Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Кузьмин, Дмитрий Александрович

• Кузьмин, Дмитрий Александрович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Кузьмин, Дмитрий Александрович

4 ВВЕДЕНИЕ.

1. ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА.

1.1. Геологическая изученность.

1.2. Изученность бурением.

1.3. Геофизическая изученность.

1.4. Геохимическая изученность.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА.

2.1. Стратиграфия.

2.2. Тектоника.

2.2.1. Тектоническое строение.

2.2.2. Современная структура.

2.3. История геологического развития.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.

3.1. Верхнепртерозойские осадочные отложения мира.

3.2. Верхнепротерозойские осадочные отложения Мезенского ВНГБ.

4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАССЕЯННОГО

ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ВЕРХНЕПРОТЕРОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

4.1. Методика проведения исследований.

4.2. Распределение рассеянного органического вещества.

4.3. Характеристика углеводородного состава РОВ и битумоидов.

4.3.1. Углеводородный состав РОВ.

4.3.2. Битумоиды и их углеводородный состав.

5. НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ.

5.1. Условия формирования нефтегазоматеринского потенциала.

5.1.1. Характеристика биоценозов поздпего протерозоя.

5.1.2. Фациально-геохимические обстановки в диагенезе.

5.2. Оценка генерационного потенциала.

5.3. Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала.

5.2.1. Оценка степени катагенеза.

5.2.2. Условия реализации потенциала.

6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна»

Проблема нефтегазоносности древнейших на Земном шаре верхнепротерозойских осадочных образований стала широко известным фактом и представляется на сегодня одной из самых актуальных. Во всем мире открыто более 400 месторождений, в том числе крупных, связанных с протерозойскими осадочными образованиями. Характерные черты геологического строения таких седиментационных бассейнов - это, прежде всего, большой объем осадочного выполнения и длительная история формирования и развития седиментационных бассейнов, предопределяющая сложные особенности их современного строения и условия образования и сохранности в их пределах промышленных скоплений УВ в древних толщах. Этим, в большинстве случаев, обусловлены не всегда положительные поиски залежей нефти и газа в докембрии и оценка его истинного углеводородного потенциала. Одним из таких осадочных бассейнов является расположенный на севере Восточно-Европейской платформы - Мезенский бассейн.

Мезенский седиментационный бассейн традиционно именуют как Мезенская синеклиза, что подразумевает формирование осадочного выполнения в синеклизную стадию развития. Однако основной объем осадков - более 70 процентов приходиться на рифейские рифтогенные и перикратонные отложения, сформировавшиеся па пассивной окраине в начальный цикл заложения Восточно-Европейского континента и позднедокембрийской эволюции Урало-Монгольского подвижного пояса. Такая позиция требует иного подхода к прогнозу нефтегазоносности Мезенского возможно нефтегазоносного бассейна (ВНГБ).

Настоящая работа посвящена проблеме нефтегазоносности Мезенского ВНГБ. Объектом исследования являются верхнепротерозойские толщи и их нефтегазоматеринский потенциал в пределах центральных районов бассейна. История поисков углеводородов в нем начинается с 50-х годов прошлого века. За это время неоднократно проводились нефтепоисковые работы, которые после получения отрицательных результатов временно прекращались.

На современном этапе нефтепоисковых работ в Мезенском ВНГБ существенно выросший уровень проводимых исследований, позволил получить высококачественную информацию о строении осадочного чехла, не сравнимую с той, что имелась на ранних стадиях изучения этой территории. В связи с этим, результаты изучения верхпепротерозойских отложений, представляют несомненный интерес при поисках УВ в древних отложениях.

Основной целью диссертационной работы являлось оценка перспектив иефтегазоносности верхнепротерозойских отложений на основе комплексных геолого-геохимических исследований каменного материала и рассеянного органического вещества (РОВ) Мезенского ВНГБ.

