Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Санникова Ирина Алексеевна

• Санникова Ирина Алексеевна
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Санникова Ирина Алексеевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Геологическое строение Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна и общие характеристики доманиковой высокоуглеродистой формации

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоническое строение изучаемой территории 19 1.3. История геологического развития 31 1.4 Нефтегазоносность доманикового комплекса

2. Методика изучения генерационных возможностей доманиковых отложений

2.1 Рентгенофазовый анализ

2.2 Пиролиз по методу Rock-Eval (HAWK)

2.3 Восстановление кинетических спектров деструкции керогена пород (обзор подходов)

2.4 Восстановление кинетических спектров деструкции керогена пород (собственные исследования)

2.5 Выполнение геолого-геохимического бассейнового моделирования

3. Литолого-геохимические характеристики органического вещества пород доманиковой высокоуглеродистой формации

3.1 Минеральный состав пород доманиковой высокоуглеродистой формации

3.2 Результаты пиролитических исследований исходных

пород доманиковой высокоуглеродистой формации

3.3 Кинетические спектры химических реакций преобразования керогена доманиковой высокоуглеродистой формации

3.4 Результаты водного пиролиза для пород доманиковой

высокоуглеродистой формации из обнажений

3.5 Изменение пиролитических параметров доманиковой высокоуглеродистой формации из обнажений при акватермолизе

3.6 Закономерности распределения н-алканов и изопренанов в новообразованных продуктах деструкции керогена при акватермолизе

4. Методика разделения некомпозиционного кинетического спектра на жидкую и газовую компоненты по результатам акватермолиза

5. Бассейновый анализ доманиковой высокоуглеродистой формации

6. Анализ неопределенностей бассейнового моделирования и

оценка ресурсов

Заключение

Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна»

Актуальность работы и степень разработанности темы

В связи с истощением традиционных легкоизвлекаемых запасов углеводородного сырья в России и мире в последние годы проявляется интерес к поиску углеводородов (УВ) в нетрадиционных высокоуглеродистых формациях.

Высокоуглеродистая формация (ВУФ) — природная совокупность тонкослоистых горных пород со сходными условиями образования, благоприятными для накопления органического вещества (ОВ) и его преобразования в углеводороды с последующей возможной миграцией в пустотное пространство этих же пород [Ступакова А.В. и др., 2015]. Таким образом, ВУФ представляет собой нетрадиционную углеводородную систему, в которой нефтематеринская толща (НМТ) генерирует нефтяные и газовые УВ, часть которых мигрирует по транзитным зонам в традиционный резервуар, а другая часть остается в НМТ (нетрадиционном резервуаре) [Schneider F. et al., 2013].

Ярким представителем ВУФ в России являются доманиковые отложения, распространенные в пределах Восточно-Европейской платформы. Эти породы характеризуются высоким содержанием ОВ морского генезиса (Сорг до 25%), катагенетическая зрелость которого варьирует от прото- до апокатагенеза. Также для доманиковой высокоуглеродистой (сланцевой) формации характерна существенная доля в них кварца, кремнистого вещества и карбонатов, обеспечивающих этим породам хрупкость [Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю., 2017].

Доманиковая высокоуглеродистая формация широко распространена на территории Волго-Уральского (ВУ) и Тимано-Печорского бассейнов (ТПБ). Однако, промышленная добыча УВ из нетрадиционного доманикового коллектора известна лишь в Волго-Уральской провинции (например, Троицкое месторождение). Доманиковые отложения Тимано-

Печорского региона исследуются с конца XIX века (обнажения вблизи г. Ухта), но как толща, содержащая скопления углеводородных соединений (УВС) в непроницаемом резервуаре, доманик изучается лишь в последние годы. Это свидетельствует о необходимости более глубокого изучения доманиковой ВУФ в Тимано-Печорском бассейне.

Доманик Тимано-Печорского бассейна - безусловно, перспективный объект с точки зрения поиска сланцевых УВ, однако есть неопределенности в оценке этих перспектив. Ещё в 2016 году О.Ю. Аверьянова отмечает в своих трудах вариативность подходов к оценке ресурсов УВ в нетрадиционных коллекторах [Аверьянова О.Ю., Морариу Д., 2016]. Самые ранние оценки ресурсов доманиковой высокоуглеродистой формации Тимано-Печорского бассейна были опубликованы в 2005 году американскими исследователями, согласно которым возможные ресурсы доманиковой нефтегазовой системы

Л

составляют 2,03 млрд. т. нефти и 1,67 трлн. м газа [AЫbrandt T.S. et а1., 2005]. Позже Т.К. Баженовой было оценено количество УВ, сгенерированных доманиковой НМТ, но не подвергшихся процессам эмиграции в традиционные резервуары. Остаточное количество нефти в доманиковой формации (ЭзЁг2-С^) по её подсчетам составляет 176,5 млрд. т., из которых собственно доманиковому горизонту приписывается 58,6 млрд. т. [Баженова Т.К., 2015]. Оценке ресурсов основных сланцевых формаций России посвящены и многочисленные работы О.М. Прищепы [2014, 2016], согласно которым ресурсы рассеянных углеводородов и сконцентрированных в очагах генерации доманиковой формации Тимано-Печорского бассейна составляют

-5

74 млрд. т. нефти и 34 трлн. м газа. В число этих ресурсов входят и технически извлекаемые ресурсы доманиковой ВУФ - 5,3 млрд. т. нефти и

-5

4,8 трлн. м газа [Прищепа О.М., 2017]. Видно, что оценки разных исследователей существенно отличаются друг от друга.

