Геология и условия формирования месторождений нефти и газа в Северо-Тазовском очаге генерации и аккумуляции углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Сафронов Павел Иванович

• Сафронов Павел Иванович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Сафронов Павел Иванович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 История и современное состояние методов моделирования процессов

генерации углеводородов в осадочных бассейнах

1.1. Количественные модели генерации углеводородов в осадочных

бассейнах

1.1.1. Объёмно-генетический метод

1.1.2. Историко-генетический метод

1.2. Современная методика реконструкций процессов генерации, миграции и

аккумуляции углеводородов в осадочных бассейнах

Глава 2 Геологическое строение и история изучения территории Северо-

Тазовского очага нефтегазообразования

2.1. История геологического изучения территории Северо-Тазовского очага

нефтегазообразования

2.2. Стратиграфия. Литология пород осадочного чехла

2.3. Тектоника. История тектонического развития

2.4. Палеогеография

2.5. Геохимия рассеянного органического вещества и нафтидов

2.6. Геотермический режим недр. Тепловые потоки

2.7. Нефтегазоносность и нефтегазогеологическое районирование территории

исследования

Глава 3 Модели Северо-Тазовского очага нефтегазообразования

3.1. Структурно-литологическая модель

3.2. Калибровка температурной модели

3.3. Нефтегазопроизводящие толщи

Глава 4 Нефтегазовые системы северо-тазовского очага

нефтегазообразования

4.1. История генерации углеводородов в Северо-Тазовском очаге

нефтегазообразования

4.2 Время литификации флюидоупоров Северо-Тазовского очага

нефтегазообразования

4.3 Оценка генерационного и аккумуляционного потенциалов Северо-

Тазовского очага нефтегазообразования

4.4 История формирования Ванкорской группы месторождений

Список литературы

3

ВВЕДЕНИЕ

Изучение Арктической части Западно-Сибирского нефтегазоносного

бассейна началось в конце 30-х – начале 40-х годов прошлого столетия.

Геологоразведочные работы того периода проводились под руководством

Т.К. Емельянцева в Нордвикском районе, Н.А. Гедройца в Усть-Енисейском

районе, В.Н. Сакса в низовьях реки Енисей и др.

Первое газовое Тазовское месторождение в Арктической части Сибири было

открыто в 1962 году. В 60-70-х годах были открыты крупное Новопортовское

(1964), уникальные: Заполярное (1965), Уренгойское (1966), Медвежье (1967) и

Ямбургское (1969) месторождения. Собственно в Усть-Енисейском районе были

открыты Мессояхское (1967), Солёнинское (1969), Южно-Солёнинское (1969),

Пеляткинское (1969), Ушаковское (1988) и несколько позже Дерябинское (1984)

месторождения. Геологоразведочные работы проводились И.Г. Левченко,

В.Д. Накоряковым, Л.Л. Кузнецовым, Д.Б. Тальвирским.

Одним из значимых событий нефтегазовой отрасли прошлого века было

открытие Ванкорской группы месторождений (1972 – 1991 гг.). Проектирование

геологоразведочных работ в этом районе было подготовлено под руководством

А.Э. Конторовича (СНИИГГиМС). Руководство геологоразведочными работами

осуществляли первоначально Н.П. Запивалов и Н.П. Кирда, позднее

В.Д. Накоряков и Л.Л. Кузнецов. На современном этапе исследования открытыми

остаются вопросы:

 какие факторы имели решающее значение при формировании этих

скоплений углеводородов?

 какие процессы привели к формированию столь крупных

месторождений на периферии осадочного бассейна?

 возможны ли новые открытия подобных месторождений в

слабоизученных северных районах Западно-Сибирской

нефтегазоносной провинции?

4

Объектом исследования являются обогащенные органическим веществом

юрские и меловые нефтегазопроизводящие толщи (НГПТ) Северо-Тазовского

очага нефтегазообразования. Под очагом нефтегазообразования автор понимает

часть осадочного чехла, представленную одной или несколькими НГПТ, в которых

протекали и (или) протекают интенсивные процессы генерации углеводородов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геология и условия формирования месторождений нефти и газа в Северо-Тазовском очаге генерации и аккумуляции углеводородов»

Актуальность работы и степень ее разработанности

В 2008 году утверждена «Стратегия развития Арктической зоны Российской

Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года». В

2014 году утверждена государственная программа «Социально-экономического

развития Арктической зоны Российской федерации на период до 2020 года».

Программа и стратегия развития предусматривают, в том числе, повышение

эффективности всех видов экономической деятельности в Арктической зоне.

Одним из значимых объектов прироста запасов и формирования новых

центров добычи нефти и газа в Арктической зоне России является Северо-

Тазовский очаг генерации углеводородов и окаймляющие его зоны нефте- и

газонакопления. В тектоническом отношении территория исследования включает

Мессояхскую наклонную гряду, разделяющую Антипаютинско-Тадебеяхинскую и

Большехетскую мегасинеклизы. Последняя осложнена Северо-Тазовской

мегавпадиной. Восточную часть территории исследования занимают структуры

Внешнего пояса

Для снижения геологических рисков и четкого планирования

геологоразведочных работ в труднодоступных, со сложными природно-

климатическими условиями регионах севера Западной Сибири необходимо

уточнить закономерности размещения и формирования залежей нефти и газа.

Разработка теоретических основ изучения процессов формирования скоплений

углеводородов в пределах объекта исследования является значимым составным

элементом стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации в

низовьях р. Енисей, что определяет актуальность работы.

Историко-геологические методы оценки перспектив нефтегазоносности и

восстановления истории генерации углеводородов на территории северных

 5

районов Западной Сибири и Южно-Карской мегасинеклизы применялись в работах

[Трофимук, Конторович, 1973; Конторович и др., 1975; Littke et al., 1999; Schaefer

et al., 1999; Сафронов и др., 2011; Малышева и др., 2011, 2012; Конторович др.,

2013; Богданов и др., 2017; Бондарев, 2014; Мусихин, Шуваев, 2014; Ступакова др.,

2014; Дешин и др., 2017].

Цель исследования – восстановить историю генерации углеводородов

органическим веществом основных (обладавших значительным генерационным

потенциалом) юрских и меловых нефтегазопроизводящих толщ и оценить

генерационно-аккумуляционный потенциал связанных с ними нефтегазовых

систем на территории Северо-Тазовского очага нефтегазообразования.

Научная задача

Выполнить в рамках осадочно-миграционной теории нафтидогенеза на

основе информации о геологическом строении мезозойско-кайнозойского

осадочного чехла Северо-Тазовской мегавпадины и прилегающих территорий

моделирование процессов генерации и аккумуляции углеводородов, определить

время их интенсификации, выполнить оценку объёмов и масс образованных

газообразных и жидких углеводородов.

Этапы исследования:

1. На базе материалов ИНГГ СО РАН и других организаций, а также

данных из открытых источников была сформирована единая база данных,

содержащая информацию о стратиграфии, литологии, органической геохимии,

тектонике, времени и масштабах оледенений, размывах отложений, распределении

современных температур в осадочном бассейне, отражательной способности

витринита в разрезе. При этом были использованы опубликованные и фондовые

материалы А.П. Афанасенкова, Л.И. Богородской, Л.Н. Болдушевской, И.П.