Основные задачи исследования:

- дать геохимическую характеристику РОВ верхнепротерозойских отложений;

- выделить нефте- и газоматеринские толщи, оценить их нефте- и газоматеринский потенциал и степень его реализации;

- изучить геохимические параметры углеводородных биомаркеров;

- оценить степень катагенетической преобразованное™ РОВ;

- определить закономерности распределения геохимических параметров РОВ и выявить по ним корреляционные связи;

- провести сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности.

В диссетрационной работе проведено обобщение и переинтерпретация ранее полученных геохимических материалов на территории Мезенского ВНГБ, а также изложены материалы комплекса геохимических исследований выполненного автором в 2001-2003 гг. Исследования были направлены на детальное изучение РОВ докембрийских осадочных отложений из наиболее изученного разреза (на этой территории) поисково-параметрической скв. Средненяфтинская-21. Результаты выполненной работы позволили изучить тип РОВ, условия его накопления и диагенетического преобразования, оценить нефтегазоматеринский потенциал, уровень катагенетической преобразованное™ и условия генерации углеводородов. Большое внимание было уделено изучению группового углеводородного состава и его трансформации в катагенезе, а также изучению индивидуального состава углеводородов - биомаркеров, что необходимо для решения задач при оценке перспектив нефтегазоносности докембрийских отложений.

Проведение геохимических исследований предусматривало как более полное использование потенциальных возможностей термической масс-спектрометрии, так и применение современных методов органической геохимии, в том числе газовой хроматографии и газовой хроматографии - масс-спектрометрии. Технология термической масс-спектрометрии применялась для выявления зон микроаккумуляции УВ, изучения группового углеводородного состава, фациально-геохимических обстановок в диагенезе, оценки уровня катагенетической преобразованное™ РОВ и установления генерационного потенциала нефте-и газоматеринских толщ. Методами органической геохимии был изучен компонентаый состав хлороформенных битумоидов и индивидуальный углеводородный состав метаново-нафтеновой фракции для определения исходного типа РОВ, условий его формирования и последующих диагенетических и катагенетических преобразований. Исследования проводились в лабораториях ФГУП НПЦ «Недра», МГУ и ВНИГНИ.

Подобный широкий комплекс геохимических исследований для территории Мезенского ВНГБ был выполнен впервые и позволил не только выделить в разрезе докембрийских отложений нефтематеринские породы и достаточно детально изучить геохимические особенности РОВ, но и обосновать возможность генерации углеводородов и оценить их масштабы, что безусловно имеет принципиальное значение для оценки перспектив нефтегазоносности этого региона и разработки направлений последующих нефтепоисковых работ.

С помощью проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Выполнена оценка нефтематеринского потенциала вендских и рифейских отложений. Установлено, что максимальным потенциалом, как остаточным, так и исходным обладает лешуконская свита верхнего рифея.

2. Определена степень катагенетической преобразованиости РОВ и выявлены катагенетические несогласия в разрезе.

3. Основная реализация нефтематеринского потенциала и генерация УВ рифейскими толщами происходила до позднего венда.

4. Сформированные месторождения УВ, вероятнее всего, были разрушены еще в ранневендское время.

Кроме результатов личных исследований, в работе также использовались опубликованные и фондовые материалы по геологическим, геохимическим, литологическим и другим видам исследований выполненным в МГУ, ВНИГРИ, Коми НЦ УрО РАН, ФГУП «Спецгеофизика», НТЦ «Рифей», ПИН РАН, ВНИИгеосистем.

1. ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА

Территория изученного Мезенского ВНГБ занимает северную часть Русской плиты Восточпо-Европейской древней платформы. В южной части, бассейн через район Сухонской седловины без четко выраженной границы сединяется со Среднерусским ВНГБ (Рис. 1). На севере, бассейн продолжается в акваторию Белого моря, на западе от него располагается Балтийский щит, а с юго-запада ограничивает Белорусская седловина. К юго-востоку от Мезенского ВНГБ располагается Сысольский свод Волго-Уральской антеклизы, а с востока его ограничивают складчатые рифейские сооружения Канинско-Тиманской гряды. Мезенский ВНГБ вытянут с северо-запада на юго-восток на расстояние около 700 км, а ширина его достигает 450 км. Площадь около 270 тыс. км2.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Кузьмин, Дмитрий Александрович