Также, в 2015 году коллективом Кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Геологического факультета МГУ была рассчитана плотность ресурсов УВ для доманиковой кремнисто-карбонатной

высокоуглеродистой формации, которая составила для Малоземельско-Колгуевской моноклинали (НМТ находятся в начале главной зоны

л

нефтеобразования (ГЗН)) 0,3-0,5 млн. т./км , а для Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны (ВАЗ) (НМТ находятся в активной

л

фазе нефтеобразования или на этапе ее завершения) - 1,0- 1,5 млн. т./км .

Это разнообразие оценок перспектив доманиковой ВУФ ТПБ указывает на необходимость применения инструмента, способного обобщить ранее накопленный фактический материал и учесть новые данные по ряду ещё недостаточно изученных вопросов. В данной работе предпринята попытка оценки ресурсов с использованием современного и актуального инструмента - бассейнового моделирования. Существуют работы, в которых анализ углеводородных систем различных нефтегазоносных бассейнов данным методом позволял установить перспективность изучаемого региона (или объекта), а также произвести подсчет ресурсов и оценку неопределенностей [Осипов А.В., 2013ф; Малышева С.В., 2015ф; Астахов С.М., 2018ф]. Однако для Тимано-Печорского бассейна такая оценка выполнена впервые.

Несмотря на то, что доманиковая ВУФ Тимано-Печорского бассейна и её ОВ изучались многими авторами [Данилов В.Н., Огданец Л.В., 2011; Кирюхина Т.А., 2013, 2015; Бурдельная Н.С., 2010, 2016, 2017; Бушнев Д.А., 2009, 2011, 2013; Котик О.С., 2015; Прищепа О.М., 2013; Анищенко Л.А., 2007; Максимова С.В., 1970; Неручев С.Г., 1986; Баженова Т.К., 2008 и др.] отмечается недостаточная изученность ряда вопросов, связанных с механизмами эволюции ОВ этих отложений. Также, очень мало исследований посвящено изучению кинетики деструкции керогена доманиковой ВУФ Тимано-Печорского бассейна, поэтому данный вопрос требует уточнения, которое и представлено в данном исследовании.

Цель работы заключалась в анализе эволюции органического вещества доманиковой высокоуглеродистой формации методом

бассейнового моделирования и оценке перспектив доманиковых отложений в Тимано-Печорском бассейне.

Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие задачи:

1. Уточнение кинетического спектра генерации углеводородов породами доманиковой ВУФ;

2. Проведение комплексного эксперимента по термальному воздействию на кероген породы доманиковой ВУФ, с исследованием реализации его генерационного потенциала;

3. Получение пиролитического некомпозиционного кинетического спектра деструкции керогена доманиковых отложений Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ);

4. Разделение на некомпозиционном спектре деструкции керогена доманиковой ВУФ генерируемых УВ на жидкие и газовые компоненты;

5. Выявление зависимости характера деструкции керогена от литологического состава доманиковых отложений;

6. Создание 3Э бассейновой модели доманиковой углеводородной системы Тимано-Печорского бассейна;

7. Оценка ресурсов доманиковой ВУФ в Тимано-Печорском бассейне;

8. Анализ чувствительности результатов бассейнового моделирования к изменению кинетического спектра деструкции керогена доманиковой ВУФ.

Объектом в данном исследовании выступает доманиковая высокоуглеродистая формация, а точнее доманиковый горизонт среднефранского позднедевонского возраста Тимано-Печорского бассейна.

Предметом исследований является органическое вещество доманиковой ВУФ, генерационный потенциал керогена, а также механизмы его трансформации и собственно реализация им своего потенциала в процессе катагенеза.

Научная новизна состоит в том, что впервые:

- построена 3D бассейновая модель Тимано-Печорского бассейна для анализа углеводородной системы доманиковой высокоуглеродистой формации;

- разработана комплексная методика восстановления и разделения на две компоненты кинетического спектра на основе результатов пиролиза по методу Rock-Eval и акватермолиза;

- восстановлены двухкомпонентные кинетические спектры деструкции керогена для доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна с использованием разработанной методики;

- проведена оценка ресурсов доманиковой ВУФ Тимано-Печорского бассейна с использованием инструмента по бассейновому моделированию;

- оценена чувствительность ресурсов доманиковой высокоуглеродистой формации к неопределенностям, связанным с изменением кинетического спектра деструкции керогена;

Теоретическая и практическая значимость работы

На основании выполненных автором исследований разработан новый методический подход к восстановлению двухкомпонентного кинетического спектра деструкции керогена, основанный на данных открытого и водного пиролиза. Восстановлены кинетические спектры деструкции керогена доманиковой ВУФ Тимано-Печорского НГБ. Полученные результаты в дальнейшем найдут применение в сфере бассейнового анализа как региональных, так и локально развитых углеводородных систем Тимано-Печорского НГБ.

Защищаемые положения:

1. Предложен и применён комплексный подход к восстановлению двухкомпонентных кинетических спектров деструкции керогена доманиковой высокоуглеродистой формации Тимано-Печорского бассейна с учетом её литологической изменчивости и выделением в генерируемых углеводородах нефти и газа.