Варламова, Г.Д. Гинзбурга, А.И. Данюшевской, С.В. Ершова, Н.С. Ким, А.Э.

Конторовича, В.А. Конторовича, В.И. Кринина, К.И. Микуленко, Б.Л. Никитенко,

Д.А. Новикова, И.Д. Поляковой, А.П. Родченко, Д.С. Сорокова, Д.Б. Тальвирского,

Ю.А. Филипцова, А.Н. Фомина, А.С. Фомичева, Г.Г. Шемина, Б.Н. Шурыгина и др.

 6

2. Сформирована численная структурно-литологическая модель

мезозойско-кайнозойского осадочного чехла района исследования.

3. На основе построенной структурно-литологической модели Северо-

Тазовского очага нефтегазобразования и прилегающих территорий восстановлена,

с учетом уплотнения пород, история формирования мезозойско-кайнозойского

осадочного чехла.

4. Исходя из современных геотермических данных, определений

отражательной способности витринита в мезозойско-кайнозойском разрезе и

существующих схем катагенеза в кровле верхнеюрских пород Западно-Сибирского

бассейна реконструирована тепловая история пород.

5. На основе палеогеографических и геохимических исследований

обоснованы тип и кинетические характеристики органического вещества юрских и

меловых нефтегазопроизводящих толщ.

6. Восстановлена динамика генерации жидких и газообразных

углеводородов в основных НГПТ.

7. Проанализирована история генерации, аккумуляции и диссипации

углеводородов в Северо-Тазовском очаге нефтегазообразования. Оценено время

литификации регионально выдержанных глинистых толщ до состояния

флюидоупора.

8. Выполнена оценка возможных масштабов генерации углеводородов.

Оценены потери углеводородов до формирования регионально выдержанных

флюидоупоров.

9. Предложена концептуальная историко-генетическая модель

формирования крупных по запасам месторождений нефти и газа Ванкорской

группы вблизи периферии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

Научная новизна заключается в детальном описании процессов

нафтидогенеза в осадочном чехле Северо-Тазовской мегавпадины – крупнейшего

очага генерации углеводородов на северо-востоке Западно-Сибирского бассейна и

прилегающих территорий. Единственного крупного очага, расположенного вблизи

границ бассейна. Впервые детально восстановлена динамика генерации, дана

 7

дифференцированная по стадиям катагенеза и по времени оценка объемов и масс

генерации углеводородов органическим веществом юрских и меловых пород. На

основе расчета времени достижения регионально выдержанными глинистыми

толщами состояния флюидоупоров впервые выполнена оценка сверху потерь

углеводородов, генерированных основными НГПТ. Впервые предложена

концептуальная модель формирования крупных по запасам месторождений нефти

и газа Ванкорской группы вблизи периферии Западно-Сибирского

нефтегазоносного бассейна. Определены основные факторы, суперпозиция

которых привела к формированию уникальной Ванкорской группы

месторождений.

Фактический материал

В основу работы положены результаты исследований севера Западно-

Сибирской нефтегазоносной провинции, полученные в ИНГГ СО РАН:

• 20 сеточных моделей структурных поверхностей основных

стратиграфических горизонтов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (В.А.

Конторович, С.В. Ершов, и др.) и такое же количество соответствующих им

сеточных моделей распределения литологических типов пород;

• тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской

нефтегазоносной провинции [Конторович и др, 2001]

• данные геохимических (112 замеров Сорг в породах юрского и 192 в

породах мелового возраста) и пиролитических (112 замеров HI и Tmax в породах

юрского и 200 в породах мелового возраста) исследований органического вещества

северо-восточной части Большехетской мегасинеклизы, и западной части Енисей-

Хатангского регионального прогиба (Н.С. Ким, В.Н. Меленевский, А.П. Родченко

и др.);

• карты катагенеза в кровле верхне- и среднеюрских отложений Западно-

Сибирской нефтегазоносной провинции [Конторович и др., 1971, 1974;

Kontorovich et al., 2009; Фомин и др., 2001; Фомин, 2012];

 22 палеогеографические схемы района исследования [Конторович и

др., 2013, 2014];

 8

• замеры температур в 165 скважинах на изучаемой территории

[Курчиков, Ставицкий, 1987; Курчиков, 1992; Геотермический…, 2009-2012]

Метод исследования

Теоретические основы историко-генетического метода реконструкции

нафтидогенеза были заложены учением о стадийности нефтегазообразования

[Вассоевич, 1958, 1967; Конторович и др. 1967; Конторович, 1976; Трофимук,

Конторович, 1976; Неручев, 1969 и др.]. Главным фактором катагенеза

органического вещества является температура [Вышемирский, 1963; Конторович и

др., 1967; Лопатин, 1971].

Решающие результаты были получены Н.Б. Вассоевичем (1967) и

А.Э. Конторовичем (1967), доказавшими неравномерность процессов

нафтидообразования в катагенезе и выделившими «главную фазу» (Н.Б.

Вассоевич) и «главную зону» (А.Э. Конторович) нефтеобразования. Позднее в

американской и западноевропейской литературе появился термин, являющийся

синонимом понятия «главная зона нефтеобразования» – «нефтяное окно».

Несколькими годами позже С.Г. Неручев [Неручев и др., 1973; Рогозина и

др., 1974;], поддержав идеи Н.Б. Вассоевича – А.Э. Конторовича, ввел понятие о

«главной зоне газообразования». А.Э. Конторович (1976) в те же годы развивал

идею о том, что есть две зоны интенсивного газообразования – верхняя –

протораннемезокатагенная, располагающаяся на глубинах выше главной зоны

нефтеобразования, и глубинная, позднемезоапокатагенная, на глубинах ниже

главной зоны нефтеобразования. Глубинная зона соответствует главной зоне

газообразования С.Г. Неручева. К точке зрения А.Э. Конторовича склонялся и Н.Б.

Вассоевич. Предтечей представлений о «главной» («глубинной») зоне

газообразования были теория «углеродного коэффициента» [White, 1915;

Вассоевич, 1958, и др.] и теоретические схемы нефтегазообразования А.Ф.

Добрянского, А.А. Карцева и др.

На базе этих геологических концепций начал формироваться историко-

геологический метод прогноза нефтегазоносности, известный в современной

литературе как метод бассейнового моделирования [Конторович, Рогозина, 1967;

 9

Вышемирский и др., 1971; Вассоевич, Соколов, 1971; Трофимук, Конторович, 1973;

Лопатин, 1971; Конторович, 1976; Tissot, Welte, 1984; Applied petroleum

geochemistry, 1993; Welte et al., 1997; Makhous, Galushkin, 2005; Галушкин, 2007;

Hantschel, Kauerauf, 2009; Конторович и др., 2013; Астахов, 2015; Burnham, 2017 и

др.].

Историко-геологический метод исследования заключается в численном

моделировании процессов нафтидогенеза как результата развития осадочного

бассейна. Такие исследования включают несколько последовательных этапов:

восстановление истории уплотнения пород; реконструкция термической истории;

расчёт образования нафтидов органическим веществом, их эмиграции из

нефтегазопроизводящих толщ, потерь на путях миграции, аккумуляции в ловушках

и диссипации из ловушек.

