учетом результатов проведенных геохимических исследований

позволил дать уточенные характеристики Ледового и Лудловского эталонных участков, использование которых обеспечило получение более надежной количественной оценки ресурсов УВ изученных юрских комплексов.

3. Выполненные качественный и количественный прогнозы нефтегазоносности юрских отложений Восточно-Баренцевского мегапрогиба позволили выделить в пределах названной структуры 8 нефтегазоперспективных зон для включения их в программу лицензирования с целью проведения поисково-разведочных работ.

Практическая значимость данной работы заключается в уточнении перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, что позволило выделить и нанести на карту нефтегазоперспективные объекты и обосновать новые перспективные направления ГРР на нефть и газ. Доказана возможность применения электрофациального анализа по методу В. С. Муромцева в отношении юрского комплекса Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Основные результаты исследований и рекомендации в отношении количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата могут быть учтены при составлении новой методической основы для руководства по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России.

Публикации и апробация работы.

Основные результаты и положения работы докладывались на XIII и XIV международных конференциях молодых геологов (Словакия, 2012, 2013 г), на III Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ им. А. П. Карпинского, Санкт-Петербург, 2013 г), на III Международной конференции

молодых ученых и специалистов "Актуальные проблемы нефтегазовой геологии XXI века" (ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2013 г), на III и IV Международной конференции молодых ученых и специалистов «Новое в геологии и геофизике Арктики, Антарктики и Мирового океана» (ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга», Санкт-Петербург, 2012 и 2014 г); а также изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций, 2 из которых изданы в журналах, рекомендованных ВАК.

Личный вклад.

Автор неоднократно участвовал в работах по комплексной обработке материалов бурения скважин Баренцевоморского региона (скважины № 1-Северо-Мурманская, № 2- Северо-Мурманская, № 21/22- Мурманская, № 23-Мурманская, №1 Северо-Гуляевская, №1-Аквамаринская, №2-Аквамаринская, №202-Северо-Западная, №1-Куренцовская). В составе рабочей группы проводил описание керна, с последующим описанием шлифов и составлением атласов структур и текстур пород; принимал непосредственное участие в количественной оценке нефти, газа и конденсата на шельфе Баренцева моря по состоянию геолого-геофизической изученности на 01. 01. 2009 г.

В ходе работы над диссертацией автором самостоятельно был построен ряд карт и схем, среди которых: схема корреляции юрских отложений центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, карты мощностей юрских отложений, карта распределения плотности НСР в юрском комплексе центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, структурные карты по отражающим горизонтам «Б» и «В2», проведено седиментационное моделирование на основе электрофациального анализа по методике В. С. Муромцева, обосновано выделение эталонных участков для метода

сравнительных геологических аналогий, выделены и оценены нефтегазопреспективные зоны.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы из 89 наименований, содержит 47 рисунков. Общий объем работы -159 страниц.

Благодарности.

Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, Соловьеву Борису Александровичу за предоставленную возможность совместной работы, а так же за разностороннюю помощь в ходе подготовки диссертации.

Благодарность за разностороннюю поддержку автор выражает коллективу отдела нефтегазоносности Арктики и Мирового океана ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга» и лично Устинову Николаю Васильевичу и Зуйковой Ольге Николаевне за ценные консультации и замечания при выполнении настоящей работы.

Особую благодарность автор выражает Ивановой Ольге Всеволодовне за помощь в решении всех организационных вопросов в ходе подготовки диссертации.

1. СОСТОЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ

Российский шельф Баренцева моря (включая Печорское) является наиболее крупным по площади среди других шельфов России (1021.3 тыс. км2) и наиболее изученным по сравнению с остальными морями Арктики (рис. 1).

История изучения геологического строения островов Российской Арктики и шельфа Баренцева моря начинается еще в XIX веке.

Первые сведения о донных осадках шельфа Баренцева моря были получены в XIX веке экспедициями Ф. Литке, А.Э. Норденшельда, Ф. Нансена, Н.М. Книповича.

1.1. Геологическая изученность

В 20-е-50-е годы прошлого столетия экспедициями «Плавморнина», ПИНРО, Гидрометслужбы и Гидрографического предприятия ММФ проводились маршрутные исследования, геолого-геоморфологическая съемка дна, изучение стратиграфии и литологии новейших отложений. Фактический материал, собранный за этот период, был обобщен в трудах A.A. Кордикова (1953), М.В. Кленовой (1960), В.Н. Сакса, A.A. Белова, H.H. Лапиной (19551963 гг.), В.Д. Дибнера (1963-1965 гг.).

В 1976 г ПГО «Севморгео» Мингео СССР и институт океанологии АН СССР провели комплексные геологические исследования вдоль профиля п-ов Рыбачий - арх. Земля Франца-Иосифа. В донных отложениях определялось содержание углеводородов, их теплопроводность, палеомагнитные свойства.

Рис

1. Схема изученности Баренцева моря.