2. Характер кинетической реакции деструкции керогена доманиковой ВУФ Тимано-Печорского бассейна зависит от её литологического состава: кероген, связанный с карбонатно-кремнистыми породами, преобразуется легче, чем кероген, связанный с преимущественно кремнистыми породами при одинаковых температурных условиях.

3. По результатам бассейнового моделирования при использовании двухкомпонентных кинетических спектров с нефиксированным частотным фактором максимальная величина генерации УВС в отложениях доманикового горизонта получена в пределах южной части Печоро-Колвинского авлакогена и в наиболее погруженных частях бассейна; максимальное количество УВС в свободном поровом пространстве доманикового горизонта получено в южной части Хорейверской впадины, в пределах южной части Колвинского мегавала и в юго-восточной части Ижма-Печорской синеклизы; а остаточный генерационный потенциал доманиковой ВУФ максимален в пределах Тиманского кряжа и в южной части Ижма-Печорской синеклизы.

Фактический материал

В основу проведенных исследований были положены результаты литологического описания доманиковых отложений по 277 образцам, отобранным из обнажений вблизи г. Ухта в республике Коми и скважин Тимано-Печорского бассейна (Харутамыльская-1, Пальникская-1, Большеперская-1, Вуктыльская-51, Карнышская-6, Ронаельская-1, Южно-Хоседаюская-1, Северо-Югидская-5 и др.). Два обнажения расположены на берегу р. Чуть и одно находится у ручья Доманик. Также привлекались результаты петрофизических (41 обр.), геохимических (81 обр.) и углепетрографических (48 обр.) исследований, проводимых на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ имени М.В. Ломоносова в 2015 году.

Экспериментальные работы выполнялись в лаборатории экспериментальной геохимии и лаборатории геохимии нефти и газа Геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова.

Достоверность результатов и методология диссертационного исследования. Достоверность полученных результатов обеспечивается:

- наличием и объемом исходного каменного материала (~277 обр.);

- использованием общепризнанных методов изучения пород, органического вещества и продуктов термолиза керогена: рентгенофазовый анализ, пиролиз по методу Rock-Eval, акватермолиз, газожидкостная хроматография;

- комплексированием разномасштабных данных в единой геолого-геохимической бассейновой модели, позволяющей одновременно учесть различные аспекты эволюции доманиковой ВУФ в Тимано-Печорском бассейне.

Публикации и апробация работы Результаты диссертационного исследования были опубликованы в виде 3 статей в журналах, входящих в Перечень, рекомендованный для защиты в диссертационном совете МГУ по специальности 25.00.12 и индексируемых в базах данных Web of Science Core Collection. Также результаты исследования представлены в виде 2 публикаций в сборнике, индексируемом в базе данных Scopus.

Данные исследования обсуждались на различных научных конференциях российского и международного уровня: JOINT MEETING of TSOP - AASP - ICCP 2016 (Хьюстон, США); Актуальные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии северо-запада России (Апатиты, 2016); Суперкомпьютерные технологии в нефтегазовой отрасли. Математические методы, программное и аппаратное обеспечение (Москва, 2017); Совместный семинар EAGE/SPE 2017: Наука о сланцах Проблемы разведки и разработки (Москва); Новые идеи в геологии нефти и газа - 2017 (Москва); III Всероссийский молодежный научный форум «Наука будущего - наука

молодых» (Нижний Новгород, 2017); Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ (Пермь, 2017); Интеграция современных технологий и прикладных дисциплин при прогнозе свойств УВ систем (Газпромнефть НТЦ, 2017); Совместный семинар EAGE/SPE 2019: Наука о сланцах Теория и практика (Москва); ГЕОСОЧИ-2019. Нефтегазовая геология и геофизика (Сочи); Goldschmidt 2019 (Барселона, Испания); Геохимия нефти и газа, нефтематеринских пород, угля и горючих сланцев (Сыктывкар, 2019).

Личный вклад

Лично автором произведен отбор и экспериментальное изучение кернового материала доманикового горизонта из обнажений и скважин Тимано-Печорского бассейна. Лично проведена серия экспериментов акватермолиза на образцах при двух температурах с отбором образцов пород и продуктов термолиза керогена для дальнейших исследований. Осуществлялось самостоятельное разделение продуктов генерации от воды после акватермолиза. Самостоятельно выполнялись расчеты по разделению некомпозиционного кинетического спектра на нефтяную (жидкую) и газовую компоненты. Лично автором построена и откалибрована трехмерная бассейновая модель Тимано-Печорского бассейна, и осуществлен анализ неопределенностей модели.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения, изложенных на 181 странице, включает 84 рисунка и 3 таблицы. Список литературы содержит 87 наименований.

Благодарности

Автор глубоко благодарит своего наставника и учителя, ныне

покойную Кирюхину Тамару Алексеевну, без поддержки и напутствий

которой не было бы положено начала данному научному исследованию.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Ступаковой Антонине Васильевне.

В огромной мере выполнение данной работы зависело от постоянной поддержки Большаковой Марии Александровны, старшего научного сотрудника кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ имени М.В. Ломоносова.

В процессе проведения экспериментов по водному пиролизу и разработки методики разделения некомпозиционных кинетических спектров автор пользовалась советами и помощью Бычкова Андрея Юрьевича, профессора кафедры геохимии МГУ, за что ему очень благодарна.

За содействие в подготовке полевой поездки на обнажения доманиковых отложений автор благодарит ведущего и старшего научных сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ Суслову Анну Анатольевну и Сауткина Романа Сергеевича.