Результаты исследования метаново-нафтеновой фракции ХБ методом газовой хроматографии (ГХ) обр. Интервал, м Возраст Pr Ph Pr HC17 Ph hC,8 Ki Ен- алканов, % E изо-пренои-дов, % изопр-ды н-алканы Сщах

1 1750-1760 V2lm 1,12 1,20 0,45 0,68 42,7 10,0 0,23 16; 18

2 1932-1942 R3uf 0,77 0,39 0,20 0,26 48,4 3,7 0,08 -//

3 2053-2230 R3nf-lk 0,71 0,34 0,27 0,29 43,5 3,9 0,09 18; 20

4 2445-2455 R3lk 0,69 0,54 0,16 0,23 49,7 3,1 0,06 16; 18

5 2460-2490 R3lk 0,66 0,44 0,27 0,32 47,0 5,3 0,11 -II

6 2605-2860 R3dr 0,73 0,44 0,27 0,32 48,5 5,3 0,11 -II

7 3284 R3pz 0,45 0,47 0,21 0,25 48,2 4,9 0,10 -II

8 3615-3920 R2vk 0,74 0,56 0,25 0,32 51,4 4,4 0,09 -II

Состав и строение У В биомаркеров

С помощью газовой хроматографии - масс-спектрометрии изучены состав и строение полициклических УВ: трицикланов, стеранов и гопанов (Рис. 39).

В составе терпановых УВ пентацикланы преобладают над трицикланами (Try/Penta в среднем 0,65). Причем, в РОВ верхнего венда отмечена минимальная концентрация трициклических УВ (12,5 %) и максимальная - пентациклических - 55,3 %. Доля стеранов изменяется незначительно (32,2-36,4 %) за исключением обр. 6 (дорогорская свита верхнего рифея), где она составляет 27,5 % (Табл. 18).

Стерановые УВ представлены в ОВ как регулярными, так и перегруппированными формами. В стеранах С27-С29 в наибольшей концентрации находятся С27 (0,41), в меньшей С28 (0,33) и в минимальной С29 (0,25). Соотношение С27/С29 изменяется от 0,97 до 1,9. Наиболее близкие значения отмечаются в венде (1,03) и в лешуконской свите (0,97) верхнего рифея. Отношение С27/С28 изменяется от 1,25 до 1,96, а С28/С29 - от 0,71 до 0,96.

По характеру распределения стеранов, изученные битумоиды соответствуют верхнерифейскому нафтиду (скв. Сторожевская), нефти бассейна Мак-Артур, ОВ нижней части сероцветной толщи (скв. Северо-Молоковская) Крестовского авлакогена Русской плиты и в ОВ венда (бассейн Гранд-Каньон, Северо-Американская платформа), но отличаются от докембрийского РОВ Сибирской платформы, Омана и др. Такое распределение стеранов по генетической классификации характерно, в большей степени, для ОВ фитопланктоногенного генезиса, накапливающимся в морских относительно глубоководных условиях (Рис. 40).

20- обр. 1 Г29 зе

10- m/z 191 Т. Тт Трицикланы | * ЖГ h

1111111111111111 10 15 20 1111111111111111111111 w 111 25 30 35 40 45 50 1 II11 1111 III 1 | III 1 S5 60 65 f

29

10m/z 217

A/xi.

I I | I I II |I I I I | I I I I | 1 I I I| I III |I I I I | 1 II I | I I I I|I I I I | I I I I | I III | I 10 15 20 2S3Q 35 40 45SOS56065

Масс-фрагментограммы биомаркеров из инт. 1750-1760 м (V2lm)

Рис. 39. Масс-фрагментограммы биомаркеров обр. 6 m/z 191

I I I I И I I I I I I I I I I I I I I I I I | I I I I | I I I I | I I II I I I I I | I I I I | I I I I 10 15 20 25 30 35 40 45 £0 55 60 65 m/z 217