В 1990 г. на Приновоземельском шельфе ОАО МАГЭ провела геологическую съемку масштаба 1:1 ООО ООО. В течение 2000 и 2001 гг. ПМГРЭ проводила геологические исследования южнее арх. Земля Франца-Иосифа. В этот же период (2001-2002 гг.) проводилось донное опробование (МАГЭ, С.М. Клещин, О.В. Исаева и др.).

1.2. Региональные комплексные и сейсморазведочные работы

Начиная с 1977 года, Морская арктическая геологоразведочная экспедиция (МАГЭ) проводит региональные комплексные геолого-геофизические работы, в состав которых входят сейсмические исследования MOB ОГТ, МПВ, набортные гравиметрические, гидромагнитные, сейсмоакустические наблюдения и донное опробование по сети региональных профилейВ результате этих работ установлены основные черты структуры, оценена мощность осадочного чехла и земной коры, составлены первые региональные сейсмостратиграфические схемы и тектонические карты.

В результате сейсморазведочных работ среднего и крупного масштаба, выполненных трестом "Севморнефтегеофизика" (СМНГ), были составлены структурные карты, освещающие строение осадочного чехла, и выявлен целый ряд перспективных локальных поднятий. Всего на шельфе Баренцева моря отработано более 320 тыс. км сейсмических профилей, в том числе региональные работы составляют 25 %, поисковые —51 %, детальные и детализационные работы - 24 %.

Средняя плотность сейсмопрофилирования по шельфу Баренцева моря составляет 0,3 пог. км/км". Наибольшая плотность сейсмических наблюдений в юго-восточной части Баренцевоморского шельфа сосредоточена в пределах Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской и Варандей-Адзьвинской НТО, на остальном шельфе - в пределах локальных поднятий Южно-Баренцевской и

Штокмановско-Лунинской НГО. Однако, в целом на 90% площади плотность наблюдений не превышает 0,1 пог. км/км . Наибольшие объемы сейсморазведочных (MOB ОГТ) работ были выполнены в период 1985-1991 гг.

Основной объем площадных работ был сосредоточен в центральной и южной частях Баренцева моря. Именно на этот район составлен расширенный комплект структурных карт по отражающим горизонтам в палеозойских и мезозойских комплексах осадочного чехла.

В 1976 и 1983 гг. были проведены исследования земной коры и верхней мантии региона методом ГСЗ (650 км). В 80-х годах было выполнено несколько профилей МПВ (8563 км), дополнивших представления о строении нижних горизонтов осадочного чехла, поверхности фундамента и, в отдельных случаях, консолидированной коры Баренцевской плиты.

С начала 90-х годов при совместном участии МАГЭ, ПМГРЭ, ПО "Севморгео" проводилось широкоугольное глубинное сейсмическое профилирование. С получением результатов широкоугольного профилирования появилась качественно новая возможность непрерывного сейсмического отображения глубинного разреза земной коры.

С 1995 года по 2008 г. время в Баренцевом море реализуется программа создания государственной сети опорных геолого-геофизических профилей (АР-1, АР-2, АР-3, АР-4), в которой участвуют «Севморгео», СМНГ и МАГЭ. На основе технологии комплексной обработки данных MOB, МПВ и ГСЗ созданы модели глубинного геологического строения (см. рис. 1.2.2).

Начало XXI столетия ознаменовалось возобновлением региональных сейсморазведочных работ на качественно новом технологическом уровне. В 2001 г. в западном секторе арктического шельфа, вдоль границы зоны спорных экономических интересов России и Норвегии, «Севморнефтегеофизика» провела работы МОГТ с 480-ти канальной регистрацией (Васильева, Зобнина,

2002). В 2004-2006 гг. МАГЭ выполнила площадные работы на Обручевском вале (Кириллова и др., 2005) и вале Адмиралтейства (Павлов и др., 2006).

В северной, наименее изученной части Баренцева моря МАГЭ и СМНГ выполнили в 2007-2010 гг. году на ряде площадей региональные комплексные исследования (МОГТ, гравиметрия, магнитометрия), окончательные результаты которых представлены в отчетах в 2008-2010 гг.

1.3. Гравиразведка и магниторазведка

Первые сведения о характере гравитационного поля на акватории Баренцева моря получены экспедициями ЦНИИГАиК в 1947 году. В 60-х-70-х годах НИИГА, ПМГРЭ НПО «Севморгеология», КМАГЭ проводятся площадные авиадесантные и набортные гравиметрические работы. Последние, как правило, в комплексе с гидромагнитными исследованиями на отдельных региональных профилях.

В 1975-1981 гг. аэромагнитной партией ПМГРЭ (A.M. Малявкин и др.) проведены съемки масштабов 1:1 000 000 и 1:500 000 на шельфе Баренцева моря с использованием более совершенных технических средств - протонных и квантовых магнитометров, радионавигационных систем. В 1983-85 годах МАГЭ ПГО «Севморгеология» (В.А. Журавлев и др.) проводит набортные гравиметрические исследования в комплексе с гидромагнитными наблюдениями.

В 1987 году ВНИИОкеангеология обобщены материалы гравиметрических и магнитных съемок. В 1978-1989 гг. МАГЭ ПГО «Севморгеология» выполнила надводную гравиметрическую съемку Баренцева моря масштаба 1:1 000 000.