Отдельно автор хотела бы выразить благодарность сотрудникам лаборатории геохимии нефти и газа МГУ Натитник Ирине Мироновне и Корневой Татьяне Николаевне, помогавшим в проведении геохимического цикла работ.

Автор чрезвычайно признательна Козловой Елене Владимировне, ведущему научному сотруднику Центра добычи углеводородов Научно-технического института Сколково, за помощь в определении интегральных (некомпозиционных) кинетических спектров.

Особую благодарность автор выражает Косорукову Владимиру Леонидовичу, старшему преподавателю кафедры нефтегазовой седиментологии и морской геологии МГУ, за помощь в проведении рентгенофазового анализа.

Автор признательна Хамидуллину Руслану Айратовичу, научному сотруднику кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, за проведение значительного объёма пиролитических исследований.

Отдельное спасибо Жердер Анне Сергеевне, руководителю направления бассейнового моделирования в Технологическом центре Бажен Газпромнефть, за ценнейшие консультации в процессе построения трехмерной бассейновой модели.

Автор хотела бы выразить благодарность доценту кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ Прониной Наталии Владимировне, предоставившей материалы углепетрографических исследований органического вещества.

За помощь и советы по оформлению диссертационной работы автор признательна Митронову Дмитрию Валентиновичу, старшему специалисту кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ имени М.В. Ломоносова.

Автор благодарит Стенникова Антона, выпускника кафедры геохимии МГУ, и Кувинова Игоря, студента кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, за помощь в проведении экспериментальной части работы.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА И ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ДОМАНИКОВОЙ ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТОЙ ФОРМАЦИИ

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн, расположенный на северо-востоке Европейской части России, является одним из старейших

л

нефтегазодобывающих районов. Площадь бассейна составляет 350 тыс. км . Географически с севера бассейн ограничен акваторией Баренцева моря, с западной и юго-западной сторон - Тиманским кряжем (западной его стороной). Восточную и юго-восточную границу Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна маркирует Уральская складчатая система, на северо-востоке продолжаясь хребтом Пай-Хой. Территория Тимано-Печорского бассейна занимает восточную часть Тиманского кряжа, территорию Печорской равнины и акваторию Печорского моря.

Однако зона развития собственно доманиковой ВУФ, входящей в состав верхнедевонско-турнейского нефтегазоносного комплекса (О^С^), приуроченная к депрессионным морским обстановкам осадконакопления, составляет лишь 275 тыс. км2 по площади и занимает восточную часть региона исследования.

1.1 Стратиграфия

При оценке перспектив нефтегазоносности нетрадиционных высокоуглеродистых резервуаров необходимо рассматривать как собственно доманиковые отложения, так и доманикоидные толщи верхнедевонско-нижнекаменноугольного (турнейского) возраста.

Доманиковые отложения, стратиграфически относящиеся к доманиковому горизонту франского яруса верхнего девона впервые были выделены и описаны в середине XIX в. А.А. Кайзерлингом в Ухтинском районе Тимано-Печорского бассейна [Кирюхина Т.А. и др., 2013]. Эти, собственно доманиковые, отложения стратиграфически приурочены к

среднефранскому ярусу, залегают в подошве преимущественно карбонатной толщи верхнего девона и представлены высокоуглеродистыми толщами кремнисто-глинисто-карбонатных пород. Они имеют региональное распространение, и их мощность по всей площади бассейна изменяется от 20 до 100 м.

Доманиковая ВУФ включает в себя широкий стратиграфический диапазон разреза. Комплекс объединяет отложения доманикового, ветласянского, сирачойского и ухтинского горизонтов франского яруса, задонского, елецкого, усть-печорского, зеленецкого и нюмылгского горизонтов фаменского яруса верхнего девона, а также терригенно-карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона (Рис. 1.1). Это доманикоидные отложения, представляющие собой толщу переслаивания обогащенных органическим веществом интервалов разреза и пластов карбонатных пород. В вышезалегающих горизонтах выделяются подобные высокоуглеродистые интервалы разреза, но уже имеющие зональное распространение, так как их образование строго зависит от фациальных обстановок осадконакопления.

Согласно схемам структурно-фациального районирования [Шишкин М. А. и др., 2012; Пармузин Н. М. и др., 2015, 2016; Водолазская В.П. и др., 2005, 2013], область распространения депрессионных доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна включает следующие структурно-фациальные подразделения: Южно-Тиманскую структурно-фациальную зону (СФЗ) Канино-Тиманской структурно-формационной области (СФО), Ижма-Печорскую структурно-фациальную область (СФцО) и Большеземельскую СФцО (Рис. 1.2).

В Южно-Тиманской СФЗ в доманиковом комплексе среднефранские горизонты представлены устьярегской и доманиковой свитами. Устьярегская свита (саргаевский горизонт) представлена глинами, аргиллитами с прослоями мергелей и известняков. Мощность свиты достигает 70 м.