Применение историко-геологического метода позволяет восстановить

динамку генерации углеводородов. Историко-геологический подход к

моделированию во времени процессов нефтегазообразования был реализован в

виде ряда широко известных и постоянно развиваемых пакетов программ Temis –

Beicip Franlab; Petromod – Schlumberger; Trinity – Zetaware Products; BasinMod –

Platte River Associates, Inc.; ГАЛО – МГУ и др

В своей работе автор использовал программно-методический комплекс

Temis.

Защищаемые положения и результаты:

1. Трехмерная количественная динамическая модель генерации УВ в

мезозойско-кайнозойском осадочном чехле Северо-Тазовского очага

нефтегазообразования.

2. Оценка времени реализации основных этапов нефтегазообразования в

Северо-Тазовском очаге. Интенсивные процессы генерации углеводородов в очаге

начались 165 млн лет назад, в середине келловея. Более 50% от общей массы

генерированных органическим веществом всех нефтегазопроизводящих толщ

углеводородов была образована к концу меловой эпохи, 70 млн лет назад. Наиболее

интенсивно процессы нефтегазообразования углеводородов происходили в период

 10

95 – 55 млн лет назад, в позднемеловую эпоху. Пик генерации углеводородов

приходится на период 65 – 60 млн лет назад (конец меловой начало палеогеновой

эпох).

3. Оценка суммарных объёмов генерации газообразных и масс жидких

углеводородов в Северо-Тазовском очаге. Общий объём генерированных

газообразных углеводородов составил 388 трлн м3. Большая часть углеводородных

газов былa образованa органическим веществом китербютского – 49%, зимнего –

18% и малышевского – 13% горизонтов. Суммарные объёмы газа, образованного в

породах баженовского и лайдинского горизонтов, а также танопчинской свиты, не

превышают 20%. Суммарное количество генерированной нефти составило 438

млрд тонн. Доля жидких углеводородов, генерированных в породах

китербютского, малышевского, баженовского, лайдинского и зимнего горизонтов

составила 38%, 33%, 20%, 5% и 4% соответственно. Вклад в генерацию нефти

танопчинской НГПТ ничтожно мал (не превышает 0.2%). Большая часть всех

углеводородов была образована до формирования кимеридж-волжского

флюидоупора и могла накапливаться в юрских и, частично, меловых резервуарах.

На основе сопоставления динамики и масштабов образования углеводородов

НГПТ и времен литификации регионально-зональных флюидоупоров дана оценка

(сверху) возможных масштабов аккумуляции в основных нефтегазовых системах

объекта исследований.

4. Историко-генетическая модель, объясняющая формирование

Ванкорской группы месторождений.

Достоверность научных результатов определяется:

 опорой на теоретические основы историко-геологического подхода к анализу

условий формирования месторождений нефти и газа и прогноза

нефтегазоносности, разработанные в трудах Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича,

С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, Б.А. Соколова, А.А. Трофимука, В.А. Успенского,

Л.М. Бурштейна, Н.В. Лопатина, и др.

 11

 максимально-полным использованием имеющихся геологических и геолого-

геохимических материалов;

 применением современного программно-методического комплекса

бассейнового моделирования Temis (Beicip Franlab);

 комплексным характером выполненного исследования, позволившим учесть

совокупное влияние процессов формирования осадочного чехла на реализацию

генерационного потенцыала основными НГПТ.

Личный вклад автора

Автором собрана и систематизирована первичная информация и на этой

основе построена трехмерная численная модель мезозойско-кайнозойского

осадочного чехла Северо-Тазовской мегавпадины и прилегающих территорий.

Выполнено историко-геологическое моделирования развития осадочного чехла и

генерации углеводородов на территории исследования. Дана дифференцированная

по времени и по стадиям катагенеза оценка масштабов генерации углеводородов.

Построен набор карт реализации генерационного потенциала органическим

веществом юрских и меловых нефтегазопроизводящих толщ. Оценены потери

углеводородов до формирования региональных флюидоупоров.

Теоретическая и практическая значимость

Теоретическая значимость работы состоит в том, что автором впервые для

северо-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, существенно

отличающегося по истории геологического развития от его центральных районов,

выполнено базирующееся на новейшем геологическом и геохимическом материале

историко-геологическое моделирование процессов генерации и аккумуляции в

залежи углеводородов, которое, в частности, объясняет природу Ванкорско-

Сузунской зоны уникального газонефтеобразования.

Практическая значимость работы состоит в создании теоретической базы для

количественной оценки перспектив нефтегазоносности северных и арктических

территорий и акваторий северо-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного

бассейна и проектирования поисково-оценочных работ.

 12

Апробация работы.

Основные результаты, представленные в работе, были доложены автором на

международных (Трофимуковские чтения, г. Новосибирск, 2013; XX

Международный симпозиум имени академика М.А. Усова студентов и молодых

ученых, г. Томск, 2016; V Международная конференция молодых ученых и

специалистов памяти акад. А.П. Карпинского, г. Санкт-Петербург, 2017;

Трофимуковские чтения, г. Новосибирск, 2017; Интеграция современных

технологий и прикладных дисциплин при прогнозе свойств УВ систем, г. Санкт-

Петербург, 2017) и всероссийских (Успехи органической геохимии, Новосибирск,

2010) научных конференциях.

Основные результаты проведенных исследований полностью изложены в 15

публикациях. В том числе в 3 статьях в журналах, входящих в Перечень научных

изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты

диссертаций («Геология нефти и газа», «Геология и геофизика»)

Структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий

объём работы 273 страницы, включая 125 рисунков, 13 таблиц. Список литературы

включает 285 наименований.

Работа выполнена в ИНГГ СО РАН в Лаборатории теоретических основ

прогноза нефтегазоносности под руководством д.г.-м.н. Л.М. Бурштейна. Автор

выражает ему глубокую благодарность.

Автор также выражает благодарность за консультации, рекомендации,

предоставленные материалы и ценные советы при подготовке работы академику

А.Э. Конторовичу, а также С.В. Ершову, Н.С. Ким, В.А. Конторовичу,

А.П. Родченко, А.Н. Фомину, Г.Г. Шемину, Б.Н. Шурыгину.

 13

Глава 1

ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ МЕТОДОВ

МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В

ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ

1.1. Количественные модели генерации углеводородов в осадочных бассейнах

С началом промышленной разработки месторождений нефти и газа возникла

необходимость количественной оценки перспектив нефтегазоносности. Для этого

был разработан ряд методов. Остановимся подробно на двух из них.

1.1.1. Объёмно-генетический метод

Подробный обзор истории развития объёмно-генетического метода оценки

потенциальных ресурсов углеводородов представлен в работе [Конторович, 1970].

Остановимся на ключевых публикациях, определивших формирование метода.

Термин «объемно-генетический метод» был предложен М.Н. Кудряшовой и

В.С. Старик-Блудовым [Кудряшова, Старик-Блудов, 1940]. Суть объёмно-

генетического метода состоит в том, чтобы на основе представлений об

органическом происхождения нефти произвести оценку начальных ресурсов

углеводородов, с учетом масштабов генерации, миграции и аккумуляции, потерь

на путях миграции, за счет расформирования ловушек и других факторов.