•0.0

ДСС^С?8 i/MU^

I И И I I I III II 11) I I 10 15 2Q2S 30 35 4Q45S0S5 60 65

Масс-фрагментограммы биомаркеров из инт. 2605-2860 м (R.3dr) обр. 7 m/z 191

11111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111 10 15 20 25 30 35 40 45 SO S H)

11111111111111111111111111111111111111111111111 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

Масс-фрагментограммы биомаркеров с глуб. 3284 м (Язрг) Продолжение рисунка 39.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Впервые для территории Мезенского бассейна выполнено детальное геохимическое исследование РОВ по керну и шламу во всем вскрытом рифейском разрезе одной из глубоких пробуренных в последнее время скважин, а также впервые получена геохимическая характеристика отложений вашкинской свиты среднего рифея.

На основании комплекса геохимических исследований, основанного на применении современных методик изучения РОВ (газовая хроматография и хромато-масс-спектрометрия, пиролиз Rock-Eval, термическая масс-спектрометрия), а также привлечения ранее полученной информации по геохимическим, геолого-геофизическим, литологическим, палеонтологическим и другим видам исследований, позволило определить условия накопления РОВ и его тип, условия формирования нефтегазоматеринского потенциала, а также обосновать реализацию нефтегазоматеринского потенциала. На основе этих критериев проведена сравнительная оценка перспектив пефтегазоносиости Мезенского ВНГБ.

Установлено, что фоновые концентрации органического углерода как в рифейских, так и в вендских отложениях, низкие (в основном, пезская и дорогорская свиты верхнего рифея и редкинский горизонт верхнего венда) и крайне низкие (вашкинская свита среднего рифея) за исключением сафоновской серии (лешуконская и няфтинская свиты) верхнего рифея, где концентрация органического углерода относительно повышена (до 0,4-3,8 %).

В индивидуальном углеводородном составе значительно преобладают среднемолекулярные н-алканы, с невысокой долей изопреноидов. Фациальные обстановки при накоплении РОВ в диагенезе были от окислительных до слабовосстановительных (сафоновское время) при значительных колебаниях глубины морского бассейна, что также определяло формирование состава РОВ. Исходный тип РОВ рифейских отложений отвечает морскому, преимущественно фитогенному, подвергнувшемуся бактериальной переработке в различной степени окисленному.

Состав изученных УВ-биомаркеров показывает схожие параметры с верхнепротерозойским ОВ других регионов Восточно-Европейской платформы.

Аналитически определенный нефтегазоматеринский потенциал является остаточным, то есть большая часть его реализована (степень катагепетической преобразованности от МКг до AKi). Исходный потенциал был существенно выше: в кровле сафоновской серии реализация составила 80 %, в ее подошве - 90-95 %, а в пезской свите - потенциал полностью исчерпан.

Основная реализация нефтематеринского потенциала происходила в среднерифейское и позднерифейское время, а газогенерационного потенциала - в позднерифейское время. Сформированные залежи в районах, где существуют катагепетические несогласия, вероятно, были разрушены еще до позднего венда. Подтверждением генерации рифейскими отложениями в рифее, так и разрушение залежей УВ является присутствие нафтида, биомаркерные показатели которого соответствуют таковым ОВ сафоновской свиты.

Ранее установленное катагенетическое несогласие между рифеем и вендом подтверждено детальными геохимическими исследованиями в разрезе скв. Средненяфтинская-21 и впервые установлено катагенетическое несогласие между отложениями вашкинской свиты среднего рифея и пезской свиты верхнего рифея.

Залежи, образованные в рифейских отложениях, а затем переформированные могли сохраниться в районе Предтиманского прогиба, где катагенетическое несогласие было незначительно, или вообще отсутствует. Также можно предположить, что в глубоких частях рифейского разреза сохранились газовые залежи.

Резюмируя выше изложенные результаты, автором сформулированы основные защищаемые положения:

1. В рифейских отложениях выделены НГМТ с различным генерационным потенциалом. Максимальным исходным генерационным потенциалом обладала сафоновская серия (характеризующихся повышенным исходным нефтематеринским потенциалом), потенциал которой в значительной степени реализован; потенциал пезских и вашкинских свит - полностью истощен.