1.4. Бурение

Поисково-разведочное бурение на шельфе было начато в 1981 г. ПО «Арктикморнефтегазразведка». Первая скважина на Мурманском месторождении (21-Мурманская) была пробурена в 1982 году до глубины 1609 м и вскрыла на забое среднеюрские отложения. В 1983 году была пробурена вторая скважина - Мурманская-22 (гл.2914 м). При испытании скв. 22 были получены промышленные притоки газа из продуктивного горизонта (нижний триас) из интервала 2542-2562 м (дебит 144 тыс. мЗ/сут. на штуцере диаметром 11,9 мм). В 1984 г. в скважине 23 (гл. 3545 м.) получен приток газа из интервала 2717-2785 м (дебит 746 тыс. мЗ/сут. на штуцере диаметром 22 мм).

На Штокмановско-Лунинском пороге в 1988 — 1991 гг. в поисковое бурение были введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинской) первая бурящаяся поисковая скважина законсервирована на глубине 1405 м из-за отсутствия средств для продолжения работ. Начато бурением 12 скважин, закончено - И скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа и две скважины, продуктивные по керну и каротажу, находятся в ожидании испытания. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему их числу) равен 0,9. Плотность бурения в пределах Штокмановско-Лунинского порога - 1 скв. / 7,9 тыс. кв. км, плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км / кв. км (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км / кв. км.

Успех нефтегазопоисковых работ на арктическом шельфе во многом был предопределен достаточно строгим выполнением требований Положения об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (ГРР), которые в качестве обязательного элемента начального регионального этапа ГРР предусматривают «бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурно-фациальных условиях.

В результате выполнения программы бурения были получены уникальные данные о возрасте, вещественном составе и физических свойствах вскрытых разрезов, о их нефтегазоводонасыщенности. Эти данные легли в основу представлений о геологическом строении и предпосылках нефтегазоносности западно-арктического шельфа России. В 8 пробуренных скважинах были получены разномасштабные притоки нефти и газа, а параметрические скважины на островах Колгуев и Белый вскрыли залежи нефти и газа.

Таким образом, на сегодняшний день на шельфе Баренцева моря пробурены следующие скважины: Адмиралтейская-1, Ахматовская-1, Аквамаринская-1,2, Андреевская-1, Арктическая-1, Дресвянская-1,2, Ферсмановская-1, Северо-Гуляевская-1,2, Северо-Кильдинская-80,81,82,83,84, Восточно-Колгуевская-1,2, Крестовая-1, Куренцо-вская-1, Ледовая-1,2, Лудловская-1,2,3, Лунинская-1, Медынское-море-1(1), 1(3), 2(1), 2(2), 2(4), Мурманская-21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,32, Северо-Мурманская-1,2,

Паханческая-1, Поморская-1,2,3, Северо-Поморская-1, Приразломная-1,2,3,4,5,6, Русская-613, Северо-Долгинская-1, Северо-Западная-202, Штокмановская-1,2,3,4,5,6,7, Варандей-море-1,2, Южно-Долгинская-1.

В результате бурения скважин были открыты Мурманское (газовое), Северо-Кильдинское (газовое), Штокмановское (газоконденсатное), Лудловское (газоконденсатное), Ледовое (газоконденсатное), Медынское-море (нефтяное), Приразломное (нефтяное), Северо-Гуляевское (нефтегазовое, нефтегазоконденсатное), Поморское (газоконденсатное) месторождения.

Все же, несмотря на все вышеперечисленные работы, общая изученность акватории бурением остается крайне низкой на сегодняшний день пробурена 51 скважина, суммарный объем морского бурения составляет 151.12 пог.км. Для сравнения на шельфе Норвегии пробурено более 700 разведочных скважин, не считая эксплуатационных. Успешность поискового бурения в

российском секторе Баренцева моря составляет 33%. Основным продуктивным и перспективным НГК остается юрско-барремский (неокомский), несколько менее перспективным является триасовый. Примерно такой же является успешность бурения и в норввежском секторе Баренцева моря (37%), где наиболее перспективными также являются юрско-неокомский и триасовый НГК.

В Баренцевоморской провинции одна скважина приходится, в среднем, на 27.2 тыс. км2 перспективной площади, в том числе в Печорском море одна скважина на 16.6 тыс. км2, в Баренцевом море - на 31.6 тыс. км2. В 14 из 22 потенциально нефтегазоносных областей (80% перспективной площади) нет ни одной скважины. Однако, даже такие относительно небольшие объемы бурения привели к открытию 11-ти месторождений нефти, газа и конденсата, что подтверждает необычайно высокий углеводородный потенциал Баренцева и Печорского морей.