Данных подход был реализован А.Д. Архангельским. Им была выполнена

оценка объемом нефти в залежах на основе содержания органического вещества в

нефтегазопроизводящих толщах Северного Кавказа [Архангельский; 1927]. В 1936

году подобные расчеты были выполнены П.Д. Траском на месторождении Санта-

фе-Спрингс [Trask; 1936], а в 1937 году Н.Д. Линдроп оценил запасы нескольких

месторождений Средней Азии по геохимическим данным. Им же была выполнена

оценка ресурсов нефти в отложениях нижнекембрийского возраста юго-востока

Сибирской платформы.

 14

Остановимся подробнее на принципиальной схеме метода, в работе

М.Н. Кудряшовой и В.С. Старик-Блудова [Кудряшова, Старик-Блудов, 1940]. Если

в нефтегазопроизводящей толще мощностью ℎ на площади и плотностью

отложений , с процентным содержанием органического вещества . Тогда общее

количество органического вещества можно выразить формулой:

ℎ

= ∙

100

а количество образовавшейся из органического вещества микронефти равно

= ∙

где – это коэффициент генерации углеводородов органическим веществом.

Учитывая коэффициент аккумуляции – , и коэффициент нефтеотдачи

пород-коллекторов – , количество извлекаемой нефти будет равно

ℎ

=

100

Этот принцип расчётов используется и в настоящее время.

Н.П. Герасимов [Герасимов, 1940] оценил количество мигрировавших

битумоидов на основе априорно принятых величин продуктивности Кунгурского

моря в пределах Волго-Уральской области.

Метод оценки масштабов генерации углеводородных газов для

концентрированного гумусового органического вещества был предложен

В.А. Успенским [Успенский, 1954]. Он предположил, что изменение массы

органического вещества происходит за счет выделения летучих продуктов в

процессе катагенеза. Баланс элементов описывался системой уравнений,

характеризующих изменение содержания метана, углекислого газа, воды, аммиака

и сероводородного газа. Система уравнения дополнялась физически оправданными

неравенствами и позволяла определять масштабы генерации и эмиграции летучих

углеводородов.

Значительный вклад в развитие объёмно-генетического метода внесли

Н.Б. Вассоевич [Вассоевич, 1958] и Дж.М. Хант [Хант, 1962]. Эти ученые впервые

определили величину соотношения между запасами нефти и количеством

 15

рассеянного в породах битумоида. Согласно Н.Б. Вассоевичу она составляет 0.06,

а по данным Дж.М. Ханта варьирует от 0 до 0.3.

Значительным этапом в развитии объемно-генетического метода стала

работа С.Г. Неручева [Неручев, 1962]. Предложенная им методика базировалась на

оценке коэффициента эмиграции углеводородов из материнской породы на основе

изменения состава битумоида в рассеянном органическом веществе в процессе

миграции. С.Г. Неручев принял, что количество исходного битумоида,

образованного нефтегазопроизводящей толщей, равно сумме битумоида,

эмигрировавшего в породы-коллекторы, и битумоида, оставшегося в породах

толщи. Массу эмигрировавшего из нефтегазопроизводящей породы битумоида

было предложено рассчитывать на основе изменения содержания гетероэлементов

(O, S, N) в исходном остаточном и эмигрировавшем битумоиде. По мнению

А.Э. Конторовича слабым местом предложенной С.Г. Неручевым методики было

отсутствие удовлетворительной схемы диагностики автохтонных, остаточных

автохтонных, не затронутых эмиграцией и аллохтонных битумоидов [Конторович,

2004].

В дальнейшем А.Э. Конторович и А.А. Трофимук, а также, независимо,

С.Г. Неручев и Й.С. Ковачева пришли к выводам о неминуемом изменении в

соотношении отдельных составляющих битумоида вдоль направления первичной

миграции [Трофимук, Конторович, 1965; Неручев, Ковачева, 1965].

А.А. Трофимуком и А.Э. Конторовичем была предложена «хроматографическая

модель» эмиграции углеводородов из глинистого пласта, которая впоследствии

позволила оценить состав битумоида, незатронутого миграцией. Позднее эта

модель была уточнена Л.М. Бурштейном [Бурштейн, 1982].

В 1967 году А.Э. Конторовичем и Е.А. Рогозиной [Конторович, Рогозина,

1967] была предложена модифицированная версия балансового метода

В.А. Успенского. Усложнение метода позволило оценить образование

углеводородов более тяжелых, чем метан. Авторами были выполнены оценки

состава и количества продуктов, образующихся при углефикации рассеянного

органического вещества аквагенного и смешанного типов.

 16

В работе А.Э. Конторовича 1976 года предложена схема картирования

нефтегазопроизводящих толщ, проанализированы закономерности изменения

состава и количества битумоидов по разрезу, а также построены карты плотностей

эмиграции углеводородов, применяемые сегодня повсеместно [Конторович, 1967].

В 1968 году А.А. Трофимук уточнил схему исследования и порядок работ

при подсчёте запасов углеводородов объёмно-генетическим методом [Трофимук,

1968]. Позднее С.Г. Неручевым была предложена усложненная схема определения

масштабов аккумуляции углеводородов [Неручев, 1969]. В новой редакции работы

С.Г. Неручев рассматривал количество эмигрировавшего битумоида как сумму

количества битумоида, рассеянного в осадочных толщах на путях миграции, и

количества битумоида, аккумулированного в ловушках.

Основополагающий вклад в развитие объёмно-генетического метода внесли

представления об изменении интенсивности процессов генерации жидких

углеводородов в процессе катагенеза органического вещества. Независимо

Н.Б. Вассоевичем и А.Э. Конторовичем было показано, что образование нефтяных

углеводородов интенсивнее всего происходит на стадиях катагенеза МК1 – МК2

[Вассоевич, 1967; Конторович, Трофимук, 1967]. Н.Б. Вассоевич выделил

временные границы этот этапа – главную фазу нефтеобразования, А.Э. Конторович

– пространственные – главную зону нефтеобразования.

В 1975 году О.А. Радченко и Е.А. Рогозина предложили вариант метода

В.А. Успенского. В их подсчетах набор гетероатомных элементов был ограничен

кислородом [Радченко, Рогозина, 1975].

В 1976 году А.Э. Конторовичем и А.А. Растегиным была разработана

методика прогноза фазового состояния углеводородов в залежах на основе

статистического анализа 226 верхнеюрских залежей Западной Сибири.

[Конторович, Растегин, 1976].

А.Э. Конторовичем предложена модификация объёмно-балансового метода,

учитывающая выход серы, азота и водорода в элементарной форме [Конторович,

1977].

 17

Оригинальный метод оценки нефтегазогенерационного потенциала был

предложен А.М. Акрамходжаевым и А.В. Киршиным [Акрамходжаев,

Киршин,1975; Акрамходжаев, Киршин, Кушнир, 1978; Киршин, 1978, 1980а,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сафронов Павел Иванович, 2018 год

Список литературы

1. Абрамсон, Е. Ф. О теории геохимических поисков залежей нефти и

газа (Математическое моделирование процесса преобразования ископаемого

органического вещества) / Е. Ф. Абрамсон, В. С. Антоненко, А. В. Петухов // Изв.