2. Степень катагенетической преобразованности рифейских отложений изменяется от МК2-3 до АКь а вендских отложений, в основном, - не превышает ПК3. Катагенетическое несогласие между рифеем и вендом, установленное ранее, подтверждено детальными геохимическими исследованиями, также впервые выявлено катагенетическое несогласие между отложениями среднего и верхнего рифея.

3. Основная генерация УВ осуществлялась: среднерифейскими НГМТ в среднем рифее, а верхнерифейскими НГМТ - в позднем рифее (раннем венде?).

4. Сформированные залежи в рифее в центральных районах рассматриваемого Мезенского ВНГБ вероятнее всего были разрушены. Наибольший интерес при поисках УВ с точки зрения сохранности залежей, образованных в рифее, могут иметь районы, где катагенетическое несогласие между рифеем и вендом незначимо, например Предтиманский прогиб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Кузьмин, Дмитрий Александрович, 2006 год

1. Агафонова З.Г. Изопреноидные углеводороды и //-алканы показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов // Геология нефти и газа. 2003. №5. С. 3739.

2. Акрамходжаев A.M. Генетический потенциал продуктивностинефтегазоматеринских пород и его реализация // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. с.76-89.

3. Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В. и др. Биометки нефтей волго-Урала // Нефтехимия, 1994, т. 34, № 6, С. 483-486.

4. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. Перспективы изучения нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока Русской платформы // Отечественная геология, 1994, №3, С. 3-10.

5. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. КамНИИКИГС, Пермь: ИПК «Звезда», 2001. -108 с.

6. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1957. 480 с.

7. Бурзин М.Б. Отчет по теме: Микропалеонтологические исследования отложений верхнего протерозоя Мезенской синеклизы на базе кернового и промыслово-геофизического материала скв. 21 Средненяфтинская. М., НТЦ «Рифей», 2002.

8. Бурзин М.Б. Основные тенденции в историческом развитии фитопланктона в позднем докембрии и раннем кембрии // Экосистемные перестройки и эволюция биосферы. М.: Наука. 1994. - с.51-62.

9. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991.287 с.

10. Бушпев Д.А. Основы геохимической интерпретации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар: Геопринт, 1999. 48 с.

11. Вассоевич Н.Б. геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. 368 с.

12. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ. Серия геология, 1975, №5, С.3-24.

13. Вассоевич Н.Б., Гусева А.Н., Тараненко Е.И. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложениях // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. -М.: Наука, 1973. С. 150-157.

14. Вейс А.Ф., Петров П.Ю., Воробьева Н.Г. Преобразование фациалыю-экологической структуры древних биот во времени и стратиграфия рифея// Геология и геофизика, 1998, т.39, № 1. с. 85-96.

15. Вернадский В.И. Очерки геохимии. М.; JL: Госиздат, 1927, 368 с.

16. Владимирова Т.В., Капустин И.Н., Орлов В.П., Фёдоров Д.Л. Объяснительная записка «Гипсометрия поверхности кристаллического фундамента центральной и северной частей Восточно-Европейской платформы масштаба 1:2500000», Санкт-Петербург, 2001.

17. Волхонина Т.В., Лобусев А.В., Силантьев Ю.Б. Модель тектонического прогрева и термодинамического развития и перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы // Геология нефти и газа. 1993. № 8. С. 5-10.

18. Высоцкий И.В., Егоров В.А., Корчагина Ю.И. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности Московской синеклизы на генетической основе // Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М., 1997, С. 113-121.

19. Вышемирский B.C., Конторович А.Э. Оценка масштабов истощения нефтяных залежей во времени // Геология нефти и газа. 1997. №2. С. 4-9.

20. Гаврилов В.П., Дворецкий П.И., Дунаев В.Ф. и др. Геолология и нефтегазоносность Московской и Мезенской синеклиз. М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. -144 с.