Данная диссертация является далеко не первой работой по шельфу Баренцева моря. Геологическое строение Баренцевоморского региона и прилегающей к нему суши изучалось многими организациями, среди которых ФГУП «ВНИИОкеангеология», ФГУП «Севморгео», ОАО «МАГЭ», ОАО «Севморнефтегеофизика», ФГУП «ВСЕГЕИ» и многие другие; оно освещено во многих научных работах. К их числу относятся в первую очередь фундаментальные труды-монографии под редакцией И.С. Грамберга (1988), Я.П. Маловицкого (1989), В.П. Гаврилова (1993), обобщающие работы М.Л. Вербы, Ю.Н. Григоренко, О.И. Супруненко, Б.В. Сенина, Э.В. Шипилова, Н.Я. Кунина, Е.Г. Бро и других.

2. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАПРОГИБА

Данная глава составлена с использованием данных многолетних исследований специалистов ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга», ОАО «МАГЭ», а так же совместной работы ВНИИОкеангеология с компанией Fugro Robertson Limited.

Для наиболее полного представления о площадном распространении юрских отложений, а также отдельных горизонтов в работе представлен профиль VII-VII (Рис. 3) из отчета Вискуновой К. Г. [72], а так же несколько сейсмогеологических профилей из отчета ОАО «МАГЭ» [81] (Рис. 4-6). Так же была проведена корреляция по линии скважин: Мурманская - СевероМурманская - Северо-Кильдинская - Арктическая - Штокмановская - Ледовая - Лудловская — Ферсмановская - Лунинская (Рис. 7). Схема корреляции скважин наглядно демонстрирует, что во всех перечисленных скважинах присутствуют юрские отложения в том или ином объеме.

2.1. Палеозойская эратема - PZ

Отложения палеозоя в пределах изучаемого региона находятся на недостижимой для бурения глубине и поэтому кратко охарактеризованы по обнажениям и скважинам обрамляющих территорий и акваторий, а также, где это возможно, по данным сейсморазведки.

Кембрийская система (€). Нерасчлененная толща кембрия, представленная чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов, мощностью около 1000 м, встречена на севере Южного острова Новой Земли [81].

Ордовикская система (О). На архипелаге Новая Земля отложения ордовика залегают на кембрийских со стратиграфическим несогласием. Мощность колеблется от 800 до 1300 м. Отложения представлены чередованием

Рис. 2. Карта фактического материала.

БАРЕНЦЕВО МОРЕ

гокмановская-

| 1000

16000

18000

20000

18000

21ф00

КОЛЬС КО КАННН( КАЯ МОНОКЛИНАЛЬ

Условные обозначения:

ЮЖНО-БАРЕНЦЕВГКАЯ ВПАДИНА

ШТОКМАИОВСКО-ЛУНИНСКИП ПОРОГ

СЕВЕРО-БАРЕНЦЕВСКАЯ ВПАДИНА

-1в0

Гориющаньный масинаб

Рис. 3. Сейсмогеологический разрез по линии УП-УИ (Вискунова К. Г. Повышева Л. Г.. Устинов Н. В. Преображенская Э. Н. (По данным ОАО "СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА")) [72]

сз

1000.00 0.00 -1000.00 -2000.00 -3000.00 -4000.00 -5000.00 -6000.00 -7000.00 -8000.00 -9000.00 -10000.00 -11000.00 -12000.00 -13000.00 -14000.00 -15000.00 -16000.00 -17000.00 -18000.00 -19000.00 -20000 00 -21000.00 -22000.00 -23000.00 -24000.00 -25000.00 -26000 00 -27000.00 -28000.00 -29000 00

SP: Offset: О

KS0924. 11719 34 1000 0 2000.0

3000.0 50000

KS103, 11396 04 4000.0 5000 0 6000.0 100000

8000 0 150000

KS0932. 11057.55 90000 10000.0

KS0908, 10923.46 - KS0913-

11000.0 12000.0 13000.0 14000.0 15000 0

ЮООО 250000

MiгтлтклуаП Митпапшлуа 26 МиптшчЬлу за

'ф фффмилютииг* 23

KS0909. 10051 96 KS1026. 10114 99 16000 0 17000.0 300000

180000 190000 350000

KS0810. 9062 35 20000 0 21000.0

400000 413303

G, (K.a-al) Гп(К.пс)

VI(PR,-C?) i

юв

1000.000 0.000 -1000 000 -2000.000 -3000.000 -4000.000 -5000.000 -6000 000 -7000.000 -8000.000 -9000.000 -10000.000 -11000.000 -12000.000 [-13000 000 ; -14000 000 -15000 000 -16000.000 -17000.000 -18000 000 -19000.000 -20000.000 -21000.000 -22000.000 -23000.000 -24000 000 -25000.000 -26000.000 -27000.000 -28000.000 -29000.000

Рис. 4. Глубинный сейсмогеологический разрез по профилю MOB ОГТ KS 0913 (Павлов С. П. и др.) [81]

VI(PR -С?)