ВУЗов, сер. Геология и разведка. – 1977. № 6 – С. 45 – 51.

2. Акрамходжаев А. М. К расчёту генетического потенциала

продуктивности нефтегазопроизводящих толщ на ЭВМ / А. М, Акрамходжаев, А.

В. Киршин // Узбекский геологический журнал. – 1975. – №3. – С.8 – 12.

3. Акрамходжаев, А. М. Нефть и газ – продукты преобразования

органического вещества / А. М. Акрамходжаев // – М. – Недра. – 1982. –261 с.

4. Акрамходжаев, А. М. Типизация РОВ нефтегазоматеринских пород

Узбекистана и пути раздельной оценки количества эмигрировавших из них

жидких и газообразных углеводородов / А. М. Акрамходжаев, А. В. Киршин, М.

И. Кушнир // Узбекский геологический журнал. – 1978. – №2. – С.67 – 73.

5. Алейников, Е. В., Геологическая модель строения и

нефтегазоносность Мессояхского порога (Западгая Сибирь) / Е. В. Алейников //

Осадочные бассейны и геологические предпосылки прогноза новых объектов,

перспективных на нефть и газ. Материалы совещания. – 2012, С. 3 – 8.

6. Александров, Д. К. Материалы по геологии района Усть-Енисейского

порта / Д. К. Александров // Тр.Аркт. инст. – 1939, – том 126. – с. 89 – 112.

7. Аммосов, И. И. Литификация и нефтеносность / И. И. Аммосов //

Петрология углей и парагенез горючих ископаемых. под ред. Аммосова И.И. – М.:

Наука, 1967. – С 67-75.

8. Аммосов, И. И. Стадии изменения осадочных пород и

парагенетические отношения горючих ископаемых / И. И. Аммосов // Сов.

геология. – 1961б. – №4. – С. 7-24.

 228

9. Аммосов, И. И. Стадии изменения углей и парагенетические

отношения горючих ископаемых / И. И. Аммосов, Тан. Сю-и. – М. : Изд-во АН

СССР, 1961а, – 119 с.

10. Антонов Н. Л. Материалы по гидрологии низовьев реки Енисея / Н. Л.

Антонов // Тр. Аркт. инст. – 1938, – Том 105.

11. Аргентовский, Л. Ю. Стратиграфия мезозойских отложений

платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / Л. Ю. Аргентовский, В. С.

Бочкарев, Ю. В. Брадучан, П. Я. Зининберг, В. Г. Елисеев, Н. Х. Кулахметов, И.

И., Нестеров, Н. Н. Ростовцев, А. П. Соколовский, Г. С. Ясович // Проблемы

геологии Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. – М. : Недра, 1968. –

С. 27-95.

12. Архангельский, А. Д. Условия образования нефти на Северном

Кавказе / А. Д. Архангельский – М.; Л.: Издательство Нефтяное хозяйство. – 1927.

– 184 с.

13. Астахов, С. М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования /

С. М. Астахов. – Ростов-на-Дону : Контики, 2015, – 256 с.

14. Атлас литолого-палеогеографических карт СССР. Том. 3. Триасовый,

юрский и меловой периоды / под ред. А. П. Виноградов. – М. : Всесоюзный

аэрогеологический трест Министерства геологии СССР, 1968, – 71 л.

15. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового

периодов Западно-Сибирской равнины масштаба 1:5000000 / под ред.

И. И. Нестерова. – Тюмень : ЗапСибНИГНИ, 1976, – 24 с. (Тр. ЗапСибНИГНИ.

Вып. 93).

16. Афанасенков, А. П. Особенности катагенетических преобразований

рассеянного органического вещества юрско-меловых отложений Енисей-

Хатангской нефтегазоносной области / А. П. Афанасенков // Геохимические и

геофизические методы прямых поисков залежей углеводородов в Енисей-

Хатангском прогибе. – Л. : Наука. – 1974. – С. 69 – 80.

17. Баженова, Т. К. Верхний протерозой Сибирской платформы –

основной источник нефтегазоносности её домезозойского мегабассейна / Т. К.

 229

Баженова, М. В. Дахнова, С. В. Можегова // Нефтегазовая геология. Теория и

практика. – 2011. Т.6. №2. Режим доступа http://www.ngtp.ru/rub/1/17_2011.pdf

свободный.

18. Баженова, Т. К. Геохимия органического вещества и генерация

углеводородов в нижнесилурийских отложениях Калининградской области / Т. К.

Баженова, А. И. Шапиро, В. Ф. Васильева, А. А. Отмас // Нефтегазовая геология.

Теория и практика. – 2012. Т.7. №2. Режим доступа

http://www.ngtp.ru/rub/1/18_2012.pdf свободный.

19. Баженова, Т. К. Закономерности генерации углеводородов

различными типами ОВ (на основе расчетного моделирования) / Т. К. Баженова,

Л. А. Гембицкая // Геохимическое моделирование и материнские породы

нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ. – 2000. – С. 23 – 27.

20. Баженова, Т. К. История нефтегазообразования и

нефтегазонакопления на северо-западе Сибирской платформы (историко-

геохимический и структурно-исторический анализ) / Т. К. Баженова, В. И. Казаис

// Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. Т.6. №2. Режим доступа

http://www.ngtp.ru/rub/4/15_2011.pdf свободный.

21. Баженова, Т. К. Масштабы нефтегазообразования и

нефтегазонакопления на юго-западе Сибирской платформы / Т. К. Баженова, А. И.

Шапиро, В. Ф. Васильева, Н. Б. Вишневская, Л. И. Климова, Н. Т. Кунаева, Г. В.

Туренкова, С. А. Богословский, Н. А. Рогозина // Разведка и недра. – 2014. №10 –

С. 12 – 17.

22. Баженова, Т. К. Нефтегазообразование в Алдано-Майском бассейне

Сибирской платформы / Т. К. Баженова, Л. С. Маргулис // Нефтегазовая геология.

Теория и практика. – 2014. Т.9. №4. Режим доступа

http://www.ngtp.ru/rub/1/44_2014.pdf свободный.

23. Баженова, Т. К. Расчетное геохимическое моделирование генерации,

миграции и аккумуляции углеводородов и состояния углеводородных систем -

основа раздельного прогноза нефте- и газоносности разноуровненных объектов

[на примере Западной и Восточной Сибири и Европейского Севера] / Т. К.

 230

Баженова, В. К. Шиманский; С. Г. Неручев, Л. И. Климова // Актуальные

проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и

странах СНГ. Геология, экология, экономика : сб. материалов междунар. науч.-

практ. конф. – СПб., 2006. – С. 219 –238.

24. Байбародских, Н. И. Расчленение юрских и меловых отложений в

разрезах скважин, пробуренных в Усть-Енисейской синеклизе в 1962-1967 гг. /Н.

И. Байбародских , Е. Г. Бро, С. А. Гудкова, Г. Н. Карцева, В. Д. Накаряков, 3. 3.

Ронкина, М. X. Сапир, Д. С. Сороков //Уч. зап. НИИГА. Региональная геология. –

1968. – вып.12, – С 5-24.