21. Гедберг Х.Д. Геологические аспекты происхождения нефти. М.: Недра, 1966. -123 с.

22. Геохимическое изучение докембрийских нефтематеринских пород Лешуконского прогиба Мезенского потенциально нефтегазоносного бассейна // Вестник МГУ, Серия геология, 2005, №6, С. 45-49.

23. Голованова С.И., Польстер JT.A., Шлейфер М.С. Геохимические особенности верхнепротерозойских и палеозойских отложений северных районов Русской платформы в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности // Изв. АН СССР. Сер. геол.- 1968.- 11. С. 77-90.

24. Голубкова ЕЛО. Распространение микрофоссилий в верхнепротерозойских отложениях, вскрытых скважиной Средненяфтинская № 21 // Методические аспекты палинологии. Материалы X Всероссийской палинологической конференции. М.: ИГиРГИ, 2002. С. 62-64.

25. Губкин И.М. учение о нефти. М.; JL: ОНТИ, 1937,250 с.fi, 39. Гуляева JT.A. Геохимические показатели окислительно-восстановительныхобстановок осадкообразования морских терригенных отложений. ДАН СССР, T.XCVIII, №6,1954 г.

26. Гуляева JT.A. Осадки сероводородных бассейнов геологического прошлого. ДАН СССР, т. XCII, №5,1953 г.

27. Гусева А.Н., Лейфман И.Е., Соколов Б.А. Геохимические предпосылки возможности нефтеобразования в в докембрийских породах // Органическая геохимия нефтей, газов и ОВ докембрия. М.: Наука, 1981. -221 с.

28. Дедеев В.А., Пименов Б.А., Аминов Л.З. и др. Прогноз нефтегазоносности Мезенского седиментационного бассейна. Серия препринтов сообщений «Научныерекомендации народному хозяйству». Коми научный центр Уральского отделения

29. АН СССР, 1989. Вып. 80. 60 с.

30. Дертев А.К., Арчегов В.Б., Буданов Г.Ф., Грибков В.В. и др. Нефтегазоносность протерозойских отложений древних платформ // Геология, методы поисков, разведки и оценки м-ний топливно-энергетического сырья: Обзор / АОЗТ «Геоинформмарк». -М., 1996.-50 с.

31. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. М: Гостоптехиздат, 1948.476 с.

32. Жидкова JI.B. Модель эволюции элементного состава керогена протерозойских отложений бассейна Мак-Артур под влиянием трапповых интрузий // Геология игеофизика. 2000. т. 41. №8. С. 1178-1186.

33. Зеккель Я.Д. Геологические исследования в районе Зимнего Берега, бассейна Кулоя и низовьев Мезени//Труды Сев. геол. управл., вып.6. М.: Госгеолиздат, 1939. - 92 с.

34. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ. М.: Недра, 1982 г.

35. Ильинская В.В. Генетические связи УВ органического вещества пород и нефтей. М.: Недра, 1985. 166 с.

36. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. Л.: Недра, 1981.240 с.

37. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н. и др. Биомаркеры в нефтях восточных районов Сибирской платформы как индикаторы условий формированияд, нефтепроизводивших отложений // Геология и геофизика. -1999. -Т.40. № 11. - С.1700-1710.

38. Келллер М.Б., Ермолкин В.И., Голованова С.И., Филин А.С. Масштабы генерации углеводородов в древних толщах Мезенской синеклизы по геохимическим критериям // Геология нефти и газа, 1994, №10, С.24-33.

39. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Лоджевская М.И. и др. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Восточно-Европейской платформы. М.: Недра, 1993.-317 с.

40. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В., Карпушин М.Ю. Геолого-геохимические предпосылки формирования скоплений углеводородов в пределах Печоро

41. Колвипского авлакогена (Тимано-Печорский бассейн) // Геологическое изучение ииспользование недр. Научи.-техн. информ. сб. / ООО «Геоинформ-центр». М., 2003.-Вып. 5,6.-С. 3-18.

42. Клевцова А.А. Авлакогены Русской платформы очаги генерации углеводородов // Разведка и охрана недр. 2000, №6, С. 19-26.