Рис. 5. Глубинный сейсмогеологический разрез по профилю MOB ОГТ KS 0924 (Павлов С. П. и др.) [81]

сз

SP: Offset О

KS0802, 5918.41

2000 0 3000 0 50000

KS0803. 8742 19

7000.0

5000 0 6000 0 100000

KS0804. 10805.26 9000 0

KS200805, 13365 28 KS0924, 32873 10 KS103. 33255.87 KS0832, 33604 76

-KS0819-

100000 110000 120000 13000.0 140000 150000 16000.0 170000 18000.0 190000 20000 0 210000 22000 0 23000 0 24000 0

350000 400000 450000160320

250000

300000

юв

1000.000 0 000 -1000 000 -2000.000 -3000.000 -4000 ООО -5000.000 -6000.000 -7000.000 -8000.000 -9000.000 -10000 000 -11000.000 | -12000.000 -13000.000 -14000.000 -15000.000 -16000.000 i -17000.000 -18000.000 -19000.000 -20000.000 -21000.000 -22000.000 -23000.000 -24000.000 -25000 000 -26000.000 -27000.000 -28000.000 -29000 000

Рис. 6. Глубинный сейсмогеологический разрез по профилю MOB ОГТ KS 0819 (Павлов С. П. и др.) [81]

1ч

ОТДЕЛ

СИСТЕМА

Северо-Кильдинская - 82

Северо-Мурманская -1

Мурманская - 26

голоцен

»плейстоцен

ВОЛЖСКИ)!

мчершшии

келовенскин

блекни

оаиоссш

ааленскнн

тгарсш

шивсбакюш

сииемюрсш

гетгангскин

нориискии

карншшп

ладинскии

амекскии

iiKjcmi

Забой

Рис. 7. Корреляция юрских отложений центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба (по данным ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга и Fugro Robertson Limited)

песчаников, алевролитов и аргиллитов. В южной части архипелага Новая Земля в разрезе преобладают известняки [81]. Предполагается, что на Кольско-Канинской моноклинали породы ордовика несогласно залегают на рифейском фундаменте. В разрезе ожидаются терригенные отложения, мощность которых по геофизическим данным достигает 1000 м [72].

Силурийская система (8). На архипелаге Новая Земля отложения силура представлены чередованием алевролитов, песчаников, известняков и доломитов, причем доля известняков в разрезе в южной части острова увеличивается [81]. На протяжении всей Кольско-Канинской моноклинали отложения силура небольшой мощности (100-200 м) с размывом лежат на ордовикских. В основании структуры при переходе её в Южно-Баренцевскую синеклизу видимая мощность силура увеличивается до 1500 м [72].

Девонская система (О) в прибрежной части Кольского полуострова предполагаются, в нижней части терригенной толщи, которая залегает трансгрессивно, с перерывом и с угловым несогласием, на породах фундамента. На Новой Земле девон представлен всеми тремя отделами, причем отложения верхнего девона залегают со стратиграфическим несогласием. Нижний девон представлен чередованием известняков, глин, песчаников, доломитов и алевролитов, при этом количество известняков к югу увеличивается. Мощность колеблется от 250-600 м в северной и средней частях до 100-1500 м в южной части острова. Средний отдел сложен аргиллитами и песчаниками с прослоями глин и доломитов в северной и средней частях архипелага, а на юге он представлен мощной толщей (1400 м) доломитов. К верхнему девону относится толща известняков и мергелей с конгломератами в подошве мощностью 10001500 м, с интрузиями базальтов [81].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ткаченко, Максим Александрович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ОПУБЛИКОВАННАЯ

1. Аплонов C.B. Геодинамика. Учебник. СПб: изд-во СПбГУ, 2001, 360с.

2. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. Т. 1 «Обломочные и глинистые породы». Госгеолтехиздат, М, 1962. - 578 с.

3. Баренцевская шельфовая плита. Под ред. И.С. Грамберга. // Л., Недра, 1988, 263 с.

4. Басов В.А., Василенко Л.В., Вискунова К.Г., Кораго Е.А., Корчинская М.В., Куприянова Н.В., Повышева Л.Г., Преображенская Э.Н., Пчелина Т.М., Столбов Н.М., Суворова Е.Б., Супруненко О.И., Суслова В.В., Устинов Н.В., Устрицкий В.И., Фефилова Л.А. Эволюция обстановок осадконакопления Баренцево Северо-Карского палеобассейна в Фанерозое // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/rub/2/З 2009.pdf

5. Белецкая С.Н. Первичная миграция нефти. М.: Недра, 1990.

6. Белозёров В. Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Известия ТПУ. 2011. №1.

7. Варламов А.И., Каминский В.Д., Афанасенков А.П., Супруненко О.И., Пешкова И.Н. Состояние ресурсной базы и проблемы освоения континентального шельфа Российской Федерации. Геология нефти и газа, 2011, №6, с. 3-12.

8. Вассоевич Н.Б. Основные стадии изменения осадка и породы (стадии литогенеза) // Спутник полевого геолога-нефтяника. Т. 4, Л., 1954.

9. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) //Изв. АН СССР, Сер. геологическая. 1967. № 11. С. 135-156.

10. Верба М.Л., Иванова Н.М., Кацев В.А., Рослов Ю.В., Сакулина Т.С., Телегин. А.Н. Результаты сейсмических исследований по опорным

профилям АР-1 и АР-2 в Баренцевом и Карском морях. Разведка и охрана недр, 2001, №10. -С. 3-7.

И. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России / Н.К. Байбаков, Н.М. Байков, К.С. Басниев и др. М.: Наука, 1995.

12. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. М. Недра, 1985.

13. Гаврилов В.П. Геология и минеральные ресурсы Мирового океана. М.: Недра, 1990.

14. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника. М.: Недра, 1986.

15. Гаврилов В.П. Происхождение нефти. М.: Наука, 1986.

16. Гажула C.B. Особенности оценки запасов морских месторождений нераспределённого фонда недр // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - Т.З. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/3/52 2008.pdf

17. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник/ О. К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б. А. Соколов, В. Е. Хаин; Под ред. Б. А. Соколова. -М.: Изд-во МГУ, 2000. - 284 с

18. Геология нефти и газа / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.П. Ларин и др. М.: Недра, 1990.

19. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (новая серия). Лист R-38-40 - Колгуев. Объяснительная записка / Под ред. Б. Г. Лопатина. СПб, ВСЕГЕИ, 2003, 203 с. (МПР России, ВСЕГЕИ, МАГЭ, ВНИИОкеангеология, ПМГРЭ).

20. Государственная геологическая карта Российской федерации. Масштаб 1:1000000 (новая серия). Лист S-36, 37 - Баренцево море. Объяснительная записка. // СПб, ВСЕГЕИ, 2000, 165 с.

21. Грамберг И. С., Иванов В. Л., Погребицкий Ю. Е. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 5. Арктические моря. СПб, ВСЕГЕИ, 2000. 468 с. (МПР РФ, РАН, ВНИИОкеангеология).

22. Грамберг И.С., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И., Катагенетическая зональность осадочного чехла Баренцевоморского шельфа в связи с нефтегазоносностью. Геология и геофизика, 2001, т. 2, № 11-12, с. 18081820.

23. Грамберг И.С., Ронкина 3.3. Позднеюрская формация черных глин Северной Арктики // Советская геология. 1988, № 6, с. 94-99.

24. Ежова A.B. Литология // Томский политехнический университет. - 2-е изд. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. -336 с.

25. Захаров В.А., Юнов А.Ю. Направление поисковых залежей УВ в юрских отложениях на Российском шельфе Баренцева моря. // Геология нефти и газа, 1994, № 2, с. 13-15.

26. Итенберг С. С., Дакхильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982, 351с.

27. Коротаев М. В., Никишин А. М., Шипилов Э. В., Клутинг С., Стефенсон Р. А. История геологического развития Восточно-Баренцевского региона в палеозое-мезозое по данным компьютерного моделирования // Доклады академии наук, 1998, том 359, №5, с. 654-658.

28. Кравец B.C., Месежников М.С., Слонимский Г.А. Строение юрско-нижнемеловой толщи в бассейне р. Печоры. // Биостратиграфия отложений мезозоя нефтегазоносных областей СССР. Тр. ВНИГРИ, вып. 388, Л., 1976, с. 27-41.

29. Крылов H.A., Батурин Ю.Н. Геолого-экономический анализ освоения ресурсов нефти. М.: Недра, 1990.

30. Ладынин А. В. Петрофизика. Лекции для студентов геологических специальностей / Новосиб. гос. ун-т. Новосибирск, 2002, 120с.

31. Латышова М. Г., Мартынов В. Г. Соколова Т. Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. пособие для вузов. -М.: «ООО Недра-Бизнесцентр», 2007. - 327 е.: ил.

32. Леончик M. И. Новый нефтегазоперспективный объект - верхнеюрские турбидиты Южно-Баренцевской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - №4.

33. Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континентах и в океане. Л., 1987, 237 с.

34. Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - Т.З. - №2. http.y/www.ngtp.ru/rub/5/l 7 2008.pdf

35. Маргулис Е.А. Эволюция Баренцевоморского региона и его углеводородные системы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2009. - Т.4. - №2. - httn://www.ngtp.ru/rub/5/24 2009.pdf

36. Матвеев Ю.И., Верба М.Л., Липилин A.B., Рослов Ю.В., Эринчик Ю.В. Основные итоги десятилетних региональных комплексных геофизических исследований на Баренцево-Карском шельфе. // Разведка и охрана недр, 2005, № 1, с. 3-6.

37. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России, М.: ВНИГНИ, 2000 г.

38. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел— литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984.— 260 с. (М-во геологии СССР. Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол. развед. ин-т)

39. Неручев С. Г., Смирнов C.B. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождений нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - Т.2. - http://www.ngtp.ru/rub/1 /013.pdf

40. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1989.

41. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. М.: Недра, 1990.

42. Новиков Ю.Н., Гажула C.B. Особенности оценки месторождений углеводородного сырья арктического шельфа России и их переоценки в соответствии с новой классификацией запасов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - Т.З. - №1. httD://www.ngtD.ru/mb/6/l 3 2008.pdf

43. Основы методики геолого-разведочных работ на нефть и газ / Под ред. Э.А. Бакирова и В.Н. Ларина. М.: Недра, 1991.

44. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы: Пер. с англ. - М.: Недра, 1981. -751 с.

45. Платонов М. В. Петрография обломочных и карбонатных пород: учебно-методическое пособие / М. В. Платонов, М. А. Тугарова, СПб, 2003.

46. Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 1990.

47. Прищепа О.М. Зоны нефтегазонакопления - методические подходы к их выделению, обеспечивающие современное решение задач отрасли // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2008. - Т.З. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/12/14_2008.pdf

48. Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - №4.

http://www.n gtp. ru/rub/6/44 2011 .pdf

49. Пчелина T.M. Палеогеографические реконструкции Баренцево-Карского региона в триасовом периоде в связи с нефтегазоносностью. // Тр.Третьей Международной конф. Освоение шельфа Арктических морей России. СПб, 1998, ЦНИИ им. акад. А.Н.Крылова, с. 261-263.

50. Рединг X. Г. Обстановки осадконапления и фации // В 2-х т. Т. 1 : Пер. с англ./ под ред. X. Рединга. - М.: Мир, 1990. - 352 е., ил.

51. Рединг X. Г. Обстановки осадконапления и фации // В 2-х т. Т. 2: Пер. с англ./ под ред. X. Рединга. -М.: Мир, 1990. - 384 е., ил.

52. Ронкина 3.3., Данюшевская А.И. Геологический разрез Мурманской площади/ Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах). Д., ПГО «Севморгео», 1988, с. 84-102.

53. Сорохтин О.Г, Ушаков С.А. Глобальная эволюция Земли. М.: Изд-во МГУ, 1991.

54. Сорохтин О.Г, Ушаков С.А. Развитие Земли. М.: Изд-во МГУ, 2002.

55. Справочник по геохимии нефти и газа. - СПб.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 576 е.: ил.

56. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа /A.A. Бакиров, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-Пашаев и др. М.: Высш. шк., 1987.

57. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. Пер. с англ. М.: Мир, 1981.

58. Ткаченко М. А. Использование элементов секвентного анализа при изучении геологического строения и нефтегазоносности восточного борта Баренцевской впадины. Тез. докл. Санкт-Петербург, ФГУП ВНИГРИ, 2009,С. 85.

59. Тугарова М. А. Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации: Учебно-методич. Пособие. - СПб., 2004. - 36 с.

60. Устинов Н.В., Покровская И.Е. Верхнеюрские «черные глины» Баренцевоморского шельфа. // Геологическое строение и нефтегазоносность Арктических морей России. ВНИИОкеангеология, Санкт-Петербург, 1994, с. 13-18.

61. Хаин В. Е., Ломизе М. Г. Геотектоника с основами геодинамики. Учебник. Для студентов геологических специальностей вузов. М: Изд-во МГУ, 1995 г. 480 с.

62. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород (компонентный состав,систематика и описание минеральных видов), Ленинград «Недра» Ленинградское отделение, 1987.

63. Gramberg I. S. Catagenetic zoning and petroleum potential of the sedimentary cover of the Barents sea shelf / I. S. Gramberg, N. K. Evdokimova, О. I. Suprunenko // RUSSIAN GEOLOGY AND GEPHYSICS Vol. 42, No 11, pp 1717 - 1730, Allerton Press, Inc / New York, 2001.

64. Leith T. Weiss A. et al. Mesozoic hydrocarbon source-rocks of the Arctic region // Arctic Geology and Petroleum Potential, 1993, Norwegian Petroleum Society (NPF), Special Publication № 2, Elsevier, Amsterdam, p. 1-27.

65. N0ttvedt A., Livbjerg F., Midboe P.S. and Rasmussen, E.: Hydrocarbon potential of the Central Spitsbergen Basin // Arctic Geology and Petroleum Potential, 1993, Norwegian Petroleum Society (NPF), Special Publication № 2, Elsevier, Amsterdam, 1992, p.333-361.

66. Worsley D., Yohansen R. and Kristensen S.E. The Mesozoic and Cenozoic succession of Tromsoflaket // A lithostratigraphic scheme for the Mesozoic and Cenoroic succession offshore mit - and northern Norway. NPD-Bulletin, n4, Oljedirektoratet, 1988, p. 42-65.

ФОНДОВАЯ

67. Басов B.A. Компьютерно-информационная система, обобщающая результаты изучения глубоких скважин и типовых разрезов фанерозоя Арктики. // СПб, ВНИИОкеангеология, 2005.

68. Бро Е. Г. Геологическое строение и нефтегазоносность отложений осадочного чехла на шельфах Баренцева и Карского морей. Отчет по договору 053. В двух книгах. Книга 2. Санкт-Петербург, 1993 г. Фонды ФГУП "ВНИИОкеангеология"

69. Бро Е. Г. Прогноз нефтегазоматеринских толщ, региональных резервуаров, покрышек и зон нефтегазонакопления на Арктических

шельфах России. Отчет по теме 344. В двух книгах. Книга 1. Санкт-Петербург, 1996 г. Фонды ФГУП "ВНИИОкеангеология".