25. Берлин, Т. С. Некоторые проблемы палеотемпературного анализа (по

рострам белемнитов) / Т. С. Берлин, Е. Л. Киприкова, Д. П. Найдин,

И. Д. Полякова, В. Н. Сакс, Р. В. Тейс, А. В. Хабаков // Геология и геофизика. –

1970, №4, – С. 36 – 43.

26. Богданов О.А. Анализ эволюции углеводородных систем

Большехетской впадины на основе применения метода бассейнового

моделирования / О.А. Богданов, В.Н. Колосков, А.О. Шуваев, К.В. Мусихин, С.Б.

Истомин, М.А. Боброва, П.С. Маглеванная // Геология нефти и газа. – 2017, – №4,

– С. 55 – 63.

27. Богородская Л. И. Катагенез органического вещества осадочных ород

Енисей-Хатангского регионального прогиба / Л. И. Богородская, Е. И. Соболева //

Геохимические и гидрогеологические предпосылки поисков нефти и газа в

Сибири. – Новосибирск : СНИИГГиМС. – 1983, C. 60 – 70.

28. Богородская, Л. И. Кероген. Методы изучения, геохимическая

интерпретация / Л. И. Богородская, А. Э. Конторович, А. И. Ларичев. –

Новосибирск : Издательство СО РАН, филиал «Гео», 2005. – с. 254.

29. Болдушевская, Л. Н. Мощности размыва отложений на разных этапах

геологической истории Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-

востока Западно-Сибирской плиты по данным изучения степени катагенеза

органического веществ пород / Л. Н. Болдушевская, Ю. А. Филипцов,

А. Н. Фомин // Нефтегазовая геология. – 2010. – №3. – С. 51 – 53.

 231

30. Болдушевская, Л. Н. Геохимические критерии прогноза

нефтегазоносности мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального

прогиба и северо-востока Западно-Сибирской плиты. : автореф. дис. … к-та г.-м.

наук / Л. Н. Болдушевская – Красноярск. 2001. – 22 с.

31. Бондарев, А.В. Прогнозирование нефтегазоносности меловых и

юрских отложений Большехетской впадины на основе моделирования

геотермобарических условий формирования углеводородных систем. : автореф.

дис. … к-та г.-м. / А.В. Бондаренко – Москва. 2013. – 26 с.

32. Бородкин, В. Н. Материалы к уточнению стратиграфической схемы

берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири с учетом клиноформного

строения разреза / В. Н. Бородкин, А. Р. Курчиков // Геология и геофизика. –2010.

– Т. 51 (12). – С. 36 – 42.

33. Бородкин, В. Н. Поисково-разведочные работы в северных районах

Западной Сибири в исторической ретроспективе и на современном этапе / В. Н.

Бородкин, А. Р. Курчиков, М. В. Комгорт // Геология, геофизика и разработка

нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – №6. – С. 15 – 28.

34. Бородкин, В. Н. Поисково-разведочные работы в северных районах

Западной сибири в исторической ретроспективе и на современном этапе / В. Н.

Бородкин, А. Р. Курчиков, М. В. Комгорт // Геология, геофизика и разработка

нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 6. – С. 15 – 28.

35. Бородкин, В. Н. Проблемные вопросы стратиграфии неокома

Западной Сибири/ В. Н. Бородкин, А. М. Брехунцов, И. И. Нестеров (мл.), П. В.

Пенягин, К. О. Забоев // Горные ведомости. – 2008. – №12. С. 6-29.

36. Бородкин, В. Н. Литолого-фациальная и литолого-петрографическая

характеристика сейсмофациальных комплексов неокома севера Западной Сибири

/В. Н. Бородкин, А. М. Брехунцов, И. И. Нестеров, В. А. Корнев, А. В. Храмцова,

А. С. Палкина, М. О. Кочергин // Горные ведомости. – 2007. – № 10. – С. 36 – 52.

37. Бостриков, О. И. Геохимические аспекты изучения нижне-

среднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-

 232

потенциала / О. И. Бостриков // Нефтегазовая геология. Теория и практика. –

2011. Т.6. №3. Режим доступа http://www.ngtp.ru/rub/1/31_2011.pdf свободный.

38. Бочкарев, А.В. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр /

А. В. Бочкарев, В. А. Бочкарев // – М. : Недра, 2006. – 324 с.

39. Брадучан Ю.В., Булынникова С.П., Вячкилева Н.П., Гольберт А.В.,

Гурари Ф.Г., Захаров В.А., Климова И.Г., Козлова Г.Э., Лебедев А.И., Месежников

М.С., Нальняева Т.И., Турбина А.С. Баженовский горизонт Западной Сибири.

Стартирафия, палеогеография, экосистема, нефтеносность. Под ред.

Вышемирского В.С. Новосибирск. Наука, 1986. 217 с.

40. Бурштейн, Л. М. К методике расчёта массы битумоидов,

эмигрировавших из глинистого пласта / Л. М. Бурштейн // Геология и геофизика.

– №9. – 1982. – С. 125 – 127.

41. Бурштейн, Л.М. Нефтегазопроизводящй потенциал баженовской

свиты и ее аналогов (центральные и южные районы Западно-Сибирского

бассейна) / Л.М. Бурштейн, В.А. Казаненков, А.А. Киреева, В.А. Конторович, Е.А.

Костырева, В.Н. Меленевский, Е.В. Пономарева, П.И. Сафронов, А.Н. Фомин //

Материалы 4-ой международной научно-практической конференции "Тюмень-

2015": Глубокие горизонты науки и недр, г. Тюмень, 23-27 марта 2015 г.

[Электронный ресурс]. – 2015. – С. BM02

42. Вассоевич, Н. Б. Историко-геологогеохимический метод оценки

перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов (на примере Среднерусского

нефтегазоносного бассейна) / Н. Б. Вассоевич, И. В. Высоцкий, Ю. И. Корчагина,

Б. А. Соколов // Известия Академии Наук СССР. Серия геологическая. – 1971. №

11 – С. 56 – 60.

43. Вассоевич, Н. Б. Образование нефти из терригенных отложений (на

примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба). / Н. Б.

Вассоевич // Вопросы образования нефти. – Л. – Гостоптехиздат. – 1958. – С. 9 –

220. (Тр. ВНИГРИ; Вып. 128)

 233

44. Вассоевич, Н. Б. Современные достижения в развитии осадочно-

миграционной теории образования и накопления нефти и газа / Н. Б. Вассоевич, Б.

А. Соколов // Геология и разведка. – 1976. № 5 – С. 67 – 62.

45. Вассоевич, Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения

нефти (исторический обзор и современное состояние) / Н. Б. Вассоевич // Изв. АН

СССР, сер. геол. – 1967, – № 11. – С. 135 – 156.

46. Вассоевич, Н. Б. Происхождение нефтии газа и формирование их

месторождений / Н. Б. Вассоевич. –М. : Недра, 1972. – С. 39 – 70.

47. Вассоевич, Н. Б. Геология нефти / Н. Б. Вассоевич, В. А. Успенский //

Спутник полевого геолога нефтяника. –Л. : Гостоптехиздат, 1954, – Том 2. – Изд.

2. – С. 152-295.

48. Войцеховская, А. Г. О составе рассеянного органического вещества в

юрских и меловых отложениях Енисей-Хатангского прогиба / А. Г. Войцеховская

// Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. – 1974. – C. 67 – 70.