лдоосрщфко* = £

СИСТЕМА ОТДЕЛ ЯРУС ГКЭДЪЯРУС ГОРИЗОНТ 1 литология ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ

в Нюмылгский

Трансфессия моря

т

X а

IX с Запецкии

X й ш Ш .1111

г

К в Спокожое мел новое мое море

в 3 Усть-Печорский морские отложения

а

О

га 'Ж к

X X к в 5 X ]( Елецкий ь

а X I Задонскии 1' 1' 1' 1' 11

V ш — р-гЦ V» - к я X п X с --=с Регрессия моря

X £ X Евлановский 1' 1' 111' 11 Мелководно-морские

Я- отложения

X X а Сира чо йс кий X Рифообраэования

о Ветласянскйй О

О а 1 Доманиковый Глубо«ов<«но-морские отл

У 8

Саргаевский Мелководно-морские

"X «| Тима некий \ 1 Джъерский ,_■ ■_■ = отложения

-^-г—-г—-г———-

X 5 I д 1 Яра некий " Регрессия моря!»Ю.)

X

у 1 с Старооскильский Трансфессия моря

г• ■ .• •* •

к

О

Колвинский п-г—"X-1— ,

'X X X ч 1-1. 1-1. 1-

Ом римский (0 р> Прибрежно-морские

из о — . 1 . 1 . 0> и

а з X

О | а; континентальные отложения

Кеяровский X

д -

ф Байский о. 2 Речные отложения

X

Вязовский -- -0 § н- Прибрежио- морские и

'X

С1 1 Таканинский ф X континентальные отложения

л ф о

X / / Филиппчу некий

X 1

X X >х к Регрессия моря

X V Л Л з

1 X X Сотчемкуртинскии Прибрежно-морские отложения

>х Р О. О -_—_—_—_Т_" о

X

0 X Отложения мелководного шельфа

с ? Овенпарский

X

т

Рис. 1.1 Сводная стратиграфическая колонка для девонской системы Тимано-Печорского НГБ [Ступакова А.В. и др., 2015ф]

Рис. 1.2 Схема структурно-фациалъного районирования позднедевонских

отложений Тимано-Печорского бассейна с фактическим материалом [Шишкин М. А. и др., 2012; Пармузин Н. М. и др., 2015, 2016; Водолазская В.П. и др., 2005, 2013; с изменениями и дополнениями]

Мощность доманиковой свиты, представленной здесь известняками, кремнистыми и битуминозными породами, мергелями с прослоями глин, достигает 62 м. Верхнефранские отложения представлены ветласянской, сирачойской, седьюской и ухтинской свитами. Ветласянская свита (мощность до 200 м) сложена глинами и аргиллитами с прослоями и пачками известняков и мергелей. Сирачойская свита представлена известняками с пачками мергелей и глин, и доломитами (мощность до 233 м). Мощность седьюской свиты составляет 100-150 м. Свита сложена глинами с прослоями мергелей, известняков и песчаников. Ухтинская свита (мощность до 250 м) представлена глинами, гипсами с прослоями ангидритов, известняков и мергелей в верхней части, и глинами, мергелями и известняками с прослоями песчаников в нижней части разреза. Отложения фаменского возраста в Южно-Тиманской СФЗ представлены ижемской серией (мощность до 100 м), сложенной известняками, доломитами, прослоями мергелей, глин, песчаников, известняковых конгломерато-брекчий [Пармузин Н. М. и др., 2016; Водолазская В.П. и др., 2005].

В Ижма-Печорской структурно-фациалъной области отложения нижнего и среднего франа представлены велбюской, джьерской, тиманской, устьярегской свитами и терригенно-карбонатной толщей. Эти объединенные отложения сложены песчаниками, алевролитами, глинами, известняками, доломитами, битуминозными сланцами и силицитами. Мощность нижне-среднефранских отложений доманикового комплекса в Ижма-Печорской СФцО изменяется от 100 до 420 м. Верхнефранские отложения представлены объединенными ветласянской, сирачойской свитами и пестроцветной карбонатно-терригенной толщей (мощность 120-480 м), которые сложены глинами, мергелями, известняками, доломитами с прослоями алевролитов. Доманик нижнее-среднефаменского возраста представлен объединенными ижемской и устьпечорской свитами, сложенными известняками, доломитами, мергелями с прослоями глин. Мощность свит изменяется от 250 до 445 м [Водолазская В.П. и др., 2005, 2013; Пармузин Н. М. и др., 2015].

В Болъшеземелъской структурно-фациалъной области встречаются отложения среднефранского возраста, представленные доманиковыми краевыми рифогенными массивами, сложенными водорослевыми известняками мощностью до 200 м. Верхнефранские отложения доманикового комплекса представлены объединенными ветласянской свитой, глинисто-карбонатной и слоистой глинисто-карбонатной толщами, представленными известняками, доломитами, глинами и мергелями мощностью от 350 до 400 м. Нижнефаменские отложения представлены объединенными кыртаельской, лыжской и кожвинской свитами. Свиты сложены известняками, мергелями, глинами и аргиллитами. Мощность свит изменяется от 480 до 1750 м. В нижнефаменских отложениях в Большеземельской СФцО отмечаются проявления битумов. Средне -верхнефаменские отложения доманикового комплекса представлены объединенными ыджид-каменской, зеленецкой и нюмылгской свитами. Свиты представлены известняками, доломитизированными известняками и доломитами с прослоями мергелей, глин и алевролитов. Мощность свит достигает 440-550 м [Водолазская В.П. и др., 2013; Шишкин М.А. и др., 2012].