43. Конторович А.Э., Ларичев А.И., Таквел К. и др. Геохимия среднепротерозойской нефти в бассейне Мак-Артур в Австралии // Доклады РАН, 1996, т. 346, № 6. С.800-803.

44. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Колганова М.М.и др. Превращения органического вещества в мезо- и апокатагенезе // Советская геология. 1988. № 7. С. 26-36.

45. Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К., Беляев С.Ю., Фрадкин Г.С.

46. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли // Геология и геофизика. 1996, т.37, №8, С. 6-42.

47. Конюхова В.А. Геолого-геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности рифейских отложений северо-запада Мезенской синеклизы // Вестник МГУ, сер. 4, геология, 1998, №2, С. 37-41.

48. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П., Найденова О.А. Нефтематеринский потенциал древних отложений // Современные геохимические методы диагностики нефтематеринских отложений. М.: Наука, 1980. -с.77-87

49. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы иитерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества. М.: Недра, 1980,227 с.

50. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород. М., «Недра», 1976. 229 с.

51. Коц В.Г. Геологическое строение северной части Мезенской нефтегазоперспективной провинции. Ассоциация Ученых «Будущее Санкт-Петербурга» при СПб НЦ РАН, Санкт-Петербург, 2001.

52. Кузьмин Д.А. Отчет по объекту: выполнить геохимический каротаж методом пиролитической масс-спектрометрии образцов шлама скважины 21 -Средненяфтинская для оценки перспектив нефтегазоносности разреза. ФГУП НПЦ «Недра», Ярославль, 2002.

53. Ченборисова Р.З. Отчет о результатах региональных сейсморазведочных работ МОГТ, выполненных на территории Архангельской области (объект «Мезенская синеклиза»). ФГУ ГНПП «Спецгеофизика», мкрн. Поваровка, 2004.

54. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринских толщ. М.: Недра, 1983, 190 с.

55. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. М.:Мир, 1976. 486 с.f'

56. Лейфман И.Е. Нефтеобразование: роль скорости нагрева нефтематеринских пород. Тез. докл. новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. М.: Геос, 2002. С. 325-328.

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

58. Люткевич Е.М. Тектоника севера Русской платформы//Бюлл. МОИП, отд. геолог., 1940, т. 18, № 5-6. с.97-112.

59. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Золотов А.Н., Капустн И.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А. «Геология нефти и газа. Восточно-Европейская платформа», Москва, 1990.

60. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского севера России. Коми НЦ УрО РАН, Екатеринбург, 2002.

61. Меленевский В.Н., Полякова И.Д., Гладкий Ю.Г. Катагенетические преобразования нерастворимого органического вещества Вилюйской синеклизы // Геология нефти и газа. 1989. №8.

62. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти и газа. 1997. №7.

63. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии / Сост. В.Н. меленевский. Новосибирск: СНИИГиМС. 1991.-48 с.

64. Микерина Т.Е. Вопросы о перспективах нефтегазоносности докембрийских отложений Мезенской впадины / Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. 1975. Геология. №6. С. 100-105.

65. Микерина Т.Е. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности докембрийских отложений Мезенской впадины. Диссертация на соискание уч. ст. кандидата геол.-мин. наук, Москва, МГУ, 1976. 150 с.

66. Микрофоссилии в стратиграфии рифея Южного Урала и Приуралья/А.Ф.Вейс, Н.Н. Ларионов, Н.Г. Воробьева, Ли Сень-Джо // Стратиграфия. Геол. корреляция, 2000, т. 8, № 5. с. 3-28.

67. Моделирование нефтеобразования / Под ред. С.Г. Неручева, O.K. Баженовой, Н.В. Марасановой. М.: Наука, 1992.213 с.

68. Наливкин В.Д., Гольдберг И.С., Кругликов Н.М. и др. Процессы разрушения залежей нефти и газа и оценка потерь углеводородов // Советская геология. 1984. № 7. С. 6070.83.