49. Высоцкий, И. В. Вертикальная зональность в образовании и

распределении скоплений углеводородов /И. В. Высоцкий // Генезис нефти и газа.

– М. : Недра, 1967. – С. 201-208.

50. Вышемирский, В. С. Геологические условия метаморфизма углей и

нефти / В. С. Вышемирский. – Саратов : Изд-во Сарат. Ун-та, 1963. – 378 С.

51. Вышемирский, В. С. Миграция рассеяных битумоидов /

В. С. Вышемирский, А. Э. Конторович, А. А. Трофимук // Труды института

геологиии и геофизики. – 1971. – Выпуск 143. – 168 с.

52. Галушкин, Ю. И. Катагенез органического вещества и реализация

нефтегазогенерационного потенциала в истории погружения глубинных

формаций бассейна северо-восточного шельфа Сахалина / Ю. И. Галушкин, К. А.

Ситар, А. В. Куницина // Геология нефти и газа. – 2009. № 2 – С. 61 – 66.

53. Галушкин, Ю. И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их

нефтегазоносности / Ю. И. Галушкин. – М. : Научный мир, 2007. – 455 с.

 234

54. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры

Западно-Сибирской провинции / под ред. В. С. Суркова. – Новосибирск : Наука,

2005, – 156 с.

55. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-

Сибирской низменности. под ред. Н. Н. Ростовцева. – М. : Гостехиздат, 1958. – 390

с.

56. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности —

новой нефтяной базы СССР / под ред. Н. Н. Ростовцева, А. А. Трофимука. –

Новосибирск : Изд-во СО АН СССР, 1963, – 201 с.

57. Герасимов, Н. П. Геологическое строение восточной нефтегазоносной

области (Западный склон Урала, Западное Приуралье) / Н. П. Герасимов – М. Л. –

Издательство АН СССР. – 1940. – 140 с.

58. Гинсбург, Г. Д. Геотермическая характеристика района /

Г. Д. Гинсбург // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба. Сб.

науч. Статей. – Л.. – 1971. – С. 72 – 82.

59. Глушко, Н. К. Особенности раннесреднеюрской флоры Южного

Ямала по палинологическим данным /Н. К. Глушко // Спорово-пыльцевой метод

при реконструкции палеорастительности и определении биофаций. Тюмень. –

1984. – С. 4 – 9. (Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 187)

60. Гончаров, И. В. Нефтематеринские породы и нефти восточной части

Западной Сибири / И. В. Гончаров, Н. В. Обласов, В. В. Самойленко,

С. В. Фадеева, В. А. Кринин, В. А. Волков // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. –

С. 24 – 28.

61. Гончаров, И. В. К вопросу о генерационном потенциале яновстанской

свиты северо-востока Западной Сибири / И. В. Гончаров, В. А. Кринин,

В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, С. В. Фадеева // Химия нефти и газа : сб.

материалов. VII Международной конференции. Томск, Изд-во ИОА СО РАН,

2009. – C. 26 – 30.

62. Гончаров, И. В. Нефтематеринские породы и нефти восточной части

Западной Сибири / И. В. Гончаров, Н. В. Обласов, В. В. Самойленко,

 235

С. В. Фадеева, В. А. Кринин, В. А. Волков // Нефтяное хозяйство/ – 2010 – № 8. –

C. 24 – 28.

63. Гончаров, И. В. Природа нефтей района Ванкорского месторождения/

И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, В. А. Кринин, Р. А. Ошмарин //

Нефтяное хозяйствово. – 2011. – Т. № 3. – С.12 – 17.

64. Горшков, В. Н. Палеогеотермические критерии распределения нефти

и газа в осадочном чехле севера Западно-Сибирской плиты / В. Н. Горшков, Т. П. ,

Г. Л. Горбенко, Г. В. Амплеева // Известия АН СССР сер. геол. – 1986. – № 3. – С.

115 – 122.

65. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-

Иртышского междуречья. Л. Гостоптехиздат, 1959, 174 с.

66. Гурари Ф. Г. Стратиграфия и палеогеография ранней и средней юры

Западной-Сибирской плиты / Ф. Г. Гурари, И. В. Будников, В. П. Девятов, А. М.

Еханин, В. И. Москвин // Реогиональная стратиграфия нефтегазоносных районов

Сибири. Новосибирск СНИИГГиМС, 1988, – С.60-75.

67. Гурари, Ф. Г. Литолого-геохимические факторы формирования и

размещения залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской

плиты /Ф. Г. Гурари, Т. Н. Гурова, В. П. Казаринов и др. // Материалы по

литологии и геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири. – Новосибирск: :

СНИИГГиМС. –1968. – С. 5-10.

68. Гурари, Ф. Г. Проблемы литостратиграфии мезозоя Западно-

Сибирской равнины // Материалы научной сессии, посвященной 90-летию В.Н.

Сакса. Новосибирск : Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2001, – с. 36—37.

69. Гурова, Т. И. Литология и палеогеография Западно-Сибирской

низменности в связи с нефтегазоносностью /Т. И. Гурова, В. П. Казаринов. – М. :

Гостоптехиздат, 1962, – 297 с.

70. Дахнова, М. В. Геохимия и генезис нефтей Ванкорского

месторождения / М. В. Дахнова, Т. П. Жеглова, Г. С. Нечитайло, Е. С. Назарова,

Ю. А. Мялкина // Геология нефти и газа. – 2009. – №5. – С. 30 – 37.

 236

71. Девятов, В. П. Результаты и проблемы стратификации

нефтегазоносных нижне-среднеюрских отложений Сибири /В. П. Девятов,

А. М. Казаков, Б. Н. Шурыгин // Геология и проблемы поисков новых крупных

месторождений нефти и газа в Сибири. Ч. 1. – Новосибирск, 1996. – С. 68 – 72.

72. Дешин, А.А. Оценка времени реализации главной фазы

нефтеобразования в средне-верхнеюрских отложениях севера Западной Сибири //

А.А. Дешин, П.И. Сафронов, Л.М. Бурштейн // Геология нефти и газа. – 2017. – №

4. – С. 33 – 44

73. Долженко, К.В. История генерации углеводородов органическим

веществом баженовской свиты по материалам сверхглубокой скважины

Тюменская СГ-6 / К.В. Долженко, П.И. Сафронов // Трофимуковские чтения –

2017: Материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием

иностранных ученых. – 2017. – С. 76 – 78.

74. Дробот Д. И. Геохимические критерии оценки перспектив

нефтегазоносности вендских и нижнекембрийских отложений Иркутского

нефтегазоносного бассейна : автореф. дис. …к-та г.-м. наук / Д. И. Дробот –

Новосибирск. 1968. – 16 с.

75. Дучков А. Д. Результаты геотермических исследований в Сибири /

А. Д. Дучков, Л. С. Соколова // Геотермия. Отчеты по геотермическим

исследованиям в СССР. – М. : АН СССР. – 1974б. – Вып. 1-2. – С. 52 – 58.

76. Дучков, А. Д. Геотермические исследования в Сибири / А. Д. Дучков,

Л. С. Соколова // Труды ИГиГ.Новосибирск : Наука, – 1974а. Вып. 279. – С. 5 – 83.