1.2 Тектоническое строение изучаемой территории

В геологическом отношении в пределах рассматриваемой части Тимано-Печорского бассейна выделяются Печорская синеклиза и обрамляющие ее складчатые сооружения Тиманской гряды и Пайхой-Новоземельской области. По нижнепалеозойскому комплексу отложений в пределах Тимано-Печорского бассейна выделяются линейные структуры рифтогенной природы, разделенные жесткими блоками фундамента. По позднепалеозойским комплексам на месте авлакогенов и сводовых поднятий сформировались инверсионные валы и прилегающие к ним впадины (Рис. 1 .3). Структурный план Печорской синеклизы хорошо изучен и детально описан в литературе [Дедеев В.А. и др., 1987; Тимонин Н.И., 1998; Малышев Н.А., 2004].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Санникова Ирина Алексеевна, 2019 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Опубликованная

1. Аверьянова О.Ю., Морариу Д. Вариативность оценок углеводородного потенциала нефтегазовых систем // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т.11. - №3.

2. Анищенко Л.А., Шанина С.Н. Аминокислоты в природных объектах Тимано-Печорского бассейна // Происхождение биосферы и коэволюция минерального и биологических миров. Сыктывкар: Геопринт. 2007. С. 95-116.

3. Антоновская Т.В. Перспективы нефтегазоносности доманикового горизонта Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. — 2015. — № 7. — С. 20-25.

4. Астахов С.М. Кинетические спектры реакций преобразования органического вещества нефтегазоматеринских отложений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т.11. - №1.

5. Астахов С.М. Уточнение модели созревания витринита в дислоцированных областях // Геология нефти и газа. - 2014. - №3. - С. 64-74.

6. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. - М.: Издательство Московского университета, 2012. - 432 с.

7. Баженова Т.К. Битуминозные толщи России и оценка ресурсов УВ // Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы: сб. докладов конференции. - СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2015.

8. Баженова Т.К. Нефтегазоматеринские формации древних платформ России и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т.11. - №4.

9. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Шавиро А.И., Яковлева (Гембицкая) Л.А., Климова Л.И. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. — СПб.: ВНИГРИ, 2008.

10. Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. - С.-Петербург, Недра, 2004. - 396 с.

11. Беляева Н.В., Корзун А.Л., Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров). СПб.: Наука. 1998. 154 с.

12. Бурдельная Н.С. Моделирование химической структуры керогена и ее трансформации при катагенезе средневолжских и доманиковых углеродистых пород Восточно-Европейской платформы: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук: Новосибирск, 2017. - 37 с.

13. Бурдельная Н.С., Бушнев Д.А. Фрагмент химической структуры II и II-S типов керогена верхнеюрских и верхнедевонских отложений Восточно-Европейской платформы // Геохимия, 2010. № 5. С. 525-537.

14. Бурдельная Н.С., Деревесникова А.А., Бушнев Д.А. Off-line-пиролиз керогена доманиковых отложений Тимано-Печорского осадочного бассейна // // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. — 2016. — № 9-10. — С. 3-7.

15. Бушнев Д.А. Низкомолекулярные продукты пиролиза керогена // Известия Коми научного центра УрО РАН. Выпуск 2(6). Сыктывкар, 2011. — С. 53-57.

16. Бушнев Д.А. Органическое вещество ухтинского доманика // Доклады Академии наук, 2009. Т.426, № 4. С. 516-519.

17. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Моделирование процесса нефтеобразования углеродистым сланцем доманика // Нефтехимия, 2013. Т. 53. № 3. С. 163-170.

18. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. Химическая структура керогена и катагенез органического вещества доманиковых отложений / Геология и геохимия горючих ископаемых европейского севера России // Труды института геологии Коми научного центра УрО РАН. Выпуск 128. Сыктывкар, 2011. — С. 102-112.

19. Бычков А.Ю., Калмыков Г.А., Бугаев И.А., Калмыков А.Г., Козлова Е.В. Экспериментальные исследования получения углеводородных флюидов из пород баженовской свиты при гидротермальном воздействии // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. — 2015. — № 4. — С. 34-39.

20. Вассоевич Н.Б. Генетическая природа нефти в свете данных органической геохимии // Генезис нефти и газа. — М.: Наука, 1968.

21. Водолазская В. П., Опаренкова Л. И., Зархидзе Д. В., Иванов Н. Ф. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист Q-40 - Печора. Объяснительная записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2013. 365 с.

22. Водолазская В.П., Иванов В.Н., Петров Г.А., Зархидзе Д.В. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист P-40 -Североуральск. Объяснительная записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2005. 332 с.

23. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Фадеева С.В., Веклич М.А., Кашапов Р.С., Грушков П.В., Бахтина Е С. Типы и катагенез органического вещества баженовской свиты и ее возрастных аналогов // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №10. - С. 20-25.

24. Гордадзе Г.Н. Применение термолиза дебитуминизированных пород при изучении органического вещества пород, отобранных из обнажений. Тезисы докладов 3-ей Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Москва, 1999.

25. Гордадзе Г.Н. Соломатина И.П. Термолиз керогена как метод исследования нефтематеринских толщ // Геология нефти и газа, 1994, №8.

26. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.:ИГиРГИ, 2002 г., 336 с.

27. Гордадзе Г.Н. Углеводороды в нефтяной геохимии. Теория и практика. - М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. - 559 с.

28. Гордадзе Г.Н., Дзюбло А.Н., Зонн М.С., Матвеева И.А. Геохимия РОВ пород и нефтей каменноугольных и девонских толщ месторождения Медынское Море // Геология нефти и газа, 2000, №6.