70. Вискунова К. Г. Количественная оценка величины начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата Баренцева, Печорского и Карского морей. Книга 1. Санкт-Петербург, 2004 г.

71. Вискунова К. Г. Отчет по теме 532 «Переобработать геолого-геофизические материалы по Баренцево-Северо-Карской плите с целью определения стратегии поиска залежей углеводородов». В 3-х книгах. Книга 1. Санкт-Петербург, 2002 г.

72. Вискунова К. Г. Создание каркасной сети бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности акватории Баренцева моря. Дополнительное соглашение от 15 февраля 2006 г. № 1 к Государственному контракту от 26 апреля 2005 г. №05/07/70-70. Отчет в 5-ти книгах. Книга 1 «Геологическое строение акватории Баренцева моря по системе региональных профилей». Санкт-Петербург, 2006 г. Фонды ФГУП "ВНИИОкеангеология".

73. Вискунова К.Г. и др. Переобработать геолого-геофизические материалы по Баренцево-Северо-Карской плите с целью определения стратегии поиска залежей углеводородов. // СПб, 2002, 245с.

74. Евдокимова Н.К. Создать геохимическую модель преобразования органического и рудного вещества в зонах гидротермальной активности Баренцевоморского шельфа. Санкт-Петербург. Фонды ВНИИОкеангеология, 1994г.

75. Евсюков В.Г., Бро В.Г., Устинов Н.В. и др. Обработка материалов параметрических и поисковых скважин, пробуренных на шельфе Советской Арктики. Тема 4/91-94. //Мурманск. ПО АМНГР, 1991.

76. Зарипов О.Г., Павлов Л.А., Устинов Н.В. Отчет о результатах бурения скважины № 1 на Северо-Мурманской площади. Мурманск, ПО АМНГР, 1989.

77. Зуйкова О.Н. и др. Отчет "Литолого-фациальная характеристика и коллекторский потенциал осадочных скважин № 1- Адмиралтейская, № 1-Крестовая, № 1 - Арктическая, № 1- Ферсмановская по данным изучения кернового материала" ФГУП «ВНИИОкеангеология" Санкт-Петербург 2009 г., Фонды ФГУП АМНГР.

78. Комарницкий В. М., Устинов Н. В. Обобщение материалов поискового бурения по скважинам 1-Арктическая, 1-Куренцовская, и 82-Северо-Кильдинская. Промежуточный отчет по теме 2/89-91 «Обобщение результатов бурения параметрических и особо важных поисковых скважин на шельфе Баренцева и Карского морей». В 2-х книгах. Книга 1. Мурманск, 1990 г. Фонды ФГУП "ВНИИОкеангеология".

79. Комарницкий В.М., Евсюков В.Г., Устинов Н.В. и др. Обобщение материалов поискового бурения по скв. 1 Штокмановской площади (промежуточный отчет по теме 2/89-91). // Мурманск: КТЭ ПО АМНГР, 1989.

80. Красильщиков A.A. Отчет по теме «Составление серии сводных карт м-ба 1:1000000», СПб, ВНИИОкеангеология, 1996.

81. Павлов С. П. и др. Отчет по объекту «Создание каркасной сети региональных сейсмических профилей с целью изучения строения глубоких горизонтов осадочного чехла Печоро-Баренцево-Северокарского мегабассейна (Печорский, Южно-Барецевский районы)», Мурманск 2011 г.

82. Рослов Ю.В. и др. Комплексные работы с целью получения новой информации о структуре осадочного чехла Баренцева и Карского морей. // СПб, Севморгео, 2004.

83. Соболев H.H. и др. Изучить верхнепалеозойские отложения Баренцевоморского бассейна. //ВНИИОкеангеология, СПб., 1993.

84. Соболев Н.Н., Басов В.А. и др. Схема трансгрессивно-регрессивных последовательностей для . среднего-верхнего палеозоя и мезозоя Баренцева и Карского шельфа. // СПб, ВНИИОкеангеология, 1997.

85. Супруненко О.И. и др. Глубинное строение Баренцевоморского региона и потенциальные возможности нефтегазоносности второго и третьего структурных этажей. // СПб, 1998.

86. Супруненко О.И. и др. Отчет "Оценить перспективные и прогнозные ресурсы Баренцева и Карского морей", г.Санкт-Петербург, 2004 г. Фонды ФГУП "ВНИИОкеангеология".

87. Супруненко О.И. и др. Структурная приуроченность, строение чехла и нефтегазовый потенциал свода Федынского и прилегающих площадей («серая зона»). Об. №29-96-7/2, // СПб, ВНИИОкеангеология, 1999.

88. Устинов Н.В., Бро Е.Г., Сороков Д.С и др. Фанерозойские отложения Западно-Арктического шельфа (по материалам бурения). Отчет по договору 923. кн. 1, 2. Д., ВНИИОкеангеология, 1989.

89. Шкарубо С.И. Региональные комплексные геолого-геофизические работы на Шпицбергенском шельфе в 1989-1992 г. //Мурманск, ГП МАГЭ, 1993, кн. 1,2.