77. Дучков, А. Д. Геотермический атлас Сибири и Дальнего Востока

(2009-2012) [Электронный ресурс] / А. Д. Дучков, М. Н. Железняк, Д. Е. Аюнов,

О. В. Веселов, Л. С. Соколова, С. А. Казанцев, П. Ю. Горнов, Н. Н. Добрецов,

И. И. Болдырев, Д. В. Пчельников, А. Н. Добрецов Режим доступа:

http://maps.nrcgit.ru/geoterm/ свободный.

78. Дучков, А. Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности.

Министерство геологии СССР / А. Р. Дучков – М. : Недра, 1992. – 231 сДучков

А.Д., Балобаев В.Т., Володько Б.В. и др, 1994, Температура, криолитозона и

 237

радиогенная теплогенерация в земной коре Северной Азии, ОИГГМ СО РАН,

Новосибирск, 141 с.

79. Емельянцев, Т. М. Геологические исследования в районе Нордвика и

острова Бегичева в 1939 г. / Т. М. Емельянцев // Геологические исследования

Нордвиг-Хатангского района и Таймырского полуострова. – Л. : Издательство

Главсевморпути, 1939, – с. 5-40.

80. Ермаков, В. И. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит

СССР / В. И. Ермаков, В. А. Скоробогатов. – М. : Недра, 1986. – 222 с.

81. Ершов, С. В. Компьютерное моделирование геологического строения

клиноформного комплекса неокома северных и арктических районов Западной

Сибири / С. В. Ершов, Г. Ф. Букреева, В. О. Красавчиков // Геология и геофизика.

– 2009. – Т. 50. – №9. – С. 1035 – 1048

82. Захаров, В. А. Биотические и абиотические события в позднем мелу

Арктической биогеографической области / В. А. Захаров, Н. К. Лебедева,

В. А. Маринов // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44 (11). – С. 1093 – 1103.

83. Захаров, В. А. Открытие морского сеномана на севере Сибири /

В. А. Захаров, , А. Л. Бейзель, В. П. Похиалайнен // Геология и геофизика. – 1989.

– № 6. – С. 10 – 13.

84. Захаров, В. А. Свидетельства эвстатики Мирового океана в верхнем

мелу на севере Сибири / В. А. Захаров, А. Л. Бейзель, Н. К. Лебедева,

О. В. Хоментовский // Геология и геофизика. – 1991. – №8. – С. 8 – 14.

85. Зеличенко, И. А. Анализ балансовой стороны процесса метаморфизма

рассеянного органического вещества для оценки объёма генерируемых газов / И.

А. Зеличенко, Е. А. Рогозина, К. А. Черникова // Бюл. НТИ. Сер. Геология

месторождений полезных ископаемых; регион. геол. Вып. 3. – М. ОНТИ ВИЭМС.

– 1967. – с. 43-44.

86. Зимин, Ю. Г. Геотермическая характеристика мезозойских отложений

Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / Ю. Г. Зимин, А. Э. Конторович,

Л. И. Швыдкова // Геология и геофизика. – 1967. – №5, – С. 3 – 13.

 238

87. Казаненков, В. А. Геологическое строение и нефтегазоносность

региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз

распределения в них углеводородов / В. А. Казаненков, С. В. Ершов, С. В.

Рыжкова, Е. В. Борисов, Е.В. Пономарева, Н. И. Попова, М. Н. Шапорина //

Геология нефти и газа. – 2014. – № 1. – С. 29-51.

88. Казаринов, В. П. Мезозойские и кайнозойские отложения Западной

Сибири / В. В. Казаринов. – М. : Гостоптехиздат, 1958. – 324 С.

89. Кайлялайнен, В. И. Геологическое картирование и другие

региональные исследования / В. И. Кайлялайнен // Геологическая изученность

СССР. – Ленинград. – 1963. – том 16. – VIII. – вып. 2. – С. 11 – 14.

90. Карогодин, Ю. Н. Ритмичность осадконакопления и

нефтегазоносность / Ю. Н. Карогодин. – М. : Недра, 1974. – 175 с.

91. Карогодин, Ю.Н. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и

нефтегазоносность неокома (системно-литмологический подход /

Ю. Н. Карогодин, в. А. Казаненков, С. А. Рыльков, С. В. Ершов. – Новосибирск :

Издательство СО РАН, филиал «Гео», – 200. – 200 с.

92. Карцева, Г. Н. Стратиграфия юрских и меловых отложений / Г. Н.

Карцева, З. З. Ронкина, Е. П. Колокольцева // Геология и нефтегазоносность

Енисей-Хатангского прогиба. Л. : Недра. – 1971. – C.7-18.

93. Керимов, В. Ю. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со

сложным геологическим строением / В. Ю. Керимов, И. С. Гулиев, Д. А. Гусейнов,

Е. А. Лавренова, Р. Н. Мустаев, А. В. Осипов, У. С. Серикова. – Москва : Недра,

2015. – с. 404.

94. Ким, Н. С. Органическая геохимия и нефтегазогенерационный

потенциал юрских и меловых отложений Енисей-Хатангского регионального

прогиба / Н. С. Ким, А. П. Родченко // Геология и геофизика. – 2013. – Т.54. – №8.

– С. 1236 – 1252.

95. Киприянова, Ф. В. Батиметрия раннеготеривского морского бассейна

Западной Сибири /Ф. Б. Киприянова, H. A. Белоусова, Е. Д. Богомякова,

 239

Г. Е. Рылькова // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень. – 1979. – с. 12 – 14

(Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 43).

96. Киршин, А. В. Математическое моделирование процессов

преобразования рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских толщ

для оценки масштабов генерации и эмиграции углеводородов. / А. В. Киршин // В

кн.: Объемно-генетические методы оценки ресурсов нефти и газа. – Ташкент, –

1980б. – С.31 – 42.

97. Киршин, А. А. Оценка масштабов генерации и эмиграции

углеводородов на основе математического моделирования процессов

преобразования рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских

пород. / А. А. Киршин // Геофизические исследования на нефть и газ в

Узбекистане. – Ташкент, 1978, – С. 17 – 38.

98. Киршин, А. В. Методика изучения динамики реализации

генетического потенциала продуктивности нефтегазоматеринских пород / А. В.

Киршин // Узбекский геологический журнал. – 1980а. – №3, – С.21 – 27.

99. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. Критерии

классификации платформенных структур // Геология, геофизика и разработка

нефтяных и газовых месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2004, с. 47 – 58

100. Конторович, А. Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э.

Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов, В. С. Сурков, А. А. Трофимук, Ю.Г

Эрвье // – М.: Недра, – 1975. – 680 с.

101. Конторович, А. Э. Геолого-математическое моделирование как основа

современных методов прогноза нефтегазоносности / А. Э. Конторович //

Геофизические методы познания земной коры в Сибири. – Новосибирск. – 1977. –

С. 57 – 69.

102. Конторович, А. Э. Геохимические методы оценки перспектив

нефтегазоносности крупных территорий. (на примере мезозойских отложений

Западно-Сибирской плиты). автореф. дис. …д-ра г.-м. наук / А. Э. Конторович –