29. Данилов В.Н., Огданец Л.В. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. -Т.6. - №2.

30. Дедеев В.А., Аминов Л.З, Панева А.З. Тектоническая эволюция зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления Печорской плиты // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М. Наука, 1987. С. 176 - 180.

31. Жемчугова В.А. Карбонатные комплексы палеозоя Печорского нефтегазоносного бассейна: строение, условия формирования, прогноз природных резервуаров: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук: Ухта, 2000.

32. Зытнер Ю.И., Мигунов Л.В. Термобарические условия существования залежей углеводородов Европейского северо-востока СССР // Печорский нефтегазоносный бассейн (геология, геохимия) / АН СССР, Коми НЦ УрО, Ин-т геологии. -Сыктывкар, 1988. Вып. 64. -с. 70-81.

33. Кашапов Р.С., Обласов Н.В., Гончаров И.В., Самойленко В.В., Гринько А.А., Трушков П.В., Фадеева С.В. Определение кинетических параметров пиролитической деструкции органического вещества

нефтегазоматеринских пород // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2019. - Т.14. - №1.

34. Каюкова Г.П., Муслимов Р.Х., Зонн М.С., Гордадзе Г.Н., Зонн М.С. О роли доманиковых фаций в нефтегазоносности осадочной толщи Татарстана. XV Губкинские чтения «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр». Москва 3-4 ноября 1999.

35. Кирюхина Т. А., Большакова М. А., Ступакова А. В. и др. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна // Георесурсы. — 2015. — Т. 61, № 2. — С. 87-100.

36. Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В., Полудеткина Е.Н., Сауткин Р.С. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. — 2013. — № 3. — С. 76-87.

37. Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском бассейне // Известия Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар, 2010. Вып.1. №2. С. 61-69.

38. Котик О.С. Органическое вещество и типы разрезов депрессионных среднефранских отложений Тимано-Печорского бассейна // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. — 2015. — № 8. — С. 2227.

39. Максимова С.В. Эколого-фациальные особенности и условия формирования доманика. — М.: Наука, 1970.

40. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России: автореф. дис. ... д-ра геол.-минерал. наук: Сыктывкар, 2000.

41. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского севера // Уральское отд. РАН, Коми науч. центр, Екатеринбург, 2004. - 268 С.

42. Михалкина О.Г. Применение метода рентгеновской дифракции для исследования керна и техногенных продуктов // Вести газовой науки. — 2016. — № 4 (28). — С. 96-107.

43. Неручев С.Г. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.:ОАО «Издательство «Недра», 1998. - С. 576.

44. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Зеличенко И.А. и др. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа — Л.: Недра, 1986.

45. Никонов Н.И., Богацкий В.И., Мартынов А.В., Ларионова З.В. и др. Атлас геологических карт «Тимано-Печорский седиментационный бассейн». Ухта, ООО «Региональный дом печати», 2000.

46. Окнова Н.С., Коханова А.Н. Особенности доманиковых отложений Тимано-Печорской провинции // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: Материалы VII Всероссийского литологического совещания. Новосибирск, 2013. Т.П. С. 338-341.

47. Пармузин Н. М., Мазуркевич К. Н., Семенова Л. Р., Коссовая О. Л. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Мезенская. Лист Q-39 - Нарьян-Мар. Объяснительная записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2015. 393 с.

48. Пармузин Н. М., Якобсон К. Э., Вовшина А. Ю., Воинова О. А. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Мезенская - Лист Р-39 - Сыктывкар. Объяснительная записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2016. 384 с.

49. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю. Подходы к оценке углеводородного потенциала сланцевых толщ на примере доманиковых отложений Тимано-Печорской провинции // Нефтяная провинция. — 2017. — № 1(9). — С. 19-49.

50. Прищепа О.М. Проблемы воспроизводства запасов углеводородов: арктический шельф и (или) трудноизвлекаемые запасы // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление .— 2016 .— №1-2 .— С. 20-36.

51. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Жарков A.M. Нефтегазоносные отложения доманикового типа - резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах // Георесурсы. -2013. - № 4 (54). - С. 18-23.

52. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумаков О.В., Никонов Н.И., Куранов А.В., Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - №4.

53. Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами (Ленинград, 1988 г.). Девонская система, Л., 1990. 60 с.+9 схем (на 121 листе).

54. Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами (Ленинград, 1988 г.). Каменноугольная система, Л., 1990. 40 с.+ схемы. (Мингео СССР. ВСЕГЕИ им. А.П. Карпинского. МСК СССР).

55. Санникова И.А., Большакова М.А., Ступакова А.В., Сауткин Р.С., Суслова А.А., Козлова Е.В. Моделирование масштабов генерации углеводородных флюидов доманиковой нефтематеринской толщей Тимано-Печорского бассейна с использованием различных кинетических спектров деструкции органического вещества // Георесурсы. — 2017. — Т. 1. — С. 65-79.

56. Стенников А.В., Бугаев И.А., Калмыков А.Г., Бычков А.Ю., Козлова Е.В., Калмыков Г.А. Экспериментальное исследование

гидротермального получения нефти из пород доманиковой свиты // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. — 2017. — № 6. — С. 64-69.

57. Столяров Б.В., Савинов И.М., Витенберг А.Г. и др. Практическая газовая и жидкостная хроматография: Учеб. пособие. — СПб.: Изд-во С.-Петербург. ун-та, 1998. 612 с.

58. Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6. — С. 99-115.

59. Ступакова А.В. Тимано-Печорский бассейн. Строение и основные этапы развития // Георесурсы. — 2017. — Т. 1. — С. 56-64.

60. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Фадеева Н.П. и др. К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. № 3. С. 3-10.

61. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / Георесурсы. — 2015. — № 2 (61). — С. 77-86.

62. Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое // Екатеринбург, 1998. - 234 с.

63. Тиссо Б., Вельте Д. Судьба органического вещества в осадочных бассейнах: генерация нефти и газа // Образование и распространение нефти. - М.: Мир., 1981. - 501 с.

64. Шишкин М.А., Шкарубо С.И., Молчанова Е.В., Маркина Н.В. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Южно-Карская. Лист R-41 - Амдерма. Объяснительная записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2012. 383 с.

65. Ahlbrandt T.S., Charpentier R.R., Klett T.R., Schmoker J., Schenk C.J. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems / G. Ulmishek (eds.) // AAPG Memoir 86. - 2005. - 324 p.

66. Behar F., Vandenbroucke M., Tang Y., Maquis F. and Espitalie J. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation. Org. Geochem. Vol. 26, No. 5 6, 1997. - pp. 321-339.

67. Di Primio R., Horsfield B. From petroleum-type organofacies to hydrocarbon phase prediction. AAPG bulletin, 90, 2006. - pp. 1031-1058.

68. Espitalie J., Deroo G. Marquis F. (1985/86) La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Rev. Inst. Fr. Pet. 40, 563-579, 775-784; 41, 73-89.

69. Espitalie J., Marquis F., Drouet S. Critical Study of Kinetic Modelling Parameters // Basin Modelling: Advances and Applications: Special Publication v. 3 A.G. Dore, J.H. Augustson, C. Hermanmd, D.J. Steward and O. Sylta, eds. Elsevier, Amsterdam, Norwegian Petroleum Society, 1993. P. 233-242.

70. Jarvie D.M. Components and Processes affecting producibility and commercially of shale oil resource systems: HGS Applied Geoscience Conference, Houston, Texas, 2012.

71. Magoon L.B., Valin Z.C., 1994. Overview of petroleum-system case studies, in Magoon, L.B., Jr., and Dow, W.G., eds., The petroleum system -from source to trap: American Association of Petroleum Geologists Memoir 60, p. 329-338.

72. Penteado H.L., Araujo L.M. Compositional Kinetics with a PVT Description Applied to the Prediction of Petroleum Quality in Brazilian Basins. AAPG Search and Discover Article #90100, 2009 AAPG International Conference and Exhibition. 15-18 November 2009, Rio de Janeiro, Brazil.

73. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas from kerogen. - Mar. Petr. Geol. Vol. 12, No. 3, 1995. -pp. 291-319.

74. Peters K.E., A.K. Burnham, C.C. Walters, 2015. Petroleum generation kinetics: Single- versus multiple heating-ramp open-system pyrolysis. AAPG Bulletin 99, 591-616.

75. Schneider F., Laigle J. M., Kuhfuss Monval L., Lemouzy P. Basin Modeling - the Key for Unconventional Play Assessment//Search and Discovery Article №41216 (2013) Posted October 21, 2013

76. Waples D.W. and Nowaczewski V.S. Source-rock kinetics. To be published in Encyclopedia of Petroleum Geoscience by Springer Verlag, 2015.

Неопубликованная

77. Астахов С.М. Физическое моделирование флюидообразования в нефтегазоматеринских породах и математическое моделирование нефтегазонакопления в осадочных бассейнах. Диссертация на соиск. ученой степени докт. геол.-мин. наук. Ростов-на-Дону, 2018

78. Калмыков Г.А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности. Диссертация на соиск. ученой степени докт. геол.-мин. наук. МГУ. Москва, 2016

79. Куранов А.В. Невостребованные нефтегазовые объекты Тимано-Печорской провинции, их углеводородный потенциал и перспективы вовлечения в освоение. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. ООО «ТП НИЦ», Ухта, 2015

80. Лян Синьпин. Сравнительный анализ условий формирования и нефтегазоносности доманиковых отложений юго-востока Русской платформы и сланцевых пород нижнего палеозоя Сычуаньской депрессии платформы Янцзы Китая. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. Москва, 2016

81. Малышева С.В. Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их

нефтегазоносности. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. Санкт-Петербург, 2015

82. Обласов Н.В. Геохимия углистого органического вещества и его роль в формировании месторождений нефти и газа на территории Томской области. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. Томск, 2010.

83. Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделирования. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. Москва, 2013

84. Ситар К.А. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-печорского нефтегазоносного бассейна. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. МГУ. Москва, 2007.

85. Ступакова А.В. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Диссертация на соиск. ученой степени докт. геол.-мин. наук. Москва, 2001.

86. Ступакова А.В., Кирюхина Т.А., Калмыков Г.А. и др. Отчет «Обоснование перспектив нефтегазоносности высокобитуминозных отложений доманикоидного типа (нетрадиционные источники сланцевой нефти) на основе комплексных геолого-геофизических и геохимических исследований на территории Тимано-Печорской НГП». Москва, 2015.

87. Шеин В.А. Перспективы нефтегазоносности палеорифтовых систем Баренцево-Карского региона. Диссертация на соиск. ученой степени кандид. геол.-мин. наук. Москва, 2013.